Esta dissertação de mestrado teve como objetivo inicial a busca da garantia da
detecção de ilhamento com a aplicação das proteções locais e passivas, pois
possuem menor custo de implantação e tem grande facilidade de instalação. A
estratégia traçada era a associação de várias funções de proteção que se auto
completassem. Nesse trabalho, as funções analisadas foram a de frequência,
ROCOF, salto de vetor e direcional de potência reativa.
Por meio dos estudos de casos reais, os resultados permitiram concluir que as
funções de proteção garantem a detecção de ilhamento para sistemas em que a carga
possua um fator de potência indutivo. A segurança na desconexão da GD para
ilhamentos aumenta à medida em que o fator de potência da carga diminua. Embora
exista a possibilidade de haver alimentadores de distribuição com cargas
predominantemente resistivas ou capacitivas, as chances de acontecer são remotas.
Logo, a associação das funções de proteção de frequência, ROCOF, salto de vetor e
direcional de potência reativa pode representar uma solução eficiente para GD.
Conforme discutido no Capítulo 2, a operação ilhada da GD não é permitida na
maioria das concessionárias brasileiras e do mundo, devido aos riscos operacionais,
aos esforços torcionais nos eixos dos geradores, aos transitórios decorrentes do
chaveamento fora de fase e à falta de uma regulamentação que distribua as
responsabilidades da qualidade do fornecimento de energia elétrica entre a
concessionária e a própria GD. Diante do exposto, a detecção de ilhamento e
consequentemente a desconexão da GD devem ser garantidas.
As características da carga são informações que afetam consideravelmente os
resultados dos relés de proteção baseados em frequência e tensão. O tipo de carga,
se é impedância, potência ou corrente constante influencia na variação da potência
ativa real absorvida pela carga, que irá provocar o desbalanço de potência ativa e,
consequentemente, afeta a frequência e a tensão da GD. Além disso, o fator de
potência da carga afeta diretamente o comportamento dos relés de detecção de
ilhamento, como pode ser observado em todas as curvas de desempenho dos relés
dos estudos de caso. Observou-se que para a condição de excesso de geração, à
medida que o fator de potência se torna mais indutivo, a detecção de ilhamento
melhora. O oposto ocorre quando há déficit de geração.
Os relés baseados em frequência, que incluem as funções de sobre e sub
frequência, ROCOF ou df/dt e salto de vetor são totalmente dependentes da diferença
entre as potências da GD e das cargas consumidas localmente. Inevitavelmente,
haverá limitações na detecção de ilhamento para condições de baixos valores de
desbalanços de potência entre geração e carga. Mas por outro lado, a aplicação
destes tipos de relés possui custos reduzidos, eles são de fácil instalação,
manutenção, testes e são encontrados no mercado com grande facilidade e baixo
prazo de entrega.
A função de proteção direcional de potência reativa (ANSI 32Q) apresentou
resultados muito satisfatórios para detecção de ilhamento para cargas com fator de
potência de 0,92. Para a condição de déficit de geração, a proteção 32Q detectará
ilhamentos para qualquer desbalanço de potência ativa. Já para a condição de
excesso de geração, esta proteção não atuará quando a geração for maior que a carga
em 45,03%, 35,39% e 22,57% para os estudos de caso 1, 2 e 3 respectivamente. Em
todos os casos, o relé estará ajustado num valor equivalente à operação da GD com
fator de potência de 0,98 indutivo.
Pode-se afirmar que à medida que o fator de potência da carga aumenta, a
eficiência deste relé vai diminuindo até que não detecte mais ilhamentos.
Diferentemente dos relés baseados em frequência, o relé direcional de potência
reativa melhora seu desempenho conforme o fator de potência da carga diminui, pois,
a potência reativa indutiva solicitada pela carga aumenta.
Uma limitação do relé 32Q acontece quando a geração for muito superior a carga
que, segundo os resultados dos três estudos de caso, pode ser na ordem de 40%
quando o fator de potência das cargas for 0,92 indutivo. Porém, neste nível de
desbalanço de potência, as funções baseadas em frequência possuem bom
desempenho, não deixando esta limitação do relé 32Q ser um problema na detecção
de ilhamento da GD. Desta forma, se a carga tiver um fator de potência unitário ou
próximo disso, o desempenho deste relé se torna insatisfatório.
Para que o relé direcional de potência reativa possa ser aplicável em GD da
forma apresentada nesta dissertação, é imprescindível que o gerador distribuído
forneça somente potência ativa para a rede, ou seja, que opere com fator de potência
unitário permanentemente. Tal situação é totalmente possível em termos operativos
para os sistemas de controle de geração existentes no mercado. A eficiência deste
controle refletirá no ajuste da potência reativa de partida do relé 32Q definindo fatores
de segurança para evitar falsas atuações. O lado negativo da utilização deste relé é
que a GD não poderá fornecer potência reativa indutiva ao sistema, o que ajudaria no
controle de tensão da rede. No entanto, haverá uma tendência de melhora no perfil
de tensão do alimentador com a inserção de potência ativa da GD que compensará
essa limitação.
Diante do exposto em todo o trabalho e considerando que a operação ilhada da
GD não seja permitida, a alternativa restante para garantir a detecção do ilhamento
para os casos além dos limites garantidos de detecção de ilhamento é a teleproteção,
através de um envio de disparo enviado pela proteção da concessionária para a GD
através de meios de comunicação, seja por fibras óticas, rádio, GPRS, etc. Para
interrupções programadas para manutenção no alimentador, a GD deve ser informada
para que seja desconectada conforme agendamento, o que não impede que técnicos
da concessionária possam vistoriar se realmente está antes da intervenção, o que
poderá ser garantido por meio do DSV. Quanto ao religamento automático, para
impedir qualquer possibilidade de religar fora de fase com a GD, o alimentador deve
ser modernizado com a instalação do relé de verificação de sincronismo (ANSI 25),
que irá requerer mais um TP na saída do alimentador, a substituição do relé de
proteção existente por um modelo que possua a função 25 e, por sugestão do autor
deste trabalho, que possua as funções direcionais de sobrecorrente e o protocolo de
comunicação IEC 61850 para a implantação de seletividade lógica por GOOSE e
diminuição do tempo eliminação de faltas dentro da subestação de distribuição,
conforme apresentado no item 2.4.12.
Outra alternativa para melhorar o desempenho da detecção de ilhamento é
aumentar o tempo morto do primeiro ciclo de religamento do alimentador de
distribuição da concessionária, o que fará com que as limitações dos relés de detecção
de ilhamento diminuam. Tal procedimento deve ser feito em conjunto com a
concessionária de energia, que é a proprietária e responsável pelo circuito de
distribuição. São de conhecimento do autor desta dissertação casos onde foi possível
discutir os ajustes da concessionária para facilitar a detecção de ilhamento e melhorar
a segurança operativa na presença da GD.
A análise do sistema de proteção da GD que tem o objetivo de detectar
ilhamentos deve levar em conta a condição operativa do sistema. Nas situações em
que são claras as chances de falha na proteção anti-ilhamento, como ocorre no estudo
de caso 2, uma solução confiável deve ser dada para que as chances de falha possam
reduzidas a níveis muito baixos sob pena das consequências de um religamento fora
de fase ou de outros malefícios conforme descrito no Capítulo 2. Em alguns casos, as
chances de ocorrer um ilhamento com equilíbrio entre a GD e a carga ilhada são
pequenas, como ocorre no estudo de caso 1. Dependendo do circuito alimentador, a
carga mínima pode ser superior à máxima capacidade de geração da GD, logo, um
equilíbrio entre potências, jamais poderá acontecer. Porém, caso contrário, outras
técnicas de detecção de ilhamento devem ser aplicadas.
Devido aos custos de implantação, para empreendimentos de GD de pequeno
porte que possuem menor custo de implantação, a implementação de sistemas de
teleproteção pode inviabilizar o negócio. Porém, a probabilidade da capacidade de
geração de pequenas unidades de GD (P
G) conectados em média tensão (13,8 ou
34,5 kV) ser inferior à carga mínima de um alimentador de distribuição em níveis acima
de 15% é considerável. Desta forma, a tendência é que para pequenos geradores
distribuídos (P
G≤ 2,5 MVA) as proteções passivas tornem-se eficazes, mesmo que
em seus limites.
Para geradores de maior porte, a utilização de teleproteção tem um peso menor
em comparação aos geradores de pequeno porte em termos de custos. Neste cenário,
é comum ser exigido, pela concessionária acessada, a implementação de sistemas
de teleproteção para envio de disparo entre os disjuntores e impedir a operação ilhada
da GD. Para estes casos, se justifica o investimento na teleproteção, pois a
capacidade de geração da GD é maior e com maior probabilidade de atender a carga
do alimentador em um possível ilhamento.
Para continuidade e melhoria deste trabalho, seria interessante que os modelos
dos relés utilizados nas simulações pudessem ser avaliados por meio de comparação
com relés de mercado, para validação dos resultados obtidos. Como no
SimPowerSystem as formas de onda de tensão e corrente são geradas durante as
simulações, estas podem ser convertidas para o formato COMTRADE. Com a
utilização de uma caixa de calibração de relés, estas formas de onda podem ser
reproduzidas e injetadas nos relés de proteção para validação dos resultados. Nesta
plataforma, seria possível gerar as formas de onda para os casos mais extremos que
possa ocorrer na rede de distribuição, sendo avaliados tanto digitalmente (no
computador) quanto fisicamente (no relé de proteção).
Contribuiria também para o avanço das aplicações de GD uma melhor
modelagem das cargas, visto que os resultados encontrados nesta dissertação são
muito sensíveis ao tipo de carga. Uma escolha incoerente no tipo e fator de potência
das cargas pode resultar em simulações que não traduzem a realidade do alimentador
que vai ser acessado pela GD. Definir um método de avaliação para facilitar e
dinamizar a modelagem das cargas seria o objetivo para que, com dados básicos do
alimentador, pudesse ser estimada uma condição mais próxima da realidade.
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Apêndice A.1 – Dados do Estudo de Caso 1
Os parâmetros do sistema do estudo de caso 1 estão apresentados a seguir.
Tabela A.1: Caso 1 - Parâmetros do bloco do gerador síncrono
Bloco do SimPowerSystem Synchronous Machine
Mechanical input Mechanical power Pm
Nominal Power 2,25 MVA
Line-to-line voltage 4160 V
Frequency 60 Hz
Reactance Xd 1,315 pu
Reactance Xd’ 0,101 pu
Reactance Xd’’ 0,074 pu
Reactance Xq 0,754 pu
Reactance Xq’ 0,65 pu
Reactance Xq’’ 0,123 pu
Reactance Xl 0,1 pu
Time constant Td’ 0,547 s
Time constant Td’’ 0,039 s
Time constant Tqo’ 1 s
Time constant Tqo’’ 0,07 s
Stator resistance Rs 0,004 pu
Inertia coeficient H 1,4 s
Pole pairs 6
Tabela A.2: Caso 1- Parâmetros do bloco do controle de excitação
Bloco do SimPowerSystem DC1A Excitation System
Low-pass filter time constant Tr 0,022 s
Voltage regulator gain (Ka) 400
Voltage regulator time constant (Ta) 0,05 s
Voltage regulator output limits (VRmin) 1,2 pu
Voltage regulator output limits (VRmax) 8 pu
Damping filter gain (Kf) 0,03
Damping filter time constant (Tf) 0,6
Transient gain reduction lead time (Tb) constants 0 s
Transient gain reduction lag time (Tc) constants 0 s
Exciter gain (Ke) 1
Exciter time constant (Te) 1,2 s
Field voltage values (Efd1) 3,1 pu
Field voltage values (Efd2) 2,3 pu
Exciter saturation function values (SeEfd1) 0,33 pu
Exciter saturation function values (SeEfd2) 0,1 pu
Tabela A.3: Caso 1 - Parâmetros do bloco de carga
Bloco do SimPowerSystem Three-Phase Dynamic Load
Nominal voltage 13800 V
Frequency 60 Hz
Parameter np 2
Parameter nq 2
Minimum voltage Vmin 0,7 pu
Tabela A.4: Caso 1 - Parâmetros do bloco do transformador
Bloco do SimPowerSystem Three-Phase Transformer (Two Windings)
Winding 1 connection Delta (D1)
Winding 2 connection Yg
Nominal power 4,7 MVA
Frequency 60 Hz
Winding 1 voltage 13800 V
Winding 1 R1 0,0398 pu
Winding 1 L1 0,0011 pu
Winding 2 voltage 4160 V
Winding 2 R2 0,4753 pu
Winding 2 L2 0,0126 pu
Tabela A.5: Caso 1 - Parâmetros do bloco da linha de distribuição
Bloco do SimPowerSystem Three-Phase PI Section Line
Frequency 60 Hz
Positive sequence resistance r1 0,11533 Ω/km
Zero sequence resistance r0 0,28838 Ω/km
Positive sequence inductance 0,0010478 H/km
Zero sequence inductance 0,0048908 H/km
Line Length 6 km
Tabela A.6: Caso 1 - Parâmetros do bloco do equivalente do sistema elétrico
Bloco do SimPowerSystem Three-Phase Source
Phase-to-Phase rms voltage 13800 V
Frequency 60 Hz
3-phase short-circuit level at base voltage 100 MVA
Base voltage 13800 V fase-fase
X/R ratio 30
Apêndice A.2 – Dados do Estudo de Caso 2
Os parâmetros do sistema do estudo de caso 2 estão apresentados a seguir.
Tabela A.7: Caso 2 - Parâmetros do bloco do gerador síncrono
Bloco do SimPowerSystem Synchronous Machine
Mechanical input Mechanical power Pm
Nominal Power 7.3 MVA
Line-to-line voltage 13800 V
Frequency 60 Hz
Reactance Xd 1,262 pu
Reactance Xd’ 0,172 pu
Reactance Xd’’ 0,125 pu
Reactance Xq 1,246 pu
Reactance Xq’ 0,65 pu
Reactance Xq’’ 0,165 pu
Reactance Xl 0,15 pu
Time constant Td’ 1,3201 s
Time constant Td’’ 0,023 s
Time constant Tqo’ 1 s
Time constant Tqo’’ 0,07 s
Stator resistance Rs 0,004 pu
Inertia coeficient H 2 s
Pole pairs 2
Tabela A.8: Caso 2 - Parâmetros do bloco do controle de excitação
Bloco do SimPowerSystem DC1A Excitation System
Low-pass filter time constant Tr 0,022 s
Voltage regulator gain (Ka) 400
Voltage regulator time constant (Ta) 0,05 s
Voltage regulator output limits (VRmin) 1,2 pu
Voltage regulator output limits (VRmax) 8 pu
Damping filter gain (Kf) 0,03
Damping filter time constant (Tf) 0,6
Transient gain reduction lead time (Tb) constants 0 s
Transient gain reduction lag time (Tc) constants 0 s
Exciter gain (Ke) 1
Exciter time constant (Te) 1,2 s
Field voltage values (Efd1) 3,1 pu
Field voltage values (Efd2) 2,3 pu
Exciter saturation function values (SeEfd1) 0,33 pu
Exciter saturation function values (SeEfd2) 0,1 pu
Tabela A.9: Caso 2 - Parâmetros do bloco de carga
Bloco do SimPowerSystem Three-Phase Dynamic Load
Nominal voltage 13800 V
Frequency 60 Hz
Parameter np 2
Parameter nq 2
Minimum voltage Vmin 0,7 pu
Tabela A.10: Caso 2 - Parâmetros do bloco do transformador
Bloco do SimPowerSystem Three-Phase Transformer (Two Windings)
Winding 1 connection Delta (D1)
Winding 2 connection Yg
Nominal power 15 MVA
Frequency 60 Hz
Winding 1 voltage 34500 V
Winding 1 R1 0,0398 pu
Winding 1 L1 0,0011 pu
Winding 2 voltage 13800 V
Winding 2 R2 0,4753 pu
Winding 2 L2 0,0126 pu
Tabela A.11: Caso 2 - Parâmetros do bloco da linha de distribuição 1 e 2
Bloco do SimPowerSystem Three-Phase PI Section Line
Frequency 60 Hz
Positive sequence resistance r1 0,11533 Ω/km
Zero sequence resistance r0 0,28838 Ω/km
Positive sequence inductance 0,0010478 H/km
Zero sequence inductance 0,0048908 H/km
Line Length 3 km
Tabela A.12: Caso 2 - Parâmetros do bloco do equivalente do sistema elétrico
Bloco do SimPowerSystem Three-Phase Source
Phase-to-Phase rms voltage 34500 V
Frequency 60 Hz
3-phase short-circuit level at base voltage 122 MVA
Base voltage 34500 V fase-fase
X/R ratio 3,22
Apêndice A.3 – Dados do Estudo de Caso 3
Os parâmetros do sistema do estudo de caso 3 estão apresentados a seguir.
Tabela A.13: Caso 3 - Parâmetros do bloco do gerador síncrono
Bloco do SimPowerSystem Synchronous Machine
Mechanical input Mechanical power Pm
Nominal Power 22,5MVA
Line-to-line voltage 13200 V
Frequency 60 Hz
Reactance Xd 1,262 pu
Reactance Xd’ 0,172 pu
Reactance Xd’’ 0,125 pu
Reactance Xq 1,246 pu
Reactance Xq’ 0,65 pu
Reactance Xq’’ 0,165 pu
Reactance Xl 0,15 pu
Time constant Td’ 1,3201 s
Time constant Td’’ 0,023 s
Time constant Tqo’ 1 s
Time constant Tqo’’ 0,07 s
Stator resistance Rs 0,004 pu
No documento
Igor Lopes Mota. Análise de Alternativas de Proteção Anti-Ilhamento de. Geradores Síncronos Distribuídos
(páginas 108-125)