UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ CENTRO DE … DE ALENCAR SOUZA.pdf · Esta monografia foi julgada adequada para obtenção do diploma de Graduação em Engenharia Elétrica, e aprovada

UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ CENTRO DE TECNOLOGIA

GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA

REQUISITOS DE ACESSO E CURVAS DE SUPORTABILIDADE A FALTAS EM RELÉS NUMÉRICOS

PARA PARQUES EÓLICOS

Patrick de Alencar Souza

Fortaleza Junho de 2010

ii

PATRICK DE ALENCAR SOUZA



Monografia submetida à Universidade Federal

do Ceará como parte dos requisitos para

obtenção do Diploma de Graduação em

Engenharia Elétrica.

Orientadora: Profa. PhD Ruth Pastôra Saraiva

Leão

Fortaleza Junho de 2010

iii

PATRICK DE ALENCAR SOUZA



Esta monografia foi julgada adequada para obtenção do diploma de Graduação em

Engenharia Elétrica, e aprovada em sua forma final pelo programa de Graduação em

Engenharia Elétrica na Universidade Federal do Ceará.

______________________________________________________

Patrick de Alencar Souza

Banca Examinadora:

______________________________________________________

Profª. Ruth Pastora Saraiva Leão, PhD

Presidente

______________________________________________________

Prof. Raimundo Furtado Sampaio, MSc

______________________________________________________

Prof. Nélber Ximenes Melo, MSc

Fortaleza, Junho de 2010

iv

“O que não provoca minha morte

faz com que eu fique mais forte”

(Friedrich Nietzsche)

v

Aos meus pais, Fernando e Mara,

Aos meu irmãos, Fernanda e Diego,

A todos os familiares, amigos, namorada.

vi

AGRADECIMENTOS

A professora Ruth Pastora Saraiva Leão, pela sua orientação, amizade e

disponibilidade durante todo este tempo.

Ao Departamento de Engenharia Elétrica da UFC, e ao Grupo de Processamento de

Energia e Controle (GPEC).

À empresa COELCE, especialmente ao Engenheiro Formiga, por ter cedido o espaço e

equipamentos para realização da implementação do trabalho.

A FIEP, Financiadora de Estudos e Projetos.

Ao Engenheiro Bernardo Marques Amaral Silva, do MIT Portugal, pela ajuda e apoio.

A todos os professores do Departamento de Engenharia Elétrica da UFC, responsáveis

diretamente ou indiretamente pelo meu aprendizado e Graduação em Engenharia Elétrica.

À minha família, a todos os meus amigos e namorada, por todo suporte e pela ajuda

em todos os momentos da minha vida, bons e ruins e que compreenderam minha ausência

durante os períodos de dedicação aos estudos. Todos são muito importantes para mim.

vii

Souza, P. A. “Requisitos de Acesso e Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos

para Parques Eólicos”, Universidade Federal do Ceará – UFC, 2010, 67p.

Esta monografia apresenta uma solução para aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em relés numéricos, através de programação lógica nestes equipamentos. Neste trabalho são apresentados os estudos desenvolvidos em relés, a análise qualitativa, e a lógica programável. É descrito um breve histórico dos Sistemas de Energia Elétrica, com destaque para a geração distribuída e Parques Eólicos. Os conceitos básicos de qualidade de energia e afundamentos de tensão são revisados, bem como os tipos, as causas e os impactos. Uma revisão da regulamentação de acesso de parques eólicos aos Sistemas de Potência ,internacional e nacional, é realizada, com foco em Curvas de Suportabilidade a Faltas. O estudo prático apresenta o comportamento de relés numéricos dos fabricantes EFACEC e AREVA a vários níveis de afundamento de tensão. A formulação da Curva de Suportabilidade na lógica interna dos relés é detalhada, juntamente com a seqüência de ações a serem realizadas nos softwares integrantes de cada equipamento. Por fim, são apresentados os resultados obtidos, os problemas encontrados, e a curva real vista pelo relé.

Palavras-Chave: Afundamentos de Tensão, Requisitos de acesso à rede para Parques

Eólicos, Relés Numéricos, Curvas de Suportabilidade a Faltas.

viii

Souza, P. A. “International Grid Code and Ride Through Fault Capability in Wind Farm`s

Relay”, Federal University of Ceará – UFC, 2010, 67p.

This work presents a solution for Low Voltage Ride Through in numerical relays, through programmable logic. The studies developed for Relays, the qualitative analysis, and logic settings are presented. The history of the International Electric Systems is illustrated with focus in Distributed Generation. The basic concepts of Power Quality and Voltage Sags are reviewed; the causes, types and costs are illustrated. A review of the International and National Grid Code and Requirements for Wind Farms is made, with focus in Ride Through Fault Capability Curves. The practical study presents the behavior of Numerical Relays, produced by EFACEC and AREVA industries, in a large variation of voltage sags. The construction of Low Voltage Ride Through curves in relay`s internal logic is described, with the sequential algorithm to be done in the integrated software of each equipment. Finally, the results are presented, with the problems found, and the real relay Ride Through Fault curve.

Keywords: Voltage sags, Grid Access Code for Wind Farms, Numerical relays, Ride

Through Fault Capability Curves.

SUMÁRIO

ix

SUMÁRIO LISTA DE FIGURAS ............................................................................................................... xi

LISTA DE TABELAS ............................................................................................................ xiii

CAPÍTULO 1

INTRODUÇÃO .......................................................................................................................... 1

1.1 FONTES DE ENERGIA RENOVAVEIS NO MUNDO ......................................... 1

1.2 FONTES DE ENERGIA RENOVAVEIS NO BRASIL ............................................ 3

1.3 CRESCIMENTO DA ENERGIA EÓLICA E SEUS DESAFIOS ............................. 4

1.4 MOTIVAÇÃO E OBJETIVO DO TRABALHO ....................................................... 5

1.5 ESTRUTURA DO TRABALHO ............................................................................... 6

CAPÍTULO 2

AFUNDAMENTOS DE TENSÃO E CURVAS DE SUPORTABILIDADE A FALTAS

ELÉTRICAS ............................................................................................................................... 7

2.1 INTRODUÇÃO .......................................................................................................... 7

2.2 QUALIDADE DE ENERGIA ELÉTRICA ............................................................... 7

2.3 QUALIDADE DE TENSÃO...................................................................................... 8

2.4 AFUNDAMENTOS DE TENSÃO ............................................................................ 9

2.4.1 DEFINIÇÃO ....................................................................................................... 9

2.4.2 CAUSAS DO AFUNDAMENTO DE TENSÃO ............................................. 10

2.4.3 TIPOS DE AFUNDAMENTOS DE TENSÃO ............................................... 12

2.4.4 SUPORTABILIDADE AOS AFUNDAMENTOS DE TENSÃO ................... 13

2.4.5 MEDIDAS CORRETIVAS .............................................................................. 13

2.5 COMPORTAMENTO DE AEROGERADORES EM AFUNDAMENTOS DE

TENSÃO .............................................................................................................................. 14

2.6 CURVAS DE SUPORTABILIDADE A FALTAS ................................................. 16

2.7 CONCLUSÃO .......................................................................................................... 17

CAPÍTULO 3

UMA VISÃO GERAL DA REGULAMENTAÇÃO INTERNACIONAL PARA ACESSO

DOS PARQUES EÓLICOS AOS SISTEMAS ELÉTRICOS DE POTÊNCIA ...................... 19

3.1 INTRODUÇÃO ........................................................................................................ 19

3.2 A REGULAMENTAÇÃO INTERNACIONAL PARA ACESSO AOS SISTEMAS

ELÉTRICOS DE POTÊNCIA.............................................................................................. 19

3.2.1 DINAMARCA ........................................................................................ 20

SUMÁRIO

x

3.2.1.1 CONTROLE DE FREQUÊNCIA .................................................... 21

3.2.1.2 VARIAÇÕES DE TENSÃO ............................................................ 23

3.2.1.3 SUPORTABILIDADE A FALTAS (CURVAS LVRT) .................. 24

3.2.2 ALEMANHA .......................................................................................... 25




3.2.3 PORTUGAL ............................................................................................ 33




3.2.4 BRASIL ................................................................................................... 38




3.3 CONCLUSÃO .......................................................................................................... 41

CAPÍTULO 4

APLICAÇÃO DE CURVAS DE SUPORTABILIDADE A FALTAS EM RELÉS

NUMÉRICOS ........................................................................................................................... 42

4.1 INTRODUÇÃO ........................................................................................................ 42

4.2 RELÉS NUMÉRICOS UTILIZADOS NA APLICAÇÃO ...................................... 42

4.2.1 RELÉ MODELO TPU S420 – FABRICANTE EFACEC ............................... 43

4.2.2 RELÉ MODELO P142 – FABRICANTE AREVA ......................................... 44

4.3 LABORATÓRIOS DE TESTE ................................................................................ 46

4.4 APLICAÇÃO DAS CURVAS DE SUPORTABILIDADE A FALTAS NOS

RELÉS NUMÉRICOS ......................................................................................................... 48

4.4.1 APLICAÇÃO DA CURVA NO RELÉ EFACEC-TPU S420 ......................... 49

4.4.2 APLICAÇÃO DA CURVA NO RELÉ AREVA-P142 ................................... 56

4.5 CONCLUSÃO .......................................................................................................... 63

CAPÍTULO 5

CONCLUSÃO E DESENVOLVIMENTO FUTURO ............................................................. 64

5.1 CONCLUSÃO .......................................................................................................... 64

5.2 DESENVOLVIMENTO FUTURO .......................................................................... 65

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................................... 66

LISTA DE FIGURAS

xi

LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1 – Gráfico da Expansão do Consumo e da Capacidade Instalada de Energia Elétrica

no Brasil entre 1980 e 2000. ............................................................................................... 3

Figura 2.1 – Fenômeno “Voltage Notching” .............................................................................. 9

Figura 2.2 – Afundamento de Tensão Mostrado no Valor Eficaz e Instantâneo...................... 11

Figura 2.3 – Configuração do Gerador Síncrono com Conversor PWM ................................. 15

Figura 2.4 – Configuração do Gerador Síncrono com com Retificação a Diodos ................... 15

Figura 2.5 – Configuração do Gerador de Indução Duplamente Alimentado .......................... 16

Figura 2.6 – Curva de Suportabilidade a Subtensão Segundo o Código de Rede Espanhol .... 17

Figura 3.1 – Mapa da Rede Elétrica Dinamarquesa. ................................................................ 20

Figura 3.2 – Controle da Potência de Saída Através da Freqüência na Dinamarca ................. 21

Figura 3.3 – Tempo Permitido de Desvio de Freqüência para Parques Eólicos Conectados a

Rede de Distribuição na Dinamarca ................................................................................. 22

Figura 3.4 – Limites de Tempo de Operação e de Redução na Produção para Faixas de Tensão

e de Freqüência para Parques Eólicos Conectados a Rede de Distribuição na Dinamarca

.......................................................................................................................................... 23

Figura 3.5 - Curva de Suportabilidade para Faltas em Parques Eólicos Conectados a Rede de

Distribuição na Dinamarca ............................................................................................... 25

Figura 3.6 – Curva de Suportabilidade para Faltas em Parques Eólicos Conectados a Rede de

Transmissão na Dinamarca ............................................................................................... 25

Figura 3.7 - Distribuição de Geração Eólica na Alemanha ...................................................... 26

Figura 3.8 - Divisão das Redes de Transmissão na Alemanha ................................................. 27

Figura 3.9 - Variações de Freqüência com o Tempo que os Parques Eólicos Devem Suportar

.......................................................................................................................................... 28

Figura 3.10 - Requisitos Básicos de Freqüência e Tensão de Operação dos Parques na

Alemanha .......................................................................................................................... 29

Figura 3.12 – Curvas de Suportabilidade a Faltas Para Geradores Eólicos do tipo 1 na

Alemanha .......................................................................................................................... 31

Figura 3.13 – Curvas de Suportabilidade a Faltas para Geradores Eólicos do Tipo 2 na

Alemanha .......................................................................................................................... 32

Figura 3.14 - Requisitos Básicos de Injeção de Corrente Reativa Adicional e Controle de

Tensão Durante Faltas na Rede de Transmissão Alemã................................................... 33

Figura 3.15 - Evolução da Potência Instalada e Geração dos Parques Eólicos em Portugal.... 34

LISTA DE FIGURAS

xii

Figura 3.16 - Curva LVRT Exigida aos Centros Produtores de Energia de Portugal .............. 36

Figura 3.17 - Curva de Fornecimento de Reativos pelos Centros Produtores de Energia de

Portugal Durante Afundamentos de Tensão ..................................................................... 37

Figura 3.18 – Requisito de Tensão para Suportabilidade a Faltas na Transmissão ................. 40

Figura 3.19 – Requisito de Tensão para Suportabilidade a Faltas em Parques Eólicos na

Transmissão no Brasil ...................................................................................................... 41

Figura 4.1 – Vista Frontal do Relé TPU S420 do Fabricante EFACEC. ................................. 43

Figura 4.2 – Vista Frontal do Relé P142 do Fabricante AREVA............................................. 45

Figura 4.3 – Esquemático das Proteções do Relé P142 do Fabricante AREVA, Baseado na

Numeração ANSI ............................................................................................................. 45

Figura 4.4 – Bancada de Testes da COELCE. .......................................................................... 46

Figura 4.5 – Fonte de Distúrbios CALIFORNIA INSTRUMENTS - 3KVA .......................... 47

Figura 4.6 – Bancada de Testes do GPEC – DEE – UFC ........................................................ 48

Figura 4.7 – Curva LVRT Definida pelo ONS, Divida por Áreas de Variação de Tensão ..... 48

Figura 4.8 – Configuração das Medidas no WinSettings para a Curva da Tabela 4.1 ............. 51

Figura 4.9 – Configuração dos Timers no WinSettings para a Curva da Tabela 4.1 ............... 52

Figura 4.10 – Configuração das Medidas no WinLogic ........................................................... 53

Figura 4.11 – Configuração dos Timers no WinLogic ............................................................. 54

Figura 4.12 – Configuração da Tensão Nominal no WinTest e a Leitura no Relé .................. 54

Figura 4.13 – Configuração de um Afundamento de Tensão de 56% no WinTest e a

Respectiva Leitura no Relé ............................................................................................... 55

Figura 4.14 – Registro do Afundamento de Tensão e Abertura do Disjuntor no WinTest ...... 55

Figura 4.15 – Curva LVRT Obtida Através do Relé EFACEC – TPU .................................... 56

Figura 4.16 – Mapa de Karnaugh e Equações Lógicas ............................................................ 58

Figura 4.17 – Configuração Lógica para Mudança de Ajustes no MiCOM............................. 59

Figura 4.18 – Configuração do Ajuste de Subtensão do Grupo 1 no MiCOM ........................ 60

Figura 4.19 – Oscilografia para um Afundamento de 25% e Envio de Sinal de Trip após 0,

518 segundos .................................................................................................................... 61

Figura 4.20 – Curva LVRT Obtida com a Mudança do Grupo de Ajustes .............................. 61

Figura 4.21 – Oscilografia para um Afundamento de 75% e Envio de sinal de Trip após 0, 016

Segundos ........................................................................................................................... 62

Figura 4.22 – Curva LVRT Obtida sem a Mudança do Grupo de Ajustes .............................. 62

LISTA DE TABELAS

xiii

LISTA DE TABELAS Tabela 1.1 – Energia Renovável produzida na União Européia ................................................. 2

Tabela 3.1 – Metas de FER em Portugal para o Ano de 2010 ................................................. 34

Tabela 3.2 – Máxima Participação de Componentes Harmônicas no Sistema de Portugal ..... 36

Tabela 4.1 – Divisão da Curva LVRT do ONS em 8 Intervalos .............................................. 50

Tabela 4.2 – Mudança de Grupos de Ajuste Através das Variáveis Lógicas no Relé AREVA-

P142 .................................................................................................................................. 57

Tabela 4.3 – Ajuste das Variáveis e Timers para Curva LVRT no Relé AREVA-P142 ......... 57

Tabela 4.4 – Tabela Verdade para Lógica no Relé AREVA-P142 .......................................... 58

CAPÍTULO 1 - Introdução

1

CAPÍTULO 1

INTRODUÇÃO

Os Sistemas Elétricos de Potência (SEP), criados para transportar eletricidade para as

populações, estão em constante evolução. O seu desenvolvimento ocorreu nos três subsiste-

mas do SEP: Geração, Transmissão e Distribuição [1].

A Geração de Energia Elétrica é baseada no princípio da conversão eletromecânica de

energia, onde uma fonte de energia primária faz uma turbina girar, gerando um campo magné-

tico em um gerador elétrico, produzindo assim energia elétrica [2].

A principal fonte de energia primária mundial é a energia térmica, originada da combus-

tão de combustíveis. Estes combustíveis são principalmente de origem fóssil, como: carvão

mineral, derivados do petróleo e o gás natural. A utilização de combustíveis fósseis traz dois

problemas [3,4]:

• São recursos naturais não renováveis, e

• A queima produz gases (como CO2) e partículas nocivas ao meio ambiente e à

saúde humana.

O primeiro problema trata que, por não ser uma matéria renovável, esta é finita, ou seja,

em um futuro próximo não estará mais disponível. O segundo diz respeito à poluição causada

pelos gases produzidos pela combustão [5].

1.1 - FONTES DE ENERGIA RENOVÁVEIS NO MUNDO.

Energias renováveis são fontes de energia cuja taxa de consumo é menor que a taxa de

reposição. Estas energias originam do sol, águas, vento, fontes térmicas e biomassa. Apesar

de serem fontes não poluentes, as estruturas criadas para gerar a energia elétrica destas fontes

podem causar impactos ambientais, como a criação de barragens em usinas hidrelétricas [7].

Na década de 1990, as organizações mundiais passaram a se preocupar com questões

climáticas, como o aumento da temperatura, causada pelo efeito estufa. Estudos comprovaram

que a emissão de gases como o dióxido de carbono teria que ser reduzida em 60% do total do

ano de 1990 para reduzir os impactos ambientais.


2

Em 1997 foi assinado o “Protocolo de Kyoto”, um acordo que compromete os países

desenvolvidos a reduzir suas emissões de gases nocivos. Este foi o marco inicial para a preo-

cupação da utilização de energias renováveis e limpas [6].

A partir do “Protocolo de Kyoto”, o Parlamento Europeu passou a definir uma série de

medidas para promover a geração de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis

(FER) em alta prioridade. Uma destas medidas foi a Diretiva do Parlamento Europeu e Conse-

lho da União Européia no 2001/77/CE [8].

A Directiva no 2001/77/CE exigiu que todos os Estados-Membros da União Européia

(UE) deveriam estabelecer metas indicativas nacionais para o consumo de eletricidade produ-

zida a partir de fontes de energias renováveis, para assegurar uma maior penetração das FER.

As metas deveriam concordar com os compromissos assumidos no “Protocolo de Kyoto”.

Como forma de apoio e incentivo as FER, os membros da UE passaram a utilizar meca-

nismos como certificados verdes, auxílio de investimento, isenções ou reduções fiscais. Estas

medidas tinham como intenção ajudar no processo de transição das formas de aquisição de

energia, além disso, uma maior penetração das energias renováveis iria reduzir o seu custo,

tornando um produto mais atrativo e competitivo para os cidadãos europeus.

Na Tabela 1.1 pode-se observar a quantidade de eletricidade produzida a partir de fontes

de energia renováveis (E-FER) em 1997 e a proporção desta energia em relação ao total em

1997 e 2010 [9].

Tabela 1.1 – Energia Renovável produzida na União Européia

E-FER (TWh) 1997 E-FER (% do total) 1997 E-FER (% do total) 2010

Bélgica 0,86 1,1 6

Dinamarca 3,21 8,7 29

Alemanha 24,91 4,5 12,5

Grécia 3,94 8,6 20,1

Espanha 37,15 19,9 29,4

França 66 15 21

Irlanda 0,84 3,6 13,2

Itália 46,46 16 25

Luxemburgo 0,14 2,1 5,7

Países Baixos 3,45 3,5 9

Áustria 39,05 70 78,1

Portugal 14,3 38,5 39

Finlândia 19,03 24,7 31,5

Suécia 72,03 49,1 60

Reino Unido 7,04 1,7 10

Comunidade Européia 338,41 14 22


3

1.2 - FONTES DE ENERGIA RENOVAVEIS NO BRASIL.

No Brasil, a geração de energia elétrica, durante muitos anos, foi baseada em um mode-

lo centralizado, onde existiam grandes centros de geração hidrelétrica e para cada previsão de

aumento de demanda, uma nova central hidrelétrica era criada. O uso de combustíveis fósseis

não era tão intenso como nos países desenvolvidos, mas a utilização de uma única fonte de

energia (hidráulica) acarretou em alguns problemas.

Por ser baseada somente em energia hidráulica, a energia elétrica no país estava direta-

mente ligada ao nível dos reservatórios [2]. Em 2001, o Brasil passou por uma grave crise e-

nergética, afetando a geração e distribuição de energia nacionalmente. Foram quatro os fato-

res responsáveis: a dependência de um único recurso energético, a ausência de chuvas, a falta

de planejamento, e um baixo investimento em geração de energia. Por possuir uma geração

centralizada e depender das chuvas, o nível dos reservatórios das usinas hidrelétricas sofreu as

conseqüências da falta das chuvas.

As chuvas ficaram abaixo da média histórica entre os anos de 1999 e 2001, o que evi-

denciou o mau planejamento nos reservatórios, pois são projetados para estocar água para pe-

ríodos de chuvas abaixo da média ou um aumento da demanda de energia. A falta de investi-

mentos para ampliação da capacidade instalada e do planejamento do nível dos reservatórios

ocasionou uma crise na geração, onde o país precisou reduzir 20% da demanda de energia,

causando desligamentos em todo o país (os chamados “apagões”).

Estes dados da falta de planejamento podem ser vistos na Figura 1.1 [10]. Pode-se ob-

servar que enquanto o consumo em 20 anos cresceu 165%, a capacidade instalada cresceu a-

penas 122% [3].

Figura 1.1 – Gráfico da Expansão do Consumo e da Capacidade Instalada de Energia Elétrica no Brasil

entre 1980 e 2000.


4

Para evitar futuros desligamentos, um plano de racionamento de energia foi criado em

todo o Brasil, onde cada consumidor teve que atingir uma meta de redução consumo, sob pena

de multas se não cumprisse o estipulado.

Com o objetivo de evitar futuras crises, um grande investimento foi feito em usinas ter-

moelétricas, que não dependem do ciclo das chuvas. Assim a geração deixaria de ser centrali-

zada para se tornar distribuída, onde, além da geração nos centros hidrelétricos, passariam a

existir pequenos centros de geração térmica espalhados por todo o Brasil.

A preocupação com a segurança no abastecimento de energia elétrica e também com

questões ambientais fez o governo brasileiro instituir o Programa de Incentivo às Fontes Al-

ternativas de Energia Elétrica (PROINFA), através do Decreto no 5.025 [11]. O objetivo era

aumentar a participação da energia elétrica que tem como base fontes eólicas, biomassa e pe-

quenas centrais hidrelétricas (PCH).

A Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobrás) foi a responsável por executar o pro-

grama, com a celebração dos contratos de compra e venda. Todo o incentivo dado pelo

PROINFA, assim como o valor pago pela energia adquirida, além dos custos administrativos,

financeiros e encargos incorridos pela Eletrobrás foram rateados entre todos os consumidores

finais do SIN, com exceção daqueles classificados como Subclasse Residencial Baixa Renda.

O PROINFA contempla a implantação de 144 usinas e parques, totalizando uma potên-

cia instalada de aproximadamente 3.400 MW em todo o programa, com 1.422 MW especifi-

camente em parques eólicos. Todo este volume de energia tem contratação garantida por 20

anos, pela Eletrobrás [11].

1.3 - O CRESCIMENTO DA ENERGIA EÓLICA E SEUS DESAFIOS

Com o grande investimento em energias limpas e renováveis, a energia eólica foi a

que mais cresceu e desenvolveu com o passar dos anos, crescendo 25% ao ano, no mundo, na

década de 2000. A energia solar seguiu em segundo lugar, crescendo 20% [12].

O maior volume de parques eólicos encontra-se na Europa. Em 2008, os parques euro-

peus correspondiam a 74% de toda a energia eólica gerada. Como dito anteriormente, boa par-

te deste crescimento é devido o compromisso dos países assinantes do protocolo de Kyoto em

cumprir seus requerimentos de redução de poluentes [12].


5

O crescente aumento de geradores eólicos fez aumentar a preocupação com a qualida-

de da energia fornecida. Qualidade de energia diz respeito à regulação da tensão de operação,

regulação da freqüência, ausência de flickers e distorções harmônicas.

Um dos principais problemas da conexão de aerogeradores ao SEP é a incapacidade de

permanecer conectado ao sistema quando ocorre um afundamento de tensão. O afundamento

de tensão ocorre quando a tensão nominal do sistema está abaixo de valores permitidos. No

sistema elétrico isto ocorre quando existe um grande volume de cargas ligadas e principal-

mente quando ocorre uma falta no sistema.

Tendo em vista a preocupação com a continuidade do sistema, os Operadores dos Sis-

temas passaram a exigir uma curva com tempo mínimo de operação para vários níveis de a-

fundamento de tensão. Esta curva denomina-se “Curva de Suportabilidade Mínima de Ten-

são” (LVRT), e está presente na regulamentação de vários países da UE como Dinamarca,

Inglaterra, Alemanha, Itália e Portugal. Operador Nacional do Sistema (ONS) brasileiro tam-

bém definiu uma curva LVRT [13,14,15].

1.4 - MOTIVAÇÃO E OBJETIVO DO TRABALHO

Os operadores dos sistemas elétricos estão cada dia mais exigentes em relação às nor-

mas para se acessar os sistemas de transmissão e distribuição. Cada país possui sua regula-

mentação específica, mas todas partem de um mesmo grupo de normas internacionais, man-

tendo assim um padrão internacional de qualidade de energia, onde cada país define o seu li-

mite de acordo com as limitações do seu sistema.

Os objetivos deste trabalho são:

• Descrever quais são as grandezas avaliadas para determinar a Qualidade de

Energia de um sistema, com enfase nos Afundamentos de Tensão e Curvas de

Suportabilidade a Faltas.

• Descrever os padrões de Qualidade de Energia exigidos para o acesso aos sis-

temas de transmissão e distribuição de vários países, com foco no acesso de

Geradores Eólicos.

• Descrever uma estratégia para se implementar a curva LVRT em relés digitais,

baseado em lógicas programáveis.


6

1.5 - ESTRUTURA DO TRABALHO

No Capítulo 2, serão apresentados os conceitos e critérios para a avaliação da Qualidade

de Energia em Sistemas de Potência. Um aprofundamento será feito no que diz respeito aos

Afundamentos de Tensão, apresentando suas características, causas, e impactos. Por ultimo,

serão apresentadas as Curvas LVRT, que definem o comportamento de geradores eólicos du-

rante faltas.

No Capítulo 3, serão apresentadas as normas de Qualidade de Energia para acesso de

aerogeradores aos sistemas de Transmissão e Distribuição da Dinamarca, Alemanha, Portugal

e Brasil. Para cada país será descrito os requisitos técnicos mínimos de operação em regime

de freqüência não nominal, geração e absorção de reativos, operação em regime de tensão não

nominal, descrevendo a curva LVRT.

No Capítulo 4, será apresentada a metodologia utilizada para implementação da curva

LVRT em relés numéricos utilizando lógica programável. Será mostrado a definição de cada

tipo de lógica e temporização que serão implementadas, o modo como a curva LVRT será vis-

ta pelo relé e o quanto a curva se aproxima da definida pela regulamentação, apresentando os

testes realizados e os resultados obtidos na implementação da curva LVRT

Finalmente, no Capítulo 5, apresentam-se as conclusões sobre as análises efetuadas e

sugestões de caminhos para pesquisas futuras.

CAPÍTULO 2 – Afundamentos de tensão e Curvas de Suportabilidade a Faltas

7

CAPÍTULO 2

AFUNDAMENTOS DE TENSÃO E CURVAS DE SUPORTABILIDADE A FALTAS ELÉTRICAS

2.1 - INTRODUÇÃO

Neste capítulo são apresentados os conceitos básicos relacionados a qualidade de ener-

gia. Dentre os vários problemas de qualidade de energia que serão descritos, este trabalho tem

como foco os afundamentos de tensão. No fim, serão apresentadas as Curvas de Suportabili-

dade a Faltas, critério utilizado internacionalmente para definir o comportamento de geradores

de energia elétrica frente a problemas de faltas no sistema elétrico.

2.2 - QUALIDADE DE ENERGIA ELÉTRICA

O conceito de “Qualidade de Energia” está relacionado com as possíveis alterações

que podem ocorrer em um sistema elétrico. Estas alterações podem ser qualquer problema

manifestado em tensão, corrente ou desvios de freqüência, resultando em uma falha ou opera-

ção indevida de equipamentos [30].

De acordo com o Institute of Electrical and Eletronics Engineers (IEEE) em [29]:

“Qualidade de energia é o conceito de alimentar e aterrar equipamentos sensíveis de tal forma

que seja conveniente para a operação deste equipamento”.

Outro conceito importante relacionado com Qualidade de Energia é o de “compatibili-

dade eletromagnética”, estabelecido pela norma IEC 61000-1-1 [31]: “Compatibilidade Ele-

tromagnética é a capacidade de um equipamento ou sistema funcionar de forma satisfatória

em seu ambiente eletromagnético sem a introdução de distúrbios eletromagnéticos intolerá-

veis de qualquer fonte, naquele ambiente”.

De acordo com as grandezas fornecidas pelos sistemas elétricos, são definidos quatro

tipos de parâmetros de Qualidade de Energia [31]:

• Qualidade de tensão: é a variação da tensão em relação a sua forma ideal. A

tensão ideal é uma onda senoidal de freqüência e magnitude constante. Pode

ser interpretada como a qualidade do produto entregue para a utilização dos

consumidores de energia elétrica.


8

• Qualidade de corrente: da mesma forma que a tensão, qualidade de corrente diz

respeito à variação da corrente em relação a sua forma ideal. A corrente ideal é

onda senoidal de freqüência e magnitude constante. Mas, diferente do conceito

de qualidade de tensão, onde é definida como aquilo que é entregue para os u-

suários, a corrente é aquilo que os consumidores pegam para utilizar. Porém

não pode ser esquecido que tensão e corrente estão relacionados, e se uma das

grandezas varia sua forma ideal, dificilmente a outra não irá variar.

• Qualidade de potência: é a combinação de qualidade de tensão e de corrente.

• Qualidade de suprimento: diz respeito à qualidade da energia entregue e tam-

bém a qualidade do serviço de entrega de energia. Estão relacionados conceitos

como continuidade e confiabilidade da energia entregue.

2.3 –QUALIDADE DE TENSÃO

A qualidade de tensão, como descrito no tópico 2.2, esta relacionada às variações nas

características de tensão em relação a valores nominais ou ideais. As variações de estado per-

manente são classificadas como [31]:

• Variações na magnitude de tensão: aumento ou diminuição na magnitude de

tensão ou valor RMS, dado razões como variações da carga na distribuição, al-

terações em tap de transformadores, chaveamento de bancos capacitivos ou in-

dutivos, curtos circuitos de alimentadores, causando subtensão ou sobretensão.

• Variações na freqüência da tensão: aumento ou diminuição da freqüência da

onda da tensão, por causa de desbalanceamentos entre geração e carga, curtos

circuitos, falha de geradores.

• Desbalanceamento de tensão: desbalanceamento é um fenômeno no sistema

trifásico, no qual o valor eficaz da tensão ou o ângulo de fase entre fases con-

secutivas não é igual. Este fenômeno é causado por desbalanceamento de car-

gas, principalmente por grande concentração de cargas monofásicas.

• Flutuação de tensão: com a variação da magnitude de tensão, o fluxo de potên-

cia para os equipamentos normalmente sofre variação. Se esta variação for alta

ou com grande freqüência de ocorrência, o desempenho dos equipamentos po-

de ser afetado. Este fenômeno pode ser observado em lâmpadas, que variam a

sua intensidade luminosa, e também é conhecido como cintilação luminosa.


9

• Distorções harmônicas: quando a forma de onda da tensão em regime perma-

nente deixa de ser puramente senoidal, o fenômeno “distorção harmônica” o-

corre. Isto acontece devido à presença de cargas não lineares. As causas são a

presença de cargas não lineares, possuindo conversores de eletrônica de potên-

cia, elementos não lineares na transmissão de energia e falhas na própria cons-

trução das máquinas geradoras, com elementos magnéticos saturáveis.

• Voltage notching: este fenômeno ocorre quando existem retificadores trifásicos

no sistema. Quando acontece a comutação entre diodos ou tiristores, ocorre um

curto-circuito de pequena duração, menos que 1 ms, resultando em uma leve

redução na tensão instantânea, como mostrado na Figura 2.1.

• Ruídos de alta freqüência: quando a tensão de suprimento contém componen-

tes que não são periódicas, são chamados de ruídos na tensão. Fornos a arco a e

a combinação de muitas cargas não lineares são impactantes fontes de ruídos.

Figura 2.1 – Fenômeno “voltage notching” [Fonte: Mess- und Stromversorgungstechnik e.U.]

2.4 – AFUNDAMENTOS DE TENSÃO

2.4.1 – DEFINIÇÃO

Pequenas variações na magnitude da tensão ocorrem com grande freqüência, então os

padrões internacionais de qualidade de energia admitem uma certa variação no valor eficaz da

tensão. Se a tensão atingir valores acima ou abaixo dos limites permitidos, a tensão do sistema

é classificada como subtensão ou sobretensão.

.


10

Os afundamentos de tensão podem ser definidos da seguinte forma:

• Segundo a norma do IEEE em [32]: afundamento de tensão, também denomi-

nado “voltage sag”, é definido como um decréscimo entre 10% e 90% do valor

eficaz da tensão nominal, com duração entre 0,5 ciclo e 1 minuto. Se a tensão

estiver abaixo de 10% da nominal, a norma considera uma interrupção.

• A norma do International Electrotechnical Comission (IEC) [33] define afun-

damento de tensão, chamado de “voltage dip”, como uma redução súbita na

tensão de um ponto do sistema elétrico, seguido pelo seu restabelecimento a-

pós um curto período de tempo, entre 0,5 ciclo e poucos segundos.

• No Brasil, o Operador Nacional do Sistema (ONS) em [27] define afundamen-

to de tensão como Variações de Tensão de Curta Duração (VTCD), sendo ca-

racterizados como um desvio significativo da amplitude da tensão por um curto

intervalo de tempo.

• Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), em [28], Afunda-

mento Momentâneo de Tensão é o evento em que o valor eficaz da tensão do

sistema se reduz, momentaneamente, para valores abaixo de 90% da tensão

nominal de operação, durante intervalo inferior a 3 segundos.

Um exemplo de afundamento de tensão pode ser visto na Figura 2.2, mostrando o

comportamento do valor eficaz da tensão e da forma de onda senoidal.

2.4.2 – CAUSAS DO AFUNDAMENTO DE TENSÃO

As principais causas dos afundamentos de tensão são:

• Ações de abertura de chaves e religadores em subestações, desligando tempo-

rariamente um alimentador. Nesta situação, todos os outros alimentadores da

mesma subestação irão sofrer um afundamento de tensão nos seus terminais;

• Falha de equipamentos em situação de sobrecarga, onde a proteção irá atuar

desligando um alimentador, e os outros irão sentir um afundamento de tensão;

• Problemas ocasionados por fenômenos da natureza, como tempestades, descar-

gas atmosféricas, atuações de fortes ventos, causando o toque de galhos de ár-

vores nos alimentadores etc., causando um curto-circuito de uma fase para a

terra.


11

• A poluição de grandes centros urbanos pode afetar os isoladores das linhas de

transmissão e distribuição, causando curtos-circuitos;

• Animais, como gatos, esquilos, cobras, grandes pássaros, etc., podem estar so-

bre as linhas ou transformadores, causando curto-circuito entre fases ou de uma

fase para a terra;

• Atividades de construção civil podem ocasionar curtos-circuitos, principalmen-

te quando o sistema de transmissão ou distribuição é subterrâneo e as obras

realizam alguma escavação;

• Partidas de grandes motores em indústrias e processos industriais, causando

severa redução na magnitude da tensão durante a partida;

Figura 2.2 – Afundamento de tensão mostrado no valor eficaz e instantâneo [32]

Afundamentos causados por partidas de motores podem ser mitigados e geralmente

não causam nenhum grande problema para o sistema, pois este afundamento acaba sendo lo-

calizado em um ponto, não sendo propagado para o resto do sistema. A maioria dos motores


12

tem partida de forma indireta, com conversores de freqüência e equipamentos sof-starter, o

que diminui a corrente de partida.

Os grandes problemas de afundamentos de tensão concentram-se nos curtos-circuitos.

Quando ocorre um curto-circuito, há uma grande elevação da corrente e conseqüentemente

uma grande queda de tensão nas impedâncias do sistema, ou seja, no momento que este ocor-

re, inicia-se o afundamento de tensão, continuando até o momento que a proteção atua, elimi-

nando a falta. Assim que ocorre a eliminação da falta, a tensão tem uma recuperação imediata

para valores próximos ao valor de pré-falta [33].

2.4.3 – TIPOS DE AFUNDAMENTOS DE TENSÃO

Os tipos de afundamento de tensão estão ligados diretamente ao tipo de curto-circuito

que ocorrem no sistema. Existem 4 tipos de curto-circuito que podem ocorrer em um sistema

trifásico [31]:

• Curto-circuito trifásico, onde acontece o curto entre as três fases ou entre as

três fases e a terra;

• Curto de uma fase para a terra, onde uma fase entra em contato com a terra e o

valor da corrente de curto-circuito está vinculado ao tipo de aterramento do sis-

tema;

• Curto-circuito entre duas fases, onde duas fases ou duas fases e a terra entram

em contato;

• Curto-circuito entre duas fases e a terra, onde duas fases entram em contato

com a terra.

Estes quatro tipos de curto-circuito apresentam magnitudes de afundamentos de tensão

diferentes. Mas, para o afundamento de tensão nos terminais dos equipamentos dos consumi-

dores finais, onde geralmente o nível tensão é bem menor do que aquele onde ocorreu a falta,

deve-se levar em consideração também o tipo de conexão dos transformadores abaixadores

[34].

Os transformadores abaixadores podem ser classificados em três grupos, de acordo

com o impacto em afundamentos de tensão, os quais são [31]:

• Transformador com conexão estrela-estrela, aterrado em ambos os lados;

• Transformadores com conexão estrela-estrela, com um ou ambos os lados não

aterrados, conexão em delta-delta, e conexão delta-zigzag.


13

• Transformadores com conexão delta-estrela e conexão estrela-zigzag.

2.4.4 – SUPORTABILIDADE AOS AFUNDAMENTOS DE TENSÃO

Afundamentos de tensão podem causar paradas inesperadas na produção industrial,

além de causar o mau funcionamento em dispositivos de controle e sensores eletrônicos, que

são muito vulneráveis a variações de tensão de certa duração.

Equipamentos modernos necessitam de uma maior precisão na regulação da tensão de

alimentação do que equipamentos tradicionais, como motores de indução. Equipamentos de

automação utilizam processos de alta velocidade, com sensores, controles eletrônicos, equi-

pamentos de velocidade variável, onde qualquer parada em seu funcionamento pode causar

um grande prejuízo.

Para medir a sensibilidade de equipamentos e dispositivos durante variações de tensão

de curta duração, curvas padrões são usadas como referência para medir a tolerância das car-

gas. As curvas descrevem um perfil de variação de tensão e tem como objetivo apresentar o

comportamento do equipamento perante a variação de tensão, se o equipamento suportar a

variação de tensão definida, então estará certificado para aquela curva. As curvas mais utili-

zadas são as cuvas “CBEMA”, “ITIC” e “SEMI F47”.

Após um afundamento de tensão que interrompe parte ou todo um processo, as suas

linhas de produção são reiniciadas. Dependendo do número de linhas, o processo inteiro é re-

tomado após algumas horas.

Um grande impacto da perda financeira na indústria depende se a produção é contínua

ou não. Na produção contínua, a produção perdida durante o tempo de manutenção não pode

ser recuperada através de horas extras, traduzindo-se assim em perda de receita, que é igual ao

valor do produto não produzido durante o tempo de manutenção. Em um processo não-

contínuo, a produção pode ser recuperada através de trabalho extra, embora possa trazer cus-

tos adicionais [35].

2.4.5 MEDIDAS CORRETIVAS

Algumas medidas corretivas podem ser tomadas para minimizar os efeitos dos afun-

damentos de tensão. Estas medidas visam adequar os equipamentos ao nível de qualidade de

energia de suprimento. Algumas medidas são [33]:


14

• Alteração das práticas de proteção: algumas cargas que desencadeiam a inter-

rupção do processo de produção nem sempre são as mais importantes, então

uma maior seletividade do sistema de proteção poderá contribuir para minimi-

zar os efeitos dos afundamentos de tensão.

• Modernização dos instrumentos e filosofia de proteção: a utilização de uma

nova filosofia de proteção, utilizando relés microprocessados, pode reduzir o

tempo de eliminação de faltas e, conseqüentemente, redução no tempo do a-

fundamento de tensão, graças a recursos como seletividade lógica.

• Utilização de sistemas de alimentação ininterruptos (UPS): São sistemas com-

postos por retificadores estáticos e inversores com baterias de armazenamento

para alimentar cargas sensíveis durante o afundamento de tensão.

• Utilização de métodos de partida de motores que suavizam a partida de moto-

res, como chaves compensadoras, método estrela-triângulo, e utilização de soft

starter e acionamentos de velocidade variável, reduzem os afundamentos de

tensão na partida.

2.5 – COMPORTAMENTO DE AEROGERADORES EM AFUNDAMENTOS DE

TENSÃO

Para a produção de energia elétrica através dos ventos, são utilizados dois tipos de

máquinas elétricas em aerogeradores: máquinas síncronas e assíncronas. Os geradores assín-

cronos, quando são do tipo de indução em gaiola de esquilo, são utilizados para aplicações em

velocidade constante, e os do tipo de indução com rotor bobinado e os geradores síncronos

(GSINC) são utilizados, na maioria das vezes, em aplicações com velocidade variável.

Os geradores que operam com velocidade variável são os mais comercializados entre

geradores eólicos. Estes podem possuir várias tecnologias de funcionamento, entre elas se

destacam: geradores síncronos com conversores PWM; geradores síncronos com retificador a

diodos; gerador de indução duplamente alimentado. Todas estas tecnologias utilizam de con-

versores de eletrônica de potência, que podem ser sensíveis a afundamento de tensão [36,37].

Os geradores síncronos com conversores PWM podem ser vistos na Figura 2.3. As

usinas que utilizam destes geradores são conectadas à rede elétrica através de conversores de

frequência e podem operar em baixa velocidade devido a grande quantidade de pólos magné-


15

ticos de seus geradores. Os conversores de freqüência utilizam de controle por modulação da

largura do pulso (PWM), e possuem estágios de retificação e inversão.

Figura 2.3 – Configuração do Gerador Síncrono com Conversor PWM [36]

Os geradores síncronos com retificação a diodos, como indicado no próprio nome,

possuem um estágio de retificação com um retificador a diodos. Além disso, possuem um

conversor chopper elevador de tensão, um barramento em corrente contínua (CC) regulado, e

um conversor PWM ligado a rede elétrica. Esta tecnologia pode ser vista na Figura 2.4.

Figura 2.4 – Configuração do Gerador Síncrono com com Retificação a Diodos [36]

Por ultimo, os geradores de indução duplamente alimentados (DFIG) são dos mais uti-

lizados no mercado. Esta tecnologia possui uma máquina de indução com rotor bobinado,

com alimentação através de anéis coletores que conectam o rotor ao conversor,e o rotor é ali-


16

mentado por um conversor CC/CA/CC, construído por duas pontes conversoras trifásicas

PWM conectadas através do barramento CC (Figura 2.5) [36,37].

Figura 2.5 – Configuração do Gerador de Indução Duplamente Alimentado [36]

Todas estas tecnologias apresentam conversores e equipamentos de eletrônica de po-

tência. No momento de uma falta, as altas correntes de curto-circuito requisitadas pelo sistema

aquecem estes equipamentos e, por segurança, os geradores são desconectados do sistema.

A ação de desconexão do parque eólico contribui para a ocorrência de um afundamen-

to de tensão, pois a potência fornecida pelos geradores deixa de ser enviada, e o curto-circuito

passa a requisitar mais ainda do restante do sistema.

Preocupados com a saída dos parques eólicos perante faltas, a regulamentação interna-

cional criou normas que obrigam uma suportabilidade a faltas, conforme explicado no próxi-

mo tópico. Estas normas fizeram com que houvesse melhorias na tecnologia dos aerogerado-

res, uma maior robustez das chaves e equipamentos eletrônicos, e novas filosofias de prote-

ção.

2.6 - CURVAS DE SUPORTABILIDADE A FALTAS

As Curvas de Suportabilidade a Faltas, ou curvas Low Voltage Ride Though (LVRT),

são curvas que definem como deve ser o comportamento da proteção de geradores, principal-

mente parques eólicos, em situações de faltas e afundamentos de tensão.


17

Um exemplo de curva LVRT pode ser visto na Figura 2.6, requisito da regulamenta-

ção de acesso ao sistema de transmissão na Espanha.

Figura 2.6 – Curva de Suportabilidade a afundamento de tensão segundo o código de rede espanhol.

Se a tensão no ponto de conexão do sistema estiver acima da curva LVRT, parte em

azul da Figura 2.6, o parque eólico deve permanecer conectado, devendo ser desconectado

somente se a tensão assumir valores abaixo da curva. Pode-se observar que para uma queda

de tensão de até 80%, o gerador deve permanecer conectado por um período de 0,5 segundos.

Este intervalo de tempo garante que a proteção do sistema possa atuar, retirando a falta sem

que o parque eólico seja desconectado.

2.7 - CONCLUSÃO

Nesse capítulo foram explicados os conceitos de Qualidade de Energia, quais são os

critérios utilizados para avaliar a qualidade da energia entregue aos consumidores finais. Entre

os vários problemas com a tensão, foi detalhado os Afundamentos de Tensão, apresentando as

definições, detalhando quais são as suas causas, os tipos, os impactos financeiros do proble-

ma, e alternativas de minimizar os efeitos. As tecnologias de Parques Eólicos foram apresen-

tadas, detalhando os seus componentes e qual o impacto dos afundamentos de tensão nesses

componentes. Por último, as Curvas de Suportabilidade a Faltas foram apresentadas, expli-

cando como deve ser o comportamento das proteções dos geradores durante o período de fal-

tas. No Capítulo 3, os requisitos de acesso de Parques Eólicos à sistemas de transmissão no


18

Brasil, Dinamarca, Alemanha e Portugal serão detalhadas, apresentando as curvas de Supor-

tabilidade a Faltas de cada país.

CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sis-temas Elétricos De Potência.

19

CAPÍTULO 3

UMA VISÃO GERAL DA REGULAMENTAÇÃO INTERNACIONAL PARA ACESSO DOS PARQUES EÓLICOS AOS SISTEMAS ELÉTRICOS DE POTÊNCIA.

3.1 - INTRODUÇÂO

Este capítulo tem como objetivo fornecer uma visão geral da regulamentação de acesso

aos Sistemas Elétricos de Potência (SEP), quais os parâmetros avaliados, informando os pa-

drões dos países: Dinamarca, Alemanha, Portugal e Brasil. Serão apresentadas as diferentes

curvas “Low Voltage ride-Through” (LVRT) para cada país.

3.2 - A REGULAMENTAÇÃO INTERNACIONAL PARA ACESSO AOS SISTEMAS ELÉTRICOS DE POTÊNCIA

Os Sistemas Elétricos de Potência devem ter características como qualidade, confiabili-

dade e segurança. Estes critérios definem os Padrões de Qualidade de Energia, padrões os

quais estão cada vez mais exigentes, com o objetivo de elevar a qualidade da energia que che-

ga ao consumidor final.

Para garantir estes padrões, cada país possui uma série de parâmetros definidos em sua

regulamentação de acesso aos seus sistemas de potência, conhecido internacionalmente como

“grid code” e no Brasil como “Procedimentos de Rede” definidos pelo Operador Nacional do

Sistema (ONS) e homologado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) [26].

Os geradores eólicos, especificamente, possuem padrões mais rígidos em comparação

com fontes convencionais de geração, como geração hidráulica e térmica. Isto acontece devi-

do à grande parte dos geradores eólicos serem do tipo Gerador de Indução de Dupla Alimen-

tação (DFIG), sensíveis a variações bruscas de tensão e corrente.

Os seguintes critérios são utilizados para avaliar a Qualidade de Energia e são requisitos

para acesso aos diferentes SEP:

• Controle de Freqüência;

• Flutuação de Tensão;

• Controle de Harmônicos;

• Correntes de Curto-Circuito e Sistemas de Proteção;

• Afundamentos de Tensão e Curvas de Suportabilidade a Faltas, e

• Injeção de Potência Reativa.


20

3.2.1 - DINAMARCA

A Dinamarca possui 3115MW de potência eólica instalada [16]. A sua Rede de Trans-

missão é a administrada por dois distintos Operadores de Sistema de Transmissão (OST):

Eltra na Zona Leste e Elkraft na Zona Oeste. Estas duas redes são eletricamente isoladas, co-

mo pode ser visto na Figura 3.1.

Figura 3.1 – Mapa da Rede Elétrica Dinamarquesa.

O sistema da Eltra é conectado com o sistema Alemão, e tem uma conexão de 1670MW

em Corrente Contínua com a Noruega e Suécia. Já a Zona Oeste, da Elkraft, faz parte do mer-

cado NordPool, um mercado de troca de energia que envolve Noruega, Dinamarca, Estônia,

Suécia e Finlândia [17].

A regulamentação de parques eólicos na Dinamarca é definida por dois decretos, sepa-

rados pelo nível da tensão de operação. Para tensões até 100kV, a regulamentação é definida

pelo: “TF 3.2.6 - Wind turbines connected to grids with voltages below 100 kV”. Para tensões

acima de 100kV, a regulamentação é definida pelo documento: “TF 3.2.5 - Wind turbines

connected to grids with voltages above 100 kV” [18,19].


21

3.2.1.1 – CONTROLE DE FREQUÊNCIA

A freqüência nominal de operação na Dinamarca é 50 Hertz. Para tensão de operação

menor ou igual a 100kV, a freqüência nominal do sistema deve estar entre 47 Hz e 52 Hz,

com um erro máximo de leitura admissível de 10 mHz para mais ou para menos.

O Controle de Freqüência tem dois modos de controle: o modo de controle independen-

te, e o modo dependente. No modo dependente, a freqüência pode variar de acordo com a

produção, como pode ser visto na Figura 3.2:

Figura 3.2 – Controle da Potência de saída através da freqüência na Dinamarca[18,20].

Na Figura 3.2, a curva cheia representa o modo independente, onde a potência perma-

nece constante para a condição de subfreqüência. A curva pontilhada indica o modo depen-

dente, onde existe um controle de produção para variação da freqüência: quando a freqüência

estiver abaixo de 48,7 Hz, a produção deverá estar em 100%.

As turbinas eólicas dos parques dinamarqueses que operam em tensão menor ou igual a

100kV também devem ser projetadas para produzir energia em tensões e freqüências diferen-

tes das nominais em um tempo mínimo como mostrado na Figura 3.3. As tensões e freqüên-

cias anormais não podem resultar em uma redução de produção maior do que 15% [18,20].


22

Figura 3.3 – Tempo permitido de desvio de freqüência para parques eólicos conectados a rede de distri-

buição na Dinamarca [18,20].

Para os Parques Eólicos que operam em tensão nominal acima de 100kV, os limites de

freqüência de operação estão entre 47,5 Hz e 53,0 Hz, sendo este intervalo dividido em subin-

tervalos onde a produção deve ser reduzida, conforme a Figura 3.4. Pode-se também observar,

na Figura 3.4, que existem limites de tensão onde a produção também deve ser reduzida. Para

a tensão nominal (UN) de 132 kV, os valores limites são:

• Limite mínimo de tensão (UL) = 119 kV;

• Limite mínimo de tensão para plena carga (ULF) = 125 kV;

• Limite máximo de tensão para plena carga (UHF) = 145 kV;

• Limite máximo de tensão (UH) = 155 kV;

Os limites de tensão de plena carga indicam a faixa de tensão que o Parque Eólico deve

estar apto a operar em sua potência nominal [19].


23

Figura 3.4 – Limites de tempo de operação e de redução na produção para faixas de tensão e de fre-

qüência para parques eólicos conectados a rede da Dinamarca [19,20].

3.2.1.2 – VARIAÇÕES DE TENSÃO

A cintilação luminosa, na legislação dinamarquesa, está divida em dois tipos: Variação

de tensão de curta e longa duração e flutuação de tensão (flicker). A variação rápida de tensão

é definida como uma variação de curta duração no valor da tensão eficaz (Rms). Flicker trata-

se da variação de tensão que causa variação na intensidade luminosa emitida por uma lâmpa-

da, e são utilizados os Indicadores: Indicador de Severidade de Cintilação de Curta Duração

(Pst) e Indicador de Severidade de Cintilação de Longa Duração (Plt), conforme descrito e re-

comendado pela Comissão Internacional de Eletrotécnica na Publicação IEC 61000-4-15.

Para rápidas variações de tensão em parques conectados em tensões nominais abaixo

de 100 kV, a variação de tensão é definida pela equação:

��%� = 100. �� .��

�

Onde:

d(%): Variação de tensão percentual


24

Sk: Capacidade de curto circuito do ponto de conexão

αk: Ângulo de curto circuito no ponto de conexão

Sn: Potência aparente gerada pelo gerador.

Ku: Fator de variação de tensão (definido na norma IEC 61400-13).

O valor da variação de tensão percentual “d” deve ficar entre os seguintes máximos, de

acordo com o nível de tensão de conexão:

• Conexões entre 10 kV e 20 kV: a variação de tensão percentual deve ser menor

ou igual a 4%.

• Conexões entre 50 kV e 60 kV: a variação de tensão percentual deve ser menor

ou igual a 3%.

Para os parques conectados em tensão acima de 100 kV, as variações de tensão eficaz

devem ficar abaixo de 3%. Se as variações ocorrerem mais de 10 vezes por hora, este crité-

rio de variação cai para 2%, e se a variação for superior a 100 vezes por hora, as variações

terão que ser menor que 1,5% [18,19].

A variação de tensão do tipo flicker segue padrão definido por normas internacionais.

A contribuição de um parque eólico no efeito flicker (Plt) deve ser menor ou igual a 0,5 para

parques conectados em tensões entre 10 kV e 20 kV, menor ou igual a 0,35 para parques co-

nectados em tensões entre 50 kV e 60 kV. Para parques conectados em tensão acima de 100

kV, o valor Plt deve permanecer menor ou igual a 0,30 para a contribuição média entre 10

minutos e 0,20 para contribuições em 2 horas.

3.2.1.3 SUPORTABILIDADE A FALTAS (CURVAS LVRT)

Assim como nos outros critérios, existem diferenças para as Curvas de Suportabilidade

a Faltas de acordo com o nível de tensão de conexão. Para parques conectados em tensão

nominal abaixo de 100 kV, a curva de suportabilidade deve seguir a forma definida na Figu-

ra 3.5, onde para tensões abaixo de 0,9 p.u. e acima de 0,2 p.u. o parque deve permanecer

conectado por um tempo mínimo de 0,1 segundo, seguindo uma curva onde abaixo desta o

parque pode ser desconectado, e obrigatoriamente para tensões abaixo de 0,9 por um tempo

acima de 20 segundos o parque deve ser desconectado.

Para parques conectados em tensões superiores a 100 kV, as turbinas devem suportar

uma variação de tensão de acordo com a Figura 3.6. Quando a tensão está abaixo de 1 p.u. e


25

acima de um mínimo de 0,25 p.u., o parque deve permanecer conectado por 0,1 segundos,

onde após este período o mínimo de 0,25 p.u. varia linearmente, chegando a 0,75 em um pe-

ríodo de 1 segundo. A partir de 10 segundos, a tensão deve permanecer em 1 p.u..

Figura 3.5 - Curva de suportabilidade para faltas em parques eólicos conectados a rede de distribuição

na Dinamarca [18].

Figura 3.6 – Curva de suportabilidade para faltas em parques eólicos conectados a rede de transmissão

na Dinamarca [19].

3.2.2 – ALEMANHA

Em fevereiro de 2000, o Governo Federal Alemão definiu, através de um ato legislati-

vo, a prioridade do uso de energias renováveis, sendo este atualizado no ano de 2004, com o

objetivo de refinar as metas definidas. O objetivo do ato era que ocorresse um aumento de


26

12,5% das energias renováveis até o ano de 2010, e de 20% até o ano de 2020. A maior parte

deste aumento deveria ser provida de energia eólica. No ano de 2004, a capacidade de geração

eólica se aproximava de 16 GW. A distribuição da geração eólica pode ser vista na Figura 3.7,

onde os pontos em azul escuro indicam geração até 4 MW, ficando a cor do ponto mais clara

quando o potencial de geração aumenta, chegando à cor verde com geração de 25 MW a 29

MW, e de 45 MW a 50 MW na cor vermelha [21].

Figura 3.7 - Distribuição de geração eólica na Alemanha [21].

O sistema interligado alemão é formado e operado por diferentes companhias. Estas

empresas transmissoras de energia elétrica criaram uma regulamentação para conexão e ope-


27

ração de parques eólicos. Esta regulamentação foi sintetizada pela associação de operadores

de linhas de transmissão alemã, a VDN, que incluiu a operação de geração de energia renová-

vel como um apêndice do código geral do sistema alemão [17].

São quarto as principais transmissoras na Alemanha: E.ON, VE-T, RWE, EnBW. O

mapa das transmissoras pode ser visualizado na Figura 3.8, onde 42% dos parques eólicos

concentram na rede da E.ON, 38% na VE-T, 19% na RWE e apenas 2% na EnBW. Por ser a

de maior área de atuação dos parques eólicos, a regulamentação da rede E.ON será a apresen-

tada na continuidade do trabalho.

Figura 3.8 - Divisão das redes de transmissão na Alemanha [21].

3.2.2.1 – CONTROLE DE FREQUÊNCIA

A banda de freqüência, que uma turbina eólica deve estar apta a permanecer conectada

está entre 47,5 Hz e 51,5 Hz. Em condições de freqüência abaixo de 50 Hz, as plantas eólicas

devem ser capazes de variar em gradientes de 1% a sua potência de saída por minuto, varian-

do entre a faixa de potência mínima e a de operação contínua. Em condições de sobrefrequên-

cia, a redução de potência deve ser a um gradiente de 10% por minuto sem que sejam desco-

nectados do sistema, como ilustrado na Figura 3.9. Se a freqüência do sistema ultrapassar 50,2


28

Hz, sem ultrapassar o limite de 51,5 Hz, deverá ocorrer uma redução no percentual da potên-

cia injetada, seguindo o critério da equação a seguir [22]:

∆� = 20. ��.50,2 �� − ��

50 ��

Onde:

∆P: Redução da potência de saída

PM: Potência disponível

fg: Freqüência da rede (entre 50,2 Hz e 51,5 Hz)

A potência é reduzida a 40% da potência disponível, quando a freqüência alcança o va-

lor de 50,2 Hz. Quando a potência retorna a valores inferiores a 50,05 Hz, a potência deverá

subir novamente para o valor anterior.

Figura 3.9 - Variações de freqüência com o tempo que os parques eólicos devem suportar [22].

A regulamentação da E.ON também define restrições de tensão para variações de fre-

qüência, conforme Figura 3.10. Os geradores eólicos devem estar com sua tensão e freqüência

de operação dentro do retângulo grande de bordas vermelhas da Figura 3.10. O tempo máxi-

mo permitido para regiões fora da área de operação contínua (tensão entre 87,7% e 115%,

freqüência entre 49,5 Hz e 50,5 Hz) é de 30 minutos. Em situações onde a freqüência perma-

nece entre 47,5 Hz e 48 Hz, o intervalo máximo permitido é de 10 minutos [22].


29

Quando a planta eólica está com valores de freqüência diferente do intervalo permitido,

esta deve ser desconectada imediatamente, sem nenhum atraso.

Figura 3.10 - Requisitos básicos de freqüência e tensão de operação dos parques na Alemanha [22].

3.2.2.2 VARIAÇÕES DE TENSÃO

Em condições normais, as tensões devem permanecer nas seguintes faixas:

• Redes de 380 kV: entre 350 kV e 420 kV;

• Redes de 220 kV: entre 193 kV e 245 kV, e

• Redes de 110 kV: entre 96 kV e 123 kV.

O valor extremo superior do intervalo de tensão pode ser excedido por no máximo 30

minutos. Por motivos como poluição do ambiente ou outras causas, o limite inferior de 96

kV para a rede de 110 kV pode ser alterado.

Existe também um requisito básico de geração de reativos, como mostrado na Figura

3.11. Em tensões abaixo do nominal, a máquina estará no estado superexcitado. A troca de

reativos entre as plantas de geração e o sistema de transmissão deverá ser configurada para

alcançar valores definidos pelo operador do sistema.

Não é especificado em detalhes como a energia reativa deve ser gerada, podendo ser

gerada pela própria turbina eólica ou por outra fonte. Em casos onde existe uma grande dis-

tância entre os parques eólicos e o sistema de transmissão, como parques localizados dentro

do mar., a transmissão de energia reativa pode causar grandes perdas e quedas de tensão.

Nestes casos é mais favorável usar reatores do tipo shunt chaveados perto do ponto de cone-

xão com o sistema [21].


30

Quando existe uma variação de tensão para valores iguais ou menores que 85% (e-

xemplo: para uma tensão nominal de 110 kV, o valor mínimo permitido é de 93,5 kV), a

planta de geração deverá desconectar do sistema após um intervalo de 5 segundos [22]. Se a

tensão do sistema aumentar e permanecer acima de 120% do máximo valor permitido, o ge-

rador deve ser desconectado após um tempo de 100 ms.

Figura 3.11 - Requisitos básicos de tensão de operação e geração de reativos dos parques eólicos na A-

lemanha [22].


A regulamentação do sistema da E.ON parte do princípio que para que oscilações de

tensão e potência não ativem a proteção dos geradores, deve existir uma regulamentação que

controle estas variações.

A regulamentação para suportabilidade a faltas divide a geração em dois tipos. O pri-

meiro tipo diz respeito a geradores síncronos conectados diretamente a rede. Nestes casos,

curtos circuitos trifásicos não devem causar instabilidade ou desconexão dos geradores da

rede por um período de 150 ms, tempo em que a proteção do sistema poderá atuar e isolar a

falta.

A Figura 3.12 mostra a curva Low Voltage Ride Through, exibindo o padrão de tensão

no caso de um curto circuito trifásico o qual a planta geradora não deve ser desconectada e

não deve ficar instável. Por um período de até 150 ms, o parque deve suportar quedas de

tensão de até 100% sem se desconectar. Após este período, o valor máximo de afundamento

de tensão é de 30%, crescendo linearmente no período de 0,7 segundos e 1,5 segundos até o


31

patamar de aproximadamente 13% de queda de tensão.

Figura 3.12 – Curvas de Suportabilidade a Faltas para geradores eólicos do tipo 1 na Alemanha [22].

Quando o parque eólico não atende as condições do primeiro tipo (gerador síncrono

conectado diretamente a rede), este é considerado como do segundo tipo. Quando uma falta

ocorre fora da região de proteção da planta geradora, não deve ocorrer a desconexão do siste-

ma. O parque também deve alimentar a corrente de curto circuito durante o período de falta.

Se a tensão de operação ficar abaixo de 85%, conforme explicado no tópico 3.2.2.2, os

geradores devem ser divididos em 4 grupos, e cada grupo deve ser desconectado do sistema

depois de 1,5 segundos, 1,8 segundos, 2,1 segundos e 2,4 segundos respectivamente.

A Figura 3.13 mostra a curva LVRT para geradores do segundo tipo. Existem duas li-

nhas ou duas curvas: a linha limite 1 diz respeito a curtos circuitos trifásicos ou faltas simétri-

cas, onde não deve existir instabilidade para tensões acima da linha. A linha número 2 trata-se

de uma curva onde todos os geradores devem ser testados.


32

Figura 3.13 – Curvas de Suportabilidade a Faltas para geradores eólicos do tipo 2 na Alemanha [22]

Para todas as plantas de geração que não se desconectaram durante uma falta, a potência

ativa de saída deve continuar sendo enviada para o sistema após a eleminação da falta, au-

mentando para o valor original em um gradiente de 20% por segundo.

Durante a variação de tensão, os geradores também deverão injetar uma corrente reativa

adicional. Para isto acontecer, o controle de tensão deve ser ativado, conforme pode ser ob-

servado na Figura 3.14. Na ocorrência de uma variação de tensão maior que 10%, a corrente

reativa adicional deverá ser injetada [22].


33

Figura 3.14 - Requisitos básicos de injeção de corrente reativa adicional e controle de tensão durante

faltas na rede de transmissão alemã[22].

3.2.3 – PORTUGAL

O sistema de transmissão de Portugal é controlado pela empresa Electricidade de Portu-

gal (EDP), que controla todo o sistema de geração, transmissão e distribuição português. A

rede de transmissão, que tem a concessão do transporte de energia e interligação dos sistemas,

é chamada de Rede Eléctra Nacional (REN), explorando a Rede Nacional de Transporte

(RNT). A REN também gere o sistema de Despacho Nacional (operador do sistema) [23].

O Parlamento Europeu, no ano de 2001, definiu que Portugal deveria ter 39% da sua e-

letricidade bruta consumida a partir de fontes de energia renovável. Para alcançar esta meta, o

governo criou uma série de medidas para incentivar o uso de fontes renováveis, como incenti-

vo em tarifas e metas de instalação de geração por fontes renováveis. Dentre estas metas, es-

tava a de instalação de 3750 MW por fontes eólicas. Para garantir o dimensionamento ade-

quado do sistema de transmissão com os valores de referência das metas de geração, a REN

concebeu um plano de reforço para a RNT.

Em 2005, o governo português reviu as metas, aumentando os valores antes estipulados

para geração por fontes de energia renovável, como mostrado na Tabela 3.1. No que diz res-

peito à potência eólica, esta passou de 3750 MW para 5100 MW.


34

Tabela 3.1 – Metas de FER em Portugal para o ano de 2010

Eólica Hídrica Biomassa

Solar (in-

cluindo

micro-

geração)

Ondas Bio-

combustível Biogás

Micro-

geração

5 100

MW 5 575 MW 250 MW 150 MW 250 MW

10% dos

combustíveis

rodoviários

100 MW 50 000

“telhados”

Como conseqüência da Política Governamental de Portugal para desenvolver as FER, a

potência eólica instalada cresceu acentuadamente no decorrer dos anos, com uma taxa de

crescimento anual, entre os anos de 2001 e 2007, de 62,5%. No ano de 2008, a potência eólica

correspondia a mais de 10% da potência elétrica total portuguesa. A Figura 3.15 mostra a evo-

lução no decorrer dos anos da produção e da potência instalada de fontes eólicas.

Figura 3.15 - Evolução da potência instalada e geração dos parques eólicos em Portugal [8].

Os primeiros parques eólicos em Portugal eram conectados diretamente à rede de dis-

tribuição, que geralmente segue uma topologia radial para garantir a continuidade do serviço.

Por estes parques serem de baixa potência, inferiores a 10 MW, a sua produção era encarada

de forma marginal em relação aos grandes centros produtores. Por este motivo, estes parques

não eram submetidos a despachos e regulamentações específicas, onde toda a energia produ-

zida era injetada na rede.

Com o grande crescimento da potência eólica, parques de grande capacidade foram

instalados, alterando totalmente o cenário. Devido à grande potência, alguns parques, de po-

tência instalada de mais de 100 MW, passaram a ser conectados diretamente a RNT, que pas-


35

sou a se reforçar para poder acomodar o crescimento da demanda de energia. Além disso, uma

série de preocupações com a estabilidade da rede e a variabilidade da produção passou a exis-

tir, fazendo com que o Regulamento da Rede de Transporte (RRT) Português sofresse altera-

ções, com adequações e restrições, como a implementação de Curvas de Suportabilidade a

Faltas [8].

3.2.3.1 CONTROLE DE FREQUÊNCIA

O controle de freqüência definido para a RNT define que a freqüência do gerador deve

ficar entre 47,5 Hz e 51,5 Hz sem se desconectar do sistema.

Como o sistema de transmissão é do tipo “malha”, uma área cujo consumo é abastecido,

significativamente, por geradores eólicos, a desconexão destes devido a pequenas variações

de freqüência iria agravar o problema. A recomendação é que os parques continuem conecta-

dos produzindo, para não aumentar o déficit de produção, mantendo-se na rede sem injetar

potência ativa, de maneira que, quando a freqüência retornar, a produção retorne ao regime

normal rapidamente.

3.2.3.2 – VARIAÇÕES DE TENSÃO

As variações de tensão no ponto de entrega podem variar em mais ou menos 7% da

tensão nominal do sistema. Entretanto, para os geradores conectados, o máximo permitido é

de mais ou menos 5% da tensão nominal. O valor utilizado para medição deverá ser igual a

95% dos valores eficazes médios de tensão em um intervalo de 10 minutos.

Para variações de cintilação (flicker), os seus indicadores Pst e Plt devem ter valores i-

gual a 1,0.

As distorções harmônicas, em 95% dos valores eficazes médios em 10 minutos, não de-

vem exceder os níveis indicados na Tabela 3.2, definindo a participação pelo nível de conexão

e grau da componente harmônica.


36

Tabela 3.2 – Máxima participação de componentes harmônicas no sistema de Portugal

Harmônicas ímpares

não múltiplas de 3

Harmônicas ímpares múltiplas

de 3 Harmônicas Pares

Ordem

Tensão

Harmônica

(%) Ordem

Tensão Harmônica (%)

Ordem

Tensão Harmô-

nica (%)

60 kV 60 kV 130 kV -

400kV 60 kV

130 kV

- 400kV

5 4,5 3 3,0 2 2 1,6 1,5

7 3,0 9 1,1 1 4 1,0 1

11 2,5 15 0,3 0,3 6 0,5 0,5

13 2,0 21 0,2 0,2 8 0,4 0,4

17 1,3 >21 0,2 0,2 10 0,4 0,4

19 1,1 12 0,2 0,2

23 1,0 >12 0,2 0,2

25 1,0


Na ocorrência de faltas e curtos circuitos trifásicos, bifásicos ou monofásicos, os par-

ques eólicos devem permanecer conectados a rede sempre que a tensão do secundário do

transformador da subestação da geração estiver acima da curva LVRT apresentada na Figura

3.16, não podendo consumir potência ativa e reativa durante a falha e na fase de recuperação

da tensão.

Figura 3.16 - Curva LVRT exigida aos centros produtores de energia de Portugal [8].


37

A curva LVRT, Figura 3.16, exige que os centros geradores suportem um afundamento

de tensão de 80% por um tempo de 0,5 segundos, subindo linearmente para um afundamento

de 20% após 0,8 segundos e de 10% após 10 segundos.

Outra exigência da regulamentação portuguesa é o fornecimento de energia reativa du-

rante a ocorrência de faltas e afundamentos de tensão. Esta medida visa ajudar o sistema a es-

tabilizar novamente a sua tensão, já que quedas acentuadas de tensão podem ser atenuadas

com a injeção de potência reativa [24], melhorando a qualidade do serviço.

A Figura 3.17 mostra como deve ser feita a injeção de potência reativa de acordo com a

queda de tensão do sistema. A área “(1)” da figura corresponde ao regime de falta e correção:

para afundamentos entre 50% e 100%, a produção de reativos deve ser entre 90% e 100% da

energia total produzida antes do defeito; para afundamentos entre 50% e 10% da tensão no-

minal, o percentual de energia reativa varia linearmente entre 0% e 90% de acordo com a gra-

vidade da falta. A área “(2)” mostra como deve ser o regime de funcionamento normal, onde é

permitida uma variação de 0% a 20% de energia reativa em relação ao total produzido [8].

Figura 3.17 - Curva de fornecimento de reativos pelos centros produtores de energia de Portugal duran-

te afundamentos de tensão [8].

Após a eliminação da falta e a recuperação da tensão no enrolamento do lado da rede do

transformador que liga o centro de produção de energia eólica ao sistema de transmissão, a

potência ativa produzida deve recuperar até seus valores pré-falta a uma taxa de crescimento

por segundo não inferior a 5% da sua potência nominal. Esta medida visa uma rápida recupe-

ração do sistema após a resolução da falta.


38

3.2.4 – BRASIL

O sistema brasileiro de transmissão de energia elétrica é formado, em sua maioria, por

um sistema interligado, conhecido como Sistema Interligado Nacional (SIN). Este é formado

pelas empresas das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da região Norte. A-

penas 3,4% da produção de energia no Brasil encontram-se fora do SIN, formado por peque-

nos sistemas isolados localizados em sua maior parte na região amazônica.

A operação do SIN é realizada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), criado atra-

vés de leis nacionais com a missão de controlar todo o sistema de transmissão. Para o exercí-

cio de suas atribuições, o ONS desenvolve estudos e ações.

Como legislação principal, o ONS criou os Procedimentos de Rede, que são um conjun-

to de normas e requisitos técnicos que estabelecem as obrigações do ONS e todos os envolvi-

dos no SIN, sendo homologados pela Agencia Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Os ob-

jetivos dos Procedimentos de Rede são:

• Garantir a transparência, integridade e excelência do ONS;

• Estabelecer as responsabilidades do ONS e Agentes de Operação, e

• Especificar os requisitos mínimos nos Contratos de Prestação do Serviço de

Transmissão (CPST), e os critérios dos Contratos de Conexão ao Sistema de

Transmissão (CCT) e dos Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (CUST)

[25].

Toda a legislação de acesso ao sistema de transmissão, inclusive de parques eólicos, es-

tá definido nos Procedimentos de Rede. Para os acessos diretamente ao sistema de distribui-

ção, a legislação é definida pelos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sis-

tema Elétrico Nacional (PRODIST).

O PRODIST é um conjunto de normas que objetivam disciplinar a forma, condições,

responsabilidades, penalidades, e planejamento entre as distribuidoras de energia elétrica,

consumidores e centrais geradoras conectadas ao sistema de distribuição, incluindo redes e

linhas em tensão inferior a 230 kV, garantindo a troca de informação entre as partes, além de

estabelecer critérios e indicadores de qualidade [26].

Serão apresentadas as normas dos sistemas de transmissão, definidas pelos Procedimen-

tos de Rede do ONS, e as normas dos sistemas de distribuição, definidas pelo PRODIST.


39

3.2.4.1 CONTROLE DE FREQUÊNCIA

Os Procedimentos de Rede definem que os parques eólicos atendam 4 requisitos técni-

cos mínimos quando estes acessam o sistema de transmissão:

1. Os geradores devem operar com freqüência entre 56,5 Hz e 63 Hz sem que atu-

em os relés de subfrequência e sobrefrequência instantâneos.

2. Os geradores devem suportar a operação em freqüências abaixo de 58,5 Hz por

até 10 segundos.

3. Os geradores devem operar entre 58,5 Hz e 61,5 Hz sem que atuem os relés de

subfrequência e sobrefrequência temporizados.

4. Operação acima de 61,5 Hz por até 10 segundos.

O objetivo das medidas acima é evitar o desligamento dos geradores, quando existe um

déficit de geração, antes que o esquema de alívio de carga atue completamente [27].

Para os sistemas de distribuição, o PRODIST define os seguintes requisitos:

1. O sistema de distribuição e as instalações de geração conectadas ao mesmo de-

vem, em condições normais, operar dentre os limites de freqüência situados en-

tre 59,9 Hz e 60,1 Hz.

2. As geradoras conectadas ao sistema de distribuição devem garantir que a fre-

qüência retorne para a faixa de 59,5 Hz e 60,5 Hz, no prazo de 30 segundos após

sair desta faixa, permitindo assim a recuperação do equilíbrio carga-geração.

3. Nos casos onde há necessidade de corte de geração ou de carga, para garantir a

recuperação do equilíbrio carga-geração, a freqüência: não pode exceder 66 Hz

ou ser inferior a 56,5 Hz em condições extremas; pode permanecer acima de 62

Hz por no máximo 30 segundos e acima de 63,5 por no máximo 10 segundos;

pode permanecer abaixo de 58,5 Hz por no máximo 10 segundos e abaixo de

57,5 Hz por no máximo 5 segundos [28].

3.2.1.4 VARIAÇÕES DE TENSÃO

Na transmissão, as variações de tensão em regime permanente não devem produzir uma

variação superior a 5% no ponto de conexão no caso de manobra do parque gerador. No caso

de operações entre 90% e 110% da tensão nominal, as proteções de subtensão e sobretensão

temporizados não devem atuar. No caso de operação de tensão entre 85% e 90% da tensão

nominal, a proteção não deve atuar por até 5 segundos.


40

No caso de fenômenos de flutuação de tensão nos barramentos da rede básica, provoca-

do principalmente por cargas não lineares, são utilizados os Indicadores: Pst - Indicador de

Severidade de Cintilação de Curta Duração e Plt - Indicador de Severidade de Cintilação de

Longa Duração. O indicador Pst é calculado a partir dos níveis de cintilação num período de

10 minutos e o indicador Plt é calculado a partir da flutuação em um período de 2 horas.


Os Procedimentos de Rede definem que cada unidade geradora, juntamente com seus

serviços auxiliares, deve suportar durante curtos-circuitos trifásicos, sem serem desligados ou

desconectados, variações de tensão causadas por defeitos na rede que causem a redução de até

75% da tensão nominal por um período de até 0,20 segundos, crescendo linearmente para 5%

de afundamento após 0,75 segundos do afundamento. Este tipo de curva Low Voltage Ride

Through pode ser vista na Figura 3.18.

Figura 3.18 – Requisito de tensão para suportabilidade a Faltas na transmissão [27].

Durante um curto-circuito assimétrico, onde existe circulação de correntes de seqüên-

cia inversa, as unidades geradoras deverão suportar a circulação destas correntes, durante todo

o tempo decorrido desde o início da falta até a atuação da última proteção de retaguarda.

Para parques eólicos conectados na rede básica, existe um critério específico para su-

portabilidade a faltas, onde caso haja um afundamento de tensão em uma ou mais fases no

ponto de conexão da central de geração eólica, esta deverá continuar operando se a tensão em

seus terminais permanecer acima da curva LVRT da Figura 3.19.


41

Figura 3.19 – Requisito de tensão para suportabilidade a Faltas em parques eólicos na transmissão no

Brasil [27].

Para tensões no ponto de conexão entre 90% e 110%, na faixa de freqüência entre 58,5

Hz e 60 Hz, não é permitido redução da potência de saída. Para a faixa de freqüência entre 57

Hz e 58 Hz, é admitida uma redução de potência de até 10% [27].

Na distribuição não existe requisito para suportabilidade a faltas [28].

3.3 CONCLUSÃO

Neste capítulo foi possível realizar um levantamento da regulamentação de acesso aos

sistemas de potência vigente em alguns dos principais produtores de energia eólica. Os requi-

sitos básicos de acesso foram apresentados, como requisitos de operação em subtensão, sobre-

tensão, subfrequência, sobrefrequência e curvas de suportabilidade a faltas. Cada país apre-

senta características diferentes. A Alemanha e a Dinamarca mostraram ter os sistemas mais

exigentes. Com estas informações, foi possível então ter uma visão geral da regulamentação

internacional para acesso dos parques eólicos aos sistemas de potência.

CAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos

42

CAPÍTULO 4

IMPLEMENTAÇÃO DE CURVAS DE SUPORTABILIDADE A FALTAS DE AEROGERADORES EM RELÉS NUMÉRICOS

4.1 - INTRODUÇÃO

Este capítulo apresenta um exemplo de implementação de “curvas low voltage ride t-

hrough” em relés numéricos. A curva utilizada trata-se da curva de suportabilidade a faltas

definidas pelo ONS para o sistema de geração eólico brasileiro, conforme apresentado no Ca-

pítulo 3, Figura 3.19.

O passo inicial será a apresentação dos modelos de relés utilizados na aplicação, junta-

mente com suas especificações e capacidades técnicas para a aplicação de curvas LVRT.

Será apresentado também o resultado das curvas em cada relé utilizado, o comporta-

mento perante vários afundamentos de tensão e a sua capacidade de resposta e acionamento

da proteção.

Por último, serão apresentados os resultados obtidos, mostrando a curva obtida em ca-

da relé numérico.

4.2 – RELÉS NUMÉRICOS UTILIZADOS NA APLICAÇÃO

Os relés numéricos são equipamentos de proteção que são uma evolução dos relés ele-

tromecânicos, estáticos e digitais. Possuem microprocessadores e microcontroladores, proces-

sadores eletrônicos de alta velocidade, conversores analógico-digitais de alto desempenho,

além de possuir filtros passa-baixa contra ruídos de alta freqüência.

Os relés numéricos possuem comunicação com outros relés, através da seletividade

lógica, e também com sistemas de controle remoto, como o sistema SCADA. A comunicação

remota é feita através de fibra óptica e protocolos de comunicação.

Outro diferencial dos relés numéricos é o processamento de sinais, através de trans-

formadas (Fast Fourier Transformer e Walsh), possibilitando a opção de oscilografia dos da-

dos medidos via software. Alguns relés mais modernos utilizam de tecnologias de inteligência

artificial e redes neurais para aperfeiçoar a proteção.

Na aplicação foram usados dois relés numéricos, um do fabricante EFACEC e outro

do fabricante AREVA.


43

4.2.1 – RELÉ MODELO TPU S420 – FABRICANTE EFACEC

O relé “TPU S420” (Figura 4.1) é um relé numérico fabricado pela indústria portugue-

sa EFACEC, produzido para ser utilizado principalmente como unidade terminal de proteção

e controle de linhas de média tensão. Por ser de um fabricante português, a sua interface grá-

fica tanto no equipamento como no software, além dos manuais, estão na língua portuguesa, o

que facilita bastante a interação com usuários brasileiros.

Como unidade terminal, o TPU S420 efetua medidas de grandezas de uma linha de

transmissão, como corrente, tensão, fator de potência, energia, freqüência, e funções de moni-

toramento de defeitos como Oscilografia e Registro Cronológico de Acontecimentos.

O software integrado para computadores, com a função de fazer a interface com o e-

quipamento, local ou remotamente, é o WinProt. O aplicativo disponibiliza o acesso e altera-

ção de todas as parametrizações e configurações do relé.

O processamento interno é realizado por três microcontroladores de 32 bits, realizando

a aquisição de grandezas analógicas a uma taxa de 40 amostras por ciclo. Possui também in-

terface por fibra óptica ou em cobre em arquiteturas Ethernet para integração com o sistema

SCADA.

Figura 4.1 – Vista frontal do relé TPU S420 do fabricante EFACEC.


44

As proteções que o relé possui são: sobrecorrente instantânea e temporizada de fases

(50/51); sobrecorrente instantânea e temporizada de neutro (50/51N); direcional de fases (67);

direcional de neutro (67N); sobretensão de fases (59); máximo de tensão residual (59N); mí-

nimo de tensão de fases (27); subfreqüência e sobrefreqüência (81); corrente de seqüência in-

versa (46); sobrecarga (49); religamento automático (79); bloqueio por seletividade lógica

(68); falha de disjuntor (62BF) e supervisões de manobras.

Para cada função de proteção, existe a possibilidade de 4 ajustes diferentes, chamados

de “Cenários”, mas somente um poderá estar ativo por vez. A mudança de ajustes pode ser

feita através do software WinProt, através de ajustes manuais no painel do relé, e através de

seletividade lógica.

Além das proteções padrão, o TPU S420 disponibiliza a utilização das medidas lidas,

como: tensão, corrente, freqüência, etc.; para criar proteções genéricas, de acordo com a ne-

cessidade da proteção do sistema. Esta opção é encontrada na função “Medidas” no menu de

proteções.

Outra função importante é a lógica programável, onde, para cada alarme e ajuste con-

figurado, existe a possibilidade de se usar uma lógica de funcionamento, trabalhando com va-

riáveis de entrada e saída. As variáveis de entrada podem estar relacionadas com: entradas

físicas, funções de proteção e controle, comandos do utilizador, e variáveis da rede de área

local. As variáveis de saída podem ter seus estados refletidos em: saídas físicas, sinalizações

para a rede local, sinalizações para funções de proteção e controle [38].

4.2.2 – RELÉ MODELO P142 – FABRICANTE AREVA

O relé de modelo P142 do fabricante AREVA (Figura 4.2) é um relé voltado para o

gerenciamento de alimentadores, para níveis de tensão de transmissão e distribuição, realizan-

do a proteção, o controle e o monitoramento das linhas aéreas e cabos subterrâneos.

A faixa de operação do relé é adequada para todas as aplicações em que é requerida a

proteção de sobrecorrente. Além disso, é apropriado para vários tipos de aterramentos de sis-

tema: sistemas solidamente aterrados, aterrados por impedância, aterrados por bobina de Pe-

tersen e para sistemas isolados.

As funções de proteção que o relé possui são: sobrecorrente de fase direcional ou não

direcional, instantânea ou temporizada (67, 50, 51); Falta a terra direcional ou não direcional,

instantânea ou temporizada ( 67N, 50N, 51N); partida a frio (64); sobrecorrente com tensão

controlada (51V); sobrecorrente de seqüência negativa (46); sobrecarga térmica em valor efi-


45

caz; subcorrente de fase e de neutro (37P e 37 N); subtensão (27); sobretensão (59). A visão

geral das proteções pode ser vistas na Figura 4.3.

Figura 4.2 – Vista frontal do relé P142 do fabricante AREVA [39]

A configuração do relé possibilita qualquer tipo de automação de subestação ou

utilização do sistema SCADA, possuindo uma grande variedade de protocolos de

comunicação, incluindo o padrão “IEC 61850”.

Existem 4 grupos de ajustes de proteção independentes, mas somente um ajuste é

permitido por vez. A mudança de ajustes pode ser realizada manualmente, ou por entradas

externas digitais.

Figura 4.3 – Esquemático das proteções do relé P142 do fabricante AREVA, baseado na numeração ANSI [39]


46

A lógica programável interna permite ao usuário customizar as funções de controle e

proteção, além de realizar a programação das funcionalidades das entradas opticamente isola-

das, relés de saída e indicações de LED. O esquema lógico programável é composto por por-

tas lógicas e temporizadores de uso geral. As portas lógicas incluem "OU", "E" com suas

principais funções, com a capacidade de inverter entradas e saídas e fornecer realimentação

[39].

4.3 TESTES EM LABORATÓRIOS

Os experimentos foram realizados em dois laboratórios:

• Laboratórios de testes e programação em relés da Companhia Energética do Ceará

(COELCE), que concedeu o espaço e a utilização de uma amostra do relé TPU

S420 do fabricante EFACEC de seu estoque. A Figura 4.4 contém uma foto da

bancada de testes do laboratório da COELCE no momento da parametrização do

relé.

Figura 4.4 – Bancada de testes da COELCE


47

• Laboratório de testes do Grupo de Processamento de Energia e Controle (GPEC),

ligado ao Departamento de Engenharia Elétrica (DEE), da Universidade Federal

do Ceará (UFC). Neste laboratório foram feitos os testes com o relé “AREVA-

P142”. Também foi utilizada a fonte de distúrbios “California Instruments – 3KVA

AC Power Source” (Figura 4.5). A bancada de testes pode ser vista na Figura 4.6.

Figura 4.5 – Fonte de distúrbios CALIFORNIA INSTRUMENTS – 3kVA


48

Figura 4.6 – Bancada de testes do GPEC – DEE – UFC

4.4 – APLICAÇÃO DAS CURVAS DE SUPORTABILIDADE A FALTAS NOS RELÉS

NUMÉRICOS.

A curva definida pelo Operador Nacional do Sistema brasileiro (ONS), encontrada na

Figura 3.19, pode ser dividida em quatro áreas de acordo com a variação de tensão durante o

tempo, conforme a Figura 4.7.

Figura 4.7 – Curva LVRT definida pelo ONS, divida por áreas de variação de tensão


49

Na Figura 4.7, a área 1 define o estado mais crítico, onde os geradores devem perma-

necer conectados a rede até uma redução de 80% da tensão durante um período de 500 ms,

então esta deve ser a maior prioridade da configuração da proteção. A área 2 define um cres-

cimento linear de recuperação de tensão, passando de uma queda de tensão de 80% para 15%

em um período de 500 ms. O maior desafio do ajuste da proteção é garantir a variação da área

2 com a maior fidelidade possível, pois a maioria dos relés só fornecem a opção de ajustes

discretos, em intervalos de tempo, e não com crescimento linear e contínuo. A área 3 trata-se

da recuperação do sistema, com uma queda de tensão de 15% por 4 segundos, e a área 4 trata-

se da normalização total, em que após 5 segundos do início do afundamento de tensão, a ten-

são estar igual ou maio que 90% do valor nominal, a proteção não deve atuar.

4.4.1 – APLICAÇÃO DA CURVA NO RELÉ EFACEC-TPU S420

As configurações e simulações no relé “EFACEC-TPU 420” foram realizadas através

do software WinProt, fornecido também pelo fabricante EFACEC, que permite realizar os

ajustes em cada função de proteção, as programações lógicas e simular testes.

Para conseguir uma aproximação maior da curva do ONS, principalmente no que diz

respeito à área 2 da Figura 4.8, foi utilizada a função de medidas genéricas chamada de “Me-

didas”, conforme explicado na Seção 4.2.1.

O programa WinProt disponibiliza um total de 8 medidas genéricas na opção “Medi-

das”. Cada medida genérica só pode ser utilizada por uma fase ou entre duas fases. Como o

requisito do ONS é para afundamentos de tensão por fase, existem duas opções: dividir as 8

medidas entre as três fases, diminuindo a precisão da curva e utilizando somente um relé; ou

utilizar um relé por fase, cada um utilizando 8 medidas e aumentando a precisão da curva. A

opção escolhida foi a segunda opção, para garantir uma maior precisão.

Cada medida genérica foi configurada para trabalhar com tensão fase-neutro na fase A

(Tensão UA). Os valores que devem ser entrados no programa são os da tensão de primário

do sistema. Foi considerado que a tensão de primário era de 13,8 kV, dando uma tensão de

fase de 7,96 kV. A curva foi dividida em 8 pontos ou intervalos, como mostrado na Tabela

4.1.


50

Tabela 4.1 – Divisão da curva LVRT do ONS em 8 intervalos

Afundamento de

Tensão(T)

Tensão Limite

(kV)

Tempo de A-

fundamento

(em segundos)

Função

Medidas Função Timers

T > 80 % 1,593 Instantâneo Medida 1 -

67 % < T < 80 % 1,600 0,500 Medida 2 Timer 3

54 % < T < 67 % 2,629 0,6 Medida 3 Timer 3

41 % < T < 54 % 3,665 0,7 Medida 4 Timer 5

28 % < T < 41 % 4,701 0,8 Medida 5 Timer 6

15 % < T < 28 % 5,736 0,9 Medida 6 Timer 7

10 % < T < 15 % 6,772 1 Medida 7 Timer 8

T > 10% 7,171 5 Medida 8 Timer 9

Após as definições dos intervalos da curva, estes pontos foram configurados na opção

“Medida” no WinSettings do WinProt. Em cada medida a opção “Config” foi ajustada para

“Tensão UA”, as opções “Estado Alr Alto” em “OFF” e “Estado Alr Baixo” em “ON” ( para

obter sinais de trip quando a tensão atingir valores abaixo do valor definido). A opção “Limi-

ar Alto” deve ser deixada com o valor nulo, e a opção “Limiar Baixo” com a tensão definida

da tabela. Após as definições, as configurações ficam como mostradas na Figura 4.8.


51

Figura 4.8 – Configuração das medidas no WinSettings para a curva da Tabela 4.1

As configurações de tempo definidas na Tabela 4.1 foram configuradas na opção “Ti-

mers” no WinSettings do WinProt, configurando em cada Timer a opção “Tipo” para “Atra-

so” e a opção “Tempo” com cada valor. Após as definições, as configurações ficam como

mostradas na Figura 4.9.


52

Figura 4.9 – Configuração dos timers no WinSettings para a curva da Tabela 4.1

A programação Lógica é definida no WinLogic do WinProt, selecionando a opção

“Medida” e depois a opção “Lógica”. Cada medida, para os valores de máximo e mínimo de-

finidos, é apresentada na forma de portas lógicas. A entrada das portas é o próprio estado de

ativação da proteção, mas outras entradas podem ser adicionadas em conjunto se outra lógica

for necessária. A saída é associada às entradas de outras portas, a um timer, ou ao comando de

abertura de disjuntor.

A Medida 1 foi ajustada, conforme visto na Tabela 4.1, para que valores abaixo do

definido a atuação do disjuntor seja instantânea e as outras medidas foram temporizadas nos

vários Timers disponíveis. A Figura 4.10 mostra a configuração das medidas 1,2 e 3 no Win-

Logic: a Medida 1 foi associada à abertura do disjuntor, e as Medidas 2 e 3 associadas aos Ti-

mers 3 e 4.


53

Figura 4.10 – Configuração das medidas no WinLogic

Os Timers são configurados selecionando a opção “Timers” e depois a opção “Lógi-

ca”. Assim como na opção “Medida”, os Timers são como registradores, cuja entrada foi defi-

nida na configuração das medidas, e a saída deve ser a abertura do disjuntor. A Figura 4.11

mostra a configuração dos timers de 3 a 6 no WinLogic.

Após a realização das configurações e da programação lógica, os dados foram passa-

dos para o relé através da porta serial.

O WinProt disponibiliza um ambiente de testes virtuais na opção WinTest. Neste am-

biente o usuário pode entrar com valores de tensão em cada fase, vista pelo lado de baixa do

Transformador de Potencial (TP), e o relé entenderá como se fosse uma leitura real. A relação

de transformação do TP é de 120. A Figura 4.12 mostra a entrada do valor nominal de tensão

e a leitura respectiva no painel do relé.


54

Figura 4.11 – Configuração dos timers no WinLogic

Figura 4.12 – Configuração da tensão nominal no WinTest e a leitura no relé

Para cada faixa de afundamento de tensão definido, foi testada a resposta do relé de

acordo com a programação definida. A Figura 4.13 ilustra um afundamento de 56%, a Figura

4.14 mostra a mensagem dada pelo simulador que ocorreu a abertura do disjuntor.


55

Figura 4.13 – Configuração de um afundamento de tensão de 56% no WinTest e a respectiva leitura no relé

Figura 4.14 – Registro do afundamento de tensão e abertura do disjuntor no WinTest

Na Figura 4.14, o registro do afundamento ocorreu às 17 horas 02 minutos e 11, 466

segundos, e a abertura do disjuntor ocorreu às 17 horas 02 minutos e 12, 164 segundos, dando

uma diferença de 0, 698 segundos. O valor esperado era de 0,7 segundos, o que dá um erro de

apenas 0,28%, o que torna o resultado bem satisfatório.

Para todas as outras faixas de afundamento, os resultados foram satisfatórios, com er-

ros desconsideráveis. A curva Low Voltage Ride Through final obtida pode ser vista na Figura

4.15.


56

Figura 4.15 – Curva LVRT obtida através do relé EFACEC – TPU S420

4.4.2 – APLICAÇÃO DA CURVA NO RELÉ AREVA-P142

As configurações no relé “AREVA-P142” foram realizadas através do software Mi-

COM disponibilizado pelo próprio fabricante AREVA, que permite realizar os ajustes em ca-

da função de proteção, as programações lógicas, visualizar oscilografia, interface de editor de

sistema GOOSE, dentre outras funções.

No relé P142 não existe a possibilidade de usar medidas genéricas como nos relés do

fabricante EFACEC, e a única forma de realizar a proteção dos afundamentos de tensão é a-

través da proteção de subtensão (27). Como explicado na seção 4.2.2, existem quatro grupos

de ajuste de configuração independentes. Uma forma de melhorar a precisão da curva LVRT

implementada, seria a mudança de ajustes em tempo real.

O controle de grupo de ajustes é realizado através de duas entradas opto-isoladas, que

podem ser acessadas através das variáveis lógicas “DDB 526” e “DDB 527” no menu Pro-

gammable Scheme Logic Editor do MiCOM. A combinação da variação do estado lógico de

cada uma das duas variáveis possibilita a mudança para outro grupo de ajuste. As combina-

ções estão na Tabela 4.2.


57

Tabela 4.2 – Mudança de grupos de ajuste através das variáveis lógicas no relé ARE-

VA-P142

Estado da variável Grupo de Ajuste Se-lecionado DDB 527 DDB 526

0 0 Grupo 1 0 1 Grupo 2 1 0 Grupo 3 1 1 Grupo 4

Cada grupo de ajuste permite duas configurações por proteção, que podem ser instan-

tâneas ou temporizadas. Cada uma das configurações possui duas variáveis lógicas de entrada

associada. Para a função de afundamentos de tensão, as variáveis são: “V<1 Start” “V<2

Start”, “V<1 Trip”, “V<2 Trip”. As duas primeiras dizem respeito ao início do registro do

evento, e as duas últimas ao envio do sinal de trip após a temporização. Os números “1”e “2”

das variáveis dizem respeito a qual das duas configurações disponíveis a variável pertence. As

quatro variáveis são as mesmas para qualquer grupo de ajuste, enviando o sinal referente ao

grupo de ajuste selecionado.

Para a lógica programável, foi definido que a variável “V<1 Start” seria o indicador

dos afundamentos de tensão (tensão menor que 90% da tensão nominal), acionando os Timers

e as mudanças de grupo de ajuste. A variável “V<2 Start” da cada grupo de ajuste fará o for-

mato da curva, enviando o sinal de trip quando a tensão for menor do que a estabelecida. Co-

mo os grupos de ajuste irão alterar de acordo com o passar do tempo do registro do afunda-

mento de tensão, “V<2 Start” terá diferentes limites em diferentes tempos, formando uma

curva LVRT.

Tabela 4.3 – Ajuste das variáveis e Timers para curva LVRT no relé AREVA-P142

Grupos de Ajuste Ajuste "V<1" Ajuste "V<2"

Grupo Tempo de Mudança Valor (p.u.)

Tempo Trip (s) Valor (%)

Tempo Trip (s)

1 0 0,9 0 0,2 Instantâneo 2 0,5 0,9 0 0,44 Instantâneo 3 0,66 0,9 0 0,66 Instantâneo 4 0,85 0,9 4 0,85 Instantâneo

A Tabela 4.3 contém as informações dos Timers para mudança do grupo de ajuste e os

valores de cada configuração do grupo de ajuste. Em um afundamento de tensão, o valor de


58

V<1 Start” será sempre igual ao estado lógico “1”, acionando os Timers e mudando os grupos

de ajuste de acordo com a tabela verdade mostrada na Tabela 4.4, formada a partir dos dados

das Tabelas 4.2 e 4.3.

Tabela 4.4 – Tabela verdade para lógica no relé AREVA-P142

Timers

Variáveis de mudança de

grupo de ajuste

A = 500

ms

B = 660

ms

C = 850

ms DDB 527 DDB 526 Grupo

0 0 0 0 0 Grupo 1

0 0 1 0 1 Grupo 2

0 1 0 X X -

0 1 1 1 0 Grupo 3

1 0 0 X X -

1 0 1 X X -

1 1 0 X X -

1 1 1 1 1 Grupo 4

Com os dados da tabela verdade, um mapa de Karnaugh foi feito para encontrar as

equações lógicas, mostrado na Figura 4.16.

Figura 4.16 – Mapa de Karnaugh e equações lógicas

Para programar as equações lógicas na programação lógica, a opção Progammable

Scheme Logic Editor do software MiCOM deve ser selecionada. As variáveis de entrada

“V<1 Start” “V<2 Start”, “V<1 Trip”, “V<2 Trip” são adicionadas através do botão “Input

Signal”. As variáveis de saída “DDB 526” e “DDB 527” são adicionadas através do botão

“Output Signal”. Os contadores de tempo são adicionados através do botão “Timer”. A saída

de trip é adicionada através do botão “Contact Conditioner”. Por último, as portas lógicas são


59

adicionadas através dos botões “AND Gate”, “OR Gate” e “Progammable Gate”. A imple-

mentação da lógica encontra-se na Figura 4.17.

Figura 4.17 – Configuração lógica para mudança de ajustes no MiCOM

A configuração dos valores dos ajustes é feito através da opção Setting software S&R

Courrier do MiCOM. Na opção “CONFIGURATION” todos os grupos de ajustes devem ser

ativados, juntamente com a função “Volt Protection” para ativar a proteção 27. Na opção

“Setting Group” deve ser escolhido “Select Via Opto” para ativar a mudança de grupos pelas

entradas opto-isoladas . A configuração dos grupos é feita selecionando o grupo específico,

em sua respectiva proteção “VOLT PROTECTION”, e programando de acordo com os valores

definidos na Tabela 4.3. Um exemplo da programação do grupo 1 pode ser visto na Figura

4.18, onde foi considerado que a tensão entre fases no secundário do TP era de 110 V e 63,5V

entre fase e neutro.

Ao testar a lógica no relé, a mudança de grupo de ajustes não ocorreu. Após contato

com representantes do fabricante AREVA, foi informado que a versão do modelo P142 utili-

zado (modelo “P142311D3M0300J”) não possibilita a alteração de grupo de ajustes por lógi-

ca interna. A atuação do relé ficou limitada somente aos ajustes do Grupo 1.

Através da fonte de distúrbios com tensão controlável (Seção 4.3), foi aplicado inici-

almente um afundamento de tensão de 25%, sendo verificada a atuação do relé, enviando o

sinal de trip, após 0, 518 segundos, conforme Figura 4.19, o que dá um erro de 3,6%. Por úl-


60

timo, foi aplicado um afundamento de tensão de 75%, sendo verificada a atuação do relé após

0, 016 segundos na Figura 4.21, quase instantaneamente como se queria verificar.

A Figura 4.20 mostra como seria a curva LVRT obtida com a mudança do grupo de

ajustes e a Figura 4.22 mostra a curva efetivamente obtida.

Figura 4.18 – Configuração do ajuste de subtensão do Grupo 1 no MiCOM


61

Figura 4.19 – Oscilografia para um afundamento de 25% e envio de sinal de trip após 0, 518 segundos

Figura 4.20 – Curva LVRT obtida com a mudança do grupo de ajustes


62

Figura 4.21 – Oscilografia para um afundamento de 75% e envio de sinal de trip após 0, 016 segundos

Figura 4.22 – Curva LVRT obtida sem a mudança do grupo de ajustes


63

4.5 - CONCLUSÃO

Neste Capítulo foi possível realizar um estudo prático de aplicação de Curvas de Supor-

tabilidade a Faltas em dois relés numéricos de fabricantes diferentes. Os resultados obtidos

foram apresentados. Cada equipamento utilizado apresentou características lógicas diferentes,

então uma opção de lógica para formar a curva definida pelo Operador Nacional do Sistema

brasileiro em cada equipamento foi detalhada. A configuração no software de cada relé foi

bem explicada, mostrando como inserir os dados de ajuste e realizar a programação lógica.

Com estas informações, foi possível então testar e validar uma Curva de Suportabilidade a

Faltas em cada relé. Foram apresentadas algumas telas de resultados e as curvas obtidas.

CAPÍTULO 5 – Conclusão e Desenvolvimento Futuro

64

CAPÍTULO 5

CONCLUSÃO E DESENVOLVIMENTO FUTURO

5.1 - CONCLUSÃO

Neste trabalho foi apresentado uma visão geral dos requisitos de acesso aos parques eó-

licos, com foco nos afundamentos de tensão e curvas de suportabilidade a faltas em geradores

eólicos, mostrando como programar estas curvas em relés numéricos. Os requisitos têm como

objetivo garantir a Qualidade da Energia entregue aos usuários.

Os afundamentos de tensão são fenômenos onde, por curtos-circuitos ou desequilíbrios

no sistema, a tensão alcança valores abaixo dos limites, causando impactos em equipamentos,

como alteração do seu funcionamento, desligamentos indesejados e até danos elétricos. Quan-

do um afundamento de tensão ocorre, geradores elétricos tendem a se desconectar do sistema,

aumentando ainda mais a intensidade do problema. Para evitar estes desligamentos, as normas

internacionais criaram as Curvas de Suportablilidade a Faltas. As características de Qualidade

de Energia e afundamentos de tensão foram apresentadas, assim como as limitações dos gera-

dores eólicos durante os afundamentos, e a característica das Curvas de Suportabilidade a Fal-

tas.

Os requisitos de acesso aos sistemas de potência internacional de quatro dos principais

países produtores de Energia Eólica foram apresentados. Os países selecionados foram Dina-

marca, Alemanha, Portugal e Brasil. A Alemanha por ter um maior desenvolvimento da tec-

nologia eólica, apresentam assim um maior rigor nas suas normas em comparação aos outros

países em estudo quanto aos afundamentos de tensão. Todos os países apresentaram Curvas

de Suportabilidade a Faltas, onde a Alemanha mostrou também ter um maior critério, onde os

geradores eólicos devem ser capazes de suportar um afundamento de até 100% por um perío-

do de 150 ms.

Por último, foi apresentado duas alternativas de se programar dois relés dos fabricantes

EFACEC e AREVA, para atuarem de acordo com a Curva de Suportabilidade a Faltas defini-

da pela regulamentação brasileira. Toda a formulação da lógica foi apresentada, detalhando a

formação da lógica utilizada em cada equipamento, a programação nos relés, as telas e resul-

tados obtidos.

O modelo de relé do fabricante EFACEC mostrou ser o mais adequado para a aplica-

ção, apresentando uma curva mais próxima da desejada, detalhada no trabalho. O modelo do

CAPÍTULO 5 – Conclusão e Desenvolvimento Futuro

65

relé do fabricante AREVA utilizado apresentou limitações na programação lógica, não alcan-

çando os resultados esperados. As duas curvas, idealizada e obtida na prática, são apresenta-

das.

5.2 - DESENVOLVIMENTO FUTURO

A segunda etapa deste Projeto será a aplicação das Curvas de Suportabilidade a Faltas

em outros relés numéricos, de diferentes fabricantes, e a simulação do desempenho dos relés

em softwares como PSCAD.

Uma opção de melhoria do trabalho apresentado seria o desenvolvimento de um hard-

ware externo que interprete os afundamentos de tensão, com a curva Low Voltage Ride T-

hrough armazenada em uma memória interna, fazendo comparações da tensão com os pontos

da curva e enviando sinais para o relé atuar quando necessário. Esta alternativa é valida em

relés onde não é possível se obter a curva LVRT em sua lógica interna.

Referências Bibliográficas

66

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UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ CENTRO DE … DE ALENCAR SOUZA.pdf · Esta monografia foi julgada adequada para obtenção do diploma de Graduação em Engenharia Elétrica, e aprovada