proteção de redes de distribuição: detecção de ilhamento...

Anais do V Simpósio Brasileiro de Sistemas Elétricos, Foz do Iguaçu – PR, Brasil. 22-25/04/2014 ISSN 2177-6164

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Resumo – A introdução de geradores nos sistemas de

distribuição de energia provoca uma série de mudanças nas análises hoje realizadas quando tratamos de sistemas radiais. Devido a estas mudanças, os estudos de proteção e seletividade dessas redes contendo geração distribuída tornam-se mais complexos e funções de proteção direcionais, de tensão e frequência passam a ter uma maior importância para se garantir sua segurança operacional. Neste trabalho apresenta-se um estudo de caso da proteção de uma rede de distribuição contendo uma Central Geradora Hidrelétrica, no qual a solução adotada para detecção de ilhamento e desligamento da CGH foi solucionada por relé de subtensão.

Palavras-Chave-- Geração Distribuída, Proteção de Sistemas Elétricos, Subtensão, Curto-Circuito.

I. INTRODUÇÃO s sistemas de distribuição no Brasil, em sua maioria, são tipicamente radiais, ou seja, com fluxo de potência em

um único sentido: da geração para a carga. Na ocorrência de faltas elétricas nestes sistemas, as correntes de curto-circuito também fluem da mesma forma [1].

Com a instalação de geradores no sistema de distribuição, denominados de geração distribuída (GD), os fluxos de corrente, tanto de carga quanto de falta, não seguem uma regra fixa, podendo, dependendo do ponto de falta e das relações das impedâncias da fonte principal com a dos geradores distribuídos, assumir qualquer um dos sentidos.

Os circuitos de distribuição em média tensão, denominados de alimentadores, possuem tipicamente as proteções de sobrecorrente de fase e neutro (ANSI 50/51 e 50N/51N), além da função de religamento (ANSI 79) e sem verificação de sincronismo (ANSI 25) [2,3]. Estas funções são largamente utilizadas nos sistemas de distribuição no Brasil e, para a configuração radial, normalmente atendem aos requisitos de proteção e seletividade.

I. L. Mota da Universidade Federal de Goiás, Goiânia, Goiás, Brasil (e-mail: [email protected]).

I. Kopcak da Universidade Federal de Goiás, Goiânia, Goiás, Brasil (e-mail: [email protected]).

A.C. Baleeiro da Universidade Federal de Goiás, Goiânia, Goiás, Brasil (e-mail: [email protected]).

B. L. dos Santos, da Universidade Federal de Goiás, Goiânia, Goiás, Brasil (e-mail: [email protected]).

Na presença de geradores distribuídos ao longo dos alimentadores e, consequentemente a possibilidade de fluxos de corrente em ambos os sentidos, fonte-carga ou carga-fonte, as funções de proteção baseadas exclusivamente em sinais de sobrecorrente - ANSI 50, 51, 50N, 51N, 79 - não são suficientes para se garantir a segurança e confiabilidade destes sistemas.

Além disso, a elevada ocorrência de faltas transitórias em sistemas de distribuição torna vantajoso o uso de religadores automáticos para evitar a queima desnecessária de elos fusíveis, minimizando a duração das interrupções de energia. No entanto, na presença de GD a função ANSI 79 pode ser completamente inviabilizada, sob risco de danos ao sistema e/ou aos geradores distribuídos, caso não seja associada a outras funções, como verificação de sincronismo ANSI 25, e/ou se assegure a desconexão da GD antes da primeira tentativa de religamento.

Na Fig. 1 observa-se um sistema de distribuição contendo um gerador distribuído, no qual a proteção do alimentador poderá “enxergar” uma corrente de defeito fluindo tanto em direção à carga, quanto em direção à barra da subestação, dependendo da localização da falta.

Neste contexto, a presença de sistema de religamento - ANSI 79 – torna-se uma das principais restrições para o ajuste da proteção em casos de presença de GD. Para que a função de religamento opere sem riscos, há a necessidade de se garantir o desligamento do gerador distribuído antes da primeira operação, para que o religamento do circuito alimentador não seja realizado sobre diferenças de frequência, tensão e fase acima de valores aceitáveis, com relação ao sistema ilhado com a GD.

As alternativas de solução passam pela detecção de ilhamento da GD após a ocorrência de uma falta ou chaveamento, a qual pode se basear em relés de sincronismo, frequência, taxa de variação de frequência, salto de vetor, tensão, direcional, dentro outras funções e/ou combinação de sinais, para que se efetue a desconexão do gerador antes do atuação do religador [4-7].

Neste trabalho é apresentado um estudo de caso de ajuste de proteção de um sistema de distribuição contendo GD, cuja detecção de ilhamento foi implementada por relé de subtensão.

Proteção de Redes de Distribuição: Detecção de Ilhamento pela Proteção de

Subtensão para uma CGH – Um Estudo de Caso I. L. Mota, I. Kopcak, A.C. Baleeiro, B. L. dos Santos

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Fig. 1. Sistema de distribuição na presença de geração distribuída: o sentido da corrente em uma falta pode ser qualquer um, dependendo do ponto do defeito.

II. ESTUDO DE CASO: CGH CAPITÃO MOR 300 KW A Central Geradora Hidrelétrica Capitão Mor conectada à

rede de distribuição de uma concessionária de energia em 13,8 kV na cidade de Arapeí, estado de São Paulo, possui capacidade de geração de 300 kW e será o estudo de caso deste.

A cidade de Arapeí é atendida pela subestação Retiro Saudoso através de uma linha de transmissão - LT - em 34,5 kV. O sistema de proteção desta LT é dotado das funções de sobrecorrente de fase e neutro ANSI 50, 51, 50N e 51N.

A proteção da distribuição da SE Arapeí segue o esquema típico para sistemas radiais, onde, para alimentadores em média tensão, as funções utilizadas são as funções de sobrecorrente de fase e neutro dotadas de religamento - ANSI 50, 51, 50N, 51N, 79.

O sistema de proteção da conexão da CGH Capitão Mor ao sistema de distribuição é constituído das funções de sobrecorrente de fase e neutro – ANSI 50/51, 50N/51N - para proteção contra sobrecargas, desbalanços de corrente ou curto-circuito no ramal de interligação. As funções de subtensão - ANSI 27 - e de frequência - ANSI 81 - serão responsáveis pela detecção de ilhamento. A função de sobrecorrente direcional - ANSI 67 – atuará para faltas dentro da usina [2], ou seja, no sentido contrário ao fluxo de potência. Os ajustes do sistema em questão estão apresentados na Tabela I.

Na ocorrência de um curto-circuito na linha de transmissão (LT) Retiro Saudoso – Arapeí 34,5 kV, a proteção da LT deverá atuar isolando a SE Arapeí. Como esta LT possui religador automático com tempo de 500 ms para o primeiro ciclo de religamento, o gerador da CGH Capitão Mor deve ser isolado do sistema antes que o religador reenergize a LT.

A. Simulações de Curto-Circuito Para a elaboração do estudo de coordenação e seletividade

das proteções, foram simulados curtos-circuitos em pontos estratégicos do sistema local para verificação. Foi utilizado o software Sapre 2.1.2 do CEPEL/Eletrobrás. A Fig. 2 apresenta os níveis das correntes de curto-circuito trifásico obtidos nos diversos trechos de interesse da rede, e a Fig. 3 apresenta os níveis de corrente de curto-circuito para falta fase-terra.

TABELA I

AJUSTES DE PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE DOS CIRCUITOS ENVOLVIDOS

Função Ajuste LT Arapeí 34,5 kV

Alimentador SE Arapeí

CGH Capitão Mor

50 I partida 900 A 600 A 200 A

51 I partida 150 A 200 A 40 A Curva IEC NI IEC MI IEC EI

Dial (k) 0,30 0,14 0,10 50N I partida 480 A 600 A 190 A

51N I partida 45 A 60 A 30 A Curva IEC NI IEC MI IEC EI

Dial (k) 0,30 0,45 0,10 67 I I partida -- -- 25 A

27 V Partida -- -- 0,40 pu Tempo -- -- 0,15 s

81 f partida -- -- 63 Hz Tempo -- -- 0,15 s

Fig. 2. Curto-circuito trifásico na LT R. Saudoso – Arapéi 34,5 kV.

B. Atuações das Proteções de Sobrecorrente A Tabela II mostra os tempos de atuação dos dispositivos

de proteção considerando os ajustes da Tabela I e as faltas apresentadas nas Fig. 2 e 3.

Observa-se que a proteção de sobrecorrente da CGH Capitão Mor será mais lenta que a proteção da LT Retiro Saudoso – Arapeí em mais de 500ms (2,38s além do desejado), que é o tempo do primeiro ciclo de religamento.


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Isso significa que a LT seria religada ao gerador da CGH sem verificação de sincronismo, o que representa um risco para a operação do sistema local, podendo ocasionar danos ao gerador e/ou curto-circuito no ponto de conexão, devido a possíveis diferenças de tensão, frequência e fase excessivas.

Fig. 3. Curto-circuito fase-terra na LT R. Saudoso – Arapéi 34,5 kV

TABELA II

TEMPOS DE ATUAÇÃO DOS DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE DOS CIRCUITOS ENVOLVIDOS

Circuito Tempo de atuação Trifásico Fase-Terra

LT Arapeí 34,5 kV Instantâneo Instantâneo Alimentador – SE Arapeí Não atua Não atua CGH Capitão Mor 4,35 s 2,88 s

Desta forma, somente as proteções de sobrecorrente de fase

e neutro não são suficientes para se garantir a confiabilidade do sistema de geração distribuída apresentado.

C. Comportamento da Tensão A partir do instante de isolamento da LT Retiro Saudoso -

Arapeí 34,5 kV, o sistema de Arapeí, agora isolado, entra em colapso, pois conta somente com o fornecimento de energia do gerador de 300 kW da CGH Capitão Mor, operando ilhado. Instantaneamente, as tensões da CGH Capitão Mor e do alimentador 13 da SE Arapeí caem quase à 0,10pu, como pode ser observado na Fig. 4.

Analisando o comportamento da tensão para a condição de ilhamento, pode-se deduzir que a proteção de subtensão - ANSI 27 - é uma boa alternativa para a detecção de ilhamento no caso da CGH Capitão Mor, que representa uma pequena potência de geração frente à carga alimentada pelo sistema de distribuição local da concessionária.

O ajuste definido para o relé de subtensão é de 0,40pu

atuando em um tempo de 150ms, que é um tempo inferior ao primeiro ciclo de religamento, mas superior a transitórios rápidos de tensão.

Fig. 4. Comportamento da tensão pré e pós isolamento da LT R. Saudoso –

Arapéi 34,5 kV

D. Comportamento da Potência Exportada Num primeiro instante, o gerador da CGH Capitão Mor

tenta assumir a carga de Arapeí, o que, obviamente, não consegue devido à carga da cidade ser superior a capacidade de geração da usina. Pode-se perceber tal afirmação através da Fig. 5, onde após a eliminação do curto-circuito e ilhamento do sistema, tem-se a queda da potência ativa gerada para cerca de 0,10 pu, devido a incapacidade do gerador em sustentar sua tensão terminal. Para o sistema de proteção, tal variação não sugere nenhuma função para a detecção de ilhamento.

Fig. 5. Comportamento da potência ativa fornecida pela CGH Capitão Mor pré e

pós desconexão da LT R. Saudoso – Arapéi 34,5 kV.

E. Comportamento da Frequência Elétrica Com o baixo fornecimento de potência elétrica, a turbina

do gerador da CGH Capitão Mor tende a disparar, aumentando a frequência de saída do gerador, como pode ser observado na Fig. 6.

Pela simulação realizada, nota-se que a frequência leva cerca de 540 ms, após o ilhamento da LT, para atingir 3 Hz de variação, que é um tempo superior ao primeiro ciclo de


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religamento da LT, tornando a proteção por frequência pouco útil, já que e o elemento de sobrefrequência está ajustado em 63 Hz. Por outro lado, diminuir a frequência de partida da função 81 poderia representar um aumento desnecessário na sensibilidade da usina.

Fig. 6. Comportamento da frequência na barra de 13,8 kV da CGH Capitão

Mor pré e pós isolamento da LT R. Saudoso – Arapéi 34,5 kV

III. CONCLUSÕES Em um sistema de distribuição na presença de geradores

distribuídos, os estudos de proteção e seletividade tornam-se mais complexos, tornando-se necessária a utilização de softwares de estabilidade dinâmica para se analisar o comportamento das tensões e frequência do sistema que, em algumas situações, podem ser a solução para a detecção do ilhamento do gerador distribuído.

Somente a utilização de funções de sobrecorrente de fase e neutro não garantiriam a correta coordenação entre as proteções do gerador distribuído e os alimentadores de distribuição do sistema em estudo.

A proteção de subtensão pode ser uma boa maneira de se detectar o ilhamento em situações onde a capacidade de geração do gerador distribuído é inferior à carga instalada no sistema alimentado no momento da formação da ilha. Quanto maior o desequilíbrio de cargas entre a fonte – gerador distribuído - e a carga, mais acentuado será o afundamento de tensão e mais fácil será a detecção do ilhamento.

A proteção de frequência poderá responder adequadamente quanto à detecção do ilhamento, porém, para os casos em que o tempo para desconexão do gerador seja muito pequeno - menor que 500 ms - mais difícil será a utilização desta função para atingir os objetivos.

O estudo de estabilidade para diferentes carregamentos do sistema de distribuição é uma ferramenta essencial para o desenvolvimento de um bom estudo de proteção e seletividade de um sistema com geração distribuída, pois permite ao engenheiro de proteção a análise detalhada do comportamento da tensão e frequência durante a ocorrência de perturbações no sistema, que no caso estudado, refere-se à formação de ilhas de geração.

IV. REFERÊNCIAS [1] M. V. X. Dias, E. C. Borotini, J. Haddad, "Geração Distribuída no Brasil:

oportunidades e barreiras”, Sociedade Brasileira de Planejamento Energético, Revista Brasileira de Energia, vol. 11, nº 2, Abril, 2002. D. Costello, M. Moon, Greg Bow, “Uso dos Elementos Direcionais na Interface Concessionária - Indústria”, SEL - Schweitzer Engineering Laboratories. [Online]. Disponível: http://www.selinc.com.br/art_tecnicos/6179.pdf.

[2] I. L. Mota, "Coletânea Sobre Dimensionamento de Componentes de uma Subestação e Estudo de Caso", Monografia de Especialização, Escola de Engenharia Elétrica e de Computação, 154 p., EMC/UFG, Goiânia, 2010.

[3] C.M. Affonso, W. Freitas, W. Xu and L.C.P. da Silva, “Performance of ROCOF relays for embedded generation applications”, IEE Proc.-Gener. Transm. Distrib., Vol. 152, No. 1, January 2005.

[4] W. Freitas, Z. Huang, W. Xu, “A Practical Method for Assessing the Effectiveness of Vector Surge Relays for Distributed Generation Applications,” IEEE Trans. on Power Delivery, Vol. 20, No. 1, January 2005.

[5] J.C.M. Vieira, W. Freitas and D. Salles, “Characteristics of voltage relays for embedded synchronous generators protection”, IET Gener. Transm. Distrib., Vol. 1, No. 3, May 2007.

[6] IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources With Electric Power Systems, IEEE Std. P1547, 2003.

[7] Recommendations for the Connection of Embedded Generating Plant to Public Distribution Systems above 20 kV or with Outputs over 5MW, Elect. Assoc. Std. G75/1, 2003.

V. BIOGRAFIA Igor Lopes Mota nasceu em Goiânia, GO, Brasil, em 1983, concluiu a graduação em Engenharia Elétrica pela UFG em 2006, em 2010 e 2012 obteve os títulos de Especialista em Instalações Elétricas Prediais e Proteção de Sistemas Elétricos pela UFG e UFRJ, respectivamente. Atualmente é mestrando em Engenharia Elétrica na Universidade Federal de Goiás, na EMC e consultor em sistemas de proteção, ministra Proteção de Sistemas Elétricos para pós-graduandos. Área de interesse é sistemas elétricos de potência. Igor Kopcak, concluiu a graduação em Engenharia Elétrica pela UFMT em 1999, mestrado em Engenharia Elétrica em 2003, doutorado em 2007 e pós-doutorado em 2009 pela Unicamp. Possui experiência profissional em comercialização de energia e redes de distribuição (REDE/Cemat) e em projetos de automação industrial (MISQUE Industrial). Atualmente é Professor Adjunto na Universidade Federal de Goiás, na EMC. Áreas de interesse: Sistemas de energia elétrica, estabilidade, geração distribuída, dispositivos FACTS, proteção

digital e automação industrial.

Antônio C. Baleeiro Alves nasceu em Teófilo Otoni, MG, Brasil, em 1957. Atualmente é professor da Universidade Federal de Goiás, na EMC. Em 1997 e 1991 obteve os títulos de Doutor e Mestre pela UNICAMP e UFU, respectivamente. Ministra Aterramentos e SPDA para engenheiros e pós-graduandos; sua área de interesse é sistemas elétricos de potência. Bruno Leonardo de Paula Santos concluiu a graduação em Engenharia Elétrica pela UFG em 2010. Atualmente é mestrando em Engenharia Elétrica na Universidade Federal de Goiás, EMC (Escola de Engenharia Elétrica, Mecânica e de Computação). Áreas de interesse: Sistemas de Energia Elétrica, Estabilidade de Sistemas de Energia Elétrica.

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