igor lopes mota análise de alternativas de proteção anti

Universidade Federal de Goiás

Escola de Engenharia Elétrica, Mecânica e Computação – EMC

Mestrado em Engenharia Elétrica

Igor Lopes Mota

Análise de Alternativas de Proteção Anti-Ilhamento de

Geradores Síncronos Distribuídos

Goiânia

2015

Igor Lopes Mota

Análise de Alternativas de Proteção Anti-Ilhamento de

Geradores Síncronos Distribuídos

Dissertação apresentada à Escola de Engenharia Elétrica, Mecânica e Computação da Universidade Federal de Goiás para o preenchimento dos requisitos de obtenção do título de Mestre em Engenharia Elétrica.

Área de Concentração: Sistemas de Energia Elétrica Orientador: Prof. Dr. Igor Kopcak

Co-Orientador: Prof. Dr. Antônio César Baleeiro Alves

Goiânia

2015

Ficha catalográfica elaborada automaticamente com os dados fornecidos pelo(a) autor(a), sob orientação do Sibi/UFG.

Lopes Mota, Igor Análise de Alternativas de Proteção Anti-Ilhamento de GeradoresSíncronos Distribuídos [manuscrito] / Igor Lopes Mota. - 2015. CXXV, 125 f.: il.

Orientador: Prof. Dr. Igor Kopcak ; co-orientador Dr. Antônio CésarBaleeiro Alves .Dissertação (Mestrado) - Universidade Federal de Goiás, Escola deEngenharia Elétrica (EEEC) , Programa de Pós-Graduação emEngenharia Elétrica e de Computação, Goiânia, 2015. Bibliografia. Anexos. Apêndice. Inclui siglas, gráfico, tabelas, lista de figuras, lista de tabelas.

1. Geração Distribuída. 2. Detecção de Ilhamento. 3. Proteção deSistemas de Distribuição. I. , Igor Kopcak, orient. II. , Antônio CésarBaleeiro Alves, co-orient. III. Título.

Para minha esposa Mariana e

aos meus pais Hugo e Meire por todo

amor, paciência e incentivo.

AGRADECIMENTOS

Aos professores Igor Kopcak e Antônio César Baleeiro Alves pela orientação,

incentivo, amizade e bons exemplos dedicados neste período.

A todos os profissionais envolvidos no programa de Pós-Graduação da Escola de Engenharia Elétrica, Mecânica e Computação da Universidade Federal de Goiás pelo

programa de Mestrado que muito contribui à sociedade goiana e brasileira.

RESUMO

Nesta dissertação de mestrado apresenta-se um estudo das principais técnicas de detecção de ilhamento de geradores distribuídos considerando dados reais de 3

acessantes com diferentes capacidades de geração e diferentes tensões de conexão

com o sistema interligado. Visa definir soluções de composição de sistemas de

proteção capazes de garantir a detecção do ilhamento baseados em técnicas locais

passivas, que apresentam custos mais reduzidos com relação às técnicas remotas,

como por exemplo, a teleproteção. O objetivo deste trabalho é alcançar, por meio de

associação de várias técnicas de detecção de ilhamento, um grau de confiabilidade

adequado do sistema de proteção de geradores síncronos distribuídos. Dentre as

técnicas existentes, foram estudadas as funções de proteção de sub e

sobrefrequência (ANSI 81 o/u), taxa de variação de frequência (ROCOF ou ANSI 81

df/dt), salto de vetor (ANSI 78) e direcional de potência reativa (ANSI 32Q). Constatou-se que a função 32Q, para cargas com fator de potência indutivo e menor que um,

complementa as funções baseadas em frequência justamente na faixa onde estas são

insensíveis a ilhamentos, sendo que o limite para a operação deste relé depende da

potência equivalente da carga consumida localmente. Para os casos de ilhamento

provocado pela abertura intencional do alimentador de distribuição, a detecção de

ilhamento para cargas com fator de potência indutivo poderá ser garantida com a utilização das técnicas locais passivas sem a necessidade de se onerar a instalação

dos sistemas de proteção de geradores síncronos distribuídos. Apesar de que na

prática é muito improvável um circuito de distribuição possuir um fator de potência

unitário, a associação das referidas funções de proteção surge como uma boa solução

para a detecção de ilhamentos de geradores síncronos distribuídos.

Palavras Chave: Geração distribuída. Detecção de ilhamento. Proteção de sistemas

de distribuição.

ABSTRACT

In this dissertation, we present a detailed study of techniques for islanding detection of distribution systems in the presence of distributed generators in various forms of

access and connection. The aim is to set up protection system solutions capable of

ensuring the detection of the islanding based on local passive techniques, which have

lower costs with respect to remote techniques, for example, the transfer trip. The

objective of this work is to achieve through the association of several islanding

detection techniques in order to achieve adequate reliability of distributed synchronous

generators protection system. Among the existing techniques, the protection functions

studied were the overfrequency and underfrequency (ANSI 81 o/u), rate of change of

frequency (ROCOF or ANSI 81 df/dt), vector jump (ANSI 78) and directional reactive

power (ANSI 32Q). It was found that the 32Q function for loads with inductive power

factor less than one complements the functions based on frequency precisely in the range where these are insensitive to islanding, wherein the threshold for operation of

this relay depends on the equivalent load power consumed locally. For cases of

islanding caused the intentional opening of the distribution feeder, the islanding

detection for loads with a inductive power factor can be guaranteed with the use of

passive local techniques without the need to burden the installation of synchronous

generators protection systems distributed. Although in practice it is very unlikely a distribution circuit has a unity power factor, the association of these protective functions

arises as a good solution for the detection of islanding of distributed synchronous

generators.

Keywords: Distributed generation. Detection of islanding. Protection of distribution

system.

LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1: Diagrama unifilar de proteção para conexão de Gerador Síncrono ao sistema de BT da

CELG ................................................................................................................................................23 Figura 2.2: Diagrama unifilar de proteção para conexão de gerador síncrono em MT na CELG .........24 Figura 2.3: Diagrama unifilar de proteção para conexão de gerador síncrono em MT na CEMIG .......25 Figura 2.4: Diagrama unifilar de proteção para conexão de gerador síncrono em MT na COPEL .......25 Figura 2.5: Aumento da corrente de curto-circuito devido a presença de GD .....................................29 Figura 2.6: Perda de Coordenação e Seletividade na Distribuição devido a presença de GD -

Alimentadores ...................................................................................................................................30 Figura 2.7: Alimentador com a presença de GD ................................................................................34 Figura 2.8: Diferença de potencial entre a rede da concessionária e a GD em um pré-religamento ...34 Figura 2.9: Forma de onda da corrente do gerador após um religamento fora de fase .......................35 Figura 2.10: Conjugado eletromagnético no gerador após um religamento fora de fase .....................36 Figura 2.11: Zonas de Proteção de Distância da PCH Ilha da Luz no sistema Escelsa – Espírito Santo

.........................................................................................................................................................42 Figura 2.12: Perfil de tensão de uma GD durante o ilhamento da CGH Capitão Mor .........................43 Figura 2.13: Ligação dos TPs para medição da tensão 3V0 para o relé 59N .....................................44 Figura 2.14: Comportamento do relé de frequência ...........................................................................46 Figura 2.15: Circuito equivalente de um gerador síncrono em paralelo com a rede ............................49 Figura 2.16: Fasores de Tensão do Gerador: (a) antes do ilhamento; (b) após o ilhamento ...............49 Figura 2.17: Comportamento do relé de salto de vetor ajustado em 10° ............................................51 Figura 2.18: Característica da Proteção Direcional de Potência Reativa – ANSI 32Q.........................52 Figura 2.19: Proteção e seletividade auxiliada pela tecnologia IEC 61850 .........................................57 Figura 3.1: Bloco do gerador síncrono utilizado nas simulações – Synchronous Machine ..................61 Figura 3.2: Bloco do controle de excitação utilizado nas simulações – IEEE type DC1A do

SimPowerSystems ............................................................................................................................61 Figura 3.3: Bloco do transformador de potência utilizado nas simulações – Three-Phase Transformer

(Two Windings) do SimPowerSystems ..............................................................................................62 Figura 3.4: Bloco de carga estática utilizado nas simulações – Three-Phase Dynamic Load do SimPowerSystems ............................................................................................................................63 Figura 3.5: Bloco da linha de distribuição utilizado nas simulações – Three-Phase Pi Section Line do

SimPowerSystems ............................................................................................................................64 Figura 3.6: Modelo do relé de salto de vetor – ANSI 78 .....................................................................65 Figura 3.7: Modelo do relé direcional de potência reativa – ANSI 32Q ...............................................66 Figura 3.8: Modelo do relé de sobre e sub frequência – ANSI 81 o/u .................................................66 Figura 3.9: Modelo do relé de taxa de variação de frequência – df/dt .................................................67 Figura 4.1: Caso 1 - GD de 2,25 MVA conectado em 13,8 kV ............................................................70 Figura 4.2: Caso 1 - Sistema de Proteção da GD 2,25 MVA conectada em 13,8 kV ..........................71

Figura 4.3: Caso 1 - Tempo de atuação da proteção de sobrefrequência versus ΔP: carga tipo impedância constante com excesso de geração (PG > PC) ................................................................73 Figura 4.4: Caso 1 - Tempo de atuação da proteção de sobrefrequência versus ΔP: carga tipo

impedância constante com déficit de geração (PG < PC) ....................................................................74 Figura 4.5: Comportamento da frequência em ilhamentos com excesso e déficit de geração para cargas

com fator de potência 0,92 indutivo e 1 .............................................................................................75 Figura 4.6: Caso 1 - Tempo de atuação da proteção ROCOF versus ΔP: carga tipo impedância constante com excesso de geração (PG > PC)....................................................................................76 Figura 4.7: Caso 1 - Tempo de atuação da proteção ROCOF versus ΔP: carga tipo impedância

constante com déficit de geração (PG < PC) .......................................................................................77 Figura 4.8: Caso 1 - Tempo de atuação da proteção de salto de vetor versus ΔP: carga tipo impedância

constante com excesso de geração (PG > PC) ...................................................................................78 Figura 4.9: Caso 1 - Tempo de atuação da proteção de salto de vetor versus ΔP: carga tipo impedância constante com déficit de geração (PG < PC) .......................................................................................78 Figura 4.10: Caso 1 - Tempo de atuação da proteção direcional de potência reativa versus ΔP: carga tipo impedância constante e fator de potência 0,92 indutivo ..............................................................79 Figura 4.11: Caso 1 - Tempo de atuação do sistema de proteção considerando a sobreposição das funções 81 o/u, ROCOF, 78 e 32Q versus ΔP: carga tipo impedância constante ..............................81 Figura 4.12: Caso 2 - GD de 9,125 MVA conectado em 34,5 kV ........................................................83 Figura 4.13: Caso 2 - Sistema de Proteção da GD 9,125 MVA conectada em 34,5kV........................85 Figura 4.14: Caso 2 - Tempo de atuação da proteção ANSI 81 o/u versus ΔP: carga tipo impedância

constante com excesso de geração (PG > PC) ...................................................................................87 Figura 4.15: Caso 2 - Tempo de atuação da proteção ANSI 81 o/u versus ΔP: carga tipo impedância constante com déficit de geração (PG < PC) .......................................................................................88 Figura 4.16: Caso 2 - Tempo de atuação da proteção ROCOF versus ΔP: carga tipo impedância

constante com excesso de geração (PG > PC) ...................................................................................89 Figura 4.17: Caso 2 - Tempo de atuação da proteção ROCOF versus ΔP: carga tipo impedância

constante com déficit de geração (PG < PC) .......................................................................................89 Figura 4.18: Caso 2 - Tempo de atuação da proteção salto de vetor versus ΔP: carga tipo impedância constante com excesso de geração (PG > PC) ...................................................................................90 Figura 4.19: Caso 2 - Tempo de atuação da proteção salto de vetor versus ΔP: carga tipo impedância

constante com déficit de geração (PG < PC) .......................................................................................91 Figura 4.20: Caso 2 - Tempo de atuação da proteção ANSI 32Q versus ΔP: carga tipo impedância constante ..........................................................................................................................................92 Figura 4.21: Caso 2 - Tempo de atuação do sistema de proteção considerando a sobreposição das

funções 81 o/u, ROCOF, 78 e 32Q versus ΔP: carga tipo impedância constante ..............................94 Figura 4.22: Caso 3 - GD de 22,5 MVA conectado em 88 kV.............................................................96 Figura 4.23: Caso 3 - Sistema de Proteção da GD 22,5 MVA conectada em 88 kV ...........................97 Figura 4.24: Caso 3 - Tempo de atuação da proteção ANSI 81 o/u versus ΔP: carga tipo impedância constante com excesso de geração (PG > PC) ...................................................................................99

Figura 4.25: Caso 3 - Tempo de atuação da proteção ANSI 81 o/u versus ΔP: carga tipo impedância constante com déficit de geração (PG < PC) .......................................................................................99 Figura 4.26: Caso 3 - Tempo de atuação da proteção ROCOF versus ΔP: carga tipo impedância

constante com excesso de geração (PG > PC) .................................................................................100 Figura 4.27: Caso 3 - Tempo de atuação da proteção ROCOF versus ΔP: carga tipo impedância

constante com déficit de geração (PG < PC) .....................................................................................101 Figura 4.28: Caso 3 - Tempo de atuação da proteção salto de vetor versus ΔP: carga tipo impedância constante com excesso de geração (PG > PC) .................................................................................102 Figura 4.29: Caso 3 - Tempo de atuação da proteção salto de vetor versus ΔP: carga tipo impedância

constante com déficit de geração (PG < PC) .....................................................................................102 Figura 4.30: Caso 3 - Tempo de atuação da proteção ANSI 32Q versus ΔP: carga tipo impedância

constante ........................................................................................................................................104 Figura 4.31: Caso 3 - Tempo de atuação do sistema de proteção completo versus ΔP: carga tipo impedância constante e fator de potência 1 e 0,92 ..........................................................................106

LISTA DE TABELAS

Tabela 2.1: Requisitos mínimos de proteção em função da potência instalada previstos pelo Módulo 3

do PRODIST .....................................................................................................................................22 Tabela 2.2: Funções exigidas pela ANEEL (Módulo 3 - PRODIST), IEEE (IEEE Std 1547), CEMIG, CELG e COPEL ................................................................................................................................26 Tabela 2.3: Recomendações de ajustes das proteções das concessionárias CELG, CEMIG e COPEL

.........................................................................................................................................................27 Tabela 4.1: Caso 1 - Dados do Gerador ............................................................................................70 Tabela 4.2: Caso 1 - Ajustes de Proteção .........................................................................................72 Tabela 4.3: Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela proteção de frequência ANSI 81 o/u ................................................................................................................72 Tabela 4.4: Caso 1 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela proteção df/dt ....................................................................................................................................75 Tabela 4.5: Caso 1 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela

proteção de salto de vetor .................................................................................................................77 Tabela 4.6: Caso 1 – Ajustes de proteção finais ................................................................................80 Tabela 4.7: Caso 1: Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pelo sistema de proteção ..........................................................................................................................81 Tabela 4.8: Caso 2 - Dados do Gerador de 9,125 MVA ....................................................................84 Tabela 4.9: Caso 2 - Ajustes de proteção definidos ...........................................................................86 Tabela 4.10: Caso 2 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela

proteção de frequência ANSI 81 o/u ..................................................................................................87 Tabela 4.11: Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela proteção df/dt ..................................................................................................................................................88 Tabela 4.12: Caso 2 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela

proteção salto de vetor ......................................................................................................................90 Tabela 4.13: Caso 2 - Ajustes de proteção definidos ........................................................................93 Tabela 4.14: Caso 2 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pelo

sistema de proteção completo ...........................................................................................................93 Tabela 4.15: Caso 3 - Dados do Gerador de 22,5 MVA ....................................................................96 Tabela 4.16: Caso 3 - Ajustes de Proteção .......................................................................................98 Tabela 4.17: Caso 3 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela

proteção de frequência ANSI 81 o/u ..................................................................................................98 Tabela 4.18: Caso 3 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela

proteção df/dt ..................................................................................................................................100 Tabela 4.19: Caso 3 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela proteção salto de vetor ....................................................................................................................101 Tabela 4.20: Caso 3 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela

proteção direcional de potência reativa com excesso de geração ....................................................103

Tabela 4.21: Caso 3 - Ajustes de proteção definidos ......................................................................105 Tabela 4.22: Caso 3 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pelo

sistema de proteção completo .........................................................................................................105

Tabela A.1: Caso 1 - Parâmetros do bloco do gerador síncrono ......................................................117 Tabela A.2: Caso 1- Parâmetros do bloco do controle de excitação.................................................117 Tabela A.3: Caso 1 - Parâmetros do bloco de carga ........................................................................118 Tabela A.4: Caso 1 - Parâmetros do bloco do transformador ...........................................................118 Tabela A.5: Caso 1 - Parâmetros do bloco da linha de distribuição ..................................................118 Tabela A.6: Caso 1 - Parâmetros do bloco do equivalente do sistema elétrico .................................118 Tabela A.7: Caso 2 - Parâmetros do bloco do gerador síncrono ......................................................119 Tabela A.8: Caso 2 - Parâmetros do bloco do controle de excitação ................................................119 Tabela A.9: Caso 2 - Parâmetros do bloco de carga ........................................................................120 Tabela A.10: Caso 2 - Parâmetros do bloco do transformador .........................................................120 Tabela A.11: Caso 2 - Parâmetros do bloco da linha de distribuição 1 e 2 .......................................120 Tabela A.12: Caso 2 - Parâmetros do bloco do equivalente do sistema elétrico ...............................120 Tabela A.13: Caso 3 - Parâmetros do bloco do gerador síncrono ...................................................121 Tabela A.14: Caso 3 - Parâmetros do bloco do controle de excitação ..............................................121 Tabela A.15: Caso 3 - Parâmetros do bloco de carga ......................................................................122 Tabela A.16: Caso 3 - Parâmetros do bloco do transformador .........................................................122 Tabela A.17: Caso 3 - Parâmetros do bloco da linha de distribuição 1 e 2 .......................................122 Tabela A.18: Caso 3 - Parâmetros do bloco do equivalente do sistema elétrico ...............................122

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

BT Baixa Tensão

CELG Centrais Elétricas de Goiás

CEMIG Centrais Elétricas de Minas Gerais

CGH Central de Geração Hidrelétrica

COPEL Companhia Paranaense de Energia

DER Distribute Energy Resources

DSV Dispositivo de Secionamento Visual

GD Geração Distribuída

MCH Micro/Minicentral Hidrelétrica

MT Média Tensão

PCH Pequena Central Hidrelétrica

PLCC Power Line Carrier Communication

PRODIST Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico

pu Por Unidade

ROCOF Rate of Change of Frequency

SCADA Supervisory Control and Data Acquisition Nacional

TC Transformador de Corrente

TDD Transferência de Disparo Direto

TP Transformador de Potencial

SUMÁRIO

Capítulo 1 Introdução ....................................................................................................................17 Capítulo 2 A Presença da GD em Sistemas de Distribuição: Normatização, Impactos, Proteção e

Detecção de Ilhamento .....................................................................................................................21 2.1. Introdução ................................................................................................................21 2.2. Regulamentação e Normas ......................................................................................21 2.3. Impactos da Geração Distribuída nos Sistemas de Distribuição................................27

2.3.1. Alteração dos níveis de curto-circuito ...............................................................27 2.3.2. Sistemas de Proteção ......................................................................................28 2.3.3. Tipo de Aterramento da Fonte .........................................................................30 2.3.4. Estabilidade Transitória ...................................................................................32 2.3.5. Operação e Despacho .....................................................................................32 2.3.6. Religamento fora de fase .................................................................................33

2.4. Detecção de Ilhamento e os Relés de Proteção .......................................................36 2.4.1. Relé de Sobrecorrente - ANSI 50/51 ................................................................39 2.4.2. Relé de Sobrecorrente Direcional - ANSI 67 ....................................................40 2.4.3. Relé de Distância - ANSI 21 ............................................................................41 2.4.4. Relé de Subtensão - ANSI 27 ..........................................................................42 2.4.5. Relé de Sobretensão de Neutro – ANSI 59N ....................................................43 2.4.6. Relé de Sub e Sobre frequência - ANSI 81 o/u ................................................45 2.4.7. Relé de Variação de Frequência – ROCOF (df/dt) ...........................................47 2.4.8. Relé de Salto de Vetor – ANSI 78 ....................................................................48 2.4.9. Relé Direcional de Potência Reativa – ANSI 32Q .............................................51 2.4.10. Relé de Fator de Potência Associado ao Relé de Subtensão – ANSI 55 ..........53 2.4.11. Técnica Remota: Teleproteção – ANSI 85 .......................................................54 2.4.12. Relé de Verificação de Sincronismo (ANSI 25).................................................54 2.4.13. Mudanças para a Proteção nas Subestações das Concessionárias .................55

2.5. Considerações Finais ...............................................................................................58 Capítulo 3 Metodologia .................................................................................................................60

3.1. Plataforma de Simulação – Modelagem no SimPowerSystems ................................60 3.1.1. Gerador Síncrono ............................................................................................60 3.1.2. Controle de Excitação - AVR............................................................................61 3.1.3. Controle de Velocidade ....................................................................................62 3.1.4. Transformador .................................................................................................62 3.1.5. Cargas Elétricas ..............................................................................................62 3.1.6. Linha de Distribuição .......................................................................................64 3.1.7. Relé de Salto de Vetor – ANSI 78 ....................................................................64 3.1.8. Relé Direcional de Potência Reativa – ANSI 32Q .............................................65 3.1.9. Relé de Sobre e Sub Frequência – ANSI 81 o/u...............................................66

3.1.10. Relé de Taxa de Variação de Frequência – ANSI 81 df/dt ................................67 3.2. Avaliação do Comportamento das Funções de Proteção por Meio de Estudos de

Casos 67 3.3. Simulação ................................................................................................................68

Capítulo 4 Estudos de Casos ........................................................................................................69 4.1. Caso 1: Gerador de 2,25 MVA conectado em 13,8 kV ..............................................69 4.2. Caso 2: Gerador de 9,125 MVA conectado em 34,5 kV ............................................83 4.3. Caso 3: Gerador de 22,5 MVA conectado em 88 kV .................................................95

Capítulo 5 Conclusões e Proposta para Trabalhos Futuros .........................................................107 Referências Bibliográficas ...............................................................................................................112 Apêndice A.1 – Dados do Estudo de Caso 1 ...................................................................................117 Apêndice A.2 – Dados do Estudo de Caso 2 ...................................................................................119 Apêndice A.3 – Dados do Estudo de Caso 3 ...................................................................................121 Apêndice B – Publicações em Eventos Científicos durante o Mestrado ...........................................123 Apêndice C – Demais Produções ....................................................................................................124

17

Capítulo 1 Introdução

A geração distribuída vem se tornando, cada vez mais, uma alternativa

importante na utilização das fontes de energia renováveis que englobam hidráulica,

solar, eólica, biomassa ou cogeração qualificada (ANEEL, 2014). Tal fato se fortalece

devido à conscientização da preservação ambiental, do aumento contínuo da demanda, aos avanços tecnológicos e à reestruturação do setor de energia elétrica.

No Brasil, a utilização das fontes de energia renováveis ganhou força devido às

recentes crises climáticas, que provocaram uma grande diminuição dos níveis dos

reservatórios de água das principais hidrelétricas do país responsáveis por mais de

70% da energia gerada, associadas ao aumento de tarifa de energia elétrica fruto da

maciça utilização das termelétricas. Outro fator que contribui com a disseminação da geração distribuída no Brasil é a Resolução Normativa número 482/2012 da ANEEL

(2012), que estabeleceu as condições para o consumidor brasileiro poder gerar sua

própria energia a partir das fontes distribuídas e inclusive fornecer o excedente para

a rede de distribuição local, estabelecendo contratos de compensação de energia com

a concessionária (ANEEL, 2012).

A utilização da geração distribuída potencializa a redução de emissão de gases, principalmente o CO2, maior eficiência energética e diversificação das fontes de

energia (Jenkins et al., 2000). Outros benefícios que justificam os estímulos à geração

distribuída são a postergação de investimentos em expansão nos sistemas de

distribuição e transmissão, a redução no carregamento das redes, a redução de

perdas, a diversificação da matriz energética, a redução dos custos de implantação

pois a geração pode ser localizada próxima às cargas reduzindo os custos de

transmissão, além da maior facilidade de se encontrar locais para a instalação de

pequenos geradores (Jenkins et al., 2000; ANEEL, 2014).

Contudo, a utilização da geração distribuída não possui somente vantagens. Sua

implantação provoca importantes modificações na rede elétrica convencional, sendo

necessários estudos e análises mais elaborados para a manutenção da confiabilidade do fornecimento da energia elétrica e segurança operativa na presença de geradores

distribuídos. Entre os problemas provocados na rede de distribuição devido à inclusão

de geradores distribuídos, destacam-se o aumento dos níveis de curto-circuito da

rede, perda da seletividade dos religadores e elos fusíveis da rede de distribuição,

18

possibilidade de formação de subsistemas ilhados, riscos para as equipes de

manutenção devido a tensões transferidas, possibilidade de religamento fora de fase

e interferência na qualidade de energia elétrica (Jenkins et al., 2000). Neste trabalho serão discutidos os problemas relacionados à proteção de redes

de distribuição na presença de geradores distribuídos, mais especificamente, na

investigação de alternativas de detecção de ilhamento através de funções de proteção

locais e passivas para geradores síncronos, onde se pode pontuar as proteções de

frequência, taxa de variação de frequência, salto de vetor e direcional de potência

reativa. As análises serão realizadas por meio de levantamento de curvas de

desempenho das funções de proteção anti-ilhamento que objetivam especificar o

tempo necessário para a detecção de ilhamento em função da diferença entre as

potências ativa gerada pela GD (PG) e consumida pela carga local (PC). Neste

trabalho, será adotado o termo “desbalanço” para referir-se a esta diferença entre

potências ativa que será calculada em pu por (PG - PC) / PG ou 100.(PG - PC) / PG em percentual.

Esta dissertação apresenta um estudo sistemático por meio de estudos de casos

reais de geração distribuída de diferentes tipos (hidrelétrica, biomassa e termelétrica

a vapor) e conectadas em diferentes níveis de tensão de distribuição ou

subtransmissão (13,8 kV, 34,5 kV e 88 kV) onde se buscou a garantia da detecção de

ilhamento com a aplicação das proteções locais e passivas que possuem um menor custo de implantação se comparada com as técnicas remotas com o uso de

telecomunicações.

O objetivo do trabalho é avaliar as funções de proteção locais e passivas diante

da obrigatoriedade da detecção do ilhamento, determinando as limitações de cada

função para cada estudo de caso e a sugestão de funções de proteção para se

detectar a formação de subsistemas ilhados, tal como a proteção direcional de

potência reativa. A proposta de estudos de casos reais proporcionará uma maior

abrangência dos resultados e uma maior proximidade da realidade tornando uma

comparação entre os desempenhos das funções de detecção de ilhamento mais

confiável. O tipo de carga e seu fator de potência também são variáveis importantes

que serão discutidas neste trabalho com o objetivo de se analisar seus impactos no

desempenho das funções de proteção. Mesmo quando não houver a garantia da

19

detecção de ilhamentos por meio das técnicas locais e passivas, ainda há outras

alternativas para que se possa viabilizar a conexão da GD de forma confiável.

Esta dissertação de mestrado está organizada da seguinte maneira:

Capítulo 2: A Presença da GD em Sistemas de Distribuição: Normatização, Impactos e Proteção. Esse capítulo apresenta os requisitos de conexão de algumas

concessionárias de energia no que tange ao sistema de proteção e detecção de

ilhamento, além de recomendações de normas técnicas de concessionárias de

energia elétrica brasileiras e IEEE 1547. Os impactos que a presença de GD no

sistema de distribuição provocam são discutidos e contextualizados com as

exigências das concessionárias de energia.

Diversas técnicas de detecção de ilhamento são apresentadas nesse capítulo,

com as funções de proteção aplicáveis na detecção de ilhamento, sua eficácia e

restrições que devem ser analisadas quando do estudo de proteção de uma GD. Com objetivo de diminuir as limitações das funções de proteção na detecção de ilhamento,

associações de duas ou mais funções são sugeridas.

Capítulo 3: Metodologia. Neste capítulo é apresentada a plataforma de

simulação utilizada no desenvolvimento deste trabalho, bem como os modelos dos

equipamentos de um sistema de distribuição, tais como, geradores síncronos, controladores de excitação, transformadores de potência, cargas estáticas e relés de

proteção. Estes modelos são utilizados nas simulações do capítulo 4. A maneira que

as simulações foram realizadas é apresentada nesse capítulo.

Capítulo 4: Estudos de Caso. Esse capítulo apresenta uma série de simulações

de três casos reais de sistemas de distribuição na presença de GD quanto ao

comportamento das funções de proteção, sua eficácia e limitações na detecção do

ilhamento. Através da associação de várias funções de proteção, a garantia na

detecção do ilhamento é almejada para todos os casos estudados, que podem ser

ampliados para uma generalização da aplicação do conjunto de funções. Optou-se

pela diversificação de casos de GD, alternando tipo de geração (hidrelétrica, biomassa

e termelétrica a vapor) e níveis de tensão de conexão (13,8 kV, 34,5 kV e 88 kV).

20

Capítulo 5: Considerações Finais e Conclusões. Nesse capítulo, os

resultados são discutidos e são apresentadas as conclusões e as principais

contribuições deste trabalho de mestrado. Também são feitas algumas sugestões para o desenvolvimento de trabalhos futuros para o complemento das ideias iniciadas

nesta dissertação.

21

Capítulo 2 A Presença da GD em Sistemas de

Distribuição: Normatização, Impactos, Proteção e

Detecção de Ilhamento

2.1. Introdução

Neste capítulo apresenta-se uma revisão bibliográfica relacionada a geração

distribuída em seus vários aspectos, incluindo a regulamentação por meio das

resoluções da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), normatização do

acesso ao sistema de distribuição das concessionárias CELG, CEMIG e COPEL. A

presença de GD provoca uma série de modificações no sistema acessado por ela, o

que, inevitavelmente, trará impactos ao sistema elétrico. Estas perturbações serão

discutidas neste capítulo, bem como, as diversas técnicas de detecção de ilhamento existentes e o desempenho das funções de proteção.

2.2. Regulamentação e Normas

Devido ao aumento da necessidade de se desenvolver e diversificar as fontes

renováveis de energia e a preservação do meio ambiente, a geração distribuída

tornou-se área de estudo de grande interesse em todo o mundo. No Brasil não está sendo diferente.

A consequência natural de desenvolvimento e utilização de um sistema elétrico

com vários agentes é a sua normatização, onde regras e padrões são criados para

que o convívio entre as diversas fontes de geração e consumo seja harmonioso e o

fornecimento de energia tenha sempre um grau de confiabilidade adequado.

No Brasil, o sistema de distribuição de energia elétrica é regulamentado pelo

PRODIST (Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico

Nacional), criado em 2008 pela ANEEL com o objetivo de estabelecer as condições

de acesso de unidades consumidoras ou geradoras ao sistema de distribuição. Em

linhas gerais, o tema proteção para conexão de centrais geradoras também é

abordado pelo PRODIST Módulo 3 (ANEEL, 2012). Ainda em caráter regulatório, a

ANEEL publicou a Resolução 482 de 2012, onde se estabeleceu as condições gerais

22

para o acesso de micro e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de

energia elétrica, através de um sistema de compensação de energia elétrica (ANEEL,

2012). Em consequência da regulamentação estabelecida pela ANEEL, as

concessionárias de energia elétrica no Brasil foram obrigadas a elaborar normas para

o acesso de GD aos seus sistemas. Dentre as diversas concessionárias brasileiras,

foram observadas a CELG (CELG, 2012), CEMIG (CEMIG, 2012 e 2013) e COPEL

(COPEL, 2013) para uma breve análise do que é exigido em termos de proteção para

o acesso de GD. Como referência normativa técnica internacional foi tomada a IEEE

Std 1547 (2008).

Segundo o Módulo 3 do PRODIST (ANEEL, 2012), as proteções mínimas para

o acesso de GD devem seguir a Tabela 2.1. Dependendo de especificidades do

sistema, a concessionária local pode exigir outras funções de proteção mediante

justificativas técnicas. Para centrais geradoras com capacidade acima de 10 MW, devem ser previstas as funções de proteção de sub e sobretensão ajustadas em

comum acordo com a concessionária acessada, objetivando o mínimo impacto sobre

o sistema existente. Quanto às perturbações externas, tais como variação de tensão

Tabela 2.1: Requisitos mínimos de proteção em função da potência instalada previstos pelo Módulo 3

do PRODIST

Equipamento Potência Instalada

Até 100 kW 101 kW a 500 kW >500 kW Elemento de desconexão Sim Sim Sim Elemento de interrupção Sim Sim Sim Transformador de acoplamento Não Sim Sim Proteção de sub e sobretensão Sim Sim Sim Proteção de sub e sobrefrequência Sim Sim Sim Proteção contra desequilíbrio de corrente Não Não Sim Proteção contra desbalanço de tensão Não Não Sim Sobrecorrente direcional Não Não Sim Sobrecorrente com restrição de tensão Não Não Sim Relé de sincronismo Sim Sim Sim Anti-Ilhamento Sim Sim Sim Estudo de curto-circuito Não Sim Sim Medição Bidirecional 4 Quadrantes 4 Quadrantes Ensaios Sim Sim Sim

Fonte: (ANEEL, 2012)

23

ou frequência decorrentes de rejeição de carga, por exemplo, a proteção da GD deve

permanecer em operação sem atuação de proteção, sendo necessário para isso a

realização de testes e ensaios específicos. Quando for permitida a operação ilhada da GD para centrais com capacidade

acima de 300 kW, estudos de qualidade de energia elétrica devem ser realizados a

fim de se determinar a possibilidade deste tipo de operação associada a micro rede

estabelecida no ilhamento (ANEEL, 2012). Porém, apesar de abordado o assunto da

permissão de operação ilhada de uma GD, raros são os casos em que é observado a

operação ilhada. Quando a operação ilhada não for permitida, a abertura do disjuntor

da GD deve ser realizada de forma automática, através das técnicas de detecção de

ilhamento e ajustadas conforme características da GD e do sistema local (Jenkins et

al., 2000; Luiz, 2012; ANEEL, 2012; COPEL, 2013; CEMIG, 2012; CEMIG, 2013).

A norma NTC-71 da CELG (2012) exige as funções de proteção previstas pela

IEEE 1547 (2008), com algumas ressalvas, tanto para conexão em baixa tensão quanto para conexão em média tensão. As funções de sobrecorrente (ANSI 50/51 e

50N/51N) são destinadas à proteção contra curtos-circuitos e sobrecargas, enquanto

que as funções de frequência (ANSI 81o/u), tensão (27, 59) e salto de vetor (ANSI 78)

têm a finalidade principal de detectar ilhamentos. Para o controle e intertravamento de

manobras de dispositivos de secionamento em sistemas com mais de uma fonte é

importante a presença do relé de verificação de sincronismo (ANSI 25). A Figura 2.1

Figura 2.1: Diagrama unifilar de proteção para conexão de Gerador Síncrono ao sistema de BT da

CELG

Gerador Síncrono

3xTC

3xTP

81u 81o 27

50/51

50/51N

1xTP

59

25

Painel de Proteção

78

Rede de Distribuição

Fonte: (CELG, 2012)

24

apresenta o diagrama unifilar de proteção simplificado para a conexão de um gerador

síncrono ao sistema CELG de baixa tensão. A conexão em média tensão é

apresentada na Figura 2.2.

Figura 2.2: Diagrama unifilar de proteção para conexão de gerador síncrono em MT na CELG

Gerador Síncrono

3xTC

3xTP

81u 81o 27

1xTP

59

25


78

50/51N

50/51


Fonte: (CELG, 2012)

Na Figura 2.2 observa-se que a conexão do transformador no lado de média

tensão possui conexão do tipo delta. Para este tipo de conexão, não haverá proteção

por parte da GD para faltas à terra no sistema de distribuição, pois a ligação delta do

transformador não permite passagem da corrente de sequência zero para o sistema.

Logo, a proteção 50/51N não terá eficácia para faltas à terra no sistema de distribuição da concessionária de energia elétrica. O mesmo pode ser observado na Figura 2.3,

relativa à norma da CEMIG (2012 e 2013). Já na norma da COPEL (2013), está

prevista a proteção de sobretensão residual (ANSI 59N) para o caso de conexão em

média tensão onde o transformador da GD possui ligação delta, conforme Figura 2.4.

Do ponto de vista de detecção de ilhamento, a norma CEMIG (2012 e 2013)

apresenta exigências menores quando comparadas à outras normas, visto que somente as funções de frequência (ANSI 81o/u) e tensão (27, 59) são previstas na

norma da concessionária. Já para conexão no sistema de distribuição da CELG

(2012), há a inclusão da proteção de Salto de Vetor (ANSI 78), que é uma função

25

dedicada a detecção do ilhamento e com resultados importantes (Freitas, Huang e Xu,

2005; Freitas e Xu, 2004). Enquanto que para a COPEL (2013), as funções indicadas

Figura 2.3: Diagrama unifilar de proteção para conexão de gerador síncrono em MT na CEMIG

Gerador Síncrono

3xTC

3xTP

81u 81o 27

1xTP

59

25

Painel de Proteção50/51

50/51N


Fonte: (CEMIG, 2013)

Figura 2.4: Diagrama unifilar de proteção para conexão de gerador síncrono em MT na COPEL

Gerador Síncrono

3xTC

3xTP

81u 81o 27

1xTP

59

25


78

3xTP

59N

81dfdt

37 46

Trafo de Potência


50/51

50/51N

Fonte: (COPEL, 2013)

26

pelas principais referências bibliográficas (IEEE 1547, 2008; Benhrendt,2002; Freitas,

Huang e Xu, 2005; Vieira et al., 2006; Afonso et al., 2005; Vieira, 2006; Freitas e Xu,

2004) são todas exigidas. Desta forma, é conclusivo dizer que a norma da COPEL (2013) é mais completa dentre as três concessionárias analisadas, podendo servir de

referência para melhorias futuras nas normas da CELG (2012) e CEMIG (2012 e

2013). Embora seja a norma de referência amplamente utilizada em todo o mundo, a

IEEE 1547 (2008) preconiza uma menor exigência que a norma da COPEL (2013),

visto que somente nesta última a proteção de salto de vetor (ANSI 78) é exigida.

Tabela 2.2: Funções exigidas pela ANEEL (Módulo 3 - PRODIST), IEEE (IEEE Std 1547), CEMIG,

CELG e COPEL

Funções de proteção exigidas Normas

Módulo 3 PRODIST IEEE 1547 CEMIG CELG COPEL

Subtensão (27) x x x x x Sobretensão (59) x x x x x Sobretensão de neutro (59N) x x x Frequência (81 o/u) x x x x x Salto de Vetor (78) x x ROCOF (df/dt) x Sobrecorrente direcional (67) x x x * x * Sobrecorrente direcional de neutro (67N) x x x * x * Sobrecorrente (50/51) x x x x * Sobrecorrente com restrição de tensão (51V) x x x * Sincronismo (25) x x x x Direcional potência reativa (32Q) Direcional potência ativa (32P) x x * Desbalanço de corrente de seq. negativa (46+37) x x x *

* Exigidas somente para conexão em média tensão

Estas normas ainda citam ajustes para as funções de proteção, para servir de referência, como pode ser observado na Tabela 2.3, porém, alguns destes ajustes

podem não satisfazer a condição de isolar a GD antes do primeiro ciclo de religamento

do alimentador acessado, sob pena de provocar danos aos geradores, transitórios de

tensão e sobrecorrentes (Willinston e Finney, 2011). Como os ajustes da função de

religamento automático não são padronizados entre as concessionárias, é possível

afirmar que não se deve seguir ajustes típicos ou de referência e sim realizar

simulações e definir caso a caso o melhor ajuste.

27

Tabela 2.3: Recomendações de ajustes das proteções das concessionárias CELG, CEMIG e COPEL

Ajustes das Funções de Proteção CódigoANSI Descrição dos Relés CELG CEMIG COPEL

Ajuste Tempo Ajuste Tempo Ajuste Tempo 27 Subtensão 0,80 pu 5 s 0,80 pu 5 s 0,70 pu 2 s 59 Sobretensão 1,10 pu 5 s 1,10 pu 5 s 1,10 pu 10 s 50 Sobrecorrente instantâneo

Conforme Seletividade 51 Sobrecorrente temporizado

81 o Sobrefrequência 60,5 Hz 5 s 60,5 Hz 5 s 62/66 Hz 30 s/Inst. 81 u Subfrequência 59,5 Hz 5 s 59,5 Hz 5 s 58,5/56,5 Hz 10 s/Inst.

Fonte: Adaptado de (CELG, 2012); (COPEL, 2013); (CEMIG, 2012); (CEMIG, 2013)

2.3. Impactos da Geração Distribuída nos Sistemas de Distribuição

A geração distribuída (GD), definida como sendo a conexão de geradores na

rede de distribuição de energia elétrica e, geralmente, próximos aos centros de carga,

já é uma realidade no cenário energético brasileiro e mundial. A presença das fontes

distribuídas nos alimentadores tem implicado no aumento da complexidade de

sistemas de distribuição, principalmente no âmbito da proteção de sistemas elétricos. O sistema de distribuição de energia elétrica no Brasil foi concebido para operar

numa configuração onde o fluxo de corrente e potência é unidirecional, ou seja, em

um alimentador de distribuição somente haverá fonte de energia do lado da

concessionária, com o fluxo de corrente e potência somente no sentido da subestação

de distribuição para as cargas. Com a inserção de GD, a configuração unidirecional

deixa de existir e o sistema passa a ser alimentado não só pela concessionária, mas,

também, pelos geradores distribuídos (Mota et al., 2014). Durante curtos-circuitos, os

geradores distribuídos também poderão contribuir para a falta, elevando os níveis de

corrente de falta (Jenkins et al., 2000).

2.3.1. Alteração dos níveis de curto-circuito

Muitas unidades de geração distribuída são compostas por geradores síncronos que contribuem com corrente de curto-circuito. Consequentemente, a rede acessada

por estes geradores terá seu nível de curto-circuito elevado. Tal situação pode

representar para os equipamentos instalados uma superação de sua capacidade de

curto-circuito, o que implica na necessidade de substituição por equipamentos que

sejam compatíveis com os novos níveis de curto-circuito ou a inserção de limitadores

28

de corrente de curto-circuito. A substituição de equipamentos de distribuição com

maior capacidade de curto-circuito representará custos muito elevados, podendo

inviabilizar os empreendimentos de geração distribuída. Contudo, a contribuição dos geradores pode ser reduzida através da instalação de reatores ou transformadores

entre a GD e a rede de distribuição, porém, além do aumento dos custos de

implantação, haverá um aumento das perdas no sistema (Jenkins et al., 2000).

Por outro lado, após a formação de uma ilha energizada, os níveis de curto-

circuito da mesma serão reduzidos consideravelmente, pois a concessionária de

energia deixará de contribuir para o defeito. Isso provocará, inevitavelmente, perda de

seletividade entre as proteções remanescentes no circuito ilhado, onde os dispositivos

de proteção tenderão a ter tempos de atuação mais elevados devido à redução da

corrente de curto-circuito (Vieira, 2006).

2.3.2. Sistemas de Proteção

A presença de GD provoca uma série de mudanças no sistema de proteção das

redes de distribuição. Devido à contribuição para a corrente de curto-circuito por parte

dos geradores da GD há uma redução da sensibilidade na detecção de falta e na

velocidade de operação das proteções do alimentador quando conexões são

realizadas por meio de uma derivação em um ponto qualquer do alimentador, também

conhecidas como TAP, são efetuadas, principalmente quando se utiliza a proteção de distância, onde este efeito, definido como “infeed” (Ziegler, 2011), pode ainda provocar

subalcances. Apesar de não ser comum em distribuição, é de conhecimento do autor

deste trabalho a utilização da proteção de distância para a conexão de GD, como é o

caso da PCH Ilha da Luz, conectada em 13,8 kV no sistema Escelsa, atualmente, EDP

Energia na cidade de Cachoeiro do Itapemirim, estado do Espírito Santo.

O aumento dos níveis de curto-circuito do alimentador de distribuição acessado

por GD impactará na coordenação e seletividade entre as proteções pré-existentes.

Por exemplo, um alimentador radial cuja proteção é feita por um religador (AL1) na

saída da subestação e elos fusíveis em derivações é ilustrado na Figura 2.5.

Ocorrendo um curto-circuito no ponto indicado, a corrente que passará pelos elos

fusíveis será acrescida da contribuição do GD (IS+IGD), o que implicará em diminuição

dos tempos de atuação e, provavelmente, na perda da coordenação e seletividade do circuito de distribuição.

29

Um esquema de coordenação muito utilizado no Brasil em distribuição de

energia entre os religadores e elos fusíveis consiste em ajustar o religador para atuar

instantaneamente no primeiro ciclo de religamento, mais rápido que os elos fusíveis, enquanto nos demais ciclos a atuação será mais lenta. Após a atuação do primeiro

ciclo e decorrido o primeiro tempo morto, geralmente 0,5 s, religa-se o alimentador.

Caso a falta seja transitória, o religamento terá sucesso. Já no caso da falta ser

permanente, o religador atuará mais lentamente que o elo fusível, que isolará o defeito

mantendo as demais cargas alimentadas, desenergizando uma pequena parte do

circuito que está defeituoso, ao invés de interromper todo o alimentador.

Figura 2.5: Aumento da corrente de curto-circuito devido a presença de GD

AL1

GD

52-GD

ALx

Carga 1 Carga 2

Elo Elo

IS IS+IGD

IS+IGD

IGD

SubestaçãoIS

Fonte: Próprio autor

Com a contribuição de corrente do GD, o elo fusível do circuito mais próximo da

carga poderá atuar mais rápido que o religador isolando permanentemente o trecho do circuito protegido por ele, até que a equipe de manutenção chegue ao local para

substituir o elo fusível. Acontece que a falta poderia ser transitória, o que quer dizer

que poderia ser auto extinguida durante o tempo morto do primeiro ciclo de

religamento. Com a ruptura do elo fusível devido ao aumento de corrente, o trecho

protegido terá um tempo de interrupção maior, prejudicando os consumidores e os

índices de qualidade de energia da concessionária.

Conforme ilustrado na Figura 2.6, dependendo da contribuição de curto-circuito

da GD, seu impacto pode ser tão significativo que poderá provocar até a atuação do

religador AL1 para defeitos em alimentadores adjacentes, tais como os religadores

ALx. Ainda, o próprio alimentador adjacente ALx, devido ao aumento do nível de curto-

circuito (IS+IGD), poderá perder sua coordenação com os elos fusíveis a jusante.

30

Figura 2.6: Perda de Coordenação e Seletividade na Distribuição devido a presença de GD - Alimentadores

Subestação

AL1

GD

52-GD

ALx

Carga 1 Carga 2

Elo EloIGD

IS+IGD

IGDIS


2.3.3. Tipo de Aterramento da Fonte

O tipo de aterramento da conexão da GD pode representar mais uma importante influência no comportamento do sistema ilhado a ser formado. Na maioria das vezes,

as unidades de GD geram energia em níveis de tensão diferentes dos níveis nominais

do sistema de distribuição, logo, necessitam de um transformador elevador. O tipo de

conexão deste transformador (estrela isolada, estrela-aterrada ou delta) afeta

diretamente o comportamento do sistema de distribuição que poderá ser formado no

caso de um ilhamento. O intuito é garantir que uma unidade de GD possa operar com

segurança em paralelo com a rede ou isolada, através de um ilhamento, mesmo que

durante poucos milissegundos.

Os sistemas não-aterrados (estrela isolada ou delta) são uma escolha muito

utilizada em sistemas de distribuição para os transformadores de cargas e GD, pois a

contribuição de corrente de sequência zero (3I0) da GD para faltas a terra no sistema de distribuição é eliminada devido à conexão delta (CELG, 2012; CEMIG, 2012 e

CEMIG, 2013). Mas esta escolha para a GD pode não ser a mais adequada se existir

a possibilidade de operação ilhada de forma permanente.

Uma falta fase-terra em um sistema não-aterrado pode não ser percebida pelos

relés de proteção de sobrecorrente e permanecer em falta durante um período de

tempo, o que pode provocar a falha no isolamento das fases sãs e, consequentemente, provocar uma falta entre fases que pode vir a ter maiores

proporções. Ainda, há a possibilidade de um transitório de tensão em níveis

31

destrutivos durante o chaveamento fase-terra de um circuito com falta fase-terra (IEEE

1547, 2008).

Nas condições atuais do sistema de distribuição de energia elétrica no Brasil, onde não é permitida a operação ilhada da GD (ANEEL, 2015; CELG, 2012; CEMIG,

2012; CEMIG, 2013; COPEL 2013), os problemas de sobretensão poderão ser

mitigados restringindo-se a operação de GD ilhada a um curto intervalo de tempo, que

conforme IEEE 1547 (2008), deverá ser inferior a 2 segundos quando o ilhamento for

intencional (abertura intencional do disjuntor da concessionária) ou inferior ao tempo

morto do primeiro ciclo de religamento, que varia entre 0,24 a 15 segundos (Luiz,

2012) quando o ilhamento for não-intencional (abertura do disjuntor da concessionária

pela atuação de proteção).

A proteção da GD com conexão não-aterrada deverá utilizar esquemas

baseados em tensão de deslocamento de neutro, pois não haverá contribuição de

corrente de sequência zero, característica de falta para a terra. Este tipo de proteção (ANSI 59N) utiliza transformadores de potencial (TP) conectados no circuito primário

para detectar sobretensões fase-terra e de sequência zero (Behnrendt, 2002).

Os sistemas aterrados (conexão estrela aterrada) possuem uma série de

vantagens, tais como:

Segurança de pessoas e equipamentos que serão expostos a sobretensões inferiores àquelas dos sistemas não-aterrados;

Aumento da confiabilidade no fornecimento de energia, já que entre 70% e 95%

das faltas em sistemas de distribuição são do tipo monofásicas e transitórias

que serão restabelecidas pelo esquema de religamento automático (IEEE

1547, 2008);

Localização de faltas no alimentador será facilitada (IEEE 1547, 2008).

Com a conexão do transformador aterrado (AT estrela aterrada e BT delta),

mesmo com um ilhamento, quando o disjuntor do alimentador da concessionária é aberto (por qualquer razão), o sistema de distribuição permanecerá com referência de

terra. Em sistemas onde houver o interesse da operação ilhada de uma GD, a conexão

aterrada é a mais indicada.

Por outro lado, a GD com conexão possui algumas desvantagens, pois contribui

com um aumento dos níveis de curto-circuito para a terra do alimentador existente,

32

dificulta a coordenação e a seletividade entre as proteções do alimentador e os

circuitos seccionadores com elos fusíveis e religadores intermediários e reduz o

alcance e a sensibilidade dos relés nos barramentos da concessionária, efeito chamado de infeed (IEEE 1547, 2008; Ziegler, 2011).

2.3.4. Estabilidade Transitória

Para geração distribuída, cujo objetivo é gerar kWh por meio de novas fontes de

energia renovável, considerações a respeito de estabilidade transitória tendem a não

ter grande importância. Se ocorrer uma falta em algum ponto da rede de distribuição,

a proteção do alimentador isola a concessionária e a GD tende a uma sobrevelocidade (aceleração da máquina e sobrefrequência) e um TRIP pode ser inevitável. Tudo que

se perde é um pequeno período de geração da GD, definido pelo tempo de

restabelecimento de energia por parte da concessionária local (Jenkins at al., 2000).

Na maioria dos casos, nas instalações de GD também existem cargas. Dependendo da criticidade do processo que estas cargas estão inseridas, por

exemplo um sistema de vapor e caldeira, mais cuidado é necessário para tentar

assegurar que o gerador não dispare para faltas externas, em redes remotas. Porém,

como a inércia de geradores síncronos distribuídos é normalmente baixa (Jenkins at

al., 2000), pode não ser possível garantir a estabilidade para todas as faltas na rede

de distribuição, mesmo para os casos de cargas próprias da GD de alta criticidade onde se almeje a manutenção do gerador em operação para suprimento das cargas

internas após a abertura de seu disjuntor.

Um incômodo para a estabilidade é o TRIP de relés ROCOF (Rate of Change of

Frequency), que são ajustados sensivelmente para detectar ilhamentos, mas, em um

evento de maior perturbação, como a perda de uma fonte importante do sistema a

montante, pode ter uma falsa operação. O efeito disso é a piora da frequência do

sistema que já havia sido impactada pela própria perturbação (Jenkins et al., 2000).

2.3.5. Operação e Despacho

Para a operação do sistema de distribuição, a presença de GD traz importantes

consequências, pois o alimentador poderá estar energizado por diversos pontos. Isso

implica em políticas mais cuidadosas de isolação e aterramento antes do trabalho ser

33

realizado por equipes de manutenção. Também, torna-se mais difícil obter

interrupções para manutenções planejadas e, assim, reduz-se a flexibilidade para

trabalho na rede com GD conectada (Jenkins et al., 2000). A GD pode vir a operar ilhada da fonte principal e alimentar as cargas locais do

circuito acessado por ela. Se esta operação for permitida pela concessionária

acessada, a GD deve garantir que a tensão e a frequência fornecidas aos

consumidores permaneçam dentro dos limites regulamentados (Katiraei, Abbey,

2007). Caso não seja permitida a operação ilhada, a GD deve ser desconectada do

sistema. Neste contexto, o sistema de proteção deve estar bem ajustado e definido

para distinguir, dentro dos limites de tempo pré-estabelecidos, as perturbações do

sistema (rejeição de carga, por exemplo) de curtos-circuitos, diferenciar e detectar se

a operação da GD está sincronizada com a rede ou se está ilhada.

Com o aumento da penetração de GD, o despacho de carga do sistema elétrico

como um todo será impactado pois a carga demandada pelo sistema será aparentemente menor devido às gerações locais, o que influenciará nas solicitações

aos agentes de geração do sistema.

2.3.6. Religamento fora de fase

Uma grande preocupação com a presença de GD é o religamento da rede da

concessionária de energia fora de fase com o subsistema ilhado alimentado pela GD. Problemas em todos os níveis do sistema de distribuição podem ser gerados, tanto

na própria rede de distribuição quanto nos geradores e demais cargas conectadas no

mesmo sistema. Esta preocupação é destacada em Willinston e Finney (2011), onde

os efeitos do religamento fora de fase são investigados.

Considerando uma GD conectada a um alimentador de distribuição, como na

Figura 2.7, a diferença de potencial entre o subsistema ilhado e a rede da

concessionária que irá surgir após um religamento fora de fase pode ser calculado por (2.1), discutida em Willinston e Finney (2011), onde VBKR é a diferença de potencial

entre as fontes, VEPS é a tensão do sistema, VDG é a tensão do gerador distribuído e δ

é a defasagem entre as fontes. Traçando um gráfico da tensão entre os sistemas em

função da defasagem entre as duas fontes, observa-se que pode-se atingir até 2 pu

de diferença de potencial, quando a defasagem entre os sistemas chegar ao valor

máximo de 180°, conforme mostra a Figura 2.8 (Willinston e Finney, 2011).

34

V = (|V | + |V | − 2 .√V . |V | . cos δ) (2.1)

Figura 2.7: Alimentador com a presença de GD

XEPS

Carga

Xalimentador XDGTX XDG

IINRUSH PL, QLPDG

Religador

Subestação+VEPS

-

+VDG

-

Fonte: Adaptado de Willinston e Finney (2011)

Como exemplo numérico da diferença de potencial pré-religamento após um

ilhamento que surge entre a GD e a rede da concessionária, adotando a

recomendação da IEEE 1547 (2008) para atuação da proteção de subfrequência com

um ajuste de 59,3 Hz em 160 ms, um alimentador com tempo morto do primeiro ciclo

de religamento de 500 ms, a defasagem angular entre a GD e a rede da

concessionária alcança 40,3° após um ilhamento o que, de acordo com (2.1) e a

Figura 2.8, representa 0,68 pu de diferença de potencial entre as fontes (Willinston e

Finney, 2011).

Figura 2.8: Diferença de potencial entre a rede da concessionária e a GD em um pré-religamento


0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

1,8

2

0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360

|VBK

R| (p

u)

δ (°)

0,68 pu

40,3°

35

O efeito da diferença de potencial entre as fontes em um religamento fora de

fase é o surgimento de sobrecorrente comparáveis aos níveis de curto-circuito. Em Vieira (2006) é apresentado um exemplo de um gerador de 30 MVA sendo religado

com a concessionária fora de fase onde foram observadas sobrecorrentes próximas

de 12 pu, provocadas pela diferença de potencial, que podem causar danos físicos

aos equipamentos envolvidos e ainda provocar atuações de proteções, como pode

ser observado na Figura 2.9.

Figura 2.9: Forma de onda da corrente do gerador após um religamento fora de fase

Fonte: (Vieira, 2006)

Os equipamentos existentes em um sistema, tais como transformadores,

disjuntores e religadores, geradores distribuídos e cargas, são submetidos a riscos de

danos decorrentes do inrush, provocado pelo religamento fora de fase que provoca

esforços eletromecânicos de deslocamento de condutores, desgastes na isolação, esforços torcionais e sobrecorrentes. Estes efeitos são cumulativos e reduzem a vida

útil dos equipamentos. Em geradores, é recomendado um desvio máximo de fase de

±10° para que o transitório provocado pelo religamento fora de fase não possa causar

danos de acoplamento ou falha de isolação (Willinston e Finney, 2011).

Conforme apresentado em Willinston e Finney (2011), o torque transitório pode

chegar de 2 a 3 pu em um religamento fora de fase. Este torque impõe estresse

mecânico tanto no gerador quanto na máquina primária, onde o valor máximo

36

acontece para uma defasagem de 120°, enquanto que para 180° ocorre a máxima

corrente de inrush (Willinston e Finney, 2011). Em Vieira (2006), os esforços torcionais

alcançaram valores superiores a 5 pu, conforme Figura 2.10, o que confirma que o religamento fora de fase é extremamente danoso ao gerador podendo levar à ruptura

do eixo mecânico da máquina.

Figura 2.10: Conjugado eletromagnético no gerador após um religamento fora de fase

Fonte: (Vieira, 2006)

Os efeitos do religamento fora de fase para cargas dependem do tipo de carga. Para cargas passivas, tais como aquecimento e iluminação, a corrente de inrush não

produz nenhum efeito. Já para o caso de motores, que permanece em sincronismo

com o subsistema ilhado formado pela GD, no instante do religamento fora de fase,

um torque transitório proporcional a defasagem entre as fontes surge no eixo dos

motores, que pode danificá-los. Em Willinston e Finney (2011) são apresentados os

limites dos esforços torcionais em motores. Para as cargas, os motores certamente sofrerão esforços torcionais que podem provocar problemas tanto no equipamento

quanto aos processos em que estão submetidos (Willinston e Finney, 2011).

2.4. Detecção de Ilhamento e os Relés de Proteção

Uma vez conectada ao sistema de distribuição, a geração distribuída precisa

garantir os requisitos mínimos de proteção exigidos pelo Módulo 3 do PRODIST, IEEE

1547 e pelas normas técnicas da concessionária, de forma a não prejudicar a

37

qualidade e a confiabilidade no fornecimento de energia. Para tanto, as funções de

proteção devem ser aplicadas corretamente de maneira a se atingir uma

confiabilidade operativa adequada, não trazendo prejuízos ao sistema e aos consumidores pré-existentes.

A inserção de GD no sistema de distribuição tradicional (radial) introduz

alterações na corrente de falta que irá requerer mudanças na filosofia das funções de

proteção do sistema pré-existente, tais como (Tholomier, Yip e Lloyd, 2009):

Proteção do sistema contra impactos da GD quando faltas ocorrerem no

alimentador de distribuição;

Coordenação e seletividade dos elos fusíveis com os religadores,

considerando o aumento dos níveis de curto-circuito provocado pela

contribuição da GD;

Proteção do gerador da GD contra faltas no sistema e do religamento

automático do alimentador sem verificação de sincronismo;

Proteção do transformador de interconexão da GD quando faltas ocorrerem

em seu secundário.

Espera-se que a proteção da GD seja capaz de proteger seus equipamentos

contra qualquer tipo de distúrbio, tais como sobrecarga e curtos-circuitos, e que seja

seletiva com o sistema de proteção dos alimentadores e elos fusíveis locais. Além

disso, a proteção deve ser capaz de detectar a condição de ilhamento operando antes

que se inicie a primeira tentativa de religamento do alimentador acessado e que desconecte a GD do sistema no caso de faltas internas.

Em um ilhamento é importante que a GD seja rapidamente desconectada da

rede para se garantir a desenergização do alimentador para a segurança dos

eletricistas de manutenção/operação, para a prevenção de suprimento de energia com

baixa qualidade de energia elétrica, prevenção de religamento do alimentador sob

condições de falta de sincronismo podendo levar o gerador a danos devido a diferença de potencial e/ou esforços torcionais.

Existem várias técnicas para detecção de ilhamento, definidas como remotas ou

locais. As técnicas de detecção de ilhamento remotas utilizam sistemas de

comunicação entre a subestação alimentadora da concessionária e o gerador

distribuído. Esta técnica apresenta elevada eficácia, porém, os custos de implantação

podem inviabilizar o empreendimento de geração distribuída de baixa potência de

38

geração (Vieira, 2006). Em IEEE Std 1547 (2008) é sugerido um esquema de proteção

anti-ilhamento baseado em técnicas remotas, para os casos onde a carga mínima do

alimentador for menor que duas (2) vezes a potência da GD, em alguns casos, até um terço desta potência. São exemplos de técnicas remotas as tecnológicas SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition), PLCC (Power Line Carrier

Communication) e redes de comunicação entre os dispositivos.

As técnicas de detecção de ilhamento locais utilizam medidas de tensão e

corrente no ponto de interconexão do gerador distribuído. Estas técnicas são divididas

em técnicas passivas e ativas. Vieira (2006) afirma que as técnicas passivas mais

difundidas são baseadas nas medições de frequência e tensão, em que, se houver

grandes variações nestas grandezas, um ilhamento pode ter ocorrido. A aplicação de

técnicas passivas é bastante atrativa, de uma maneira geral, visto que requerem baixo

investimento e são de fácil instalação. Como desvantagem, seu desempenho é

prejudicado quando houver pequenas diferenças entre a geração e a carga da ilha. As técnicas ativas utilizam de injeção de sinais na rede elétrica que provocam

pequenos distúrbios no sistema elétrico, cujo comportamento se diferenciará quando

a operação estiver interligada e sincronizada com a concessionária de quando houver

um ilhamento.

Neste trabalho serão discutidas as várias formas de detecção de ilhamento pelas

técnicas locais passivas, destacando-se as funções baseadas nas medições de tensão, frequência e potência reativa exportada pelo gerador distribuído. Os estudos

aqui desenvolvidos visam analisar a eficácia de cada uma destas proteções no

aspecto da detecção de ilhamento dentro de limites pré-estabelecidos junto a

concessionária de energia acessada. A combinação de várias funções de proteção na

mesma unidade GD é um dos objetivos deste trabalho, que visa o complemento da

eficácia de várias funções e na análise dos melhores ajustes, destacando-se que não

se objetiva desenvolver novos métodos de detecção de ilhamento, mas sim, analisar

a eficácia e a segurança que as técnicas disponíveis podem trazer para o

empreendimento.

Entre as funções existentes, serão analisadas a proteção de sub e

sobrefrequência (ANSI 81), taxa de variação de frequência (df/dt ou ROCOF), salto

de vetor (ANSI 78), direcional de potência reativa (ANSI 32Q). Estas funções de proteção devem garantir a detecção de ilhamento, independente das condições do

39

sistema quanto ao aterramento, contribuição de curto-circuito, capacidade de geração

e nível de desbalanço de potência entre a geração e a carga ilhada. Quando não for

possível garantir a detecção de ilhamento por meio de técnicas locais passivas, deve-se sugerir a aplicação de técnicas remotas e ou técnicas ativas.

2.4.1. Relé de Sobrecorrente - ANSI 50/51

A função de sobrecorrente é aplicada na GD para a proteção contra sobrecarga

e curto-circuito dentro e fora da GD (Tholomier, Yip e Lloyd, 2009; IEEE 1547, 2008).

Os relés de sobrecorrente operam quando o valor da corrente ultrapassa um

valor pré-fixado ou ajustado, podendo atuar de forma instantânea ou temporizada. Os elementos temporizados possuem característica de acordo com curvas tempo versus

corrente obtidas por (2.2).

t =α

II − 1

. DT (2.2)

Sendo: t o tempo de operação do relé;

α e β as constantes que definem o tipo de curva;

DT o multiplicador de tempo ou dial;

I a corrente instantânea do sistema; Ip a corrente de partida ou pickup da proteção.

De acordo com a norma IEC 60255-151 (IEC, 2009), as curvas disponíveis são:

Normal Inversa (NI – α = 0,14 e β = 0,02);

Muito Inversa (MI – α = 13,5 e β = 1);

Extremamente Inversa (EI – α = 80 e β = 2);

Tempo Longo Inversa (TLI – α = 120 e β = 1);

Tempo Definido (TD).

Na ocorrência de um curto-circuito, a proteção de sobrecorrente da GD poderá

ser sensibilizada devido à contribuição dos seus geradores e, de acordo com os ajustes, irá operar em um determinado tempo, que poderá ser instantâneo ou

temporizado com característica de tempo inverso.

40

Devido à coordenação e seletividade esperada, a GD não poderá operar para

qualquer curto-circuito no sistema. Espera-se que a proteção de sobrecorrente da GD

opere quando faltas ocorrerem no alimentador em que ela esteja conectada e, por outro lado, que não opere quando faltas ocorrerem em alimentadores adjacentes.

A proteção de sobrecorrente não possui alcance definido como a proteção de

distância (Ziegler, 2011), pois a contribuição de corrente de curto-circuito de usinas

de geração de energia depende de vários fatores, tais como a quantidade de

geradores em operação no instante da falta, a localização e a impedância de falta,

influências de fontes conectadas no mesmo circuito, etc.

Na condição de ilhamento e considerando que a carga do alimentador seja

superior à capacidade de geração da GD, haverá uma sobrecorrente em seus

terminais quando a característica majoritária das cargas for do tipo potência constante,

por exemplo, motores. Esta situação pode sensibilizar a proteção de sobrecorrente da

GD fazendo-a operar. Diante deste contexto, associar uma correta seletividade da proteção de

sobrecorrente da GD, na situação de curto-circuito no próprio alimentador ou

adjacente, com a detecção de ilhamento torna-se uma tarefa complexa. Devido a

característica da proteção de sobrecorrente de não ter alcance definido, a

sensibilidade terá uma indesejável dualidade, onde poderá ser sensível o suficiente

para detectar um possível ilhamento, o que, provavelmente, acarretará em perda de seletividade com a proteção dos alimentadores, levando a GD ser desconectada para

faltas em alimentadores adjacentes.

Portanto, a função de sobrecorrente não traz garantias à proteção da GD quanto

à detecção de ilhamento. Logo, pode-se dizer que esta função deverá ser aplicada

somente para a proteção de sobrecarga e curtos-circuitos.

2.4.2. Relé de Sobrecorrente Direcional - ANSI 67

A proteção de sobrecorrente direcional possui as mesmas características da

proteção de sobrecorrente convencional, com a diferença de poder ser ajustada para

atuar em um determinado sentido de corrente. Assim, esta função terá as mesmas

aplicações da proteção não direcional.

A vantagem no uso da direcionalidade da proteção de sobrecorrente na GD é a facilidade de coordenação com o alimentador acessado e os adjacentes. Como se

41

trata de uma geração de energia, faltas externas terão contribuição de corrente da GD

que será diferente da contribuição de corrente da rede para faltas internas as

instalações da GD. Logo, poderá ser aplicado um ajuste para o sentido exportação (faltas externas) e outro ajuste para o sentido importação (faltas internas), facilitando

a coordenação e seletividade.

2.4.3. Relé de Distância - ANSI 21

A proteção de distância pode ser aplicada em unidades de GD para a detecção

de faltas no sistema de distribuição. Esta função de proteção se caracteriza por ter um

alcance definido e independente da geração, podendo ser ajustada para atuar em

primeira zona para faltas em grande parte do alimentador (em torno de 85%) com

tempos de atuação muito reduzidos (<50ms) ou em segunda zona para todo o

alimentador com atuação temporizada (em torno de 400 ms) (Ziegler, 2011).

Na ocorrência de uma falta no alimentador, a proteção deste atuará pelas funções de sobrecorrente, que poderão isolar o defeito instantaneamente ou de forma

temporizada. Paralelamente, a proteção de distância instalada no ponto de conexão

da GD irá atuar em primeira ou em segunda zona. A partir da abertura do disjuntor, o

religamento é iniciado.

Para se garantir que uma operação ilhada da GD não ocorrerá, a proteção de

distância cumprirá bem o seu papel somente para o caso de faltas no sistema. Porém, será necessário um estudo de coordenação e seletividade com as proteções do

próprio alimentador acessado e os adjacentes para se definir os tempos de retardos

da segunda zona de proteção. No caso de ilhamento provocado pela abertura

manual/acidental sem falta no alimentador, a proteção de distância não terá efeito

algum.

No Brasil, existem projetos onde a proteção de distância é aplicada em unidades

de GD conectadas em 13,8 kV, como exemplo a PCH Ilha da Luz que está conectada

na rede da Escelsa no município de Cachoeiro do Itapemirim, no Estado do Espírito

Santo, gerando 4,50 MVA. Nesta planta, a proteção de distância é utilizada para que

a usina seja desconectada do sistema da ocorrência de faltas no alimentador

acessado. A zona 1 da proteção de distância tem alcance de 90% do comprimento do

ponto de conexão à subestação da Escelsa, com atuação instantânea. Para alcance de 100% do alimentador, a zona 2 foi ajustada em 120% com atuação temporizada

42

em 500 ms para que houvesse coordenação com os alimentadores adjacentes. Para

o caso de ilhamento intencional, ou seja, a abertura manual do circuito alimentador,

as proteções de frequência, salto de vetor e ROCOF são aplicadas. A Figura 2.11 apresenta a localização da PCH, os circuitos e derivações do alimentador e os

alcances das zonas de proteção de distância.

Figura 2.11: Zonas de Proteção de Distância da PCH Ilha da Luz no sistema Escelsa – Espírito Santo


2.4.4. Relé de Subtensão - ANSI 27

A função de subtensão é aplicada na GD para proteção contra condições

anormais e fora dos limites de tensão pré-estabelecidos pelo PRODIST e, também,

para auxiliar na detecção de ilhamento da GD.

Na ocorrência de uma falta no sistema de distribuição acessado pela GD e a

consequente abertura do disjuntor do alimentador, ou parte dele, cargas locais

poderão ser supridas pela GD, caracterizando a condição ilhada. Estas cargas locais

podem exceder a capacidade de geração da GD. Neste caso, a tensão e a frequência

irão diminuir e o relé de subtensão poderá ser sensibilizado para desconectar a GD e

inibir o ilhamento. Quanto maior for a carga local com relação a capacidade de

geração da GD, mais intenso será o afundamento de tensão e, consequentemente,

43

mais fácil será a detecção do ilhamento. Para os casos onde houver um equilíbrio de

potências, a proteção de subtensão terá pouca utilidade (Mota et al., 2014). Um exemplo real de aplicação da proteção de subtensão para a detecção do

ilhamento de uma GD é apresentado em Mota et al. (2014), que retrata o caso da

CGH Capitão Mor de 300 kVA conectada em 13,8 kV no sistema Elektro, estado de

São Paulo, cidade de Arapeí. Devido a potência do gerador (300 kVA) ser muito

inferior à carga mínima do alimentador (4 MVA), conforme mostram os gráficos da

Figura 2.12, quando ocorre um ilhamento no instante 1 s, a GD não consegue manter a tensão do sistema próxima de 1 pu, ao contrário, a tensão sofre um colapso

afundando a níveis de 15% da tensão nominal.

Figura 2.12: Perfil de tensão de uma GD durante o ilhamento da CGH Capitão Mor

Fonte: Mota et al., 2014

No exemplo da CGH Capitão Mor 300 kVA, em termos de velocidade e

sensibilidade, a proteção de subtensão, ajustada para atuar para tensões inferiores a

0,4 pu em 150 ms, demonstrou ser a mais eficiente e veloz dentre todas as funções

disponíveis no relé de proteção, que contava ainda com as funções de sobre e

subfrequência (ANSI 81 o/u), subfrequência assistida por df/dt e direcional de

sobrecorrente (ANSI 67) (Mota et al., 2014).

2.4.5. Relé de Sobretensão de Neutro – ANSI 59N

Por muitas vezes, as concessionárias de energia requerem aos seus acessantes que a conexão seja feita com a ligação tipo delta (CELG, 2012; CEMIG 2012; CEMIG,

2013), com o objetivo de limitar as contribuições de corrente de falta para terra e filtrar

44

possíveis componentes de 3o harmônico, dentre outros motivos. Quando há

cogeração, caracterizando uma GD, o tipo de ligação se mantém.

Neste tipo de ligação, ocorrendo uma falta para terra, não haverá contribuição de corrente de sequência zero por parte da GD, o que dificulta a proteção para faltas

envolvendo a terra. Logo, a alternativa é focada no deslocamento da tensão de neutro,

na medição de 3V0, que geralmente é feita pela conexão de TPs em delta aberto,

conforme Figura 2.13, definida como proteção de sobretensão de neutro – ANSI 59N

(Behnrendt, 2002).

Figura 2.13: Ligação dos TPs para medição da tensão 3V0 para o relé 59N

59N

Gerador Síncrono

Transformador Elevador

Relé de Sobretensão de Neutro

3V0 = Va + Vb + Vc

Fonte: Adaptado de (Behnrendt, 2002)

A tensão 3V0, que é a grandeza que define a atuação desta proteção, se mantém

em valores próximos de zero em condições de carga, mesmo que a fonte seja delta.

Para o caso de uma falta a terra, enquanto o alimentador ainda está energizado pela

fonte da concessionária, a tensão da fase com defeito vai a zero (ou valor superior

dependendo da impedância de falta) e a tensão 3V0 nos terminais da GD conectada

em delta pode atingir 1 pu. Após a abertura da proteção do alimentador e o ilhamento

da GD conectada em delta, a tensão das fases sãs pode alcançar 1,732 vezes a tensão nominal e a tensão 3V0 pode atingir 3 pu, conforme demonstrado em

Behnrendt (2002).

O valor da tensão 3V0 determina se existe ou não um ilhamento durante uma

falta para terra quando a GD é conectada em delta. Como alternativa de ajuste para

45

proteção contra falta a terra, define-se o pickup a proteção 59N em um valor inferior a

1 pu e com um tempo de atuação que deve respeitar a coordenação e a seletividade

do sistema. Para valores de 3V0 acima de 1 pu, onde se caracteriza o ilhamento, ajusta-se a proteção 59N entre 1 e 3 pu com atuação instantânea, pois já se tem a

certeza que se trata de um ilhamento e nenhuma análise de seletividade precisa ser

realizada, somente o isolamento da GD (Behnrendt, 2002).

A solução apresentada em (Behnrendt, 2002) somente contempla a detecção de

ilhamento para os casos de falta permanente à terra. Para ilhamentos intencionais, ou

seja, sem a existência de falta, a proteção 59N não terá nenhuma utilidade, restando

para as proteções passivas derivadas da tensão e frequência a função de detectar o

ilhamento.

2.4.6. Relé de Sub e Sobre frequência - ANSI 81 o/u

A proteção de frequência é baseada na medição da frequência elétrica que, caso ultrapasse os limites ajustados no relé, envia um sinal de TRIP para abertura do

disjuntor. A variação da frequência é provocada pelo desbalanço entre potência

gerada e potência consumida pelas cargas do sistema. No caso de excesso de

geração, haverá o aumento da frequência elétrica (aceleração da máquina), pois, a

potência mecânica do gerador é maior que sua potência elétrica. No caso de déficit

de geração, haverá a diminuição da frequência elétrica (desaceleração da máquina), pois, a potência mecânica do gerador é menor do que sua potência elétrica.

Na geração distribuída, quando ocorre um ilhamento, o sistema isolado

resultante poderá ter excesso ou falta de geração, podendo acelerar (aumento da

frequência) ou desacelerar o eixo da máquina (diminuição da frequência). A

frequência elétrica da ilha em função do desbalanço de potência seguirá (2.3) (Kundur, 2004; Kopcak, 2009; Vieira et al., 2006), sendo f0 a frequência inicial em Hz, H a

constante de inércia em segundos, t o tempo de desbalanço, ΔP o desbalanço de

potência em pu e ffinal a frequência do sistema após o tempo t de um desbalanço ΔP:

f =f .∆P

2H . t + f (2.3)

46

Após decorrido um tempo t do ilhamento da GD, o valor da frequência atingirá

um valor ffinal. Este valor é a referência para a definição do ajuste das proteções de sobre e subfrequência. O pickup da função de sobrefrequência deverá ser menor que a referência, e da subfrequência, o pickup deverá ser maior. Os relés de frequência

digitais mais recentes dão a possibilidade de mais de um elemento de proteção de

frequência, logo, é comum utilizá-los de forma a complementar, com um elemento temporizado com um pickup menor e outro elemento instantâneo com um pickup

maior.

Em Vieira et al. (2006) o relé de frequência é analisado por meio de

equacionamento matemático conforme (2.4). A Figura 2.14 foi criada a partir de (2.4) considerando a constante de inércia H de 2 segundos e relés de frequência ajustados

para desvios máximos de 0,5, 1, 1,5, 2 e 3 Hz com temporização de 100 ms. Observa-

se que o relé 81 o/u, com estes ajustes, pode detectar ilhamentos a partir de 8,5% de

desbalanço de potência.

푡 =2H.∆ff .∆P + t (2.4)

Figura 2.14: Comportamento do relé de frequência


100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0

Tem

po d

e De

tecç

ão d

e Ilh

amen

to d

o re

lé 8

1 o/

u (m

s)

ΔP (pu)

0,5 Hz / 100ms1 Hz / 100ms1,5 Hz / 100ms2 Hz / 100 ms3 Hz / 100 msLimite

16,5% 25% 33,4% 50%8,5%

47

A função de frequência tem um comportamento que permite que ela seja

aplicada à detecção de ilhamento. Porém, dependendo da constante inércia H do

gerador e do nível de desbalanço de potência entre a GD e a carga da ilha, a frequência final pode chegar a valores que não permitem a garantia da detecção do

ilhamento em um tempo menor que o tempo morto do primeiro ciclo de religamento

do alimentador, em Vieira et al. (2006) considerado como 400 ms. Segundo Tholomier,

Yip e Lloyd (2009), as proteções df/dt e salto de vetor podem ser usadas para

aumentar a eficiência na detecção do ilhamento, enquanto que em Vieira et al. (2006),

o relé de frequência apresenta performance similar ao relé de Salto de Vetor.

2.4.7. Relé de Variação de Frequência – ROCOF (df/dt)

O relé de taxa de variação de frequência df/dt ou ROCOF (Rate of Change of

Frequency) é aplicado na GD para a detecção de ilhamento. Ele se baseia na medição

da variação da frequência no tempo, fruto de um desequilíbrio entre geração e carga. Quando há uma mudança de carga significativa entre a condição sincronizada e

a ilhada, a máquina irá acelerar ou desacelerar antes da resposta do regulador de

velocidade. Neste ponto, o relé df/dt se torna sensível. Pode-se calcular a variação da

frequência por (2.5), disponível em Tholomier, Yip e Lloyd (2009) e Jenkins et al.

(2000). dfdt =

∆P. f2. P . H

(2.5)

Sendo:

ΔP o desbalanço de potência ativa em pu;

Pgerador a potência nominal do gerador em pu;

fo a frequência da rede;

H a constante de inércia do gerador em MWs/MVA;

A taxa de variação da frequência é diretamente proporcional à mudança da

potência de saída entre as condições ilhada e sincronizada.

O ajuste deste elemento deve ser bem elaborado para garantir a sensibilidade na detecção do ilhamento e, também, para não haver TRIP indevido provocado por

chaveamento de cargas ou eliminação de faltas no sistema. Recomenda-se que o

ajuste deve ser testado em campo para provar sua precisão (Tholomier, Yip e Lloyd,

48

2009). No Reino Unido, o ajuste típico para o relé ROCOF está entre 0,1 e 1 Hz/s com

tempo de operação de 0,2 a 0,5 s (Jenkins et al., 2000). Porém, para cada caso de

conexão de geração distribuída, devem ser analisadas e simuladas as condições máximas e mínimas de desbalanços de potência ativa e tipo de cargas para obter as

taxas de variação de frequência reais.

Para reduzir as chances de ocorrência de falsa atuação, o relé ROCOF deverá

ser bloqueado para subtensões provocadas por curtos-circuitos. Para se determinar o

ajuste de tensão para bloqueio do relé ROCOF, simulações devem ser realizadas para

se obter os valores de subtensão devido a grandes déficits de geração e valores de

subtensão para curtos-circuitos no sistema, inclusive em alimentadores adjacentes.

Esta lógica de bloqueio aumenta a confiabilidade do relé ROCOF, evitando atuações

indevidas (Afonso et al., 2005).

2.4.8. Relé de Salto de Vetor – ANSI 78

O relé de salto de vetor é aplicado na detecção de ilhamento de geradores

síncronos distribuídos. Quando um sistema como o da Figura 2.15 está em operação, há um ângulo de defasagem entre a tensão interna (Ef) e a tensão terminal da

máquina (VT), representado por δ na Figura 2.16 (a). Quando ocorre um ilhamento, ou

seja, a perda do sistema através da abertura do disjuntor SIS, o gerador passa a operar

ilhado e alimenta sozinho a carga local. A variação da carga alimentada pelo gerador causa um deslocamento do ângulo do rotor da máquina (Δδ), fazendo a tensão

terminal saltar para um novo valor e um novo ângulo de fase, representado por VT’.

Assim, uma nova defasagem entre as tensões interna e terminal da máquina é estabelecida (ΔV’), conforme Figura 2.16 (b), onde o salto vetorial é representada por

Δδ. Este comportamento da tensão terminal da máquina é chamado de salto de vetor

e é neste princípio que o relé se baseia (Jenkins et al., 2000; Freitas, Huang e Xu,

2005).

49

Figura 2.15: Circuito equivalente de um gerador síncrono em paralelo com a rede

Ef CargaLocal

I2

VT Sistema

ΔV=I1.jXd I1

VSR SIS

Fonte: Adaptado de (Jenkins et al., 2000) Sendo:

Ef a força eletromotriz do gerador;

VT a tensão terminal do gerador;

ΔV a queda de tensão na reatância de regime Xd do gerador;

VSR o disjuntor de conexão associado a um relé de salto de vetor;

SIS o disjuntor do sistema de distribuição;

I1 a corrente injetada no sistema pela GD; I2 a corrente injetada pelo sistema.

Figura 2.16: Fasores de Tensão do Gerador: (a) antes do ilhamento; (b) após o ilhamento

Ef

ΔV

VT

δ Δ δ

EfΔV’

VT’

(a) (b) Fonte: Adaptado de (Jenkins et al., 2000); (Freitas, Huang e Xu, 2005)

Os relés de salto de vetor disponíveis no mercado medem a duração de um ciclo elétrico da tensão e o compara com um ciclo elétrico anterior armazenado na memória.

Se a variação angular for superior ao ajuste definido, o relé envia um sinal de TRIP

para a abertura do disjuntor (Pextron, 2015; Ingeteam, 2015). Segundo Jenkins et al.

(2000) e Vieira (2006), o ajuste recomendado é de 6° para redes fortes (alta potência

de curto-circuito) e de 12° para redes fracas (baixa potência de curto-circuito). No

50

Reino Unido, os ajustes típicos para o relé de salto de vetor situam-se entre de 8 a

12°.

Para evitar atuações indesejáveis do relé Salto de Vetor durante a partida da máquina ou em curtos-circuitos no sistema, há um bloqueio de atuação do relé por

subtensão ajustável (Jenkins et al., 2000; Freitas, Huang e Xu, 2005).

Em Freitas, Huang e Xu (2005), foram propostos equacionamentos para que o

relé de salto de vetor pudesse ser analisado e ajustado analiticamente, o que pode

ser feito pelas equações mostradas a seguir. Conhecendo-se o desbalanço de potência (ΔP em pu) e o tempo para atuação do relé (t em segundos), o ajuste do relé

(α em radianos) pode ser calculado por (2.6). Caso se conheça o desbalanço de

potência (ΔP em pu) e o ajuste do relé (α em radianos), o tempo de atuação do relé

pode ser calculado por (2.7). Caso se conheça o ajuste do relé (α em radianos) e o

tempo para atuação do relé (t em segundos), o desbalanço de potência (ΔP em pu)

pode ser calculado por (2.8).

α =K2 . 2. t −

2.πK. t + w (2.6)

t =−2. w . K. (α − π) − D

2. K . (α− 2π)

(2.7)

∆P =2. Hw .

−2. π + w . (α − π) − D2. t . (α − 2π)

(2.8)

Sendo:

w0 a frequência nominal da rede em radianos

K =w .∆P

2. H (2.9)

D = 2. w . K. (α − π) − 4. K . (α − 2π). (w .α + 2π . K) (2.10)

D = 2. (π + w . (α − π). t) − 4. t . (α − 2π)(w + α) (2.11)

Utilizando a formulação matemática proposta por Freitas, Huang e Xu (2005), as

curvas de desempenho do relé salto de vetor com ajuste de 10 graus ou 0,1745 rad

para constantes de inércia de 0,5, 1, 1,5 e 2 segundos foram traçadas na Figura 2.17. É possível observar que para um mesmo ajuste angular α, a resposta do relé salto de

vetor será diferente para cada constante de inércia, ou seja, para cada máquina.

51

Neste exemplo da Figura 2.17, com o mesmo ajuste, o relé detectou ilhamentos em

tempos inferiores a 500 ms para desbalanços a partir de 6,3%.

Figura 2.17: Comportamento do relé de salto de vetor ajustado em 10°


Portanto, o relé de salto de vetor pode ser uma alternativa importante para

detecção de ilhamento, pois possui alta sensibilidade e deve ser considerado em

sistemas de proteção de GD, seja qual for sua capacidade de geração e tipo de

conexão, desde que a operação ilhada não seja permitida.

2.4.9. Relé Direcional de Potência Reativa – ANSI 32Q

As proteções baseadas na medição de frequência e tensão são muito

dependentes do desbalanço de potência ativa entre a GD e a carga resultante após

um ilhamento. Para situações onde o desbalanço é pequeno, a proteção de

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1

Tem

po d

e De

tecç

ão d

e Ilh

amen

to d

o re

lé 7

8 (m

s)

ΔP (pu)

H = 0,5 sH = 1 sH = 1,5 sH = 2 sLimite

6,3%

11

,3%

17,5

%

23,4

%

52

frequência, salto de vetor e ROCOF não são capazes de detectar um ilhamento

(Freitas, Huang e Xu, 2005; Vieira et al, 2006; Afonso et al., 2005).

Em busca de uma alternativa para a detecção do ilhamento, em Katiraei e Abbey (2007) é apresentado um esquema de detecção de ilhamento baseado na

direcionalidade do fluxo de potência reativa. Neste esquema, o gerador deve ser

ajustado para operação com fator de potência unitário ou levemente indutivo, ou seja,

tendendo a consumir potência reativa. Quando ocorre um ilhamento, as cargas da ilha

formada irão demandar potência reativa, e o fluxo de potência reativa no gerador se

inverte possibilitando ao sistema de proteção a interpretação de que um ilhamento

ocorreu. A Figura 2.18 apresenta a característica de operação da proteção direcional

de potência reativa (Katiraei, Abbey, 2007).

Figura 2.18: Característica da Proteção Direcional de Potência Reativa – ANSI 32Q

Fonte: Adaptado de (Katiraei e Abbey, 2007)

As limitações do esquema de detecção de ilhamento baseado na direcionalidade

da potência reativa se restringem ao tipo de carga. Para o caso do perfil de carga ser

predominantemente resistivo, como é o caso de alimentadores residenciais onde as

cargas de chuveiro e ferro elétrico são predominantes, a sensibilidade desta função

de proteção pode ser comprometida. O pior caso para detecção de ilhamento pelo relé

direcional de potência reativa ocorre no cenário onde não há variação de potência

ativa e a carga é predominantemente resistiva. Mesmo com uma possível variação de

tensão (súbita queda seguida de seu restabelecimento, pois há equilíbrio de potência

53

entre GD e carga do alimentador), a variação da potência reativa é baixa devido à

característica da carga ser resistiva.

Quanto ao fato da GD consumir potência reativa devido ao ajuste de operação do gerador, problemas com queda de tensão não serão relevantes, pois a contribuição

de potência ativa da GD para o alimentador compensa este efeito, com uma tendência

de melhora no perfil de tensão do alimentador, conforme simulado por Ayres (2010).

Em Katiraei e Abbey (2007), testes de campo foram realizados no Canadá com

um gerador de 180 kW a biogás e os resultados foram bastante positivos, onde em

todos os casos, a detecção de ilhamento ocorreu em tempos inferiores a 250 ms e a

concessionária local aceitou a solução para detecção de ilhamento.

Portanto, a função direcional de potência reativa é recomendada para proteção

anti-ilhamento de GD de geradores síncronos conectados em redes rurais com carga

indutiva e grande relação X/R. Sua aplicação é recomendada principalmente para

geradores de pequeno porte em alimentadores rurais com carga indutiva (Katiraei, Abbey, 2007). A aplicação desta proteção pode ser expandida para geradores de

maior porte e em sistemas diferentes dos apresentados em Katiraei e Abbey (2007),

porém, o perfil de carga do sistema acessado deve ser muito bem levantado para que

a eficácia do relé direcional de potência reativa possa ser confiável, o que também

não dispensa a realização de testes operacionais.

2.4.10. Relé de Fator de Potência Associado ao Relé de Subtensão – ANSI 55

Os geradores síncronos podem ser equipados com um sistema de controle de

excitação que mantém o fator de potência ou a potência reativa de saída constante.

Neste caso, durante a formação de uma ilha, o desbalanço de potência reativa (entre

a carga e o gerador) resultará em uma sub ou sobretensão. Logo, o controle de fator

de potência pode ser usado para detecção do ilhamento através de relés de sub ou

sobretensão e relé de fator de potência. Por exemplo, se a carga tiver um fator de

potência de 0,90 (indutivo) e a GD é regulada para fator de potência unitário, a GD

não irá fornecer potência reativa suficiente para a carga e esta situação resultará em uma condição de subtensão, que causará TRIP do relé de subtensão e garantirá a

desconexão da GD quando formar o ilhamento (IEEE 1547, 2008). Outra forma é a

aplicação do relé de fator de potência (ANSI 55), que terá um comportamento similar ao apresentado na seção 2.4.9 sobre o relé direcional de potência reativa.

54

2.4.11. Técnica Remota: Teleproteção – ANSI 85

A busca por uma solução para a detecção do ilhamento quando da presença de GD no sistema de distribuição é sempre pelas funções de proteção de técnicas locais

e passivas, que utilizam das medições de tensão e frequência no ponto de conexão

para determinar se há ou não um ilhamento. Porém, de acordo com (IEEE 1547, 2008;

Jenkins et al., 2000; Freitas, Huang e Xu, 2005; Vieira et al., 2006; Afonso et al., 2005;

Oliveira et al., 2011; Vieira, 2006), para pequenas diferenças entre a carga do

alimentador e a capacidade de geração da GD, a detecção de ilhamento pelas

proteções passivas pode não ser eficaz.

Neste contexto, a necessidade de se utilizar sistemas de teleproteção cresce

(técnicas remotas) e, dependendo da concessionária de energia acessada e da

capacidade de geração da GD, poderá ser até exigido. Segundo COPEL (2013), a

utilização da teleproteção é definida em conjunto entre concessionária e GD. As tecnologias mais utilizadas para a implementação da teleproteção são o cabo

OPGW para comunicação via fibra ótica e rádio UHF (COPEL, 2013). Em Vieira

(2006), as tecnologias SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition), PLCC

(Power Line Carrier Communication) e redes de comunicação entre os dispositivos

são opções para a implantação da teleproteção.

A teleproteção pode ser explorada não somente para a isolação da GD quando da abertura do disjuntor do alimentador, mas também para o aumento da

confiabilidade e a redução de tempos de extinção de faltas no sistema de distribuição,

onde o objetivo é sempre interromper as fontes de energia. Como exemplo, destaca-

se a lógica POTT - Transmissão de Sinal Permissivo por Sobrealcance - que auxilia a

proteção de distância - ANSI 21 - na distinção da falta ser interna ou externa à linha

de transmissão e na aceleração das zonas temporizadas. Outro exemplo é o envio de TRIP para os casos de falha de disjuntor e disparo direto (Ziegler, 2011). Em COPEL

(2013) permite-se um tempo de disparo máximo de 300 ms.

2.4.12. Relé de Verificação de Sincronismo (ANSI 25)

O relé de verificação de sincronismo é aplicado em esquemas de controle e

intertravamento de manobra de dispositivos seccionadores de sistemas que possuem

55

mais de uma fonte de energia elétrica, onde há risco de fechamento fora de fase. Na

geração distribuída, este relé é aplicado tanto na conexão da GD quanto no

alimentador de distribuição. Na conexão da GD, o relé de verificação de sincronismo identifica, por meio de

medições de tensão de ambos os terminais do dispositivo seccionador, se há

condições de manobra segura com as fontes em fase, ou seja, com pequenos desvios

de módulo, ângulo e frequência. Há a possibilidade de se permitir a manobra quando

há tensão em somente um terminal ou ausência de tensão em ambos. Os relés de

proteção de mercado geralmente nomeiam os terminais como sendo “Linha” e “Barra”.

No alimentador de distribuição, o relé de verificação de sincronismo pode se

tornar fundamental quando há riscos de não detecção de ilhamentos por parte da GD

conectada. O religamento automático do alimentador fica condicionado a permissão

de manobra do relé de verificação de sincronismo entre a tensão da barra da

subestação de distribuição (a montante) e a tensão do circuito suprido por este alimentador (a jusante) que possui uma GD conectada.

A segurança operativa do circuito alimentador com a presença de GD é muito

maior quando há o relé de verificação de sincronismo pois este relé impede qualquer

possibilidade de manobra com os circuitos fora de fase. O ponto negativo da aplicação

deste relé é o aumento da possibilidade de insucesso na tentativa de religamento, o

que piora os índices de disponibilidade da concessionária de energia elétrica que tem seus tempos de desligamento aumentados.

2.4.13. Mudanças para a Proteção nas Subestações das Concessionárias

O sistema de distribuição de energia elétrica tradicional não foi projetado para

operar com a presença de geração distribuída conectada em seus alimentadores. A

proteção dos alimentadores é baseada em relés não direcionais de sobrecorrente de

fase e neutro para proteger contra faltas trifásicas, bifásicas ou fase-terra (Apostolov,

2015).

Nos alimentadores de distribuição é comum que o relé instantâneo seja usado

para operar para faltas próximas à subestação e os relés temporizados de tempo

inverso para operar para o restante do circuito. O tempo de atuação dos relés

temporizados é coordenado com os fusíveis usados para a proteção dos transformadores de distribuição instalados no alimentador. A necessidade de se

56

garantir a coordenação entre as proteções aumenta significativamente os tempos de

atuação dos relés para faltas de alta corrente, com tempos maiores para o fim de linha

(Apostolov, 2015). Com a presença de GD nos alimentadores, haverá contribuição de curto-

circuito da GD e os relés de sobrecorrente necessitarão de supervisão direcional para

evitar atuações indesejadas em alimentadores adjacentes. Neste contexto, mudanças

nos sistemas de proteção de distribuição tornam-se essenciais para garantir atuações

corretas e evitar problemas nos indicadores de qualidade no fornecimento de energia

elétrica por exemplo, DEC, FEC, DIC, FIC e DMIC por parte das concessionárias de

energia.

Dentre as tecnologias disponíveis atualmente, a norma IEC 61850 traz o melhor valor agregado ao sistema de proteção, em especial, o GOOSE (Generic Object

Oriented Substation Event) que significa evento genérico da subestação orientado a

objeto. Este tipo de evento suporta a troca de uma série de informações organizadas em um mesmo conjunto de dados (dataset). Este evento é enviado por um IED (Intelligent Electronic Device) para toda a rede em forma de Multicast sempre que um

de seus eventos tiver seu nível alterado. O mecanismo de comunicação é do tipo

Publisher/Subscriber, ou seja, apenas os dispositivos previamente programados para

receber mensagens conseguirão interpretá-la quando esta mensagem estiver na rede,

e os demais ignoram a mensagem (Freitas e Lemos, 2009). A disponibilidade de elementos direcionais utilizados para supervisionar relés

de proteção de sobrecorrente em alimentadores de distribuição com GD nos permite

implementar um método alternativo para a proteção do barramento de distribuição em

subestações baseadas em IEC 61850. Em Apostolov (2015), é proposto o esquema

de proteção de barra por comparação direcional.

No caso de falta em um dos alimentadores de uma subestação de distribuição,

indicado por F1 na Figura 2.19, o relé de proteção deste circuito identificará a falta

com direcionalidade direta, enquanto que os relés de proteção dos alimentadores

adjacentes em seus circuitos indicarão faltas com direcionalidade reversa (no caso de

GD conectada) ou nenhuma falta. Cada relé envia uma mensagem indicando a

detecção da falta e sua direcionalidade. A comparação direcional de todos os relés

permite a proteção da barra definir se a falta é externa ou interna. Se a falta for na barra, como F2 da Figura 2.19, todos os relés de alimentadores enviarão uma

57

mensagem GOOSE para a proteção da barra indicando uma falta com direcionalidade

reversa ou sem indicação de falta. A proteção da barra identifica que a falta é no

barramento e envia um sinal de disparo para todos os disjuntores.

Figura 2.19: Proteção e seletividade auxiliada pela tecnologia IEC 61850

IED IED IED IED

IED

TC

TC

F1

F2

GOOS

E

TC TC TC TC

TP

Fonte: Adaptado de (Apostolov, 2015)

O tempo necessário para a detecção da direcionalidade da falta gira em torno

de 1 ciclo. A adição de ¼ ciclo (4 a 5 ms) para a comunicação das mensagens GOOSE

garante um tempo total para o relé de barra detectar se a falta é interna ou externa,

totalizando 1,25 ciclos (Apostolov, 2015). O benefício da comunicação relé a relé

através de mensagens GOOSE da IEC 61850 é promover uma rápida eliminação de

falta para o barramento de distribuição sem a necessidade de temporizar as proteções ou adicionar novos equipamentos de proteção. Ao mesmo tempo, a seletividade entre

os alimentadores também será garantida com os elementos direcionais, onde

alimentadores com GD conectada terão elementos de sobrecorrente com atuações

diretas ou reversas, diferenciando, assim, se a falta é no próprio alimentador ou no

adjacente. A estrutura de comunicação estabelecida para a troca de mensagens

GOOSE permite, ainda, adicionar funcionalidades diversas para o sistema de

58

proteção, como os esquemas de falha de disjuntor sem o acréscimo de dispositivos

extras.

Para a detecção de direcionalidade em relés de sobrecorrente, é necessária a instalação de transformadores de potencial (TP). Assim, um dos principais problemas

da presença de GD em alimentadores de distribuição, que é o religamento automático

sem a verificação de sincronismo, pode ser resolvido sem investimentos muito

maiores no sistema. Além dos TPs instalados no barramento, haverá a necessidade

de se instalar mais um TP a jusante do disjuntor por alimentador para que a função

de verificação de sincronismo - ANSI 25 - possa ser implementada. Desta maneira, a

possibilidade de religamento fora de fase fica completamente eliminada, pois o

alimentador verifica as condições de tensão (magnitude e fase) e frequência entre o

barramento e o TP do alimentador antes de religar.

A utilização da função de verificação de sincronismo nos alimentadores de

distribuição pode permitir que as GDs instaladas possam se manter em operação ilhada por mais tempo, suficiente para a sincronização das fontes, diminuindo o tempo

de desligamentos e melhorando os índices de disponibilidade e fornecimento de

energia das concessionárias.

2.5. Considerações Finais

Neste capítulo foram apresentados e discutidos a normatização, os impactos e proteção de sistemas de distribuição com a presença de GD.

No tema normatização, foram destacadas as principais funções de proteção

exigidas por normas das concessionárias CELG, CEMIG e COPEL, norma reguladora

Módulo 3 do PRODIST e a IEEE Std 1547. Dentre as três concessionárias, a COPEL

exige um maior número de funções de proteção que, na opinião do autor deste

trabalho, tende a possuir uma maior confiabilidade.

Os impactos provocados pela presença de GD no sistema de distribuição foram

analisados e pode-se destacar o aumento do nível de curto-circuito, riscos e

consequências de um religamento fora de fase e problemas com a coordenação e

seletividade do sistema de proteção. Todos estes impactos possuem alternativas para

serem mitigados ou reduzidos a ponto de se obter um nível de confiabilidade

satisfatório.

59

Para se impedir a ocorrência de religamento fora de fase do alimentador de

distribuição com a GD e sua operação ilhada, técnicas de detecção de ilhamento e

funções de proteção foram estudadas. Dentre as diversas apresentadas, as proteções de frequência (ANSI 81 o/u), taxa de variação de frequência (ANSI 81 df/dt ou

ROCOF), salto de vetor (ANSI 78), direcional de potência reativa (ANSI 32Q) e

verificação de sincronismo (ANSI 25) são as de maior destaque e foram aplicadas nas

simulações e estudos de caso propostos no Capítulo 4 desta dissertação de mestrado.

60

Capítulo 3 Metodologia

A metodologia empregada nas análises propostas neste trabalho foi a realização

de simulações de sistemas de distribuição na presença de geradores síncronos

distribuídos, tendo como objetivo principal, a observação do comportamento das

funções quanto a detecção de ilhamentos provocados intencionalmente. Neste capítulo serão apresentados os modelos dos equipamentos elétricos

utilizados nas simulações, bem como os modelos de relés de proteção, a forma como

as simulações foram realizadas e como os resultados foram apresentados.

3.1. Plataforma de Simulação – Modelagem no SimPowerSystems

A plataforma utilizada foi o SimPowerSystem e as ferramentas disponíveis em sua biblioteca e no Simulink/MATLAB. Esta plataforma trata-se de uma moderna

ferramenta de projeto que permite a engenheiros e cientistas modelarem e simularem,

rapidamente e facilmente, os sistemas de potência. Ela utiliza o próprio ambiente

Simulink/MATLAB (Hydro-Québec; Transénergie Technologies, 2015). Neste

ambiente, os modelos existentes na biblioteca do próprio MATLAB, modelos

disponibilizados por Salles (2007) e os modelos criados durante o desenvolvimento deste trabalho são apresentados.

3.1.1. Gerador Síncrono

O gerador síncrono distribuído foi simulado utilizando o modelo de máquina síncrona Synchronous Machine pu Standard, disponível na biblioteca do

SimPowerSystems do MATLAB conforme Figura 3.1, sendo Pm a entrada do controle

de velocidade, Vf a entrada do controle de excitação, m a saída das variáveis internas

do gerador síncrono e A, B e C as saídas das fases do gerador. A parte elétrica do

bloco é representada por um modelo de oitava ordem (Hydro-Québec; Transénergie

Technologies, 2015). Os parâmetros das máquinas de cada estudo de caso estão

disponíveis no Apêndice A.

61

Figura 3.1: Bloco do gerador síncrono utilizado nas simulações – Synchronous Machine

Fonte: (Hydro-Québec; Transénergie Technologies, 2015)

3.1.2. Controle de Excitação - AVR

O controle de excitação do gerador síncrono foi simulado utilizando o modelo

IEEE type DC1A previsto em IEEE 421 Standard (2005), disponível na biblioteca do

SimPowerSystems do MATLAB conforme Figura 3.2, sendo Vref a entrada da referência de tensão, Vt tensão terminal da máquina, Vstab a entrada de uma tensão

de estabilização e Efd a saída da tensão de campo. Os ajustes dos ganhos e

constantes de tempo do regulador de tensão estão disponíveis no Apêndice A.

Inicialmente, foi testado o modelo de excitatriz IEEE tipo 1 do próprio SimPowerSystems. Porém, muitas inconsistências foram encontradas e optou-se pela

substituição pelo modelo IEEE tipo DC1A cujos resultados foram mais coerentes com

o esperado.

Figura 3.2: Bloco do controle de excitação utilizado nas simulações – IEEE type DC1A do

SimPowerSystems


62

3.1.3. Controle de Velocidade

Neste trabalho desconsiderou-se o controle de velocidade, visto que o objetivo

é analisar o comportamento do sistema de geração distribuída em tempos pequenos

quando comparados aos tempos de resposta das turbinas e seus reguladores de

velocidade, pois a duração das simulações foi de 1 segundo. Desta forma, a entrada

Pm da máquina síncrona foi aplicada conforme resultado do fluxo de potência determinado para cada simulação através de uma variável constante do

SimPowerSystem do MATLAB.

3.1.4. Transformador

Nas simulações, o transformador de potência, aplicado para elevação de tensão

dos geradores síncronos distribuídos ao nível de tensão da distribuição, foi representado pelo modelo de dois enrolamentos Three-Phase Transformer (Two

Windings) disponível na biblioteca do SimPowerSystems do MATLAB, conforme

Figura 3.3, sendo A, B e C os terminais do enrolamento 1 e a, b e c os terminais do

enrolamento 2. Os parâmetros do modelo estão disponíveis no Apêndice A.

Figura 3.3: Bloco do transformador de potência utilizado nas simulações – Three-Phase Transformer

(Two Windings) do SimPowerSystems


3.1.5. Cargas Elétricas

As cargas do sistema de distribuição foram simuladas utilizando o modelo de

carga estática, conforme Kundur (1994) e Hydro-Québec; Transénergie Technologies

(2015). Na biblioteca do SimPowerSystems do MATLAB há o modelo Three-Phase

63

Dynamic Load, que foi aplicado neste trabalho, conforme Figura 3.4, sendo A, B e C

as entradas das fases da fonte de alimentação e m a saída das variáveis internas da

carga. Os parâmetros deste modelo são os expoentes np e nq, conforme (3.1) e (3.2),

em que np e nq iguais a 0, 1 ou 2, representam as características potência constante,

corrente constante e impedância constante, respectivamente.

P = P .VV (3.1)

Q = Q .VV (3.2)

Figura 3.4: Bloco de carga estática utilizado nas simulações – Three-Phase Dynamic Load do

SimPowerSystems


Como o objetivo maior deste trabalho é analisar a detecção de ilhamento por

meio de funções de proteção de técnicas passivas, o tipo de carga tem um forte

impacto nos resultados, visto que a frequência elétrica varia em função do desbalanço

de potência ativa entre a geração e a carga (Kundur,1994). Carga do tipo impedância constante (np=nq=2) representa uma dependência

maior da potência absorvida pela carga (P, Q) da tensão da rede (V). Quando ocorre

um ilhamento com déficit de geração, a tendência é de subtensão. Logo, a potência absorvida pela carga (P, Q) será menor (V/V0)² vezes do que a potência nominal (P0,

Q0). Neste cenário, o desbalanço de potência será menor do que o esperado em

relação a potência demandada pré-ilhamento. Para o caso de um ilhamento com excesso de geração, a tendência é de sobretensão. Logo, a potência absorvida pela

carga (P, Q) será maior (V/V0)² vezes do que a potência nominal (P0, Q0). Neste

cenário, o desbalanço de potência será menor do que o esperado em relação a

64

potência demandada pré-ilhamento. Portanto, os relés baseados em frequência serão

afetados negativamente, tendo seu desempenho prejudicado. Carga do tipo corrente constante (np=nq=1) apresenta o mesmo comportamento,

porém, com um menor impacto da variação da tensão V/V0, que irá impactar de forma

mais suave na potência absorvida pela carga (P, Q). Já para carga do tipo potência

constante (np=nq=0), como o próprio nome diz, a tensão da rede não influencia a

potência absorvida pela carga (P=P0, Q=Q0) que é constante.

Então, pode-se afirmar que simulações que utilizam cargas do tipo impedância

constante apresentam resultados mais conservadores em comparação com as

demais. Logo, será utilizado neste trabalho o modelo de impedância constante para

as simulações.

3.1.6. Linha de Distribuição

As linhas de distribuição foram representadas pelo modelo de linha de transmissão Three-Phase Pi Section Line disponível na biblioteca do

SimPowerSystems do MATLAB, conforme Figura 3.4. Os parâmetros ajustados foram

calculados pela ferramenta Compute RLC Line Parameters do PowerGui do

Simulink/MATLAB para uma rede de 3 fios e resistividade do solo de 100 Ω.m.

Figura 3.5: Bloco da linha de distribuição utilizado nas simulações – Three-Phase Pi Section Line do

SimPowerSystems


3.1.7. Relé de Salto de Vetor – ANSI 78

O modelo do relé de salto de vetor utilizado nas simulações deste trabalho foi criado utilizando os blocos funcionais disponíveis na biblioteca do SimPowerSystems

do MATLAB. O salto vetorial é detectado através da verificação da diferença entre

períodos de ciclos consecutivos de fase de tensão para a rede elétrica. Quando houver

65

uma diferença angular (salto) nos vetores de tensão acima do valor especificado no

ajuste da função de proteção é gerado um sinal de TRIP. O valor da diferença angular

entre dois ciclos consecutivos é calculado convertendo o tempo medido em graus na base de 60 Hz. O modelo simplificado do relé salto de vetor está apresentado na

Figura 3.6.

Figura 3.6: Modelo do relé de salto de vetor – ANSI 78

|Δδ| em graus >

E tTRIP

Salto de VetorVFASE >

α Ajuste do relé

VM ÍN

Tensão de Mínima de Operação

tset

Temporização

Vab c TRIP SV

ANSI 78


3.1.8. Relé Direcional de Potência Reativa – ANSI 32Q

Para este trabalho foi criado o modelo do relé direcional de potência reativa.

Trata-se de um relé relativamente simples, onde a potência reativa é medida na saída

do gerador síncrono. Se a potência medida for superior ao limite ajustado em QEXPORT

e se a direcionalidade foi no sentido exportação, ou seja, gerador fornecendo reativo ao sistema, um sinal de TRIP é enviado para abertura do disjuntor, conforme Figura

3.7.

A polarização do relé 32Q é definida pela comparação angular da corrente e

tensão de saída do gerador síncrono. A direcionalidade será “exportação”, ou seja,

gerador fornecendo reativo ou fator de potência indutivo, quando o ângulo entre a

tensão e corrente foi inferior a 90°, caso contrário, a direcionalidade será “importação”,

ou seja, gerador consumindo reativo ou fator de potência capacitivo.

66

Figura 3.7: Modelo do relé direcional de potência reativa – ANSI 32Q

QMEDIDO em kVAr >

E t TRIP32QDirecionalidade

Exportação

QEXPORT Ajuste do relé

tset

Temporização

IabcTRIP 32Q

ANSI 32Q

Vabc


3.1.9. Relé de Sobre e Sub Frequência – ANSI 81 o/u

O modelo do relé de sub e sobrefrequência (ANSI 81 o/u) desenvolvido em

Salles (2007) foi utilizado neste trabalho para avaliar esta função de proteção. Este

modelo se baseia na medição da frequência do sistema por meio de medições de

passagens por zero da tensão da conexão da GD ao sistema de distribuição. Para o relé de subfrequência (ANSI 81 u), quando a medição for menor que o ajuste de TRIP,

um sinal de disparo de atuação será ativado. Já o relé de sobrefrequência (ANSI 81

o) enviará um sinal de disparo quando a medição da frequência da rede superar o

ajuste de TRIP. O modelo ainda utiliza um bloqueio de atuação por subtensão, que

serve para o caso de um afundamento de tensão devido a um curto-circuito. A Figura 3.8 apresenta o modelo simplificado do relé.

Figura 3.8: Modelo do relé de sobre e sub frequência – ANSI 81 o/u

f em Hz

<OU

>

fMÍN Ajuste do relé

E t TRIP81 o/u

VFASE >

VM ÍN


tset

TemporizaçãofMÁX Ajuste do relé

Vab cTRIP 81u

ANSI 81 o/u

TRIP 81o


67

3.1.10. Relé de Taxa de Variação de Frequência – ANSI 81 df/dt

O relé ROCOF (Rate of Change of Frequency ou ANSI 81 df/dt) foi modelado

utilizando como referência Salles (2007) que utilizou da derivada da frequência elétrica

calculada a partir de medições de passagens por zero da tensão. Assim como o relé

81 o/u, o modelo possui um bloqueio de atuação por subtensão, que serve para o relé

não atuar indevidamente para o caso de um afundamento de tensão devido a um curto-circuito. A Figura 3.9 apresenta o modelo simplificado aplicado nas simulações

deste trabalho.

Figura 3.9: Modelo do relé de taxa de variação de frequência – df/dt

fem Hz

>E

VMÍN Ajuste do relé

t TRIPROCOF

tset

Temporização

ddt

VFASE >

VM ÍN


Vabc TRIP RF

ANSI 81 df/dt


3.2. Avaliação do Comportamento das Funções de Proteção por Meio de Estudos

de Casos

A avaliação das funções de proteção propostas neste trabalho foi realizada por

meio de estudos de casos com características elétricas distintas. O primeiro estudo

de caso proposto apresenta um gerador síncrono com fonte hidráulica de uma PCH

conectado em 13,8 kV com potência de 3,5 MVA. O segundo estudo de caso avalia

um gerador com fonte a biomassa de uma usina de álcool e açúcar com potência de

9,125 MVA conectado em 34,5 kV. Já o terceiro de caso apresenta um gerador com fonte a vapor produzida da queima de resíduos da fabricação do coque calcinado de

petróleo, com potência de 22 MVA conectado em 88 kV.

68

Os estudos de casos discutidos neste trabalho são de instalações reais e

encontram-se em operação atualmente, de modo que os estudos de proteção destas

unidades geradoras foram elaborados pelo autor desta dissertação.

3.3. Simulação

As funções de proteção discutidas neste capítulo foram avaliadas por meio de

simulações em diferentes condições de desbalanços de potência ativa entre a GD e a

carga local do subsistema ilhado formado pela abertura da fonte da concessionária de

energia elétrica. Os desbalanços de potência ativa impostos ao sistema foram de ±

80%.

Para avaliação da influência do fator de potência da carga, este foi simulado

como 0,92 e 1. As cargas foram consideradas do tipo impedância constante, que

representa a condição mais conservadora em termos de detecção de ilhamento,

conforme seção 3.1.5 deste trabalho. Para cada função de proteção, diferentes ajustes foram considerados nas simulações, de forma a permitir a escolha da melhor

condição caso a caso.

69

Capítulo 4 Estudos de Casos

Para analisar o comportamento das funções de proteção frente a diversas

condições de ilhamento, estudos de casos de sistemas de distribuição de energia

elétrica na presença de geradores síncronos distribuídos foram analisados com o emprego do SimPowerSystems ou Simulink do MATLAB. O objetivo é analisar os

limites que cada função de proteção possui, de forma que, ao se unirem várias funções

de proteção, o ilhamento venha a ser detectado. Os casos propostos foram baseados

em dados reais de geração distribuída atualmente em operação no Brasil, cujas

funções de proteções foram ajustadas pelo autor desta dissertação.

O primeiro caso analisado trata de um gerador síncrono com fonte hidráulica de

2,25 MVA conectado em uma rede de distribuição de 13,8 kV, localizado no estado de Espírito Santo. Já o segundo caso apresenta um gerador síncrono a biomassa de

9,125 MVA conectado em um sistema de distribuição de 34,5 kV no estado de Goiás.

O terceiro caso apresenta um gerador síncrono com fonte a vapor, fruto da queima de

resíduos da fabricação do coque calcinado de petróleo, de 22 MVA conectado em 88

kV no sistema de subtransmissão da CPFL/CTEEP no estado de São Paulo.

Em todos os casos, foram analisadas as funções de proteção de sobre e subfrequência (ANSI 81 o/u), taxa de variação de frequência (ROCOF ou df/dt), salto

de vetor (ANSI 78) e direcional de potência reativa (ANSI 32Q) como alternativas na

detecção de ilhamento de forma passiva, sem a presença de sistemas de

teleproteção.

4.1. Caso 1: Gerador de 2,25 MVA conectado em 13,8 kV

O primeiro estudo de caso apresenta um gerador síncrono distribuído de uma

PCH com capacidade de 2,25 MVA, gerando em 4,16 kV, com conexão na rede de

distribuição em 13,8 kV da Escelsa por meio de um transformador elevador 13,8/4,16

kV, conforme Figura 4.1. Este empreendimento está localizado na cidade de

Cachoeiro do Itapemirim, estado do Espírito Santo. Os dados do gerador estão apresentados na Tabela 4.1.

70

Figura 4.1: Caso 1 - GD de 2,25 MVA conectado em 13,8 kV

SE CachoeiroEscelsa

52-S1

13,8 kVScc = 100 MVA

X/R = 30Carga

0,45 a 4,05 MVAFP = 0,92 a 1

GD - PCH 2,25 MVA

4,16 kV

52-GD

TR113,8 / 4,16 kV

Linha 2Linha 1

2km 3km


Tabela 4.1: Caso 1 - Dados do Gerador

Parâmetro Dado Potência aparente nominal 2,81 MVA Potência ativa nominal 2,25 MW Máximo fator de potência 0,80 Tensão nominal 4,16 kV Reatância síncrona de eixo direto (Xd) 131,5% Reatância transitória de eixo direto (X’d) 10,1% Reatância subtransitória de eixo direto (X”d) 7,4% Reatância síncrona de eixo em quadratura (Xq) 75,4% Reatância subtransitória de eixo em quadratura (X”q) 12,3% Constante trans. de eixo direto em curto-circuito (T’d) 547 ms Constante subtransitória de eixo direto em curto-circuito (T”d) 39 ms Constante de inércia H 1,4 s Número de polos (2p) 6 Rotação nominal 1200 rpm

A Figura 4.2 apresenta o sistema de proteção da GD instalada em 13,8 kV, onde

as funções de proteção analisadas para a detecção do ilhamento foram o relé de sub

e sobrefrequência (ANSI 81), relé ROCOF (df/dt), salto de vetor (ANSI 78) e direcional

de potência reativa (ANSI 32Q). Os ajustes avaliados estão apresentados na Tabela

4.2.

Para analisar o desempenho das funções de proteção propostas para a detecção de ilhamento, a carga do sistema de distribuição foi variada de 0,45 MVA a 4,05 MVA,

com cargas tipo impedância constante e fator de potência de 0,92 indutivo e 1. Tal

faixa de potência escolhida para esta simulação impõe desbalanços na ordem de

71

±80% à GD, que atende perfeitamente aos objetivos deste trabalho de analisar o

desempenho dos relés de proteção anti-ilhamento. O ilhamento foi provocado pela

abertura do disjuntor 52-S1 no instante 0,1 s de um total de 1 s de simulação. O gerador foi simulado considerando potência ativa nominal e potência reativa nula.

Figura 4.2: Caso 1 - Sistema de Proteção da GD 2,25 MVA conectada em 13,8 kV

GD - PCH2,25 MVA

4160 V

TR113,8/4,16 kV

3xTC

3xTP

52-GD

Relé de Proteção

81u 81o 27

78 59N

32Q 59

df/dt



Para se analisar o desempenho das funções de proteção na detecção de

ilhamentos, diferentes ajustes foram simulados para que se pudesse observar o

impacto nos tempos de atuação dos relés. A proteção de frequência foi simulada para

atuar em variações de frequência na ordem de 1 a 2 Hz temporizado em 100 ms. O

relé ROCOF foi simulado com ajustes de 1 a 3 Hz/s temporizado em 100 ms. A

proteção de salto de vetor foi simulada com ajustes de 6 a 10° seguindo

recomendações de Jenkins et al. (2000) que sugere ajuste de 8° para redes com fonte

fraca (baixa potência de curto-circuito). Já a proteção direcional de potência reativa foi

simulada para atuar quando o fator de potência de exportação da GD for inferior a 0,97 ou 0,98 indutivo, o que resulta em uma potência reativa de 0,149 a 0,188 MVAr

por fase, pois para aplicação deste relé é necessário que o gerador opere com fator

de potência unitário permanentemente. Um resumo dos ajustes é apresentado na

Tabela 4.2.

72

Tabela 4.2: Caso 1 - Ajustes de Proteção

Parâmetro Ajuste Subfrequência – ANSI 81 u

Frequência de partida 59 / 58,5 / 58 Hz Temporização 100 ms

Sobrefrequência – ANSI 81 o Frequência de partida 61 / 61,5 / 62 Hz Temporização 100 ms

ROCOF – ANSI 81 df/dt Variação de frequência máxima 1 / 2 / 3 Hz/s Temporização 100 ms

Salto de Vetor – ANSI 78 Salto vetorial 6° / 8° / 10° Temporização 100 ms

Direcional de Potência Reativa – ANSI 32Q Potência reativa máxima por fase 0,149 / 0,188 MVAr Temporização 100 ms Direcionalidade Direta (Exportação)

O relé de frequência apresentou detecção de ilhamento dentro do limite de

operação de 500 ms para desbalanços de potência ativa a partir de 11,58%, conforme

Tabela 4.3. O desempenho do relé pode ser observado na Figura 4.3 para a condição de excesso de geração e na Figura 4.4 na condição de déficit de geração.

Tabela 4.3: Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela

proteção de frequência ANSI 81 o/u

Limites de desbalanço de potência para detecção de ilhamento FP da carga

Ajuste em ± 1 Hz Ajuste em ± 1,5 Hz Ajuste em ± 2 Hz PG > PC PG < PC PG > PC PG < PC PG > PC PG < PC

0,92 12,35% 19,97% 19,2% 29% 26,44% 37,98% 1,00 16,47% 11,58% 22,88% 18,64% 29,36% 25,98%

Quando ocorre um ilhamento com excesso de geração (PG > PC), o fator de

potência mais indutivo das cargas provoca uma maior queda de tensão na rede de distribuição, logo, a tensão na carga (V) vai ser menor do que a tensão pré-ilhamento

(V0), consequentemente, a potência absorvida pela carga (PC) vai ser menor do que a

potência pré-ilhamento (P0) numa proporção ao quadrado da variação da tensão (V),

conforme (3.1) e (3.2). Logo, o desbalanço de potência vai ser maior do que o nominal.

Portanto, à medida que o fator de potência das cargas se torna mais indutivo, o

desbalanço de potência e a aceleração da máquina aumentam, fazendo o relé de

73

frequência ter uma detecção mais eficiente para FP mais indutivo, como pode ser

observado na Figura 4.3. Figura 4.3: Caso 1 - Tempo de atuação da proteção de sobrefrequência versus ΔP: carga tipo

impedância constante com excesso de geração (PG > PC)

Quando ocorre um ilhamento com déficit de geração (PG < PC), o desempenho

do relé de frequência é o contrário do caso com excesso de geração, piora à medida que o fator de potência se torna mais indutivo. Isso ocorre porque a carga real (P) é menor quando a tensão na rede (V) é menor, numa proporção ao quadrado da

variação da tensão (V), conforme (3.1) e (3.2). À medida que o fator de potência das

cargas diminui, o desbalanço de potência e a desaceleração (frenagem) da máquina

também diminuem, fazendo o relé de frequência ter uma detecção menos eficiente,

como pode ser observado na Figura 4.4.

74

Figura 4.4: Caso 1 - Tempo de atuação da proteção de sobrefrequência versus ΔP: carga tipo impedância constante com déficit de geração (PG < PC)


do relé de frequência é o contrário do caso com excesso de geração, piora à medida que o fator de potência se torna mais indutivo. Isso ocorre porque a carga real (P) é

menor quando a tensão na rede (V) é menor, numa proporção ao quadrado da

variação da tensão (V), conforme (3.1) e (3.2). À medida que o fator de potência das

cargas diminui, o desbalanço de potência e a desaceleração (frenagem) da máquina

também diminuem, fazendo o relé de frequência ter uma detecção menos eficiente,

como pode ser observado na Figura 4.4.

Na Figura 4.5, este comportamento pode ser observado pelo perfil da frequência

para os casos de excesso e escassez de geração para cargas com fator de potência

0,92 indutivo e 1.

75

Figura 4.5: Comportamento da frequência em ilhamentos com excesso e déficit de geração para cargas com fator de potência 0,92 indutivo e 1

O relé ROCOF ou df/dt apresentou detecção de ilhamento dentro do limite de


Tabela 4.4. O desempenho do relé pode ser observado na Figura 4.6 para a condição

de excesso de geração e na Figura 4.6 na condição de déficit de geração.

Tabela 4.4: Caso 1 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela

proteção df/dt


Ajuste em 1 Hz/s Ajuste em 2 Hz/s Ajuste em 3 Hz/s PG > PC PG < PC PG > PC PG < PC PG > PC PG < PC

0,92 12,87% 27,59% 17,8% 27,59% 22,81% 27,59% 1,00 7,81% 1,77% 12,81% 7,81% 17,8% 12,77%

76

Figura 4.6: Caso 1 - Tempo de atuação da proteção ROCOF versus ΔP: carga tipo impedância constante com excesso de geração (PG > PC)

Conforme pode ser observado por meio da equação (2.5), a taxa de variação de

frequência, que indica a tendência de variação da frequência do sistema, é uma

função diretamente proporcional ao ΔP. Desta forma, após um ilhamento, o ΔP muda

abruptamente, fazendo a taxa de df/dt também alterar da mesma forma e proporção.

Por esta característica que os resultados apresentados nas Figuras 4.6 e 4.7 mostram um comportamento do tipo binário, ou seja, atuando ou não atuando, cuja curva se

assemelha ao ajuste de tempo definido.

Assim como o relé de frequência, o relé ROCOF é influenciado pelo fator de

potência da carga, visto que a potência real absorvida se altera, consequentemente,

o desbalanço de potência ativa (ΔP) também.

O relé de salto de vetor apresentou detecção de ilhamento dentro do limite

estabelecido para desbalanços de potência a partir de 9,28%, conforme Tabela 4.5.

Seu desempenho foi levemente melhor que o de relé de sobre e subfrequência. Isso

pode ser explicado pelo fato da tensão do gerador sofrer um deslocamento angular,

instantâneo, no momento do ilhamento, o que não ocorre para a frequência, além do

relé de frequência precisar de mais ciclos para confirmar a sua atuação. Após este

77

salto inicial, o ângulo vai se deslocando na mesma proporção em que a frequência

elétrica se altera tornando o relé de salto de vetor mais rápido.

Figura 4.7: Caso 1 - Tempo de atuação da proteção ROCOF versus ΔP: carga tipo impedância

constante com déficit de geração (PG < PC)

Tabela 4.5: Caso 1 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms

pela proteção de salto de vetor


Ajuste em 6° Ajuste em 8° Ajuste em 10° PG > PC PG < PC PG > PC PG < PC PG > PC PG < PC

0,92 9,94% 18,12% 14,45% 22,7% 19,03% 27,39% 1,00 14,75% 9,28% 19,05% 13,34% 22,61% 16,99%

Assim como o relé de frequência, para a condição de excesso de geração, o

desempenho do relé de salto de vetor melhora à medida que o fator de potência da

carga se torna mais indutivo, conforme Figura 4.8. Já para a condição de déficit de geração, o desempenho piora à medida que o fator de potência se torna mais indutivo,

conforme Figura 4.9.

78

Figura 4.8: Caso 1 - Tempo de atuação da proteção de salto de vetor versus ΔP: carga tipo impedância constante com excesso de geração (PG > PC)

Figura 4.9: Caso 1 - Tempo de atuação da proteção de salto de vetor versus ΔP: carga tipo impedância constante com déficit de geração (PG < PC)

79

O relé direcional de potência reativa (ANSI 32Q) tem um desempenho muito

favorável à detecção de ilhamento somente para os casos onde a carga possui um

fator de potência indutivo. Cargas com fator de potência próximo do unitário fazem o relé 32Q não atuar independente do desbalanço de potência ativa imposto pós-

ilhamento. Na Figura 4.10 é apresentado o seu desempenho para cargas com fator

de potência 0,92 indutivo.

Figura 4.10: Caso 1 - Tempo de atuação da proteção direcional de potência reativa versus ΔP: carga

tipo impedância constante e fator de potência 0,92 indutivo

Conforme a Figura 4.10, quanto mais indutivo for o fator de potência da carga,

melhor será o desempenho do relé direcional de potência reativa. Na condição de

déficit de geração com cargas de fator de potência de 0,92, o relé 32Q atua para

qualquer desbalanço de potência ativa, deixando de atuar somente quando houver

excesso de geração superior a 44,5%, quando o relé for ajustado em 0,188 MVAr

(fator de potência do gerador de 0,98), ou 31,43%, quando ajustado em 0,149 MVAr

(fator de potência do gerador de 0,97). É possível observar que esta função de

proteção detectou ilhamentos justamente onde os relés anteriores não detectaram, na

faixa de pequenos desbalanços de potência.

80

O relé 32Q atua conforme sua exportação de potência reativa. Quando há

grandes excessos de geração de potência ativa, a potência reativa consumida

localmente pelas cargas pode não ser suficiente para que o fator de potência de operação do gerador reduza a valores inferiores a 0,97 ou 0,98 indutivo escolhidos

para atuação da proteção direcional de potência reativa. Assim, quando a potência

reativa das cargas não for superior ao ajuste do relé, a proteção 32Q não atua.

Analisando os desempenhos dos relés de sobre e subfrequência (ANSI 81 o/u),

ROCOF ou df/dt, salto de vetor (ANSI 78) e direcional de potência reativa (ANSI 32Q),

os ajustes escolhidos para a proteção da GD do caso 1 resultaram conforme Tabela

4.6. Optou-se pelos ajustes de valores intermediários das simulações realizadas, visto

que nenhum relé garantiu a detecção de ilhamento para qualquer desbalanço de

potência. A opção de ajustes mais rigorosos foi descartada porque, tendo em vista

que os geradores de GD geralmente possuem uma inércia pequena, poderia tornar a

operação da GD instável com uma maior probabilidade de falsas atuações da proteção anti-ilhamento.

Tabela 4.6: Caso 1 – Ajustes de proteção finais


Frequência de partida 58,5 Hz Temporização 100 ms

Sobrefrequência – ANSI 81 o Frequência de partida 61,5 Hz Temporização 100 ms

ROCOF – ANSI 81 df/dt Variação de frequência máxima 2 Hz/s Temporização 100 ms

Salto de Vetor – ANSI 78 Salto vetorial máximo 10° Temporização 100 ms

Direcional de Potência Reativa – ANSI 32Q Potência reativa máxima por fase 0,188 MVAr Temporização 100 ms Direcionalidade Direta (Exportação)

O desempenho das funções de proteção de sub e sobrefrequência, ROCOF,

salto de vetor e direcional de potência reativa operando em conjunto foi satisfatório

quando a carga possui um fator de potência 0,92. Já para cargas com fator de potência

próximo de 1 há uma limitação na detecção de ilhamento na ordem de 7,81% de

81

desbalanço para excesso de geração e 12,77% para déficit de geração, conforme

Figura 4.11 e Tabela 4.7.

Tabela 4.7: Caso 1: Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pelo

sistema de proteção

Limites de desbalanço de potência para detecção de

ilhamento FP da carga PG > PC PG < PC

0,92 0% 0% 1,00 7,81% 12,77%

Figura 4.11: Caso 1 - Tempo de atuação do sistema de proteção considerando a sobreposição das

funções 81 o/u, ROCOF, 78 e 32Q versus ΔP: carga tipo impedância constante

Reduzir os ajustes da Tabela 4.6 tornando-os mais rigorosos representa perda

de confiabilidade no sistema de proteção da GD, em que o relé de proteção pode não

diferenciar ilhamentos de perturbações do sistema do tipo rejeição de carga, por exemplo. A tentativa de tornar o sistema mais sensível pode aumentar as chances de

falsas atuações das funções de detecção de ilhamento.

Apesar de não ser discutido neste trabalho, a ocorrência de faltas no sistema de

distribuição pode afetar o sistema de proteção da GD fazendo-o operar. Para mitigar

82

as possibilidades de falsas atuações, recomenda-se a utilização de bloqueio por

subtensão das proteções de detecção de ilhamento. O ajuste do nível de subtensão

deve ser estudado caso a caso, visto que a resposta do regulador de tensão influenciará nesta definição.

Neste estudo de caso, observou-se que para cargas com fator de potência

elevado há riscos de não detecção de ilhamentos. Visto que o sistema de proteção do

caso 1 pode não detectar ilhamentos na ordem de 7,81% de desbalanço de potência

conforme Tabela 4.7, pode-se afirmar que problemas poderão ocorrer e os riscos de

um religamento automático fora de fase são reais.

Se o ilhamento for causado por abertura manual do circuito de distribuição para

manutenção, por exemplo, a GD poderá alimentar continuamente o subsistema

formado. Neste caso, há duas possibilidades de desconexão da GD. A primeira seria

por meio de agendamento de um desligamento onde o agente responsável pela GD

se comprometa a desconectar a usina geradora nos horários programados devidamente acompanhado por um técnico da concessionária de energia. A segunda

seria a instalação de um sistema de transferência de disparo direto (TDD) por meio

de comunicação via rádio ou GPRS, quando for possível, ou por meio de fibra ótica

com a instalação de cabo OPGW. Esta segunda opção acarretará em aumento nos

custos de implantação.

Para evitar riscos de religamento fora de fase após uma interrupção por falta, a solução sugerida é a instalação de um relé de verificação de sincronismo (ANSI 25)

para operar em conjunto com o religamento automático. O relé 25 deverá permitir o

religamento para a condição de barra viva – linha morta e barra viva – linha viva para

pequenos desvios de frequência (Δf ≤ 0,05 Hz), módulo (ΔV ≤ 10%) e ângulo da

tensão (Δθ ≤ 10°).

Outra alternativa para melhorar o desempenho da detecção de ilhamento é

aumentar o tempo morto do primeiro ciclo de religamento do alimentador de

distribuição da concessionária, o que fará com que as limitações dos relés de detecção

de ilhamento diminuam. Tal procedimento deve ser feito em conjunto com a

concessionária de energia, que é a proprietária e responsável pelo circuito de

distribuição. São conhecidos casos onde foi possível discutir os ajustes da

concessionária para facilitar a detecção de ilhamento e melhorar a segurança operativa.

83

Embora seja possível, é improvável encontrar cargas em sistemas de

distribuição com fator de potência superiores a 0,92 indutivo. Logo, para o estudo de

caso 1, a associação das funções de proteção de frequência, ROCOF, salto de vetor e direcional de potência reativa se apresenta como uma boa solução do ponto de vista

da detecção de ilhamentos de geradores síncronos distribuídos.

4.2. Caso 2: Gerador de 9,125 MVA conectado em 34,5 kV

O segundo estudo de caso apresenta um gerador síncrono distribuído à

biomassa (turbina à vapor) com capacidade de 9,125 MVA, gerando em 13,8 kV, com

conexão na rede de distribuição em 34,5 kV da CELG Distribuição por meio de um

transformador elevador 13,8/34,5 kV, conforme Figura 4.12. Este empreendimento

está localizado na cidade de Goianésia, estado de Goiás, e encontra-se atualmente

em operação. Os dados do gerador estão apresentados na Tabela 4.8.

Figura 4.12: Caso 2 - GD de 9,125 MVA conectado em 34,5 kV

SE GoianésiaCELG-D

52-S1

34,5 kVScc = 122 MVA

X/R = 3,23Carga

0 a 11 MVAFP = 0,92 a 1

GD – Biomassa 9,125 MVA

13,8 kV

52-GD

TR134,5/13,8kV

Linha 2

Carga2 a 7 MVA

FP = 0,92 a 1

Linha 1

5km 5km


Este gerador síncrono distribuído, instalado em uma usina de álcool e açúcar,

atende as demandas internas do empreendimento e exporta o excedente da energia elétrica gerada. A carga própria da usina varia de 2 a 7 MVA, dependendo dos

processos industriais em operação. De acordo com informações de Tavares (2015)1,

a carga instalada deste alimentador de 34,5 kV pode chegar a 11 MVA. Assim, a carga

1 Tavares, P. R. (CELG Distribuição, DT-SET, Setor de Estudos dos Sistemas, 2015).

84

mínima de um possível sistema ilhado neste alimentador será de 4 MVA e a carga

máxima de 18 MVA. Estes valores de potência representarão para a GD um

desbalanço de potência de -56,16% a +97,26% na base do gerador. Portanto, existe a possibilidade de ocorrer desbalanços de potência pequenos ou até nulos, o que

torna ilhamentos difícil de detectar.

Tabela 4.8: Caso 2 - Dados do Gerador de 9,125 MVA

Parâmetro Dado Potência aparente nominal 9,125 MVA Potência ativa nominal 7,30 MW Máximo fator de potência 0,80 Tensão nominal 13,8 kV Reatância síncrona de eixo direto (Xd) 126,2% Reatância transitória de eixo direto (X’d) 17,2% Reatância subtransitória de eixo direto (X”d) 12,5% Reatância síncrona de eixo em quadratura (Xq) 124,6% Reatância subtransitória de eixo em quadratura (X”q) 16,5% Constante trans. de eixo direto em curto-circuito (T’d) 1,3201 s Constante subtransitória de eixo direto em curto-circuito (T”d) 23 ms Constante de inércia H 2 s Número de polos 2 Rotação nominal 1800 rpm

A Figura 4.13 apresenta o sistema de proteção aplicado para detecção do

ilhamento no ponto de conexão da GD ao sistema de distribuição. As funções analisadas foram a de sobre e subfrequência (ANSI 81 o/u), ROCOF (df/dt), salto de

vetor (ANSI 78) e direcional de potência reativa (ANSI 32Q).

Para analisar o desempenho das funções de proteção propostas na detecção de

ilhamento, a carga do sistema de distribuição foi variada de 1,37 a 14,6 MVA, com

cargas tipo impedância constante e fator de potência variando 0,92 indutivo e 1. Tal

faixa de potência escolhida para esta simulação impõe desbalanços na ordem de

±80% à GD, que atende perfeitamente aos objetivos deste trabalho de analisar o

desempenho dos relés de proteção anti-ilhamento. O ilhamento foi provocado pela

abertura do disjuntor 52-S1 no instante 0,1 s de um total de 1 s de simulação. Os

ajustes avaliados estão apresentados na Tabela 4.9. O gerador foi simulado

considerando potência ativa nominal e potência reativa nula.

85

Figura 4.13: Caso 2 - Sistema de Proteção da GD 9,125 MVA conectada em 34,5kV

GD – Biomassa 9,125 MVA

13,8 kV

TR134,5/13,8kV

3xTC

3xTP

52-GD

Relé de Proteção

81u 81o 27

df/dt

78 59N

32Q 59



Como critério de avaliação, o tempo limite para a detecção do ilhamento foi de

500 ms. Este valor foi escolhido baseado no tempo aplicado por muitas

concessionárias de energia no Brasil que utilizam um tempo morto de 500 ms para a

primeira tentativa de religamento do alimentador (CELG, 2012; CEMIG, 2012; CEMIG,

2013; COPEL, 2013).




atuar em variações de frequência na ordem de 1 a 2 Hz temporizado em 100 ms. O relé ROCOF foi simulado com ajustes de 1 a 3 Hz/s temporizado em 100 ms. A

proteção de salto de vetor foi simulada com ajustes de 8 a 12° seguindo

recomendações de Jenkins et al. (2000) que sugere ajuste de 8° para redes com fonte

fraca (baixa potência de curto-circuito). Já a proteção direcional de potência reativa foi

simulada para atuar quando o fator de potência de exportação da GD for inferior a

0,98 ou 0,99 indutivo, o que resulta em uma potência reativa de 0,3467 a 0,4941 MVAr

por fase, pois para aplicação deste relé é necessário que o gerador opere com fator

de potência unitário permanentemente. Um resumo dos ajustes é apresentado na

Tabela 4.9.

86

Tabela 4.9: Caso 2 - Ajustes de proteção definidos





Salto de Vetor – ANSI 78 Salto vetorial máximo 8° / 10° / 12° Temporização 100 ms

Direcional de Potência Reativa – ANSI 32Q Potência reativa máxima por fase 0,3467 / 0,4941 MVAr Temporização 100 ms Direcionalidade Direta (Exportação)



Tabela 4.10. O desempenho do relé, ajustado conforme Tabela 4.1, pode ser observado nas Figuras 4.14 e 4.15.

Quando ocorre um ilhamento com excesso de geração (PG > PC), o fator de

potência mais indutivo das cargas provoca uma maior queda de tensão na rede de distribuição, logo, a tensão na carga (V) vai ser menor do que a tensão pré-ilhamento

(V0), consequentemente, a potência absorvida pela carga (PC) vai ser menor do que a

potência pré-ilhamento (P0) numa proporção ao quadrado da variação da tensão (V),

conforme (3.1) e (3.2). Logo, o desbalanço de potência vai ser maior do que o nominal.

Portanto, à medida que o FP das cargas se torna mais indutivo, o desbalanço de

potência e a aceleração da máquina aumentam, fazendo o relé de frequência ter uma

detecção mais eficiente para FP mais indutivo, como pode ser observado na Figura

4.14.

87

Tabela 4.10: Caso 2 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela proteção de frequência ANSI 81 o/u



0,92 8,03% 39,41% 18,03% 53,81% 28,03% 70,41% 1,00 16,95% 18,17% 24,53% 27,27% 32,61% 36,92%

Figura 4.14: Caso 2 - Tempo de atuação da proteção ANSI 81 o/u versus ΔP: carga tipo impedância constante com excesso de geração (PG > PC)


do relé de frequência é o contrário, piora à medida que o FP se torna mais indutivo. Isso ocorre porque a carga real (PC) é menor quando a tensão na rede (V) é menor,

numa proporção ao quadrado da variação da tensão (V), conforme (3.1) e (3.2). A

medida que o FP das cargas diminui, o desbalanço de potência e a desaceleração (frenagem) da máquina também diminuem, fazendo o relé de frequência ter uma

detecção menos eficiente para FP mais indutivo, como pode ser observado na Figura

4.15.

88

Figura 4.15: Caso 2 - Tempo de atuação da proteção ANSI 81 o/u versus ΔP: carga tipo impedância constante com déficit de geração (PG < PC)

O relé ROCOF ou df/dt apresentou detecção de ilhamento dentro do limite de operação de 500 ms para desbalanços de potência ativa a partir de 3%, conforme

Tabela 4.11. O desempenho do relé, ajustado conforme Tabela 4.1, pode ser

observado nas Figuras 4.16 e 4.17 para as condições de excesso e déficit de geração,

respectivamente.

Tabela 4.11: Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela

proteção df/dt



0,92 3% 18,55% 12,94% 47,71% 17,94% 72,59% 1,00 7,77% 7,84% 12,94% 17,77% 22,81% 22,98%

O comportamento do relé ROCOF é similar ao relé de frequência quanto ao

fator de potência da carga, porém, seu desempenho é melhor. Isso se justifica pela

característica de previsão ou tendência de variação da frequência que o ROCOF

possui. Conforme (2.5), a taxa de variação de frequência muda imediatamente após

89

Figura 4.16: Caso 2 - Tempo de atuação da proteção ROCOF versus ΔP: carga tipo impedância constante com excesso de geração (PG > PC)



90

o ilhamento conforme o desbalanço de potência ativa (ΔP). Se o ΔP for grande o

suficiente para fazer a taxa df/dt superar o ajuste, o relé dispara um comando de

abertura para o disjuntor. Já o relé de frequência é uma resposta dinâmica no tempo, que tende a ser mais lenta que o df/dt, conforme (2.3) e (2.4).

As características de detecção de ilhamento da proteção de salto de vetor

(ANSI 78) estão apresentadas nas Figura 4.18 e 4.19. Os resultados apresentaram

detecção de ilhamentos num tempo inferior a 500 ms para desbalanços de potência a

partir de 14,73%, conforme Tabela 4.12. O comportamento do relé de salto de vetor

quanto ao fator de potência da carga foi similar ao do relé de frequência. Para a condição de excesso de geração, o desempenho do relé de salto de vetor melhora à


pela proteção salto de vetor



0,92 14,73% 45,41% 21,09% 53,99% 27,6% 62,45% 1,00 20,75% 24,43% 26,6% 29,48% 31,97% 35,76%

Figura 4.18: Caso 2 - Tempo de atuação da proteção salto de vetor versus ΔP: carga tipo impedância

constante com excesso de geração (PG > PC)

91

medida que o fator de potência da carga se torna mais indutivo, conforme Figura 4.18.

Já para a condição de déficit de geração, o desempenho piora à medida que o fator

de potência se torna mais indutivo, conforme Figura 4.19.

Figura 4.19: Caso 2 - Tempo de atuação da proteção salto de vetor versus ΔP: carga tipo impedância


O relé direcional de potência reativa (ANSI 32Q) tem um desempenho muito

favorável a detecção de ilhamento somente para os casos onde a carga possui um

fator de potência indutivo. Cargas com fator de potência próximo do unitário fazem o relé 32Q não atuar independente do desbalanço de potência ativa imposto pós-

ilhamento. Na Figura 4.20 é apresentado o seu desempenho para cargas com fator

de potência 0,92 indutivo.



déficit de geração e cargas com fator de potência de 0,92, o relé 32Q atua para qualquer desbalanço de potência ativa, deixando de atuar somente quando houver

excesso de geração superior a 52,2%, quando o relé for ajustado em 0,3647 MVAr

92

(fator de potência do gerador de 0,99), ou 35,39%, quando ajustado em 0,4941 MVAr

(fator de potência do gerador de 0,98).

Figura 4.20: Caso 2 - Tempo de atuação da proteção ANSI 32Q versus ΔP: carga tipo impedância

constante



localmente pelas cargas pode não ser suficiente para que o fator de potência de

operação do gerador reduza a valores inferiores a 0,98 ou 0,99 indutivo escolhidos para atuação da proteção direcional de potência reativa. Assim, quando a potência

reativa das cargas não for superior ao ajuste do relé, a proteção 32Q não atua.

Analisando os desempenhos dos relés de sobre e subfrequência, ROCOF, salto

de vetor e direcional de potência reativa, os ajustes definidos para a proteção da GD

do caso 2 estão conforme Tabela 4.13. Optou-se pelos ajustes de valores

intermediários das simulações realizadas, visto que nenhum relé garantiu a detecção de ilhamento para qualquer desbalanço de potência. A opção de ajustes mais

rigorosos foi descartada porque, tendo em vista que os geradores de GD geralmente

93

possuem uma inércia pequena, poderia tornar a operação da GD instável com uma

maior probabilidade de falsas atuações da proteção anti-ilhamento.








A GD do caso 2 terá uma detecção de ilhamento para desbalanços de potência

ativa inferiores a 17,81% quando houver déficit de geração serão detectados e 12,81%

quando houver excesso de geração, todos para os casos de cargas do tipo

impedância constante e fator de potência unitário. Já para cargas com fator de

potência 0,92, a detecção de ilhamento será efetiva para qualquer desbalanço,

independentemente se há excesso ou déficit de geração por causa do relé 32Q. Os

limites deste estudo de caso estão apresentados na Tabela 4.14. O desempenho da

proteção anti-ilhamento da GD do caso 2 pode ser observado na Figura 4.21.


pelo sistema de proteção completo



0,92 0% 0% 1,00 12,81% 17,81%

94

Neste estudo de caso, observou-se que para cargas com fator de potência

elevado há riscos de não detecção de ilhamentos. Como já exposto, esta GD poderá

ser submetida a desbalanços de potência de -56,16% a +97,26%. Visto que o sistema de proteção do caso 2 pode não detectar ilhamentos na ordem de 12,81% de

desbalanço de potência conforme Tabela 4.14, pode-se afirmar que problemas

poderão ocorrer e os riscos de um religamento automático fora de fase são reais.

Figura 4.21: Caso 2 - Tempo de atuação do sistema de proteção considerando a sobreposição das

funções 81 o/u, ROCOF, 78 e 32Q versus ΔP: carga tipo impedância constante

Se o ilhamento for causado por abertura manual do circuito de distribuição para

manutenção, por exemplo, a GD poderá alimentar continuamente o subsistema

formado. Neste caso, há duas possibilidades de desconexão da GD. A primeira seria

por meio de agendamento de um desligamento onde o agente responsável pela GD

se comprometa a desconectar a usina geradora nos horários programados

devidamente acompanhado por um técnico da concessionária de energia. A segunda

seria a instalação de um sistema de transferência de disparo direto (TDD) por meio

de comunicação via rádio ou GPRS, quando for possível, ou por meio de fibra ótica

95

com a instalação de cabo OPGW. Esta segunda opção acarretará em aumento nos

custos de implantação.

Para evitar riscos de religamento fora de fase após uma interrupção por falta, a solução sugerida é a instalação de um relé de verificação de sincronismo (ANSI 25)

para operar em conjunto com o religamento automático. O relé 25 deverá permitir o

religamento para a condição de barra viva – linha morta e barra viva – linha viva para

pequenos desvios de frequência (Δf ≤ 0,05 Hz), módulo (ΔV ≤ 10%) e ângulo da

tensão (Δθ ≤ 10°).






distribuição. São conhecidos casos onde foi possível discutir os ajustes da concessionária para facilitar a detecção de ilhamento e melhorar a segurança

operativa.

Embora seja possível, é improvável encontrar cargas em sistemas de

distribuição com fator de potência superiores a 0,92 indutivo. Logo, para o estudo de

caso 2, a associação das funções de proteção de frequência, ROCOF, salto de vetor

e direcional de potência reativa se apresenta como uma boa solução do ponto de vista da detecção de ilhamentos de geradores síncronos distribuídos.

4.3. Caso 3: Gerador de 22,5 MVA conectado em 88 kV

O terceiro caso apresenta um gerador síncrono distribuído a vapor de 22,5 MVA

conectado diretamente na rede de distribuição em 88 kV, conforme Figura 4.22. A

simulação consistiu na variação da carga conectada na linha de subtransmissão para

se verificar o tempo de detecção de ilhamento para cada umas das funções de

proteção discutidas neste trabalho. O ilhamento é provocado intencionalmente, com a

abertura do disjuntor 52-S1. Este sistema é um caso real de uma instalação de

cogeração com exportação do excedente conectado no sistema CPFL/CTEEP em 88

kV na cidade de Cubatão/SP. Os dados do gerador estão apresentados na Tabela

4.15.

96

Figura 4.22: Caso 3 - GD de 22,5 MVA conectado em 88 kV

Sistema Eq. 152-S1

88 kVScc=1000 MVA

X/R=5

GD 22,5 MVA

13,2 kV

52-GD

TR188/13,2kV

Linha 115 km

Linha 215 km

Carga1,25 a 20 MVA

FP = 0,92


Tabela 4.15: Caso 3 - Dados do Gerador de 22,5 MVA

Parâmetro Dado Potência nominal 22,5 MVA Tensão nominal 13,2 kV Reatância síncrona de eixo direto (Xd) 159% Reatância transitória de eixo direto (X’d) 26% Reatância subtransitória de eixo direto (X”d) 21% Reatância síncrona de eixo em quadratura (Xq) 137,2% Reatância subtransitória de eixo em quadratura (X”q) 11,8% Constante trans. de eixo direto em curto-circuito (T’d) 5,5 s Constante subtransitória de eixo direto em curto-circuito (T”d) 50 ms Constante trans. de eixo em quadratura em curto-circuito (T’q) 1,25 s Constante subtransitória de eixo em quadratura em curto-circuito (T”q)

180 ms Constante de inércia H 1,5 s Número de polos 2 Rotação nominal 1800 rpm

A Figura 4.23 apresenta o sistema de proteção da GD instalada em 88 kV, onde

as funções de proteção analisadas para a detecção do ilhamento foram o relé de sub

e sobrefrequência (ANSI 81 o/u), ROCOF ou df/dt, salto de vetor (ANSI 78) e direcional

de potência reativa (ANSI 32Q). Os ajustes destas proteções estão apresentados na Tabela 4.16. O gerador foi simulado considerando potência ativa nominal e potência

reativa nula.

97

Figura 4.23: Caso 3 - Sistema de Proteção da GD 22,5 MVA conectada em 88 kV

GD 22,5 MVA

13,2 kV

TR188/13,2kV

3xTC

3xTP

52-GD

Relé de Proteção

81u 81o 27

df/dt 78 59N

67 21 32Q



Como critério de avaliação, foi considerado 500 ms como tempo limite para a

detecção do ilhamento. Este valor foi escolhido baseado no tempo usual das

concessionárias de energia no Brasil que utilizam 500 ms como o tempo morto para a

primeira tentativa de religamento do alimentador.




atuar em variações de frequência na ordem de 1 a 2 Hz temporizado em 100 ms. O relé ROCOF foi simulado com ajustes de 1 a 3 Hz/s temporizado em 100 ms. A

proteção de salto de vetor foi simulada seguindo recomendações de Jenkins et al.

(2000) que sugere ajuste de 6° para redes com fonte forte (alta potência de curto-

circuito). Já a proteção direcional de potência reativa foi simulada para atuar quando

o fator de potência de exportação da GD for inferior a 0,97 a 0,99 indutivo, o que

resulta em uma potência reativa de 1,058, 1,492 e 1,823 MVAr por fase, pois para aplicação deste relé é necessário que o gerador opere com fator de potência unitário

permanentemente. Um resumo dos ajustes é apresentado na Tabela 4.16.

98

Tabela 4.16: Caso 3 - Ajustes de Proteção





Salto de Vetor – ANSI 78 Salto vetorial máximo 4° / 6° / 8° Temporização 100 ms

Direcional de Potência Reativa – ANSI 32Q Potência reativa máxima por fase 1,058 / 1,492 / 1,823 MVAr Temporização 100 ms Direcionalidade Direta (Exportação)



Tabela 4.17. O desempenho do relé pode ser observado nas Figuras 4.24 e 4.25.


pela proteção de frequência ANSI 81 o/u



0,92 10,7% 19,69% 17,73% 28,48% 24,14% 37,77% 1,00 16,25% 10,05% 22,03% 17,48% 27,41% 24,92%

Como os estudos de caso anteriores, o relé de frequência apresentou limitações

na detecção de ilhamento, não atuando para pequenos desbalanços de potência ativa.

O fator de potência da carga afetou o comportamento deste relé, fazendo diminuir sua

eficiência quando a carga se torna mais indutiva na situação de déficit de geração.

Por outro lado, a eficiência do relé de frequência melhora quando há excesso de

geração. Observa-se também que o impacto do fator de potência da carga é mais

acentuado para a situação de déficit de geração, pois a tendência quando há sobrecarga é de subtensão na rede, o que provoca uma diminuição na potência ativa absorvida pela carga na proporção (V/V0)2. Neste cenário, a sobrecarga diminui e o

desbalanço de potência também, piorando o desempenho do relé de frequência.

99

Figura 4.24: Caso 3 - Tempo de atuação da proteção ANSI 81 o/u versus ΔP: carga tipo impedância constante com excesso de geração (PG > PC)

Figura 4.25: Caso 3 - Tempo de atuação da proteção ANSI 81 o/u versus ΔP: carga tipo impedância


100

O relé ROCOF apresentou tempos de detecção de ilhamento dentro do limite

estabelecido de 500 ms para desbalanços de potência a partir de 8,09%, conforme

Tabela 4.18. O desempenho do relé é apresentado nas Figuras 4.26 e 4.27. Assim como os demais casos, o relé de taxa de variação de frequência teve limitações para

detecção de ilhamentos para pequenos desbalanços de potência, porém, obteve

resultados ligeiramente melhores que o relé de frequência, conforme explicado no

estudo de caso 1.


pela proteção df/dt



0,92 8,09% 12,32% 8,23% 27,32% 13,23% 32,32% 1,00 12,88% 7,55% 18% 7,59% 23,03% 12,66%


constante com excesso de geração (PG > PC)

101

Figura 4.27: Caso 3 - Tempo de atuação da proteção ROCOF versus ΔP: carga tipo impedância constante com déficit de geração (PG < PC)

O relé salto de vetor apresentou limitação na detecção de ilhamento a partir de 5,78%, conforme Tabela 4.19. O desempenho do relé nas condições de excesso e

déficit de geração está apresentado nas Tabelas 4.28 e 4.29.

Assim como sugerido por Jenkins et al. (2000) e Vieira (2006), o ajuste do relé

salto de vetor deve ser de 6° para redes fortes (alta potência de curto-circuito) e de

12° para redes fracas (baixa potência de curto-circuito). No caso 1 os ajustes testados

foram de 8, 10 e 12° e no caso 2 os ajustes testados foram de 6, 8 e 10° e a resposta do relé salto de vetor foi satisfatória para desbalanços na ordem de 10 a 15%. Os


pela proteção salto de vetor



0,92 5,78% 14,18% 10,22 19,45% 15,14% 24,37% 1,00 12,17% 5,38% 15,8% 9,48% 19,76% 14,29%

102

Figura 4.28: Caso 3 - Tempo de atuação da proteção salto de vetor versus ΔP: carga tipo impedância constante com excesso de geração (PG > PC)

Figura 4.29: Caso 3 - Tempo de atuação da proteção salto de vetor versus ΔP: carga tipo impedância constante com déficit de geração (PG < PC)

103

maior constante de inércia e uma maior potência nominal. Para se alcançar este

desempenho, no estudo de caso 3, onde a potência de curto-circuito é 10 vezes maior

que a dos casos 1 e 2, os ajustes do relé tiveram que ser de 4, 6 e 8°. Logo, o estudo de caso 3 comprovou esta afirmação.

O comportamento do relé de salto de vetor quanto ao fator de potência da carga

foi similar ao do relé de frequência. Para a condição de excesso de geração, o

desempenho do relé de salto de vetor melhora à medida que o fator de potência da

carga se torna mais indutivo, conforme Figura 4.28. Já para a condição de déficit de

geração, o desempenho piora à medida que o fator de potência se torna mais indutivo,

conforme Figura 4.29.

Conforme os casos 1 e 2, o relé direcional de potência reativa (ANSI 32Q) para

o caso 3 apresentou um desempenho muito favorável à detecção de ilhamento

somente para os casos onde a carga possui um fator de potência indutivo. Cargas

com fator de potência próximo do unitário fazem o relé 32Q não atuar independente do desbalanço de potência ativa imposto pós-ilhamento. Na Figura 4.30 é apresentado

o seu desempenho para cargas com fator de potência 0,92 indutivo.


pela proteção direcional de potência reativa com excesso de geração


Ajuste em 1,058 MVAr Ajuste em 1,492 MVAr Ajuste em 1,823 MVAr 0,92 37,55% 22,57% 7,56%



déficit de geração e cargas com fator de potência de 0,92, o relé 32Q atua para

qualquer desbalanço de potência ativa, deixando de atuar somente quando houver

excesso de geração a partir de 7,46%. Os limites encontrados estão apresentados na

Tabela 4.20, onde são representados somente os limites com excesso de geração,

pois no relé 32 atua para qualquer desbalanço na situação de déficit de geração.

104

Figura 4.30: Caso 3 - Tempo de atuação da proteção ANSI 32Q versus ΔP: carga tipo impedância constante



localmente pelas cargas pode não ser suficiente para que o fator de potência de operação do gerador reduza a valores inferiores a 0,97, 0,98 ou 0,99 indutivo

escolhidos para atuação da proteção direcional de potência reativa. Assim, quando a

potência reativa das cargas não for superior ao ajuste do relé, a proteção 32Q não

atua.

Analisando os desempenhos dos relés de sobre e subfrequência, ROCOF, salto

de vetor e direcional de potência reativa, os ajustes definidos para a proteção da GD do caso 3 estão conforme Tabela 4.21. Optou-se pelos ajustes de valores

intermediários das simulações realizadas, visto que nenhum relé garantiu a detecção

de ilhamento para qualquer desbalanço de potência. A opção de ajustes mais

rigorosos foi descartada porque, tendo em vista que os geradores de GD geralmente

possuem uma inércia pequena, poderia tornar a operação da GD instável com uma

maior probabilidade de falsas atuações da proteção anti-ilhamento.

105








O gerador distribuído do estudo de caso 3 terá uma limitação na detecção de

ilhamento para cargas com fator de potência unitário para desbalanços de potência

inferiores a 11,63% para a condição de excesso de geração e 11,56% para déficit de geração, conforme Tabela 4.22. Porém, para cargas com fator de potência mais

indutivo, a tendência é de garantia de detecção de ilhamento para qualquer

desbalanço de potência ativa. Quanto mais indutiva a carga, maiores são as chances

de desconexão da GD, conforme pode ser observado na Figura 4.31.

Assim como nos estudos de caso 1 e 2, as sugestões para garantia de

desconexão da GD para ilhamentos são as mesmas. Quando o ilhamento for

provocado por uma interrupção proposital no fornecimento de energia, para manutenção, por exemplo, agendar o desligamento e fazer a vistoria in loco pode ser

uma alternativa que não gera custos de implantação, porém, um pouco inconveniente


pelo sistema de proteção completo



0,92 0% 0% 1,00 11,56% 11,63%

106

Figura 4.31: Caso 3 - Tempo de atuação do sistema de proteção completo versus ΔP: carga tipo impedância constante e fator de potência 1 e 0,92

caso a penetração de GD no sistema for grande. O uso de meios de comunicação para envio de TDD é a solução mais eficiente, porém, de maior custo. Quando o

ilhamento é provocado por uma falta no sistema, a instalação de um relé de verificação

de sincronismo na saída do alimentador que atende a GD elimina a possibilidade do

circuito ser religado fora de fase com a GD. Esta solução gera custos adicionais, mas

que são acessíveis. Ainda, o aumento do tempo morto do primeiro ciclo de religamento

por parte da concessionária também é uma possibilidade que ajuda na garantia de detecção de ilhamento da GD. Contudo, a concessionária de energia deve concordar

com a alteração visto que o tempo de restabelecimento da energia para os

consumidores aumenta, o que é um ponto negativo nesta solução.

Embora seja possível, a carga agregada apresentar valores de fator de potência

maiores que 0,92 é improvável. Logo, a associação das funções de proteção de

frequência, ROCOF, salto de vetor e direcional de potência reativa se apresenta como uma boa solução do ponto de vista da detecção de ilhamentos de geradores síncronos

distribuídos.

107

Capítulo 5 Conclusões e Proposta para Trabalhos

Futuros

Esta dissertação de mestrado teve como objetivo inicial a busca da garantia da detecção de ilhamento com a aplicação das proteções locais e passivas, pois

possuem menor custo de implantação e tem grande facilidade de instalação. A

estratégia traçada era a associação de várias funções de proteção que se auto

completassem. Nesse trabalho, as funções analisadas foram a de frequência,

ROCOF, salto de vetor e direcional de potência reativa.

Por meio dos estudos de casos reais, os resultados permitiram concluir que as

funções de proteção garantem a detecção de ilhamento para sistemas em que a carga

possua um fator de potência indutivo. A segurança na desconexão da GD para

ilhamentos aumenta à medida em que o fator de potência da carga diminua. Embora

exista a possibilidade de haver alimentadores de distribuição com cargas

predominantemente resistivas ou capacitivas, as chances de acontecer são remotas. Logo, a associação das funções de proteção de frequência, ROCOF, salto de vetor e

direcional de potência reativa pode representar uma solução eficiente para GD.

Conforme discutido no Capítulo 2, a operação ilhada da GD não é permitida na

maioria das concessionárias brasileiras e do mundo, devido aos riscos operacionais,

aos esforços torcionais nos eixos dos geradores, aos transitórios decorrentes do

chaveamento fora de fase e à falta de uma regulamentação que distribua as responsabilidades da qualidade do fornecimento de energia elétrica entre a

concessionária e a própria GD. Diante do exposto, a detecção de ilhamento e

consequentemente a desconexão da GD devem ser garantidas.

As características da carga são informações que afetam consideravelmente os

resultados dos relés de proteção baseados em frequência e tensão. O tipo de carga,

se é impedância, potência ou corrente constante influencia na variação da potência

ativa real absorvida pela carga, que irá provocar o desbalanço de potência ativa e,

consequentemente, afeta a frequência e a tensão da GD. Além disso, o fator de

potência da carga afeta diretamente o comportamento dos relés de detecção de

ilhamento, como pode ser observado em todas as curvas de desempenho dos relés

dos estudos de caso. Observou-se que para a condição de excesso de geração, à

108

medida que o fator de potência se torna mais indutivo, a detecção de ilhamento

melhora. O oposto ocorre quando há déficit de geração.

Os relés baseados em frequência, que incluem as funções de sobre e sub frequência, ROCOF ou df/dt e salto de vetor são totalmente dependentes da diferença

entre as potências da GD e das cargas consumidas localmente. Inevitavelmente,

haverá limitações na detecção de ilhamento para condições de baixos valores de

desbalanços de potência entre geração e carga. Mas por outro lado, a aplicação

destes tipos de relés possui custos reduzidos, eles são de fácil instalação,

manutenção, testes e são encontrados no mercado com grande facilidade e baixo

prazo de entrega.

A função de proteção direcional de potência reativa (ANSI 32Q) apresentou

resultados muito satisfatórios para detecção de ilhamento para cargas com fator de

potência de 0,92. Para a condição de déficit de geração, a proteção 32Q detectará

ilhamentos para qualquer desbalanço de potência ativa. Já para a condição de excesso de geração, esta proteção não atuará quando a geração for maior que a carga

em 45,03%, 35,39% e 22,57% para os estudos de caso 1, 2 e 3 respectivamente. Em

todos os casos, o relé estará ajustado num valor equivalente à operação da GD com

fator de potência de 0,98 indutivo.

Pode-se afirmar que à medida que o fator de potência da carga aumenta, a

eficiência deste relé vai diminuindo até que não detecte mais ilhamentos. Diferentemente dos relés baseados em frequência, o relé direcional de potência

reativa melhora seu desempenho conforme o fator de potência da carga diminui, pois,

a potência reativa indutiva solicitada pela carga aumenta.

Uma limitação do relé 32Q acontece quando a geração for muito superior a carga

que, segundo os resultados dos três estudos de caso, pode ser na ordem de 40%

quando o fator de potência das cargas for 0,92 indutivo. Porém, neste nível de

desbalanço de potência, as funções baseadas em frequência possuem bom

desempenho, não deixando esta limitação do relé 32Q ser um problema na detecção

de ilhamento da GD. Desta forma, se a carga tiver um fator de potência unitário ou

próximo disso, o desempenho deste relé se torna insatisfatório.

Para que o relé direcional de potência reativa possa ser aplicável em GD da

forma apresentada nesta dissertação, é imprescindível que o gerador distribuído forneça somente potência ativa para a rede, ou seja, que opere com fator de potência

109

unitário permanentemente. Tal situação é totalmente possível em termos operativos

para os sistemas de controle de geração existentes no mercado. A eficiência deste

controle refletirá no ajuste da potência reativa de partida do relé 32Q definindo fatores de segurança para evitar falsas atuações. O lado negativo da utilização deste relé é

que a GD não poderá fornecer potência reativa indutiva ao sistema, o que ajudaria no

controle de tensão da rede. No entanto, haverá uma tendência de melhora no perfil

de tensão do alimentador com a inserção de potência ativa da GD que compensará

essa limitação.

Diante do exposto em todo o trabalho e considerando que a operação ilhada da

GD não seja permitida, a alternativa restante para garantir a detecção do ilhamento

para os casos além dos limites garantidos de detecção de ilhamento é a teleproteção,

através de um envio de disparo enviado pela proteção da concessionária para a GD

através de meios de comunicação, seja por fibras óticas, rádio, GPRS, etc. Para

interrupções programadas para manutenção no alimentador, a GD deve ser informada para que seja desconectada conforme agendamento, o que não impede que técnicos

da concessionária possam vistoriar se realmente está antes da intervenção, o que

poderá ser garantido por meio do DSV. Quanto ao religamento automático, para

impedir qualquer possibilidade de religar fora de fase com a GD, o alimentador deve

ser modernizado com a instalação do relé de verificação de sincronismo (ANSI 25),

que irá requerer mais um TP na saída do alimentador, a substituição do relé de proteção existente por um modelo que possua a função 25 e, por sugestão do autor

deste trabalho, que possua as funções direcionais de sobrecorrente e o protocolo de

comunicação IEC 61850 para a implantação de seletividade lógica por GOOSE e

diminuição do tempo eliminação de faltas dentro da subestação de distribuição,

conforme apresentado no item 2.4.12.






distribuição. São de conhecimento do autor desta dissertação casos onde foi possível

discutir os ajustes da concessionária para facilitar a detecção de ilhamento e melhorar a segurança operativa na presença da GD.

110

A análise do sistema de proteção da GD que tem o objetivo de detectar

ilhamentos deve levar em conta a condição operativa do sistema. Nas situações em

que são claras as chances de falha na proteção anti-ilhamento, como ocorre no estudo de caso 2, uma solução confiável deve ser dada para que as chances de falha possam

reduzidas a níveis muito baixos sob pena das consequências de um religamento fora

de fase ou de outros malefícios conforme descrito no Capítulo 2. Em alguns casos, as

chances de ocorrer um ilhamento com equilíbrio entre a GD e a carga ilhada são

pequenas, como ocorre no estudo de caso 1. Dependendo do circuito alimentador, a

carga mínima pode ser superior à máxima capacidade de geração da GD, logo, um

equilíbrio entre potências, jamais poderá acontecer. Porém, caso contrário, outras

técnicas de detecção de ilhamento devem ser aplicadas.

Devido aos custos de implantação, para empreendimentos de GD de pequeno

porte que possuem menor custo de implantação, a implementação de sistemas de

teleproteção pode inviabilizar o negócio. Porém, a probabilidade da capacidade de geração de pequenas unidades de GD (PG) conectados em média tensão (13,8 ou

34,5 kV) ser inferior à carga mínima de um alimentador de distribuição em níveis acima

de 15% é considerável. Desta forma, a tendência é que para pequenos geradores

distribuídos (PG ≤ 2,5 MVA) as proteções passivas tornem-se eficazes, mesmo que

em seus limites.

Para geradores de maior porte, a utilização de teleproteção tem um peso menor em comparação aos geradores de pequeno porte em termos de custos. Neste cenário,

é comum ser exigido, pela concessionária acessada, a implementação de sistemas

de teleproteção para envio de disparo entre os disjuntores e impedir a operação ilhada

da GD. Para estes casos, se justifica o investimento na teleproteção, pois a

capacidade de geração da GD é maior e com maior probabilidade de atender a carga

do alimentador em um possível ilhamento.

Para continuidade e melhoria deste trabalho, seria interessante que os modelos

dos relés utilizados nas simulações pudessem ser avaliados por meio de comparação com relés de mercado, para validação dos resultados obtidos. Como no

SimPowerSystem as formas de onda de tensão e corrente são geradas durante as

simulações, estas podem ser convertidas para o formato COMTRADE. Com a

utilização de uma caixa de calibração de relés, estas formas de onda podem ser reproduzidas e injetadas nos relés de proteção para validação dos resultados. Nesta

111

plataforma, seria possível gerar as formas de onda para os casos mais extremos que

possa ocorrer na rede de distribuição, sendo avaliados tanto digitalmente (no

computador) quanto fisicamente (no relé de proteção). Contribuiria também para o avanço das aplicações de GD uma melhor

modelagem das cargas, visto que os resultados encontrados nesta dissertação são

muito sensíveis ao tipo de carga. Uma escolha incoerente no tipo e fator de potência

das cargas pode resultar em simulações que não traduzem a realidade do alimentador

que vai ser acessado pela GD. Definir um método de avaliação para facilitar e

dinamizar a modelagem das cargas seria o objetivo para que, com dados básicos do

alimentador, pudesse ser estimada uma condição mais próxima da realidade.

112

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117

Apêndice A.1 – Dados do Estudo de Caso 1

Os parâmetros do sistema do estudo de caso 1 estão apresentados a seguir.

Tabela A.1: Caso 1 - Parâmetros do bloco do gerador síncrono

Bloco do SimPowerSystem Synchronous Machine Mechanical input Mechanical power Pm Nominal Power 2,25 MVA Line-to-line voltage 4160 V Frequency 60 Hz Reactance Xd 1,315 pu Reactance Xd’ 0,101 pu Reactance Xd’’ 0,074 pu Reactance Xq 0,754 pu Reactance Xq’ 0,65 pu Reactance Xq’’ 0,123 pu Reactance Xl 0,1 pu Time constant Td’ 0,547 s Time constant Td’’ 0,039 s Time constant Tqo’ 1 s Time constant Tqo’’ 0,07 s Stator resistance Rs 0,004 pu Inertia coeficient H 1,4 s Pole pairs 6

Tabela A.2: Caso 1- Parâmetros do bloco do controle de excitação

Bloco do SimPowerSystem DC1A Excitation System Low-pass filter time constant Tr 0,022 s Voltage regulator gain (Ka) 400 Voltage regulator time constant (Ta) 0,05 s Voltage regulator output limits (VRmin) 1,2 pu Voltage regulator output limits (VRmax) 8 pu Damping filter gain (Kf) 0,03 Damping filter time constant (Tf) 0,6 Transient gain reduction lead time (Tb) constants 0 s Transient gain reduction lag time (Tc) constants 0 s Exciter gain (Ke) 1 Exciter time constant (Te) 1,2 s Field voltage values (Efd1) 3,1 pu Field voltage values (Efd2) 2,3 pu Exciter saturation function values (SeEfd1) 0,33 pu Exciter saturation function values (SeEfd2) 0,1 pu

118

Tabela A.3: Caso 1 - Parâmetros do bloco de carga

Bloco do SimPowerSystem Three-Phase Dynamic Load Nominal voltage 13800 V Frequency 60 Hz Parameter np 2 Parameter nq 2 Minimum voltage Vmin 0,7 pu

Tabela A.4: Caso 1 - Parâmetros do bloco do transformador

Bloco do SimPowerSystem Three-Phase Transformer (Two Windings) Winding 1 connection Delta (D1) Winding 2 connection Yg Nominal power 4,7 MVA Frequency 60 Hz Winding 1 voltage 13800 V Winding 1 R1 0,0398 pu Winding 1 L1 0,0011 pu Winding 2 voltage 4160 V Winding 2 R2 0,4753 pu Winding 2 L2 0,0126 pu

Tabela A.5: Caso 1 - Parâmetros do bloco da linha de distribuição

Bloco do SimPowerSystem Three-Phase PI Section Line Frequency 60 Hz Positive sequence resistance r1 0,11533 Ω/km Zero sequence resistance r0 0,28838 Ω/km Positive sequence inductance 0,0010478 H/km Zero sequence inductance 0,0048908 H/km Line Length 6 km

Tabela A.6: Caso 1 - Parâmetros do bloco do equivalente do sistema elétrico

Bloco do SimPowerSystem Three-Phase Source Phase-to-Phase rms voltage 13800 V Frequency 60 Hz 3-phase short-circuit level at base voltage 100 MVA Base voltage 13800 V fase-fase X/R ratio 30 Internal connection Yg

119




Bloco do SimPowerSystem Synchronous Machine Mechanical input Mechanical power Pm Nominal Power 7.3 MVA Line-to-line voltage 13800 V Frequency 60 Hz Reactance Xd 1,262 pu Reactance Xd’ 0,172 pu Reactance Xd’’ 0,125 pu Reactance Xq 1,246 pu Reactance Xq’ 0,65 pu Reactance Xq’’ 0,165 pu Reactance Xl 0,15 pu Time constant Td’ 1,3201 s Time constant Td’’ 0,023 s Time constant Tqo’ 1 s Time constant Tqo’’ 0,07 s Stator resistance Rs 0,004 pu Inertia coeficient H 2 s Pole pairs 2

Tabela A.8: Caso 2 - Parâmetros do bloco do controle de excitação


120




Bloco do SimPowerSystem Three-Phase Transformer (Two Windings) Winding 1 connection Delta (D1) Winding 2 connection Yg Nominal power 15 MVA Frequency 60 Hz Winding 1 voltage 34500 V Winding 1 R1 0,0398 pu Winding 1 L1 0,0011 pu Winding 2 voltage 13800 V Winding 2 R2 0,4753 pu Winding 2 L2 0,0126 pu

Tabela A.11: Caso 2 - Parâmetros do bloco da linha de distribuição 1 e 2



Bloco do SimPowerSystem Three-Phase Source Phase-to-Phase rms voltage 34500 V Frequency 60 Hz 3-phase short-circuit level at base voltage 122 MVA Base voltage 34500 V fase-fase X/R ratio 3,22 Internal connection Yg

121




Bloco do SimPowerSystem Synchronous Machine Mechanical input Mechanical power Pm Nominal Power 22,5MVA Line-to-line voltage 13200 V Frequency 60 Hz Reactance Xd 1,262 pu Reactance Xd’ 0,172 pu Reactance Xd’’ 0,125 pu Reactance Xq 1,246 pu Reactance Xq’ 0,65 pu Reactance Xq’’ 0,165 pu Reactance Xl 0,15 pu Time constant Td’ 1,3201 s Time constant Td’’ 0,023 s Time constant Tqo’ 1 s Time constant Tqo’’ 0,07 s Stator resistance Rs 0,004 pu Inertia coeficient H 1,5 s Pole pairs 2

Tabela A.14: Caso 3 - Parâmetros do bloco do controle de excitação


122




Bloco do SimPowerSystem Three-Phase Transformer (Two Windings) Winding 1 connection Delta (D1) Winding 2 connection Yg Nominal power 25 MVA Frequency 60 Hz Winding 1 voltage 88000 V Winding 1 R1 0,0398 pu Winding 1 L1 0,0011 pu Winding 2 voltage 13200 V Winding 2 R2 0,4753 pu Winding 2 L2 0,0126 pu

Tabela A.17: Caso 3 - Parâmetros do bloco da linha de distribuição 1 e 2



Bloco do SimPowerSystem Three-Phase Source Phase-to-Phase rms voltage 88000 V Frequency 60 Hz 3-phase short-circuit level at base voltage 1000 MVA Base voltage 88000 V fase-fase X/R ratio 5 Internal connection Yg

123

Apêndice B – Publicações em Eventos Científicos

durante o Mestrado

Relacionada ao Tema da Dissertação: MOTA, I. L.; KOPCAK, I.; BALEEIRO, A.C.; SANTOS, B. L. Proteção de Redes de Distribuição: Detecção de Ilhamento pela Proteção de Subtensão para uma CGH – Um Estudo de Caso. Aceito para apresentação no SBSE 2014, Foz do Iguaçu,

Paraná, Brasil. Não Relacionada ao Tema da Dissertação:

MOTA, I. L.; KOPCAK, I.; BALEEIRO, A.C.; ALVARENGA, B. P. Impactos da Contribuição de Curto-Circuito da Máquina de Indução em Instalações Elétricas.

Aceito para apresentação no SBSE 2014, Foz do Iguaçu, Paraná, Brasil. BALEEIRO, A.C.; SILVA, B. P.; CABRAL, V. M.; MOTA, I. L. Determinação de Potenciais na Superfície do Solo sobre uma Malha Energizada. Aceito para

apresentação no SBSE 2014, Foz do Iguaçu, Paraná, Brasil.

OLIVEIRA, D.; CALIXTO, W. P.; ALVES, A.; BORGES, C. L.; MOTA, I. L. Multilayer Soil Parameters Estimation Optimization Using Genetic Algorithms. Aceito para

apresentação no International Conference on Grounding and Earthing & International

Conference on Lightning Physics and Effects 2014, Manaus, Amazonas, Brasil.

124

Apêndice C – Demais Produções

Durante a realização da dissertação de mestrado, os seguintes trabalhos de

consultoria técnica em sistema de proteção de geração distribuída foram

desenvolvidos pelo autor.

MOTA, I. L. Estudo de Proteção e Seletividade da conexão da cogeração a biomassa em 34,5 kV de 9,125 MVA da Usina Goianésia. Aprovado por CELG D,

Goianésia, Goiás, Brasil, 2015;

MOTA, I. L. Estudo de Proteção e Seletividade da UTE Monte Cristo - Conexão da Usina Termelétrica de 107 MVA em 69 kV. Aprovado por Eletrobras Eletronorte,

Boa Vista, Roraima, Brasil, 2015;

MOTA, I. L. Estudo de Proteção e Seletividade da Granja Ivan Klein - Conexão da Microgeração a Biogás de 204 kW em 34,5 kV. Aprovado por CELG D, Rio Verde,

Goiás, Brasil, 2014;

MOTA, I. L. Estudo de Proteção e Seletividade da MCH Macaé - Conexão da Microgeração Hidráulica de 40 kW em 34,5 kV. Aprovado por CELG D, Luziânia,

Goiás, Brasil, 2014;

MOTA, I. L. Estudo de Proteção e Seletividade da PETROCOQUE - Conexão da Cogeração de 22,5 MVA em TAP na Linha de Transmissão Henry Borden–Baixada Santista 88 kV. Aprovado por CFPL e CTEEP, Cubatão, São Paulo, Brasil,

2013;

MOTA, I. L. Estudo de Proteção e Seletividade da PCH Ilha da Luz - Conexão da Geração Hidráulica de 3,5 MVA em TAP na Rede de Distribuição da Escelsa 13,8 kV. Aprovado por EDP Energias de Portugal S.A, Cachoeiro de Itapemirim, Espírito

Santo, Brasil, 2013.

igor lopes mota análise de alternativas de proteção anti

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