Universidade de São Paulo
Escola de Engenharia de São Carlos
Departamento de Engenharia Elétrica e de Computação
Análise e Ajuste das Proteções de Geradores Síncronos Distribuídos visando a Operação Ilhada
Murilo Portela Ribeiro
São Carlos
2016
Murilo Portela Ribeiro
Análise e Ajuste das Proteções de Geradores Síncronos Distribuídos visando a Operação Ilhada
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à Escola de
Engenharia de São Carlos, da Universidade de São Paulo
Curso de Engenharia Elétrica com ênfase
em Sistemas de Energia e Automação
Orientador: Prof. Dr. José Carlos de Melo Vieira Júnior
São Carlos
2016
7
Agradecimentos
Aos meus pais, que sempre me ajudaram e apoiaram nas minhas escolhas e
guiaram quando necessário. Agradeço pelo amor e apoio que me forneceram.
Agradeço ao meu irmão pelas conversas e conselhos.
À minha família por sempre estarem presentes.
Aos amigos e colegas que fiz ao longo do curso. Pelas conversas, brincadeiras e
discussões.
Agradeço ao Daniel Motter e Fabricio Mourinho pela ajuda neste trabalho e pelo
tempo que dedicaram ao meu auxílio.
Agradeço ao professor orientador José Carlos; pela dedicação, compreensão e
tempo ao me guiar no desenvolvimento deste trabalho.
Agradeço aos funcionários do Departamento de Engenharia Elétrica e de
Computação da Escola de Engenharia de São Carlos pelo auxílio, disponibilidade e rapidez.
Agradeço à banca pelos pontos de melhoria neste trabalho.
8
9
Sumário
Lista de Figuras ................................................................................................................. 11
Lista de Tabelas ................................................................................................................. 14
1 Introdução ....................................................................................................................... 19
1.1 Objetivos ................................................................................................................... 23
1.2 Estrutura da Dissertação ......................................................................................... 23
2 Geração Distribuída ........................................................................................................ 25
2.1 Ilhamento .................................................................................................................. 30
3 Proteções do Sistema Elétrico ....................................................................................... 33
3.1 Proteções do Sistema Simulado ............................................................................. 35
3.1.1 Proteção de Sobretensão (59) .......................................................................... 36
3.1.2 Proteção de Subtensão (27).............................................................................. 37
3.1.3 Proteção de Frequência (81) ............................................................................. 39
3.1.4 Proteção de Sobre-excitação (24) ..................................................................... 41
3.1.5 Proteção de Sobrecorrente (50/51) ................................................................... 43
4 Software, Simulações e Malhas de Controle ................................................................ 46
4.1 Software ATP ............................................................................................................ 46
4.1.1 Implementação das Proteções .......................................................................... 47
4.2 Diagrama do Circuito Simulado .............................................................................. 47
4.3 Malhas de Controle .................................................................................................. 48
4.3.1 Diagramas de Operação em Paralelo com a Rede ........................................... 48
4.3.2 Diagramas de Operação em Modo Ilhado ......................................................... 51
4.4 Considerações Necessárias para as Simulações .................................................. 52
5 Resultados Obtidos ........................................................................................................ 56
5.1 Resposta do Sistema sem Mudança no Controle .................................................. 56
5.2 Resposta para diferentes Condições de Cargas e Chaveamento ......................... 58
5.2.1 Respostas do Sistema para a Carga 1 .............................................................. 59
5.2.2 Respostas do Sistema para a Carga 2 .............................................................. 63
5.2.3 Respostas do Sistema para a Carga 3 .............................................................. 67
10
5.3 Atuação das Proteções e Seus Ajustes Necessários ............................................ 72
5.3.1 Respostas das Proteções para a Carga 1 ......................................................... 72
5.3.2 Respostas das Proteções para a Carga 2 ......................................................... 74
5.3.3 Respostas das Proteções para a Carga 3 ......................................................... 75
5.4 Resposta do sistema frente a curtos-circuitos ...................................................... 77
6 Conclusões ..................................................................................................................... 79
6.1 Trabalhos Futuros .................................................................................................... 80
Referências Bibliográficas ................................................................................................ 81
Apêndices .......................................................................................................................... 83
Apêndice A : Especificações dos Elementos do Circuito ........................................... 83
11
Lista de Figuras
Figura 1 : Diagrama de uma Rede de Distribuição (Fonte: [5])............................................. 21
Figura 2 : Curva de Carga (Fonte: [8]). ................................................................................ 27
Figura 3 : Domicílios Rurais sem Acesso a Sistemas de Energia (Fonte: [8]). ..................... 29
Figura 4 : Nível de Tensão com e sem Gerador Distribuído na Rede de Distribuição (Fonte:
[8]). ...................................................................................................................................... 30
Figura 5 : Curva de Comportamento de um Relé de Sobretensão (Fonte: [21]). .................. 38
Figura 6 : Diagrama de Campbell (Fonte: [22], [5]). ............................................................. 39
Figura 7 : Zonas de Operação para Diferentes tipos de Turbinas (Fonte: [22]). ................... 41
Figura 8 : Curvas de atuação de um Relé de Sobrecorrente Temporizado (Fonte: [27]). ..... 45
Figura 9 : Sistema simulado no aplicativo ATPDraw. ........................................................... 48
Figura 10 : Malha de Controle do Governador operando em paralelo com a Rede de
Distribuição. ......................................................................................................................... 49
Figura 11 : Malha de Controle do Sistema de Excitação operando em paralelo com a Rede
de Distribuição. .................................................................................................................... 49
Figura 12: Característica de queda de frequência (Fonte: [31])............................................ 50
Figura 13 : Malha de Controle do Governador operando ilhado. .......................................... 52
Figura 14: Malha de Controle de Sistema de Excitação operando em modo ilhado. ............ 52
Figura 15 : Janela de configuração do ATP. ........................................................................ 53
Figura 16 : Janela de ajuste para determinar a ordem de solução dos elementos. .............. 54
Figura 17 : Janela de configuração de um MODEL para determinar a sua ordem de solução.
............................................................................................................................................ 55
Figura 18 : Potência ativa do gerador quando o controle não é chaveado. .......................... 56
Figura 19 : Frequência elétrica do sistema quando o controle não é chaveado. .................. 57
Figura 20 : Tensão da fase A do ponto de acoplamento do gerador quando o controle não é
chaveado. ............................................................................................................................ 57
Figura 21 : Potência ativa produzida pelo gerador para a Carga 1 com diferentes tempos de
chaveamento. ...................................................................................................................... 59
Figura 22 : Potência reativa produzida pelo gerador para a Carga 1 com diferentes tempos
de chaveamento. ................................................................................................................. 60
Figura 23 : Região da curva de potência reativa da Carga 1 desconsiderando o pico. ........ 60
Figura 24 : Tensão no ponto de acoplamento do gerador para a Carga 1 com diferentes
tempos de chaveamento. ..................................................................................................... 61
Figura 25 : Frequência elétrica do sistema para a Carga 1 com diferentes tempos de
chaveamento. ...................................................................................................................... 62
12
Figura 26 : Corrente da armadura do gerador para a Carga 1 com diferentes tempos de
chaveamento. ...................................................................................................................... 62
Figura 27 : Relação entre tensão e frequência para a Carga 1 com diferentes tempos de
chaveamento. ...................................................................................................................... 63
Figura 28 : Potência ativa produzida pelo gerador para a Carga 2 com diferentes tempos de
chaveamento. ...................................................................................................................... 64
Figura 29 : Potência reativa produzida pelo gerador para a Carga 2 com diferentes tempos
de chaveamento. ................................................................................................................. 64
Figura 30 : Região da curva de potência reativa da Carga 2 desconsiderando o pico. ........ 65
Figura 31 : Tensão no ponto de acoplamento do gerador para a Carga 2 com diferentes
tempos de chaveamento. ..................................................................................................... 65
Figura 32 : Frequência elétrica do sistema para a Carga 2 com diferentes tempos de
chaveamento. ...................................................................................................................... 66
Figura 33 : Corrente da armadura do gerador para a Carga 2 com diferentes tempos de
chaveamento. ...................................................................................................................... 66
Figura 34 : Relação entre tensão e frequência para a Carga 2 com diferentes tempos de
chaveamento. ...................................................................................................................... 67
Figura 35 : Potência ativa produzida pelo gerador para a Carga 3 com diferentes tempos de
chaveamento. ...................................................................................................................... 68
Figura 36 : Potência reativa produzida pelo gerador para a Carga 3 com diferentes tempos
de chaveamento. ................................................................................................................. 68
Figura 37 : Região da curva de potência reativa da Carga 2 desconsiderando o pico. ........ 69
Figura 38 : Tensão no ponto de acoplamento do gerador para a Carga 3 com diferentes
tempos de chaveamento. ..................................................................................................... 69
Figura 39 : Frequência elétrica do sistema para a Carga 3 com diferentes tempos de
chaveamento. ...................................................................................................................... 70
Figura 40 : Corrente da armadura do gerador para a Carga 3 com diferentes tempos de
chaveamento. ...................................................................................................................... 70
Figura 41 : Relação entre tensão e frequência para a Carga 3 com diferentes tempos de
chaveamento. ...................................................................................................................... 71
Figura 42 : Sinal de atuação do relé de frequência (curva verde) para a Carga 1 com
chaveamento em 100 ms. .................................................................................................... 73
Figura 43 : Sinal de atuação do relé de frequência para a Carga 1 com chaveamento em 200
ms ........................................................................................................................................ 74
Figura 44 : Sinais de atuação dos relés de frequência para a Carga 2 com diferentes tempos
de chaveamento. ................................................................................................................. 75
13
Figura 45 : Sinal de atuação do relé de frequência para a Carga 3 (curva ATF) com
diferentes tempos de chaveamento. .................................................................................... 76
Figura 46 : Comportamento da corrente para as Cargas 1, 2 e 3 devido a um evento de
curto-circuito ........................................................................................................................ 77
Figura 47 : Sinal de atuação do relé de sobrecorrente devido a um evento de curto-circuito
............................................................................................................................................ 78
14
Lista de Tabelas
Tabela 1 : Consumo de Energia Brasileira por setor (Fonte: [2]). ......................................... 20
Tabela 2 : Crescimento em relação ao ano anterior (Fonte: [2])........................................... 20
Tabela 3 : Capacidade instalada geração distribuída (Fonte: [4])......................................... 20
Tabela 4 : Resposta do Sistema para Tensões Anormais (Fonte: [20])................................ 36
Tabela 5 : Ajustes dos tempos de atuação para Frequência (Fonte: [20]). ........................... 40
Tabela 6 : Parâmetros das Curvas do Relé de Sobrecorrente de Tempo Inverso ................ 45
Tabela 7 : Cargas Simuladas no Sistema ............................................................................ 58
Tabela 8 : Comparativo das frequências para diferentes cargas e chaveamentos ............... 71
Tabela 9 : Resumo dos ajustes iniciais das proteções simuladas ........................................ 72
Tabela 10 : Ajuste proposto para o relé de frequência ......................................................... 77
Tabela 11 : Ajuste da função de sobrecorrente para melhorar a sensibilidade..................... 78
Tabela A.1 : Parâmetros do gerador que representa um barramento infinito ....................... 83
Tabela A.2 : Parâmetros do elemento RLC do gerador ........................................................ 83
Tabela A.3 : Parâmetros da chave de abertura da linha de transmissão .............................. 83
Tabela A.4 : Parâmetros da linha de transmissão ................................................................ 84
Tabela A.5 : Parâmetros da chave de modo de controle ...................................................... 84
Tabela A.6 : Parâmetros do gerador síncrono distribuído .................................................... 85
Tabela A.7 : Parâmetros das malhas de controle ................................................................. 86
15
Resumo
RIBEIRO, M. P. Análise e Ajuste das Proteções de Geradores Síncronos Distribuídos visando a Operação Ilhada. 2016. 86p. Trabalho de Conclusão de Curso
(Engenharia Elétrica com ênfase em Sistemas de Energia e Automação). Escola de
Engenharia de São Carlos, Universidade de São Paulo, São Carlos, 2016.
Este trabalho apresenta um estudo da operação de um Gerador Distribuído (GD)
ora produzindo energia elétrica em paralelo com a rede distribuição, ora energizando o
sistema isoladamente em modo ilhado. A máquina considerada é do tipo síncrona.
Inicialmente, o gerador está conectado a um barramento infinito que determina a frequência
e a tensão do sistema e há um sistema de controle de potência ativa e reativa produzida
pelo gerador distribuído. É simulada uma abertura na linha que conecta o gerador ao
barramento para ilhar o sistema. Após um certo tempo, as malhas de controle são alteradas
para ajustar a tensão e frequência produzidas pelo gerador. É analisada a atuação das
proteções do gerador devido à transição entre a operação em paralelo e ilhada. As
proteções foram ajustadas quando necessário para possibilitar a operação ilhada. As
simulações foram realizadas no software ATP (Alternative Transients Program) utilizado em
conjunto com o aplicativo ATPDraw.
Palavras-chave: Rede de Distribuição Energia Elétrica, Gerador Distribuído, Ilhamento,
Proteção, Controle, Alternative Transients Program.
16
17
Abstract
RIBEIRO, M. P. Analysis and Adjustment of the Protections of a Synchronous Generators with the objective of Island Operation. 2016. 86p. Final paper
(Electrical Engineering with Emphasis on Power Systems and Automation). São Carlos
School of Engineering, University of São Paulo, São Carlos, 2016.
This work presents a study about the operation of a Distributed Generator (DG),
which will sometimes be generating electrical energy alongside the distribution system,
sometimes will be energizing the grid alone in a state of loss of main. The machine
considered is a synchronous one. At the start of the simulation, the generator is connected to
an infinite bus, which determines the frequency and voltage of the system, and active and
reactive powers are injected the distributed generator. An opening signal is simulated in the
line connecting the generator to the bus so that the system can be considered an energized
island. After a period, the DG control is changed to control the frequency and voltage in the
islanded system. The tripping of the protection associated with the generator due to the
transients during this control change of mode is analyzed. The protection settings were
adjusted when necessary to enable the island formation. The simulations were performed by
using the software ATP (Alternative Transients Program) coupled with the application
ATPDraw.
Keywords: Electric Power Distribution System, Distributed Generator, Loss of Main,
Protection, Control, Alternative Transients Program.
18
19
1 Introdução
Um Sistema Elétrico de Potência (SEP) é composto por três sistemas
fundamentais: geração, transmissão e distribuição. Os geradores de energia são
responsáveis pela conversão de uma fonte de energia (química, potencial, cinética) em
energia elétrica. As linhas de transmissão de alta tensão são responsáveis pelo transporte
da energia gerada até o sistema de distribuição onde estão presentes os consumidores
finais, sendo este composto por indústrias (rede primária de alta tensão), comércios e
domicílios (rede secundária de baixa tensão). Neste contexto estão presentes os desafios
devidos à demanda por energia elétrica e limitações na oferta de energia.
No Brasil e no mundo, as malhas energéticas de distribuição de energia estão
conectadas a diversos setores de cadeias produtivas, a diferentes tipos de consumidores
residenciais e a fontes de energia secundárias. Dentre estas fontes secundárias é possível
citar os Geradores Distribuídos, cujo intuito é aumentar a confiabilidade do sistema como um
todo e suprir a demanda energética das cargas que estão sendo alimentadas pelo sistema.
Estas cargas que têm um gerador podem apresentar diferentes tipos de perfis de consumo e
são conhecidos como autoprodutores. Estes podem ser categorizados em três tipos distintos
em função do seu comportamento [1]:
Autoprodutores com venda de excedente: são consumidores que têm geração
própria em paralelo com o sistema da concessionária e que vendem o
excedente de sua geração para a concessionária ou a terceiros, usando a
rede desta;
Autoprodutores sem venda de excedentes: são consumidores com geração
própria em paralelo com o sistema da concessionária e que não possuem
excedente para venda;
Produtores independentes de energia: são pessoas jurídicas ou empresas
reunidas em consórcio que recebem concessão ou autorização para produzir
energia elétrica destinada ao comércio de toda ou parte da energia produzida,
por sua conta e risco, utilizando a rede da concessionária para tanto.
Atualmente no Brasil, as Gerações Distribuídas estão em foco devido à
necessidade de diversificar as fontes de energia, reduzindo a dependência das principais
fontes e aumentando a capacidade produtiva. Primeiramente, para justificar a necessidade
do aumento da capacidade energética no Brasil é preciso observar a Tabela 1, que mostra
um histórico de cinco anos do consumo de energia por setor. É possível observar uma
tendência de aumento ao longo do tempo (para o ano de 2015 são apresentados dados
preliminares).
20
Essa tendência é mais facilmente observada na Tabela 2 que apresenta o
crescimento em relação ao ano anterior. No ano de 2015 houve uma queda na demanda
principalmente devido à crise econômica brasileira, que teve um impacto mais significante
no setor industrial.
Tabela 1 : Consumo de Energia Brasileira por setor (Fonte: [2]).
CONSUMO (GWh) 2011 2012 2013 2014 2015* BRASIL 433,034 448,105 463,142 474,823 464,682 RESIDENCIAL 111,971 117,646 124,908 132,302 131,315 INDUSTRIAL 183,576 183,425 184,685 179,106 169,574 COMERCIAL 73,482 79,226 83,704 89,840 90,383 OUTROS 64,006 67,808 69,846 73,575 73,411
Tabela 2 : Crescimento em relação ao ano anterior (Fonte: [2]).
CRESCIMENTO (%) 2011 2012 2013 2014 2015* BRASIL 4,2 3,5 3,4 2,5 -2,1 RESIDENCIAL 4,4 5,1 6,2 5,9 -0,7 INDUSTRIAL 2,3 -0,1 0,7 -3 -5,3 COMERCIAL 6,2 7,8 5,7 7,3 0,6 OUTROS 7 5,9 3 5,3 -0,2
Visando incentivar a expansão dessa fonte o Ministério de Minas e Energia
(MME) colocou em prática o Programa de Desenvolvimento da Geração distribuída (ProGD)
com base em fontes renováveis de energia, com ênfase na solar fotovoltaica. O Programa
pretende movimentar aproximadamente R$100 bilhões em investimento até 2030, segundo
[3]. A Tabela 3 mostra a capacidade instalada da Geração distribuída no Brasil no ano de
2015.
Tabela 3 : Capacidade instalada geração distribuída (Fonte: [4]).
Fonte (MW) Capacidade em 2015
Hidráulica 0,8 Térmica 2,3 Eólica 0,1 Solar 13,3
Capacidade disponível 16,5
A fonte [3] cita ainda que a expectativa é de que até o ano de 2030 existirão
mais de 2,7 milhões de unidades consumidoras capazes de gerarem energia por conta
21
própria, entre residência, comércios, indústrias e no setor agrícola, podendo resultar em
uma produção de 23,500 MW a partir de fontes renováveis.
A conexão de diversas fontes de energia ao sistema de distribuição gera um
outro ponto de discussão que vem sendo estudado nos últimos tempos: a operação em
paralelo e ilhada do gerador. Para entender a ideia desta discussão, considere o diagrama
de uma rede de distribuição com um autoprodutor apresentado na Figura 1. O sistema opera
em regime permanente até um instante de tempo no qual o disjuntor DJ1 detecta uma falta
no sistema. Esta falta força sua abertura, isolando parte do sistema industrial da rede de
distribuição e fazendo com que o gerador GS opere isoladamente.
Nesta nova configuração o Gerador GS estará suprindo a demanda energética
da área especificada na Figura 1, chamada de Zona A. Supondo que o gerador não foi
projetado para operar nesta configuração e que está aquém da sua capacidade, parte da
carga deverá ser cortada para que o sistema não se torne instável. Na configuração que o
gerador está suprindo energia apenas para a Zona B, a carga estará dentro da sua
capacidade máxima e sem exceder os limites da sua capabilidade, ou seja, poderá operar
isoladamente.
Figura 1 : Diagrama de uma Rede de Distribuição (Fonte: [5]).
22
Dada a ocorrência do ilhamento e sua detecção pelo sistema de proteção da
rede, e consequentemente a eliminação da conexão do sistema de distribuição e do sistema
industrial, é de interesse que o gerador distribuído mantenha a energização da sua zona
para que o sistema continue em operação após seu ilhamento, evitando que ele seja
desligado do conjunto elétrico quando não existe necessidade dessa operação. A transição
entre os modos de operação em paralelo e isolado requer que o sistema satisfaça alguns
requerimentos para que possa operar de maneira segura. A viabilidade de sua operação
ilhada passa por três pontos fundamentais [5]:
Alteração automática do modo de controle do regulador de velocidade e do
sistema de excitação do gerador síncrono: Um sistema que possui geradores
operando em paralelo com o sistema de distribuição busca controlar seus
níveis de potência ativa e de potência reativa, visando que o consumidor não
injete potência reativa excessiva no sistema (que acarreta multas) e que o
gerador opere de forma estável e suave. Os níveis de tensão e frequência
são de responsabilidade da concessionária. Esta deve mantê-los em
patamares aceitáveis de acordo com os requisitos do sistema média ou baixa
tensão e frequência em 50 hz ou 60 hz, para o Brasil o ajuste é feito no último
valor. Entretanto, quando o autoprodutor é desconectado da rede de
distribuição a influência deste desaparece. Portanto, torna-se necessário
ajustar a metodologia de controle do regulador de velocidade e do sistema de
excitação. Antes do ilhamento estes são referenciados pelos níveis de
potência ativa e reativa, após o ilhamento eles devem ser modificados para
ajustar a potência mecânica e tensão de excitação em função dos níveis de
frequência e de tensão, respectivamente, do sistema isolado.
Implementação do corte automático de carga: o sistema operando ilhado
deverá suprir a demanda da região que está energizando, entretanto, a
demanda total das cargas pode exceder a capacidade máxima e/ou a tomada
de carga da máquina. Neste caso é necessário eliminar parte das cargas para
que o sistema não apresente instabilidades. Idealmente, este corte deve ser
seletivo, ou seja, cargas consideradas prioritárias devem ser mantidas.
Reajustes automáticos dos relés de proteção: os níveis dos relés devem ser
ajustados para patamares considerados mais seletivos, ou seja, serão
ajustadas de tal forma que são considerados os transitórios elétricos do
sistema na mudança do controle. Este ajuste é possível devido ao advento de
relés digitais, pois permitem a alteração dos ajustes de forma automática com
23
o uso de um sistema interligado. O sistema além de alterar o controle do
gerador também deverá modificar os níveis de atuação das proteções.
Os ajustes das proteções são de extrema importância para viabilizar o
funcionamento sem interrupção por parte da GD. Quando o sistema detecta o ilhamento e
gera o sinal de abertura, o sistema passa por transitórios de tensão, frequência e corrente
que na coordenação de proteções estabelecida antes do ilhamento poderia desconectar o
gerador do sistema. Mas como será discutido, estas oscilações são reduzidas mudando o
controle do gerador, viabilizando que continue em operação. Ou seja, é necessário realizar
um ajuste das proteções no sistema dado o evento do ilhamento para que ele continue em
funcionamento.
1.1 Objetivos
O trabalho que será realizado visa avaliar a operação paralela e ilhada de um
gerador síncrono distribuído considerando as suas proteções (frequência, sobretensão,
subtensão, sobreexcitação, sobrecorrente), os métodos de controle e os transitórios
decorrentes da mudança de operação. Para tanto foi utilizado o software ATP (Alternative
Transients Program) para realizar a modelagem e análises da reposta temporal do sistema
frente a eventos simulados. Para diferentes condições foi analisado o comportamento das
proteções e estas serão ajustadas a fim de que o sistema continue em operação quando for
viável.
1.2 Estrutura da Dissertação
Tendo em mente os pontos levantados na introdução, este trabalho está
organizado da seguinte forma:
No Capítulo 2 é discutido o que é geração distribuída. São apresentadas as
definições existentes bem como o conceito utilizado ao longo deste trabalho,
suas características considerando os diversos trabalhos sobre o assunto e
portes das fontes. Em seguida são abordadas as vantagens da sua utilização
comparadas com as demais fontes geradoras, bem como algumas das
desvantagens associadas com o seu uso. É explicado o evento conhecido
como Ilhamento. Este será de grande importância, pois será a ocorrência
avaliada nas simulações. São abordadas as definições deste caso e os
perigos associados com o ilhamento não intencional;
No Capítulo 3 é abordada a importância das proteções em um sistema
elétrico de potência e as características das que serão simuladas no circuito;
24
No Capítulo 4 será argumentado o uso do software ATP para a realização das
simulações. Serão apresentados também o circuito analisado e as malhas de
controle do sistema para as quais o sistema deverá operar na condição de
operação em paralelo com a rede ou ilhado. Para finalizar, são discutidas as
condições necessárias para as simulações.
No Capítulo 5 serão apresentadas as possíveis condições de operação e a
resposta do sistema e das proteções para o evento de ilhamento. Ao final
deste capítulo será possível extrair as conclusões para o término deste
Trabalho;
No Capítulo 6 são apresentadas as conclusões que puderam ser feitas a
partir dos embasamentos teóricos discutidos ao longo deste trabalho e das
simulações realizadas. Ao final desse capítulo será levantada uma breve
discussão sobre os próximos trabalhos correlacionados a este que podem ser
feitos;
Nas referências bibliográficas serão apresentados os artigos, livros e sites
que foram utilizadas ao longo do desenvolvimento deste texto e que serviram
de embasamento teórico e fonte de argumento;
O Apêndice apresenta os documentos de apoio para a simulação.
Especificando os ajustes dos elementos da simulação, dentre eles: o
barramento infinito, as constantes da máquina, as constantes das malhas de
controle e as linhas de transmissão.
25
2 Geração Distribuída
Os estudos relacionados à Geração distribuída são diversos e estão sendo
realizados em diversos países (cada um com requisitos específicos para seu sistema
elétrico) e portanto não existe uma definição única para GDs e as normas que definem seu
uso e restrições sofrem mudanças. Além disso, os estudos associados ao seu uso são cada
vez mais constantes devido as suas vantagens e o contexto histórico que se apresenta.
Para exemplificar as possíveis definições temos o Eletric Power Research Institute, cujos
parâmetros são “uma geração desde alguns kW até 50 MW”; o Gas Research Institute,
“tipicamente entre 25 e 25 MW” e Cardell, “entre 500 kW e 1 MW” [6].
No caso brasileiro, o PRODIST (Procedimentos de Distribuição de Energia
Elétrica no Sistema Elétrico Nacional) define geração distribuída como qualquer central de
potência conectada à rede de distribuição, operando de forma isolada ou em paralelo.
O decreto número 5.163 de 30 de julho de 2004 define da seguinte forma:
“Art. 14. Para os fins deste Decreto, considera-se geração distribuída a produção
de energia elétrica proveniente de empreendimentos de agentes concessionários,
permissionários ou autorizados (...), conectados diretamente no sistema elétrico de
distribuição do comprador, exceto aquela proveniente de empreendimento:
I – hidrelétrico com capacidade instalada superior a 30 MW; e
II – termelétrico, inclusive de cogeração, com eficiência energética inferior a
setenta e cinco por cento, (...)
Parágrafo único. Os empreendimentos termelétricos que utilizam biomassa ou
resíduos de processo como combustível não estarão limitados ao percentual de eficiência
energética prevista no inciso II do caput.”
Dada a gama de possibilidades para se definir uma GD no âmbito internacional é
necessário construir um critério mais generalizado, segundo [6]: “Geração Distribuída pode
ser definida como uma fonte de geração de energia contida em uma rede de distribuição ou
próximo da rede do consumidor”. O autor também recomenda a seguinte distinção em
relação às potências dos geradores:
Micro: 1 W – 5kW;
Pequena: 5 kW – 5MW;
Média: 5 MW – 50 MW;
Grande: 50 MW – 300 MW;
26
Como não existe uma definição formal para GDs, também não haverá um
conjunto de características formais que precisa apresentar. Entretanto, da mesma forma que
é possível criar uma definição genérica, também é viável utilizar os pontos de interseção
entre as definições para atribuir as suas características:
Proximidade ao ponto consumidor;
Potências mais baixas quando comparadas a Usinas;
Diversidade tecnológica elevada;
Flexibilidade onde pode ser implantada
Devido às características que as GDs usualmente possuem é possível inferir
algumas das vantagens que seu uso agrega, como a redução das perdas devido à
proximidade entre gerador e consumidor e a diminuição da dependência em relação a fontes
não renováveis devido ao uso de fontes alternativas. Segundo [6], as contribuições de uma
GD podem ser diversificadas em relação a três perspectivas: dos clientes individuais, de um
grupo de clientes e sua companhia de distribuição e do mercado como um todo e
operadores do sistema.
Os benefícios decorrentes do uso das GDs foram retirados de [8] e [9],
discutidos a seguir:
Postergação de investimentos
Um sistema de distribuição de energia sofre limitações decorrentes do
desequilíbrio energético entre a fonte geradora de energia e as cargas sendo supridas. Este
desequilíbrio existe quando a demanda das cargas que estão sendo alimentadas está
aquém da capacidade dos componentes que alimentam o sistema. Caso esta situação
perdure aumentarão os riscos de falhas dos equipamentos decorrentes da sobrecarga que
coloca os dispositivos em um ponto de operação fora do nominal. O aumento na
probabilidade da ocorrência de falhas reduz a confiabilidade do sistema e, caso ocorra,
aumenta os custos decorrentes da necessidade de realizar manutenção nos equipamentos
e operações de chaveamento da rede.
A análise dessas situações é feita pela curva de duração de carga, que
representa a quantidade de tempo ao longo do ano (em valores percentuais) no qual a carga
está acima de uma fração do seu valor de pico. A Figura 2 mostra um exemplo de uma
curva de duração de carga em um sistema de distribuição. O valor inicia em 100% e
decresce até chegar ao ponto de carga mínima. A linha cheia mostra um exemplo de curva
de duração de carga típica de um sistema de distribuição, um exemplo de leitura é: durante
10% do ano a carga excede mais que 70% do seu valor de pico. Apesar dos equipamentos
27
elétricos serem capazes de operar em sobrecarga, eles só podem fazê-lo por um certo
tempo (dependência das especificações técnicas) antes que apresentem alguma falha.
Neste contexto, as GDs são capazes de reduzir os riscos decorrentes da
geração em sobrecarga. A curva tracejada da Figura 2 mostra um exemplo de curva de
duração de carga com um gerador distribuído acoplado à rede de distribuição. Fazendo
novamente a leitura, é possível perceber que para a mesma operação acima de 70%, o
sistema passa a ficar nesse estado por aproximadamente 2% do ano. Ou seja, o emprego
do gerador auxilia no suprimento da demanda do sistema, aliviando o estresse nos
equipamentos. Este alívio proporciona à concessionária de energia a chance de adiar os
projetos de expansão e renovação da sua infraestrutura, seja pela substituição dos
equipamentos ou pela construção de subestações.
A DPCA (Distributed Power Coalition of America) estima que o emprego das
GDs proporciona uma economia de 1,60 a 60,27 U$ / MWh aos sistemas de transmissão e
distribuição de energia devido ao adiamento das obras nessas redes [10].
Figura 2 : Curva de Carga (Fonte: [8]).
28
Redução de perdas
Os equipamentos que compõem o sistema elétrico de potência são não ideais,
ou seja, a potência de entrada fornecida aos equipamentos do sistema (transformadores,
linhas de transmissão, máquinas elétricas, etc) sempre será maior que a de saída
decorrente das perdas elétricas. A ordem de grandeza dessas perdas é entre 4 e 7% da
potência transmitida, que é a perda decorrente dos sistemas de transmissão e varia
dependendo da distância entre o gerador e o consumidor.
Uma das características apresentadas é a de que uma GD apresenta
proximidade ao seu consumidor, portanto as perdas associadas à transmissão serão
reduzidas.
O custo das perdas na transmissão é repassado ao consumidor final. A DPCA
estima que o emprego das GDs proporciona uma economia de 2,34 a 3,14 U$ / MWh aos
sistemas de transmissão e distribuição de energia devido à redução das perdas de energia
no sistema.
Confiabilidade
O emprego de GD proporciona ao sistema uma potencial fonte de energia
isolada no caso de interrupção. Além de proporcionar mais estabilidade ao sistema de
energia, ele também proporciona um alívio aos sistemas de distribuição, conforme explicado
anteriormente. O aumento na estabilidade e o alívio fazem com que os riscos sejam
mitigados e, portanto, apresentando maior confiabilidade.
Atendimento às comunidades isoladas
Consumidores cuja localidade é isolada ou de difícil acesso são prejudicados
devido à dificuldade da construção de sistemas de transmissão e distribuição. Nesses
ambientes o emprego de GDs é uma alternativa viável devido à maior flexibilidade em
relação às suas possíveis fontes de energia primária e a proximidade ao ponto de carga ao
qual irá fornecer energia.
A Figura 3 mostra um gráfico onde é possível observar a quantidade de
domicílios rurais sem acesso a sistemas de energia no ano de 2005. As regiões que
apresentam a atividade agrícola como principal fonte de produção podem ainda utilizar os
resíduos decorrentes dessas atividades como fonte de combustível para suas fontes
geradoras.
29
Figura 3 : Domicílios Rurais sem Acesso a Sistemas de Energia (Fonte: [8]).
Benefícios ao meio ambiente
As GDs apresentam uma maior diversidade quanto ao uso de fontes de energia,
podendo empregar tanto fontes não renováveis (petróleo, carvão) como as renováveis
(eólica, solar). Quando estas são empregadas, os benefícios ao meio ambiente podem ser
citados.
Os principais efeitos são associados à redução dos impactos ambientais. Como
não há emissão de gases tóxicos pelas fontes de energia renováveis citadas, contribui
indiretamente para a mitigação das mudanças climáticas. Redução nos desmatamentos e
da necessidade de realizar alagamentos para construção de hidroelétricas, pois auxilia no
suprimento da demanda energética.
Qualidade de Energia Elétrica
Um sistema de distribuição que possui cargas concentradas nos extremos da
rede pode apresentar quedas significativas no nível de tensão. A inserção de uma GD faz
com que esse nível de tensão seja elevado novamente, garantindo uma maior qualidade em
relação ao perfil da onda de tensão. A Figura 4 mostra um exemplo do impacto que GD tem
no nível de tensão.
30
Figura 4 : Nível de Tensão com e sem Gerador Distribuído na Rede de Distribuição (Fonte: [8]).
As vantagens abordadas anteriormente são reforçadas pela Agência Nacional de
Energia Elétrica (ANEEL) que justifica o uso das GDs pelo baixo impacto ambiental, redução
no carregamento das redes, redução da rede e diversificação da matriz energética [11].
Conforme argumentado, os benefícios que o emprego de uma GD é capaz de
trazer para o consumidor final, concessionárias de energia e ao meio ambiente são diversos
e suficientes para justificar o seu emprego. Entretanto, existem desvantagens abordadas em
[8] e [9] que precisam ser consideradas. Essas considerações estão apresentadas a seguir.
Custo das Tecnologias
O custo elevado da tecnologia empregada em GDs é um dos principais fatores
que inviabiliza o seu maior crescimento no mercado energético brasileiro, pois desestimula o
investimento do setor. Destaque para os painéis fotovoltaicos e células combustíveis.
Também há de se mencionar o custo da manutenção.
Poluição Sonora
Os ruídos decorrentes da operação dos geradores do tipo turbina a gás ou eólica
podem gerar incômodo aos consumidores. Enquanto que as usinas estão construídas a
distâncias elevadas dos pontos de consumo, no caso das GDs elas estão muito mais
próximas dos pontos de consumo.
2.1 Ilhamento
Conforme apresentado na introdução, existe um estímulo do governo para a
expansão do número de GDs conectadas ao sistema de distribuição para poder suprir o
aumento da demanda energética pela sociedade, em específico as indústrias. Estes usam
principalmente fontes de energia consideradas como sendo limpas (dentro outras: solar
fotovoltaica, eólica e hidráulica). Foram abordadas as suas vantagens e desvantagens no
31
capítulo anterior, aumento na confiabilidade do sistema e a possibilidade de gerar benefícios
para o consumidor e para o sistema como um todo. Entretanto, a interconexão traz
dificuldades técnicas desde a coordenação das proteções até o funcionamento do gerador.
De acordo com [12], um dos problemas é o Ilhamento (também conhecido como loss of
main ou loss of grid), que é estabelecido quando parte do sistema de cargas é energizado
pela GD após ter sido isolada do resto do sistema de distribuição.
Pela norma técnica [13], um evento de ilhamento não intencional deve ser
evitado. Ocorre quando uma unidade GD continua energizando uma parte da rede de
distribuição não intencionalmente quando a rede perde conexão com a fonte principal. Este
caso deve ser detectado pelo sistema interconectado e cessar a energização do sistema
pela GD em até dois segundos após a formação da ilha. Atualmente a norma não
estabelece condições ou critérios para o ilhamento intencional, que é o caso em que a GD é
permitida continuar em funcionamento após ter sido isolada do resto do conjunto elétrico. Se
este caso não for avaliado não será possível explorar toda a capacidade da GD, pois se ele
for desconectado poderá gerar inconveniências para o consumidor. Além de ser benéfico
para o consumidor, o uso da GD apresenta a vantagem para a concessionária que evitará
multas decorrentes da interrupção do serviço segundo a Resolução no. 24, de 27 de janeiro
de 2000 da ANEEL.
É importante ressaltar os riscos associados com o ilhamento não intencional.
Este evento representa um perigo para o sistema, pois ele não foi projetado para operar
nessa condição. A seguir são descritas algumas questões associadas para esta situação
[12]:
Qualidade de Energia: Um gerador operando em paralelo com a rede de
distribuição tem seus níveis de tensão e frequência determinados pela
concessionária de energia. Durante o ilhamento não intencional estes níveis
podem oscilar significativamente, apresentando riscos para as cargas do
sistema e para o próprio gerador.
Fechamento Fora de Sincronismo: Sistemas de distribuição possuem
dispositivos conhecidos como religadores automáticos cuja função é tentar
reconectar a região ilhada ao sistema de distribuição. Entretanto, esta
operação apresenta riscos devido a diferenças de ângulo, fase e magnitude
da tensão do barramento do gerador. Este desequilibro entre os níveis de
tensão, quando ambos estão energizados, pode danificar o gerador.
32
Ou seja, a flexibilidade da operação ilhada não está desvinculada de riscos.
Entretanto, caso os requisitos abordados anteriormente para o ilhamento sejam seguidos, as
vantagens do funcionamento contínuo do gerador prevalecem sobre as possíveis falhas.
33
3 Proteções do Sistema Elétrico
Um SEP é composto por estações geradoras de energia (usinas),
transformadores, linhas de transmissão de alta tensão, subestações, para-raios e entre
outros. Dentre os diversos dispositivos que compõem um SEP estão presentes os relés de
proteção.
Estes equipamentos são utilizados para operar em função de situações anormais
ou de faltas no sistema de energia. Eles atuam no sentido de remover o elemento elétrico
faltoso do sistema quando ocorre um evento de curto-circuito ou quando ele opera em um
estado que pode implicar em danos ao equipamento.
Segundo [14], os relés podem ser divididos em duas funções principais. A
primeira desta é a citada anteriormente: retirada rápida do elemento faltoso do sistema,
sendo o relé (um elemento detector, comparador e analisador) auxiliado pelo disjuntor
(interruptor), ou um fusível que engloba ambos. A função secundária do relé é permitir
detectar o local onde a falha ocorreu bem como o seu tipo. Esta informação facilita os
reparos da rede e permite realização de estudos no sentido de aumentar a eficiência da
proteção e de medidas preventivas para reduzir os impactos das faltas no sistema.
Os relés de proteção podem ser descritos em função das características que
possuem, estas explicadas por [14] e [15]. A seguir são explicados os principais pontos:
Sensibilidade, Seletividade e Velocidade
Um relé de proteção deve ser capaz de detectar o evento para o qual foi
projetado, ou seja, deve apresentar uma sensibilidade para o mesmo. Dado que a proteção
detectou o evento, ela também precisa ser capaz de selecionar qual a resposta adequada
para as condições do evento, atuar imediatamente, agir de acordo com uma curva de tempo
ou nem mesmo atuar. Também é necessário que atue de acordo com a velocidade exigida
pelo sistema. Ou seja, é necessário que a proteção tenha um tempo de resposta o mais
rápido possível, que essa resposta seja de acordo com suas especificações e que ela seja
capaz de perceber a falha.
Segundo [16], a sensibilidade que um sistema possui de responder às
anormalidades é aferida pelo fator de sensibilidade:
푘 = 퐼 /퐼 (1)
Sendo, Iccmin, o valor da corrente para um curto-circuito franco no extremo mais
afastado do sistema em condição de geração mínima e Ipp, a corrente de pick-up do
equipamento. O fator de sensibilidade é usualmente entre 1,5 e 2. Além disso, acrescenta
34
que a proteção deve isolar a menor parcela possível do sistema no sentido de eliminar a
falha, permitindo a continuidade do serviço elétrico para as demais porções do sistema
elétrico. Ou seja, seletividade no sentido de atuar apenas na sua zona de atuação.
Confiabilidade
É fundamental que se possa confiar na proteção do circuito. Dado que este
circuito é responsável por evitar danos aos equipamentos, uma das características inerentes
a ele é que possa ter um grau de certeza no seu funcionamento. Diferentemente do sistema
de potência que está ativo constantemente, o sistema de proteção só deverá atuar quando
necessário, do contrário fica em estado de espera até o momento da falha.
Algumas proteções podem passar por um longo período de tempo sem que haja
a necessidade da sua intervenção no circuito elétrico. Portanto, torna-se essencial que os
dispositivos passem por manutenções de rotina realizadas pelos funcionários. Em alguns
casos são realizados ensaios em campo para assegurar que os relés estão respondendo
como o esperado. Além disso, é importante saber não apenas qual relé atua no evento que
se espera que ele o faça, mas também que os demais relés deixaram de acionar os
dispositivos seccionadores.
A confiabilidade do relé pode ser dividida em dois quesitos: o quão confiável ele
é e quão seguro é [16]. Ele será confiável se atuar de acordo com as condições definidas no
seu projeto e será seguro se não atuar em qualquer outra situação.
Atuar quando não deveria ou falhar em atuar quando deveria
Um sistema de proteção não é ideal e, portanto, está sujeito a falhas na sua
atuação. Segundo [15], o projetista por vezes deverá escolher qual condição irá gerar
menos problemas para o sistema. As falhas de atuação são divididas em dois tipos: o
sistema não atuou sendo que ele deveria ter sido acionado ou ele atuou quando ele não o
deveria ter feito. A experiência mostra que em grandes eventos de desligamento a falha em
atuar quando deveria (ou um atraso excessivo na atuação) é o que causa consequências
mais severas [15].
Custo da Proteção
Apesar de serem fundamentais para garantir a durabilidade dos dispositivos no
circuito elétrico, os relés de proteção são dispositivos que aumentam os custos do projeto e,
portanto, devem ser implementados com parcimônia.
Os próprios equipamentos que são protegidos possuem uma característica
conhecida como robustez, que traduz na capacidade do instrumento de resistir a operações
35
anormais por um certo tempo sem que apresente danos severos ou duradouros. Além disso
é necessário ponderar a importância da máquina para o sistema como um todo. Dentre
outros fatores é importante ter em mente ao projetar as proteções [15]:
1. Custo do reparo
Dado que o equipamento sofreu danos devido a um evento, quão custoso será
realizar sua manutenção.
2. Probabilidade da Propagação
Caso o evento não seja isolado, é necessário avaliar a influência da falha no
restante do circuito. Por exemplo, a falha em uma fonte geradora de alta potência possui
características distintas em relação à falha de uma carga residencial consumidora, sendo a
primeira com maior importância para a estabilidade do sistema como um todo.
3. Tempo que o equipamento ficará fora de serviço e perdas de recursos
Caso o equipamento apresente alguma falha é necessário ponderar quanto
tempo ele ficará desligado e quão importante ele é. Se o equipamento em questão for
essencial para o sistema, então é necessário minimizar os possíveis danos que ele pode
sofrer no caso de uma falha. Desta maneira é possível restabelecer sua conexão ao sistema
de maneira mais rápida.
Segundo [17], relés de proteção requerem que os dados aferidos do circuito
sejam precisos em diversas situações ao qual ele está sujeito, seja uma operação em
regime ou um transitório. As fontes de informação são obtidas através do emprego de
transformadores de corrente (TC) e de potencial (TP). Estes reduzem as grandezas do
sistema de potência para patamares menores que podem ser utilizados pelo sistema de
controle e pelos demais equipamentos. Os TCs são usualmente projetados para possuírem
uma corrente no seu secundário da ordem de 5 A, entretanto existem dispositivos cujo
secundário é da ordem de 1 A.
3.1 Proteções do Sistema Simulado
Neste tópico serão discutidas as funções de proteção do gerador distribuído
síncrono analisadas para o evento de ilhamento. Sendo elas as proteções de sobre
corrente, de subtensão, de sobretensão, de frequência e de sobre-excitação.
A documentação [18] define as numerações dos equipamentos de proteção e
suas aplicações no intuito de facilitar a leitura de livros, projetos e diagramas. Ao padronizar
as numerações é possível identificar imediatamente os empregos dos elementos
36
especificados. Os dois primeiros dígitos indicam a função da proteção e pode estar
acompanhado por uma letra. A letra “N” significa que o equipamento está conectado ao
Neutro.
3.1.1 Proteção de Sobretensão (59)
Um evento de sobretensão ocorre quando a tensão do sistema ultrapassa a
marca de 110% da tensão nominal do mesmo. A sobretensão tem sua origem devido a
diversos fatores, citando entre outros [19]:
Transientes devido a operações de chaveamento;
Perdas de carga;
Descargas atmosféricas;
Falhas no controle dos equipamentos;
Aumento do torque de aceleração.
Existem dois comportamentos distintos que uma proteção de sobretensão pode
apresentar, sendo sua escolha de acordo com a resposta que o projetista necessita que a
função possua. Sua característica em relação ao tempo pode ser de tempo definido ou de
tempo inverso. Entretanto, em ambos os casos deve-se considerar um tempo de atraso
antes que a proteção possa atuar para evitar acionamentos desnecessários, como devido a
transitórios rápidos de potência. A norma [20] define os ajustes de tempos que as proteções
devem atuar em função da tensão do circuito em relação a tensão nominal. A Tabela 4
apresenta esses ajustes. É importante observar que são consideradas aceitáveis variações
no nível de tensão, pois a norma não estipula tempos de abertura para faixas de acima de
88% e abaixo de 110%.
Tabela 4 : Resposta do Sistema para Tensões Anormais (Fonte: [20]).
Ajuste Padrão Faixa de Tensão (%) Tempo de Isolamento (s) Limites de Ajustes (s)
V < 45 0,16 0,16 45 ≤ V < 60 1 11 60 ≤ V < 88 2 21
110 < V <120 1 13 V ≥ 120 0,16 0,16
O relé de tensão deve atuar no sentido de normalizar os níveis de tensão,
entretanto, esta resposta pode ser lenta, especialmente no caso de geradores hidráulicos.
Portanto, o atraso no tempo é empregado para que os reguladores automáticos de tensão
da máquina possam efetuar as devidas correções. Tendo-se considerado a viabilidade do
37
sistema de controle normalizar o sistema, as proteções são permitidas a atuarem. O seu
comportamento em relação ao tempo:
Tempo Definido: nesta configuração é ajustado um nível de tensão ao qual a
proteção irá atuar quando o patamar for ultrapassado. A tensão máxima que o
sistema pode suportar depende das características elétricas dos
equipamentos que o compõem. Ressaltando que é preciso considerar um
atraso entre o instante de tempo que o evento faltoso ocorre e quando é
liberada a atuação do relé no acionamento dos disjuntores.
Tempo inverso: esta configuração é utilizada quando se deseja flexibilizar a
atuação da proteção. Possui um contraste em relação ao tempo definido no
sentido que atuação do relé depende não apenas do nível de tensão do
sistema, mas também do seu comportamento em relação ao tempo que a
anormalidade teve início (este comportamento é mais usualmente empregado
nas proteções de corrente). A Figura 5 mostra um exemplo das curvas que
esta configuração pode apresentar em função de diferentes valores de
multiplicadores de tempo, obtida da documentação técnica de um relé de
sobretensão. O eixo das abscissas indica o múltiplo da tensão nominal Vs, o
eixo das ordenadas indica o tempo de atuação da função de proteção e o
TMS é um múltiplo do tempo (utilizado para manter o comportamento da
curva, mas ajustando a escala do tempo de atuação, quanto maior for menos
sensível a proteção será). Frisando que o gráfico está na escala logarítmica.
Além disso, é possível ajustar um valor de pick-up, que é um nível de tensão
acima da nominal, mas no qual ainda é permitido que os equipamentos dentro
da zona de proteção continuem em operação.
3.1.2 Proteção de Subtensão (27)
Um evento é categorizado como sendo de subtensão quando a tensão do
sistema fica abaixo da tensão nominal do circuito, usualmente entre 85% e 95% [17].
Usualmente os eventos que originam esta situação são:
Entrada de cargas de grande porte na malha e partida de motores de
potência elevada;
Perda de unidade geradora;
Falhas nos reguladores de tensão;
Ocorrência de curtos-circuitos.
38
A função de proteção de subtensão pode ser temporizada para que atue
adequadamente em diferentes tipos de condições. Em outras palavras, quanto maior for o
desvio da tensão nominal menor será o tempo necessário para que a proteção de subtensão
possa isolar o dispositivo. Esta proteção também pode atuar da seguinte forma: quando o
nível de tensão de umas das fases ultrapassa um valor limite é disparado um temporizador
que é incrementado enquanto a tensão permanecer abaixo do limite. Quando o contador
extrapola o tempo considerado aceitável em que o circuito sujeito ao evento não sofra
danos, a proteção envia um sinal de abertura para o disjuntor. A norma [20] define os limites
da duração da falta para diferentes faixas de tensão em relação aos valores nominais. Estes
limites estão apresentados na Tabela 4 mostrada previamente.
Figura 5 : Curva de Comportamento de um Relé de Sobretensão (Fonte: [21]).
39
3.1.3 Proteção de Frequência (81)
Uma das principais características de um sistema de potência e cujo valor é
utilizado para projetar e dimensionar as linhas de transmissão, transformadores, geradores e
cargas é a frequência elétrica do sistema.
O sistema opera com uma frequência diferente da nominal de 60 Hz (para os
sistemas elétricos brasileiros em específico) devido a falhas no sistema elétrico interligado.
As variações da frequência podem ser de dois tipos: subfrequência e sobrefrequência.
Segundo [22], a sobrefrequência ocorre devido ao excesso de geração elétrica, que por sua
vez, tem sua origem causada por perdas de cargas de grande porte. Analogamente, a
situação de subfrequência ocorre quando a potência gerada não é capaz de suprir a
demanda da rede. Esta diferença na oferta e demanda pode explicada pelo desligamento de
fontes geradoras.
Quando ocorre a rejeição de cargas ou o desligamento de disjuntores devido a
faltas no lado da carga, existe um desequilíbrio entre a potência mecânica fornecida ao
gerador e a potência elétrica gerada. Este excesso de energia é convertido em energia
cinética que acelera o gerador, enquanto que uma frequência reduzida implica em uma
ventilação reduzida no interior da máquina. Além disso, é importante ressaltar que as pás
das turbinas são projetadas para que as frequências de ressonância mecânica sejam
suficientemente apartadas da frequência nominal da máquina e de seus múltiplos, com
amplas bandas de frequência entre os componentes de primeira, segunda e terceira ordem.
Desta maneira evita-se uma ressonância mecânica e, por consequência, vibrações elevadas
na máquina. A Figura 6 mostra as curvas com as bandas de frequências, diagrama
conhecido como Diagrama de Campbell [5].
Figura 6 : Diagrama de Campbell (Fonte: [22], [5]).
40
Tendo em mente os Diagramas de Campbell, cada fabricante de turbina
especifica na documentação técnica da máquina os seus limites de operação. Estes limites
de operação podem ser definidos como sendo 3 zonas de funcionamento:
Zona de Operação Contínua: determina os limites que a frequência pode
oscilar no qual a máquina pode operar por um tempo indeterminado, sem
que haja danos. Pode-se interpretar como sendo a faixa de frequência
que considera desvios naturais da frequência nominal. Quanto maior for
esta banda de frequência menos sensível a máquina será.
Zona de Operação Restrita: quando a frequência do sistema está dentro
desta zona apresenta uma situação de risco para a máquina e caso não
haja algum tipo de atuação poderá acarretar em danos ao equipamento e
impactar a sua vida útil. Dentro desta zona o gerador poderá continuar
operando por uma quantidade de tempo que depende do nível da
variação da frequência. Usualmente, quanto maior for o desvio em
relação à frequência nominal mais rapidamente o gerador deverá ser
desacoplado do sistema.
Zona de Operação Proibida: é a zona na qual o gerador sob hipótese
alguma pode ser permitido a operar e seus dispositivos de segurança
devem ser acionados imediatamente.
A Figura 7 apresenta algumas curvas de operação para quatro tipos distintos de
turbinas, cada uma delas com suas próprias características. O eixo das abscissas indica o
tempo em minutos que a turbina pode operar e o eixo das ordenadas a frequência que está
operando. Os relés de frequência existem no sentido de detectar as oscilações em relação
ao valor nominal do sistema e atuar de acordo com este desvio. A norma [20] define os
ajustes de frequência que podem ser empregados na proteção do sistema. Os níveis de
operação estão especificados na Tabela 5. Esta define um tempo de atuação para
diferentes faixas de frequência.
Tabela 5 : Ajustes dos tempos de atuação para Frequência (Fonte: [20]).
Frequência (Hz) Tempo de Atuação (s)
Ajuste Padrão < 57 0,16
< 59,5 2 > 60,5 2 > 62 0,16
Limites de Ajuste 56 – 60 10 56 – 60 300 60 – 64 300 60 – 64 10
41
Figura 7 : Zonas de Operação para Diferentes tipos de Turbinas (Fonte: [22]).
3.1.4 Proteção de Sobre-excitação (24)
No sistema elétrico de potência existem dispositivos que dependem de um fluxo
magnético interno para possam operar, como por exemplo: transformadores, máquinas
elétricas e geradores elétricos. Estes equipamentos apresentam um núcleo cujo aspecto
construtivo é constituído por lâminas de ferro empilhadas e separadas por uma camada de
verniz (para reduzir o efeito das perdas por correntes parasitas). Por este componente flui o
fluxo magnético. A sobre-excitação ocorre quando o fluxo magnético que flui pelo estator da
máquina excede os limites para o qual foi projetada.
A relação entre a tensão de saída do gerador e o fluxo que flui pelo mesmo é
obtido pela equação (2). Entretanto, é conhecido que o fluxo e tensão são funções da
frequência pela relação das equações (3) e (4). Tendo em mente as equações mencionadas
é possível deduzir a relação da equação (5).
42
푣 = 푁 푑훷푑푡
(2)
푣 = 푉 푠푒푛(푤푡 + 훽) (3)
훷 = 훷 cos(푤푡 + 훽) (4)
훷 = 푘 푉푓
(5)
Sendo:
N: Número de espiras da bobina;
w: Frequência;
Φ: Fluxo Magnético;
V: Tensão
Ou seja, o fluxo interno da máquina é proporcional à tensão e inversamente
proporcional à frequência do sistema. Portanto, é justificável utilizar estes parâmetros como
dados de entrada que o relé de sobre-excitação utilizará para determinar a sua operação
para uma dada condição. Este é o motivo pelo qual o relé é referenciado por V/Hz. É
importante ressaltar que para o cálculo dos componentes de tensão e frequência são feitos
em por unidade em relação ao nominal de cada termo.
Quando o equipamento opera em condição nominal ele estará operando abaixo
do ponto de saturação da densidade do fluxo magnético e o mesmo estará contido no seu
núcleo. Entretanto, quando o dispositivo está sobre-excitado o seu núcleo estará saturado e
o fluxo magnético irá se dispersar e fluir por regiões não laminadas. Este fluxo que se
dispersou no ar gera correntes parasitas e, por conseguinte, aumentos térmicos que podem
danificar a estrutura do equipamento.
Segundo [22], a sobre-excitação ocorre normalmente devido à partida ou ao
desligamento da máquina quando existe um sistema de controle, mas não se limita apenas
a estas situações. Dentre os motivos que causam esta situação [22] e [23] citam que o
evento mais comum é devido a falhas nas informações que o controlador de velocidade e o
sistema de excitação recebem.
43
A referência [23] define um limite típico de operação de um gerador na condição
de sobre-excitação no valor de 1,05 pu. mas idealmente esta proteção é feita de acordo com
as especificações técnicas fornecidas pelo fabricante do equipamento. O ajuste do relé pode
ser feito em dois tipos: tempo definido ou tempo e tempo inverso.
Ambos são relés temporizados, mas apresentam comportamentos distintos em
relação ao tempo conforme explicado anteriormente. Um relé tempo definido atua quando o
seu valor de ajuste é ultrapassado após um atraso no tempo e o tempo inverso tem sua
atuação definida, além do atraso, em função do tempo do evento.
3.1.5 Proteção de Sobrecorrente (50/51)
A proteção de sobrecorrente protege o equipamento contra elevações severas
na corrente que circula pelo mesmo, sendo utilizada na proteção de linhas de transmissão,
transformadores, geradores ou motores. A atuação desta função depende do seu
comportamento em relação ao tempo, definido conforme as necessidades do projeto.
Entretanto, independente das características da função é necessário determinar o parâmetro
conhecido como corrente de pickup. Este é o valor mínimo para o qual a proteção poderá
atuar [16].
As elevações na corrente podem ter diversas origens, dentre estas é possível
citar:
Curtos-circuitos;
Cargas excessivas no sistema;
Correntes de partida.
É necessário proteger o sistema para situações de correntes excessivas, pois
estas podem gerar aumentos significativos na temperatura dos dispositivos, causando a
redução de sua vida útil e danos nos mesmos.
Os relés de sobrecorrente podem ser diferenciados em função da sua resposta no
tempo e da sua conexão em relação à fase, neutro e terra [24], conforme segue:
50: Sobrecorrente de fase instantânea;
51: Sobrecorrente de fase temporizada;
50N: Sobrecorrente de neutro instantânea;
51N: Sobrecorrente de neutro temporizada;
50G: Sobrecorrente de terra instantânea;
51G: Sobrecorrente de terra temporizada
44
Os relés de fase podem ser aferidos pelo uso de TCs por fase do sistema
elétrico, as correntes de neutro podem ser aferidas diretamente no circuito pelo TC tipo
janela e a corrente dos dispositivos residuais é feita pela soma das correntes de cada fase
do sistema (Ia + Ib + Ic).
Em relação à sua resposta no tempo, pode ser tempo temporizado ou
instantâneo, sendo o temporizado divido em dois subgrupos: o tempo definido e tempo
inverso.
Instantâneo: se a corrente do sistema ultrapassar o valor de pick-up, ele
irá atuar imediatamente para a situação.
Tempo definido: este possui um comportamento análogo ao instantâneo,
entretanto, é aplicado um atraso no tempo que limita a atuação do relé.
Ou seja, mesmo que a corrente ultrapasse o seu ajuste de pick-up, ele só
poderá atuar após um tempo definido ta , o que diminui a sensibilidade da
proteção contra transitórios.
Tempo Inverso: são diferentes curvas de resposta que o relé pode
apresentar. O tempo de atuação do relé depende do comportamento da
curva e da intensidade da corrente. A Figura 8 apresenta as curvas de
atuação do relé com o multiplicador de tempo fixo.
O comportamento do relé de tempo inverso é obtido pela equação (6), cujos
parâmetros são obtidos das normas IEC [25] e ANSI [26] e apresentados na Tabela 6:
푡 = 푇퐾
( 퐼퐼 ) − 1+ 퐿 (6)
Onde os termos significam:
T: Múltiplo de tempo (Ajuste do elemento instantâneo)
K: Coeficiente da Tabela 6
I: Corrente aferida pelo Relé
Is: Corrente de atuação do Relé
α: Coeficiente da Tabela 6
L: Coeficiente da Tabela 6
45
Tabela 6 : Parâmetros das Curvas do Relé de Sobrecorrente de Tempo Inverso
Tipo de Curva Norma K α L Normal Inversa
IEC 0,14 0,02 0
Muito inversa 13,5 1 0 Extremamente inversa 80 2 0
Inversa ANSI
5,95 2 0,180 Muito inversa 3,88 2 0,0963
Extremamente inversa 5,67 2 0,0352
A Figura 8 mostra o comportamento das curvas de tempo inversa, muito inversa
e extremamente inversa para diferentes múltiplos da sua corrente nominal (eixo das
abscissas) e seu tempo de atuação (eixo das ordenadas).
Figura 8 : Curvas de atuação de um Relé de Sobrecorrente Temporizado (Fonte: [27]).
46
4 Software, Simulações e Malhas de Controle
4.1 Software ATP
Como não é viável financeiramente e nem prático realizar testes no sistema
elétrico real em diversas situações de faltas, é necessária a utilização de recursos
computacionais. O estudo de um sistema elétrico de potência depende do quão confiável é
sua representação em um sistema computacional. Os níveis de tensão e corrente precisam
ser os mais próximos possíveis do sistema real para que o circuito possa ser projetado de
maneira segura e eficiente.
Neste contexto, foi escolhido o ATP (Alternative Transients Program). Este é um
dos programas mais utilizados atualmente para a simulação de transitórios eletromagnéticos
em função da sua fidelidade na representação dos circuitos elétricos, confiabilidade das
respostas do programa e da sua versatilidade na capacidade de representar diversos
equipamentos e controles. O software é livre de royalties, entretanto não é público. Para sua
obtenção é necessário assinar os documentos referentes a sua licença.
No programa ATP é possível simular máquinas elétricas, linhas de transmissão,
cargas e fontes que representam um barramento infinito. Segundo [16], o ATP calcula os
parâmetros do sistema em função do tempo, usualmente iniciadas devido a algum tipo de
distúrbio. Ele utiliza a regra trapezoidal da integração para solucionar as equações
diferenciais do sistema.
Apesar do programa possuir diversos elementos complexos pré-determinados,
ele permite ainda ao usuário desenvolver seus próprios blocos e sistemas de controles pelos
TACS (Transient Analysis of Control Systems) e MODELS. O uso destes sistemas permite a
criação de blocos de controle e de aferição de acordo com as necessidades do programador
e do projeto. O MODELS possui uma linguagem própria de simulação.
Além disso, foi utilizado em conjunto com o ATP o aplicativo ATPDraw. O
ATPDraw facilita o uso do solver ATP pois apresenta uma interface gráfica mais amigável e
cujo uso é significantemente mais simples quando comparado a alternativa de programar
cada elemento do sistema via linhas de código, ou seja, o ATPDraw apresenta a função de
front-end, área que o programador desenha o circuito simulado e seus componentes, que
converte o sistema projeto em uma linguagem interpretável para o back-end, ATP, que irá
processar as condições e calcular os resultados da simulação.
47
4.1.1 Implementação das Proteções
Para a modelagem dos sistemas é necessário estimar os fasores de tensão e
corrente a partir dos pontos aferidos pelo sistema. O ATP apresenta problemas de precisão
para as frequências de 60 Hz além de problemas na alocação de memória, para tanto é
necessário reduzir as amostragens do sistema. Entretanto, isto reduz o seu grau de precisão
e para mitigar este efeito foi utilizado a Transformada Rápida de Fourier de 8 pontos para a
estimação da onda do sistema.
As proteções implementadas no sistema foram as proteções de subtensão,
sobretensão, frequência, sobre-excitação e de sobrecorrente. As proteções de tensão foram
ajustadas para atuarem segundo os valores da Tabela 4. A proteção de frequência foi
ajustada de acordo com a Tabela 5. As proteções de sobre-excitação e de corrente foram
caracterizadas com o comportamento de tempo definido, sendo os valores de pick-up 1,05 e
1,5; respectivamente, com tempos de atraso em 0,5 e 0,05 segundos. Os autores do
trabalho [19] definiram o atraso de 0,5 segundos e o de 0,05 segundos por decisão para
teste de sensibilidade.
4.2 Diagrama do Circuito Simulado
A Figura 9 apresenta o circuito simulado neste trabalho, sem os circuitos de
proteção acoplados. O circuito representa parte de uma rede de distribuição real e foi
utilizado no trabalho [24]. Os elementos de proteção são colocados posteriormente para o
diagrama do circuito não fique excessivamente poluído devido à quantidade de blocos que
precisariam ser ligados para representar cada tipo de proteção do sistema.
O circuito apresenta os seguintes equipamentos:
Gerador síncrono;
Linhas de transmissão representadas pelo modelo π;
Fonte geradora com característica de um barramento infinito;
Bloco de controle no qual está implementado os códigos de controle do
gerador;
Chaves temporizadas;
Elementos do tipo TACS para conversão de dados, chaveamento e
inicialização de informações;
Medidores de TACS e MODELS para aferição das tensões, correntes,
frequências, potências reativas e ativas;
Uma carga do tipo RL aterrada.
48
As especificações técnicas e parâmetros desses elementos estão presentes no
apêndice deste trabalho. Serão mencionados os pontos necessários para o entendimento
deste trabalho neste capítulo.
Figura 9 : Sistema simulado no aplicativo ATPDraw.
4.3 Malhas de Controle
Conforme explicado anteriormente sobre os requisitos necessários para a
operação ilhada, quando o sistema passa a operar isoladamente é necessário ajustar o
controle do gerador síncrono para que seja viável sua operação no modo ilhado. A
obrigatoriedade da alteração do método de controle será complementada com os resultados
das simulações do sistema na condição que o método de controle não foi alterado. A turbina
considerada para as simulações é uma do tipo hidráulica.
Os mecanismos de controles das potências, frequência e velocidade são
diversos e a escolha do circuito mais adequado depende do projeto. As referências [28] e
[29] abordam em detalhes os diferentes tipos de malhas e suas especificações. As malhas
de controle de implementadas foram extraídas das bibliografias mencionadas e de modelos
já existentes.
4.3.1 Diagramas de Operação em Paralelo com a Rede
O sistema inicialmente opera em paralelo com a rede de distribuição, nesta
condição é responsabilidade da concessionária de energia elétrica de manter a tensão e
frequência do sistema em níveis aceitáveis e com baixas oscilações. É de interesse do
responsável pelo gerador síncrono controlar a potência ativa e reativa que está sendo
produzida pelo gerador no sentido de evitar multas. A nota técnica da ANEEL [30] determina
que os clientes industriais devem possuir um fator de potência de, no mínimo, 0,92. É
importante ressaltar que pode ser de interesse do responsável pelo gerador distribuído
49
colocá-lo para injetar potência reativa no sistema. Isto irá reduzir o fator de potência do
gerador mas pode aumentar o do conjunto elétrico como um todo.
Nesta configuração de controle são empregadas as malhas de controle das
Figuras 10 e 11, sendo a primeira um controle da potência ativa com queda de velocidade e
a segunda um controle de potência reativa. No sistema de controle da Figura 10
implementa-se um integrador e um ganho proporcional (KPgov e KIgov) em relação ao
desvio da potência ativa (Pf) para a referência (Pref) e, em seguida, este valor é comparado
com desvio de velocidade do gerador em relação à velocidade nominal do sistema ajustado
por um fator R. Esta configuração é conhecida por controle em estatismo.
Figura 10 : Malha de Controle do Governador operando em paralelo com a Rede de Distribuição.
O emprego do regulador proporcional-integrador visa eliminar o erro em relação
à referência do sistema. O integrador busca levar o erro em regime permanente para zero e
o proporcional em reduzir as oscilações do resultado. Segundo [5], deve existir um valor
mínimo para o ganho de estatismo para garantir uma operação estável e reduzir o estresse
eletromecânico devido a baixas oscilações na frequência da rede. Valores típicos de
estatismo variam entre 3% e 8%. No Brasil é utilizado frequentemente o valor de 5%. A
relação entre a queda de velocidade e a potência ativa do gerador pode ser observada na
Figura 12. Ou seja, a queda da velocidade do eixo principal da máquina em relação a
frequência de referência viabiliza ajustar a potência ativa entregue ao sistema.
Figura 11 : Malha de Controle do Sistema de Excitação operando em paralelo com a Rede de Distribuição.
50
Para a função de transferência da turbina hidráulica é necessário assumir
algumas considerações [28]:
1. A resistência hidráulica é desprezível;
2. O conduto forçado não aumenta de tamanho e a água é incompressível;
3. A velocidade da água varia diretamente com a abertura do distribuidor e
com a raiz quadrada do momento de inércia da máquina;
4. A potência de saída da turbina é proporcional ao produto entre o
momento de inércia e volume do fluxo de água
O termo Tw da função de transferência da turbina é conhecido como tempo de
início da água e corresponde ao tempo necessário para que a turbine acelere a uma
determinada velocidade. A saída do sistema de controle irá alterar a potência mecânica
aplicada no eixo do gerador para corrigir a potência ativa que está sendo gerada.
A Figura 11 apresenta as funções de transferências dos componentes do
sistema de excitação. O sinal de entrada de potência reativa (Qf) é comparado com um valor
de referência (Qref) e este passa por um proporcional-integrador. A saída deste conjunto
representa o erro do regime permanente que será a entrada para o resto do sistema de
excitação. A seguir, são explicados os seus componentes e suas funções (para fins
explicativos, é associado ao bloco do diagrama seu respectivo equipamento pela letra em
parênteses junto ao nome do equipamento):
Excitador (E): é o equipamento que fornece corrente direta para os
enrolamentos de campo do gerador síncrono, constituindo o estágio de
potência do sistema de controle. Este apresentar as seguintes
Figura 12: Característica de queda de frequência (Fonte: [31]).
51
configurações: um sistema de excitação independente ou auto-excitado.
Quando ele apresenta o ajuste de auto-excitado o valor de KE irá refletir o
valor do reostato shunt associado com esta forma. Os valores de KE
podem ser negativos. Um valor de KE igual a 1 significa que o mesmo
possui excitação independente. A saída desta função irá atuar na tensão
do enrolamento de campo, ou seja, irá alterar o fluxo magnético que flui
no interior da máquina e, por consequência, na potência reativa que está
sendo gerada.
Regulador de tensão (A): responsável por receber e amplificar os sinais
de controle de entrada para níveis que podem ser aplicados nos
terminais do excitador.
Estabilizador do Sistema de Potência (F): responsável por aplicar um
sinal de entrada adicional no sistema do regulador de tensão para reduzir
as oscilações do sistema, proporcionando uma maior estabilização.
4.3.2 Diagramas de Operação em Modo Ilhado
As malhas de controle citadas na seção anterior são para a condição de
operação do gerador funcionando em paralelo com sistema. Considerando um evento que
cause o ilhamento do sistema, ele deverá passar a operar no modo ilhado. Previamente o
regulador de velocidade e o sistema excitação atuavam para referências de potência ativa e
reativa, respectivamente, e estavam acoplados ao circuito de um barramento considerado
infinito. Este possui inércia rotacional infinita, ou seja, os geradores conectados ao seu
circuito devem possuir frequências e tensões constantes.
Quando desconectado do barramento infinito, o gerador distribuído passa a
operar sem existir um elemento que mantenha a tensão e frequência do sistema nos valores
nominais. Neste contexto, quando o circuito elétrico detecta o evento do ilhamento, ocorre
um chaveamento no seu sistema de controle. O regulador de velocidade passa operar no
sentido de ajustar a frequência elétrica para um limiar próximo de 60 Hz e o sistema de
excitação passa a atuar em função da tensão do barramento do sistema.
A Figura 13 mostra o controlador isócrono que atua em função da frequência do
sistema. Este é composto por um proporcional-integrador cuja entrada é o erro entre a
frequência aferida e a de referência, que irá atuar em reduzir o erro em regime permanente
e as oscilações, conforme explicado anteriormente. A saída é aplicada no bloco da função
de transferência da turbina que irá aplicar uma potência mecânica no eixo da máquina no
sentido de acelerá-la caso a frequência esteja abaixo do valor nominal, caso contrário, irá
reduzir a potência mecânica no eixo do equipamento para frequências acima da nominal.
52
Figura 13 : Malha de Controle do Governador operando ilhado.
Além da frequência é necessário também atuar no nível da tensão. A Figura 14
mostra a malha de controle do sistema de excitação. Seu princípio de funcionamento é
análogo ao controle de potência reativa, mas apresenta uma função adicional para o seu
valor de entrada [29]. Esta função é o transdutor de tensão terminal e compensador de
carga, que afere a tensão do terminal do gerador, retifica o sinal para um valor de corrente
direta e a compara com um valor de referência. Além disso, também considera a
compensação devido a reação de armadura. Ou seja, é de interesse manter a tensão
constante em uma área elétrica distante do terminal do gerador.
Figura 14: Malha de Controle de Sistema de Excitação operando em modo ilhado.
4.4 Considerações Necessárias para as Simulações
Primeiramente, é necessário ajustar as configurações de simulação do ATP de
acordo com a Figura 15. Nesta é possível ajustar dentre outros:
O timestep da simulação, que é o incremento no tempo realizado pela
simulação a cada finalização do seu ciclo de máquina;
Tmax, o tempo máximo permito para que a simulação pode continuar
funcionamento. Importante salientar que este não necessariamente
corresponde ao tempo real, mas sim ao tempo de simulação. Caso seja
implementado um circuito muito complexo cada segundo de simulação irá
corresponder a mais do que 5 segundos reais;
53
Tipo da Simulação. Este indica quando o domínio da simulação, se será
no tempo, frequência ou harmônicos;
Xopt e Copt, configurações importantes caso o usuário utilize elementos
indutivos e/ou capacitivos. Representa a frequência que será usada para
o cálculo das impedâncias destes elementos, ou seja, não é necessário
que o programador se preocupe em realizar as conversões.
Figura 15 : Janela de configuração do ATP.
Além de especificar os parâmetros para a simulação também é necessário
definir a ordem que o ATP irá solucionar as equações dos elementos. Esta configuração é
essencial caso a saída de um elemento MODEL sirva de entrada para outro MODEL, pois
caso a ordem da solução não seja determinada, o sistema irá trabalhar com valores de
instâncias diferentes, misturando as informações. A janela na qual é feita esta configuração
está apresentada na Figura 16.
Além de determinar a ordem que o ATP irá solucionar os elementos do circuito,
também é necessário numerar cada um deles nas suas configurações no campo Order,
conforme mostra a Figura 17. Por definição padrão ele é marcado como zero, sendo de
reponsabilidade do programador fazer as devidas configurações. É importante frisar que o
gerador considerado para as simulações é de dois polos, portanto, a frequência do eixo do
gerador será igual à frequência elétrica. Além disso, o ATP não inicializa o sistema em
regime permanente, portanto é necessário considerar um tempo de atraso que seja
54
suficientemente longo para que o sistema possa estabilizar antes de aplicar a abertura na
linha da rede de distribuição. Nas simulações realizadas o sistema antes do ilhamento está
sempre em regime.
Figura 16 : Janela de ajuste para determinar a ordem de solução dos elementos.
As simulações para os eventos de ilhamento foram feitas da seguinte forma:
1. O gerador distribuído síncrono é ajustado para produzir uma potência de
referência ao sistema e para não produzir potência reativa. A velocidade
de referência é ajustada para a frequência nominal do sistema.
2. Dado que o sistema está em regime, é simulada uma abertura na linha
que conecta o circuito do gerador distribuído ao barramento infinito;
3. Depois de um certo tempo após a abertura da chave, o sistema detecta o
evento de ilhamento e chaveia o modo de controle do gerador do estado
de operação em paralelo para a em operação ilhada (é suposto que há
um sistema de detecção do ilhamento);
4. É permitido que o sistema opere por um certo tempo antes de encerrar a
simulação e ser feita a aferição das informações do circuito
55
Figura 17 : Janela de configuração de um MODEL para determinar a sua ordem de solução.
56
5 Resultados Obtidos
5.1 Resposta do Sistema sem Mudança no Controle
Inicialmente, antes de avaliar a resposta do sistema para o evento de ilhamento
considerando o chaveamento dos modos de controle, suponha que houve uma falha no
sistema de detecção do ilhamento, ou seja, ocorreu uma situação de ilhamento não
intencional do sistema e o modo de controle do gerador não sofreu alteração.
Fazendo este processo será possível validar a importância da mudança no
método de controle para o circuito energizado pelo gerador distribuído. O sistema foi
projetado para um tempo máximo de simulação de 120 segundos com o evento de abertura
na linha de conexão entre o GD e o barramento infinito em 80 segundos. A seguir é possível
observar a frequência do sistema, a tensão do barramento do GD e a potência ativa. As
figuras de números 18 a 20 mostram o comportamento das variáveis aferidas.
A Figura 18 apresenta o comportamento no tempo da potência ativa produzida
pelo gerador em relação a potência que estava sendo gerada em regime permanente. A
figura 19 mostra a frequência elétrica da rede em relação ao tempo. A figura 20 mostra a
tensão da fase A do ponto de acoplamento do gerador em relação a tensão do mesmo
ponto e fase do sistema em regime permanente.
Figura 18 : Potência ativa do gerador quando o controle não é chaveado.
Tempo [s]
Potê
ncia
ativ
a do
ger
ador
[pu]
57
Figura 19 : Frequência elétrica do sistema quando o controle não é chaveado.
Figura 20 : Tensão da fase A do ponto de acoplamento do gerador quando o controle não é chaveado.
Das figuras é possível observar a importância do chaveamento do controle na
estabilidade do sistema elétrico ilhado. Quando o ilhamento ocorre em 80 segundos, caso o
sistema esteja controlando a potência para uma referência o sistema torna-se instável
devido à queda abrupta na tensão do terminal da máquina [5]. A potência ativa do gerador
cresce para valores elevados, a frequência apresenta grandes oscilações e tensão oscila e
cresce até atingir valores elevados.
(f ile SemChav eamento.pl4; x-v ar t) m:F 79,0 85,2 91,4 97,6 103,8 110,0[s]
20
30
40
50
60
70
80
(f ile SemChav eamento.pl4; x-v ar t) m:VABS 79,0 85,2 91,4 97,6 103,8 110,0[s]0
10
20
30
40
50
Tempo [s]
Freq
uênc
ia [H
z]
Tempo [s]
Tens
ão [p
u]
58
5.2 Resposta para diferentes Condições de Cargas e Chaveamento
Para avaliar o comportamento das proteções e do sistema como um todo foram
ajustados dois parâmetros do sistema: a resistência da carga e o tempo de chaveamento do
controle. A resistência foi variada para estudar o comportamento do sistema para diferentes
tipos de cargas equilibradas. A Tabela 8 apresenta as cargas consideradas para cada valor
de R, ajustando desde uma carga praticamente resistiva até uma carga com ângulo de
aproximadamente 45º. A carga é um conjunto RL em paralelo. Também é possível observar
o módulo e ângulo equivalente por fase da carga, bem como as potências ativas e reativas
quando o sistema está em regime permanente. As potências ativas e reativas foram
calculadas pelas correntes e tensões aferidas de cada fase usando o Bloco PQ do aplicativo
ATPDraw.
Tabela 7 : Cargas Simuladas no Sistema
R (Ohm)
XL (Ohm)
Módulo (Ohm)
Ângulo (Graus)
Potência Ativa (kW)
Potência Reativa (kVAr)
Carga 1 200 977,1 195,9 11,6 1338,4 274,0 Carga 2 500 977,1 445,1 27,1 569,8 291,5 Carga 3 1000 977,1 698,9 45,7 291,0 297,8
Para cada uma dessas cargas também foi considerado o ajuste do tempo que o
sistema leva para mudar o seu modo de controle. Este caso foi considerado para avaliar o
impacto do atraso no chaveamento nos transitórios do sistema. Considerando a abertura na
linha da rede de distribuição que isola o gerador em um instante t, o gerador terá seus
modos de controles alterados nas instâncias: t + 100 ms, t + 200 ms e t + 300 ms.
Segundo [5], a diferença entre a potência ativa e reativa que o gerador produz
operando em paralelo e ilhado dita o nível das oscilações do transitório do circuito elétrico.
Para avaliar a resposta do sistema para casos distintos serão observados os parâmetros:
potência ativa e reativa do gerador, tensão no ponto de acoplamento do gerador à rede de
distribuição, frequência elétrica, corrente de armadura e a relação entre tensão e frequência
(V / Hz).
As figuras mostram a comparação mantendo a carga do sistema elétrico
constante, mas alterando o tempo de chaveamento do controle. As legendas dos gráficos
nos subtópicos são:
Vermelho: Curva para o chaveamento em t + 100 ms;
Verde: Curva para o chaveamento em t + 200 ms;
59
Azul: Curva para o chaveamento em t + 300 ms.
Os gráficos da potência ativa do gerador, tensão do ponto de acoplamento do
gerador e corrente que circula pela armadura da máquina são em relação aos valores que
estes parâmetros possuem em regime permanente. O mesmo não pôde ser feito para os
gráficos da potência reativa pois a mesma é inicialmente ajustada para zero. O cálculo da
excitação do sistema é feito usando a tensão e frequência relativizadas, portanto, a relação
V / Hz será adimensional.
5.2.1 Respostas do Sistema para a Carga 1
Neste tópico é avaliada a resposta do sistema para as condições da Carga 1 da
Tabela 7, considerando 3 diferentes tempos de chaveamento do modo de controle do
gerador: em 100 ms, 200 ms e 300 ms. As Figuras 21, 22 e 23 apresentam as potências
produzidas pelo gerador, sendo que a Figura 21 mostra a potência ativa e as Figuras 22 e
23 mostram a potência reativa.
Figura 21 : Potência ativa produzida pelo gerador para a Carga 1 com diferentes tempos de chaveamento.
chav 0.1r200.pl4: m:PPU chav 0.2r200.pl4: m:PPU chav 0.3r200.pl4: m:PPU
80,01 81,67 83,34 85,00 86,67 88,33 90,00[s]0,21
0,23
0,25
0,27
0,29
0,31
Tempo [s]
Potê
ncia
ativ
a do
ger
ador
[pu]
60
Figura 22 : Potência reativa produzida pelo gerador para a Carga 1 com diferentes tempos de chaveamento.
Figura 23 : Região da curva de potência reativa da Carga 1 desconsiderando o pico.
A partir das Figuras 21, 22 e 23 é possível extrair algumas informações.
Inicialmente, o sistema estava ajustado para fornecer uma potência ativa de 5 MW, mas
percebe-se que esse valor caiu para um patamar de aproximadamente 27% do ajuste inicial
(conforme a Figura 21), ou seja, na configuração de regime permanente o gerador estava
fornecendo energia elétrica para a rede de distribuição. Entretanto, não inclui a potência
reativa, pois em regime permanente o controle é ajustado para zero. As Figuras 22 e 23
mostram que o gerador passou a fornecer potência reativa para a carga.
chav 0.1r200.pl4: m:QGD chav 0.2r200.pl4: m:QGD chav 0.3r200.pl4: m:QGD
79 81 83 85 87 89 91 93[s]200
250
300
350
400
450
500
550
600*103
chav 0.1r200.pl4: m:QGD chav 0.2r200.pl4: m:QGD chav 0.3r200.pl4: m:QGD
80 81 82 83 84 85 86[s]230
240
250
260
270
280
290
300
310*103
Tempo [s]
Tempo [s]
Potê
ncia
reat
iva
do g
erad
or [V
Ar]
Potê
ncia
reat
iva
do g
erad
or [V
Ar]
61
É importante destacar o pico da potência reativa na Figura 22. Este ocorre
devido a um problema numérico no método de cálculo da potência. Este utiliza como
informações de entrada as correntes e tensões trifásicas, que no transitório de controle
sofrem instabilidade.
Nas Figuras 24 e 25 é possível perceber a influência do chaveamento do
sistema de controle nos níveis de tensão e frequência do sistema. Entre o instante que a
linha que conecta o gerador distribuído à rede de distribuição é aberta e o momento que o
sistema muda as suas malhas de controle pode-se perceber uma tendência de aumento nos
valores de tensão e frequência. Mas quando o controle é alterado faz com que sejam
reduzidos e estabilizem próximos dos seus valores nominais. Além disso, é possível
observar que tensão oscilou essencialmente entre 0,9 e 1,1; tendo ficado aproximadamente
20 ms acima de 1,1 e nunca ficou abaixo de 0,88.
Figura 24 : Tensão no ponto de acoplamento do gerador para a Carga 1 com diferentes tempos de chaveamento.
chav 0.1r200.pl4: m:VABS chav 0.2r200.pl4: m:VABS chav 0.3r200.pl4: m:VABS
79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]0,90
0,95
1,00
1,05
1,10
1,15
Tempo [s]
Tens
ão [p
u]
62
Figura 25 : Frequência elétrica do sistema para a Carga 1 com diferentes tempos de chaveamento.
Na Figura 26 é possível observar que a corrente que circula pela armadura da
máquina ficou sempre abaixo da que circula em regime permanente, pois quando o sistema
operava em paralelo o gerador estava fornecendo energia para a rede de distribuição. Na
Figura 27 percebe-se que a relação V / Hz está entre 0,9 e 1,05.
Figura 26 : Corrente da armadura do gerador para a Carga 1 com diferentes tempos de chaveamento.
chav 0.1r200.pl4: m:F chav 0.2r200.pl4: m:F chav 0.3r200.pl4: m:F
79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]57
58
59
60
61
62
63
64
65
chav 0.1r200.pl4: m:IABS chav 0.2r200.pl4: m:IABS chav 0.3r200.pl4: m:IABS
79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]0,20
0,35
0,50
0,65
0,80
0,95
1,10
Tempo [s]
Tempo [s]
Freq
uênc
ia [H
z]
Cor
rent
e [p
u]
63
Figura 27 : Relação entre tensão e frequência para a Carga 1 com diferentes tempos de chaveamento.
Observando a Figura 25 é possível extrair algumas informações. No tempo de
chaveamento de 300 ms, a frequência oscilou entre 57,9 Hz e 64,6 Hz e atingiu o valor
mínimo da Tabela 5 de 59,5 Hz de ajuste de subfrequência depois de 3,8 segundos após a
abertura. Em contrapartida, quando o chaveamento ocorreu em 200 ms, oscilou entre 58,1
Hz e 63,3 Hz e levou 3,6 segundos para atingir o ajuste de subfrequência. Reduzindo o
chaveamento para 100 ms, oscila entre 58,2 Hz e 61,9 Hz e necessita de 3,3 segundos para
atingir o ajuste de subfrequência. Ou seja, quanto mais rápido ocorrer o chaveamento,
menor será a oscilação da frequência e irá estabilizar mais rápido.
5.2.2 Respostas do Sistema para a Carga 2
Neste tópico é avaliada a resposta do sistema para as condições da Carga 2 da
Tabela 7, considerando 3 diferentes tempos de chaveamento do modo de controle do
gerador: em 100 ms, 200 ms e 300 ms. As Figuras 28, 29 e 30 apresentam as potências
produzidas pelo gerador, sendo que a Figura 28 mostra a potência ativa e as Figuras 22 e
23 mostram a potência reativa.
chav 0.1r200.pl4: m:VF chav 0.2r200.pl4: m:VF chav 0.3r200.pl4: m:VF
79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]0,90
0,93
0,96
0,99
1,02
1,05
Tempo [s]
V / H
z
64
Figura 28 : Potência ativa produzida pelo gerador para a Carga 2 com diferentes tempos de chaveamento.
Figura 29 : Potência reativa produzida pelo gerador para a Carga 2 com diferentes tempos de chaveamento.
chav 0.1r500.pl4: m:PPU chav 0.2r500.pl4: m:PPU chav 0.3r500.pl4: m:PPU
80 82 84 86 88 90[s]0,095
0,100
0,105
0,110
0,115
0,120
0,125
0,130
0,135
chav 0.1r500.pl4: m:QGD chav 0.2r500.pl4: m:QGD chav 0.3r500.pl4: m:QGD
79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]200
300
400
500
600
700
*103
Tempo [s]
Tempo [s]
Pot
ênci
a re
ativ
a do
ger
ador
[VAr
] Po
tênc
ia a
tiva
do g
erad
or [p
u]
65
Figura 30 : Região da curva de potência reativa da Carga 2 desconsiderando o pico.
Nas Figuras 28, 29 e 30 é possível observar as potências fornecidas pelo
gerador, o qual quando operando em paralelo fornecia energia em excesso para a rede de
distribuição. Na Figura 31 é possível observar que a tensão oscilou entre 0,9 e 1,13; tendo
ficado acima de 1,1 por aproximadamente 40 ms e nunca ficou abaixo de 0,88.
Figura 31 : Tensão no ponto de acoplamento do gerador para a Carga 2 com diferentes tempos de chaveamento.
Analisando o comportamento da frequência na Figura 32 para ter um
comparativo da mudança de carga. Para o chaveamento em 300 ms, a onda oscilou entre
os valores de 58,5 Hz e 65,7 Hz, sendo que necessitou de 3,6 segundos para atingir o
chav 0.1r500.pl4: m:QGD chav 0.2r500.pl4: m:QGD chav 0.3r500.pl4: m:QGD
80 81 82 83 84 85 86[s]240
260
280
300
320
340
*103
chav 0.1r500.pl4: m:VABS chav 0.2r500.pl4: m:VABS chav 0.3r500.pl4: m:VABS
79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]0,90
0,95
1,00
1,05
1,10
1,15
Tempo [s]
Tempo [s]
Tens
ão [p
u]
Pot
ênci
a re
ativ
a do
ger
ador
[VAr
]
66
ajuste de subfrequência de 59,5 Hz. O chaveamento de 200 ms apresentou variações
dentro dos limites de 58,7 Hz e 64 Hz, sendo necessário 3,2 segundos para alcançar o
ajuste de subfrequência. Por último, o chaveamento de 100 ms oscilou entre 59 Hz e 62,4
Hz e precisou de 2,8 segundos para atingir o ajuste de subfrequência.
Figura 32 : Frequência elétrica do sistema para a Carga 2 com diferentes tempos de chaveamento.
Na Figura 33 é possível observar que a corrente é sempre menor que a corrente
em regime permanente e na Figura 34 a relação V / Hz está entre 0,9 e 1,05.
Figura 33 : Corrente da armadura do gerador para a Carga 2 com diferentes tempos de chaveamento.
chav 0.1r500.pl4: m:F chav 0.2r500.pl4: m:F chav 0.3r500.pl4: m:F
79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]58
59
60
61
62
63
64
65
66
chav 0.1r500.pl4: m:IABS chav 0.2r500.pl4: m:IABS chav 0.3r500.pl4: m:IABS
79,5 80,4 81,3 82,2 83,1 84,0[s]0,00
0,22
0,44
0,66
0,88
1,10
Tempo [s]
Tempo [s]
Freq
uênc
ia [H
z]
Cor
rent
e [p
u]
67
Figura 34 : Relação entre tensão e frequência para a Carga 2 com diferentes tempos de chaveamento.
5.2.3 Respostas do Sistema para a Carga 3
Neste tópico é avaliada a resposta do sistema para as condições da Carga 3 da
Tabela 7, considerando 3 diferentes tempos de chaveamento do modo de controle do
gerador: em 100 ms, 200 ms e 300 ms. As Figuras 35, 36 e 37 apresentam as potências
produzidas pelo gerador, sendo que a Figura 35 mostra a potência ativa e as Figuras 36 e
37 mostram a potência reativa.
chav 0.1r500.pl4: m:VF chav 0.2r500.pl4: m:VF chav 0.3r500.pl4: m:VF
79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]0,90
0,93
0,96
0,99
1,02
1,05
Tempo [s]
V / H
z
68
Figura 35 : Potência ativa produzida pelo gerador para a Carga 3 com diferentes tempos de chaveamento.
Figura 36 : Potência reativa produzida pelo gerador para a Carga 3 com diferentes tempos de chaveamento.
chav 0.1r1000.pl4: m:PPU chav 0.2r1000.pl4: m:PPU chav 0.3r1000.pl4: m:PPU
80,0 80,5 81,0 81,5 82,0 82,5 83,0 83,5[s]0,00
0,02
0,04
0,06
0,08
0,10
0,12
chav 0.1r1000.pl4: m:QGD chav 0.2r1000.pl4: m:QGD chav 0.3r1000.pl4: m:QGD
79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]200
300
400
500
600
700
*103
Tempo [s]
Tempo [s]
Potê
ncia
ativ
a do
ger
ador
[pu]
Po
tênc
ia re
ativ
a do
ger
ador
[VAr
]
69
Figura 37 : Região da curva de potência reativa da Carga 2 desconsiderando o pico.
Nas Figuras 35, 36 e 37 é possível observar as potências fornecidas pelo
gerador, o qual quando operando em paralelo fornecia energia em excesso para a rede de
distribuição. Na Figura 38 é possível observar que tensão oscilou entre 0,9 e 1,15; tendo
ficado acima de 1,1 por aproximadamente 50 ms e nunca ficou abaixo de 0,88.
Figura 38 : Tensão no ponto de acoplamento do gerador para a Carga 3 com diferentes tempos de chaveamento.
Observando a Figura 39 é possível extrair algumas informações. Para o
chaveamento em 300 ms, a onda oscilou entre os valores de 58,8 Hz e 66,1 Hz, sendo que
necessitou de 3,5 segundos para atingir o ajuste de subfrequência de 59,5 Hz. O
chav 0.1r1000.pl4: m:QGD chav 0.2r1000.pl4: m:QGD chav 0.3r1000.pl4: m:QGD
80 82 84 86 88 90[s]250
260
270
280
290
300
310
320*103
chav 0.1r1000.pl4: m:VABS chav 0.2r1000.pl4: m:VABS chav 0.3r1000.pl4: m:VABS
79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]0,90
0,95
1,00
1,05
1,10
1,15
Tempo [s]
Tempo [s]
Tens
ão [p
u]
Potê
ncia
reat
iva
do g
erad
or [V
Ar]
70
chaveamento de 200 ms apresentou variações dentro dos limites de 59,0 Hz e 64,4 Hz,
sendo necessários 3,1 segundos para alcançar o ajuste de subfrequência. Por último, o
chaveamento de 100 ms oscilou entre 59,2 Hz e 62,6 Hz e precisou de 2,4 segundos para
atingir o ajuste de subfrequência. Ou seja, quanto mais rápido ocorrer o chaveamento,
menor será a oscilação da frequência e irá estabilizar mais rápido.
Figura 39 : Frequência elétrica do sistema para a Carga 3 com diferentes tempos de chaveamento.
Na Figura 40 é possível observar que acorrente está sempre abaixo da corrente
em regime permanente; Na Figura 41 observa-se que a relação V / Hz está entre 0,9 e 1,05.
Figura 40 : Corrente da armadura do gerador para a Carga 3 com diferentes tempos de chaveamento.
chav 0.1r1000.pl4: m:F chav 0.2r1000.pl4: m:F chav 0.3r1000.pl4: m:F
79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]58
60
62
64
66
68
chav 0.1r1000.pl4: m:IABS chav 0.2r1000.pl4: m:IABS chav 0.3r1000.pl4: m:IABS
79 81 83 85 87 89 91[s]0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
Tempo [s]
Tempo [s]
Freq
uênc
ia [H
z]
Cor
rent
e [p
u]
71
Figura 41 : Relação entre tensão e frequência para a Carga 3 com diferentes tempos de chaveamento.
A Tabela 8 mostra o comparativo da resposta da frequência para os três tipos de
cargas e o quanto a frequência oscila considerando os máximos e mínimos de cada
situação.
Tabela 8 : Comparativo das frequências para diferentes cargas e chaveamentos
Carga Tempo de Chaveamento (ms)
Frequência Mínima (Hz)
Frequência Máxima (Hz)
Tempo para o valor mínimo (s) ∆F (Hz)
1 100 58,2 61,9 3,3 3,7 200 58,1 63,3 3,6 5,2 300 57,9 64,6 3,8 6,7
2 100 59,0 62,4 2,8 3,4 200 58,7 64,0 3,2 5,3 300 58,5 65,7 3,6 7,2
3
100 59,2 62,6 2,4 3,4 200 59,0 64,4 3,1 5,4 300 58,8 66,1 3,5 7,3
Pela Tabela 8, é possível observar que quanto maior o atraso na mudança das
malhas de controle, maiores serão as oscilações do sistema até que possa atingir um ponto
de equilíbrio cujos valores de tensão e frequência sejam os mesmos para o estado de
regime permanente. As demais ondas do sistema não apresentaram valores
demasiadamente superiores aos nominais, ou quando apresentaram valores excessivos
foram para faixas de tempo de durações irrisórias.
chav 0.1r1000.pl4: m:VF chav 0.2r1000.pl4: m:VF chav 0.3r1000.pl4: m:VF
79,0 81,2 83,4 85,6 87,8 90,0[s]0,90
0,93
0,96
0,99
1,02
1,05
Tempo [s]
V / H
z
72
É importante observar que em todos os casos o sistema convergiu para um
ponto de equilíbrio. Entretanto, é possível que uma das suas proteções tenha sido acionada
devido aos transitórios elétricos e tenha interpretado como sendo um evento de falta, ou
seja, tendo-se verificado a resposta do sistema é necessário avaliar as atuações dos relés
de proteção.
5.3 Atuação das Proteções e Seus Ajustes Necessários
Neste tópico são apresentadas as atuações dos relés de subtensão,
sobretensão, frequência, sobrecorrente e sobre-excitação segundo os ajustes descritos
anteriormente. A Tabela 9 apresenta resumidamente os ajustes das proteções que foram
simuladas. Todos os valores são em relação ao nominal do sistema, exceto para a
frequência. Na simulação foi criado um sinal de atuação que assume os valores iguais a 1
para indicar se a função de proteção julgou necessário a realização de uma manobra de
abertura do disjuntor. Caso contrário, assume valores iguais a 0 para indicar que não emitiu
um sinal de abertura. Nas figuras que são mostradas o sinal de atuação e a frequência da
rede, a frequência foi relativizada para o valor de 60 Hz.
Tabela 9 : Resumo dos ajustes iniciais das proteções simuladas
Função de Proteção Ajuste inicial
Proteção de Subtensão (27) V < 0,45 pu : 0,16 s
0,45 pu ≤ V < 0,60 pu : 1 s 0,60 pu ≤ V < 0,88 pu : 2 s
Proteção de Sobretensão (59) 1,1 pu < V < 1,2 pu : 1 s V ≥ 1,2 pu : 0,16 s
Proteção de Frequência (81)
F < 57 Hz: 0,16 s F < 59,5 Hz: 2 s F > 60,5 Hz: 2 s
F > 62 Hz: 0,16 s Proteção de Sobre-excitação (24) V / Hz > 1,05 pu : 0,5 s
Proteção de Sobrecorrente (51) I > 1,5 pu : 0,05 s
5.3.1 Respostas das Proteções para a Carga 1
Observando os valores das atuações percebeu-se que apenas a função de
frequência gerou um sinal de abertura, independentemente do tempo de chaveamento.
Esta afirmação pode ser validada confrontando as Figuras 24, 25, 26 e 27 do sistema (que
representam, respectivamente, a tensão, frequência, corrente e relação V – Hz) com os
ajustes das proteções. A Figura 42 mostra a frequência do chaveamento em 100 ms e o
sinal de atuação da proteção. Observando a figura é possível ver que a atuação aconteceu
73
devido a subfrequência. Entretanto, a onda também apresenta um comportamento de
sobfrequência, mas que não perdurou o suficiente para sensibilizar a proteção. O sinal de
abertura foi gerado 2,4 após a abertura. Sendo necessário transcorrer mais 900 ms para
que a frequência ficasse acima de 59,5 Hz.
Figura 42 : Sinal de atuação do relé de frequência (curva verde) para a Carga 1 com chaveamento em 100 ms.
A Figura 43 mostra a influência do chaveamento para a atuação da proteção.
Para estes tempos de chaveamento a proteção atuou devido a sobrefrequência. A atuação
ocorreu 0,3 segundos após a abertura. É importante ressaltar que o chaveamento de 200
ms atuou quando o sistema estava reduzindo o nível da frequência e estava com um valor
de 62,8 Hz necessitando de 50 ms para ficar abaixo de 62 Hz, ou seja, próximo do limiar de
atuação. No chaveamento de 300 ms, a onda estava com comportamento de crescimento
quando a sua proteção foi acionada.
(f ile chav 0.1r200.pl4; x-v ar t) m:FPU m:ATF 78 80 82 84 86 88[s]
0,96
0,97
0,98
0,99
1,00
1,01
1,02
1,03
1,04
Tempo [s]
Freq
uênc
ia e
Sin
al d
e at
uaçã
o [p
u]
74
Figura 43 : Sinal de atuação do relé de frequência para a Carga 1 com chaveamento em 200 ms
(curva vermelha) e em 300 ms (curva verde).
5.3.2 Respostas das Proteções para a Carga 2
Observando os valores das atuações percebeu-se que apenas a função de
frequência gerou um sinal de abertura, conforme mostra a Figura 44. Esta afirmação pode
ser validada confrontando as Figuras 31, 32, 33 e 34 do sistema (que representam,
respectivamente, a tensão, frequência, corrente e relação V – Hz) com os ajustes das
proteções. A atuação ocorreu devido a frequência abaixo dos valores nominais. O
desligamento da máquina devido a frequência ocorreu da mesma maneira que no caso da
Carga 1, o chaveamento em 100 ms devido a subfrequência 2,6 segundos após a abertura e
os chaveamentos em 200 ms e 300 ms devido a sobrefrequência, 0,27 segundos após a
abertura. Entretanto, para este caso a curva de 200 ms estava próximo do seu valor de pico
(64 Hz) e ficaria abaixo de 62 Hz decorridos mais 190 ms após o sinal de abertura do
disjuntor.
chav 0.2r200.pl4: m:FPU m:ATF chav 0.3r200.pl4: m:FPU
79 81 83 85 87 89[s]0,95
0,98
1,01
1,04
1,07
1,10
Tempo [s]
Freq
uênc
ia e
Sin
al d
e at
uaçã
o [p
u]
75
Figura 44 : Sinais de atuação dos relés de frequência para a Carga 2 com diferentes tempos de chaveamento.
5.3.3 Respostas das Proteções para a Carga 3
Observando os valores das atuações percebeu-se que apenas a função de
frequência gerou um sinal de abertura, conforme mostra a Figura 45. Esta afirmação pode
ser validada confrontando as Figuras 38, 39, 40 e 41 do sistema (que representam,
respectivamente, a tensão, frequência, corrente e relação V – Hz) com os ajustes das
proteções. A atuação ocorreu devido a frequência acima dos valores nominais,
independentemente do tempo de chaveamento. O sinal de abertura foi gerado 0,26
segundos após a abertura da linha. Sendo que o chaveamento em 100 ms ficaria abaixo de
62 Hz depois de 40 ms do sinal de abertura.
chav 0.1r200.pl4: m:FPU m:ATF chav 0.2r200.pl4: m:FPU m:ATF chav 0.3r200.pl4: m:FPU m:ATF
79 80 81 82 83 84 85 86[s]0,95
0,98
1,01
1,04
1,07
1,10
Tempo [s]
Freq
uênc
ia e
Sin
al d
e at
uaçã
o [p
u]
76
Figura 45 : Sinal de atuação do relé de frequência para a Carga 3 (curva ATF) com diferentes tempos de chaveamento.
Dentre as proteções consideras apenas a função de frequência apresentou
sensibilidade para os transitórios do sistema. Por conta disso, esta proteção deverá ter seus
limites de atuação alterados quando ocorre o chaveamento das malhas de controle do
gerador síncrono. Caso contrário, não será permitido à fonte geradora operar em modo
ilhado. Os seus ajustes podem ser feitos mudando o patamar da frequência mínima de
atuação ou pelo tempo que a falha pode perdurar no sistema.
Dado que para as condições do sistema a frequência tende a retornar ao seu
valor nominal sem apresentar oscilações, é recomendado mudar o ajuste do tempo de
atuação para que seja possível o ilhamento da máquina, mas sem que seja permitido que a
situação continue indefinidamente. Entretanto, caso a proteção de frequência limite o
funcionamento da máquina na sua zona operação de permitida, então os valores mínimos
de atuação podem ser alterados sem grandes problemas (respeitando as zonas de
operação).
Supondo que o chaveamento do sistema de controle ocorre em 100 ms e que o
sistema é capaz de operar por tempos mais longos do que inicialmente projetado, é viável
realizar um ajuste no seu relé de frequência no sentido de reduzir a sensibilidade dos
equipamentos. Os ajustes deste equipamento estão apresentados na Tabela 10 e foram
feitos considerando o tempo de atuação do relé e quanto tempo seria necessário para a
frequência ficar entre os limites da atuação, entre 59,5 Hz Hz e 62 Hz, para a condição mais
crítica da Carga 3.
chav 0.1r1000.pl4: m:FPU chav 0.2r1000.pl4: m:FPU chav 0.3r1000.pl4: m:FPU m:ATF
79 81 83 85 87 89 91[s]0,96
0,98
1,00
1,02
1,04
1,06
1,08
1,10
1,12
Tempo [s]
Freq
uênc
ia e
Sin
al d
e at
uaçã
o [p
u]
77
Tabela 10 : Ajuste proposto para o relé de frequência
Função de Proteção Ajuste Inicial Ajuste Proposto
Proteção de Frequência (81)
F < 57 Hz: 0,16 s F < 59,5 Hz: 2 s F > 60,5 Hz: 2 s F > 62 Hz: 0,16 s
F < 57 Hz: 0,16 s F < 59,5 Hz: 3 s F > 60,5 Hz: 2 s F > 62 Hz: 1,5 s
5.4 Resposta do sistema frente a curtos-circuitos
Foi simulada uma falta trifásica franca no início da linha que conecta o gerador
síncrono distribuído ao barramento infinito para avaliar a resposta da proteção de
sobrecorrente. Foi considerado que o evento perdurou por 40 ms.
A Figura 46 apresenta o comportamento da corrente em função do tempo
relativizada para o valor da corrente antes do evento ocorrer. Em seguida é verificada a
resposta da proteção. A Figura 47 apresenta o sinal de abertura que foi enviado pela
proteção. Para esta condição, o ajuste inicial pode ser considerado muito baixo, pois na
situação que a corrente ficou acima de 1,5pu por mais tempo, o caso mais crítico, foi de
aproximadamente 180 ms.
Para melhorar a sensibilidade da função de sobrecorrente, é considerado o
ajuste da Tabela 11. Desta maneira, é possível evitar que a proteção atue
desnecessariamente por conta do valor de pick-up baixo.
Figura 46 : Comportamento da corrente para as Cargas 1, 2 e 3 devido a um evento de curto-circuito
Azul: Carga 3
Cor
rent
e [p
u]
Tempo [s] Vermelho: Carga 1 Verde: Carga 2
78
Figura 47 : Sinal de atuação do relé de sobrecorrente devido a um evento de curto-circuito
Tabela 11 : Ajuste da função de sobrecorrente para melhorar a sensibilidade
Função de Proteção Ajuste Inicial Ajuste Corrigido
Proteção de Sobrecorrente (51) I > 1,5 pu : 0,05 s I > 3,0 pu : 0,05 s
Cor
rent
e [p
u]
Tempo [s] Vermelho: Carga 1 Verde: Carga 2 Azul: Carga 3
79
6 Conclusões
O aumento populacional e a tendência de crescimento da demanda por energia
elétrica exigem que o setor elétrico busque alternativas viáveis capazes de suprir os
requisitos do sistema. Neste contexto, a geração distribuída tem ganhado destaque nos
últimos anos devido aos avanços tecnológicos, incentivos governamentais e aumento da
conscientização da ambiental na busca por fontes alternativas de energia. A implantação do
gerador distribuído é feita conectando-o à rede de distribuição.
O uso da GD em conjunto com a rede de distribuição traz vantagens e
desvantagens. Sua utilização aumenta a confiabilidade do sistema, reduz as perdas nas
linhas de transmissão, melhoria no perfil da tensão e permiti postergar projetos de
reestruturação do sistema de energia elétrica. Apesar de ser uma tecnologia usualmente
mais cara, o investimento é justificável.
Apesar dos benefícios que o emprego da GD proporciona ao sistema, existe
ainda um potencial inexplorado. Quando a GD está operando em paralelo com a rede de
distribuição e ocorre uma abertura na linha que conecta os dois sistemas, a norma é
desligar a GD caso o religador não seja capaz de reestabelecer a ligação. Mas o
desligamento da GD faz com que as cargas na sua zona percam as suas fontes de energia
e, por consequência, suas operações são cessadas.
O objetivo deste trabalho foi viabilizar o funcionamento da GD isoladamente, ou
em outras palavras, em modo ilhado. As GDs possuem malhas de controle que buscam
ajustar a potência ativa e reativa entregue pelo gerador quando o mesmo está operando em
paralelo com rede. Entretanto, para que a GD possa operar isoladamente é necessário
chavear seu modo de controle para tensão e frequência, caso contrário, o sistema poderá
apresentar instabilidade.
As malhas de controle implementadas neste trabalho permitem que a GD opere
em ambos os casos. Entretanto, durante o chaveamento do controle o sistema passa por
transitórios que podem fazer com que seus relés de proteção sejam acionados e, por
conseguinte, desliguem a máquina. A implementação de relés de subtensão, sobretensão,
frequência e sobre-excitação nas simulações permitiu avaliar as suas respostas e sugerir
ajustes nos seus limites de atuação para que a GD continue em funcionamento, quando
necessário.
Foi possível concluir que os tempos de chaveamento das malhas de controle
afetam de maneira significativa os transitórios do sistema e que deve ser feito o mais breve
possível quando for detectado o ilhamento, caso contrário o sistema irá sofrer instabilidades
80
mais intensas. Além disso foi possível observar que dentre as proteções estudadas apenas
a função de frequência apresentou sensibilidade.
Para essa proteção foi deixado claro a influência que os transitórios têm sobre a
função e como seu comportamento muda com diferentes tipos de chaveamento. Apesar de
para este trabalho apenas a proteção de frequência ter apresentado sensibilidade, em
outras situações é possível que as demais proteções apresentem sensibilidade. É essencial
que seja estudado as respostas das proteções do gerador síncrono distribuído frente aos
transitórios para que seja viável a operação ilhada.
Tendo feito os ajustes de proteção e com os sistemas de controle implantados, o
objetivo deste trabalho foi cumprido. A GD poderá operar isoladamente, desta maneira,
aumentando a confiabilidade da rede de distribuição e permitindo o funcionamento sem
interrupção das suas cargas.
6.1 Trabalhos Futuros
Os seguintes tópicos são outros pontos de estudo que podem ser feitos para
complementar as conclusões deste trabalho:
Avaliar técnicas de detecção do evento de ilhamento no sentido de
otimizar o tempo que o sistema necessita para alterar as suas malhas de
controle. Desta maneira, as oscilações que o sistema sofre durante o
transitório serão minimizadas;
Como ajustar o controle do gerador para que o mesmo possa ser
reconectado à rede de distribuição sem que cause danos à máquina, ou
seja, implementar técnicas de sincronização. Isto é necessário, pois pode
haver uma diferença de ângulo e nível de tensão entre as fases das duas
zonas.
81
Referências Bibliográficas
[1] NORMA TÉCNICA (CPFL). Ligação de Autoprodutores em Paralelo com o Sistema de Distribuição. Versão 1.8, outubro de 2013.
[2] EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA. Consumo Anual de Energia Elétrica por classe (nacional). Disponível em: <http://www.epe.gov.br/mercado/Paginas/Consumonacionaldeenergiael%C3%A9tricaporclasse%E2%80%931995-2009.aspx>. Acesso em 15 de agosto de 2016.
[3] MINAS E ENERGIA. Brasil lança Programa de Gerção Distribuída com destaque para energia solar. Disponível em: < http://www.mme.gov.br/web/guest/pagina-inicial/outras-noticas/-/asset_publisher/32hLrOzMKwWb/content/programa-de-geracao-distribuida-preve-movimentar-r-100-bi-em-investimentos-ate-2030>. Acesso em 8 de agosto de 2016.
[4] EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA. Balanço Energético Nacional – 2016 Relatório Síntese (ano base 2015). Disponível em: <https://ben.epe.gov.br/BENRelatorioSintese.aspx?anoColeta=2016&anoFimColeta=2015>. Acesso em 29 de agosto de 2016.
[5] TRINDADE, F. C. L. Análise dos Sistemas de Proteção e Controle de Instalações Industriais com Geradores Síncronos Durante Operação Ilhada. Campinas: UNICAMP, 2009. Dissertação de Mestrado, Faculdade de Engenharia Elétrica e Computação, Universidade Estadual de Campinas - UNICAMP, 2009.
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[8] DIAS, M. V. X.; BOROTNI, E. C.; HADDAD, J. Geração Distribuída no Brasil: oportunidades e barreiras. Revista Brasileira de Energia, vol 11, nº 2, 2002.
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[10] DPCA, Distributed Power Coalition of America. Benefic of Distributed Power to Utilities. Novembro de 2005
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82
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[17] WILLIS, H. L.; RASHID, M. H. Protective relaying: principles and applications. 3rd edition, CRC Press, New York, Taylor & Francis Group, 2006.
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[19] MARDEGAN, C. Proteção de geradores. Capítulo XI, O Setor Elétrico, novembro de 2010.
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[22] REIMERT, D. Protective relaying for power generation systems. 3rd edition, Boca Raton, CRC Press, Taylor & Francis Group, 2006.
[23] ROCHA, G.; LIMA, P. Proteção de sobrexcitação e sobretensão. Capítulo IV, O Setor Elétrico, 2014.
[24] MOURINHO, F. A. Modelagem e avaliação da proteção de alimentadores e geradores síncronos distribuídos considerando sistemas desiquilibrados. Dissertação (Trabalho de Conclusão de Curso). Universidade Estadual do Oeste do Paraná – UNIOESTE, 2013.
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[26] IEEE Standard Inverse-Time Characteristic Equations for Overcurrent Relays. IEEE Std C37.112 – 1996. 1997.
[27] SANTOS, D. P. Proteção de transformadores em subestações de distribuição. Trabalho de Conclusão de Curso. Universidade São Francisco – USF, 2012.
[28] KUNDUR, P. Power System Stability and Control. 1st edition, New York: McGraw-Hill Inc., 1994, 1176 p.
[29] IEEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power System Stability Studies. IEEE Std 421.5TM – 2005 (Revision of IEEE Std 421.5 - 1992). Abril de 2006.
[30] Nota Técnica (ANEEL). Nota Técnica nº 0154/2013 – SRD. Disponível em: <http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/arquivo/2012/065/resultado/nt_0154-2013-srd-aneel_-_ap-65.pdf>. Acesso em 1 de novembro de 2016.
[31] Open Electrical. Droop Control. Disponível em: <http://www.openelectrical.org/wiki/index.php?title=Droop_Control>. Acesso em 20 de outubro de 2016.
83
Apêndices
Apêndice A : Especificações dos Elementos do Circuito
Nesta seção serão mostrados os parâmetros dos elementos simulados neste
trabalho:
Gerador que representa um barramento infinito:
Tabela A.1 : Parâmetros do gerador que representa um barramento infinito
Significado Nome da Variável Valor Valor de pico da fonte [V] Amplitude 11.056,66
Frequência [Hz] F 60 Defasagem em graus ou segundos
(depende de A1) Pha (Deg/Rad) -7,58
Define a unidade (zero é graus) A1 0 Instante de início do elemento
(negativo significa que está conectado no início da simulação) [s]
Tstart -1,00
Instante de parada do elemento [s] Tstop 2000
Elemento RLC do gerador:
Tabela A.2 : Parâmetros do elemento RLC do gerador
Significado Nome da Variável Valor Resistência [Ohms] R_1 R_2 R_3 9,03 Indutância [Ohms] L_1 L_2 L_3 5,47 Capacitância [µS] C_1 C_2 C_3 0,00
Sendo que o número indica a fase do elemento parametrizado.
Chave que simula a abertura na linha de transmissão:
Tabela A.3 : Parâmetros da chave de abertura da linha de transmissão
Significado Nome da Variável Valor Instante de fechamento da chave [s] T_cl_1 T_cl_2 T_cl_3 -1,00
Instante de abertura da chave [s] T_op_1 T_op_2 T_op_3 80,00 Corrente mínima em módulo para que a
chave possa abrir [Amps] Imar 0,00
Sendo que o número indica a fase do elemento parametrizado.
84
Duas linhas de transmissão modelo pi em série:
Tabela A.4 : Parâmetros da linha de transmissão
Significado Nome da Variável Valor Resistências das fases [Ohms/m] R11 R22 R33 7,56
Resistência entre as fases 2 e 1 [Ohms/m] R21 18,91 Resistência entre as fases 3 e 1 [Ohms/m] R31 1,89 Resistência entre as fases 3 e 2 [Ohms/m] R32 1,89
Indutâncias das fases [Ohms/m] L11 L22 L33 3,11 Indutância entre as fases 2 e 1 [Ohms/m] L21 1,24 Indutância entre as fases 3 e 1 [Ohms/m] L31 1,24 Indutância entre as fases 3 e 2 [Ohms/m] L32 1,24
Capacitâncias entre as fases e Terra [µMho/m] C11 C22 C33 0,00 Capacitância entre as fases 1 e 2 [µMho/m] C21 0,00 Capacitância entre as fases 1 e 3 [µMho/m] C31 0,00 Capacitância entre as fases 3 e 2 [µMho/m] C32 0,00
Comprimento [m] Length 0,50
Sendo as resistências, indutâncias e capacitâncias definidas por fase.
Chave de modo de controle:
Tabela A.5 : Parâmetros da chave de modo de controle
Significado Nome da Variável Valor Amplitude da fonte Ampl. 1,00
Instante de ínicio da fonte [s] T_start 80,10 Instante de parada da fonte [s] T_stop 1.000,00
85
Gerador síncrono distribuído:
Tabela A.6 : Parâmetros do gerador síncrono distribuído
Significado Nome da Variável Valor Tensão em regime permanente nos terminais da
máquina [V] Volt 11.267,65
Frequência elétrica da máquina [Hz] Freq 60,00 Ângulo em regime permanente da fase A [graus] Angle 7,90
Número de polos Poles 2,00 Fator de proporção de potência ativa (sem máquina em
paralelo: 1) SMOVTP 1,00
Fator de proporção de potência reativa (sem máquina em paralelo: 1) SMOVTQ 1,00
Trifásico volt-ampere nominal da máquina [MVA] RMVA 10,00 Tensão de linha nominal da máquina [kV] RkV 13,80
Corrente de campo que produz tensão de armadura nominal no eixo direito [A] AGLINE 10,00
Resistência de armadura [pu] RA 0,00 Reatância de dispersão da armadura [pu] XL 0,10
Reatância eixo direito [pu] Xd 2,06 Reatância eixo em quadratura [pu] Xq 2,50
Reatância transitória de eixo direito [pu] Xd' 0,40 Reatância transitória de eixo em quadratura [pu] Xq' 0,30
Reatância subtransitória de eixo direito [pu] Xd'' 0,25 Reatância subtransitória de eixo em quadratura [pu] Xq'' 0,25
Constante de tempo transitória de eixo direito [s] Tdo' 7,80 Constante de tempo transitória de eixo em quadratura
[s] Tqo' 3,00
Constante de tempo subtransitória de eixo direito [s] Todo'' 0,07 Constante de tempo subtransitória de eixo em
quadratura [s] Tqo'' 0,08
Reatância sequência zero [ pu] Xo 0,01 Parte real da impedância neutra de aterramento [pu] RN 0,00
Parte imaginária da impedância neutra de aterramento [pu] XN 0,00
Reatância característica de Canay XCAN 0,10 Momento de inérica da massa [milhões pound-feet^2] HICO 2,34 E-3 Coeficiente de amortecimento próprio proporcional ao
desvio de velocidade [(pound-feet)/(rad/s)] DSR 0,00
Coeficiente de amortecimento próprio proporcional à velocidade absoluta [(pound-feet)/(rad/s)] DSD 0,00
Constante de tempo baseada em medidas circuito aberto (<=2) ou curto (>2) FM 1,00
Unidade inglesa (0) ou métrica (1) MECHUN 0,00
86
Malhas de controle:
Tabela A.7 : Parâmetros das malhas de controle
Significado Nome da Variável Valor Potência aparente base [MVA] Sbase 10,00
Tensão de base [kV] Vbase 13,80 Frequência [Hz] Fnominal 60,00
Ciclos de amostragem Ciclos 2,00 Potência ativa de referência [MW] Pref 5,00
Ganho proporcional do controlador de velocidade em paralelo KPgov 0,50
Ganho do integradortri do controlador de velocidade em paralelo KIgov 1,00
Tensão de referência [pu] Vref 1,00 Potência reativa de referência [MVAr] Qref 0,00
Ganho proporcional do sistema de excitação em paralelo KPavr 0,50
Ganho do integrador do sistema de excitação em paralelo KIavr 1,00
Ganho de estatismo R 0,05 Constante de tempo do controlador de velocidade em
paralelo [s] TAgov 0,50
Constante de tempo do controlador de velocidade em paralelo [s] TBgov 5,00
Tempo de início da água Tw 0,10 Ganho do regulador de tensão Ka 130,00
Constante de tempo do regulador de tensão [s] Ta 0,15 Ganho do excitador Ke 1,00
Constante de tempo do excitador [s] Te 0,50 Ganho do estabilizador do sistema de potência Kf 0,05
Constante de tempo do estabilizador do sistema de potência [s] Tf 1,00
Ganho proporcional do controlador de velocidade ilhado KPisoc 15,00 Ganho do integrador do controlador de velocidade
ilhado KIisoc 0,50
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