Análise e Ajuste das Proteções de Geradores Síncronos ... · PDF fileMurilo Portela Ribeiro Análise e Ajuste das Proteções de Geradores Síncronos Distribuídos visando a Operação

Universidade de São Paulo

Escola de Engenharia de São Carlos

Departamento de Engenharia Elétrica e de Computação

Análise e Ajuste das Proteções de Geradores Síncronos Distribuídos visando a Operação Ilhada

Murilo Portela Ribeiro

São Carlos

2016

Murilo Portela Ribeiro

Análise e Ajuste das Proteções de Geradores Síncronos Distribuídos visando a Operação Ilhada

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à Escola de

Engenharia de São Carlos, da Universidade de São Paulo

Curso de Engenharia Elétrica com ênfase

em Sistemas de Energia e Automação

Orientador: Prof. Dr. José Carlos de Melo Vieira Júnior

São Carlos

2016

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Agradecimentos

Aos meus pais, que sempre me ajudaram e apoiaram nas minhas escolhas e

guiaram quando necessário. Agradeço pelo amor e apoio que me forneceram.

Agradeço ao meu irmão pelas conversas e conselhos.

À minha família por sempre estarem presentes.

Aos amigos e colegas que fiz ao longo do curso. Pelas conversas, brincadeiras e

discussões.

Agradeço ao Daniel Motter e Fabricio Mourinho pela ajuda neste trabalho e pelo

tempo que dedicaram ao meu auxílio.

Agradeço ao professor orientador José Carlos; pela dedicação, compreensão e

tempo ao me guiar no desenvolvimento deste trabalho.

Agradeço aos funcionários do Departamento de Engenharia Elétrica e de

Computação da Escola de Engenharia de São Carlos pelo auxílio, disponibilidade e rapidez.

Agradeço à banca pelos pontos de melhoria neste trabalho.

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Sumário

Lista de Figuras ................................................................................................................. 11

Lista de Tabelas ................................................................................................................. 14

1 Introdução ....................................................................................................................... 19

1.1 Objetivos ................................................................................................................... 23

1.2 Estrutura da Dissertação ......................................................................................... 23

2 Geração Distribuída ........................................................................................................ 25

2.1 Ilhamento .................................................................................................................. 30

3 Proteções do Sistema Elétrico ....................................................................................... 33

3.1 Proteções do Sistema Simulado ............................................................................. 35

3.1.1 Proteção de Sobretensão (59) .......................................................................... 36

3.1.2 Proteção de Subtensão (27).............................................................................. 37

3.1.3 Proteção de Frequência (81) ............................................................................. 39

3.1.4 Proteção de Sobre-excitação (24) ..................................................................... 41

3.1.5 Proteção de Sobrecorrente (50/51) ................................................................... 43

4 Software, Simulações e Malhas de Controle ................................................................ 46

4.1 Software ATP ............................................................................................................ 46

4.1.1 Implementação das Proteções .......................................................................... 47

4.2 Diagrama do Circuito Simulado .............................................................................. 47

4.3 Malhas de Controle .................................................................................................. 48

4.3.1 Diagramas de Operação em Paralelo com a Rede ........................................... 48

4.3.2 Diagramas de Operação em Modo Ilhado ......................................................... 51

4.4 Considerações Necessárias para as Simulações .................................................. 52

5 Resultados Obtidos ........................................................................................................ 56

5.1 Resposta do Sistema sem Mudança no Controle .................................................. 56

5.2 Resposta para diferentes Condições de Cargas e Chaveamento ......................... 58

5.2.1 Respostas do Sistema para a Carga 1 .............................................................. 59



10

5.3 Atuação das Proteções e Seus Ajustes Necessários ............................................ 72

5.3.1 Respostas das Proteções para a Carga 1 ......................................................... 72



5.4 Resposta do sistema frente a curtos-circuitos ...................................................... 77

6 Conclusões ..................................................................................................................... 79

6.1 Trabalhos Futuros .................................................................................................... 80

Referências Bibliográficas ................................................................................................ 81

Apêndices .......................................................................................................................... 83

Apêndice A : Especificações dos Elementos do Circuito ........................................... 83

11

Lista de Figuras

Figura 1 : Diagrama de uma Rede de Distribuição (Fonte: [5])............................................. 21

Figura 2 : Curva de Carga (Fonte: [8]). ................................................................................ 27

Figura 3 : Domicílios Rurais sem Acesso a Sistemas de Energia (Fonte: [8]). ..................... 29

Figura 4 : Nível de Tensão com e sem Gerador Distribuído na Rede de Distribuição (Fonte:

[8]). ...................................................................................................................................... 30

Figura 5 : Curva de Comportamento de um Relé de Sobretensão (Fonte: [21]). .................. 38

Figura 6 : Diagrama de Campbell (Fonte: [22], [5]). ............................................................. 39

Figura 7 : Zonas de Operação para Diferentes tipos de Turbinas (Fonte: [22]). ................... 41

Figura 8 : Curvas de atuação de um Relé de Sobrecorrente Temporizado (Fonte: [27]). ..... 45

Figura 9 : Sistema simulado no aplicativo ATPDraw. ........................................................... 48

Figura 10 : Malha de Controle do Governador operando em paralelo com a Rede de

Distribuição. ......................................................................................................................... 49

Figura 11 : Malha de Controle do Sistema de Excitação operando em paralelo com a Rede

de Distribuição. .................................................................................................................... 49

Figura 12: Característica de queda de frequência (Fonte: [31])............................................ 50

Figura 13 : Malha de Controle do Governador operando ilhado. .......................................... 52

Figura 14: Malha de Controle de Sistema de Excitação operando em modo ilhado. ............ 52

Figura 15 : Janela de configuração do ATP. ........................................................................ 53

Figura 16 : Janela de ajuste para determinar a ordem de solução dos elementos. .............. 54

Figura 17 : Janela de configuração de um MODEL para determinar a sua ordem de solução.

............................................................................................................................................ 55

Figura 18 : Potência ativa do gerador quando o controle não é chaveado. .......................... 56

Figura 19 : Frequência elétrica do sistema quando o controle não é chaveado. .................. 57

Figura 20 : Tensão da fase A do ponto de acoplamento do gerador quando o controle não é

chaveado. ............................................................................................................................ 57

Figura 21 : Potência ativa produzida pelo gerador para a Carga 1 com diferentes tempos de

chaveamento. ...................................................................................................................... 59

Figura 22 : Potência reativa produzida pelo gerador para a Carga 1 com diferentes tempos

de chaveamento. ................................................................................................................. 60

Figura 23 : Região da curva de potência reativa da Carga 1 desconsiderando o pico. ........ 60

Figura 24 : Tensão no ponto de acoplamento do gerador para a Carga 1 com diferentes

tempos de chaveamento. ..................................................................................................... 61

Figura 25 : Frequência elétrica do sistema para a Carga 1 com diferentes tempos de

chaveamento. ...................................................................................................................... 62

12

Figura 26 : Corrente da armadura do gerador para a Carga 1 com diferentes tempos de

chaveamento. ...................................................................................................................... 62

Figura 27 : Relação entre tensão e frequência para a Carga 1 com diferentes tempos de

chaveamento. ...................................................................................................................... 63


chaveamento. ...................................................................................................................... 64


de chaveamento. ................................................................................................................. 64





chaveamento. ...................................................................................................................... 66


chaveamento. ...................................................................................................................... 66


chaveamento. ...................................................................................................................... 67


chaveamento. ...................................................................................................................... 68


de chaveamento. ................................................................................................................. 68





chaveamento. ...................................................................................................................... 70


chaveamento. ...................................................................................................................... 70


chaveamento. ...................................................................................................................... 71

Figura 42 : Sinal de atuação do relé de frequência (curva verde) para a Carga 1 com

chaveamento em 100 ms. .................................................................................................... 73

Figura 43 : Sinal de atuação do relé de frequência para a Carga 1 com chaveamento em 200

ms ........................................................................................................................................ 74

Figura 44 : Sinais de atuação dos relés de frequência para a Carga 2 com diferentes tempos

de chaveamento. ................................................................................................................. 75

13

Figura 45 : Sinal de atuação do relé de frequência para a Carga 3 (curva ATF) com

diferentes tempos de chaveamento. .................................................................................... 76

Figura 46 : Comportamento da corrente para as Cargas 1, 2 e 3 devido a um evento de

curto-circuito ........................................................................................................................ 77

Figura 47 : Sinal de atuação do relé de sobrecorrente devido a um evento de curto-circuito

............................................................................................................................................ 78

14

Lista de Tabelas

Tabela 1 : Consumo de Energia Brasileira por setor (Fonte: [2]). ......................................... 20

Tabela 2 : Crescimento em relação ao ano anterior (Fonte: [2])........................................... 20

Tabela 3 : Capacidade instalada geração distribuída (Fonte: [4])......................................... 20

Tabela 4 : Resposta do Sistema para Tensões Anormais (Fonte: [20])................................ 36

Tabela 5 : Ajustes dos tempos de atuação para Frequência (Fonte: [20]). ........................... 40

Tabela 6 : Parâmetros das Curvas do Relé de Sobrecorrente de Tempo Inverso ................ 45

Tabela 7 : Cargas Simuladas no Sistema ............................................................................ 58

Tabela 8 : Comparativo das frequências para diferentes cargas e chaveamentos ............... 71

Tabela 9 : Resumo dos ajustes iniciais das proteções simuladas ........................................ 72

Tabela 10 : Ajuste proposto para o relé de frequência ......................................................... 77

Tabela 11 : Ajuste da função de sobrecorrente para melhorar a sensibilidade..................... 78

Tabela A.1 : Parâmetros do gerador que representa um barramento infinito ....................... 83

Tabela A.2 : Parâmetros do elemento RLC do gerador ........................................................ 83

Tabela A.3 : Parâmetros da chave de abertura da linha de transmissão .............................. 83

Tabela A.4 : Parâmetros da linha de transmissão ................................................................ 84

Tabela A.5 : Parâmetros da chave de modo de controle ...................................................... 84

Tabela A.6 : Parâmetros do gerador síncrono distribuído .................................................... 85

Tabela A.7 : Parâmetros das malhas de controle ................................................................. 86

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Resumo

RIBEIRO, M. P. Análise e Ajuste das Proteções de Geradores Síncronos Distribuídos visando a Operação Ilhada. 2016. 86p. Trabalho de Conclusão de Curso

(Engenharia Elétrica com ênfase em Sistemas de Energia e Automação). Escola de

Engenharia de São Carlos, Universidade de São Paulo, São Carlos, 2016.

Este trabalho apresenta um estudo da operação de um Gerador Distribuído (GD)

ora produzindo energia elétrica em paralelo com a rede distribuição, ora energizando o

sistema isoladamente em modo ilhado. A máquina considerada é do tipo síncrona.

Inicialmente, o gerador está conectado a um barramento infinito que determina a frequência

e a tensão do sistema e há um sistema de controle de potência ativa e reativa produzida

pelo gerador distribuído. É simulada uma abertura na linha que conecta o gerador ao

barramento para ilhar o sistema. Após um certo tempo, as malhas de controle são alteradas

para ajustar a tensão e frequência produzidas pelo gerador. É analisada a atuação das

proteções do gerador devido à transição entre a operação em paralelo e ilhada. As

proteções foram ajustadas quando necessário para possibilitar a operação ilhada. As

simulações foram realizadas no software ATP (Alternative Transients Program) utilizado em

conjunto com o aplicativo ATPDraw.

Palavras-chave: Rede de Distribuição Energia Elétrica, Gerador Distribuído, Ilhamento,

Proteção, Controle, Alternative Transients Program.

16

17

Abstract

RIBEIRO, M. P. Analysis and Adjustment of the Protections of a Synchronous Generators with the objective of Island Operation. 2016. 86p. Final paper

(Electrical Engineering with Emphasis on Power Systems and Automation). São Carlos

School of Engineering, University of São Paulo, São Carlos, 2016.

This work presents a study about the operation of a Distributed Generator (DG),

which will sometimes be generating electrical energy alongside the distribution system,

sometimes will be energizing the grid alone in a state of loss of main. The machine

considered is a synchronous one. At the start of the simulation, the generator is connected to

an infinite bus, which determines the frequency and voltage of the system, and active and

reactive powers are injected the distributed generator. An opening signal is simulated in the

line connecting the generator to the bus so that the system can be considered an energized

island. After a period, the DG control is changed to control the frequency and voltage in the

islanded system. The tripping of the protection associated with the generator due to the

transients during this control change of mode is analyzed. The protection settings were

adjusted when necessary to enable the island formation. The simulations were performed by

using the software ATP (Alternative Transients Program) coupled with the application

ATPDraw.

Keywords: Electric Power Distribution System, Distributed Generator, Loss of Main,

Protection, Control, Alternative Transients Program.

18

19

1 Introdução

Um Sistema Elétrico de Potência (SEP) é composto por três sistemas

fundamentais: geração, transmissão e distribuição. Os geradores de energia são

responsáveis pela conversão de uma fonte de energia (química, potencial, cinética) em

energia elétrica. As linhas de transmissão de alta tensão são responsáveis pelo transporte

da energia gerada até o sistema de distribuição onde estão presentes os consumidores

finais, sendo este composto por indústrias (rede primária de alta tensão), comércios e

domicílios (rede secundária de baixa tensão). Neste contexto estão presentes os desafios

devidos à demanda por energia elétrica e limitações na oferta de energia.

No Brasil e no mundo, as malhas energéticas de distribuição de energia estão

conectadas a diversos setores de cadeias produtivas, a diferentes tipos de consumidores

residenciais e a fontes de energia secundárias. Dentre estas fontes secundárias é possível

citar os Geradores Distribuídos, cujo intuito é aumentar a confiabilidade do sistema como um

todo e suprir a demanda energética das cargas que estão sendo alimentadas pelo sistema.

Estas cargas que têm um gerador podem apresentar diferentes tipos de perfis de consumo e

são conhecidos como autoprodutores. Estes podem ser categorizados em três tipos distintos

em função do seu comportamento [1]:

Autoprodutores com venda de excedente: são consumidores que têm geração

própria em paralelo com o sistema da concessionária e que vendem o

excedente de sua geração para a concessionária ou a terceiros, usando a

rede desta;

Autoprodutores sem venda de excedentes: são consumidores com geração

própria em paralelo com o sistema da concessionária e que não possuem

excedente para venda;

Produtores independentes de energia: são pessoas jurídicas ou empresas

reunidas em consórcio que recebem concessão ou autorização para produzir

energia elétrica destinada ao comércio de toda ou parte da energia produzida,

por sua conta e risco, utilizando a rede da concessionária para tanto.

Atualmente no Brasil, as Gerações Distribuídas estão em foco devido à

necessidade de diversificar as fontes de energia, reduzindo a dependência das principais

fontes e aumentando a capacidade produtiva. Primeiramente, para justificar a necessidade

do aumento da capacidade energética no Brasil é preciso observar a Tabela 1, que mostra

um histórico de cinco anos do consumo de energia por setor. É possível observar uma

tendência de aumento ao longo do tempo (para o ano de 2015 são apresentados dados

preliminares).

20

Essa tendência é mais facilmente observada na Tabela 2 que apresenta o

crescimento em relação ao ano anterior. No ano de 2015 houve uma queda na demanda

principalmente devido à crise econômica brasileira, que teve um impacto mais significante

no setor industrial.

Tabela 1 : Consumo de Energia Brasileira por setor (Fonte: [2]).

CONSUMO (GWh) 2011 2012 2013 2014 2015* BRASIL 433,034 448,105 463,142 474,823 464,682 RESIDENCIAL 111,971 117,646 124,908 132,302 131,315 INDUSTRIAL 183,576 183,425 184,685 179,106 169,574 COMERCIAL 73,482 79,226 83,704 89,840 90,383 OUTROS 64,006 67,808 69,846 73,575 73,411

Tabela 2 : Crescimento em relação ao ano anterior (Fonte: [2]).

CRESCIMENTO (%) 2011 2012 2013 2014 2015* BRASIL 4,2 3,5 3,4 2,5 -2,1 RESIDENCIAL 4,4 5,1 6,2 5,9 -0,7 INDUSTRIAL 2,3 -0,1 0,7 -3 -5,3 COMERCIAL 6,2 7,8 5,7 7,3 0,6 OUTROS 7 5,9 3 5,3 -0,2

Visando incentivar a expansão dessa fonte o Ministério de Minas e Energia

(MME) colocou em prática o Programa de Desenvolvimento da Geração distribuída (ProGD)

com base em fontes renováveis de energia, com ênfase na solar fotovoltaica. O Programa

pretende movimentar aproximadamente R$100 bilhões em investimento até 2030, segundo

[3]. A Tabela 3 mostra a capacidade instalada da Geração distribuída no Brasil no ano de

2015.

Tabela 3 : Capacidade instalada geração distribuída (Fonte: [4]).

Fonte (MW) Capacidade em 2015

Hidráulica 0,8 Térmica 2,3 Eólica 0,1 Solar 13,3

Capacidade disponível 16,5

A fonte [3] cita ainda que a expectativa é de que até o ano de 2030 existirão

mais de 2,7 milhões de unidades consumidoras capazes de gerarem energia por conta

21

própria, entre residência, comércios, indústrias e no setor agrícola, podendo resultar em

uma produção de 23,500 MW a partir de fontes renováveis.

A conexão de diversas fontes de energia ao sistema de distribuição gera um

outro ponto de discussão que vem sendo estudado nos últimos tempos: a operação em

paralelo e ilhada do gerador. Para entender a ideia desta discussão, considere o diagrama

de uma rede de distribuição com um autoprodutor apresentado na Figura 1. O sistema opera

em regime permanente até um instante de tempo no qual o disjuntor DJ1 detecta uma falta

no sistema. Esta falta força sua abertura, isolando parte do sistema industrial da rede de

distribuição e fazendo com que o gerador GS opere isoladamente.

Nesta nova configuração o Gerador GS estará suprindo a demanda energética

da área especificada na Figura 1, chamada de Zona A. Supondo que o gerador não foi

projetado para operar nesta configuração e que está aquém da sua capacidade, parte da

carga deverá ser cortada para que o sistema não se torne instável. Na configuração que o

gerador está suprindo energia apenas para a Zona B, a carga estará dentro da sua

capacidade máxima e sem exceder os limites da sua capabilidade, ou seja, poderá operar

isoladamente.

Figura 1 : Diagrama de uma Rede de Distribuição (Fonte: [5]).

22

Dada a ocorrência do ilhamento e sua detecção pelo sistema de proteção da

rede, e consequentemente a eliminação da conexão do sistema de distribuição e do sistema

industrial, é de interesse que o gerador distribuído mantenha a energização da sua zona

para que o sistema continue em operação após seu ilhamento, evitando que ele seja

desligado do conjunto elétrico quando não existe necessidade dessa operação. A transição

entre os modos de operação em paralelo e isolado requer que o sistema satisfaça alguns

requerimentos para que possa operar de maneira segura. A viabilidade de sua operação

ilhada passa por três pontos fundamentais [5]:

Alteração automática do modo de controle do regulador de velocidade e do

sistema de excitação do gerador síncrono: Um sistema que possui geradores

operando em paralelo com o sistema de distribuição busca controlar seus

níveis de potência ativa e de potência reativa, visando que o consumidor não

injete potência reativa excessiva no sistema (que acarreta multas) e que o

gerador opere de forma estável e suave. Os níveis de tensão e frequência

são de responsabilidade da concessionária. Esta deve mantê-los em

patamares aceitáveis de acordo com os requisitos do sistema média ou baixa

tensão e frequência em 50 hz ou 60 hz, para o Brasil o ajuste é feito no último

valor. Entretanto, quando o autoprodutor é desconectado da rede de

distribuição a influência deste desaparece. Portanto, torna-se necessário

ajustar a metodologia de controle do regulador de velocidade e do sistema de

excitação. Antes do ilhamento estes são referenciados pelos níveis de

potência ativa e reativa, após o ilhamento eles devem ser modificados para

ajustar a potência mecânica e tensão de excitação em função dos níveis de

frequência e de tensão, respectivamente, do sistema isolado.

Implementação do corte automático de carga: o sistema operando ilhado

deverá suprir a demanda da região que está energizando, entretanto, a

demanda total das cargas pode exceder a capacidade máxima e/ou a tomada

de carga da máquina. Neste caso é necessário eliminar parte das cargas para

que o sistema não apresente instabilidades. Idealmente, este corte deve ser

seletivo, ou seja, cargas consideradas prioritárias devem ser mantidas.

Reajustes automáticos dos relés de proteção: os níveis dos relés devem ser

ajustados para patamares considerados mais seletivos, ou seja, serão

ajustadas de tal forma que são considerados os transitórios elétricos do

sistema na mudança do controle. Este ajuste é possível devido ao advento de

relés digitais, pois permitem a alteração dos ajustes de forma automática com

23

o uso de um sistema interligado. O sistema além de alterar o controle do

gerador também deverá modificar os níveis de atuação das proteções.

Os ajustes das proteções são de extrema importância para viabilizar o

funcionamento sem interrupção por parte da GD. Quando o sistema detecta o ilhamento e

gera o sinal de abertura, o sistema passa por transitórios de tensão, frequência e corrente

que na coordenação de proteções estabelecida antes do ilhamento poderia desconectar o

gerador do sistema. Mas como será discutido, estas oscilações são reduzidas mudando o

controle do gerador, viabilizando que continue em operação. Ou seja, é necessário realizar

um ajuste das proteções no sistema dado o evento do ilhamento para que ele continue em

funcionamento.

1.1 Objetivos

O trabalho que será realizado visa avaliar a operação paralela e ilhada de um

gerador síncrono distribuído considerando as suas proteções (frequência, sobretensão,

subtensão, sobreexcitação, sobrecorrente), os métodos de controle e os transitórios

decorrentes da mudança de operação. Para tanto foi utilizado o software ATP (Alternative

Transients Program) para realizar a modelagem e análises da reposta temporal do sistema

frente a eventos simulados. Para diferentes condições foi analisado o comportamento das

proteções e estas serão ajustadas a fim de que o sistema continue em operação quando for

viável.

1.2 Estrutura da Dissertação

Tendo em mente os pontos levantados na introdução, este trabalho está

organizado da seguinte forma:

No Capítulo 2 é discutido o que é geração distribuída. São apresentadas as

definições existentes bem como o conceito utilizado ao longo deste trabalho,

suas características considerando os diversos trabalhos sobre o assunto e

portes das fontes. Em seguida são abordadas as vantagens da sua utilização

comparadas com as demais fontes geradoras, bem como algumas das

desvantagens associadas com o seu uso. É explicado o evento conhecido

como Ilhamento. Este será de grande importância, pois será a ocorrência

avaliada nas simulações. São abordadas as definições deste caso e os

perigos associados com o ilhamento não intencional;

No Capítulo 3 é abordada a importância das proteções em um sistema

elétrico de potência e as características das que serão simuladas no circuito;

24

No Capítulo 4 será argumentado o uso do software ATP para a realização das

simulações. Serão apresentados também o circuito analisado e as malhas de

controle do sistema para as quais o sistema deverá operar na condição de

operação em paralelo com a rede ou ilhado. Para finalizar, são discutidas as

condições necessárias para as simulações.

No Capítulo 5 serão apresentadas as possíveis condições de operação e a

resposta do sistema e das proteções para o evento de ilhamento. Ao final

deste capítulo será possível extrair as conclusões para o término deste

Trabalho;

No Capítulo 6 são apresentadas as conclusões que puderam ser feitas a

partir dos embasamentos teóricos discutidos ao longo deste trabalho e das

simulações realizadas. Ao final desse capítulo será levantada uma breve

discussão sobre os próximos trabalhos correlacionados a este que podem ser

feitos;

Nas referências bibliográficas serão apresentados os artigos, livros e sites

que foram utilizadas ao longo do desenvolvimento deste texto e que serviram

de embasamento teórico e fonte de argumento;

O Apêndice apresenta os documentos de apoio para a simulação.

Especificando os ajustes dos elementos da simulação, dentre eles: o

barramento infinito, as constantes da máquina, as constantes das malhas de

controle e as linhas de transmissão.

25

2 Geração Distribuída

Os estudos relacionados à Geração distribuída são diversos e estão sendo

realizados em diversos países (cada um com requisitos específicos para seu sistema

elétrico) e portanto não existe uma definição única para GDs e as normas que definem seu

uso e restrições sofrem mudanças. Além disso, os estudos associados ao seu uso são cada

vez mais constantes devido as suas vantagens e o contexto histórico que se apresenta.

Para exemplificar as possíveis definições temos o Eletric Power Research Institute, cujos

parâmetros são “uma geração desde alguns kW até 50 MW”; o Gas Research Institute,

“tipicamente entre 25 e 25 MW” e Cardell, “entre 500 kW e 1 MW” [6].

No caso brasileiro, o PRODIST (Procedimentos de Distribuição de Energia

Elétrica no Sistema Elétrico Nacional) define geração distribuída como qualquer central de

potência conectada à rede de distribuição, operando de forma isolada ou em paralelo.

O decreto número 5.163 de 30 de julho de 2004 define da seguinte forma:

“Art. 14. Para os fins deste Decreto, considera-se geração distribuída a produção

de energia elétrica proveniente de empreendimentos de agentes concessionários,

permissionários ou autorizados (...), conectados diretamente no sistema elétrico de

distribuição do comprador, exceto aquela proveniente de empreendimento:

I – hidrelétrico com capacidade instalada superior a 30 MW; e

II – termelétrico, inclusive de cogeração, com eficiência energética inferior a

setenta e cinco por cento, (...)

Parágrafo único. Os empreendimentos termelétricos que utilizam biomassa ou

resíduos de processo como combustível não estarão limitados ao percentual de eficiência

energética prevista no inciso II do caput.”

Dada a gama de possibilidades para se definir uma GD no âmbito internacional é

necessário construir um critério mais generalizado, segundo [6]: “Geração Distribuída pode

ser definida como uma fonte de geração de energia contida em uma rede de distribuição ou

próximo da rede do consumidor”. O autor também recomenda a seguinte distinção em

relação às potências dos geradores:

Micro: 1 W – 5kW;

Pequena: 5 kW – 5MW;

Média: 5 MW – 50 MW;

Grande: 50 MW – 300 MW;

26

Como não existe uma definição formal para GDs, também não haverá um

conjunto de características formais que precisa apresentar. Entretanto, da mesma forma que

é possível criar uma definição genérica, também é viável utilizar os pontos de interseção

entre as definições para atribuir as suas características:

Proximidade ao ponto consumidor;

Potências mais baixas quando comparadas a Usinas;

Diversidade tecnológica elevada;

Flexibilidade onde pode ser implantada

Devido às características que as GDs usualmente possuem é possível inferir

algumas das vantagens que seu uso agrega, como a redução das perdas devido à

proximidade entre gerador e consumidor e a diminuição da dependência em relação a fontes

não renováveis devido ao uso de fontes alternativas. Segundo [6], as contribuições de uma

GD podem ser diversificadas em relação a três perspectivas: dos clientes individuais, de um

grupo de clientes e sua companhia de distribuição e do mercado como um todo e

operadores do sistema.

Os benefícios decorrentes do uso das GDs foram retirados de [8] e [9],

discutidos a seguir:

Postergação de investimentos

Um sistema de distribuição de energia sofre limitações decorrentes do

desequilíbrio energético entre a fonte geradora de energia e as cargas sendo supridas. Este

desequilíbrio existe quando a demanda das cargas que estão sendo alimentadas está

aquém da capacidade dos componentes que alimentam o sistema. Caso esta situação

perdure aumentarão os riscos de falhas dos equipamentos decorrentes da sobrecarga que

coloca os dispositivos em um ponto de operação fora do nominal. O aumento na

probabilidade da ocorrência de falhas reduz a confiabilidade do sistema e, caso ocorra,

aumenta os custos decorrentes da necessidade de realizar manutenção nos equipamentos

e operações de chaveamento da rede.

A análise dessas situações é feita pela curva de duração de carga, que

representa a quantidade de tempo ao longo do ano (em valores percentuais) no qual a carga

está acima de uma fração do seu valor de pico. A Figura 2 mostra um exemplo de uma

curva de duração de carga em um sistema de distribuição. O valor inicia em 100% e

decresce até chegar ao ponto de carga mínima. A linha cheia mostra um exemplo de curva

de duração de carga típica de um sistema de distribuição, um exemplo de leitura é: durante

10% do ano a carga excede mais que 70% do seu valor de pico. Apesar dos equipamentos

27

elétricos serem capazes de operar em sobrecarga, eles só podem fazê-lo por um certo

tempo (dependência das especificações técnicas) antes que apresentem alguma falha.

Neste contexto, as GDs são capazes de reduzir os riscos decorrentes da

geração em sobrecarga. A curva tracejada da Figura 2 mostra um exemplo de curva de

duração de carga com um gerador distribuído acoplado à rede de distribuição. Fazendo

novamente a leitura, é possível perceber que para a mesma operação acima de 70%, o

sistema passa a ficar nesse estado por aproximadamente 2% do ano. Ou seja, o emprego

do gerador auxilia no suprimento da demanda do sistema, aliviando o estresse nos

equipamentos. Este alívio proporciona à concessionária de energia a chance de adiar os

projetos de expansão e renovação da sua infraestrutura, seja pela substituição dos

equipamentos ou pela construção de subestações.

A DPCA (Distributed Power Coalition of America) estima que o emprego das

GDs proporciona uma economia de 1,60 a 60,27 U$ / MWh aos sistemas de transmissão e

distribuição de energia devido ao adiamento das obras nessas redes [10].

Figura 2 : Curva de Carga (Fonte: [8]).

28

Redução de perdas

Os equipamentos que compõem o sistema elétrico de potência são não ideais,

ou seja, a potência de entrada fornecida aos equipamentos do sistema (transformadores,

linhas de transmissão, máquinas elétricas, etc) sempre será maior que a de saída

decorrente das perdas elétricas. A ordem de grandeza dessas perdas é entre 4 e 7% da

potência transmitida, que é a perda decorrente dos sistemas de transmissão e varia

dependendo da distância entre o gerador e o consumidor.

Uma das características apresentadas é a de que uma GD apresenta

proximidade ao seu consumidor, portanto as perdas associadas à transmissão serão

reduzidas.

O custo das perdas na transmissão é repassado ao consumidor final. A DPCA

estima que o emprego das GDs proporciona uma economia de 2,34 a 3,14 U$ / MWh aos

sistemas de transmissão e distribuição de energia devido à redução das perdas de energia

no sistema.

Confiabilidade

O emprego de GD proporciona ao sistema uma potencial fonte de energia

isolada no caso de interrupção. Além de proporcionar mais estabilidade ao sistema de

energia, ele também proporciona um alívio aos sistemas de distribuição, conforme explicado

anteriormente. O aumento na estabilidade e o alívio fazem com que os riscos sejam

mitigados e, portanto, apresentando maior confiabilidade.

Atendimento às comunidades isoladas

Consumidores cuja localidade é isolada ou de difícil acesso são prejudicados

devido à dificuldade da construção de sistemas de transmissão e distribuição. Nesses

ambientes o emprego de GDs é uma alternativa viável devido à maior flexibilidade em

relação às suas possíveis fontes de energia primária e a proximidade ao ponto de carga ao

qual irá fornecer energia.

A Figura 3 mostra um gráfico onde é possível observar a quantidade de

domicílios rurais sem acesso a sistemas de energia no ano de 2005. As regiões que

apresentam a atividade agrícola como principal fonte de produção podem ainda utilizar os

resíduos decorrentes dessas atividades como fonte de combustível para suas fontes

geradoras.

29

Figura 3 : Domicílios Rurais sem Acesso a Sistemas de Energia (Fonte: [8]).

Benefícios ao meio ambiente

As GDs apresentam uma maior diversidade quanto ao uso de fontes de energia,

podendo empregar tanto fontes não renováveis (petróleo, carvão) como as renováveis

(eólica, solar). Quando estas são empregadas, os benefícios ao meio ambiente podem ser

citados.

Os principais efeitos são associados à redução dos impactos ambientais. Como

não há emissão de gases tóxicos pelas fontes de energia renováveis citadas, contribui

indiretamente para a mitigação das mudanças climáticas. Redução nos desmatamentos e

da necessidade de realizar alagamentos para construção de hidroelétricas, pois auxilia no

suprimento da demanda energética.

Qualidade de Energia Elétrica

Um sistema de distribuição que possui cargas concentradas nos extremos da

rede pode apresentar quedas significativas no nível de tensão. A inserção de uma GD faz

com que esse nível de tensão seja elevado novamente, garantindo uma maior qualidade em

relação ao perfil da onda de tensão. A Figura 4 mostra um exemplo do impacto que GD tem

no nível de tensão.

30

Figura 4 : Nível de Tensão com e sem Gerador Distribuído na Rede de Distribuição (Fonte: [8]).

As vantagens abordadas anteriormente são reforçadas pela Agência Nacional de

Energia Elétrica (ANEEL) que justifica o uso das GDs pelo baixo impacto ambiental, redução

no carregamento das redes, redução da rede e diversificação da matriz energética [11].

Conforme argumentado, os benefícios que o emprego de uma GD é capaz de

trazer para o consumidor final, concessionárias de energia e ao meio ambiente são diversos

e suficientes para justificar o seu emprego. Entretanto, existem desvantagens abordadas em

[8] e [9] que precisam ser consideradas. Essas considerações estão apresentadas a seguir.

Custo das Tecnologias

O custo elevado da tecnologia empregada em GDs é um dos principais fatores

que inviabiliza o seu maior crescimento no mercado energético brasileiro, pois desestimula o

investimento do setor. Destaque para os painéis fotovoltaicos e células combustíveis.

Também há de se mencionar o custo da manutenção.

Poluição Sonora

Os ruídos decorrentes da operação dos geradores do tipo turbina a gás ou eólica

podem gerar incômodo aos consumidores. Enquanto que as usinas estão construídas a

distâncias elevadas dos pontos de consumo, no caso das GDs elas estão muito mais

próximas dos pontos de consumo.

2.1 Ilhamento

Conforme apresentado na introdução, existe um estímulo do governo para a

expansão do número de GDs conectadas ao sistema de distribuição para poder suprir o

aumento da demanda energética pela sociedade, em específico as indústrias. Estes usam

principalmente fontes de energia consideradas como sendo limpas (dentro outras: solar

fotovoltaica, eólica e hidráulica). Foram abordadas as suas vantagens e desvantagens no

31

capítulo anterior, aumento na confiabilidade do sistema e a possibilidade de gerar benefícios

para o consumidor e para o sistema como um todo. Entretanto, a interconexão traz

dificuldades técnicas desde a coordenação das proteções até o funcionamento do gerador.

De acordo com [12], um dos problemas é o Ilhamento (também conhecido como loss of

main ou loss of grid), que é estabelecido quando parte do sistema de cargas é energizado

pela GD após ter sido isolada do resto do sistema de distribuição.

Pela norma técnica [13], um evento de ilhamento não intencional deve ser

evitado. Ocorre quando uma unidade GD continua energizando uma parte da rede de

distribuição não intencionalmente quando a rede perde conexão com a fonte principal. Este

caso deve ser detectado pelo sistema interconectado e cessar a energização do sistema

pela GD em até dois segundos após a formação da ilha. Atualmente a norma não

estabelece condições ou critérios para o ilhamento intencional, que é o caso em que a GD é

permitida continuar em funcionamento após ter sido isolada do resto do conjunto elétrico. Se

este caso não for avaliado não será possível explorar toda a capacidade da GD, pois se ele

for desconectado poderá gerar inconveniências para o consumidor. Além de ser benéfico

para o consumidor, o uso da GD apresenta a vantagem para a concessionária que evitará

multas decorrentes da interrupção do serviço segundo a Resolução no. 24, de 27 de janeiro

de 2000 da ANEEL.

É importante ressaltar os riscos associados com o ilhamento não intencional.

Este evento representa um perigo para o sistema, pois ele não foi projetado para operar

nessa condição. A seguir são descritas algumas questões associadas para esta situação

[12]:

Qualidade de Energia: Um gerador operando em paralelo com a rede de

distribuição tem seus níveis de tensão e frequência determinados pela

concessionária de energia. Durante o ilhamento não intencional estes níveis

podem oscilar significativamente, apresentando riscos para as cargas do

sistema e para o próprio gerador.

Fechamento Fora de Sincronismo: Sistemas de distribuição possuem

dispositivos conhecidos como religadores automáticos cuja função é tentar

reconectar a região ilhada ao sistema de distribuição. Entretanto, esta

operação apresenta riscos devido a diferenças de ângulo, fase e magnitude

da tensão do barramento do gerador. Este desequilibro entre os níveis de

tensão, quando ambos estão energizados, pode danificar o gerador.

32

Ou seja, a flexibilidade da operação ilhada não está desvinculada de riscos.

Entretanto, caso os requisitos abordados anteriormente para o ilhamento sejam seguidos, as

vantagens do funcionamento contínuo do gerador prevalecem sobre as possíveis falhas.

33

3 Proteções do Sistema Elétrico

Um SEP é composto por estações geradoras de energia (usinas),

transformadores, linhas de transmissão de alta tensão, subestações, para-raios e entre

outros. Dentre os diversos dispositivos que compõem um SEP estão presentes os relés de

proteção.

Estes equipamentos são utilizados para operar em função de situações anormais

ou de faltas no sistema de energia. Eles atuam no sentido de remover o elemento elétrico

faltoso do sistema quando ocorre um evento de curto-circuito ou quando ele opera em um

estado que pode implicar em danos ao equipamento.

Segundo [14], os relés podem ser divididos em duas funções principais. A

primeira desta é a citada anteriormente: retirada rápida do elemento faltoso do sistema,

sendo o relé (um elemento detector, comparador e analisador) auxiliado pelo disjuntor

(interruptor), ou um fusível que engloba ambos. A função secundária do relé é permitir

detectar o local onde a falha ocorreu bem como o seu tipo. Esta informação facilita os

reparos da rede e permite realização de estudos no sentido de aumentar a eficiência da

proteção e de medidas preventivas para reduzir os impactos das faltas no sistema.

Os relés de proteção podem ser descritos em função das características que

possuem, estas explicadas por [14] e [15]. A seguir são explicados os principais pontos:

Sensibilidade, Seletividade e Velocidade

Um relé de proteção deve ser capaz de detectar o evento para o qual foi

projetado, ou seja, deve apresentar uma sensibilidade para o mesmo. Dado que a proteção

detectou o evento, ela também precisa ser capaz de selecionar qual a resposta adequada

para as condições do evento, atuar imediatamente, agir de acordo com uma curva de tempo

ou nem mesmo atuar. Também é necessário que atue de acordo com a velocidade exigida

pelo sistema. Ou seja, é necessário que a proteção tenha um tempo de resposta o mais

rápido possível, que essa resposta seja de acordo com suas especificações e que ela seja

capaz de perceber a falha.

Segundo [16], a sensibilidade que um sistema possui de responder às

anormalidades é aferida pelo fator de sensibilidade:

푘 = 퐼 /퐼 (1)

Sendo, Iccmin, o valor da corrente para um curto-circuito franco no extremo mais

afastado do sistema em condição de geração mínima e Ipp, a corrente de pick-up do

equipamento. O fator de sensibilidade é usualmente entre 1,5 e 2. Além disso, acrescenta

34

que a proteção deve isolar a menor parcela possível do sistema no sentido de eliminar a

falha, permitindo a continuidade do serviço elétrico para as demais porções do sistema

elétrico. Ou seja, seletividade no sentido de atuar apenas na sua zona de atuação.

Confiabilidade

É fundamental que se possa confiar na proteção do circuito. Dado que este

circuito é responsável por evitar danos aos equipamentos, uma das características inerentes

a ele é que possa ter um grau de certeza no seu funcionamento. Diferentemente do sistema

de potência que está ativo constantemente, o sistema de proteção só deverá atuar quando

necessário, do contrário fica em estado de espera até o momento da falha.

Algumas proteções podem passar por um longo período de tempo sem que haja

a necessidade da sua intervenção no circuito elétrico. Portanto, torna-se essencial que os

dispositivos passem por manutenções de rotina realizadas pelos funcionários. Em alguns

casos são realizados ensaios em campo para assegurar que os relés estão respondendo

como o esperado. Além disso, é importante saber não apenas qual relé atua no evento que

se espera que ele o faça, mas também que os demais relés deixaram de acionar os

dispositivos seccionadores.

A confiabilidade do relé pode ser dividida em dois quesitos: o quão confiável ele

é e quão seguro é [16]. Ele será confiável se atuar de acordo com as condições definidas no

seu projeto e será seguro se não atuar em qualquer outra situação.

Atuar quando não deveria ou falhar em atuar quando deveria

Um sistema de proteção não é ideal e, portanto, está sujeito a falhas na sua

atuação. Segundo [15], o projetista por vezes deverá escolher qual condição irá gerar

menos problemas para o sistema. As falhas de atuação são divididas em dois tipos: o

sistema não atuou sendo que ele deveria ter sido acionado ou ele atuou quando ele não o

deveria ter feito. A experiência mostra que em grandes eventos de desligamento a falha em

atuar quando deveria (ou um atraso excessivo na atuação) é o que causa consequências

mais severas [15].

Custo da Proteção

Apesar de serem fundamentais para garantir a durabilidade dos dispositivos no

circuito elétrico, os relés de proteção são dispositivos que aumentam os custos do projeto e,

portanto, devem ser implementados com parcimônia.

Os próprios equipamentos que são protegidos possuem uma característica

conhecida como robustez, que traduz na capacidade do instrumento de resistir a operações

35

anormais por um certo tempo sem que apresente danos severos ou duradouros. Além disso

é necessário ponderar a importância da máquina para o sistema como um todo. Dentre

outros fatores é importante ter em mente ao projetar as proteções [15]:

1. Custo do reparo

Dado que o equipamento sofreu danos devido a um evento, quão custoso será

realizar sua manutenção.

2. Probabilidade da Propagação

Caso o evento não seja isolado, é necessário avaliar a influência da falha no

restante do circuito. Por exemplo, a falha em uma fonte geradora de alta potência possui

características distintas em relação à falha de uma carga residencial consumidora, sendo a

primeira com maior importância para a estabilidade do sistema como um todo.

3. Tempo que o equipamento ficará fora de serviço e perdas de recursos

Caso o equipamento apresente alguma falha é necessário ponderar quanto

tempo ele ficará desligado e quão importante ele é. Se o equipamento em questão for

essencial para o sistema, então é necessário minimizar os possíveis danos que ele pode

sofrer no caso de uma falha. Desta maneira é possível restabelecer sua conexão ao sistema

de maneira mais rápida.

Segundo [17], relés de proteção requerem que os dados aferidos do circuito

sejam precisos em diversas situações ao qual ele está sujeito, seja uma operação em

regime ou um transitório. As fontes de informação são obtidas através do emprego de

transformadores de corrente (TC) e de potencial (TP). Estes reduzem as grandezas do

sistema de potência para patamares menores que podem ser utilizados pelo sistema de

controle e pelos demais equipamentos. Os TCs são usualmente projetados para possuírem

uma corrente no seu secundário da ordem de 5 A, entretanto existem dispositivos cujo

secundário é da ordem de 1 A.

3.1 Proteções do Sistema Simulado

Neste tópico serão discutidas as funções de proteção do gerador distribuído

síncrono analisadas para o evento de ilhamento. Sendo elas as proteções de sobre

corrente, de subtensão, de sobretensão, de frequência e de sobre-excitação.

A documentação [18] define as numerações dos equipamentos de proteção e

suas aplicações no intuito de facilitar a leitura de livros, projetos e diagramas. Ao padronizar

as numerações é possível identificar imediatamente os empregos dos elementos

36

especificados. Os dois primeiros dígitos indicam a função da proteção e pode estar

acompanhado por uma letra. A letra “N” significa que o equipamento está conectado ao

Neutro.

3.1.1 Proteção de Sobretensão (59)

Um evento de sobretensão ocorre quando a tensão do sistema ultrapassa a

marca de 110% da tensão nominal do mesmo. A sobretensão tem sua origem devido a

diversos fatores, citando entre outros [19]:

Transientes devido a operações de chaveamento;

Perdas de carga;

Descargas atmosféricas;

Falhas no controle dos equipamentos;

Aumento do torque de aceleração.

Existem dois comportamentos distintos que uma proteção de sobretensão pode

apresentar, sendo sua escolha de acordo com a resposta que o projetista necessita que a

função possua. Sua característica em relação ao tempo pode ser de tempo definido ou de

tempo inverso. Entretanto, em ambos os casos deve-se considerar um tempo de atraso

antes que a proteção possa atuar para evitar acionamentos desnecessários, como devido a

transitórios rápidos de potência. A norma [20] define os ajustes de tempos que as proteções

devem atuar em função da tensão do circuito em relação a tensão nominal. A Tabela 4

apresenta esses ajustes. É importante observar que são consideradas aceitáveis variações

no nível de tensão, pois a norma não estipula tempos de abertura para faixas de acima de

88% e abaixo de 110%.

Tabela 4 : Resposta do Sistema para Tensões Anormais (Fonte: [20]).

Ajuste Padrão Faixa de Tensão (%) Tempo de Isolamento (s) Limites de Ajustes (s)

V < 45 0,16 0,16 45 ≤ V < 60 1 11 60 ≤ V < 88 2 21

110 < V <120 1 13 V ≥ 120 0,16 0,16

O relé de tensão deve atuar no sentido de normalizar os níveis de tensão,

entretanto, esta resposta pode ser lenta, especialmente no caso de geradores hidráulicos.

Portanto, o atraso no tempo é empregado para que os reguladores automáticos de tensão

da máquina possam efetuar as devidas correções. Tendo-se considerado a viabilidade do

37

sistema de controle normalizar o sistema, as proteções são permitidas a atuarem. O seu

comportamento em relação ao tempo:

Tempo Definido: nesta configuração é ajustado um nível de tensão ao qual a

proteção irá atuar quando o patamar for ultrapassado. A tensão máxima que o

sistema pode suportar depende das características elétricas dos

equipamentos que o compõem. Ressaltando que é preciso considerar um

atraso entre o instante de tempo que o evento faltoso ocorre e quando é

liberada a atuação do relé no acionamento dos disjuntores.

Tempo inverso: esta configuração é utilizada quando se deseja flexibilizar a

atuação da proteção. Possui um contraste em relação ao tempo definido no

sentido que atuação do relé depende não apenas do nível de tensão do

sistema, mas também do seu comportamento em relação ao tempo que a

anormalidade teve início (este comportamento é mais usualmente empregado

nas proteções de corrente). A Figura 5 mostra um exemplo das curvas que

esta configuração pode apresentar em função de diferentes valores de

multiplicadores de tempo, obtida da documentação técnica de um relé de

sobretensão. O eixo das abscissas indica o múltiplo da tensão nominal Vs, o

eixo das ordenadas indica o tempo de atuação da função de proteção e o

TMS é um múltiplo do tempo (utilizado para manter o comportamento da

curva, mas ajustando a escala do tempo de atuação, quanto maior for menos

sensível a proteção será). Frisando que o gráfico está na escala logarítmica.

Além disso, é possível ajustar um valor de pick-up, que é um nível de tensão

acima da nominal, mas no qual ainda é permitido que os equipamentos dentro

da zona de proteção continuem em operação.

3.1.2 Proteção de Subtensão (27)

Um evento é categorizado como sendo de subtensão quando a tensão do

sistema fica abaixo da tensão nominal do circuito, usualmente entre 85% e 95% [17].

Usualmente os eventos que originam esta situação são:

Entrada de cargas de grande porte na malha e partida de motores de

potência elevada;

Perda de unidade geradora;

Falhas nos reguladores de tensão;

Ocorrência de curtos-circuitos.

38

A função de proteção de subtensão pode ser temporizada para que atue

adequadamente em diferentes tipos de condições. Em outras palavras, quanto maior for o

desvio da tensão nominal menor será o tempo necessário para que a proteção de subtensão

possa isolar o dispositivo. Esta proteção também pode atuar da seguinte forma: quando o

nível de tensão de umas das fases ultrapassa um valor limite é disparado um temporizador

que é incrementado enquanto a tensão permanecer abaixo do limite. Quando o contador

extrapola o tempo considerado aceitável em que o circuito sujeito ao evento não sofra

danos, a proteção envia um sinal de abertura para o disjuntor. A norma [20] define os limites

da duração da falta para diferentes faixas de tensão em relação aos valores nominais. Estes

limites estão apresentados na Tabela 4 mostrada previamente.

Figura 5 : Curva de Comportamento de um Relé de Sobretensão (Fonte: [21]).

39

3.1.3 Proteção de Frequência (81)

Uma das principais características de um sistema de potência e cujo valor é

utilizado para projetar e dimensionar as linhas de transmissão, transformadores, geradores e

cargas é a frequência elétrica do sistema.

O sistema opera com uma frequência diferente da nominal de 60 Hz (para os

sistemas elétricos brasileiros em específico) devido a falhas no sistema elétrico interligado.

As variações da frequência podem ser de dois tipos: subfrequência e sobrefrequência.

Segundo [22], a sobrefrequência ocorre devido ao excesso de geração elétrica, que por sua

vez, tem sua origem causada por perdas de cargas de grande porte. Analogamente, a

situação de subfrequência ocorre quando a potência gerada não é capaz de suprir a

demanda da rede. Esta diferença na oferta e demanda pode explicada pelo desligamento de

fontes geradoras.

Quando ocorre a rejeição de cargas ou o desligamento de disjuntores devido a

faltas no lado da carga, existe um desequilíbrio entre a potência mecânica fornecida ao

gerador e a potência elétrica gerada. Este excesso de energia é convertido em energia

cinética que acelera o gerador, enquanto que uma frequência reduzida implica em uma

ventilação reduzida no interior da máquina. Além disso, é importante ressaltar que as pás

das turbinas são projetadas para que as frequências de ressonância mecânica sejam

suficientemente apartadas da frequência nominal da máquina e de seus múltiplos, com

amplas bandas de frequência entre os componentes de primeira, segunda e terceira ordem.

Desta maneira evita-se uma ressonância mecânica e, por consequência, vibrações elevadas

na máquina. A Figura 6 mostra as curvas com as bandas de frequências, diagrama

conhecido como Diagrama de Campbell [5].

Figura 6 : Diagrama de Campbell (Fonte: [22], [5]).

40

Tendo em mente os Diagramas de Campbell, cada fabricante de turbina

especifica na documentação técnica da máquina os seus limites de operação. Estes limites

de operação podem ser definidos como sendo 3 zonas de funcionamento:

Zona de Operação Contínua: determina os limites que a frequência pode

oscilar no qual a máquina pode operar por um tempo indeterminado, sem

que haja danos. Pode-se interpretar como sendo a faixa de frequência

que considera desvios naturais da frequência nominal. Quanto maior for

esta banda de frequência menos sensível a máquina será.

Zona de Operação Restrita: quando a frequência do sistema está dentro

desta zona apresenta uma situação de risco para a máquina e caso não

haja algum tipo de atuação poderá acarretar em danos ao equipamento e

impactar a sua vida útil. Dentro desta zona o gerador poderá continuar

operando por uma quantidade de tempo que depende do nível da

variação da frequência. Usualmente, quanto maior for o desvio em

relação à frequência nominal mais rapidamente o gerador deverá ser

desacoplado do sistema.

Zona de Operação Proibida: é a zona na qual o gerador sob hipótese

alguma pode ser permitido a operar e seus dispositivos de segurança

devem ser acionados imediatamente.

A Figura 7 apresenta algumas curvas de operação para quatro tipos distintos de

turbinas, cada uma delas com suas próprias características. O eixo das abscissas indica o

tempo em minutos que a turbina pode operar e o eixo das ordenadas a frequência que está

operando. Os relés de frequência existem no sentido de detectar as oscilações em relação

ao valor nominal do sistema e atuar de acordo com este desvio. A norma [20] define os

ajustes de frequência que podem ser empregados na proteção do sistema. Os níveis de

operação estão especificados na Tabela 5. Esta define um tempo de atuação para

diferentes faixas de frequência.

Tabela 5 : Ajustes dos tempos de atuação para Frequência (Fonte: [20]).

Frequência (Hz) Tempo de Atuação (s)

Ajuste Padrão < 57 0,16

< 59,5 2 > 60,5 2 > 62 0,16

Limites de Ajuste 56 – 60 10 56 – 60 300 60 – 64 300 60 – 64 10

41

Figura 7 : Zonas de Operação para Diferentes tipos de Turbinas (Fonte: [22]).

3.1.4 Proteção de Sobre-excitação (24)

No sistema elétrico de potência existem dispositivos que dependem de um fluxo

magnético interno para possam operar, como por exemplo: transformadores, máquinas

elétricas e geradores elétricos. Estes equipamentos apresentam um núcleo cujo aspecto

construtivo é constituído por lâminas de ferro empilhadas e separadas por uma camada de

verniz (para reduzir o efeito das perdas por correntes parasitas). Por este componente flui o

fluxo magnético. A sobre-excitação ocorre quando o fluxo magnético que flui pelo estator da

máquina excede os limites para o qual foi projetada.

A relação entre a tensão de saída do gerador e o fluxo que flui pelo mesmo é

obtido pela equação (2). Entretanto, é conhecido que o fluxo e tensão são funções da

frequência pela relação das equações (3) e (4). Tendo em mente as equações mencionadas

é possível deduzir a relação da equação (5).

42

푣 = 푁 푑훷푑푡

(2)

푣 = 푉 푠푒푛(푤푡 + 훽) (3)

훷 = 훷 cos(푤푡 + 훽) (4)

훷 = 푘 푉푓

(5)

Sendo:

N: Número de espiras da bobina;

w: Frequência;

Φ: Fluxo Magnético;

V: Tensão

Ou seja, o fluxo interno da máquina é proporcional à tensão e inversamente

proporcional à frequência do sistema. Portanto, é justificável utilizar estes parâmetros como

dados de entrada que o relé de sobre-excitação utilizará para determinar a sua operação

para uma dada condição. Este é o motivo pelo qual o relé é referenciado por V/Hz. É

importante ressaltar que para o cálculo dos componentes de tensão e frequência são feitos

em por unidade em relação ao nominal de cada termo.

Quando o equipamento opera em condição nominal ele estará operando abaixo

do ponto de saturação da densidade do fluxo magnético e o mesmo estará contido no seu

núcleo. Entretanto, quando o dispositivo está sobre-excitado o seu núcleo estará saturado e

o fluxo magnético irá se dispersar e fluir por regiões não laminadas. Este fluxo que se

dispersou no ar gera correntes parasitas e, por conseguinte, aumentos térmicos que podem

danificar a estrutura do equipamento.

Segundo [22], a sobre-excitação ocorre normalmente devido à partida ou ao

desligamento da máquina quando existe um sistema de controle, mas não se limita apenas

a estas situações. Dentre os motivos que causam esta situação [22] e [23] citam que o

evento mais comum é devido a falhas nas informações que o controlador de velocidade e o

sistema de excitação recebem.

43

A referência [23] define um limite típico de operação de um gerador na condição

de sobre-excitação no valor de 1,05 pu. mas idealmente esta proteção é feita de acordo com

as especificações técnicas fornecidas pelo fabricante do equipamento. O ajuste do relé pode

ser feito em dois tipos: tempo definido ou tempo e tempo inverso.

Ambos são relés temporizados, mas apresentam comportamentos distintos em

relação ao tempo conforme explicado anteriormente. Um relé tempo definido atua quando o

seu valor de ajuste é ultrapassado após um atraso no tempo e o tempo inverso tem sua

atuação definida, além do atraso, em função do tempo do evento.

3.1.5 Proteção de Sobrecorrente (50/51)

A proteção de sobrecorrente protege o equipamento contra elevações severas

na corrente que circula pelo mesmo, sendo utilizada na proteção de linhas de transmissão,

transformadores, geradores ou motores. A atuação desta função depende do seu

comportamento em relação ao tempo, definido conforme as necessidades do projeto.

Entretanto, independente das características da função é necessário determinar o parâmetro

conhecido como corrente de pickup. Este é o valor mínimo para o qual a proteção poderá

atuar [16].

As elevações na corrente podem ter diversas origens, dentre estas é possível

citar:

Curtos-circuitos;

Cargas excessivas no sistema;

Correntes de partida.

É necessário proteger o sistema para situações de correntes excessivas, pois

estas podem gerar aumentos significativos na temperatura dos dispositivos, causando a

redução de sua vida útil e danos nos mesmos.

Os relés de sobrecorrente podem ser diferenciados em função da sua resposta no

tempo e da sua conexão em relação à fase, neutro e terra [24], conforme segue:

50: Sobrecorrente de fase instantânea;

51: Sobrecorrente de fase temporizada;

50N: Sobrecorrente de neutro instantânea;

51N: Sobrecorrente de neutro temporizada;

50G: Sobrecorrente de terra instantânea;

51G: Sobrecorrente de terra temporizada

44

Os relés de fase podem ser aferidos pelo uso de TCs por fase do sistema

elétrico, as correntes de neutro podem ser aferidas diretamente no circuito pelo TC tipo

janela e a corrente dos dispositivos residuais é feita pela soma das correntes de cada fase

do sistema (Ia + Ib + Ic).

Em relação à sua resposta no tempo, pode ser tempo temporizado ou

instantâneo, sendo o temporizado divido em dois subgrupos: o tempo definido e tempo

inverso.

Instantâneo: se a corrente do sistema ultrapassar o valor de pick-up, ele

irá atuar imediatamente para a situação.

Tempo definido: este possui um comportamento análogo ao instantâneo,

entretanto, é aplicado um atraso no tempo que limita a atuação do relé.

Ou seja, mesmo que a corrente ultrapasse o seu ajuste de pick-up, ele só

poderá atuar após um tempo definido ta , o que diminui a sensibilidade da

proteção contra transitórios.

Tempo Inverso: são diferentes curvas de resposta que o relé pode

apresentar. O tempo de atuação do relé depende do comportamento da

curva e da intensidade da corrente. A Figura 8 apresenta as curvas de

atuação do relé com o multiplicador de tempo fixo.

O comportamento do relé de tempo inverso é obtido pela equação (6), cujos

parâmetros são obtidos das normas IEC [25] e ANSI [26] e apresentados na Tabela 6:

푡 = 푇퐾

( 퐼퐼 ) − 1+ 퐿 (6)

Onde os termos significam:

T: Múltiplo de tempo (Ajuste do elemento instantâneo)

K: Coeficiente da Tabela 6

I: Corrente aferida pelo Relé

Is: Corrente de atuação do Relé

α: Coeficiente da Tabela 6

L: Coeficiente da Tabela 6

45

Tabela 6 : Parâmetros das Curvas do Relé de Sobrecorrente de Tempo Inverso

Tipo de Curva Norma K α L Normal Inversa

IEC 0,14 0,02 0

Muito inversa 13,5 1 0 Extremamente inversa 80 2 0

Inversa ANSI

5,95 2 0,180 Muito inversa 3,88 2 0,0963

Extremamente inversa 5,67 2 0,0352

A Figura 8 mostra o comportamento das curvas de tempo inversa, muito inversa

e extremamente inversa para diferentes múltiplos da sua corrente nominal (eixo das

abscissas) e seu tempo de atuação (eixo das ordenadas).

Figura 8 : Curvas de atuação de um Relé de Sobrecorrente Temporizado (Fonte: [27]).

46

4 Software, Simulações e Malhas de Controle

4.1 Software ATP

Como não é viável financeiramente e nem prático realizar testes no sistema

elétrico real em diversas situações de faltas, é necessária a utilização de recursos

computacionais. O estudo de um sistema elétrico de potência depende do quão confiável é

sua representação em um sistema computacional. Os níveis de tensão e corrente precisam

ser os mais próximos possíveis do sistema real para que o circuito possa ser projetado de

maneira segura e eficiente.

Neste contexto, foi escolhido o ATP (Alternative Transients Program). Este é um

dos programas mais utilizados atualmente para a simulação de transitórios eletromagnéticos

em função da sua fidelidade na representação dos circuitos elétricos, confiabilidade das

respostas do programa e da sua versatilidade na capacidade de representar diversos

equipamentos e controles. O software é livre de royalties, entretanto não é público. Para sua

obtenção é necessário assinar os documentos referentes a sua licença.

No programa ATP é possível simular máquinas elétricas, linhas de transmissão,

cargas e fontes que representam um barramento infinito. Segundo [16], o ATP calcula os

parâmetros do sistema em função do tempo, usualmente iniciadas devido a algum tipo de

distúrbio. Ele utiliza a regra trapezoidal da integração para solucionar as equações

diferenciais do sistema.

Apesar do programa possuir diversos elementos complexos pré-determinados,

ele permite ainda ao usuário desenvolver seus próprios blocos e sistemas de controles pelos

TACS (Transient Analysis of Control Systems) e MODELS. O uso destes sistemas permite a

criação de blocos de controle e de aferição de acordo com as necessidades do programador

e do projeto. O MODELS possui uma linguagem própria de simulação.

Além disso, foi utilizado em conjunto com o ATP o aplicativo ATPDraw. O

ATPDraw facilita o uso do solver ATP pois apresenta uma interface gráfica mais amigável e

cujo uso é significantemente mais simples quando comparado a alternativa de programar

cada elemento do sistema via linhas de código, ou seja, o ATPDraw apresenta a função de

front-end, área que o programador desenha o circuito simulado e seus componentes, que

converte o sistema projeto em uma linguagem interpretável para o back-end, ATP, que irá

processar as condições e calcular os resultados da simulação.

47

4.1.1 Implementação das Proteções

Para a modelagem dos sistemas é necessário estimar os fasores de tensão e

corrente a partir dos pontos aferidos pelo sistema. O ATP apresenta problemas de precisão

para as frequências de 60 Hz além de problemas na alocação de memória, para tanto é

necessário reduzir as amostragens do sistema. Entretanto, isto reduz o seu grau de precisão

e para mitigar este efeito foi utilizado a Transformada Rápida de Fourier de 8 pontos para a

estimação da onda do sistema.

As proteções implementadas no sistema foram as proteções de subtensão,

sobretensão, frequência, sobre-excitação e de sobrecorrente. As proteções de tensão foram

ajustadas para atuarem segundo os valores da Tabela 4. A proteção de frequência foi

ajustada de acordo com a Tabela 5. As proteções de sobre-excitação e de corrente foram

caracterizadas com o comportamento de tempo definido, sendo os valores de pick-up 1,05 e

1,5; respectivamente, com tempos de atraso em 0,5 e 0,05 segundos. Os autores do

trabalho [19] definiram o atraso de 0,5 segundos e o de 0,05 segundos por decisão para

teste de sensibilidade.

4.2 Diagrama do Circuito Simulado

A Figura 9 apresenta o circuito simulado neste trabalho, sem os circuitos de

proteção acoplados. O circuito representa parte de uma rede de distribuição real e foi

utilizado no trabalho [24]. Os elementos de proteção são colocados posteriormente para o

diagrama do circuito não fique excessivamente poluído devido à quantidade de blocos que

precisariam ser ligados para representar cada tipo de proteção do sistema.

O circuito apresenta os seguintes equipamentos:

Gerador síncrono;

Linhas de transmissão representadas pelo modelo π;

Fonte geradora com característica de um barramento infinito;

Bloco de controle no qual está implementado os códigos de controle do

gerador;

Chaves temporizadas;

Elementos do tipo TACS para conversão de dados, chaveamento e

inicialização de informações;

Medidores de TACS e MODELS para aferição das tensões, correntes,

frequências, potências reativas e ativas;

Uma carga do tipo RL aterrada.

48

As especificações técnicas e parâmetros desses elementos estão presentes no

apêndice deste trabalho. Serão mencionados os pontos necessários para o entendimento

deste trabalho neste capítulo.

Figura 9 : Sistema simulado no aplicativo ATPDraw.

4.3 Malhas de Controle

Conforme explicado anteriormente sobre os requisitos necessários para a

operação ilhada, quando o sistema passa a operar isoladamente é necessário ajustar o

controle do gerador síncrono para que seja viável sua operação no modo ilhado. A

obrigatoriedade da alteração do método de controle será complementada com os resultados

das simulações do sistema na condição que o método de controle não foi alterado. A turbina

considerada para as simulações é uma do tipo hidráulica.

Os mecanismos de controles das potências, frequência e velocidade são

diversos e a escolha do circuito mais adequado depende do projeto. As referências [28] e

[29] abordam em detalhes os diferentes tipos de malhas e suas especificações. As malhas

de controle de implementadas foram extraídas das bibliografias mencionadas e de modelos

já existentes.

4.3.1 Diagramas de Operação em Paralelo com a Rede

O sistema inicialmente opera em paralelo com a rede de distribuição, nesta

condição é responsabilidade da concessionária de energia elétrica de manter a tensão e

frequência do sistema em níveis aceitáveis e com baixas oscilações. É de interesse do

responsável pelo gerador síncrono controlar a potência ativa e reativa que está sendo

produzida pelo gerador no sentido de evitar multas. A nota técnica da ANEEL [30] determina

que os clientes industriais devem possuir um fator de potência de, no mínimo, 0,92. É

importante ressaltar que pode ser de interesse do responsável pelo gerador distribuído

49

colocá-lo para injetar potência reativa no sistema. Isto irá reduzir o fator de potência do

gerador mas pode aumentar o do conjunto elétrico como um todo.

Nesta configuração de controle são empregadas as malhas de controle das

Figuras 10 e 11, sendo a primeira um controle da potência ativa com queda de velocidade e

a segunda um controle de potência reativa. No sistema de controle da Figura 10

implementa-se um integrador e um ganho proporcional (KPgov e KIgov) em relação ao

desvio da potência ativa (Pf) para a referência (Pref) e, em seguida, este valor é comparado

com desvio de velocidade do gerador em relação à velocidade nominal do sistema ajustado

por um fator R. Esta configuração é conhecida por controle em estatismo.

Figura 10 : Malha de Controle do Governador operando em paralelo com a Rede de Distribuição.

O emprego do regulador proporcional-integrador visa eliminar o erro em relação

à referência do sistema. O integrador busca levar o erro em regime permanente para zero e

o proporcional em reduzir as oscilações do resultado. Segundo [5], deve existir um valor

mínimo para o ganho de estatismo para garantir uma operação estável e reduzir o estresse

eletromecânico devido a baixas oscilações na frequência da rede. Valores típicos de

estatismo variam entre 3% e 8%. No Brasil é utilizado frequentemente o valor de 5%. A

relação entre a queda de velocidade e a potência ativa do gerador pode ser observada na

Figura 12. Ou seja, a queda da velocidade do eixo principal da máquina em relação a

frequência de referência viabiliza ajustar a potência ativa entregue ao sistema.

Figura 11 : Malha de Controle do Sistema de Excitação operando em paralelo com a Rede de Distribuição.

50

Para a função de transferência da turbina hidráulica é necessário assumir

algumas considerações [28]:

1. A resistência hidráulica é desprezível;

2. O conduto forçado não aumenta de tamanho e a água é incompressível;

3. A velocidade da água varia diretamente com a abertura do distribuidor e

com a raiz quadrada do momento de inércia da máquina;

4. A potência de saída da turbina é proporcional ao produto entre o

momento de inércia e volume do fluxo de água

O termo Tw da função de transferência da turbina é conhecido como tempo de

início da água e corresponde ao tempo necessário para que a turbine acelere a uma

determinada velocidade. A saída do sistema de controle irá alterar a potência mecânica

aplicada no eixo do gerador para corrigir a potência ativa que está sendo gerada.

A Figura 11 apresenta as funções de transferências dos componentes do

sistema de excitação. O sinal de entrada de potência reativa (Qf) é comparado com um valor

de referência (Qref) e este passa por um proporcional-integrador. A saída deste conjunto

representa o erro do regime permanente que será a entrada para o resto do sistema de

excitação. A seguir, são explicados os seus componentes e suas funções (para fins

explicativos, é associado ao bloco do diagrama seu respectivo equipamento pela letra em

parênteses junto ao nome do equipamento):

Excitador (E): é o equipamento que fornece corrente direta para os

enrolamentos de campo do gerador síncrono, constituindo o estágio de

potência do sistema de controle. Este apresentar as seguintes

Figura 12: Característica de queda de frequência (Fonte: [31]).

51

configurações: um sistema de excitação independente ou auto-excitado.

Quando ele apresenta o ajuste de auto-excitado o valor de KE irá refletir o

valor do reostato shunt associado com esta forma. Os valores de KE

podem ser negativos. Um valor de KE igual a 1 significa que o mesmo

possui excitação independente. A saída desta função irá atuar na tensão

do enrolamento de campo, ou seja, irá alterar o fluxo magnético que flui

no interior da máquina e, por consequência, na potência reativa que está

sendo gerada.

Regulador de tensão (A): responsável por receber e amplificar os sinais

de controle de entrada para níveis que podem ser aplicados nos

terminais do excitador.

Estabilizador do Sistema de Potência (F): responsável por aplicar um

sinal de entrada adicional no sistema do regulador de tensão para reduzir

as oscilações do sistema, proporcionando uma maior estabilização.

4.3.2 Diagramas de Operação em Modo Ilhado

As malhas de controle citadas na seção anterior são para a condição de

operação do gerador funcionando em paralelo com sistema. Considerando um evento que

cause o ilhamento do sistema, ele deverá passar a operar no modo ilhado. Previamente o

regulador de velocidade e o sistema excitação atuavam para referências de potência ativa e

reativa, respectivamente, e estavam acoplados ao circuito de um barramento considerado

infinito. Este possui inércia rotacional infinita, ou seja, os geradores conectados ao seu

circuito devem possuir frequências e tensões constantes.

Quando desconectado do barramento infinito, o gerador distribuído passa a

operar sem existir um elemento que mantenha a tensão e frequência do sistema nos valores

nominais. Neste contexto, quando o circuito elétrico detecta o evento do ilhamento, ocorre

um chaveamento no seu sistema de controle. O regulador de velocidade passa operar no

sentido de ajustar a frequência elétrica para um limiar próximo de 60 Hz e o sistema de

excitação passa a atuar em função da tensão do barramento do sistema.

A Figura 13 mostra o controlador isócrono que atua em função da frequência do

sistema. Este é composto por um proporcional-integrador cuja entrada é o erro entre a

frequência aferida e a de referência, que irá atuar em reduzir o erro em regime permanente

e as oscilações, conforme explicado anteriormente. A saída é aplicada no bloco da função

de transferência da turbina que irá aplicar uma potência mecânica no eixo da máquina no

sentido de acelerá-la caso a frequência esteja abaixo do valor nominal, caso contrário, irá

reduzir a potência mecânica no eixo do equipamento para frequências acima da nominal.

52

Figura 13 : Malha de Controle do Governador operando ilhado.

Além da frequência é necessário também atuar no nível da tensão. A Figura 14

mostra a malha de controle do sistema de excitação. Seu princípio de funcionamento é

análogo ao controle de potência reativa, mas apresenta uma função adicional para o seu

valor de entrada [29]. Esta função é o transdutor de tensão terminal e compensador de

carga, que afere a tensão do terminal do gerador, retifica o sinal para um valor de corrente

direta e a compara com um valor de referência. Além disso, também considera a

compensação devido a reação de armadura. Ou seja, é de interesse manter a tensão

constante em uma área elétrica distante do terminal do gerador.

Figura 14: Malha de Controle de Sistema de Excitação operando em modo ilhado.

4.4 Considerações Necessárias para as Simulações

Primeiramente, é necessário ajustar as configurações de simulação do ATP de

acordo com a Figura 15. Nesta é possível ajustar dentre outros:

O timestep da simulação, que é o incremento no tempo realizado pela

simulação a cada finalização do seu ciclo de máquina;

Tmax, o tempo máximo permito para que a simulação pode continuar

funcionamento. Importante salientar que este não necessariamente

corresponde ao tempo real, mas sim ao tempo de simulação. Caso seja

implementado um circuito muito complexo cada segundo de simulação irá

corresponder a mais do que 5 segundos reais;

53

Tipo da Simulação. Este indica quando o domínio da simulação, se será

no tempo, frequência ou harmônicos;

Xopt e Copt, configurações importantes caso o usuário utilize elementos

indutivos e/ou capacitivos. Representa a frequência que será usada para

o cálculo das impedâncias destes elementos, ou seja, não é necessário

que o programador se preocupe em realizar as conversões.

Figura 15 : Janela de configuração do ATP.

Além de especificar os parâmetros para a simulação também é necessário

definir a ordem que o ATP irá solucionar as equações dos elementos. Esta configuração é

essencial caso a saída de um elemento MODEL sirva de entrada para outro MODEL, pois

caso a ordem da solução não seja determinada, o sistema irá trabalhar com valores de

instâncias diferentes, misturando as informações. A janela na qual é feita esta configuração

está apresentada na Figura 16.

Além de determinar a ordem que o ATP irá solucionar os elementos do circuito,

também é necessário numerar cada um deles nas suas configurações no campo Order,

conforme mostra a Figura 17. Por definição padrão ele é marcado como zero, sendo de

reponsabilidade do programador fazer as devidas configurações. É importante frisar que o

gerador considerado para as simulações é de dois polos, portanto, a frequência do eixo do

gerador será igual à frequência elétrica. Além disso, o ATP não inicializa o sistema em

regime permanente, portanto é necessário considerar um tempo de atraso que seja

54

suficientemente longo para que o sistema possa estabilizar antes de aplicar a abertura na

linha da rede de distribuição. Nas simulações realizadas o sistema antes do ilhamento está

sempre em regime.

Figura 16 : Janela de ajuste para determinar a ordem de solução dos elementos.

As simulações para os eventos de ilhamento foram feitas da seguinte forma:

1. O gerador distribuído síncrono é ajustado para produzir uma potência de

referência ao sistema e para não produzir potência reativa. A velocidade

de referência é ajustada para a frequência nominal do sistema.

2. Dado que o sistema está em regime, é simulada uma abertura na linha

que conecta o circuito do gerador distribuído ao barramento infinito;

3. Depois de um certo tempo após a abertura da chave, o sistema detecta o

evento de ilhamento e chaveia o modo de controle do gerador do estado

de operação em paralelo para a em operação ilhada (é suposto que há

um sistema de detecção do ilhamento);

4. É permitido que o sistema opere por um certo tempo antes de encerrar a

simulação e ser feita a aferição das informações do circuito

55

Figura 17 : Janela de configuração de um MODEL para determinar a sua ordem de solução.

56

5 Resultados Obtidos

5.1 Resposta do Sistema sem Mudança no Controle

Inicialmente, antes de avaliar a resposta do sistema para o evento de ilhamento

considerando o chaveamento dos modos de controle, suponha que houve uma falha no

sistema de detecção do ilhamento, ou seja, ocorreu uma situação de ilhamento não

intencional do sistema e o modo de controle do gerador não sofreu alteração.

Fazendo este processo será possível validar a importância da mudança no

método de controle para o circuito energizado pelo gerador distribuído. O sistema foi

projetado para um tempo máximo de simulação de 120 segundos com o evento de abertura

na linha de conexão entre o GD e o barramento infinito em 80 segundos. A seguir é possível

observar a frequência do sistema, a tensão do barramento do GD e a potência ativa. As

figuras de números 18 a 20 mostram o comportamento das variáveis aferidas.

A Figura 18 apresenta o comportamento no tempo da potência ativa produzida

pelo gerador em relação a potência que estava sendo gerada em regime permanente. A

figura 19 mostra a frequência elétrica da rede em relação ao tempo. A figura 20 mostra a

tensão da fase A do ponto de acoplamento do gerador em relação a tensão do mesmo

ponto e fase do sistema em regime permanente.

Figura 18 : Potência ativa do gerador quando o controle não é chaveado.

Tempo [s]

Potê

ncia

ativ

a do

ger

ador

[pu]

57

Figura 19 : Frequência elétrica do sistema quando o controle não é chaveado.

Figura 20 : Tensão da fase A do ponto de acoplamento do gerador quando o controle não é chaveado.

Das figuras é possível observar a importância do chaveamento do controle na

estabilidade do sistema elétrico ilhado. Quando o ilhamento ocorre em 80 segundos, caso o

sistema esteja controlando a potência para uma referência o sistema torna-se instável

devido à queda abrupta na tensão do terminal da máquina [5]. A potência ativa do gerador

cresce para valores elevados, a frequência apresenta grandes oscilações e tensão oscila e

cresce até atingir valores elevados.

(f ile SemChav eamento.pl4; x-v ar t) m:F 79,0 85,2 91,4 97,6 103,8 110,0[s]

20

30

40

50

60

70

80

(f ile SemChav eamento.pl4; x-v ar t) m:VABS 79,0 85,2 91,4 97,6 103,8 110,0[s]0

10

20

30

40

50

Tempo [s]

Freq

uênc

ia [H

z]

Tempo [s]

Tens

ão [p

u]

58

5.2 Resposta para diferentes Condições de Cargas e Chaveamento

Para avaliar o comportamento das proteções e do sistema como um todo foram

ajustados dois parâmetros do sistema: a resistência da carga e o tempo de chaveamento do

controle. A resistência foi variada para estudar o comportamento do sistema para diferentes

tipos de cargas equilibradas. A Tabela 8 apresenta as cargas consideradas para cada valor

de R, ajustando desde uma carga praticamente resistiva até uma carga com ângulo de

aproximadamente 45º. A carga é um conjunto RL em paralelo. Também é possível observar

o módulo e ângulo equivalente por fase da carga, bem como as potências ativas e reativas

quando o sistema está em regime permanente. As potências ativas e reativas foram

calculadas pelas correntes e tensões aferidas de cada fase usando o Bloco PQ do aplicativo

ATPDraw.

Tabela 7 : Cargas Simuladas no Sistema

R (Ohm)

XL (Ohm)

Módulo (Ohm)

Ângulo (Graus)

Potência Ativa (kW)

Potência Reativa (kVAr)

Carga 1 200 977,1 195,9 11,6 1338,4 274,0 Carga 2 500 977,1 445,1 27,1 569,8 291,5 Carga 3 1000 977,1 698,9 45,7 291,0 297,8

Para cada uma dessas cargas também foi considerado o ajuste do tempo que o

sistema leva para mudar o seu modo de controle. Este caso foi considerado para avaliar o

impacto do atraso no chaveamento nos transitórios do sistema. Considerando a abertura na

linha da rede de distribuição que isola o gerador em um instante t, o gerador terá seus

modos de controles alterados nas instâncias: t + 100 ms, t + 200 ms e t + 300 ms.

Segundo [5], a diferença entre a potência ativa e reativa que o gerador produz

operando em paralelo e ilhado dita o nível das oscilações do transitório do circuito elétrico.

Para avaliar a resposta do sistema para casos distintos serão observados os parâmetros:

potência ativa e reativa do gerador, tensão no ponto de acoplamento do gerador à rede de

distribuição, frequência elétrica, corrente de armadura e a relação entre tensão e frequência

(V / Hz).

As figuras mostram a comparação mantendo a carga do sistema elétrico

constante, mas alterando o tempo de chaveamento do controle. As legendas dos gráficos

nos subtópicos são:

Vermelho: Curva para o chaveamento em t + 100 ms;

Verde: Curva para o chaveamento em t + 200 ms;

59

Azul: Curva para o chaveamento em t + 300 ms.

Os gráficos da potência ativa do gerador, tensão do ponto de acoplamento do

gerador e corrente que circula pela armadura da máquina são em relação aos valores que

estes parâmetros possuem em regime permanente. O mesmo não pôde ser feito para os

gráficos da potência reativa pois a mesma é inicialmente ajustada para zero. O cálculo da

excitação do sistema é feito usando a tensão e frequência relativizadas, portanto, a relação

V / Hz será adimensional.

5.2.1 Respostas do Sistema para a Carga 1

Neste tópico é avaliada a resposta do sistema para as condições da Carga 1 da

Tabela 7, considerando 3 diferentes tempos de chaveamento do modo de controle do

gerador: em 100 ms, 200 ms e 300 ms. As Figuras 21, 22 e 23 apresentam as potências

produzidas pelo gerador, sendo que a Figura 21 mostra a potência ativa e as Figuras 22 e

23 mostram a potência reativa.

Figura 21 : Potência ativa produzida pelo gerador para a Carga 1 com diferentes tempos de chaveamento.

chav 0.1r200.pl4: m:PPU chav 0.2r200.pl4: m:PPU chav 0.3r200.pl4: m:PPU

80,01 81,67 83,34 85,00 86,67 88,33 90,00[s]0,21

0,23

0,25

0,27

0,29

0,31

Tempo [s]

Potê

ncia

ativ

a do

ger

ador

[pu]

60

Figura 22 : Potência reativa produzida pelo gerador para a Carga 1 com diferentes tempos de chaveamento.

Figura 23 : Região da curva de potência reativa da Carga 1 desconsiderando o pico.

A partir das Figuras 21, 22 e 23 é possível extrair algumas informações.

Inicialmente, o sistema estava ajustado para fornecer uma potência ativa de 5 MW, mas

percebe-se que esse valor caiu para um patamar de aproximadamente 27% do ajuste inicial

(conforme a Figura 21), ou seja, na configuração de regime permanente o gerador estava

fornecendo energia elétrica para a rede de distribuição. Entretanto, não inclui a potência

reativa, pois em regime permanente o controle é ajustado para zero. As Figuras 22 e 23

mostram que o gerador passou a fornecer potência reativa para a carga.

chav 0.1r200.pl4: m:QGD chav 0.2r200.pl4: m:QGD chav 0.3r200.pl4: m:QGD

79 81 83 85 87 89 91 93[s]200

250

300

350

400

450

500

550

600*103


80 81 82 83 84 85 86[s]230

240

250

260

270

280

290

300

310*103

Tempo [s]

Tempo [s]

Potê

ncia

reat

iva

do g

erad

or [V

Ar]

Potê

ncia

reat

iva

do g

erad

or [V

Ar]

61

É importante destacar o pico da potência reativa na Figura 22. Este ocorre

devido a um problema numérico no método de cálculo da potência. Este utiliza como

informações de entrada as correntes e tensões trifásicas, que no transitório de controle

sofrem instabilidade.

Nas Figuras 24 e 25 é possível perceber a influência do chaveamento do

sistema de controle nos níveis de tensão e frequência do sistema. Entre o instante que a

linha que conecta o gerador distribuído à rede de distribuição é aberta e o momento que o

sistema muda as suas malhas de controle pode-se perceber uma tendência de aumento nos

valores de tensão e frequência. Mas quando o controle é alterado faz com que sejam

reduzidos e estabilizem próximos dos seus valores nominais. Além disso, é possível

observar que tensão oscilou essencialmente entre 0,9 e 1,1; tendo ficado aproximadamente

20 ms acima de 1,1 e nunca ficou abaixo de 0,88.

Figura 24 : Tensão no ponto de acoplamento do gerador para a Carga 1 com diferentes tempos de chaveamento.

chav 0.1r200.pl4: m:VABS chav 0.2r200.pl4: m:VABS chav 0.3r200.pl4: m:VABS

79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]0,90

0,95

1,00

1,05

1,10

1,15

Tempo [s]

Tens

ão [p

u]

62

Figura 25 : Frequência elétrica do sistema para a Carga 1 com diferentes tempos de chaveamento.

Na Figura 26 é possível observar que a corrente que circula pela armadura da

máquina ficou sempre abaixo da que circula em regime permanente, pois quando o sistema

operava em paralelo o gerador estava fornecendo energia para a rede de distribuição. Na

Figura 27 percebe-se que a relação V / Hz está entre 0,9 e 1,05.

Figura 26 : Corrente da armadura do gerador para a Carga 1 com diferentes tempos de chaveamento.

chav 0.1r200.pl4: m:F chav 0.2r200.pl4: m:F chav 0.3r200.pl4: m:F

79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]57

58

59

60

61

62

63

64

65

chav 0.1r200.pl4: m:IABS chav 0.2r200.pl4: m:IABS chav 0.3r200.pl4: m:IABS

79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]0,20

0,35

0,50

0,65

0,80

0,95

1,10

Tempo [s]

Tempo [s]

Freq

uênc

ia [H

z]

Cor

rent

e [p

u]

63

Figura 27 : Relação entre tensão e frequência para a Carga 1 com diferentes tempos de chaveamento.

Observando a Figura 25 é possível extrair algumas informações. No tempo de

chaveamento de 300 ms, a frequência oscilou entre 57,9 Hz e 64,6 Hz e atingiu o valor

mínimo da Tabela 5 de 59,5 Hz de ajuste de subfrequência depois de 3,8 segundos após a

abertura. Em contrapartida, quando o chaveamento ocorreu em 200 ms, oscilou entre 58,1

Hz e 63,3 Hz e levou 3,6 segundos para atingir o ajuste de subfrequência. Reduzindo o

chaveamento para 100 ms, oscila entre 58,2 Hz e 61,9 Hz e necessita de 3,3 segundos para

atingir o ajuste de subfrequência. Ou seja, quanto mais rápido ocorrer o chaveamento,

menor será a oscilação da frequência e irá estabilizar mais rápido.







chav 0.1r200.pl4: m:VF chav 0.2r200.pl4: m:VF chav 0.3r200.pl4: m:VF

79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]0,90

0,93

0,96

0,99

1,02

1,05

Tempo [s]

V / H

z

64




80 82 84 86 88 90[s]0,095

0,100

0,105

0,110

0,115

0,120

0,125

0,130

0,135


79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]200

300

400

500

600

700

*103

Tempo [s]

Tempo [s]

Pot

ênci

a re

ativ

a do

ger

ador

[VAr

] Po

tênc

ia a

tiva

do g

erad

or [p

u]

65


Nas Figuras 28, 29 e 30 é possível observar as potências fornecidas pelo

gerador, o qual quando operando em paralelo fornecia energia em excesso para a rede de

distribuição. Na Figura 31 é possível observar que a tensão oscilou entre 0,9 e 1,13; tendo

ficado acima de 1,1 por aproximadamente 40 ms e nunca ficou abaixo de 0,88.


Analisando o comportamento da frequência na Figura 32 para ter um

comparativo da mudança de carga. Para o chaveamento em 300 ms, a onda oscilou entre

os valores de 58,5 Hz e 65,7 Hz, sendo que necessitou de 3,6 segundos para atingir o


80 81 82 83 84 85 86[s]240

260

280

300

320

340

*103


79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]0,90

0,95

1,00

1,05

1,10

1,15

Tempo [s]

Tempo [s]

Tens

ão [p

u]

Pot

ênci

a re

ativ

a do

ger

ador

[VAr

]

66

ajuste de subfrequência de 59,5 Hz. O chaveamento de 200 ms apresentou variações

dentro dos limites de 58,7 Hz e 64 Hz, sendo necessário 3,2 segundos para alcançar o

ajuste de subfrequência. Por último, o chaveamento de 100 ms oscilou entre 59 Hz e 62,4

Hz e precisou de 2,8 segundos para atingir o ajuste de subfrequência.


Na Figura 33 é possível observar que a corrente é sempre menor que a corrente

em regime permanente e na Figura 34 a relação V / Hz está entre 0,9 e 1,05.



79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]58

59

60

61

62

63

64

65

66


79,5 80,4 81,3 82,2 83,1 84,0[s]0,00

0,22

0,44

0,66

0,88

1,10

Tempo [s]

Tempo [s]

Freq

uênc

ia [H

z]

Cor

rent

e [p

u]

67









79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]0,90

0,93

0,96

0,99

1,02

1,05

Tempo [s]

V / H

z

68




80,0 80,5 81,0 81,5 82,0 82,5 83,0 83,5[s]0,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12


79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]200

300

400

500

600

700

*103

Tempo [s]

Tempo [s]

Potê

ncia

ativ

a do

ger

ador

[pu]

Po

tênc

ia re

ativ

a do

ger

ador

[VAr

]

69


Nas Figuras 35, 36 e 37 é possível observar as potências fornecidas pelo

gerador, o qual quando operando em paralelo fornecia energia em excesso para a rede de

distribuição. Na Figura 38 é possível observar que tensão oscilou entre 0,9 e 1,15; tendo

ficado acima de 1,1 por aproximadamente 50 ms e nunca ficou abaixo de 0,88.


Observando a Figura 39 é possível extrair algumas informações. Para o

chaveamento em 300 ms, a onda oscilou entre os valores de 58,8 Hz e 66,1 Hz, sendo que

necessitou de 3,5 segundos para atingir o ajuste de subfrequência de 59,5 Hz. O


80 82 84 86 88 90[s]250

260

270

280

290

300

310

320*103


79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]0,90

0,95

1,00

1,05

1,10

1,15

Tempo [s]

Tempo [s]

Tens

ão [p

u]

Potê

ncia

reat

iva

do g

erad

or [V

Ar]

70

chaveamento de 200 ms apresentou variações dentro dos limites de 59,0 Hz e 64,4 Hz,

sendo necessários 3,1 segundos para alcançar o ajuste de subfrequência. Por último, o

chaveamento de 100 ms oscilou entre 59,2 Hz e 62,6 Hz e precisou de 2,4 segundos para

atingir o ajuste de subfrequência. Ou seja, quanto mais rápido ocorrer o chaveamento,

menor será a oscilação da frequência e irá estabilizar mais rápido.


Na Figura 40 é possível observar que acorrente está sempre abaixo da corrente

em regime permanente; Na Figura 41 observa-se que a relação V / Hz está entre 0,9 e 1,05.



79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]58

60

62

64

66

68


79 81 83 85 87 89 91[s]0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

Tempo [s]

Tempo [s]

Freq

uênc

ia [H

z]

Cor

rent

e [p

u]

71


A Tabela 8 mostra o comparativo da resposta da frequência para os três tipos de

cargas e o quanto a frequência oscila considerando os máximos e mínimos de cada

situação.

Tabela 8 : Comparativo das frequências para diferentes cargas e chaveamentos

Carga Tempo de Chaveamento (ms)

Frequência Mínima (Hz)

Frequência Máxima (Hz)

Tempo para o valor mínimo (s) ∆F (Hz)

1 100 58,2 61,9 3,3 3,7 200 58,1 63,3 3,6 5,2 300 57,9 64,6 3,8 6,7

2 100 59,0 62,4 2,8 3,4 200 58,7 64,0 3,2 5,3 300 58,5 65,7 3,6 7,2

3

100 59,2 62,6 2,4 3,4 200 59,0 64,4 3,1 5,4 300 58,8 66,1 3,5 7,3

Pela Tabela 8, é possível observar que quanto maior o atraso na mudança das

malhas de controle, maiores serão as oscilações do sistema até que possa atingir um ponto

de equilíbrio cujos valores de tensão e frequência sejam os mesmos para o estado de

regime permanente. As demais ondas do sistema não apresentaram valores

demasiadamente superiores aos nominais, ou quando apresentaram valores excessivos

foram para faixas de tempo de durações irrisórias.


79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]0,90

0,93

0,96

0,99

1,02

1,05

Tempo [s]

V / H

z

72

É importante observar que em todos os casos o sistema convergiu para um

ponto de equilíbrio. Entretanto, é possível que uma das suas proteções tenha sido acionada

devido aos transitórios elétricos e tenha interpretado como sendo um evento de falta, ou

seja, tendo-se verificado a resposta do sistema é necessário avaliar as atuações dos relés

de proteção.

5.3 Atuação das Proteções e Seus Ajustes Necessários

Neste tópico são apresentadas as atuações dos relés de subtensão,

sobretensão, frequência, sobrecorrente e sobre-excitação segundo os ajustes descritos

anteriormente. A Tabela 9 apresenta resumidamente os ajustes das proteções que foram

simuladas. Todos os valores são em relação ao nominal do sistema, exceto para a

frequência. Na simulação foi criado um sinal de atuação que assume os valores iguais a 1

para indicar se a função de proteção julgou necessário a realização de uma manobra de

abertura do disjuntor. Caso contrário, assume valores iguais a 0 para indicar que não emitiu

um sinal de abertura. Nas figuras que são mostradas o sinal de atuação e a frequência da

rede, a frequência foi relativizada para o valor de 60 Hz.

Tabela 9 : Resumo dos ajustes iniciais das proteções simuladas

Função de Proteção Ajuste inicial

Proteção de Subtensão (27) V < 0,45 pu : 0,16 s

0,45 pu ≤ V < 0,60 pu : 1 s 0,60 pu ≤ V < 0,88 pu : 2 s

Proteção de Sobretensão (59) 1,1 pu < V < 1,2 pu : 1 s V ≥ 1,2 pu : 0,16 s

Proteção de Frequência (81)

F < 57 Hz: 0,16 s F < 59,5 Hz: 2 s F > 60,5 Hz: 2 s

F > 62 Hz: 0,16 s Proteção de Sobre-excitação (24) V / Hz > 1,05 pu : 0,5 s

Proteção de Sobrecorrente (51) I > 1,5 pu : 0,05 s

5.3.1 Respostas das Proteções para a Carga 1

Observando os valores das atuações percebeu-se que apenas a função de

frequência gerou um sinal de abertura, independentemente do tempo de chaveamento.

Esta afirmação pode ser validada confrontando as Figuras 24, 25, 26 e 27 do sistema (que

representam, respectivamente, a tensão, frequência, corrente e relação V – Hz) com os

ajustes das proteções. A Figura 42 mostra a frequência do chaveamento em 100 ms e o

sinal de atuação da proteção. Observando a figura é possível ver que a atuação aconteceu

73

devido a subfrequência. Entretanto, a onda também apresenta um comportamento de

sobfrequência, mas que não perdurou o suficiente para sensibilizar a proteção. O sinal de

abertura foi gerado 2,4 após a abertura. Sendo necessário transcorrer mais 900 ms para

que a frequência ficasse acima de 59,5 Hz.

Figura 42 : Sinal de atuação do relé de frequência (curva verde) para a Carga 1 com chaveamento em 100 ms.

A Figura 43 mostra a influência do chaveamento para a atuação da proteção.

Para estes tempos de chaveamento a proteção atuou devido a sobrefrequência. A atuação

ocorreu 0,3 segundos após a abertura. É importante ressaltar que o chaveamento de 200

ms atuou quando o sistema estava reduzindo o nível da frequência e estava com um valor

de 62,8 Hz necessitando de 50 ms para ficar abaixo de 62 Hz, ou seja, próximo do limiar de

atuação. No chaveamento de 300 ms, a onda estava com comportamento de crescimento

quando a sua proteção foi acionada.

(f ile chav 0.1r200.pl4; x-v ar t) m:FPU m:ATF 78 80 82 84 86 88[s]

0,96

0,97

0,98

0,99

1,00

1,01

1,02

1,03

1,04

Tempo [s]

Freq

uênc

ia e

Sin

al d

e at

uaçã

o [p

u]

74

Figura 43 : Sinal de atuação do relé de frequência para a Carga 1 com chaveamento em 200 ms

(curva vermelha) e em 300 ms (curva verde).



frequência gerou um sinal de abertura, conforme mostra a Figura 44. Esta afirmação pode

ser validada confrontando as Figuras 31, 32, 33 e 34 do sistema (que representam,

respectivamente, a tensão, frequência, corrente e relação V – Hz) com os ajustes das

proteções. A atuação ocorreu devido a frequência abaixo dos valores nominais. O

desligamento da máquina devido a frequência ocorreu da mesma maneira que no caso da

Carga 1, o chaveamento em 100 ms devido a subfrequência 2,6 segundos após a abertura e

os chaveamentos em 200 ms e 300 ms devido a sobrefrequência, 0,27 segundos após a

abertura. Entretanto, para este caso a curva de 200 ms estava próximo do seu valor de pico

(64 Hz) e ficaria abaixo de 62 Hz decorridos mais 190 ms após o sinal de abertura do

disjuntor.

chav 0.2r200.pl4: m:FPU m:ATF chav 0.3r200.pl4: m:FPU

79 81 83 85 87 89[s]0,95

0,98

1,01

1,04

1,07

1,10

Tempo [s]

Freq

uênc

ia e

Sin

al d

e at

uaçã

o [p

u]

75

Figura 44 : Sinais de atuação dos relés de frequência para a Carga 2 com diferentes tempos de chaveamento.



frequência gerou um sinal de abertura, conforme mostra a Figura 45. Esta afirmação pode

ser validada confrontando as Figuras 38, 39, 40 e 41 do sistema (que representam,

respectivamente, a tensão, frequência, corrente e relação V – Hz) com os ajustes das

proteções. A atuação ocorreu devido a frequência acima dos valores nominais,

independentemente do tempo de chaveamento. O sinal de abertura foi gerado 0,26

segundos após a abertura da linha. Sendo que o chaveamento em 100 ms ficaria abaixo de

62 Hz depois de 40 ms do sinal de abertura.

chav 0.1r200.pl4: m:FPU m:ATF chav 0.2r200.pl4: m:FPU m:ATF chav 0.3r200.pl4: m:FPU m:ATF

79 80 81 82 83 84 85 86[s]0,95

0,98

1,01

1,04

1,07

1,10

Tempo [s]

Freq

uênc

ia e

Sin

al d

e at

uaçã

o [p

u]

76

Figura 45 : Sinal de atuação do relé de frequência para a Carga 3 (curva ATF) com diferentes tempos de chaveamento.

Dentre as proteções consideras apenas a função de frequência apresentou

sensibilidade para os transitórios do sistema. Por conta disso, esta proteção deverá ter seus

limites de atuação alterados quando ocorre o chaveamento das malhas de controle do

gerador síncrono. Caso contrário, não será permitido à fonte geradora operar em modo

ilhado. Os seus ajustes podem ser feitos mudando o patamar da frequência mínima de

atuação ou pelo tempo que a falha pode perdurar no sistema.

Dado que para as condições do sistema a frequência tende a retornar ao seu

valor nominal sem apresentar oscilações, é recomendado mudar o ajuste do tempo de

atuação para que seja possível o ilhamento da máquina, mas sem que seja permitido que a

situação continue indefinidamente. Entretanto, caso a proteção de frequência limite o

funcionamento da máquina na sua zona operação de permitida, então os valores mínimos

de atuação podem ser alterados sem grandes problemas (respeitando as zonas de

operação).

Supondo que o chaveamento do sistema de controle ocorre em 100 ms e que o

sistema é capaz de operar por tempos mais longos do que inicialmente projetado, é viável

realizar um ajuste no seu relé de frequência no sentido de reduzir a sensibilidade dos

equipamentos. Os ajustes deste equipamento estão apresentados na Tabela 10 e foram

feitos considerando o tempo de atuação do relé e quanto tempo seria necessário para a

frequência ficar entre os limites da atuação, entre 59,5 Hz Hz e 62 Hz, para a condição mais

crítica da Carga 3.

chav 0.1r1000.pl4: m:FPU chav 0.2r1000.pl4: m:FPU chav 0.3r1000.pl4: m:FPU m:ATF

79 81 83 85 87 89 91[s]0,96

0,98

1,00

1,02

1,04

1,06

1,08

1,10

1,12

Tempo [s]

Freq

uênc

ia e

Sin

al d

e at

uaçã

o [p

u]

77

Tabela 10 : Ajuste proposto para o relé de frequência

Função de Proteção Ajuste Inicial Ajuste Proposto

Proteção de Frequência (81)

F < 57 Hz: 0,16 s F < 59,5 Hz: 2 s F > 60,5 Hz: 2 s F > 62 Hz: 0,16 s

F < 57 Hz: 0,16 s F < 59,5 Hz: 3 s F > 60,5 Hz: 2 s F > 62 Hz: 1,5 s

5.4 Resposta do sistema frente a curtos-circuitos

Foi simulada uma falta trifásica franca no início da linha que conecta o gerador

síncrono distribuído ao barramento infinito para avaliar a resposta da proteção de

sobrecorrente. Foi considerado que o evento perdurou por 40 ms.

A Figura 46 apresenta o comportamento da corrente em função do tempo

relativizada para o valor da corrente antes do evento ocorrer. Em seguida é verificada a

resposta da proteção. A Figura 47 apresenta o sinal de abertura que foi enviado pela

proteção. Para esta condição, o ajuste inicial pode ser considerado muito baixo, pois na

situação que a corrente ficou acima de 1,5pu por mais tempo, o caso mais crítico, foi de

aproximadamente 180 ms.

Para melhorar a sensibilidade da função de sobrecorrente, é considerado o

ajuste da Tabela 11. Desta maneira, é possível evitar que a proteção atue

desnecessariamente por conta do valor de pick-up baixo.

Figura 46 : Comportamento da corrente para as Cargas 1, 2 e 3 devido a um evento de curto-circuito

Azul: Carga 3

Cor

rent

e [p

u]

Tempo [s] Vermelho: Carga 1 Verde: Carga 2

78

Figura 47 : Sinal de atuação do relé de sobrecorrente devido a um evento de curto-circuito

Tabela 11 : Ajuste da função de sobrecorrente para melhorar a sensibilidade

Função de Proteção Ajuste Inicial Ajuste Corrigido

Proteção de Sobrecorrente (51) I > 1,5 pu : 0,05 s I > 3,0 pu : 0,05 s

Cor

rent

e [p

u]

Tempo [s] Vermelho: Carga 1 Verde: Carga 2 Azul: Carga 3

79

6 Conclusões

O aumento populacional e a tendência de crescimento da demanda por energia

elétrica exigem que o setor elétrico busque alternativas viáveis capazes de suprir os

requisitos do sistema. Neste contexto, a geração distribuída tem ganhado destaque nos

últimos anos devido aos avanços tecnológicos, incentivos governamentais e aumento da

conscientização da ambiental na busca por fontes alternativas de energia. A implantação do

gerador distribuído é feita conectando-o à rede de distribuição.

O uso da GD em conjunto com a rede de distribuição traz vantagens e

desvantagens. Sua utilização aumenta a confiabilidade do sistema, reduz as perdas nas

linhas de transmissão, melhoria no perfil da tensão e permiti postergar projetos de

reestruturação do sistema de energia elétrica. Apesar de ser uma tecnologia usualmente

mais cara, o investimento é justificável.

Apesar dos benefícios que o emprego da GD proporciona ao sistema, existe

ainda um potencial inexplorado. Quando a GD está operando em paralelo com a rede de

distribuição e ocorre uma abertura na linha que conecta os dois sistemas, a norma é

desligar a GD caso o religador não seja capaz de reestabelecer a ligação. Mas o

desligamento da GD faz com que as cargas na sua zona percam as suas fontes de energia

e, por consequência, suas operações são cessadas.

O objetivo deste trabalho foi viabilizar o funcionamento da GD isoladamente, ou

em outras palavras, em modo ilhado. As GDs possuem malhas de controle que buscam

ajustar a potência ativa e reativa entregue pelo gerador quando o mesmo está operando em

paralelo com rede. Entretanto, para que a GD possa operar isoladamente é necessário

chavear seu modo de controle para tensão e frequência, caso contrário, o sistema poderá

apresentar instabilidade.

As malhas de controle implementadas neste trabalho permitem que a GD opere

em ambos os casos. Entretanto, durante o chaveamento do controle o sistema passa por

transitórios que podem fazer com que seus relés de proteção sejam acionados e, por

conseguinte, desliguem a máquina. A implementação de relés de subtensão, sobretensão,

frequência e sobre-excitação nas simulações permitiu avaliar as suas respostas e sugerir

ajustes nos seus limites de atuação para que a GD continue em funcionamento, quando

necessário.

Foi possível concluir que os tempos de chaveamento das malhas de controle

afetam de maneira significativa os transitórios do sistema e que deve ser feito o mais breve

possível quando for detectado o ilhamento, caso contrário o sistema irá sofrer instabilidades

80

mais intensas. Além disso foi possível observar que dentre as proteções estudadas apenas

a função de frequência apresentou sensibilidade.

Para essa proteção foi deixado claro a influência que os transitórios têm sobre a

função e como seu comportamento muda com diferentes tipos de chaveamento. Apesar de

para este trabalho apenas a proteção de frequência ter apresentado sensibilidade, em

outras situações é possível que as demais proteções apresentem sensibilidade. É essencial

que seja estudado as respostas das proteções do gerador síncrono distribuído frente aos

transitórios para que seja viável a operação ilhada.

Tendo feito os ajustes de proteção e com os sistemas de controle implantados, o

objetivo deste trabalho foi cumprido. A GD poderá operar isoladamente, desta maneira,

aumentando a confiabilidade da rede de distribuição e permitindo o funcionamento sem

interrupção das suas cargas.

6.1 Trabalhos Futuros

Os seguintes tópicos são outros pontos de estudo que podem ser feitos para

complementar as conclusões deste trabalho:

Avaliar técnicas de detecção do evento de ilhamento no sentido de

otimizar o tempo que o sistema necessita para alterar as suas malhas de

controle. Desta maneira, as oscilações que o sistema sofre durante o

transitório serão minimizadas;

Como ajustar o controle do gerador para que o mesmo possa ser

reconectado à rede de distribuição sem que cause danos à máquina, ou

seja, implementar técnicas de sincronização. Isto é necessário, pois pode

haver uma diferença de ângulo e nível de tensão entre as fases das duas

zonas.

81

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82

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[26] IEEE Standard Inverse-Time Characteristic Equations for Overcurrent Relays. IEEE Std C37.112 – 1996. 1997.

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[29] IEEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power System Stability Studies. IEEE Std 421.5TM – 2005 (Revision of IEEE Std 421.5 - 1992). Abril de 2006.

[30] Nota Técnica (ANEEL). Nota Técnica nº 0154/2013 – SRD. Disponível em: <http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/arquivo/2012/065/resultado/nt_0154-2013-srd-aneel_-_ap-65.pdf>. Acesso em 1 de novembro de 2016.

[31] Open Electrical. Droop Control. Disponível em: <http://www.openelectrical.org/wiki/index.php?title=Droop_Control>. Acesso em 20 de outubro de 2016.

http://www.toshiba-tds.com/tandd/pdf/pcsystems/Manual/GRD130-

http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/arquivo/2012/065/resultado/nt_0154-2013-

http://www.openelectrical.org/wiki/index.php?title=Droop_Control

83

Apêndices

Apêndice A : Especificações dos Elementos do Circuito

Nesta seção serão mostrados os parâmetros dos elementos simulados neste

trabalho:

Gerador que representa um barramento infinito:

Tabela A.1 : Parâmetros do gerador que representa um barramento infinito

Significado Nome da Variável Valor Valor de pico da fonte [V] Amplitude 11.056,66

Frequência [Hz] F 60 Defasagem em graus ou segundos

(depende de A1) Pha (Deg/Rad) -7,58

Define a unidade (zero é graus) A1 0 Instante de início do elemento

(negativo significa que está conectado no início da simulação) [s]

Tstart -1,00

Instante de parada do elemento [s] Tstop 2000

Elemento RLC do gerador:

Tabela A.2 : Parâmetros do elemento RLC do gerador

Significado Nome da Variável Valor Resistência [Ohms] R_1 R_2 R_3 9,03 Indutância [Ohms] L_1 L_2 L_3 5,47 Capacitância [µS] C_1 C_2 C_3 0,00

Sendo que o número indica a fase do elemento parametrizado.

Chave que simula a abertura na linha de transmissão:

Tabela A.3 : Parâmetros da chave de abertura da linha de transmissão

Significado Nome da Variável Valor Instante de fechamento da chave [s] T_cl_1 T_cl_2 T_cl_3 -1,00

Instante de abertura da chave [s] T_op_1 T_op_2 T_op_3 80,00 Corrente mínima em módulo para que a

chave possa abrir [Amps] Imar 0,00

Sendo que o número indica a fase do elemento parametrizado.

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Duas linhas de transmissão modelo pi em série:

Tabela A.4 : Parâmetros da linha de transmissão

Significado Nome da Variável Valor Resistências das fases [Ohms/m] R11 R22 R33 7,56

Resistência entre as fases 2 e 1 [Ohms/m] R21 18,91 Resistência entre as fases 3 e 1 [Ohms/m] R31 1,89 Resistência entre as fases 3 e 2 [Ohms/m] R32 1,89

Indutâncias das fases [Ohms/m] L11 L22 L33 3,11 Indutância entre as fases 2 e 1 [Ohms/m] L21 1,24 Indutância entre as fases 3 e 1 [Ohms/m] L31 1,24 Indutância entre as fases 3 e 2 [Ohms/m] L32 1,24

Capacitâncias entre as fases e Terra [µMho/m] C11 C22 C33 0,00 Capacitância entre as fases 1 e 2 [µMho/m] C21 0,00 Capacitância entre as fases 1 e 3 [µMho/m] C31 0,00 Capacitância entre as fases 3 e 2 [µMho/m] C32 0,00

Comprimento [m] Length 0,50

Sendo as resistências, indutâncias e capacitâncias definidas por fase.

Chave de modo de controle:

Tabela A.5 : Parâmetros da chave de modo de controle

Significado Nome da Variável Valor Amplitude da fonte Ampl. 1,00

Instante de ínicio da fonte [s] T_start 80,10 Instante de parada da fonte [s] T_stop 1.000,00

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Gerador síncrono distribuído:

Tabela A.6 : Parâmetros do gerador síncrono distribuído

Significado Nome da Variável Valor Tensão em regime permanente nos terminais da

máquina [V] Volt 11.267,65

Frequência elétrica da máquina [Hz] Freq 60,00 Ângulo em regime permanente da fase A [graus] Angle 7,90

Número de polos Poles 2,00 Fator de proporção de potência ativa (sem máquina em

paralelo: 1) SMOVTP 1,00

Fator de proporção de potência reativa (sem máquina em paralelo: 1) SMOVTQ 1,00

Trifásico volt-ampere nominal da máquina [MVA] RMVA 10,00 Tensão de linha nominal da máquina [kV] RkV 13,80

Corrente de campo que produz tensão de armadura nominal no eixo direito [A] AGLINE 10,00

Resistência de armadura [pu] RA 0,00 Reatância de dispersão da armadura [pu] XL 0,10

Reatância eixo direito [pu] Xd 2,06 Reatância eixo em quadratura [pu] Xq 2,50

Reatância transitória de eixo direito [pu] Xd' 0,40 Reatância transitória de eixo em quadratura [pu] Xq' 0,30

Reatância subtransitória de eixo direito [pu] Xd'' 0,25 Reatância subtransitória de eixo em quadratura [pu] Xq'' 0,25

Constante de tempo transitória de eixo direito [s] Tdo' 7,80 Constante de tempo transitória de eixo em quadratura

[s] Tqo' 3,00

Constante de tempo subtransitória de eixo direito [s] Todo'' 0,07 Constante de tempo subtransitória de eixo em

quadratura [s] Tqo'' 0,08

Reatância sequência zero [ pu] Xo 0,01 Parte real da impedância neutra de aterramento [pu] RN 0,00

Parte imaginária da impedância neutra de aterramento [pu] XN 0,00

Reatância característica de Canay XCAN 0,10 Momento de inérica da massa [milhões pound-feet^2] HICO 2,34 E-3 Coeficiente de amortecimento próprio proporcional ao

desvio de velocidade [(pound-feet)/(rad/s)] DSR 0,00

Coeficiente de amortecimento próprio proporcional à velocidade absoluta [(pound-feet)/(rad/s)] DSD 0,00

Constante de tempo baseada em medidas circuito aberto (<=2) ou curto (>2) FM 1,00

Unidade inglesa (0) ou métrica (1) MECHUN 0,00

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Malhas de controle:

Tabela A.7 : Parâmetros das malhas de controle

Significado Nome da Variável Valor Potência aparente base [MVA] Sbase 10,00

Tensão de base [kV] Vbase 13,80 Frequência [Hz] Fnominal 60,00

Ciclos de amostragem Ciclos 2,00 Potência ativa de referência [MW] Pref 5,00

Ganho proporcional do controlador de velocidade em paralelo KPgov 0,50

Ganho do integradortri do controlador de velocidade em paralelo KIgov 1,00

Tensão de referência [pu] Vref 1,00 Potência reativa de referência [MVAr] Qref 0,00

Ganho proporcional do sistema de excitação em paralelo KPavr 0,50

Ganho do integrador do sistema de excitação em paralelo KIavr 1,00

Ganho de estatismo R 0,05 Constante de tempo do controlador de velocidade em

paralelo [s] TAgov 0,50

Constante de tempo do controlador de velocidade em paralelo [s] TBgov 5,00

Tempo de início da água Tw 0,10 Ganho do regulador de tensão Ka 130,00

Constante de tempo do regulador de tensão [s] Ta 0,15 Ganho do excitador Ke 1,00

Constante de tempo do excitador [s] Te 0,50 Ganho do estabilizador do sistema de potência Kf 0,05

Constante de tempo do estabilizador do sistema de potência [s] Tf 1,00

Ganho proporcional do controlador de velocidade ilhado KPisoc 15,00 Ganho do integrador do controlador de velocidade

ilhado KIisoc 0,50

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Análise e Ajuste das Proteções de Geradores Síncronos ... · PDF fileMurilo Portela Ribeiro Análise e Ajuste das Proteções de Geradores Síncronos Distribuídos visando a Operação