Proteção adaptativa em microrredes de média tensão formadas exclusivamente por conversores eletrônicos: uma abordagem baseada em medição centralizada de tensão

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Diogo Vinícius João

Proteção Adaptativa em Microrredes de Média Tensão Formadas exclusivamente por Conversores Eletrônicos: Uma abordagem baseada em

medição centralizada de tensão

Florianópolis 2019

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Dissertação submetida ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica da Universidade Federal de Santa Catarina para a obtenção do tí-tulo de Mestre em Engenharia Elétrica.

Orientador: Prof. Miguel Moreto, Dr.

Florianópolis 2019

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João, Diogo

Proteção Adaptativa em Microrredes de Média Tensão Formadas exclusivamente por Conversores Eletrônicos : Uma abordagem baseada em medição centralizada de tensão / Diogo João ; orientador, Miguel Moreto, 2019.

116 p.

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, Florianópolis, 2019.

Inclui referências.

1. Engenharia Elétrica. 2. Proteção de Microrredes. 3. Proteção Adaptativa. 4. Self-Healing. 5. Reestruturação radial da rede. I. Moreto, Miguel. II. Universidade Federal de Santa Catarina. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. III. Título.

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O presente trabalho em nível de mestrado foi avaliado e aprovado por banca examinadora composta pelos seguintes membros:

Prof. Antônio Felipe da Cunha de Aquino, D.Sc Universidade Federal de Santa Catarina

Prof. Roberto de Souza Salgado, Ph.D. Universidade Federal de Santa Catarina

Certificamos que esta é a versão original e final do trabalho de conclusão que foi julgado adequado para obtenção do título de Mestre em Engenharia Elétrica.

Prof. Bartolomeu Ferreira Uchôa-Filho, Dr. Coordenador do Programa

Prof. Miguel Moreto, Dr. Orientador

Florianópolis, 09 de dezembro de 2019.

Assinado de forma digital por

Miguel Moreto:94885010063

Dados: 2020.01.24 10:15:12 -03'00'

Bartolomeu

Ferreira Uchoa

Filho:47636211491

Digitally signed by

Bartolomeu Ferreira Uchoa Filho:47636211491 Date: 2020.01.24 12:24:49 -03'00'

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amigos que me acompanharam na caminhada que me trouxe até aqui.

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AGRADECIMENTOS

Dedicar um trabalho por meio de nomeações é algo que deve ser feito com muita cautela pois são muitas as contribuições e o risco de se esquecer de alguém especial é grande. Antecipo então a dizer que não me atreverei a citar todos, mas os que se mostraram mais presente nesta etapa de minha vida.

Primeiramente à orientação do Professor Miguel Moreto por ter aceito o trabalho de estar contribuindo e revisando minhas decisões de tema e metodologias nesta dissertação, sem sua orientação o trabalho pecaria em uma visão técnica e focada nos resultados. Também aos professores do laboratório LABSPOT por terem instruído, motivado e ensinado com suas aulas durante a etapa de disciplina do mestrado.

À minha família, que mesmo por meio de uma grande distância, se mostrou orgulhosa e motivada com meus desenvolvimentos acadêmicos. Em especial, à meu pai, Nivaldo João, por ter me dado suporte e ajuda sempre que me foi preciso.

Sem esquecer ainda daqueles que ajudaram a me manter equilibrado perante tantas indecisões, aos amigos que encontrei no mundo da capoeira, me ajudando a diluir os stresses em uma boa "roda" e treinos intensos de alegria e harmonia.

À Universidade Federal de Santa Catarina e CAPES, por proporcionarem recur-sos e incentivo financeiro durante parte do desenvolvimento deste trabalho.

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RESUMO

A incorporação de gerações de pequeno porte distribuídas ao longo da rede de distribui-ção, pode resultar em benefícios operacionais ao que tange aspectos como qualidade de energia e confiabilidade do serviço, além de ser uma solução limpa e bem-quista aos olhos do fluxo de sustentabilidade. Contudo, estas melhorias trazem desafios técnicos, em especial aos aspectos relacionados à proteção da rede elétrica. Avaliando estes desafios, este trabalho de dissertação pondera as dificuldades técnicas presentes em microrredes formadas puramente por conversores eletrônicos, incorporando nestas, serviços de Self-Healing através de um sistema de proteção adaptativa. O conceito de microrredes segue da definição de geração distribuída, incluindo à ela o poder de operar e manter sua geração e utilização de seus serviços de modo isolado da rede principal. Assim, a proposta deste trabalho avalia uma metodologia capaz de ser adap-tativa aos modos de operação conectado e ilhado sem grandes alterações em seus limiares de proteção. Emprega-se neste trabalho uma metodologia que visa ser efici-ente, obedecendo os aspectos de sensibilidade, sensitividade e velocidade da filosofia de proteção, além de objetivar a redução de medições necessárias das grandezas da rede. Para tal feito, um sistema centralizado de proteção age com medições únicas de tensão e corrente para detecção da falta, enquanto que ao longo da microrrede, apenas medições de corrente são utilizadas para localizar e isolar a falta. Com a isolação da falta, a operação e controle da microrrede são mitigados pelo sistema de proteção que utiliza técnicas de otimização numérica, resolvendo um problema de fluxo de potência ótimo para reestruturar a rede, garantindo desta maneira a adaptação da proteção, a credibilidade do sistema de controle centralizado e a operação da rede em modo radial. Os resultados deste trabalho são obtidos através da modelagem da microrrede de média tensão do benchmark Cigré de 14 barras no software PSCAD/EMTDC (Power System Computer Aided Design/Eletromagnetic Transient Including DC), sendo que a avaliação numérica e os algoritmos são implementados pelo software MATLAB de maneira offline.

Palavras-chave: Microrredes. Geração Distribuída. Proteção Adaptativa. Self-Healing. Proteção Direcional só com medidas de corrente. Proteção de Microrredes. Reestrutu-ração radial da rede. IEDs

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The incorporation of micro generations distributed throughout the distribution network brings operational benefits in terms of quality and reliability, as well as being a clean and well-liked solution over the sustainability eyes. However, these improvements bring technical challenges, especially from a protection perspective. Evaluating these chal-lenges, this M.D. dissertation considers the technical difficulties present in microgrids formed exclussively by electronic converters, incorporating in them, Self-Healing ser-vices through an adaptive protection system. The concept of microgrids follows the definition of distributed generation, including the fact that it can be operated and main-tained its generation and services isolated from the main network. Thus, the purpose of this paper evaluates a methodology capable of being adaptive to the connected and is-landed modes of operation without major changes in their protection thresholds. In this work, we use a methodology that aims to be efficient, obeying the sensitivity, sensitivity and speed aspects of the protection philosophy, besides aiming at reducing the nec-essary measurements of the network quantities. Thus, a centralized protection system acts with unique voltage and current measurements for fault detection, while along the microgrid only current measurements are used to locate and isolate the fault. With fault isolation, operation and control of the microgrid is mitigated by the protection system that uses numerical optimization techniques, solving an optimal power flow problem, in order to restructure the network, ensuring protection adaptation, control system credi-bility, end radial operation mode. The results of this work are obtained by modeling the 14-bus Cigré microgrid benchmark medium-voltage in the PSCAD/EMTDC software, using PSCAD/EMTDS (Power System Computer Aided Design/Electromagnetic Tran-sient Including DC), and the numerical evaluation and implementation of the algorithms are implemented by MATLAB software in a offline way

Keywords: Microgrid. Distributed generation. Adaptive protection. Self-Healing. Direc-tional protection with only-current measurements. Microgrid Protection. Radial network restructuring. IEDs.

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LISTA DE FIGURAS

Figura 1 – Controle Secundário a Nível de Microrrede de MT . . . 25

Figura 2 – Estratégia de Controle por Droop (Peer-to-peer) . . . 27

Figura 3 – Estratégia de Controle PQ e Vf (Master-Slave) . . . 27

Figura 4 – Estrutura de uma microgeração genérica . . . 29

Figura 5 – Curva de Tempo Definido e Tempo Inverso . . . 37

Figura 6 – Diagrama Fasorial das Grandezas Direcionais . . . 38

Figura 7 – Diagrama do Limiar da Função Direcional Clássica . . . 39

Figura 8 – Impacto de GD na Operação dos Disjuntores . . . 41

Figura 9 – Curvas de LVRT em diferentes países . . . 44

Figura 10 – Soluções Existentes para Proteção de Microrredes . . . 46

Figura 11 – Fluxograma da Proteção Centralizada . . . 51

Figura 12 – Circuito Equivalente de Thévenin . . . 52

Figura 13 – Modelagem de Circuito para Determinar Limiar . . . 54

Figura 14 – Perfil de tensão e corrente das MGs . . . 56

Figura 15 – Perfil do Limiar L . . . 56

Figura 16 – Lógica de Comunicação e Gerenciamento Centralizado . . . 59

Figura 17 – Fluxograma da Lógica Direcional - Proteção Local . . . 62

Figura 18 – Microrrede de Testes - CICRÉ . . . 69

Figura 19 – Linha de Tempo das Variações na Microrrede . . . 71

Figura 20 – Perfil de Tensão para Caso 1 Ilhado . . . 71

Figura 21 – Perfil de Corrente para Caso 1 Ilhado . . . 72

Figura 22 – Limiar Obtido Caso 1 Ilhado . . . 73

Figura 23 – Perfil de Tensão para Caso 1 Conectado . . . 73

Figura 24 – Perfil de Corrente para Caso 1 Conectado . . . 74

Figura 25 – Limiar Obtido Caso 1 Conectado . . . 74

Figura 26 – Linha de Tempo das Simulações de Falta . . . 75

Figura 27 – Perfil de Tensão para Caso 2 Ilhado . . . 75

Figura 28 – Perfil de Corrente para Caso 2 Ilhado . . . 76

Figura 29 – Limiar Obtido Caso 2 Ilhado . . . 76

Figura 30 – Perfil de Tensão para Caso 2 Conectado . . . 77

Figura 31 – Perfil de Corrente para Caso 2 Conectado . . . 77

Figura 32 – Limiar Obtido Caso 2 Conectado . . . 77

Figura 33 – Faltas com Impedância em Modo Ilhado . . . 78

Figura 34 – Faltas com Impedância em Modo Conectado . . . 79

Figura 35 – Falta em B11 Ilhada: Sistema Radial 1 . . . 81

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Figura 41 – Falta em B11 Conectada: Sistema Radial 1 . . . 85

Figura 47 – Representação fasorial de uma forma de onda senoidal . . . 106

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LISTA DE TABELAS

Tabela 1 – Resumo dos Limiares Obtidos . . . 79

Tabela 2 – Resultado de Linha para Reestrutura - Modo Ilhado . . . 90

Tabela 3 – Resultado de Carga para Reestrutura - Modo Ilhado . . . 91

Tabela 4 – Resultado de Linha para Reestrutura - Modo Conectado . . . 91

Tabela 5 – Resultado de Carga para Reestrutura - Modo Conectado . . . 92

Tabela 6 – Dimensão das linhas da microrrede . . . 114

Tabela 7 – Parâmetro das linhas da microrrede . . . 114

Tabela 8 – Dimensão das Cargas da microrrede . . . 115

Tabela 9 – Dimensão dos Transformadores da microrrede . . . 115

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1 INTRODUÇÃO . . . . 14

1.1 CONTEXTUALIZAÇÃO DO PROBLEMA DA PROTEÇÃO EM MICRORREDES . . . 15

1.2 OBJETIVOS E CONTRIBUIÇÕES DA DISSERTAÇÃO . . . 18

1.3 ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO . . . 19

2 CONCEITUALIZAÇÃO DE MICRORREDES . . . . 20

2.1 PRINCIPAIS VANTAGENS DAS MICRORREDES . . . 21

2.2 DESVANTAGENS E DESAFIOS TÉCNICOS . . . 22

2.3 GERENCIAMENTO E CONTROLE . . . 23

2.3.1 Controle Secundário - Nível de Microrrede . . . . 24

2.3.2 Controle Local . . . . 26

2.4 ELEMENTOS CONSTITUINTES . . . 27

2.4.1 Conversores de Energia Primária . . . . 28

2.4.2 Sistema de Armazenamento . . . . 28

2.4.3 Conversores Eletrônicos . . . . 29

2.4.3.1 Aspectos de Controle em Conversores Eletrônicos . . . 30

2.4.4 Arquitetura Básica . . . . 31

2.5 MODOS DE OPERAÇÃO E REESTRUTURA DA MICRORREDE . . 31

2.6 CONSIDERAÇÕES FINAIS . . . 32

3 ASPECTOS DE PROTEÇÃO EM MICRORREDES . . . . 34

3.1 FILOSOFIA DE PROTEÇÃO EM SISTEMAS ELÉTRICOS . . . 34

3.1.1 Equipamentos de Proteção . . . . 35

3.1.2 Funções de Proteção . . . . 36

3.1.2.1 Proteção Adaptativa . . . 39

3.1.2.2 Sistema de Reestrutura Self-Healing . . . 40

3.2 DESAFIOS NA PROTEÇÃO DE MICRORREDES . . . 41

3.2.1 Fatores Influentes na Proteção de Microrredes . . . . 42

3.2.2 Conceito de Fault Ride Through - FRT . . . . 44

3.3 COMUNICAÇÃO PARA PROTEÇÃO ADAPTATIVA . . . 45

3.4 SOLUÇÕES E AVALIAÇÕES NA LITERATURA . . . 46

4 PROTEÇÃO ADAPTATIVA PROPOSTA . . . . 50

4.1 MÉTODO DE DETECÇÃO ADAPTATIVA . . . 50

4.1.1 Estimação dos parâmetros de Thévenin . . . . 51

4.1.2 Definição do Limiar de Detecção . . . . 53

4.1.2.1 Algoritmo Computacional para Método de Detecção . . . 56

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4.2.1 Detecção da Direcionalidade com uso apenas da Corrente . . . . 58

4.2.2 Metodologia Proposta . . . . 58

4.2.2.1 Calculo da Direcionalidade do Fluxo de Potência . . . 59

4.2.2.2 Algoritmo e Lógica de Localização e Isolação . . . 60

4.3 REESTRUTURA DA REDE E ADAPTAÇÃO DA PROTEÇÃO . . . 62

4.3.1 Modelagem do Sistema de reestrutura da rede . . . . 63

4.3.1.1 Função Objetivo . . . 64

4.3.1.2 Restrições do Problema de Otimização . . . 65

5 SIMULAÇÕES E RESULTADOS . . . . 68

5.1 SISTEMA TESTE . . . 68

5.2 CASO DE DETECÇÃO . . . 69

5.2.1 Avaliação da Detecção com Variações na Rede . . . . 70

5.2.2 Aplicação de faltas na Rede . . . . 74

5.2.3 Detecção de Faltas com Impedância . . . . 78

5.2.4 Considerações acerca da Detecção . . . . 78

5.3 CASO DE IDENTIFICAÇÃO DO LOCAL DA FALTA . . . 79

5.3.1 Resultado para Direcionalidade no Modo Ilhado . . . . 80

5.3.2 Resultado para Direcionalidade no Modo Conectado . . . . 83

5.4 AVALIAÇÃO DA METODOLOGIA DE REESTRUTURA DA REDE . . 89

6 CONCLUSÃO . . . . 94

6.1 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS . . . 95

REFERENCIAS . . . . 96

ANEXO A – TRANSFORMADA DE FOURIER RECURSIVA COM JANELA DESLIZANTE . . . 106

ANEXO B – FORMULAÇÃO MATRICIAL DO PROBLEMA DE OTI-MIZAÇÃO . . . 109

ANEXO C – DADOS DA MICRORREDE DE TESTE - CIGRÉ BEN-CHMARK . . . 114

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1 INTRODUÇÃO

Durante muito tempo, o Sistema Elétrico de Potência (SEP) teve suas fontes de geração determinadas mediante uma característica essencialmente centralizada. Ou seja, tratava-se de um sistema cujas unidades de geração eram apartadas dos centros de distribuição, objetivando o melhor proveito possível das fontes primárias de transformação de energia. Tal característica, assim, se aparenta vantajosa até o ponto em que os limites de fluxo das longas linhas de transmissão entre geração e distribuição não sejam atingidos e onde exista certa facilidade em recursos energéticos disponíveis para a conversão de energia. Entretanto, tais vantagens deixam de ser pro-nunciadas devido ao aumento elevado da demanda e à escassez de recursos hídricos ou das fontes primárias de geração térmica, além de fatores de natureza ambiental que limitam o aproveitamento máximo das usinas de um sistema hidrotérmico. Em direção a uma solução que seja viável não apenas economicamente, mas também ecológica e operacionalmente, surgem motivações para o aproveitamento de energias provindas de recursos energéticos renováveis não convencionais como, por exemplo, as energias solar e eólica, de modo a incluí-las no sistema de distribuição à nível de consumidor. Dessa maneira, torna-se possível gerar a energia necessária para o consumo local, descentralizando a geração (HATZIARGYRIOU, 2014).

A inclusão de unidades geradoras de energia ao longo do sistema de distribui-ção faz surgir o conceito de Geradistribui-ção Distribuída (GD). Em seu sentido mais amplo, as GDs incorporam, além da produção através de microgerações (MG), sistemas de armazenamento, controle de cargas e gerenciamento de recursos, reduzindo gastos em transformação e transmissão de energia, onde surge a conceitualização de Re-cursos Energéticos Distribuídos (RED). Impõe-se assim ao sistema o que se define como Rede de Distribuição Ativa (RDA), alterando a estrutura tradicional da rede e incorporando à ela maior complexidade ao seu gerenciamento, operação e controle. Uma RDA se caracteriza por dar ao consumidor a possibilidade de exercer uma função semelhante à das grandes centrais geradoras, cedendo a ele influências tanto na pro-dução quanto no consumo, transporte e comercialização de energia. O conglomerado de GDs em uma rede de distribuição forma a RDA, onde possibilitando o isolamento do restante do sistema elétrico, operando de modo independente à rede externa, leva ao conceito de microrrede.

Existem várias vantagens que tornam possível a aplicação de microrredes no SEP. Além de aliviar o sistema de transmissão e prover energia de fontes renováveis e sustentáveis, provê independência na operação frente as fontes intermitentes, e as desacopla do sistema quando necessário, melhorando a estabilidade de tensão ao possibilitar que a microrrede opere de modo ilhado, sem influenciar a rede princi-pal. Verifica-se também o benefício econômico ao eliminar os custos das tarifas de

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Capítulo 1. Introdução 15

transmissão e reduzir as perdas de energia por ela ocasionadas.

É possível ainda, segundo Anaya e Pollitt (2015), fazer uso das microrredes na prestação de serviços ancilares, como por exemplo, no controle de potência reativa, no adiamento de investimentos da distribuição, da transmissão e da geração, na realização da expansão coordenada e flexível do sistema de distribuição (modularidade), etc. Ademais, dentre os três principais benefícios das GDs, destaca-se que 49% envolve o suprimento de energia, 37% se relaciona aos custos e 36% tem relação com melhorias na qualidade energética (ALFORD et al., 2012).

Em tese, uma GD não faz distinção entre tecnologias ou níveis de potência, po-dendo utilizar além de fontes eólicas e fotovoltaicas, geração a combustão, cogeração, CHP (Combined Heat and Power), entre outras. Contudo, é certo que a necessidade de conversores eletrônicos de potência é parte fundamental para conectar as MGs à rede elétrica de forma eficiente. Estes conversores mitigam a interação entre fontes de energias intermitentes com a rede e possibilitam o rastreamento da máxima potência do sistema de microgeração. Entretanto, com a finalidade de proteger suas chaves eletrônicas, estes dispositivos têm capacidade de corrente limitada em valores não muito maiores que os nominais. Outro aspecto que surge ao transformar a rede de distribuição tradicional em uma RDA é a bidirecionalidade do fluxo de potência. Neste contexto, surgem as duas principais problemáticas relacionadas à proteção de uma microrrede: a limitação das correntes imposta pelas restrições dos conversores; e a bidirecionalidade do fluxo de potência devido à distribuição de MGs ao longo da rede.

1.1 CONTEXTUALIZAÇÃO DO PROBLEMA DA PROTEÇÃO EM MICRORREDES Apesar dos benefícios obtidos ao avaliar uma microrrede, é necessário também considerar os desafios técnicos presentes em sua implantação. A proteção de uma microrrede, portanto, deve agir tanto para o modo ilhado como para o modo conectado. Deve, igualmente, atuar na decisão do processo de ilhamento, ou seja, ao detectar uma falta externa ou interna, é necessário decidir se haverá ou não a necessidade de isolar a microrrede da rede principal, visando a garantia da continuidade do suprimento de energia aos consumidores. Contudo, as transições entre modos de operação é con-siderado um dos principais problemas práticos em uma microrrede, como é apontado em Bellido (2018), resultando em elevados transitórios de sinais, acarretando na poten-cial perda de sincronismo ou a um desiquilíbrio entre geração e carga, prejudicando o controle de frequência da rede. Essas transições e efeitos de controle devem ser considerados ao projetar o sistema de proteção.

A diversidade de fontes de geração presente em uma microrrede acarreta em di-ferentes comportamentos na rede. Características regionais estabelecem as vantagens em se utilizar, por exemplo, geradores de indução do tipo gaiola ou de dupla excitação, para o caso de geração a diesel ou eólica, ou optar por geradores fotovoltaicos ou

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de imãs permanentes conectados a rede integralmente por conversores eletrônicos (HOROWITZ, 2014). Por conseguinte, cada uma das fontes mencionadas terá topolo-gias de controle distintas e apresentará peculiaridades intrínsecas de comportamento mediante faltas, conforme apresentado em Haj-ahmed et al. (2018), Bing Chen et al. (2015), Chaudhary, Brahma e Ranade (2014) e Walling, Gursoy e English (2012).

O interfaceamento das MGs com a rede elétrica feito por meio de conversores eletrônicos, impõe limitações no nível de corrente, resultando possivelmente em falhas ao sensibilizar dispositivos de sobrecorrente do sistema de proteção, especialmente durante a operação em modo isolado. Em contrapartida, no modo conectado, o nível de corrente de curto-circuito terá valores elevados devido às influências das GDs durante uma falta. A rápida resposta dos conversores é outro efeito a ser considerado em um sistema de proteção que difere dos sistemas tradicionais de inércia relevante, formados por grandes máquinas elétricas com reatâncias síncronas e subsíncronas consideráveis. Verifica-se assim a necessidade de uma criteriosa avaliação sobre o comportamento dos conversores eletrônicos durante faltas.

No que concerne o comportamento dos conversores, A. Timbus et al. (2009) expõe uma avaliação da resposta transitória causada por faltas na microrrede para di-ferentes modos de controle de uma MG. Por consequência do deslocamento de ângulo causada pela falta, verifica-se que algoritmos de sincronização são necessários, prin-cipalmente para curto-circuitos assimétricos e redes desbalanceadas. Desta maneira, a corrente da microgeração permanece balanceada e seu ângulo se mantém estável durante a falta. Desta análise, são evidenciados possíveis estratégias de controle para operação dos inversores durante a falta, questionando a escolha entre boa qualidade no sinal de corrente ou na resposta de potência da microgeração, optando por um controle mais rígido das componentes de sequências negativa e zero durante a falta (TIMBUS, A. V. et al., 2006; RODRIGUEZ et al., 2007). Tais fatos e opções de controle podem influir diretamente no sistema de proteção.

Os limitadores de corrente presentes nos conversores também influenciam no comportamento do sistema durante faltas. Análises detalhadas a este respeito são discutidas em Shuai et al. (2018), Brucoli (2009), Brucoli e Green (2007) e Plet, Brucoli et al. (2011), apresentando que além da metodologia empregada para o controle de uma microgeração, a forma com que se projeta o limitador de corrente para os con-versores tem grande influência no comportamento dos sinais da microrrede durante a falta. Além disso, são descritas as influências do sistema de aterramento e da topologia empregada nos conversores para a microgeração, e constatado também que durante a falta, as formas de onda geradas pela microfontes podem apresentar elevada distor-ção, grande conteúdo harmônico e divergências em resultados ao considerar diferentes estratégias de controle.

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pro-Capítulo 1. Introdução 17

priedades plug and play, verifica-se o estabelecimento de características bidirecionais para o fluxo de potência nas linhas da rede. Desta maneira, a proteção da microrrede necessita de elementos que definem o sentido do fluxo de potência durante a falta para uma correta isolação do defeito. Tal bidirecionalidade é consequência das mudanças de direção do fluxo nas linhas de acordo com as condições de carga e da estocasti-cidade presente nas fontes primárias de geração. Portanto, surge a necessidade do sistema de proteção atualizar seus ajustes de acordo com as mudanças topológicas e operacionais da microrrede, ainda em estado normal.

De modo geral, pode-se sintetizar a problemática da proteção de microrredes relacionando-a às estruturas de controle empregadas nos conversores eletrônicos devido à sua vasta gama de respostas frente à transitórios na rede, limitando desta maneira o nível de corrente das GDs e influenciando as formas de onda dos sinais, às diversas fontes de conversão de energia possíveis para a incorporação de recursos re-nováveis e à bidirecionalidade do fluxo, fazendo com que seja necessária a adaptação e reestrutura do sistema de proteção para as mudanças de operação da microrrede.

No que diz respeito às soluções encontradas na literatura, apontam-se esque-mas de proteção baseados tanto em uso de dispositivos externos, quanto na modifi-cação das funções do sistema de proteção (MOHAMED; SALAMA, 2016). O primeiro esquema faz uso de limitadores de corrente (FCLs - Fault Current Limiters) quando em modo conectado, limitando o aumento da corrente devido às GDs, ou mediante uso de dispositivo externo de fontes de corrente (FCSs - Fault Current Sources), objetivando injetar corrente elevada ou com alguma característica especial na rede ao detectar uma falta em modo ilhado, possibilitando que relés de sobrecorrente possam ser sensibili-zados adequadamente. Já o segundo esquema é baseado em investigações da queda de tensão e aumento da corrente, ou avaliação no uso de dispositivos de proteção diferencial ou de distância, ou ainda, incorporação de sistema adaptativo de proteção. Esses esquemas vislumbram a implementação de técnicas matemáticas e tratamento de sinais, tanto de corrente quanto de tensão, através de processamentos digitais em Dispositivos Eletrônicos Inteligentes (IEDs - Intelligent Eletronic Devices), mitigando os problemas da proteção com a comunicação e o gerenciamento da microrrede.

Frente às dificuldades na proteção de microrredes, há exigências estabelecidas por códigos de rede que tendem a satisfazer a segurança e qualidade do sistema de potência mediante perturbações na rede (HOROWITZ, 2014). A norma IEEE-1547, por exemplo, especifica regras de como isolar a microrrede durante distúrbios e maneiras de desconectar as GDs. Uma das recomendações existentes é manter a operação da microrrede conectada durante a falta por um determinado tempo para evitar grandes perturbações no sistema principal. Esta ação é denominada de Fault Ride Through (FRT) e é válida para grandes sistemas que influenciam consideravelmente a rede ex-terna de potência. Ademais, considerações feitas nos trabalho de Laaksonen e Hovila

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(2017) e Laaksonen (2015) indicam a tendência de padronização do comportamento dos conversores eletrônicos durante faltas na rede, regrando as técnicas de controle empregadas nos conversores. Para se estabelecer uma comunicação entre dispo-sitivos da microrrede, uma predisposição pela norma IEC-618501 _{é constatada, na}

qual apresenta significativas melhoras em custo, performance e compatibilidade entre diferentes dispositivos de proteção (PARHIZI et al., 2015).

Embora microrredes sejam erigidas em níveis de sistema de distribuição, os dis-positivos de proteção típicos à este sistema, como por exemplo fusíveis e religadores, segundo A. Hooshyar e R. Iravani (2017), não tem adequação técnica para fazer parte do sistema de proteção de uma microrrede de maneira pura e decisiva, pois os de-safios técnicos aqui apresentados não são facilmente sanados por eles. Desta forma, para viabilizar a implementação segura de microrredes, é ainda necessário avançar em estudos específicos referente ao sistema de proteção em microrredes.

1.2 OBJETIVOS E CONTRIBUIÇÕES DA DISSERTAÇÃO

Neste trabalho de dissertação, busca-se levantar os principais desafios técnicos relacionados ao sistema de proteção de microrredes, de modo a encontrar na literatura as possíveis soluções para tornar a implantação de microrredes viáveis. No intuito de realizar um trabalho factível, objetiva-se a realização de cenários próximos da re-alidade. Assim, considera-se nesta dissertação a proteção de um sistema formado exclusivamente por conversores eletrônicos em um sistema desbalanceado. Critérios econômicos também são objetivados ao limitar o número de medições da rede, im-pondo assim, um sistema de proteção com medições apenas de corrente distribuídas na microrrede e uma única medição de tensão no ponto central de proteção do sistema.

A contribuição desta dissertação está na busca de uma lógica de proteção factível que seja adaptável para os modos de operação ilhado e conectado, e que também se adapte as mudanças operacionais e topológicas da microrrede. Sendo assim, esta dissertação é dividida em três objetivos específicos que, em conjunto, formam a lógica de proteção do sistema:

• Detecção adaptativa centralizada de curto-circuito para ambos os modos de operação;

• Estimação da direção do fluxo de potência nas linhas com medidas apenas de corrente;

• Reestruturação pós-falta da microrrede, readaptando a proteção do sistema.

1 _{A IEC-61850 propõe uma arquitetura de comunicação única entre todos os dispositivos, independente}

de suas funções ou de seus fabricantes. Por isso esta norma se mostra interessante para que a interoperabilidade da microrrede ocorra de maneira apropriada (SEL, 2010).

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Capítulo 1. Introdução 19

1.3 ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO

Na introdução realiza-se breve explanação sobre o conceito e formação de uma microrrede, bem como a contextualização do problema de sua proteção, expondo as principais dificuldades que envolvem a penetração de gerações distribuída interfacea-das por conversores eletrônicos ao longo da rede de distribuição e a ponderação da literatura sobre o tema. No capítulo apresenta também os objetivos e as contribuições desta dissertação. Ademais, compõe este trabalho outros cinco capítulos:

• Capítulo 2: Aborda os principais conceitos sobre microrredes, levantando as suas vantagens e desvantagens no cenário elétrico. Apresenta também as princi-pais características estruturais, os modos de operação e os aspectos de gerenci-amento, controle e comunicação das microrredes de média tensão;

• Capítulo 3: Expõe as relações comparativas entre as filosofias de proteção clás-sica com os problemas acerca da proteção de microrredes e também são especifi-cados com maiores detalhes os desafios, os fatores influentes e uma revisão das metodologias encontradas na literatura sobre o tema de proteção de microrredes; • Capítulo 4: Desenvolvem-se os métodos que culminarão na lógica de proteção adaptativa, sendo esses divididos em detecção do curto-circuito pela proteção central, localização da falta pelo método de direcionalidade do fluxo nas linhas e reestrutura pós-falta do sistema por uma metodologia de otimização;

• Capítulo 5: Descreve o sistema teste, as simulações realizadas e apresenta os resultados obtidos na aplicação dos métodos propostos;

• Capítulo 6: São sintetizadas as conclusões sobre o trabalho e indicações para trabalhos futuros.

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2 CONCEITUALIZAÇÃO DE MICRORREDES

Perante o cenário atual do SEP, verifica-se a tendência de mudança na filosofia dos sistemas de distribuição, atribuindo aos consumidores da rede voz ativa no sistema, ao possibilitar que o usuário gere e comercialize energia. Isto faz surgir uma filosofia de Redes de Distribuição Ativa (RDA), consequência da incorporação de microgerações (MG) distribuídas ao longo da rede e a formação de microrredes.

À guisa de conhecimento, o conceito de microrredes surgiu como uma alter-nativa para solucionar os problemas técnicos operacionais advindos da penetração de microgeração com características intermitentes e de rápida resposta, distribuídas pelo sistema de distribuição, que, uma vez passivo, passa a ter uma filosofia ativa. Por consequência, as microrredes proporcionam meios que colaboram com a inserção de Recursos Energéticos Distribuídos (RED) na rede, sendo em sua maioria recursos renováveis e sustentáveis.

A principal característica das microrredes é a possibilidade de se desacoplar da rede principal, operando de modo isolado. Desta maneira, do ponto de vista do operador do SEP, a microrrede é assumida como uma entidade única de geração ou carga. Do ponto de vista da microrrede, é mantido o fornecimento de energia mesmo mediante falha da rede principal. Por outro lado, se operada em modo conectado, a microrrede pode atuar como prestadora de serviços ancilares, mantendo controle de potência reativa e de tensão no SEP. Tais características possibilitam o aumento dos níveis de confiabilidade e continuidade de suprimento de energia para os consumido-res.

Na literatura,1 _{são apresentadas definições de microrredes que diferem em}

as-pectos mínimos. Entretanto, pode-se resumir sem perda de generalidade, que uma microrrede compreende um sistema de distribuição de baixa tensão com RED, junta-mente com dispositivos de armazenamento e cargas flexíveis, cujos sistemas podem ser operados de forma não autônoma, se interligado à rede, ou de forma autônoma, se desconectado da rede principal. Tal descrição é abordada em Hatziargyriou (2014), baseando-se nos projetos de pesquisa da União Europeia.

Entretanto, é esperado que a incorporação de microrredes traga benefícios para sistemas de distribuição em qualquer nível de tensão. Assim, de acordo com Hatziargyriou (2014), há a possibilidade do gerenciamento de diversas microrredes de Baixa Tensão (BT), junto com GDs conectadas na Média Tensão (MT) e cargas de MT controláveis, surgindo desta maneira, o conceito de Multi-Microrredes. Tal definição estende o conceito de microrredes e corresponde à um nível de estrutura mais alto, formando-a em nível de MT, consistindo de diversas microrredes de BT e unidades de GD conectadas adjacentemente aos alimentadores de MT que apresentam ponto de

1 _{As principais bases de dados são o CIRED, o CIGRÉ, o CERTS e o IEEE. No Brasil, a ANEEL define}

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Capítulo 2. Conceitualização de Microrredes 21

acoplamento com a rede externa de alta tensão.

Em termos nacionais, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), por meio do documento regulatório de Procedimentos de Distribuição (PRODIST), define uma microrrede de maneira generalizada como: "[...] rede de distribuição de energia elétrica que pode operar isoladamente do sistema de distribuição, atendida diretamente por uma unidade de geração distribuída". Não obstante, é inexpressiva a distinção en-tre os níveis de tensão, uma vez que o próprio termo geração distribuída é definido no PRODIST como "[...] centrais geradoras de energia elétrica, de qualquer potência, com instalações conectadas diretamente no sistema elétrico de distribuição ou através de instalações de consumidores, podendo operar em paralelo ou de forma isolada e despachadas - ou não - pelo ONS". Ademais, é apresentado no mesmo documento o conceito de microgerações distribuídas com patamares de potência limitados, in-cluindo em seu glossário o termo minigeração distribuída para gerações com maiores capacidades de potência instalada (ENERGIA ELETRICA - ANEEL, 2018).

Quanto à sua caracterização, as microrredes são observadas como parte fun-damental da construção de redes inteligente2 _{(Smart Grids), e é vista como a mais}

promissora estrutura de redes elétricas do futuro (HATZIARGYRIOU, 2014). Contudo, demanda avanços técnicos em setores como o de proteção para uma total imersão no atual SEP.

2.1 PRINCIPAIS VANTAGENS DAS MICRORREDES

A integração de microrredes no SEP traz muitos benefícios ao sistema, de tal modo que torna-se simples compreender o motivo de tantas pesquisas sobre o assunto. Lista-se a seguir as principais vantagens na inserção de microrredes no sistema elétrico segundo Bellido (2018) e Hatziargyriou (2014):

• Agregação de fontes renováveis não convencionais com característica intermi-tente ao sistema (por exemplo, energia solar e eólica);

• Aproveitamento de fontes primárias de geração de energia em locais de consumo, diminuindo custos e perdas pelo uso das linhas de transmissão e aliviando o sistema de transmissão;

• Estabelecimento da continuidade do suprimento de carga perante falhas da rede principal, operando de forma autônoma e independente da rede;

• Atribuição de características de geração Plug and play, facilitando a inclusão de novas GDs e otimizando o despacho de geração para cargas intermitentes;

2 _{Vale ressaltar que o sistema elétrico sempre foi "inteligente"devido a sua complexidade estrutural e}

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• Provimento ao SEP de serviços ancilares, possibilitando o controle de potência reativa e de tensão;

• Fornecimento de maior capacidade de reserva girante ao sistema elétrico, au-mentando a estabilidade do SEP;

• Prospecção do mercado de energia, contribuindo com a redução do custo e incitando um cenário de maior competitividade;

• Possibilidade de melhor gerenciamento de controle e corte de carga seletivo, adicionando técnicas de geração pela demanda;

• Condições de expansão do sistema elétrico localmente, postergando gastos com projetos de grandes linhas de transmissão e grandes centrais geradoras;

• Possibilidade de reparos locais sem influir no restante do sistema; • Visibilidade sustentável e ecologicamente viável ao SEP;

• Incipiência para as redes inteligentes (Smart Grids), agregando digitalização, acesso online de informações aos agentes e gerenciamento otimizado dos recur-sos.

2.2 DESVANTAGENS E DESAFIOS TÉCNICOS

Embora possam ser visualizados grandes benefícios e vantagens na expansão de microrredes, existem também algumas desvantagens que, em sua maioria, estão relacionadas aos desafios técnicos que dificultam sua total implantação. Entre elas, a primeira a ser levantada diz respeito aos altos custos dos equipamentos que compõem uma microrrede, ainda que paulatinamente minimizados. Destaca-se aqui o custo dos sistemas de armazenamento, essenciais para a integração de fontes renováveis e sustentáveis, que representam o valor mais significativo em um projeto. Contudo, como citado em Hatziargyriou (2014), é possível superar este obstáculo com incentivos políticos que possam subsidiar a execução de microrredes3_.

A necessidade do uso de conversores eletrônicos para a conversão de ener-gia e para o controle da máxima potência das fontes intermitentes, impõe uma maior complexidade ao sistema de maneira geral. Esta questão é superada com diversas técnicas e métodos presentes na literatura. Entretanto, a falta de normatização e re-gulamentação que vise a padronização4_{das técnicas e metodologias, estabelece um}

3 _{Cita-se as iniciativas da COPEL, CELESC e CEMIG no Brasil pela ANEEL em sua resolução para}

eficiência energética: Lei no_{9.991/2000 e Resolução ANEEL n}o_{556/2013 e a ENEL com projetos de}

modernização e digitalização da rede através de incentivos de P&D ANEEL.

4 _{O IEEE apresenta a padronização IEEE-1547 para a interconecção de REDs no SEP, o qual é}

utilizado em muitos estudos sobre microrredes. Outras normas como a IEC-60909, IEC-60255 e IEC-61850 são adaptadas para as microrredes, porém não são específicas.

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entrave ao resolver problemas de controle, operação e proteção nas microrredes de forma geral e definitiva. Contudo, verifica-se na literatura, como em Laaksonen e Hovila (2017), Laaksonen (2015), Hatziargyriou (2014) e Chowdhury (2009), a existência de um apelo por regulamentação, em que se apresentam possíveis regras para o futuro do SEP.

Outro quesito crítico que vale atenção relaciona-se à comunicação. Uma maior preocupação surge com a interligação online do sistema devido a ataques cibernéti-cos. Comenta-se em Wang et al. (2017) que uma microrrede deve prover segurança cibernética para evitar ataques maliciosos que venham a comprometer o sistema, haja visto que baseado na experiência com o setor de telecomunicações, uma microrrede carrega grande potencial para ataques dessa natureza.

Um aspecto que não se pode deixar de considerar é o descarte dos materiais, em especial os dispositivos de armazenamento e as células fotovoltaicas. Estima-se em Zeng et al. (2014) que até o ano de 2025, haverá um total de 24.855 toneladas de material fotovoltaico descartado no mundo e em 2035 o total é estimado em 1161,173 toneladas. Tal problema é também sentido quanto à reciclagem de baterias de celulares e computadores que ainda hoje continua sem solução.

Outros desafios técnicos são discorridos nesse trabalho, com foco direcionado na questão do sistema de proteção. Tal parte destina-se a apresentar os desafios de maneira generalizada com base em aspectos financeiros, regulatórios, operacional e ambiental.

2.3 GERENCIAMENTO E CONTROLE

A noção de gerenciamento e controle é crucial para o conceito de microrredes, uma vez que são essas características que distinguem-nas dos sistemas de distribui-ção com RED. De fato, com gerenciamento de energia, é possível obter a otimizadistribui-ção dos recursos e todos os benefícios que a microrrede pode oferecer ao SEP e ao consu-midor. Frisa-se que o gerenciamento da microrrede é responsável pela coordenação do controle no intuito de mesclar diversos objetivos, sejam eles de operação, de mercado, de proteção, etc. Sua coordenação pode ser obtida por meio de um gerenciamento centralizado ou descentralizado, dependendo essencialmente das responsabilidades assumidas pelos dispositivos de controle e dos recursos disponíveis. Nota-se portanto, a exigência de um canal de comunicação para a efetiva realização do gerenciamento da microrrede, sendo que através de um sistema descentralizado esta exigência pode ser diminuída ao custo de uma maior complexidade e da utilização de técnicas como as de inteligência artificial.

Em um gerenciamento centralizado, a responsabilidade de otimização recai so-bre uma central de operação da microrrede, a qual toma as decisões considerando o custo de energia, preços de mercado, segurança operacional, etc., e com isso, seta-se

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as ações para os elementos distribuídos na microrrede, sejam eles MGs ou cargas controláveis. Já no gerenciamento descentralizado, a responsabilidade de decisões é dada aos próprios controles locais que competem e/ou colaboram entre si de maneira independente. Uma abordagem que tem recebido muita atenção ao desenvolver siste-mas descentralizados é o conceito de Sistesiste-mas Multi-Agentes, uma das técnicas em inteligência artificial que vem ao encontro do desenvolvimento de microrredes.

Evidência-se em Hatziargyriou (2014) que o controle centralizado é vantajoso quando há objetivos comuns em um sistema, entretanto, para uma microrrede de MT, essa vantagem é difícil de ser alcançada. Utiliza-se então uma junção entre controle centralizado e descentralizado, de forma a obter um melhor gerenciamento e alívio de esforços computacionais ao lidar com vários objetivos pela central de controle da microrrede. Sendo assim, um sistema totalmente descentralizado em níveis de média tensão com sistemas Multi-Microrredes é algo praticamente irrealizável.

Realizando uma distinção entre as funções dos controles presentes em uma mi-crorrede, pode-se conferir três níveis hierárquicos. O nível mais alto é gerenciado pelo sistema a montante à microrrede, responsável por decisões de ilhamento e conexão à rede principal e também pela participação no mercado de energia e coordenação com os demais sistemas a montante. Para o segundo nível, intermediário, se faz referência ao gerenciamento geral da microrrede, responsável pelo controle suplementar das variáveis, corte de cargas e a realização de black start quando necessário. Já o nível mais baixo, relacionado localmente ao usuário, é responsável pelo controle e proteção dos elementos da microrrede, além de realizar o controle primário das variáveis da rede, gerenciando ainda o sistema de armazenamento e controlando a geração de potência ativa e reativa.

2.3.1 Controle Secundário - Nível de Microrrede

Embora não hajam estruturas gerais de arquitetura de controle em microrredes, pois estas dependem do tipo e da infraestrutura existente, alguns conceitos típicos podem ser apresentados para melhor entender o gerenciamento e o controle das mi-crorredes. Baseado em Hatziargyriou (2014) e nos projetos CERTS e MICROGRIDS apresentados em Lasseter et al. (2002) e Hatziargyriou et al. (2006), a estrutura de uma microrrede de BT apresenta um controlador central, chamada de MGCC5 _(Microgrid

Central Controller), em que dada estrutura centralizada recebe e envia dados e coman-dos para os elementos de controle de nível local, os quais recebem a nomenclatura de MC (Microsource Controller). Descreve-se também os elementos de medição local, conhecidos como EM (Electronic Meter). Esses medidores são aplicados em redes de distribuição com penetração de REDs. Sua fusão com os MCs, comunicando-se

5 _{Nomenclaturas e siglas referentes ao gerenciamento e controle de microrredes tem suas definições}

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Estando a microrrede operando em modo conectado, as atividades do CAMC são minimizadas, gerenciando apenas o fluxo de carga da microrrede com a rede externa de acordo com as exigências do DMS. Ao operar a microrrede em modo isolado, as funções de controle impostas pelo CAMC são primordiais ao controlar e gerenciar a microrrede como um todo de maneira autônoma, sendo responsável inclusive pelo controle da frequência do sistema e pela continuidade do suprimento de carga em resposta a faltas ou a ação de manutenção da rede principal.

2.3.2 Controle Local

A principal tarefa do MC é realizar o compartilhamento de potência entre os diferentes tipos de RED distribuídos ao longo da rede, agindo diretamente nos con-versores eletrônicos que os interfaceiam. Semelhantemente ao que é obtido pelos grandes geradores do SEP tradicional, o compartilhamento de potência entre os ge-radores do sistema pode ser sintetizado pelos conversores eletrônicos da microrrede através da técnica de Droop, quando a eles forem empregadas formas de controle adequadas. Salienta-se que tal técnica é consagrada para grandes sistemas onde a relação X/R é alta, fato que não necessariamente ocorre em uma microrrede, ainda assim, a literatura aborda formas de contornar este empecilho através de técnicas e estruturas mais avançadas de controle6_.

Basicamente, o Droop é uma sintetização do comportamento das máquinas elétricas rotativas convencionais que variam sua potência ativa de saída em resposta às variações de frequência do sistema provocadas por mudanças de carga da rede, e também, em termos de potência reativa, regulando a entrega de reativos em resposta a variação de tensão das barras. Estas respostas de potência tem como base de cálculo as medições locais. Assim, uma vez que a minimização da dependência de sistemas de comunicação é vantajosa para a segurança da microrrede, o controle por Droop se torna uma grande aliada da qualidade do suprimento de energia, sendo que esta técnica utiliza apenas medições locais para realizar o compartilhamento de carga, aliviando assim, as tarefas do controle central e agindo de maneira independente do modo de operação da microrrede. A Figura 2 representa uma rede que utiliza a técnica de Droop, também conhecida na literatura como Peer-to-peer ou Multi-Master, para um sistema de compartilhamento da potência entre os geradores do sistema.

Alternativamente ao Droop, uma estratégia com estrutura Master-Slave, ou Single-Master como também é conhecida, pode ser obtida com o controle de ten-são e frequência em uma barra de geração tida como referência, deixando as outras barras de geração com o controle de potências ativa e reativa fixas. Assim, há o

con-6 _{Droop reverso e a inclusão de resistência virtual no controle são formas de adaptar o Droop tradicional}

para redes em que a relação X/R é baixa, além de mitigar as interações entre MGs conectadas em paralelo. Também são possíveis realizar técnicas de Droop adaptativo e Droop robusto (TAYAB et al., 2017).

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2.4.1 Conversores de Energia Primária

As fontes de energia primária mais avaliadas para compor uma microrrede são as eólicas e solares, embora os projetos possam ainda se valer de plantas de cogeração e ciclo combinado (CHP - Combined Heat and Power), que fazem uso de combustíveis fosseis, como o caso da geração à diesel. Assim, turbinas à vapor, à gás e as de ciclo combinado são opções disponíveis para compor uma microrrede, onde segundo Rese (2012), apresentam vantagens econômicas devido às novas tecnologias existentes e, no caso de células combustíveis, apresenta alta eficiência com pouco nível de resíduos poluentes - embora ainda apresente custos elevados. Estas fontes de geração com turbinas à vapor e à gás têm a característica de manter a frequência de rotação controlada e fixa, descartando assim a necessidade de interfaceamento por conversores eletrônicos, com exceção das células combustíveis.

Em relação às fontes de energia eólica, há duas formas de categoriza-las: tur-binas de velocidade fixa e turtur-binas de velocidade variável. Para velocidades fixas, geradores de indução são tipicamente utilizados. Nestes casos, o controle de gera-ção é realizado ou pela variagera-ção do escorregamento ou por resistência variável da máquina, além de também possibilitar a variação das posições das pás da turbina (HOROWITZ, 2014). Para esses tipos de turbina, exige-se que a velocidade seja maior que a velocidade síncrona do gerador. Objetivando manter a geração eólica mesmo com velocidade inferior à síncrona, geradores de dupla alimentação podem ser uti-lizados. Tal tipo de geração utiliza conversores eletrônicos, conectados no rotor da máquina, que podem tanto absorver energia do gerador quanto alimentá-lo, depen-dendo da configuração do ângulo de disparo das chaves do conversor. Geradores completamente interfaceados por conversores eletrônicos, conectando-os no estator da máquina, permitem um maior aproveitamento das fontes primárias intermitentes. Neste caso, geradores de imãs permanentes ou geradores com ajuste de campo são utilizados.

Diferente das conversões de energia realizada por meio de máquinas elétricas, as quais resultam em geração de Corrente Alternada (CA), os painéis fotovoltaicos geram energia em Corrente Contínua (CC). Assim, conversores eletrônicos são funda-mentais para converter a energia gerada em CC para CA. Deste modo, conversores eletrônicos CC/CC e CC/CA buscam manter o rastreamento do máximo aproveita-mento da energia do sol e realizam o interfaceaaproveita-mento com a rede elétrica.

2.4.2 Sistema de Armazenamento

Devido ao fato das principais fontes de geração serem provenientes de recur-sos intermitentes, surge a necessidade da utilização de sistemas de armazenamento para viabilizar a operação isolada da rede. Esses sistemas atuam como reserva de

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regula a tensão do barramento CC, entre os dois conversores, de modo a manter o balanço de potência e a qualidade da energia de geração, controlando a corrente de saída da MG (RESE, 2012). Não obstante, a potência de saída é completamente desacoplada da potência gerada. Isto faz com que, segundo A. Timbus et al. (2009), o inversor CC/CA seja o principal responsável por transientes na microrrede durante faltas. Torna-se portanto, necessária a avaliação minuciosa da estrutura de controle do conversor CC/CA para estudos envolvendo faltas na rede.

2.4.3.1 Aspectos de Controle em Conversores Eletrônicos

Os sistemas de referência implementados em um controlador é um dos prin-cipais aspectos para se classificar os conversores eletrônicos. Essa classificação de acordo com Rese (2012) se refere à um sistema de referência natural (também co-nhecida como abc), sistema de referência estacionário (αβ) e sistema de referência síncrona (dq). A ideia geral de um sistema abc, é utilizar controles individuais para cada fase, podendo ser implementado controladores como o Proporcional-Resonante (PR), ou ainda controladores não lineares como controle por histerese e deadbeat. Para a referência αβ, é realizado a transformada de Clark para as tensões e correntes, e o controle é realizado em cima de sinais senoidais através de controladores PR. Já para a referência dq, utiliza-se a transformada de Park, o que leva à sinais de controle con-tínuos, possíveis de ser controlados por controladores lineares, como o PI. Cada uma das referências citadas tem peculiaridades que refletem-se na dinâmica da microrrede, e portanto, influem na avaliação do sistema de proteção, como pode ser constatado em Brucoli (2009).

Além dos sistemas de referência para o controlador dos conversores, outra importante função empregada é a sincronização da GD com a rede. Segundo Rese (2012), a técnica de PLL (Phase-Locked Loop) é a mais empregada atualmente. O PLL convencional é implementado para um sistema de referência dq, entretanto, outra forma de sincronismo bastante empregada em microrredes é a SOGI (Second-Order Generalized Integrator), realizada com a referência αβ. A importância da avaliação do método de sincronização empregado em conversores eletrônicos para o estudo de proteção em microrredes, está no fato de que durante perturbações na rede, o sin-cronismo tendera à ser mantido, deslocando o ângulo das medidas, mesmo mediante faltas assimétricas, tendendo à balancear a corrente de falta gerada, fato este a ser considerado ao projetar o sistema de proteção.

Caracteriza-se ainda os conversores eletrônicos pela forma com que é realizado o limite de corrente para a proteção de suas chaves eletrônicas. Verifica-se em Shuai et al. (2018), Plet e Green (2014) e A. Timbus et al. (2009) que dependendo da me-todologia empregada para a referência do controle de uma MG, a forma com que o limite de corrente responde mediante falta varia drasticamente. Também se indicam

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considerações em relação a topologia dos conversores, sendo eles de três ou quatro terminais, com ou sem neutro, relações ao sistema de aterramento, as ligações de transformadores e também as estruturas do filtro de saída (BRUCOLI, 2009).

2.4.4 Arquitetura Básica

As microrredes podem apresentar tanto arquitetura radial quanto malhada, en-tretanto, muitas vantagens podem ser obtidas com a operação da rede se configurada radialmente8_{. O custo de sua infraestrutura é uma de suas vantagens, bem como a}

facilidade em controlar a tensão e o fluxo de potência, ainda mais, coordenar e projetar de maneira simples o sistema de proteção (SHORT, 2014). Contudo, redes malha-das apresentam vantagens que são relacionamalha-das à reposição do sistema pós-falta. Define-se portanto, uma arquitetura fracamente malhada que opere radialmente9_,

me-diante abertura e fechamento de chaves seccionadoras posicionadas estrategicamente na rede. Desta maneira, benefícios das duas infraestruturas podem ser alcançados, onde segundo Abur (1996), tanto a proteção quanto o controle da rede são facilmente avaliados em situações de emergência e em condições de falta.

Tão importante quanto os demais elementos que constitui uma microrrede é o ponto que realiza o acoplamento entre a rede externa e a microrrede. Esse ponto é definido como PCC (Point of Commom Coupling). Além de possibilitar o isolamento da microrrede, é nesse ponto que devem ser alocados os dispositivos de proteção responsáveis pelas manobras de ilhamento e sincronização da microrrede com a rede principal. Dependendo do modo de operação visto no PCC, é realizada a troca de responsabilidade e da filosofia de controle dos elementos da microrrede.

2.5 MODOS DE OPERAÇÃO E REESTRUTURA DA MICRORREDE

Distingue-se uma microrrede de um sistema de distribuição com REDs o fato da microrrede poder se isolar da rede externa através do PCC. Assim, pode-se opera-la em modo conectado ou em modo ilhado. Se conectado, a microrrede pode operar importando ou exportando energia para a rede principal de acordo com o balanço de carga e geração interna e também de acordo com os contratos estabelecidos com o operador do sistema de distribuição. Neste modo, o CAMC e o MGCC são os responsáveis pela otimização da operação da microrrede, enviando sinais de controle apropriados para os controles locais, seguindo o estipulado pelo DMS.

8 _{Avalia-se em Zhao et al. (2018) que o fato de uma microrrede operar radialmente resulta em}

signi-ficativa melhora da qualidade e confiabilidade do suprimento de potência e ainda reduz custos de construção e operação.

9 _{Esta arquitetura se mostra presente em sistemas de distribuição tradicional como pode ser avaliado}

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Já a operação em modo ilhado pode ser planejada ou resultado de algum defeito na rede principal. Em caso de ilhamento por razões de falha, a microrrede pode ou não ter capacidade de manter todas as cargas de seu sistema. Assim, como abordado em Abreu e Gil (2009), o CAMC e o MGCC devem providenciar cortes de cargas seletivos, através dos controles locais de carga, para manter a continuidade e qualidade do suprimento de energia para a maioria dos consumidores.

Os modos conectados e ilhados também são definidos como modo normal de operação e modo de emergência, respectivamente. Para microrredes de MT, caracteri-zadas como multi-microrredes, ao seguir uma falha local, a microrrede deve contribuir com o serviço de restauração do sistema, acionando procedimentos de black start (HATZIARGYRIOU, 2014). Desta forma, propicia-se o uso de técnicas de self-healing, uma vez que existe um substancial número de GDs e de microrredes de BT conectadas à microrrede de MT. Contudo, o objetivo final do serviço de reestrutura é reconstruir o estado da microrrede antes da perda de energia, isto em geral se resume em evitar ilhas isoladas, mesmo quando há capacidade para tal (HATZIARGYRIOU, 2014). As-sim, o CAMC exerce importante função na coordenação das interconexões das ilhas formadas temporariamente devido a faltas.

Outros modos de operação pouco abordados na literatura, mas de grande im-pacto na dinâmica da microrrede são os modos de transição e de manutenção. Como apresentado em Bellido (2018), o efeito da transição pode provocar transientes no sistema, levando à perda de sincronismo entre as GDs. O modo de manutenção é abordado em Pacheco et al. (2017). Este modo tem sua implementação em um projeto real descrito em Bianchini et al. (2017), sendo este modo ativado quando há a ocorrên-cia de curto-circuito interno na microrrede ou quando é planejado pelo gerenocorrên-ciador da rede.

2.6 CONSIDERAÇÕES FINAIS

Este capítulo apresenta uma breve conceitualização sobre microrredes, relacionando-a à nível de média tensão. Tangencia-se aspectos de relevância para os sistema de proteção, de modo a introduzir os conceitos básicos para os próximos capítulos desta dissertação. Discuti-se os principais benefícios e as desvantagens de uma microrrede, elencando alguns dos desafios técnicos presentes para sua total implementação. Contudo, cabe ressaltar que o beneficio visto por um setor pode ser um problema técnico sobre outro ponto de vista. Evidencia-se que as microrredes tem papel fundamental para a evolução do sistema elétrico, e são a base para o desenvolvimento do conceito de redes inteligentes.

Uma breve apresentação sobre os sistemas de gerenciamento e controle é rea-lizada neste capítulo, onde o conceito de Multi-Microrredes é discutido e evidenciado a importância dos sistemas de gerenciamento centralizado da rede de distribuição em

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média tensão, o DMS, o CAMC e o MGCC, e sua relação com os controles locais, MCs, atuando diretamente nas GDs e nas cargas controláveis. Percebe-se porém, que todo o gerenciamento e controle só é possível mediante um sistema de comu-nicação que estabeleça a comucomu-nicação entre os controles intermediários, à nivel de microrrede, com os controles locais, em resposta aos comandos de nível mais alto que gerencia a rede a montante. Tal comunicação exige um alto grau de coordenação das informações.

Fica claro neste capítulo, que para cada sistema de microgeração ou cada sis-tema de armazenamento, existe distinção em seu comportamento dinâmico, e suas características individuais devem ser consideradas ao avaliar uma microrrede, princi-palmente ao se tratar do sistema de proteção. Para o controle dos inversores, existem diversas técnicas que afetam diferentemente a rede mediante situação de curto-circuito ou algum outro tipo de contingência. Apesar da maioria dos trabalhos envolverem ape-nas a microrrede operando em modo normal ou modo de emergência, verifica-se a necessidade de estudos do modo de transição para evitar que o sistema de proteção atue indevidamente.

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3 ASPECTOS DE PROTEÇÃO EM MICRORREDES

A dependência da sociedade moderna pelo suprimento de energia é refletida na busca de alternativas de geração e também nas implicações causadas pelo envelheci-mento da estrutura atual do SEP. Neste cenário, novas redes surgem com o dever de lidar com desafios tecnológicos que englobam além de aspectos ambientais, questões relacionadas à segurança, operacionalidade, qualidade de energia, custo e eficiência das fontes primárias. À guisa de viabilidade, a proteção de todo o sistema é um dos principais desafios para a factibilidade das microrredes. Estes desafios, segundo Hatzi-argyriou (2014), devem ser encarados por caminhos inovadores que tentem a manter a confiabilidade, sustentabilidade e eficácia nos custos.

Este capítulo apresenta os principais aspectos de proteção do sistema elétrico tradicional, detalhando em seu meio, aspectos a ser considerados quando se tratando de microrredes. Mais especificadamente, este capítulo tem o objetivo de introduzir os conceitos básicos de proteção utilizados no desenvolvimento deste trabalho de dissertação, sem se estender aos aspectos gerais dos estudos de proteção.

3.1 FILOSOFIA DE PROTEÇÃO EM SISTEMAS ELÉTRICOS

Em geral, os sistemas de proteção não previnem falhas no SEP ou em seus elementos. Isto devido a proteção não atuar com sinais de falhas incipientes, ou seja, a lógica dos sistemas de proteção atua com sinais de falhas já existentes. Seu propósito é limitar danos e estresse em outros equipamentos, minimizando os riscos de acidentes, e acima de tudo, remover uma região faltosa do sistema, e apenas ela, tão rápido quando possível (HOROWITZ, 2014). Assim, a confiabilidade é mantida em termos de integridade e estabilidade para a rede restante. Desta visão, emergem três critérios básicos para qualquer sistema de proteção que devem ser seguidos: sensibilidade, seletividade e velocidade.

A sensibilidade é a garantia de que a proteção atuará corretamente distinguindo uma falta de uma perturbação normal do sistema. Este é um atributo que mede o quão assertivo é um sistema de proteção. Sua definição leva a dois outros critérios que caracterizam-se por uma identificação de falta quando ela não existe e na não identificação de uma falta quando ela realmente existe, sendo esses os critérios de confiabilidade e de segurança, respectivamente.

A seletividade leva à definição de que apenas o equipamento em que ocorreu a falta deverá ser isolado da rede. Sua interpretação estabelece o conceito de zonas de proteção, formadas por áreas da rede em que determinado elemento de proteção é responsável. Assim, a proteção será seletiva se seu elemento atuar apenas para faltas interna à sua zona de responsabilidade, evitando atuação para falhas externas à sua zona de proteção.

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Capítulo 3. Aspectos de Proteção em Microrredes 35

Já a velocidade é indiscutivelmente importante para qualquer sistema de pro-teção, devendo atuar em resposta à uma falta o mais rápido possível. Contudo, uma vez que a decisão de atuação é baseada em medidas de corrente e/ou tensão, estas podem conter consideráveis níveis de distorção, necessitando de tratamento do sinal para separar as informações significativas na tomada de decisão. A velocidade dos sistemas de proteção portanto, deve ser rápida em processar informações que levem à correta atuação da proteção.

Tão importante quando os três critérios básicos estabelecidos, a avaliação de um sistema de backup também deve ser considerado. Caso a proteção falhe, deverá haver um sistema de retaguarda que continue garantindo, na medida do possível, os critérios básicos de proteção.

3.1.1 Equipamentos de Proteção

A proteção do SEP é realizada pela atuação de disjuntores que atuam por comando de relés, localizados estrategicamente na rede, que carregam em si lógicas de atuação com base em sinais de medidas da rede elétrica. Estes sinais, geralmente corrente e/ou tensão, possuem grandes magnitudes e por isso, sua utilização direta é impraticável. Desta forma, há a necessidade de utilizar transformadores de instrumento que reduzem tais magnitudes em patamares suficientes para sensibilizar os relés. Apresenta-se assim a comum necessidade de se utilizar Transformadores de Corrente (TCs) e Transformadores de Potencial (TPs) em um sistema de proteção.

Os relés são os elementos mais importante da proteção. Recebendo os sinais de medição dos TCs e/ou TPs, eles monitoram diuturnamente as condições de operação do sistema elétrico (KINDERMANN, 2012). Os tipos de relés podem ser classificados como relés eletromecânicos, relés eletrônicos ou estáticos e relés digitais. Embora haja evolução nos diferentes tipos de relés, a filosofia de proteção é sempre a mesma, ou seja, deve-se prezar pela sensibilidade, seletividade e rapidez da proteção. Uma das evoluções marcantes nos relés são os dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs - Intelligent Electronic Devices). Assim como os relés digitais, os IEDs são

dispositi-vos microprocessados, permitindo a implementação de algoritmos sofisticados para a proteção da rede. Sua principal vantagem - e a que lhe faz ser adequado para as microrredes - é a sua capacidade de comunicação1_{, além da possibilidade de adaptar}

diversas funções de proteção internamente.

A efetiva isolação do defeito da rede elétrica é realizada pelo disjuntor. Este atua como uma chave que, ao receber o comando do relé, abre seus contatos isolando o elemento faltoso. Por ser uma chave em um sistema de alta tensão, sua atuação resulta

1 _{Alguns IEDs são desenvolvidos com suporte para o protocolo de comunicação IEC-61850, como por}

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em arcos elétricos2 _{que devem ser extintos de forma rápida. Outros equipamentos}

que atuam diretamente na isolação do defeito são as chaves fusível e as chaves seccionadoras, que diferentemente dos disjuntores, não atuam por comandos dos relés.

Curtos-circuitos monofásicos são os de maior incidência no sistema elétrico, onde segundo Kindermann (2012), entre 87% a 92% são do tipo temporários. Esse tipo de curto-circuito temporário não causa danos permanentes no sistema, assim não há razão para atuação da proteção da mesma forma que deve ser procedido para o caso de faltas permanentes, ou seja, não se deve abrir o circuito definitivamente. Para estes casos, procedimento de religamento automático é adequado e vantajoso (KINDERMANN, 2012). Faz-se assim jus ao uso de religadores automáticos na rede elétrica. Em redes elétricas tipicas, a ocorrência de uma falta detectada pelo relé acio-nará o disjuntor, abrindo o circuito e, após um determinado intervalo, o disjuntor fechará e a proteção reavaliará se a falta é mantida. No caso de microrredes, o religador irá re-portar a falha através de um sistema de comunicação à central de controle e aguardará instruções a serem tomadas (CHANDRARATNE; NAAYAGI; LOGENTHIRAN, 2017). 3.1.2 Funções de Proteção

A capacidade de implementar algoritmos nos relés digitais, desenvolvendo diver-sas lógicas de proteção, faz com que seja possível juntar diverdiver-sas funções de proteção em um único dispositivo. Ainda mais, estas funções podem ser implementadas com diferentes técnicas e transformações matemáticas. Tradicionalmente, as funções de proteção remetem aos relés eletromecânicos que apresentam atribuições fixas. En-tretanto, mesmo ao utilizar relés digitais ou IEDs, estas funções clássicas continuam sendo definidas como base de processamento. Devido ao enfoque desta dissertação, três funções básicas merecem ser descritas com detalhes, sendo elas: a função de sobrecorrente, a função direcional e a função de subtensão3_.

A função de sobrecorrente, como o próprio nome sugere, age através de medi-ções de corrente, monitorando o aumento de sua magnitude com base em um limiar pré-estabelecido. Este limiar é o menor valor de corrente ajustado para sensibilizar o relé, sendo definida como corrente de pick-up. Convencionou-se portanto, um índice que dosa o quanto a corrente é maior que seu limiar conhecido como múltiplo do relé (M). Seu cálculo é definido com a Expressão 1.

M = Is Iajuste

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2 _{A formação destes arcos geram pulsos CC na rede que são percebidos pelos equipamentos de}

proteção próximos a ele (KINDERMANN, 2012).

3 _{De acordo com a padronização ANSI (American National Standarts Institute), tais funções recebem}

a nomenclatura 50 para sobrecorrente instantâneo, 51 para sobrecorrente temorizado, 67 para sobrecorrente direcional e 27 para subtensão.

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