Em todo o mundo, a conexão de geradores de pequeno e médio portes diretamente em redes de distribuição de energia elétrica deixou de figurar como tendência para tornar-se uma realidade cada vez mais frequente. O interesse em gerar energia próximo à carga – denominada Geração Distribuída (GD) – surgiu devido às dificuldades em expandir a malha de transmissão e de construção de novas centrais de geração de grande porte, seja por restrições ambientais, econômicas, ou por ambas. Desde então, o interesse em GD tem crescido devido, particularmente, a possibilidade de minimizar impactos ambientais, ao permitir gerar energia a partir de rejeitos e/ou subprodutos agroindustriais e por processos de cogeração, por exemplo (JENKINS et al., 2000). Contudo, o incremento de GD não apresenta apenas vantagens. Sua presença em redes de distribuição trás problemas relacionados a qualidade de energia e a proteção dos sistemas. Particularmente quanto aos sistemas de proteção, a presença de GD aumenta os níveis de curto-circuito e pode inverter fluxos de potência inicialmente radiais, dificultando manter os requisitos de seletividade e coordenação dos dispositivos instalados. Além disso, por questões de segurança e norma, esquemas especiais são projetados para evitar o ilhamento da GD com cargas cuja responsabilidade pelo fornecimento de energia recai sobre a concessionária (CIGRÉ, 1999; CIRED 1999; IEEE, 2003; CPFL, 2005; MANITOBA, 2003). Pensando no aproveitamento de fontes de energia que proporcionam menor impacto ambiental, como biomassa, aproveitamento de rejeitos agroindutristriais, projetos de cogeração e micro hidrelétricas, fazem-se necessários estudos para a conexão desses geradores à rede de distribuição, como forma de viabilizar tais empreendimentos, seja pela possibilidade de venda de excedentes de geração para a concessionária, seja pelo aumento da confiabilidade do fornecimento que a operação em paralelo com o sistema interligado proporciona. Este contexto ampliou o espaço para a utilização de relés digitais IEDs – do inglês, Intelligent Electronic Devices –, como forma de solucionar o aumento na complexidade de sistemas de proteção de redes de distribuição, na presença de GD. Tais dispositivos de proteção permitem que diversas estratégias de supervisão e proteção possam ser traçadas, sem a instalação de novos equipamentos, apenas utilizando informações processadas pelos IEDs. O desafio encontra-se em realizar simulações a partir da modelagem matemática do sistema e dos dispositivos de proteção, para subsidiar os estudos de definição da estratégia de proteção que será utilizada, de forma a garantir os requisitos de coordenação, seletividade e impedir a operação da GD ilhada com cargas que não sejam do próprio produtor. Neste trabalho, foi estudada a aplicação do relé de taxa de variação de frequência, muito referido na literatura como relé ROCOF (Rate of Change of Frequency) para a detecção de ilhamento de um gerador distribuído conectado a uma rede de distribuição em 69kV.

 

Os objetivos deste trabalho podem ser divididos em duas categorias: a) Quanto a capacitação profissional Colocar o aluno frente à nova problemática de sistemas de energia elétrica, no que diz respeito à proteção de redes de distribuição na presença de geradores distribuídos, de forma a complementar sua formação e propiciar um primeiro contato com o ambiente de pesquisa, bem como proporcionar o aprendizado de ferramentas de simulação e particularidades da modelagem matemática; b) Quanto aos resultados da pesquisa em si Avaliar a eficiência do relé de taxa de variação de frequência para a detecção de ilhamento de geradores distribuídos. Levantar a curva de tempo de atuação do relé e identificar as situações particulares que levam a falha de atuação do mesmo, como forma de nortear estratégias de proteção por parte da concessionária.

 

O trabalho consistiu de simulação computacional através do SimPowerSystems/Simulink® do MATLAB® (MATHWORKS, 2011). O SimPowerSystems é uma ferramenta que permite simulação de sistemas de energia elétrica, com representação trifásica e capacidade de investigação de fenômenos da ordem de transitórios eletromagnéticos, ou seja, na escala de tempo de microsegundos (µs). O trabalho teve como suporte a biblioteca de relés digitais proposta por (DE SALLES, 2007), revista e ampliada em (KOPCAK, 2009) para utilização no SimPowerSystems. As simulações forão realizadas no Laboratório de Sistemas de Energia “Alcir José Monticelli” da EEEC/UFG, que conta com toda a estrutura computacional necessária para os trabalhos.

 

A Figura 1 mostra o sistema teste utilizado nos estudos, cujos dados são baseados em um caso real. A rede consiste de um alimentador conectado a uma subestação de 69 kV, modelada como uma fonte de tensão ideal (barramento infinito) com potência de curto circuito igual a 307 MVA. A carga total ligada ao alimentador é de 30 MVA, sendo 15 MVA em um ramal. No final do alimentador há um gerador síncrono de 13,8 kV/18,75 MVA, equipado com regulador de velocidade e controle de excitação, ligado ao alimentador através de um transformador Delta/Estrela-aterrado. As simulações consistiram da aplicação de um curto-circuito trifásico no ramal que atende a carga de 15 MVA, com início no instante tf = 100 ms e auto-extinção no instante tc = 300 ms. Simultaneamente com a extinção do curto-circuito ocorre a abertura do disjuntor D2, fazendo com que o gerador fique ilhado com uma carga de 10 MVA e fator de potência 0,8 indutivo. Para diversos cenários de geração, variando-se as potências ativa e reativa geradas, foi verificado se o relé de taxa de variação de frequência (Bloco ROCOF na Figura 1) conseguiu detectar o ilhamento do gerador. Cada bateria de simulação foi ajustada para o intervalo de tinicial = 0 à tfinal = 1 s. As simulações foram interrompidas sempre que o menor dos tempos entre tfinal e o instante de atuação do relé (instante em que o relé envia o sinal de trip) fosse atingido. Considerou-se 500 ms como tempo limite para a atuação do relé, visto ser este o tempo típico utilizado para detecção de ilhamento (IEEE, 2003). Considerando que o início da situação de ilhamento foi ajustado para 300 ms, foram consideradas falha na operação do relé todas as atuações em tempos superiores a 800 ms. Os limites de sub e sobre frequência foram ajustados em 58,5 Hz e 60,5 Hz, respectivamente. O relé utilizado calcula a frequência pelo método de detecção de cruzamento por zero e, a partir desses valores, calcula a taxa de variação de frequência. Para evitar distorções durante transitórios eletromagnéticos causados por faltas e chaveamentos, o limite de variação de frequência máximo admitido foi ajustado em 10 Hz/s e o valor de atuação do relé foi ajustado para taxa de variação maior que 1 Hz/s, com retardo de 100 ms. A Figura 2 mostra a comparação do cálculo da frequência pelo algoritmo do relé com a velocidade angular do eixo do gerador, para a situação particular em que a potência ativa gerada é igual a 8 MW. Nessa figura também podem ser distiguidos os três períodos simulados: 0-100 ms, operação normal; 100-300 ms, ocorrência do curto-circuito e; 300-1500 ms, ilhamento do gerador. É interessante ressaltar que a tendência de queda de frequência na situação de ilhamento é gradativamente atenuada pela ação do regulador de velocidade do gerador, que corrige a potência mecânica da turbina no sentido de devolver o gerador a velocidade síncrona e, consequentemente, a frequência nominal. Destaca-se também que neste caso o relé não atuaria, haja vista que as maiores taxa de variação da frequência não permaneceram acima do limite de 1 Hz/s por tempo maior ou igual ao retardo de 100 ms estipulados.

 

A bateria de simulações para avaliar a eficiência do relé de taxa de variação de

frequência na detecção de ilhamento foi realizada variando-se a potência ativa gerada (Pg) de

100 kW até 18,6 MW, em passos de 100 kW, mantendo-se a tensão terminal do gerador em

13,8 kV. Para cada valor de Pg foram anotados diversos parâmetros resultantes da simulação.

A Figura 3 mostra o tempo de atuação do relé em funcão da potência ativa gerada.

Nota-se que para uma faixa considerável de valores de Pg há a falha na detecção do ilhamento

por parte do relé de frequência, para o limite de 500 ms estipulado. O relé aponta em tempo

satisfatório a situação de ilhamento apenas para os dois extremos de potências ativa gerada,

nas faixas: 0,1 ≤ Pg ≤ 6 MW e 13,2 < Pg ≤ 18,6 MW; e falha para os valores intermediários, 6

< Pg ≤ 13,2 MW.

Isso se deve ao fato da frequência estar associada a velocidade do eixo do gerador,

cuja aceleração/desaceleração depende do desbalanço entre a potência mecânica fornecida

pela turbina e a potência elétrica no entre-ferro do gerador, esta última função da carga ilhada

com o gerador. Sabendo-se que a carga ilhada com o gerador é de 8 MW, e desprezando-se as

perdas na máquina, tem-se que apenas desbalanços ∆P < -2 MW e ∆P > 5,2 MW

proporcionaram taxas de variação de frequência passíveis de serem detectadas no intervado de

500 ms (note que o tempo de detecção é contabilizado a partir de 300 ms, instante em que

ocorre o ilhamento).

 

A Figura 4 mostra a tensão terminal do gerador (tensão de linha) para os instantes antes da falta, durante a falta e ao final da simulação. Nota-se que em todos os valores de potência ativa gerada houve a correta inicialização das variáveis, de forma que o valor préfalta é igual ao especificado de 13,8 kV. Durante a falta há um afundamento da tensão devido ao curto-circuito aplicado e ao final da simulação houve sobretensão variando entre 2 e 18%, para os casos de maior desbalanço de potência entre o gerador e carga ilhada. Finalmente a Figura 5 apresenta o valor da frequência registrada ao final da simulação, que pode ser o instante em que o relé atuou ou o tempo final de 1s, nos casos de não atuação. Comparando-se com a Figura 3, nota-se que o relé atua em faixas de valores de frequência que podem ser consideradas aceitáveis, visto que a atuação baseia-se na taxa de variação, e não no valor absoluto da frequência. Tal característica faz do relé ROCOF um dos mais utilizados para detecção de ilhamento por atuar rapidamente quando a tendência de variação de frequência acentuada. Entretanto, para variações de frequência lentas o relé permitiu desvios de frequência proibitivos, não detectando o ilhamento do gerador.

 

trabalho confirma a necessidade de maiores estudos para determinar

estratégias de detecção Este de ilhamento de GD ligados à rede de distribuição de energia.

Os resultados mostraram que o relé de taxa de variação frequência, um dos mais

utilizados para detecção de ilhamento de geradores de grande porte teria falhado em uma faixa

considerável de condições de operação de um GD.

Em trabalhos futuros, pretende-se avaliar outros sinais e/ou a combinação de

sinais além da frequência como forma de propor e melhorar o desempenho de estratégias de

detecção de ilhamento de gedores distribuídos.

 

Referencia: http://www.sbpcnet.org.br/livro/63ra/conpeex/pibic/trabalhos/RAFAEL_B.PDF

 

Recentemente, o interesse por geração distribuída tem aumentado consideravelmente em razão da reestruturação do setor de energia elétrica, da necessidade de aproveitamento de diferentes fontes primárias de energia, dos avanços tecnológicos e da maior conscientização sobre conservação ambiental (Jenkins et al., 2000; CIGRÉ Working Group 37.23, 1999; CIRED Working Group 4, 1999). Fatos como a recente crise de energia elétrica no Brasil, em 2001, e o grande blecaute nos Estados Unidos e Canadá, em 2003, devem contribuir para o crescimento do número de geradores de médio porte conectados diretamente em redes de distribuição de energia elétrica. Embora haja grande interesse em novas tecnologias de geração de energia elétrica, e.g. células a combustível e fotovoltaicas, atualmente, a grande maioria dos sistemas de geração distribuída emprega máquinas síncronas. Nesse contexto, um importante requisito técnico para instalação desses geradores de forma adequada é a capacidade do sistema de proteção do gerador detectar rapidamente uma situação de ilhamento. Ilhamento ocorre quando uma parte da rede de distribuição torna-se eletricamente isolada da fonte de energia principal (subestação) mas continua a ser energizada por geradores distribuídos conectados no subsistema isolado. Isso também é conhecido como perda da rede (loss of grid ou loss of mains). As principais implicações da não detecção do ilhamento e por conseguinte a não desconexão dos geradores ilhados são (Reis Filho, 2002; Walling e Miller, 2002):

 

·         a segurança das equipes de manutenção da concessionária, assim como dos consumidores em geral, pode ser colocada em risco devido a áreas que continuam energizadas sem o conhecimento da concessionária.

 

·         a qualidade da energia fornecida para os consumidores na rede ilhada está fora do controle da concessionária, embora ela ainda seja a responsável legal por este item.

 

·         a coordenação do sistema de proteção da rede ilhada pode deixar de operar satisfatoriamente devido à mudança drástica dos níveis de curto-circuito na rede ilhada.

 

·         o sistema ilhado pode apresentar um aterramento inadequado devido à presença de geradores.

 

 no instante de reenergização da rede o gerador pode estar fora de sincronismo, levando a sérios danos no mesmo.

 

Devido às implicações apresentadas nos itens anteriores, a prática atualmente utilizada pelas concessionárias e recomendada nos principais guias técnicos é desconectar todos os geradores tão logo ocorra um ilhamento (Jenkins et al., 2000; CIGRÉ Working Group 37.23, 1999; CIRED Working Group 4, 1999; IEEE Standards Coordinating Committee 21, 2003; Electricity Association, 1991). Tipicamente, é necessário detectar uma situação de ilhamento em menos de 400 ms. Até o momento, os relés baseados em medidas de freqüência são reconhecidos pela indústria de energia elétrica como os mais eficazes para detecção de ilhamento. Os principais dispositivos desta classe de relés são:

 

·         relés de sub/sobrefreqüência.

·         relés de taxa de variação de freqüência (rate of change of frequency relays - ROCOF relays).

 

·         relés de deslocamento de fase (vector surge ou voltage jump relays)

 

Todos esses relés são baseados no fato que, no sistema ilhado, há um desbalanço de potência ativa e conseqüentemente uma variação da freqüência do sistema. É bem reconhecido que esses dispositivos podem falhar para detectar ilhamento caso o desbalanço de potência ativa no subsistema ilhado seja pequeno. Por conseguinte, neste trabalho, apresenta-se uma metodologia para avaliar de forma sistemática o desempenho de relés baseados em medidas de freqüência empregados na detecção de ilhamento de geradores síncronos utilizados em geração distribuída. A metodologia é baseada em um conjunto de curvas relacionando tempo de detecção de ilhamento versus desbalanço de potência ativa e no conceito de desbalanço crítico de potência. Tais curvas são obtidas utilizando simulações dinâmicas não-lineares e variando-se o perfil de geração/carga na rede ilhada. Essa metodologia foi utilizada em Freitas et al. (2005) para comparar os desempenhos dos relés de deslocamento de fase e de taxa de variação da freqüência quanto à capacidade de detecção de ilhamentos. Neste trabalho, essa análise comparativa entre os desempenhos dos relés é generalizada, uma vez que o desempenho do relé de sub/sobre freqüência é comparado aos desempenhos dos dois outros relés baseados em medidas de freqüência citados anteriormente. Até o presente momento, não havia referências na literatura técnica que realizassem uma análise comparativa de forma sistemática das capacidades de detecção de ilhamento desses relés, sobretudo considerando o relé de sub/sobre freqüência, que é um dispositivo de proteção exigido pelas concessionárias na interligação da rede pública com o gerador distribuído.

 

Este trabalho está organizado como segue. Inicialmente, o princípio de funcionamento dos diversos relés baseados em medidas de freqüência é descrito. Na seqüência, a metodologia utilizada para análise desses relés em sistemas de detecção de ilhamento é explicada. Finalmente, uma análise comparativa entre os diversos relés baseados em medidas de freqüência é apresentada.

 

 

Na Figura 1 apresenta-se o diagrama esquemático de um gerador síncrono equipado com um relé baseado em medida de freqüência operando em paralelo com a rede da concessionária. Nessa figura, o gerador síncrono (GS) alimenta uma carga (L) e a diferença das potências ativas PGS fornecida pelo gerador e PL consumida pela carga é fornecida (ou consumida) pela rede elétrica. Portanto, a freqüência do sistema é constante. Se o disjuntor DJ abre, devido a uma falta, por exemplo, o sub-sistema composto pelo gerador e a carga torna-se ilhado. Neste instante a freqüência do sistema começa a variar. Tal comportamento do sistema pode ser utilizado para detectar uma situação de ilhamento. Esse diagrama esquemático será utilizado para explicar o funcionamento dos três tipos de relés abordados pelo trabalho.

2.1 Relés de Sub/sobrefreqüência

 

A abertura do disjuntor DJ no sistema da Figura 1 provoca alterações na freqüência do sistema ilhado formado pelo conjunto gerador e carga. A queda ou elevação da freqüência é o fator que determinará a abertura do disjuntor do gerador e, para tanto, deve ser detectada pelo relé de sub/sobrefreqüência, ou simplesmente, relé de freqüência. O diagrama de blocos típico para esse tipo de relé é mostrado na Figura 2.

 

 

Referindo-se à Figura 2, o sinal de freqüência (f) a ser usado pelo relé é determinado considerando-se uma janela de medida sobre, no mínimo, um ciclo da freqüência da tensão e, em seguida, esse sinal passa por um filtro com constante de tempo Ta, com a finalidade de eliminar transitórios de alta freqüência. A freqüência medida é comparada com os ajustes de sub e sobrefreqüência do relé, b2 e b1, respectivamente, e caso o valor medido seja superior ao ajuste de sobrefreqüência ou inferior ao ajuste de subfreqüência, o relé envia um sinal para o disjuntor abrir e desconectar o gerador síncrono. Os relés de freqüência podem também ser equipados com um elemento que bloqueia o seu funcionamento se a magnitude da tensão terminal estiver abaixo de um determinado valor (Vmin). Isso usualmente é adotado para evitar a operação do relé durante a partida do gerador, por exemplo. Muitas vezes, tais relés são operados de forma temporizada. O uso de elementos temporizados será discutido posteriormente neste trabalho.

 

2.2 Relés de Taxa de Variação da Freqüência (ROCOF Relays)

 

Na Figura 1, caso o desbalanço de potência ativa no sistema ilhado seja pequeno, a freqüência da rede variará lentamente, possibilitando que o relé de freqüência não atue em tempo hábil (tempo inferior a 400ms). Assim, a taxa de variação da freqüência, em vez do valor da freqüência, pode ser empregada como sinal de entrada do relé para acelerar o tempo de detecção de ilhamento. O diagrama esquemático de um relé de taxa de variação de freqüência é mostrado na Figura 3.

 

A taxa de variação da freqüência é calculada considerando-se uma janela de medida de alguns ciclos, usualmente entre 2 e 50 ciclos (Jenkins et al., 2000). Esse sinal é então processado por filtros e o sinal resultante é usado pelo relé para decidir se o disjuntor deve ser aberto ou não. Se o valor da taxa de variação da freqüência for maior que o ajuste do relé (b), um sinal é imediatamente enviado para o disjuntor do gerador ordenando sua abertura. Ajustes típicos desses relés instalados nos sistemas de distribuição e usados para a detecção de ilhamentos estão na faixa de 0,50 a 2,50 Hz/s. Eles ainda são equipados com um elemento que bloqueia o funcionamento do relé se a magnitude da tensão terminal estiver abaixo de um determinado valor (Vmin).

 

2.3 Relés de Deslocamento de Fase (Vector Surge Relays)

 

Considerando novamente o diagrama da Figura 1, pode-se detalhar o gerador representando-o por meio de seu modelo clássico (Kundur, 1994). Com isso, tem-se o diagrama esquemático da Figura 4.

 

 

Observa-se na Figura 4 que há uma queda de tensão DV entre a tensão terminal do gerador VT e a tensão interna do gerador EI devido à passagem da corrente do gerador IGS sobre a reatância do gerador Xd. Conseqüentemente, há uma defasagem angular q entre a tensão terminal e a tensão interna do gerador, como mostrado no diagrama fasorial apresentado na Figura 5(a). Na Figura 4, se o disjuntor DJ abre devido a uma falta, por exemplo, o sistema composto pelo gerador e a carga L torna-se ilhado. Neste instante, a máquina síncrona começa a fornecer energia para uma carga maior (ou menor) pois a corrente ISIS fornecida (ou consumida) pela rede elétrica é abruptamente interrompida. Em conseqüência, o gerador síncrono começa a acelerar (ou desacelerar) e a tensão terminal muda de direção como mostrado na Figura 5(b). Analisando tal fenômeno no domínio do tempo, o valor instantâneo e a fase da tensão mudam, como representado na Figura 6, sendo que o ponto A indica o instante de ilhamento. Adicionalmente, a freqüência da tensão terminal também muda. Relés de deslocamento de fase são baseados nesse fenômeno para detectar uma situação de ilhamento (Reis Filho, 2002).

 

Os relés de deslocamento de fase existentes no mercado medem a duração de um ciclo elétrico e uma nova medida é iniciada no instante em que a forma de onda da tensão terminal muda de um valor negativo para um valor positivo. A duração do ciclo atual (onda medida) é comparada com a duração do último ciclo medido (referência). Em uma situação de ilhamento, a duração do ciclo é mais longa ou curta, dependendo se há excesso ou déficit de potência elétrica na rede ilhada, como mostrado na Figura 6. Essa variação da duração do ciclo resulta em uma variação proporcional do ângulo da tensão terminal Dq . Se tal variação do ângulo da tensão terminal forem maiores do que um ângulo de referência b previamente ajustado no relé, um sinal é imediatamente enviado pelo relé para o disjuntor desconectar o gerador síncrono. Tipicamente, relés de deslocamento de fase permitem que o ângulo de referência b seja ajustado entre 2 e 20 graus (Jenkins et al., 2000). O diagrama esquemático de um relé de deslocamento de fase é mostrado na Figura 7. Tais relés também são equipados com um elemento que bloqueia o funcionamento do relé se a magnitude da tensão terminal estiver abaixo de um determinado valor (Vmin).

 

 

 

O comportamento dinâmico de relés baseados em medidas de freqüência é fortemente dependente do desbalanço de potência ativa existente na rede ilhada, i.e. a diferença entre carga e geração. Assim, um método que pode ser utilizado para avaliar o desempenho desses relés de forma sistemática consiste na obtenção de curvas relacionando tempo de detecção do ilhamento e desbalanço de potência ativa (curvas de desempenho). Neste trabalho, tais curvas são obtidas utilizando um programa de simulação de estabilidade transitória. Assim, a seguir, descrevem-se os modelos dos diversos componentes de rede e dos relés e também se explica como obter e analisar as curvas de desempenho.

 

Todos os componentes de rede foram representados por modelos trifásicos. Linhas de distribuição foram representadas por uma impedância série RL. Transformadores foram modelados usando o circuito T. Os geradores síncronos foram representados por um modelo de sexta ordem (Kundur, 1994). Os geradores foram considerados equipados com um Regulador Automático de Tensão, o qual foi representado pelo modelo IEEE Tipo I (Kundur, 1994). Usualmente, o regulador de velocidade de geradores síncronos conectados em redes de distribuição é controlado de forma a manter potência ativa constante em vez de freqüência (Jenkins et al., 2000). Além disso, o tempo de simulação empregado para obter as curvas é curto (500 ms). Portanto, a potência mecânica do gerador foi considerada constante. O sistema adotado neste trabalho é apresentado na Figura 8.

 

 

Esse sistema consiste de um sistema de subtransmissão de 132 kV e 60 Hz com nível de curto-circuito de 1500 MVA alimentando um sistema de distribuição de 33 kV, onde há um gerador síncrono com capacidade de 30 MW conectado na barra 5. Os modelos implementados para representar cada tipo de relé são descritos a seguir.

 

3.1 Relé de Sub/Sobrefreqüência

 

Na Figura 9, mostra-se o modelo computacional implementado para representar relés de sub/sobre freqüência. A freqüência da rede é determinada a partir da velocidade elétrica do gerador síncrono em todo passo de integração. Tal sinal é filtrado usando uma função de transferência de primeira ordem com uma constante de tempo Ta. A magnitude do sinal resultante é então comparada com os ajustes do relé. Se seu valor for maior que o ajuste de sobrefreqüência b1 ou menor que o ajuste de subfreqüência b2 e a magnitude da tensão terminal do gerador for maior que o ajuste do valor mínimo de tensão Vmim, então o relé imediatamente envia um sinal para o disjuntor do gerador operar. Usualmente, esses relés permitem ajuste temporizado. Resultados considerando operação temporizada são apresentados posteriormente neste trabalho.

 

 

3.2 Relé de Taxa de Variação de Freqüência

 

O modelo implementado para representar relés de taxa de variação de freqüência é mostrado na Figura 10. A freqüência da rede é determinada a partir da velocidade elétrica do gerador síncrono em todo o passo de integração. Tal sinal é derivado no tempo e depois filtrado usando uma função de transferência de primeira ordem com uma constante de tempo Ta. O sinal resultante é então comparado com o ajuste do relé. Se o valor absoluto do sinal for maior que o ajuste b do relé e a tensão terminal do gerador for maior que o ajuste de valor mínimo de tensão Vmin, então o relé sinaliza imediatamente para abrir o disjuntor do gerador.

 

 

3.3 Relé de Deslocamento de Fase

 

Relés de deslocamento de fase foram simulados como segue. O ângulo q da tensão terminal é determinado em todo o passo de integração e um ângulo de referência da tensão terminal q0 é calculado e atualizado no começo de cada ciclo elétrico. A variação absoluta entre esses dois ângulos, Dq = ||q - q0||, é calculada em todo passo de integração. Se a variação do ângulo da tensão terminal Dq é maior que o ângulo de ajuste do relé b, então um sinal é imediatamente enviado para o disjuntor desconectar o gerador. Tal algoritmo pode ser mais facilmente compreendido através da Figura 11. Nessa figura, o processo de cálculo da variação de ângulo, considerando dois ciclos elétricos completos e adotando um passo de integração igual a 1/60/3 segundo (5,56 ms), é mostrado. Considera-se ainda que o ilhamento ocorreu no início do primeiro ciclo.

 

 

3.4 Análise das Curvas de Desempenho

 

Nesta seção, o método de obtenção e análise das curvas de desbalanço de potência ativa versus tempo de detecção do ilhamento (curvas de desempenho) será apresentado considerando apenas o relé de taxa de variação de freqüência. Toda a metodologia e conceitos abordados nesta seção são facilmente aplicáveis aos relés de deslocamento de fase e de freqüência.

 

Em todos os casos analisados, usando o sistema representado na Figura 8, a situação de ilhamento é simulada através da abertura do disjuntor DJ na barra 2 em t = 0,25 segundo, permanecendo aberto até o fim da simulação. Assim, o desbalanço de potência ativa inicial no sistema ilhado é igual à potência ativa fornecida pela subestação no instante de ilhamento. O tempo total de simulação é 0,75 segundo. Portanto, se o ilhamento não for detectado em 0,50 segundo pelo relé instalado na barra 5, considera-se que o dispositivo falhou neste caso. Diferentes cenários de desbalanço de potência ativa são obtidos variando-se gradualmente a saída do gerador ou a carga total do sistema de 0 a 1 pu referido à capacidade nominal da máquina (30 MW). Para cada valor de desbalanço de potência ativa, simulação dinâmica é realizada para determinar o tempo de detecção do ilhamento e posteriormente as curvas de desempenho são traçadas.

 

Na Figura 12, apresenta-se uma curva de desempenho do relé de taxa de variação de freqüência gerada através de repetidas simulações dinâmicas do sistema teste da Figura 8. Essa curva foi obtida considerando a carga total do sistema constante (fixada em 30 MW e 11 MVAr) e variando-se a potência ativa injetada pelo gerador de 0 a 30 MW. Esse caso, portanto, caracteriza uma situação de déficit de potência ativa no sistema ilhado. O ajuste do relé foi admitido como 1,20 Hz/s, o comportamento ativo das cargas do sistema foi representado por um modelo de corrente constante e o comportamento reativo por um modelo de impedância constante, como recomendado em (IEEE Task Force, 1993) para estudos dinâmicos.

 

 

Os resultados mostram que o tempo de detecção de ilhamento aumenta à medida que o desbalanço de potência ativa no sistema ilhado diminui. De fato, isso era esperado pois a freqüência varia mais lentamente quando o desbalanço de potência ativa é pequeno, culminando com o retardo do relé na detecção de ilhamentos com essa característica. Observa-se que o tempo de detecção aumenta abruptamente quando o desbalanço de potência aproxima-se de zero, visto ser difícil detectar uma variação da freqüência nessa situação.

 

Como a curva de desempenho permite analisar diferentes níveis de desbalanço de potência ativa para diferentes ajustes do relé, ela pode ser empregada para avaliar relés baseados em medidas de freqüência de forma sistemática. Para um determinado ajuste do relé e tempo de detecção requerido, é possível estabelecer o conceito de desbalanço crítico de potência ativa. Por exemplo, caso o tempo requerido para detecção de ilhamento seja 200 ms, o ponto A sobre a curva de performance do relé pode ser determinado, conforme ilustra a Figura 12. O desbalanço de potência ativa nesse ponto é o valor mínimo necessário para o relé operar dentro de 200 ms. Caso o valor de desbalanço de potência ativa seja menor que esse valor crítico, o relé levará mais de 200 ms para detectar a situação de ilhamento. Neste trabalho, tal valor de desbalanço de potência ativa é denominado desbalanço crítico de potência ativa ou simplesmente desbalanço crítico de potência.

 

3.4.1 Influência das Cargas Dependentes da Tensão nas Curvas de Desempenho

 

Cargas típicas em um sistema elétrico podem ser representadas como uma combinação dos modelos de potência constante, impedância constante e corrente constante (IEEE Task Force, 1993), sendo os dois últimos fortemente influenciados pelo perfil de tensão do sistema. Como as tensões nodais variam dinamicamente após o ilhamento, o consumo de potência ativa das cargas também é afetado e conseqüentemente o desbalanço de potência ativa no sistema ilhado sofre variações. Portanto, o desbalanço de potência ativa apresenta um comportamento dinâmico e pode aumentar ou diminuir dependendo se há excesso ou déficit de potência reativa no sistema ilhado. Logo, os desempenhos dos relés baseados em medida de freqüência são afetados pelas características das cargas do sistema.

 

Nas Figuras 13 e 14, mostra-se o comportamento dinâmico das cargas tipo potência ativa do sistema da Figura 8 durante ilhamento, considerando cargas com características de potência, corrente e impedância constante para duas situações distintas de desbalanço de potência ativa e reativa no sistema ilhado. Em ambos os casos, o ilhamento ocorre em t = 250 ms.

 

 

 

Na Figura 13, a carga ativa do sistema, antes do ilhamento, é 30 MW e o gerador fornece 20 MW. Nesse caso, o sistema de excitação do gerador síncrono é operado de forma a manter tensão terminal constante em 1 pu, assim, o gerador fornece 7,9 MVAr ao sistema e o restante da potência reativa (3,9 MVAr) é fornecida pela subestação. Nessa situação, após o ilhamento, os valores das tensões nodais diminuem devido ao déficit de potência reativa. Conseqüentemente, no caso de cargas tipo corrente e impedância constante, a potência ativa total consumida no sistema ilhado também diminui. Observa-se que a maior variação do nível de potência ativa consumida ocorre para as cargas do tipo impedância constante, por depender do quadrado da tensão. Na Figura 14, a carga ativa do sistema, antes do ilhamento, é 24 MW e o gerador fornece 30 MW. Nesse caso, o sistema de excitação do gerador síncrono é controlado de forma a manter operação com fator de potência constante em 0,90 capacitivo. Assim, antes do ilhamento, o gerador está injetando 14,5 MVAr no sistema e a subestação está consumindo 3,4 MVAr. Nessa situação, após o ilhamento, os valores das tensões nodais aumentam devido ao excesso de potência reativa. Conseqüentemente, no caso de cargas tipo corrente e impedância constante, a potência ativa total consumida no sistema ilhado também aumenta. Novamente, observa-se que a maior variação de potência ativa ocorre para cargas do tipo impedância constante.

 

A variação do consumo de potência ativa afeta o desbalanço de potência ativa no sistema ilhado. Portanto, o impacto de cargas dependentes da tensão no desempenho de relés baseados em medidas de freqüência dependerá se há excesso ou déficit de potência ativa e reativa no sistema. Com base nesses fatos, é necessário diferenciar as seguintes quatro situações possíveis:

 

·         Caso (a): há déficit de potência ativa e reativa no sistema ilhado.

 

·         Caso (b): há excesso de potência ativa e déficit de potência reativa no sistema ilhado.

 

·         Caso (c): há excesso de potência ativa e reativa no sistema ilhado

 

·         Caso (d): há déficit de potência ativa e excesso de potência reativa no sistema ilhado.

 

Verificou-se nas Figuras 13 e 14 que o consumo de potência ativa diminui se há déficit de potência reativa no sistema e aumenta se há excesso de potência reativa. Assim, as seguintes análises podem ser feitas.

 

Em relação ao Caso (a), a diminuição da carga ativa devido ao déficit de potência reativa no sistema ilhado provoca uma diminuição do desbalanço de potência ativa após o ilhamento. Conseqüentemente, relés baseados em medidas de freqüência terão mais dificuldade para detectar ilhamento nessa situação. No Caso (b), a diminuição da carga consumida levará a um aumento do desbalanço de potência ativa na rede ilhada, pois há excesso de potência ativa. Conseqüentemente relés baseados em medidas de freqüência detectarão ilhamento mais rapidamente. A situação no Caso (c) é muito similar ao que ocorre no Caso (a): se há excesso de potência ativa e reativa, há também um aumento da carga na rede ilhada devido à elevação da tensão. O resultado disso é uma diminuição no desbalanço de potência ativa na rede ilhada, tornando mais difícil detectar a situação de ilhamento. Finalmente, no Caso (d) a carga aumenta após o ilhamento devido ao excesso de potência reativa e, por conseguinte, o desbalanço de potência ativa também aumenta, facilitando a detecção do ilhamento. Evidentemente, no caso de cargas tipo potência constante, as cargas não variam dinamicamente após o ilhamento e não ocorrem as situações discutidas acima.

 

Nas Figuras 15(a) e 15(b), ainda utilizando o relé de taxa de variação de freqüência como exemplo, são mostradas as curvas de desempenho relativas a diferentes tipos de cargas. São considerados os quatro casos definidos anteriormente. Os casos com déficit de potência ativa foram simulados mantendo-se as cargas constantes e variando-se a potência ativa do gerador de 0 até 30 MW. Ao passo que nos casos com excesso de potência ativa, a geração da máquina síncrona foi fixada em 30 MW e a carga ativa total do sistema foi variada de 0 até 30 MW. Nos casos com déficit de potência reativa, o sistema de excitação do gerador síncrono foi controlado de forma a manter operação com tensão terminal constante em 1 pu. Já para considerar o excesso de potência reativa, o sistema de excitação do gerador foi controlado de forma a manter o fator de potência em 0,9 capacitivo.

 

 

Como esperado, pode-se verificar que o tipo de carga tem bastante influência sobre a atuação do relé. Nas situações apresentadas na Figura 15, os casos mais conservadores, i.e. casos em que o desbalanço crítico de potência é maior, ocorre quando as cargas do sistema são do tipo impedância constante e há déficit de potência ativa e reativa no sistema ilhado (Figura 15(a)) e quando as cargas são do tipo impedância constante e há excesso de potência ativa e reativa (Figura 15(b)). A Figura 15 mostra ainda que, se o tempo requerido de detecção de ilhamento é 200 ms e o ajuste do relé é 1,20 Hz/s, o desbalanço crítico de potência varia de 1,1%, para o caso mais otimista, a 16,7%, para o caso mais conservador.

 

De acordo com os resultados, conclui-se que os engenheiros de proteção devem analisar o caso mais conservador quando investigarem um esquema de proteção contra ilhamento empregando relés baseados em medidas de freqüência, visto que não é possível prever se haverá excesso ou déficit de potência ativa e reativa no sistema ilhado, assim como que tipo de carga estará conectada no sistema neste instante. Os casos mais conservadores são caracterizados da seguinte maneira:

 

·         há déficit de potência ativa e reativa no sistema ilhado e a carga do sistema é tipo impedância constante.

 

·         há excesso de potência ativa e reativa no sistema ilhado e a carga do sistema é tipo impedância constante.

 

Nas próximas seções, os diferentes tipos de relés são comparados considerando uma das situações que implicam em uma resposta mais conservadora (menos segura) dos relés. A situação escolhida caracteriza-se por haver déficit de potência ativa e reativa no sistema ilhado e a carga do sistema ser tipo impedância constante. Porém, ressalta-se que resultados similares são obtidos para a outra situação descrita acima.

 

 

Os ajustes dos relés baseados em medidas de freqüência abordados neste trabalho utilizam diferentes unidades de medidas. O ajuste do relé de freqüência é em Hz, o ajuste do relé de deslocamento de fase é em graus elétricos, enquanto que o ajuste do relé de taxa de variação de freqüência é em Hz/s. Em um sistema com 60 Hz de freqüência nominal, 1 Hz equivale a 6 graus elétricos. Assim, existe uma relação direta entre os ajustes dos relés de freqüência e os ajustes dos relés de deslocamento de fase. No entanto, no caso de relés de taxa de variação de freqüência não existe uma relação direta com as unidades de medidas empregadas pelos outros relés. Por esse motivo, optou-se por comparar os valores de ajustes coerentes, ou seja, os ajustes mais sensíveis (menos sensíveis) do relé de taxa de variação de freqüência são comparados com os ajustes mais sensíveis (menos sensíveis) dos demais relés. As relações utilizadas neste trabalho são apresentadas na Tabela 1. Por simplicidade, considerou-se para o relé de sub/sobrefreqüência, um ajuste incremental de freqüência igual para os casos de sub e sobrefreqüência, ou seja, o ajuste de 0,5 Hz representa 60,5 Hz para análise de sobrefreqüência e 59,5 Hz para subfreqüência.

 

 

Na Figura 16 as curvas de desempenho dos três relés são comparadas para três ajustes diferentes. Na legenda, os relés são identificados pelas siglas RDF (relé de deslocamento de fase), RF (relé de freqüência) e RTVF (relé de taxa de variação da freqüência). Verifica-se que as curvas do relé de sub/sobrefreqüência e do relé de deslocamento de fase são bastante próximas. Isso, de fato, era esperado pois ambos os relés empregam o tempo de duração de um ciclo para detectar ilhamento. Porém, na prática, relés de sub/sobrefreqüência não podem empregar ajustes mais sensíveis com atuação instantânea. Por exemplo, alguns guias técnicos de concessionárias de energia recomendam que geradores operem de forma contínua para uma variação de ± 0,5 Hz. Já os relés de deslocamento de fase podem empregar ajustes baixos, da ordem de 3 a 5 graus elétricos, apesar de estarem sujeitos à falsa operação em determinadas condições de operação do sistema elétrico (Freitas e Xu, 2004). Tal diferença é devido ao conceito empregado no princípio de funcionamento desses relés. Em suma, os relés de sub/sobrefreqüência empregam um valor fixo de referência (60 Hz) para efeito de comparação e, conseqüentemente, disparo do relé. Por outro lado, os relés de deslocamento de fase empregam um valor variável de referência para efeito de comparação, usualmente, o valor do último ciclo (ou uma média dos últimos ciclos). Assim, no caso de relés de deslocamento de fase, a variação de freqüência tem que ocorrer dentro de 1 ciclo, permitindo que valores mais sensíveis (menores) sejam empregados e tornando-os adequados para a detecção de eventos muito rápidos. Os relés de sub/sobrefreqüência, apesar de também detectarem eventos rápidos, são usualmente empregados para detectar eventos mais lentos, como por exemplo, a queda lenta da freqüência da rede da concessionária causada por perturbações no sistema de transmissão ou subtransmissão.

 

 

Outra conclusão importante, obtida pela análise da Figura 16, é que o relé de taxa de variação de freqüência é o mais rápido para detectar uma situação de ilhamento entre os três relés analisados, além de ser o mais eficaz, demandando um menor valor de desbalanço crítico de potência. Isso pode ser confirmado através de uma análise mais detalhada envolvendo o desbalanço crítico de potência ativa (DPC) considerando que o tempo requerido para detecção de ilhamento seja 200 ms. Os resultados são resumidos na Tabela 2.

 

 

Na Tabela 2, observa-se a maior sensibilidade do relé de taxa de variação da freqüência quando comparado com o relé de freqüência e de deslocamento de fase, ou seja, para ajustes equivalentes e um tempo de detecção do ilhamento de 200 ms, o relé de taxa de variação de freqüência necessita de um montante de desbalanço de potência ativa bem inferior aos demais para atuar.

 

 

Conforme já mencionado, alguns guias técnicos de concessionárias que tratam da ligação de geradores síncronos nas redes de subtransmissão ou distribuição de energia recomendam que ajustes sensíveis dos relés de sub/sobrefreqüência sejam temporizados ou, em algumas condições, até mesmo não haja a atuação desses relés. Quanto menor o ajuste, maior é a temporização que deve ser aplicada. Para mostrar o efeito da temporização nas curvas de desempenho do relé de sub/sobrefreqüência, considerou-se como exemplo os mesmos ajustes de freqüência da Figura 16, porém temporizados em 160 ms, como recomendado em IEEE Standards Coordinating Committee 21, 2003. Os resultados são mostrados na Figura 17, a qual também inclui as curvas obtidas sem temporização para efeito de comparação. Verifica-se que o uso de elementos temporizados nesses relés aumenta consideravelmente o desbalanço crítico de potência, tornando o relé praticamente ineficaz para o uso em esquemas de proteção anti-ilhamento quando o tempo requerido para detecção é baixo (menor que 300 ms).

 

 

 

Nesta seção, apresentam-se as principais conclusões obtidas com o desenvolvimento deste trabalho. Destaca-se que, embora os resultados apresentados referem-se a apenas um sistema simples, outros sistemas elétricos foram analisados e os resultados foram completamente similares. Tais sistemas consideraram geradores com constantes de inércia e potências diferentes do utilizado neste trabalho, alimentadores com diferentes relações X/R, valores distintos de tensão, diferentes distribuições de cargas ao longo do alimentador e a presença de banco de capacitores na rede elétrica. Contudo, os resultados não foram apresentados neste artigo a fim de evitar a redundância dos mesmos. Os comportamentos das curvas de desempenho dos relés baseados em medidas de freqüência são similares, independente do sistema elétrico sob análise, uma vez que os principais fatores que ditam seus comportamentos são o desbalanço de potência ativa, a constante de inércia do gerador síncrono e os ajustes dos relés.

 

As principais contribuições deste trabalho são relacionadas abaixo:

 

·         Verificou-se que a metodologia desenvolvida, a qual emprega um conjunto de curvas relacionando tempo de detecção e desbalanço de potência ativa e o conceito de desbalanço crítico de potência, mostrou-se bastante útil para analisar relés baseados em medidas de freqüência usados em esquemas de detecção de ilhamento de forma sistemática.

 

·         Essa metodologia de análise permitiu identificar quais são os casos mais críticos e que realmente devem ser analisados pelo engenheiro de proteção. De forma simplificada, esses casos são:

 

·         há déficit de potência ativa e reativa no sistema ilhado e a carga do sistema é tipo impedância constante.

 

·         há excesso de potência ativa e reativa no sistema ilhado e a carga do sistema é tipo impedância constante.

 

·         Verificou-se que os comportamentos dos relés de freqüência e de deslocamento de fase são bastante parecidos, sendo que este último, de fato, caracteriza-se como um caso particular do primeiro. Dessa forma, sugere-se que um relé de freqüência pode desempenhar a mesma função de um relé de deslocamento de fase, de forma satisfatória. Essa característica do relé de freqüência torna-se uma opção atrativa tanto do ponto de vista econômico quanto técnico, sobretudo para pequenos geradores síncronos distribuídos, uma vez que o sistema de proteção pode ser simplificado (o relé de freqüência desempenhando mais de uma função) dispensando a aquisição de um relé exclusivamente dedicado à detecção de ilhamentos.

 

·         Dentre os relés analisados, concluiu-se que o relé de taxa de variação de freqüência é o mais eficaz, pois necessita um menor valor de desbalanço de potência ativa para detectar uma condição de ilhamento de forma apropriada. Entretanto, nenhum dos relés mostrou ser completamente confiável, quando o desbalanço de potência ativa no sistema ilhado é pequeno (menor que 10% para o caso em que o tempo requerido de detecção de ilhamento é 200 ms, conforme Tabela 2). Portanto, o desenvolvimento de novos relés capazes de detectar ilhamentos na presença de reduzidos desbalanços de potência ativa é necessário para o setor de energia elétrica à medida que o número de instalações de geração distribuída for crescendo.

 

·         Finalmente, os relés de sub/sobrefreqüência temporizados (uma solução atrativa pela simplicidade e baixo custo) mostraram-se ineficazes para uso em sistemas de detecção de ilhamento caso o tempo exigido para detecção seja baixo (em torno de 200 ms).

referencia:https://www.scielo.br/j/ca/a/zX6snYQ4WwQgLf8r9GBffrQ/?lang=pt