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UNIVERSIDADE FEDERAL DO VALE DO SÃO FRANCISCOCURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA

Edvaldo Carvalho Silva Junior

Geração Distribuída: Uma Revisão Bibliográficadas Formas de Acesso e dos Impactos na

Proteção

Juazeiro - BA2017

UNIVERSIDADE FEDERAL DO VALE DO SÃO FRANCISCOCURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA

Edvaldo Carvalho Silva Junior

Geração Distribuída: Uma Revisão Bibliográficadas Formas de Acesso e dos Impactos na

Proteção

Trabalho de Conclusão de Curso apresentadocomo requisito parcial para obtenção do títulode Bacharel em Engenharia Elétrica, pelaUniversidade Federal do Vale do São Francisco- UNIVASF.

Orientador: Dr. Eubis Pereira Machado

Juazeiro - BA2017

Silva Junior, Edvaldo Carvalho.

S586g Geração distribuída: uma revisão bibliográfica das formas de acesso e dos impactos na proteção / Edvaldo Carvalho Silva Junior. -- Juazeiro, 2017.

xiii, 52f. : il. ;29 cm. Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação em Engenharia Elétrica) -

Universidade Federal do Vale do São Francisco, Campus Juazeiro-BA, 2017.

Orientador (a): Prof. Dr. Eubis Pereira Machado.

1. Geração energia elétrica - Distribuição. 2. Energia elétrica - Proteção. I. Título. II. Machado, Eubis Pereira. III. Universidade Federal do Vale do São Francisco.

CDD 621.31

Ficha catalográfica elaborada pelo Sistema Integrado de Biblioteca SIBI/UNIVASF

Bibliotecário: Renato Marques Alves

Este trabalho é dedicado a todos que me ajuda-ram direta e indiretamente durante meu periodode gradução, tolerando a ausência em períodosimportantes, pois os mesmos sabiam que valeriaa pena todos o esforço ao fim dessa jornada.

Agradecimentos

Agradeço a Deus pela vida e por ter me dado saúde e força para superar as dificuldades.

Aos meus pais, Edvaldo Carvalho e Jandete Carvalho, pela confiança, incentivo, amor e apoioincondicional.

À minha namorada, Débora Fernandes, pelo apoio à mim e por estar disposta a fazer as revisõesde todas as versões preliminares

Ao meu orientador Eubis Machado, pela confiança e suporte durante o desenvolvimento destetrabalho.

A todos os professores do curso, que foram tão importantes no meu desenvolvimento acadêmico.

Aos meus amigos, pelos momentos compartilhados.

A Pablo Carvalho, pela ajuda com LaTeX e dúvidas em geral sobre sistemas de Proteção, queajudaram no êxito deste trabalho.

A Daniel Simião, pela ajuda com LaTeX, incluindo o modelo padronizado com os requisitos daUNIVASF.

A todos aqueles que direta ou indiretamente contribuíram para o êxito deste trabalho, o meumuito obrigado.

Seja como a água, meu amigo.(Bruce Lee)

ResumoA partir da necessidade de formas menos poluentes de energia e dos avanços tecnológicos emfontes de energia alternativas como as geradas através do vento, Sol e biomassa, além douso eficiente da energia elétrica, com perdas minimizadas, causaram o aumento da geraçãodistribuida conectadas às rede de distribuição, levantando questionamentos importantes sobreo impacto desta na estabilidade do sistema. Assim, através do levantamento do estado daarte, este trabalho tem por objetivo examinar as interfaces de conexão entre a geração dis-tribuída e a rede de distribuição, bem como analisar os impactos no sistema de proteção dasconcessionárias, com enfoque nas proteções de sobrecorrente e de distância. Percebeu-se que ageração distribuída causa diversos impactos, entre eles estão mundanças no nível de tensãoe corrente de falta, alterações na qualidade da energia, inserção de harmônicos, mudançano fluxo de carga, redução do alcance dos relé de distância, entre outros. Após as análi-ses, percebeu-se que há a necessidade de se refazer os esquemas de proteção quando houvera adição de geração distribuída à rede, a fim de manter a confiabilidade dos sistemas de proteção.

Palavras-chaves: Geração distribuída. Proteção de sobrecorrente. Proteção de distân-

cia.

AbstractThe need for less polluting forms of energy and technological advances in alternative energysources such as those generated by wind, sun and biomass, in addition to the efficient use ofelectricity, with minimized losses, have caused the increase in generation distributed throughDistribution network, raising important questions about its impact on system stability. The aimof this study is to examine the interfaces between the distributed generation and the distributionnetwork, as well as to analyze the impacts on the utility protection system, focusing on theovercurrent and distance. It was realized that the distributed generation causes several impacts,among them are changes in the level of voltage and current of lack, changes in the quality ofenergy, insertion of harmonics, change of load flow, reduction of distance’s relay reach, amongothers. After the analysis, it was noticed that there is a need to redo the protection schemeswhen there is the addition of distributed generation to the network, in order to maintain thereliability of the protection systems.

Keys: Distributed generation. Overcurrent protection. Distance Protection.

Lista de abreviaturas e siglas

GD Geração Distribuída.

kW KiloWatt.

MW MegaWatts.

IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers.

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica.

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico.

CSP Concentraded Solar Power.

SIN Sistema Interligado Nacional.

THD Total Harmonic Distortion.

CA Corrente Alternada.

CC Corrente Continua.

PRODIST Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema ElétricoNacional.

ITC Intervalo de Tempo de Coordenação.

TCE Tempo Crítico de Extinção.

TP Transformador de Potencial.

TC Transformador de Corrente.

Lista de ilustrações

Figura 1 – Relação entre agentes e consumidores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12Figura 2 – Exemplo de aumento do nível de curto-circuito em função da contribuição

da GD. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14Figura 3 – Gráfico da matriz elétrica no Brasil de forma percentual . . . . . . . . . . 18Figura 4 – Usinas de biomassa em operação em Novembro de 2008 . . . . . . . . . . 19Figura 5 – Esquema de cogeração nas usinas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20Figura 6 – Parque eólico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20Figura 7 – Usina termossolar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21Figura 8 – Conexão mais comum com a rede. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27Figura 9 – Circuito equivalente de sequência zero para os tipos de conexões dos trans-

formadores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28Figura 10 – Ligação delta: Qualquer ligação permitida . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29Figura 11 – Ligação estrela aterrado: Delta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29Figura 12 – Ligação estrela aterrado: Estrela aterrado . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30Figura 13 – Ligação estrela aterrado através de impedância . . . . . . . . . . . . . . . 30Figura 14 – Ligação delta: Estrela aterrado, utilizando um transformador de aterramento. 31Figura 15 – Configurações de rede . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33Figura 16 – Formas de onda típicas, indicando o fenômeno da comutação. . . . . . . . 35Figura 17 – Tensão e corrente na rede para o retificador trifásico com filtro capacitivo. . 35Figura 18 – Circuito de distribuição, com e sem a presença da GD. . . . . . . . . . . . 37Figura 19 – Curva característica do relé de tempo definido . . . . . . . . . . . . . . . 40Figura 20 – Curvas de relés de sobrecorrente de tempo inverso. . . . . . . . . . . . . . 41Figura 21 – Proteção em um sistema radial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42Figura 22 – Impacto da geração distribuída na corrente de curto . . . . . . . . . . . . 43Figura 23 – Sequência de operação de um religador típico . . . . . . . . . . . . . . . . 46Figura 24 – Princípio de disparos falsos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48Figura 25 – Impacto da geração distribuída na corrente de curto . . . . . . . . . . . . 49Figura 26 – Representação dos tipos de curva característica de proteção de distância. a)

Não direcional; b) Mho; c) Offset mho; d) Elíptica; e) Reatância; f) Poligonal. 51Figura 27 – Diagrama unifilar de uma rede de distribuição típica com GD, aonde Sub-TL

é a linha de sub transmissão. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

Lista de tabelas

Tabela 1 – Matriz de energia elétrica no Brasil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17Tabela 2 – Níveis de tensão considerados para a conexão de centrais geradoras . . . . 24Tabela 3 – Proteções mínimas em função da potência instalada. . . . . . . . . . . . . 25Tabela 4 – Sistema de interconexão utilizado pelas diferentes fontes de energia . . . . 27Tabela 5 – Requisitos das principais concessionárias brasileiras para ligação dos trans-

formadores de acoplamento em média tensão. . . . . . . . . . . . . . . . 32Tabela 6 – Constantes de relés de tempo inverso. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41Tabela 7 – Redução do alcance do relé de distância com a conexão da GD . . . . . . 54

Sumário

Lista de ilustrações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8Lista de tabelas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 Introdução . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

1.1 Objetivo geral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141.2 Organização do trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

2 Revisão de conceitos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162.1 Definição de geração distribuída . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162.2 Tipos de geração distribuída . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

2.2.1 Biomassa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182.2.2 Eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202.2.3 Solar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212.2.4 Fóssil - motores de combustão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

3 Análise das formas de conexão da geração distribuída com a rede elétrica . 233.1 Condições necessárias para a conexão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233.2 Tipos de conexão à rede de distribuição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

3.2.1 Alimentador expresso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 253.2.2 Alimentador existente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

3.3 Transformadores de acoplamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273.3.1 Delta: X . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 293.3.2 Estrela aterrado: delta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 293.3.3 Estrela aterrado: Estrela aterrado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 303.3.4 Estrela aterrado com impedância: delta . . . . . . . . . . . . . . . . . 303.3.5 Delta: Estrela aterrado, aterrado através de transformador . . . . . . . 31

3.4 Problemas atrelados a conexão da geração distribuída à rede . . . . . . . . . . 313.4.1 Controle de tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 333.4.2 Qualidade da energia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 343.4.3 Distorções nas formas de onda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 343.4.4 Perdas na linha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 363.4.5 Segurança . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 373.4.6 Ilhamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

4 Impacto na proteção de sobrecorrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 394.1 Princípio da proteção de sobrecorrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

4.1.1 Relé de sobrecorrente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 394.1.1.1 Relé de sobrecorrente de tempo definido . . . . . . . . . . . 394.1.1.2 Relé de sobrecorrente de tempo inverso . . . . . . . . . . . . 40

4.2 Proteção de sobrecorrente de sistema de distribuição com a presença de GD . . 42

4.2.1 Aumento da corrente de curto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 434.2.2 Redução da corrente de curto-circuito . . . . . . . . . . . . . . . . . . 444.2.3 Perda de coordenação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 454.2.4 Faltas temporárias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 454.2.5 Disparos falsos (False tripping/Sympathetic tripping) . . . . . . . . . 474.2.6 Cegueira na proteção (Blinding of protection) . . . . . . . . . . . . . . 484.2.7 Tempo crítico de extinção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 484.2.8 Fluxo de carga bidirecional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

5 Impacto na proteção de distância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 505.1 Princípio da proteção de distância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 505.2 Redução de alcance dos relés de distância . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 525.3 Solução para proteção com um grande número de GD presentes . . . . . . . . 54

6 Considerações finais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

Referências . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

15

1 Introdução

O Brasil conta com um sistema principal denominado Sistema Interligado Nacional(SIN) para geração e transmissão de energia elétrica. O qual abrange geração e a transmissãode energia elétrica ao longo de quase todo território nacional. Embora venha sendo ampliadoao longo do tempo, há diversos sistemas de menor porte não conectados ao SIN, os chamados,sistemas isolados, a exemplo da região amazônica. Isto ocorre porque a região é composta porfloresta densa e heterogênea, além de rios extensos, que dificultaram a construção de linhas detransmissão de grande extensão para conectar tais sistemas ao SIN.

O modo atual de geração e distribuição de eletricidade nos Brasil é dominado porplantas centralizadas. Essas plantas são tipicamente hidrelétricas ou combustão (carvão, óleoe gás natural). Modelos centralizados como esses, requerem transmissão em alta tensão paraque a energia elétrica saia do centro de geração para os consumidores, que, geralmente, estãomuito distantes. Essa rede de transmissão tem tensões variando entre 88 kV a 750 kV. Alémdisso, este sistema contém 63 concessionárias responsáveis por conectar 61 milhões de unidadesconsumidoras às plantas geradoras. Assim que a energia elétrica chega nas subestações dasdistribuidoras, a tensão é rebaixada e, por meio de um sistema composto por fios, postes etransformadores, chega à unidade final em 220 Volts ou 380 Volts. Exceção a essa regra sãoalgumas unidades industriais que operam com tensões mais elevadas (de 2,3 kV a 88 kV) emsuas linhas de produção e recebem energia elétrica diretamente da subestação da distribuidora(pela chamada rede de subtransmissão). A Figura 1 representa a relação entre agentes econsumidores e ilustra o descrito acima (ANEEL, 2017b).

Figura 1 – Relação entre agentes e consumidores

Fonte – ANEEL (2017b)

Esse sistema com plantas centralizadas tem muitas desvantagens. Em adição aosproblemas de transmissão à distância, esses sistemas contribuem para a emissão de gases

Capítulo 1. Introdução 16

poluentes, ineficiências, perca de potência nas linhas de transmissão, além de problemas desegurança. Muitos desses problemas podem ser mediados através da geração distribuída. Aocolocar a fonte de energia próximo ou mesmo, no consumidor final, os problemas nas linhas detransmissão serão reduzidos. Geração distribuída é comumente produzida por conversão deenergia modular, como painéis solares e eólica. Essas unidades podem ser integradas ou não arede. Frequentemente, consumidores que tem painéis solares instalados contribuem mais paraa rede do que eles consomem, resultando numa situação vantajosa tanto para o consumidorcomo para a rede de distribuição (CONSORTIUM ON ENERGY RESTRUCTURING, 2007). Oemprego das fontes alternativas utilizadas na GD tem uma influência direta no desenvolvimentoda rede de distribuição em direção as redes inteligentes (Smart Grids), o que é amplamentedefendido na literatura técnica (NETO, 2015).

Formas menos poluente de geração de energia e avanços tecnológicos em fontesde energia alternativas, além dos uso eficiente da energia elétrica, com perdas minimizadas,necessidade de menor pessoal para fazer a rede funcionar de forma eficiente, além da diver-sificação das fontes de energia são algumas das razões do aumento da geração distribuída(GD) (ANTONOVA et al., 2012; JENKINS, 1995). O uso da GD terá um impacto no esquemaatual de proteção, pois tais unidades de geração irão contribuir para o aumento da corrente decurto-circuito nos sistemas de distribuição, alguns dos impactos causados à rede de distribuiçãoestão descritos na seção 3.4, além dos problemas referentes às maneiras de eliminação de faltasdescritas nos Capítulos 4 e 5. Além disso, a partir da crescente popularização do conceito deredes inteligentes (Smat Grids), a necessidade de tais estudos toma proporções maiores.

O impacto de uma pequena GD não é grande, porém, se houver várias GDs agregadasà seção, ou algumas grandes unidades geradoras, o impacto pode ser grande a ponto de causardescoordenação na proteção do sistema (COSTER, 2010). A Figura 2 mostra um alimentadorcom derivações protegidas por fusíveis. Com a adição das GDs, a corrente de falta se tornagrande o suficiente para que o fusível perca a coordenação com o disjuntor durante a falta,levando o fusível a fundir desnecessariamente (LUIZ, 2012).

Os problemas relacionados à proteção dos sistemas de distribuição, como proteçãode sobrecorrente e de distância, serão avaliados detalhadamente no Capítulo 4 e 5, onde serápossível perceber a diferença causada pela mudança nos níveis de tensão e corrente causadospela inserção da GD no sistema de proteção, e que, em alguns casos, o sistema atual poderánão atuar, a menos que haja uma mudança na coordenação existente.


Figura 2 – Exemplo de aumento do nível de curto-circuito em função da contribuiçãoda GD.

Fonte – Luiz (2012).

1.1 Objetivo geralEste trabalho tem o intuito de analisar, através de uma revisão bibliográfica, os

impactos gerados pela conexão da geração distribuída no sistema de proteção das distribuidoras,principalmente às proteções de sobrecorrente e distância. Com isso, será possível mostrar quaisos pontos relacionados a proteção a serem examinados quando houver a necessidade de umanova conexão à rede das distribuidoras.

1.2 Organização do trabalhoEste trabalho é composto por mais seis capítulos, os quais são descritos a seguir:

• No Capítulo 2 é apresentada uma revisão de conceitos sobre a geração distribuída, asprincipais fontes de geração distribuída no país, sistema de distribuição e as mudançasnecessárias ao se adicionar esse tipo de geração ao sistema.

• No Capítulo 3 são apresentadas as normas, as formas de conexão, as configurações detransformadores de acoplamento e também, os problemas típicos encontrados ao seconectar GD à rede.

• No Capítulo 4 é feita a análise dos impactos da geração distribuída no sistema de proteçãode sobrecorrente.

• No Capítulo 5 é feita a análise dos impactos da geração distribuída no sistema de proteçãode distância.


• No Capítulo 6 são apresentadas as conclusões sobre a discussão realizada no presenteestudo.

19

2 Revisão de conceitos

2.1 Definição de geração distribuídaUma mudança que teve um impacto significativo na malha elétrica foi a produção

de energia em pequena escala conectada à rede, mais conhecida como Geração Distribuída.Existem muitas definições na literatura sobre a geração distribuída. Em IEEE Std 1547 (2003)GD é definida como “localidades geradoras de energia elétrica conectadas a um sistema depotência local através de um ponto de acoplamento comum” enquanto em CIGRE et al. (1999),GD é definida como “geração elétrica que não é planejada para ser centralizada, conectada arede de distribuição”. Uma visão sobre as definições podem ser encontradas em Pepermanset al. (2003). Nessa tese, Geração distribuída é definida como: Geração distribuída é umaabordagem que emprega a geração de energia em pequena escala próximo ao consumidor final.

As tecnologias de geração distribuída consistem, geralmente, de geradores, e às vezes,energia renovável. Estas gerações oferecem um grande número de benefícios, pois, em muitoscasos, a geração pode fornecer energia de baixo custo, alta confiabilidade e segurança, commenos consequências ambientais em comparação aos meios tradicionais de geração de energia.

Em contraste ao uso de poucas estações de geração de grande porte, usualmente,localizadas longe dos centros de carga, que necessitam de linhas de transmissão de diferentesníveis de tensão, como se baseou por um longo tempo o sistema elétrico brasileiro (LUIZ, 2012).Sistemas de geração distribuída empregam inúmeras plantas, estas podem prover potênciasentre uma fração de KiloWatt (kW) a cerca de 100 MegaWatts (MW). Geração de larga escalaproduzem energia em capacidades que podem alcançar mais que 1000 MW (CONSORTIUMON ENERGY RESTRUCTURING, 2007).

2.2 Tipos de geração distribuídaNo Brasil, a soma das principais fontes de geração distribuídas totalizam 18,45% da

matriz elétrica no pais, como é possível conferir na Tabela 1 ou de forma mais compacta naFigura 3.

Capítulo 2. Revisão de conceitos 20

Tabela 1 – Matriz de energia elétrica no BrasilFo

nte

Capacid

adeInstalada

Total

Orig

emFo

nteNível

1Fo

nteNivel

2N

deUs

inas

(kW)

%N

deUs

inas

(kW)

%

Biom

assa

Agroindu

stria

is

Bagaço

deCa

nade

Açúcar

396

10.892

.470

6,79

47

414

11.005

.325

6,86

51Biog

ás-AGR

31.82

20,00

11Ca

pim

Elefante

365

.700

0,04

09Ca

scade

Arroz

1245

.333

0,02

82

Biocom

bustíveis

líquido

sEtanol

132

00,00

013

4.67

00,00

29Óleo

sVe

getais

24.35

00,00

27

Floresta

Carvão

Vegetal

854

.097

0,03

37

872.83

0.24

81,76

55Gá

sde

Alto

Forno-B

iomassa

1011

4.26

50,07

12Lenh

a2

14.650

0,00

91LicorN

egro

172.26

1.13

61,41

50Re

síduo

sFlorestais

5038

6.10

00,24

08Re

síduo

sanim

ais

Biog

ás-R

A11

2.09

90,00

1311

2.09

90,00

13

Resíd

uosSó

lidos

urbano

sBiog

ás-R

U15

114.68

00,07

1516

117.38

00,07

32Ca

rvão

-RU

12.70

00,00

16Eó

lica

Cinétic

ado

Vento

Cinétic

ado

vento

427

10.434

.043

6,50

8742

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.474

.043

6,50

87

Fóssil

Carvão

Mineral

Calord

eProcesso

-CM

124

.400

0,01

5223

3.80

3.99

52,37

29Ca

rvão

Mineral

133.38

9.46

52,11

43Gá

sde

Alto

Forno-C

M9

390.13

00,24

33

GásNatural

Calord

eProcesso

-GN

140

.000

0,02

4916

113

.012

.617

8,11

73Gá

sNatural

160

12.972

.617

8,09

23OutrosFó

sseis

Calord

eProcesso

-OF

114

7.30

00,09

181

147.30

00,09

18

Petróleo

Gásde

Refin

aria

631

5.56

00,19

68

2208

10.035

.860

6,26

04Óleo

Combu

stível

434.05

6.84

72,53

06Óleo

Dies

el21

414.68

3.12

52.92

13OutrosEn

ergétic

osde

Petróleo

1898

0.32

80,61

15Hídric

aPo

tencialh

idráulico

Potencialh

idráulico

1264

98.729

.582

61,587

1264

98.729

.582

61,587

Nuclea

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ânio

Urânio

21.99

0.00

01,24

132

1.99

9.00

01,24

13So

larRa

diação

solar

Radiação

solar

4423

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0,01

4844

23.761

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48

Impo

rtação

Paragu

ai5.65

0.00

03,52

44

5,09

64Ar

gentina

2.25

0.00

01,40

35Ve

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200.00

00,12

47Ur

uguai

70.000

0,04

36To

tal

4661

160.30

6.88

010

046

6116

0.30

6.88

010

0

Fonte – ANEEL (2017a)


Figura 3 – Gráfico da matriz elétrica no Brasil de forma percentual

Fonte – ANEEL (2017a)

Nas seções seguintes são contextualizadas as principais fontes de energia que contri-buem para o aumento da GD.

2.2.1 Biomassa

Segundo o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), qualquer matéria orgânicaque possa ser convertida em energia, seja ela elétrica, mecânica ou térmica, é consideradaBiomassa. Essa matéria orgânica pode ser oriunda de material animal, florestal, agrícola(bagaço de cana-de-açúcar, soja, arroz, milho, sabugo de milho), entre outras (CARDOSO,2011). Biomassa é classificada como uma fonte renovável de energia e, dependendo dosmeios de produção, ela pode ser considerada sustentável, por fornecer benefícios em relação asemissões de CO2 ao substituir combustíveis fósseis como fonte de energia. Apesar de havertecnologias para transformar biomassa em combustível liquido e gasoso, a maneira mais diretade explorar a biomassa é na aplicação de geração térmica convencional (MASON et al., 2016).

Por todo o Brasil, as atividades agrícolas geram rejeitos do agronegócio (vegetais eanimais) em grandes volumes. Estes podem proporcionar oportunidades de reaproveitamento,podendo ser aproveitados como ração, fertilizantes orgânicos e como biomassa na geração deenergia. Um exemplo do uso da biomassa é a cogeração em usinas sucroalcooleiras, onde obagaço da cana-de-açúcar, utilizada no processo de obtenção do produto principal, o açúcare álcool, é usado para gerar calor através da queima em caldeireiras. Nesse processo, alémda geração de energia térmica, há também, a geração de energia elétrica, a qual é utilizadapara abastecer a planta da fábrica, e o excedente é vendido a rede. A Figura 4 mostra como a


geração através de biomassa está distribuída no Brasil, nela é possível perceber a predominânciada geração em regiões onde a indústria sucroalcooleira é historicamente mais presente, comono interior de São Paulo e no litoral do Nordeste e a Figura 5 representa um esquema decogeração utilizando bagaço de cana-de-açúcar em usinas sucroalcooleiras.

A energia gerada a partir de biomassa pode ser conectada à rede por meio de máquinassíncronas ou de indução, com isso, há a possibilidade de aumento da corrente de curto, einserção de harmônicos na redes, eventos que serão estudados no decorrer desse trabalho(BOLLEN; HASSAN, 2011).

Figura 4 – Usinas de biomassa em operação em Novembro de 2008

Fonte – ANEEL (2017c)


Figura 5 – Esquema de cogeração nas usinas

Fonte – Cardoso (2011)

2.2.2 Eólica

Energia eólica consiste em aproveitar a energia cinética contida nas massas de arem movimento (vento). Esta pode ser convertida em eletricidade através do uso de turbinaseólicas, as quais são diferentes dos moinhos de vento, que são máquinas que convertem opoder do vento em energia mecânica. Assim, como geradores elétricos, turbinas eólicas sãoconectadas a alguma rede elétrica. Uma turbina de vento típica, numa configuração de fazendaeólica, conectada a rede de distribuição, está ilustrada na Figura 6. A turbina mostrada é umada General Electric 1,5 MW, somente essa empresa já produziu mais de 10000 unidades dessesaerogeradores.

Figura 6 – Parque eólico

Fonte – Manwell et al. (2010)


Para entender um pouco como as turbinas funcionam, é útil considerar alguns dosfatos básicos na operação. Em turbinas de vento modernas, o processo real de conversãousa a força aerodinâmica básica para produzir um torque positivo na pá rotativa, resultandoprimeiramente na produção de energia mecânica, e então transformando-a em energia elétricaatravés de um gerador (MANWELL et al., 2010).

Energia eólica pode ser conectadas a rede através das três maneiras existentes,inversores, e máquinas de indução e síncrona, assim, os impactos causados pela geração irãodepender do tipo de instalação tomada, pois a mesma pode gerar harmônicos ou correntes decurto elevadas, o que será estudado no decorrer desse trabalho (BOLLEN; HASSAN, 2011).

2.2.3 Solar

A energia solar pode ser utilizada de duas formas para gerar energia elétrica, ambasbastante promissoras. A primeira é a geração termossolar, mais conhecida como ConcentradedSolar Power (CSP), na qual, espelhos sobre a incidência do sol concentram a potência da luzsolar em uma substância que irá absorver a sua energia térmica, e a partir disso, gerar energiaelétrica. A Figura 7 exemplifica esse processo.

Figura 7 – Usina termossolar

Fonte – Santos (2017)

Outra forma de aproveitar a energia solar é através da conversão direta da energiasolar fotovoltaica em energia elétrica com corrente continua. Esta é uma tecnologia mais antigae mais difundida, sendo estudada desde a descoberta do fenômeno de fotossensibilidade dedeterminados materiais no final do século passado. Porém, até a invenção do transistor, nenhumdispositivo fotovoltaico pôde ser concebido, já que ambos utilizam pastilhas de semicondutores.


No caso da célula solar fotovoltaica, a constituição eletrônica permite que quando acélula for atingida por radiação solar, elétrons se desprendam da superfície e então parte destaenergia pode ser aproveitada num circuito elétrico (DIAS, 2003).

A energia solar tem sido muito utilizada como fonte de energia térmica em residênciaspara substituir a energia elétrica no aquecimento de água. O aproveitamento da luz solarenvolve a captação por meio de coletores, que transferem a energia térmica para a água, queé acumulada em reservatórios térmicos. A utilização dessa água aquecida pode substituir oschuveiros elétricos, considerados um dos equipamentos que mais consomem energia elétricanas residências (CPFL, 2017).

Energia solar quanto utilizado na forma fotovoltaica, utiliza um inversor para fazer aconexão da geração à rede, então, existe a possibilidade de inserção de harmônicos na rede.Quando a energia solar é utilizada de forma termossolar, a mesma é conectada através degeradores de indução, os quais podem elevar a corrente de curto no trecho em que a redeestiver conectada, os problemas gerados pelos tipo de conexão serão discutidos no decorrerdesse trabalho (BOLLEN; HASSAN, 2011).

2.2.4 Fóssil - motores de combustão

Uma forma de geração distribuída muito comum é a utilização de motores de combustãoque utilizam combustíveis fósseis, como Gasolina e Diesel, para produzir energia elétrica.Geralmente em áreas de difícil acesso ou, quando há uma emergência e não se pode ficarsem energia, como uma forma de back-up. Estes motores de combustão constituem a maisdesenvolvida das tecnologias de geração de energia distribuída, estando disponíveis em umagrande variedade de potência, podendo ser superiores a 30 MW (LUIZ, 2012).

Porém, por serem utilizados como back-up em caso de falha no fornecimento deenergia ou em lugares com difícil acesso, esse tipo de geração é utilizada de forma isolada darede e, portanto, não contribui para as correntes de falta ou fenômenos que podem impactarnas proteções de sobrecorrente e distância.

26

3 Análise das formas de conexão da geraçãodistribuída com a rede elétrica

3.1 Condições necessárias para a conexãoNo Brasil, a forma de conexão ao sistema elétrico é definida pelas concessionárias,

levando em consideração a Resolução Normativa ANEEL No 56 de abril de 2004 e os Pro-cedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST -Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição, que determina à aplicação do critério de menorcusto global de investimentos, consideradas as instalações de conexão de responsabilidade doacessante, os reforços nas redes de transmissão, a distribuição e custos de perdas elétricas(LUIZ, 2012).

Alguns dos critérios que mais se destacam definidos no Módulo 3 (ANEEL, 2015) são:

• O acessante que conecta suas instalações ao sistema de distribuição não pode reduzir aflexibilidade de recomposição do mesmo, seja em função de limitações dos equipamentosou por tempo de recomposição;

• O paralelismo das instalações do acessante com o sistema da acessada não pode causarproblemas técnicos ou de segurança aos demais acessantes, ao sistema de distribuiçãoacessado e ao pessoal envolvido com a sua operação e manutenção;

• O acessante é o único responsável pela sincronização adequada de suas instalações como sistema de distribuição acessado;

• O acessante deve ajustar suas proteções de maneira a desfazer o paralelismo caso ocorradesligamento, antes da subsequente tentativa de religamento, cujo tempo de religamentoé definido no acordo operativo;

• No caso de paralelismo permanente, o acessante deve atender aos requisitos técnicos deoperação da acessada, observando os procedimentos operacionais definidos no PRODIST- Módulo 4 - Procedimentos Operativos;

• Os estudos básicos, de responsabilidade do acessante, devem avaliar tanto no pontode conexão como na sua área de influência no sistema elétrico acessado, os aspectosrelacionado ao nível de curto-circuito, à capacidade de disjuntores, barramentos, trans-formadores de instrumento e malhas de terra, à adequação do sistema de proteçãoenvolvido na integração das instalações do acessante e aos ajuste dos parâmetros dossistemas de controle de tensão e de frequência e, para conexões em alta tensão, dossinais estabilizadores.

Capítulo 3. Análise das formas de conexão da geração distribuída com a rede elétrica 27

• As tensões de conexão padronizadas para MT e AT são 13,8 kV (MT), 34,5 kV (MT),69 kV (AT) e 138 kV (AT).

Ainda no módulo 3 são definidos os requisitos a serem observados pelos acessantes quenecessitam elaborar projetos de instalações de conexão, o que inclui as características técnicas,normas, padrões e procedimentos específicos do sistema de distribuição da acessada. Nocontexto dos sistemas de proteção e controle para conexão de centrais geradoras, destacam-seos itens a seguir:

• Os níveis de tensão devem seguir a Tabela 2;

• As funções mínimas de proteção em função da potência instalada devem seguir a Tabela 3;

• Nas conexões de centrais geradoras acima de 10 MW as proteções de subtensão/sobretensãoe subfrequência/sobrefrequência devem prever as operações instantânea e temporizada,levando em consideração o esquema de proteção informado pela acessada;

• Centrais geradoras com potência instalada acima de 300 kW devem possuir sistemas decontrole automático de tensão e de frequência;

• O paralelismo das centrais geradoras com o sistema de distribuição pode ser estabele-cido por um ou mais disjuntores, desde que supervisionados por relé de verificação desincronismo, os quais devem operar na seguintes condições anormais: (a) sobretensão esubtensão; (b) sobrecorrentes de fase e de neutro; (c) sobrefrequência/subfrequência.Além disso, é necessário proteção de retaguarda;

• A acessada deve implementar medidas preventivas que impeçam a ocorrência de sobre-tensões e subtensões sustentadas em seu sistema de distribuição.

Tabela 2 – Níveis de tensão considerados para a conexão de centrais geradoras

Potência Instalada Nível de Tensão de Conexão<10 kW Baixa Tensão (monofásico)

10 a 75 kW Baixa Tensão (trifásico)76 a 150 kW Baixa Tensão (trifásico) / Média Tensão151 a 500 kW Baixa Tensão (trifásico) / Média Tensão501 a 10 MW Média Tensão / Alta Tensão11 a 30 MW Média Tensão / Alta Tensão>30 MW Alta Tensão

Fonte – ANEEL (2015).


Tabela 3 – Proteções mínimas em função da potência instalada.

EQUIPAMENTO Potência Instalada<10 kW 10 kW a 500 kW(4) >500 kW(4)

Elemento de desconexão(1) Sim Sim SimElemento de interrupção(2) Sim Sim Sim

Transformador de acoplamento Não Sim SimProteção de sub e sobretensão Sim(3) Sim(3) Sim

Proteção de sub e sobrefrequência Sim(3) Sim(3) SimProteção contra desequilíbrio de corrente Não Não SimProteção contra desbalanço de tensão Não Não Sim

Sobrecorrente direcional Não Não SimSobrecorrente com restrição de tensão Não Não Sim

Notas:

1. Chave seccionadora visível e acessível que a acessada usa para garantir a desconexão da central geradora durantemanutenção em seu sistema.

2. Elemento de desconexão e interrupção automático acionado por comando e/ou proteção.

3. Não é necessário relé de proteção específico, mas um sistema eletro-eletrônico que detecte tais anomalias e que produzauma saída capaz de operar na lógica de atuação do elemento de desconexão.

4. Nas conexões acima de 300 kW, se o lado da acessada do transformador de acoplamento não for aterrado, deve-se usaruma proteção de sub e de sobretensão nos secundários de um conjunto de transformador de potência em delta aberto.

Fonte – ANEEL (2015).

3.2 Tipos de conexão à rede de distribuição.O ponto em que uma GD se conecta à rede é normalmente referido como ponto

de ligação. Sua definição depende dos requisitos de interligação de propriedade e utilidade.Duas definições são possíveis, conexão através de alimentadores expressos, que podem utilizardisjuntores de acoplamento, e conexão em alimentador existente, através de transformador deacoplamento, onde, ainda, existe a possibilidade de utilização de conexão a partir de inversores,máquinas síncronas ou máquinas de indução. O objetivo principal da tecnologia de interfaceé acomodar a energia produzida aos requisitos estabelecidos pela concessionária (BOLLEN;HASSAN, 2011). Assim, As formas de conexão entre a GD e a rede de distribuição podemocorrer de duas formas, as quais serão brevemente discutidas a seguir.

3.2.1 Alimentador expresso

Esta é a forma onde a concessionária disponibiliza parte da área de sua subestaçãopara o acessante construir uma conexão exclusiva e que provém maior confiabilidade ao mesmo.Uma desvantagem dessa conexão é que o acessante não terá carga próxima a sua geraçãopara diminuir suas perdas técnicas. Além disso, esta forma de conexão tem um custo maisalto, cerca de 51% maior que a outra opção, além dos custos de operação e manutenção doalimentador, o que, talvez, não justifique seu uso por geradores de pequeno porte. Porém,


com essa forma de conexão, a concessionária conseguirá manter o planejamento do sistemade distribuição, pois, a descontinuidade do fornecimento de geração pelo acessante terá umimpacto menor em comparação a outra opção (FERREIRA; BARBOSA, 2005).

Para os casos de conexão através do ramal expresso, sem derivações ao longo de seupercurso, até a barra de 34,5 kV da subestação, é recomendada uma proteção de interconexãonas instalações do produtor independente, ainda que não seja explicitada diretamente nosrequisitos de conexão. Quanto a conexão ao sistema de 13,8 kV, esta não é recomendada poisao se conectar um transformador elevador delta-estrela, o aterramento deste transformador iráafetar a sensibilidade do relé de neutro (51G) (ROMEIRO FILHO et al., 2004). Além destasduas tensões adotadas pela grande maioria das concessionárias no país, abrangendo cerca de85% da rede nacional de MT existente, há também os níveis de 3,8 kV, 6,6 kV, 23 kV e 25 kV,mas os mesmos estão sendo substituídos pelos valores padronizados 13,8 kV e 34 kV (LEÃO,2009; LIGHT, 2011).

3.2.2 Alimentador existente

É a forma mais comum de conexão do acessante à rede de distribuição, aonde as redespré-existentes com finalidade de alimentar a carga da concessionária, passam a ser utilizadaspara a conexão da geração distribuída. Esse tipo de conexão gera as seguintes vantagens aoacessante (FERREIRA; BARBOSA, 2005):

• Falta de preocupação com ponto de conexão, bitola de cabos, etc;

• Conexão mais barata, sem preocupação com custos de Operação e Manutenção;

• Medição na saída de sua geração, não computando as perdas no alimentador.

Tal conexão pode ser feita da seguinte maneira: (1) Conectador por inversores; (2)Máquinas de Indução; e (3) Máquinas Síncronas. A maior parte das energias renováveisproduzem energia em corrente alternada (CA) nos padrões da rede através de um inversor. Asplantas que utilizam combustível também utilizam inversores, assim como as microturbinas.Nas microturbinas, tal como acontece com algumas turbinas eólicas, a corrente alternadade baixa frequência é convertida para corrente contínua (CC) e depois, novamente para CA,compatível com a rede. A Tabela 4 mostra os tipos de conexão utilizadas por cada fontede energia, porém a forma mais comum de conexão é através de geradores e conversoreseletrônicos, conforme Figura 8 (BOLLEN; HASSAN, 2011).


Tabela 4 – Sistema de interconexão utilizado pelas diferentes fontes de energia

Tipo de Geração Fonte de Energia Sistema de Interconexão

Eólica Vento MS, MI, InversorHidréletrica Água MS

Célula de combustível Hidrogênio InversorBiomassa Biomassa MS, MI

Microturbina Diesel ou Gás MS, MI, InversorFotovoltaica Sol InversorTermosolar Sol MI

Marés Oceano MS, InversorFluxo do Rio

(Pequena Hidrelétrica) Rios MS, Inversor

Geotérmica Temperatura da Terra MS, MIMS - Máquina Síncrona; MI - Máquina de Indução.

Fonte – Adaptado de Bollen & Hassan (2011)

Figura 8 – Conexão mais comum com a rede.

Fonte – Adaptado de Bollen & Hassan (2011)

3.3 Transformadores de acoplamentoTransformadores de acoplamento são transformadores que servem para fazer o casa-

mento de impedância em circuitos, porém, nos sistemas de distribuição, eles servem para fazero isolamento magnético, sendo um maneira de proteção para alguns problemas encontrados.

A forma de conexão ao sistema elétrico é definido pelas concessionárias, e isso inclui ométodo de ligação dos transformadores de acoplamento, pois estes determinam a contribuiçãoda GD para um curto-circuito no lado da concessionária. A Figura 9 sumariza o circuitoequivalente de sequência zero para as diversas formas de conexão do transformadores, assim,


pode-se avaliar se a circulação de corrente de sequência zero é possível ou não. A seguir,serão apresentados as principais formas de ligação dos transformadores de acoplamento e suasconsequências (SALGADO, 2015).

Figura 9 – Circuito equivalente de sequência zero para os tipos de conexões dos trans-formadores.

Fonte – Adaptado de Olivieira et al. (1996)

Obs: X indica que qualquer ligação é permitida.


3.3.1 Delta: X

Pode-se supor que um transformador em ligação Delta no lado da concessionária,Figura 10, não deveria contribuir para o curto-circuito fase-terra por ter uma impedância infinitapara a sequência zero. Porém, até mesmo nessa conexão o gerador vai contribuir para umcurto-circuito na rede da concessionária, pois, apesar de não permitir circulação de sequênciazero entre o primário e o secundário, ela permite a circulação das correntes de sequênciapositiva e negativa.Tal configuração tem contribuição mínima para faltas monofásicas.

Figura 10 – Ligação delta: Qualquer ligação permitida

Fonte – Elaborada pelo Autor

3.3.2 Estrela aterrado: delta

Essa configuração tem baixa impedância do lado da concessionária, e também nãopermite a circulação de sequência zero, não contribui para corrente de neutro a montantedo transformador e isola os relés de proteção do alimentador para correntes de neutro dotransformador próximo à GD. Porém, a contribuição do gerador para a falta monofásica émáxima para a GD, além disso, este tipo de conexão pode causar surtos de tensão a partir deuma fonte não aterrada, caso o disjuntor do alimentador abra. A Figura 11 ilustra o sistemaem destaque.

Figura 11 – Ligação estrela aterrado: Delta



3.3.3 Estrela aterrado: Estrela aterrado

Esta configuração permite a circulação de sequência zero entre o primário e o secundário,evita sobrecorrente em faltas localizadas a montante do transformador, além disso o relé deneutro do transformador pode detectar corrente de falta fase-terra na mesma região. Acontribuição do gerador para a falta monofásica situa-se em um valor entre os dois casosmencionados anteriormente, provém corrente de neutro para faltas a montante do transformadore uma corrente fraca de magnetização (infeed), mesmo quando a GD está desconectada, oque afeta a coordenação de todos os disjuntores da subestação, além disso, a proteção doalimentador vai enxergar faltas no lado do transformador próximo a GD e a mesma irá vercorrentes desbalanceadas no sistema de distribuição. A Figura 12 ilustra o sistema em destaque.

Figura 12 – Ligação estrela aterrado: Estrela aterrado


3.3.4 Estrela aterrado com impedância: delta

Esta configuração possui alta impedância para a sequência zero no lado da concessio-nária e não permite a circulação de corrente de sequência zero entre o primário e o secundário.A contribuição do gerador para a falta monofásica é pequena. A Figura 13 ilustra o sistemaem destaque.

Figura 13 – Ligação estrela aterrado através de impedância



3.3.5 Delta: Estrela aterrado, aterrado através de transformador

A impedância de sequência zero no lado de média tensão depende da impedânciaconectada no neutro do transformador de aterramento. A Figura 14 ilustra o sistema emdestaque.

Figura 14 – Ligação delta: Estrela aterrado, utilizando um transformador de aterra-mento.


A Tabela 5, resume os requisitos das principais concessionárias para a ligação detransformadores de acoplamento.

3.4 Problemas atrelados a conexão da geração distribuída à redeA definição da rede elétrica apresentada na Introdução e geração distribuída na

seção 2.1 não incluem os problemas causados a partir da conexão da geração distribuídacom os alimentadores. Esses problemas, no entanto, são muito importantes, já que redes dedistribuição, as quais as GDs são conectadas, são diferentes das redes de transmissão. As redesde distribuição geralmente são planejadas de uma forma diferente das linhas de transmissão,esses sistemas não foram planejados para conexão de geradores elétricos, isto é, a conexão deum gerador leva a uma mudança na corrente de falta, assim, um replanejamento das proteçõescontra faltas nos sistemas podem ser necessárias, tal como serão investigadas no Capítulo 4 e 5.Além disso, redes de distribuição são normalmente radiais, e não, em anel, como as linhas detransmissão. Um sistema radial refere-se a um sistema aonde a energia elétrica flui da plantageradora ao cliente final em um nó único, como exemplifica a Figura 15. Nesses casos, o fluxode potência tem um único sentido: da subestação para o consumidor. Assim, existe pouca ounenhuma redundância no sistema de proteção (VORTEX, 2017).


Tabela 5 – Requisitos das principais concessionárias brasileiras para ligação dos trans-formadores de acoplamento em média tensão.

CONCESSIONÁRIA ESTADO REFERÊNCIA(data de emissão)

LIGAÇÃO NO LADO DACONCESSIONÁRIA

LIGAÇÃO NO LADO DOGERADO

AES-SUL RS

NTD 014.001(13.02.2012)NTD 002.008(15.02.2008)

∆(P ≤ 500kW )Y n(P > 500kW ) -

CEEE RS NTD-00.081(17.12.2012) ∆ -

CELESC SC

I-432.0004(10.09.2014)e I-432.0003(29.06.2006)

∆(P ≤ 500kW,U < 34, 5kV )Y n(P > 500kW,U < 34, 5kV )

Y n(U = 34, 5kV )Livre escolha

COPEL PR

NTC 905100(dez.2013)

e NTC 905200(ago.2014)

∆(P ≤ 500kW,U < 34, 5kV )Y n(P > 500kW,U < 34, 5kV )

Y n(U = 34, 5kV )

Y n(U = 13, 8kV )Y n(P < 1MW,U = 34, 5kV )

∆(≥ 1MW,U = 34, 5kV )

AESELETROPAULO SP

NT 6.012(27.12.2012)NT 6.009

(05.01.2011)

∆ Yn

CPFL SP

GED 15303(28.08.2013)

GED 33(30.10.2013)

∆ Yn

EDP SP, ES PR.PN.03.14.001 V1(04.07.2014)

∆(com transformador de

aterramento em paralelo)Yn

ELEKTRO SP ND.65 rev. 1(14.12.2012) ∆ Yn

LIGHT RJ DTE/DTP-01/12 r1(dez.2013) ∆ Yn

CEMIG MG ND 5.31(fev.2015)

Yn(ou ∆ com transformador

de aterramento se P > 300kW )Yn

DME MG NT 07 05 014 rev. 1(ago.2014)

∆(P ≤ 500kW )Y n(P > 500kW ) Yn

ELFSM ES S/N(dez.2012) ∆ Yn

CELG GO NTC-071 rev. 1(set.2014) ∆(P ≤ 500 kVA) Y n(P ≤ 500 kVA)

COELBA BA

SM04.08-01.009(27.12.2013)

SM04.08-01.003(23.10.2008)

∆ -

CELPE PE

VM02.00-00.005(01.11.2013)

e VM02.00-00.001(20.12.2011)

∆ -

COSERN RN VR01.01-00.13(08.07.2013) ∆ Aterrado (Yn)

COELCE CE

NT-010/2012 R-00(12.12.2012)

e NT-008/2012 R-02(06.07.2012)

∆ -

ENERGISASE, PB, MG,RJ,SP, TO,MS, MT

NDU-015(dez.2012) Yn ∆

CELPA PA NTE-042(04.02.2013) Yn ∆

AMPLA RJ ETA-020 rev. 1(fev.2013) - -

CEB DF NTD-6.09(ago.2014) - -

SULGIPE SE NTD-33 rev. 0(12.11.2013) - -

ELETROBRAS AL, RO, AC,AM, RR

MPN-DC-01/N-006(19.11.2013) - -

CEA AP NTD-09(dez.2013) - -

IGUAÇU SC Instrução Normativa s/ No(sem data) - -

Fonte – Adaptado de Salgado (2015)


Figura 15 – Configurações de rede

Fonte – Braat (2015)

Outra diferença importante quanto as linhas de transmissão em alta tensão, trata-sedas resistência da linha, que são muito menores nas redes de transmissão em comparação àsredes de distribuição. Assim, o efeito da resistência da linha na queda de tensão é pequeno emlinhas de transmissão, sendo que sua magnitude é, normalmente, menor que a sua reatância.isto é, R

L< 1. Então, a reatância é o parâmetro mais importante em relação a queda de

tensão e perdas na linha. No caso das redes de distribuição, a resistência e reatância temmagnitudes semelhantes, deste modo, a resistência tem um papel importante nas quedas detensão. Portanto, o acréscimo de resistência na linha ao se conectará geração distribuída podeter um impacto significante na queda de tensão (ACKERMANN et al., 2000).

Nas seções que se seguem serão apresentados alguns dos problemas que podem aparecea partir da conexão da GD à rede.

3.4.1 Controle de tensão

Esse efeito pode acontecer de diversas formas. Conectar uma GD a um alimentadorcom pouca carga pode causar a inversão do sentido do fluxo de potência e assim, causar umaumento de tensão no ponto de conexão da GD. Isso significa que a tensão dos consumidorespróximos desse ponto de conexão irá aumentar também. A GD também pode provocar efeitostransitórios nos níveis de tensão. Uma variação brusca na corrente da carga em uma unidadede GD causa uma variação repentina no alimentador e assim, tem um efeito na tensão doalimentador. Por exemplo, quando o vento começa a soprar e a turbina eólica aumenta suaprodução bruscamente até que a potência suprida pelo vento seja alcançada. A rápida mudançana saída da turbina eólica muda o fluxo de potência no alimentador e causa uma tensãotransitório. Uma mudança brusca pode ocorrer, também, quando o vento ultrapassa o limite


superior de velocidade (25 m/s). Nesse ponto, as turbinas de vento têm que ser protegidascontra sobrecarga e forças mecânicas fortes. Assim, elas são desligadas e desconectadas. Esseato de desconectar pode causar um aumento de corrente no alimentador e assim, uma oscilaçãona tensão. Esse efeito também é conhecido como cintilação (Voltage Flicker) (COSTER,2010).

3.4.2 Qualidade da energia

A qualidade da energia é análoga a qualidade da água, tanto como a água tem quemanter um padrão de qualidade para níveis de bactérias, poluentes, cloro, entre outros, aenergia também precisa. No caso da energia, é necessário manter uma tensão e frequênciapredeterminadas pela ANEEL. No Brasil essa tensão é de 220/380 V ( a depender da região) e60 Hz.

A qualidade da energia é importante porque dispositivos eletrônicos são concebidospara receber energia em uma determinada faixa de tensão e frequência, variações fora dessafaixa pode causa o mal funcionamento dos dispositivos, ou até mesmo, danificá-los (HAYNES;WHITAKER, 2007).

A geração distribuída tem uma relação ambígua com a qualidade da energia. Porexemplo, em áreas aonde o suporte à tensão é difícil, a GD pode auxiliar a aumentar esseparâmetro, pois, ao se conectar uma GD a uma rede, geralmente há um aumento de tensão narede. Por outro lado, a má implementação da GD pode levar a um excesso de tensão, quandoocorre a concentração de conexões de unidades de GD numa linha específica e flutuações detensão na rede, causadas por energias intermitentes, como a energia eólica ou geradores solaresfotovoltaicos (MATOS; CATALÃO, 2013).

Diferenças na qualidade da energia podem ser percebidas através de linhas estranhasna tela da televisão ou ruídos no rádio, que, as vezes é perceptível ao se operar um liquidificador.Ruído, em termos técnicos, é qualquer sinal que interfere com outro dispositivo elétrico. Comoqualquer outro dispositivo eletrônico, um inversor (utilizado com geradores eólicos, solares oumicroturbinas), que converte tensão contínua em tensão alternada, pode produzir ruídos quecausam interferência (HAYNES; WHITAKER, 2007).

3.4.3 Distorções nas formas de onda

Unidades de geração distribuída conectadas através de um inversor podem causardistorções nas formas de onda por causa da comutação desses dispositivos (COSTER, 2010).Isto ocorre porque a transferência de corrente de uma fase para outra não pode ser instantâneana presença de indutâncias. Portanto, haverá um pequeno intervalo de tempo em que o diodoque está sendo desligado e o que está entrando estarão provocando um curto-circuito naentrada do retificador. A duração desse curto depende da diferença de tensão entre as fases


envolvidas. Como é possível observar na Figura 16, a corrente apresenta uma ondulação, a qualé determinada pelo filtro indutivo no lado de corrente contínua. Além disso é possível perceberuma pertubação na tensão do retificador e que essa distorção ocorre devido à distorção nacorrente associada à reatância na linha.

Figura 16 – Formas de onda típicas, indicando o fenômeno da comutação.

Fonte – Seixas et al. (2002)

Já os retificadores com filtro capacitivo na entrada, produzem formas de onda decorrente de forma impulsiva, centrados aproximadamente no pico da onda senoidal distorcida,como mostra a Figura 17, produzindo assim distorções de grande amplitude, com uma elevadaTHD (Total Harmonic Distortion).

Figura 17 – Tensão e corrente na rede para o retificador trifásico com filtro capacitivo.

Fonte – Seixas et al. (2002)


A THD é a relação entre o valor da soma das componentes harmônicas RMS dacorrente e a componente fundamental, conforme Equação (3.1).

THD =

√∑∞n=2I

2n

I1(3.1)

Além de afetar a distorção da corrente da linha, a THD afeta também, o fator depotência (FP), conforme Equação (3.2) (SEIXAS et al., 2002).

FP = cos(ϕ1)√1 + THD

(3.2)

Então essa magnitude e a ordem das distorções da corrente dependem da tecnologiado conversor e do modo de operação. Apesar de que, com as tecnologias recentes comcomponentes de chaveamento rápido usados para compor a onda de entrada, o problema nãoé mais tão grave (COSTER, 2010).

3.4.4 Perdas na linha

Como é esperado, o transporte de energia elétrica através de uma linha de transmissãoou distribuição, tem perdas elétricas, por causa da resistência da linha. Tais perdas podem sercalculadas através da lei de Ohm, conforme Equação (3.3).

Pperdida = 1T

∫ T

0(i(t)2R)dt (3.3)

Sendo Pperdida, i e R, a perda, a corrente e a resistência da linha, respectivamente.

A presença da geração distribuída altera a distribuição do fluxo nas redes, essa alteraçãoculmina em uma alteração das perdas. Ao ligar uma GD a uma carga num alimentador dedistribuição, a potência injetada será consumida pela carga e o fluxo no alimentador seráreduzido. Tal variação depende fortemente da locação da GD, a topologia da rede e da potênciainjetada. Além disso, fontes de geração intermitentes com uma fraca correlação com a carga,como turbinas eólicas, podem ter um impacto negativo nas perdas da rede. Especialmente,durante a noite onde há baixa demanda e em uma situação de vento alto, a planta podecomeçar a exportar energia, o que aumenta as perdas na rede. Neste caso, os sistemas dearmazenamento locais, a exemplo de baterias, podem ter um efeito positivo, porque, essesistema pode equilibrar localmente o fluxo de potência, impedindo a exportação de energia,apesar de não ser uma prática comum e financeiramente viável. A Figura 18 representa aalteração citada anteriormente, aonde, ao se inserir uma GD, a corrente da linha muda, afetandotambém, as perdas, conforme previsto na Equação (3.3) (COSTER, 2010; OLIVEIRA, 2009).


Figura 18 – Circuito de distribuição, com e sem a presença da GD.

Fonte – Adaptado de Oliveira (2009).

Sendo:

• Isg a corrente quando a GD não está conectada ao sistema;

• Icg1 a corrente de uma GD conectada ao sistema com um nível de geração menor que acarga;

• Icg2 a corrente com a GD conectada ao sistema, porém operando com um nível de geraçãomaior que a magnitude da carga.

3.4.5 Segurança

O impacto sobre a segurança depende do tipo de sistema da GD, seu tamanho, bemcomo o tipo e quantidade de GD vizinhas conectadas à rede.

GDs conectadas a partir de inversores tem a capacidade de níveis de corrente emfalta de cerca de 1,2 pu e necessitam que o THD e a injeção de tensão contínua, sejamcontroladas. Já as que utilizam máquinas de indução tem, em média, uma corrente de falta de6 pu, além disso, deve haver a preocupação com o fator de potência das máquinas, o qual,deve ser corrigido. As que utilizam máquinas síncronas, tem correntes de falta de até 10 pu,porém, apresentam baixo THD e fator de potência controlável. Com isso, percebe-se queas considerações de segurança e atuação, variam de acordo com a GD estudada (HAYNES;WHITAKER, 2007).


3.4.6 Ilhamento

Ilhamento é uma situação em que uma porção dos sistema elétrico com cargas efontes geradores está isolada do restante do sistema elétrico, mas continua energizada. Estefenômeno pode acontecer a nível de consumidor, a exemplo de um hospital quando usa umgerador de emergência durante uma queda no fornecimento de energia. Ou a nível de rede,quando uma seção do sistema de transmissão é isolado de outra seção para estabilização egerenciamento de carga. Estes dois são exemplos de ilhamento intencional, um termo queaplica a sistemas que são planejados, gerenciados e tem a operação em ilhamento aprovada(HAYNES; WHITAKER, 2007).

Ilhamento causa problemas quando acontece acidentalmente, os principais problemassão (PITOMBO, 2010; VIEIRA JR, 2011):

• A segurança do pessoal técnico e consumidores da concessionaria fica comprometida,uma vez que parte da rede rica energizada sem o conhecimento da concessionária;

• A qualidade da energia na área ilhada fica comprometida, e fora do controle da concessi-onária, já que os geradores distribuídos normalmente não pertencem a ela. Embora aconcessionária ainda seja a responsável legal por esse item;

• Após o ilhamento, os dispositivos de proteção contra curtos-circuitos que estão dentroda ilha podem perder a coordenação entre si, devido a redução significativa das correntesde curto;

• O subsistema ilhado pode apresentar aterramento inadequado para sua operação;

• Ilhas energizadas podem causar atrasos nos procedimentos de restauração de energiaelétrica aos consumidores.

42

4 Impacto na proteção de sobrecorrente

Relés de sobrecorrente são um dos meios mais comuns de proteção em sistemasde distribuição, por causa de sua simplicidade e baixo custo. A grande parte desses relésdisparam instantaneamente, ou de acordo com a característica de sobrecorrente de tempoinverso, quando as correntes chegam aos patamares pré estabelecidos. Porém, com a inserçãoda GD, a proteção da rede de distribuição se torna uma tarefa desafiadora devido a mudançanos níveis e direcionalidade da corrente de falta (COSTA et al., 2015; DEWADASA et al., 2011).A seções a seguir discutirão sobre as dificuldades encontradas na proteção de sobrecorrente,logo após uma breve revisão do esquema de proteção para sistemas sem a GD.

4.1 Princípio da proteção de sobrecorrenteSistema de proteção de sobrecorrente é aquele que responde a alteração do módulo da

corrente que flui no elemento do sistema que se deseja proteger, quando esse módulo supera ovalor previamente configurado (FILHO; MAMEDE, 2013). Para isso, é necessário levantar ascorrentes de curto a partir de um diagrama unifilar detalhado do sistema, o qual mostra ascorrentes de carga, sua localização, correntes máximas e mínimas de falta em cada trecho queserá protegido, além de valores práticos pertinentes ao sistema em questão. Quando a correntede falta exceder um limiar, um sinal de disparo será enviado do relé para o disjuntor, a fim dereduzir a área atingida pela falta. Para executar esta tarefa, os dispositivos de proteção devemser coordenados apropriadamente para que a sensibilidade e seletividade sejam garantidas(COSTER, 2010; SGUAÇABIA, 2015).

4.1.1 Relé de sobrecorrente

De modo geral, os relés de sobrecorrente podem ser classificado em dois grupos,exemplificados a seguir:

4.1.1.1 Relé de sobrecorrente de tempo definido

Esse relé opera quando a corrente passa de um determinado patamar e de um valor detempo pré determinado, ou seja, duas condições devem ser atendidas, a corrente deve excederum valor e a falta deve durar por pelo menos um tempo estipulado, como pode-se observar naFigura 19, onde até determinado valor de corrente, não há intersecção com o eixo de tempo,sinalizando que o relé não atuará. Porém, quando a mesma chega no patamar em que o relédeve atuar, o relé deve esperar sua temporização t1 para sinalizar uma falta à logica de proteçãoenvolvida na proteção. Esse tipo de relé permite que as configurações possam ser variadaspara lidar com diferentes níveis de corrente ao usar diferentes tempos de operação (PHUONG,

Capítulo 4. Impacto na proteção de sobrecorrente 43

2010). Normalmente, esse tipo de proteção é utilizado nos casos em que a impedância dafonte é grande quando comparada com a do componente a ser protegido. Assim, o nível defalha no início e na extremidade do elemento não diferem muito (COSTER, 2010).

Figura 19 – Curva característica do relé de tempo definido

Fonte – Adaptado de Phuong (2010)

4.1.1.2 Relé de sobrecorrente de tempo inverso

Os relés de tempo inverso apresentam esse nome por operarem com um tempoinversamente proporcional a corrente de falta, ou seja, atuam rapidamente para correnteselevadas e com maiores atrasos para correntes baixas, de modo a assegurar a seletividade dosistema. Eles são os mais utilizados em um sistema de distribuição radial (BRAAT, 2015;ZHAO et al., 2013).

Relés de tempo inverso são classificados de acordo com sua curva característica queindicam a velocidade de operação do mesmo. Segundo a IEC 60255 existem três possibilidades:Inversa, muito inversa e extremamente inversa. As curvas características são regidas pelaEquação (4.1).

t = kβ

( IIp

)α − 1(4.1)

Sendo:

• t o tempo de operação do relé em segundos;

• α e β determinam a inclinação da curva característica;

• k um multiplicador de tempo;

• I a corrente de falta;


• Ip a corrente de pick-up (atuação).

A Tabela 6 apresenta os valores das constantes α e β para as três curvas de disparode um relé de tempo inverso, definidas pela IEC Std 60255 (2009).

Tabela 6 – Constantes de relés de tempo inverso.

Tipo de curvatura do Relé α βInversa 0,02 0,14

Muito inversa 1,00 13,50Extremamente Inversa 2,00 80,00

Fonte – IEC Std 60255 (2009)

A Figura 20 foi desenhada a partir da Equação (4.1) utilizando os valores da Tabela 6,traçando o comportamento do relé com característica inversa, muito inversa e extremamenteinversa com uma corrente de pick-up igual a 100 A.

Figura 20 – Curvas de relés de sobrecorrente de tempo inverso.


Para sistemas com vários relés de sobrecorrente instalados, é necessário fazer umacoordenação a fim de assegurar a resposta dos relés em uma sequência específica, onde o relé


primário, mais próximo da falta, irá disparar primeiro, e os relés de retaguarda irão dispararapós um tempo, caso o relé primário falhe. Tal ação assegura uma maior seletividade e reduzo número de clientes afetados pela falha (MASHAU et al., 2011; ZHAO et al., 2013). Ointervalo de tempo de coordenação (ITC) que específica o tempo entre o relé primário e o deretaguarda deve obedecer a Equação (4.2) (ZHAO et al., 2013).

ITC > tprimario − tbackup (4.2)

Segundo a IEEE Std 242 (2001), ITC deve ser maior que 0,3 segundos, esse valor é baseado naoperação dos antigos relés de sobrecorrente de indução que utilizam um disjuntor de 5 ciclosem um sistema de 60 Hz.

Os parâmetros Ip e k são escolhidos de acordo com os níveis da corrente nominal dacarga e de curto-circuito que fluem através de cada relé e do tempo necessário para eliminar afalta correspondente. Por exemplo, considerando o sistema representado na Figura 21, parauma falta na barra mais a jusante, estes parâmetros devem ser selecionados de modo a permitiro perfeito funcionamento do sistema para as cargas instaladas, além de garantir que a faltaseja eliminada pela proteção mais próxima, limitando o número de clientes afetados.

Figura 21 – Proteção em um sistema radial

Fonte – Adaptado de Comech et al. (2008)

4.2 Proteção de sobrecorrente de sistema de distribuição com apresença de GDA partir do levantamento do estado da arte, nas seções seguintes será investigado a

influência da inserção de GD na rede de distribuição.


4.2.1 Aumento da corrente de curto

Geralmente, o aumento de corrente de falta depende, em grande parte, da capacidadeda rede de distribuição, dos níveis de penetração da GD, do tipo da GD, do ponto de conexão,além de outros parâmetros como a tensão do sistema antes da falta. Um ponto importante é aquantidade de GDs conectadas à rede, sendo mais notável em uma aglomeração de muitasGDs pequenas, ou em algumas GDs grandes (BRITTO et al., 2004; ZAYANDEHROODI etal., 2011). Essa mudança na corrente ocorre porque, quando a GD é conectada à rede dedistribuição, a impedância de Thévenin vista a partir de um ponto de falta vai diminuir, comoa corrente de falta é inversamente proporcional à essa impedância, o nível de corrente iráaumentar (KWON et al., 2010; ZHAO et al., 2013). A partir disso, pode-se afirmar que ainserção de GDs serão mais prejudiciais para os sistemas que já possuem impedância baixaantes da conexão da GD.

A principal desvantagem da geração distribuída está relacionado às situações em queocorrem uma falta, onde a GD pode contribuir para a corrente de falta, o que pode causaruma inadequação na habilidade de seccionamento dos dispositivos de proteção por se terníveis não esperados quando os sistemas de proteção foram projetados (FAVUZZA et al., 2013;ZAYANDEHROODI et al., 2011). Portanto, após a conexão da GD à rede de distribuição,é necessário fazer ajustes aos esquemas de proteção, alterando as correntes de pick-up dosrelés, ou, caso necessário, acrescentar novos relés e outros dispositivos de proteção para que afiabilidade e integridade do sistemas sejam garantidos. É importante também, saber se essenovo nível de curto flui para a subestação e o quão prejudicial ele é para determinar se osdispositivos ainda possuem a capacidade de isolar a falta quando for necessário (BRITTO etal., 2004).

A Figura 22 exemplifica como uma GD pode causar um aumento no valor da correntede curto-circuito durante uma falha. Assumindo que a falta ocorra no ponto A, a correnteatravés do fusível F3 e F6 aumentará na presença da GD. As equações a seguir descrevem essasituação.

Figura 22 – Impacto da geração distribuída na corrente de curto

Fonte – Adaptado de Favuzza et al. (2013)


Falta sem a GD:ID = IF1 = IF3 = IF6 = IFalta = ISub (4.3)

Falta com a GD:ID = IF1 = ISub (4.4)

IF3 = IF6 = IFalta = ISub + IGD (4.5)

Sendo IGD > 0, tem-se:

(IF3 = IF6)ComGD > (IF3 = IF6)SemGD (4.6)

Sendo:

• ID é a corrente de falta vista pelo disjuntor;

• IFx é a corrente de falta vista pelo fusível X;

• ISub é a corrente de falta que flui da subestação;

• IGD é a contribuição da corrente da GD para a corrente de falta.

4.2.2 Redução da corrente de curto-circuito

Sistemas que apresentam fontes fortes, faltas de fase-fase ou fase-terra normalmentetem uma corrente muito maior do que a corrente operacional ou nominal. Nessas situações, acorrente de falta é facilmente distinguível da corrente de operação. Porém, como conversoreseletrônicos de potência são equipados com controladores que impedem correntes elevadas, talcontrole pode ser um problema para a rede de distribuição, caso ela esteja conectada a geraçõescom tais dispositivos, como grandes instalações fotovoltaicas. Para essas GDs, pode nãoexistir uma elevação significativa da corrente, por causa do controle aplicado aos dispositivoseletrônicos de potência, não alcançando o valor de pick-up do relé. Como relés de sobrecorrente,relés direcionais e religadores dependem da presença de uma corrente anormal para operar, elesnão irão isolar a falta (COSTER et al., 2010; GEIDL, 2005). Segundo Turcotte & Katiraei(2009), isso só acontecerá caso a falta esteja a jusante do dispositivo, sendo ela vista com umamagnitude menor que a real, ou ainda, sendo totalmente ofuscada pela contribuição da GD,permanecendo sem ser detectada.

Situações onde há uma falta, mas as correntes não alcançam o nível de pick-up éconhecido como cegueira de proteção, Bliding of Protection em inglês, e pertence a primeiracategoria de problemas de proteção e será estudado e exemplificado na subseção 4.2.6.


4.2.3 Perda de coordenação

Conforme visto nas Seções 4.2.1 e 4.2.2, a conexão da GD pode alterar a correntede curto o que pode causar uma perda na coordenação entre qualquer par de dispositivosde proteção. Em condições normais, é esperado que a proteção primária opere antes daproteção de retaguarda, tendo assim, uma menor área removida do sistema por causa da falta.Porém, com impacto da GD na corrente de curto, dependendo das configurações originaisde coordenação de proteção, pode-se encontrar situações em que os dispositivos perdem acoordenação. Uma forma de avaliar a coordenação dos dispositivos de proteção é através daanálise das curvas de tempo vs corrente nos dispositivos próximos ao ponto de falta, casoa ordem esperada de acionamento não tenha sido cumprida, houve uma descoordenação entreseles (BRITTO et al., 2004; FAVUZZA et al., 2013; MOORE, 2008; ZAYANDEHROODI etal., 2011). Uma das maneiras de solucionar esse problema consiste em definir o parâmetro decoordenação com base na condição da rede antes de interligar as GDs, então rever o efeito dacoordenação após a interconexão (KWON et al., 2010).

Um exemplo de possível descoordenação com a inserção da GD pode ser verificado naFigura 22. A fim de permitir a coordenação antes da inserção da GD, o tempo de atuação deF6 deve ser menor que o tempo de fusão de F3 com uma margem de segurança para todas ascorrentes de falta no ponto A. Isso ocorrerá até uma corrente máxima definida no momentodo projeto, a fim de garantir a eficácia do sistema de proteção. Após a instalação da GD, acorrente que flui através de F3 terá a contribuição da GD, podendo exceder os limites máximosde corrente de falta estabelecidos no momento do projeto e assim, perdendo a coordenaçãoentre esses dois fusíveis.

4.2.4 Faltas temporárias

A maioria das faltas que acometem o sistema podem ser eliminadas com o secciona-mento temporário da área em curto, por isso, em sistemas de subtransmissão e distribuição deenergia elétrica existem linhas com religamento automático, maximizando assim, a continuidadede seu atendimento aos consumidores (LUIZ, 2012; PITOMBO, 2010).

Um religador automático é um dispositivo capaz de detectar sobrecorrente de fase-fase-terra, interromper o circuito e então, reenergizar o circuito. Se a falta ainda existir, oreligador permanecerá aberto depois de um determinado número de tentativas, isolando assim,a seção em questão, até que haja o religamento manual da mesma. Uma sequência típica deoperação de um religador para uma falta permanente é mostrada na Figura 23.


Figura 23 – Sequência de operação de um religador típico

Fonte – SGUAÇABIA (2015)

Os religadores são usados nos seguintes pontos da rede de distribuição (SGUAÇABIA,2015):

• Em subestações, como forma de proteção primária;

• Em circuitos alimentadores, para permitir o seccionamento de linhas longas e evitarperdas devido a uma falta no final do circuito;

• Em ramos, como forma de prevenir o desligamento do circuito principal devido a faltanos mesmos.

Embora o princípio de operação e coordenação dos elementos religadores sejam bem conhecidos,a inserção da geração distribuída pode causar um mal desempenho desse procedimento, tornandoo sistema de religamento mais complexo, já que, com a adição da GD, os sistemas que anteseram radiais, passam a ter a característica de anel. Assim, o seccionamento causado por apenasum dispositivo de proteção, suficiente para eliminação em sistemas radiais, não garante que afalta seja eliminada rapidamente. Portanto, para garantir que a falta seja tratada de formaeficiente, é necessário que a GD seja desconectada antes do tempo de religamento decorrido,tornando o sistema novamente com característica radial.

A partir do momento em que a GD se desliga da rede, pode ocorrer um impacto negativono sistema de distribuição, criando vários conflitos operacionais em relação a proteção desobrecorrente e às restrições de tensão. Com isso, percebe-se que a GD é bastante incompatívelcom o processo de religamento rápido durante faltas temporárias, tendo a possibilidade de nãohaver o desligamento antes do tempo necessário e assim, alimentar a corrente de curto através


da GD, impedindo o funcionamento ideal do sistema de proteção em caso de falhas temporárias(ZAYANDEHROODI et al., 2011). Tal fenômeno afeta a economia de fusíveis, que é umaprática muito utilizada nas empresas de distribuição, onde os disjuntores e religadores tem suaprimeira operação programada para operar dentro do limite de tempo de fusão dos fusíveis,de modo a evitar o desgaste de fusíveis causadas por falhas temporárias, como relâmpagos,ramos de árvores, entre outros e, consequentemente, reduzir a falta de energia devida esse tipode falta, que são entre 70-80% das faltas em uma rede de distribuição (BAGHZOUZ, 2005;SARABIA, 2011). Além disso, há risco de ocorrer um fechamento sem sincronização entre osgeradores que estão atendendo a seção ilhada e a concessionária (LUIZ, 2012), o que vem acausar os seguintes problemas (COMECH et al., 2008; COSTER et al., 2010; KAUHANIEMI;KUMPULAINEN, 2004a):

• Geradores rotativos conectados ao alimentador poderiam sofrer torque eletromecânicosaltos, o que poderia danificá-los;

• O alimentador pode ser submetido a elevadas tensões transitórias, devido a diferença deângulo entre as tensões. Essas tensões poderiam danificar não apenas os dispositivos dosalimentadores, mas também, os sistemas dos consumidores. Além disso, altas correntesde magnetização poderiam fluir através de transformadores e motores conectados aosalimentadores.

Segundo o IEEE Std 1547 (2003), as GDs devem ser desligadas durante as faltas, afim de solucionar os problemas relacionados ao religadores. Quanto ao problema de diferençanas fases, Coster et al. (2010) sugerem uma nova configuração que possa incluir a supervisãode tensões antes que a ordem de fechamento seja enviada para o disjuntor.

4.2.5 Disparos falsos (False tripping/Sympathetic tripping)

Disparos falsos ou disparos solidários podem acontecer quando uma GD instaladaem um alimentador contribui de forma inesperada para a falta em um alimentador adjacenteconectado à mesma subestação. Essa contribuição pode levar ao desligamento de uma seçãoda rede em estado normal de operação, antes que a falta real seja eliminada (BAGHZOUZ,2005; COSTER et al., 2010; FAVUZZA et al., 2013). Coster et al. (2010) afirmam que essefenômeno ocorre principalmente em redes fracas com alimentadores longos protegidos por relésde corrente de tempo definido. Nesses casos, as configurações dos relés devem assegurar que asfalhas no final da alimentação também seja detectadas, o que leva a uma corrente de atuaçãorelativamente pequena.

Um exemplo de como um disparo falso pode acontecer é mostrado na Figura 24. Orelé no disjuntor B não é direcional. É possível perceber que uma corrente de falta da GDpoderia fazer com que o relé atuasse solidário a A, que realmente deve operar para eliminar afalta (BAGHZOUZ, 2005).


Figura 24 – Princípio de disparos falsos

Fonte – Adaptado de Coster et al. (2010)

Segundo Kauhaniemi & Kumpulainen (2004b), os disparos falsos podem ser evitadosao mudar as configurações dos relés de sobrecorrente, ou seja, aumentar o tempo de extinçãoao invés da corrente de Pick-up, porém, isso faria o sistema ficar menos sensível a faltas,diminuindo a confiabilidade do sistema. Quando a seletividade não pode ser alcançada commudanças nas configurações, Kauhaniemi & Kumpulainen (2004b) recomendam relés direcionaisde sobrecorrente, porém, essa proteção é mais lenta e cara, o que pode divergir das práticasque mais agradam as concessionárias.

4.2.6 Cegueira na proteção (Blinding of protection)

Cegueira na proteção também é conhecida como redução de alcance da proteção. Amesma acontece porque a presença de uma GD pode perturbar a operação de um relé desobrecorrente nos alimentadores. Apesar do aumento da corrente de falta pela contribuição daGD, a corrente de falta vista pelo relé diminui, devido a alterações na impedância de curtodo sistema causadas pela conexão da GD. Nesse sentido, as faltas mais problemáticas são asfaltas fase-fase e faltas de alta impedância (CHOUDHARY et al., 2014; GEORGE et al., 2014;HUSSAIN et al., 2010; MÄKI et al., 2005; MÄKI et al., 2007; OGDEN; YANG, 2015).

Cada topologia de GD terá um impacto diferente sobre a corrente de falta vistapelo relé, por exemplo: GDs com geradores de indução são mais prováveis de causarem umretardo no disparo do que uma completa cegueira do relé, geradores síncronos serão capazes dealimentar a falta por longos períodos resultado em problemas mais severos. Assim, a inserçãoda GD alterará a capacidade do relé de enxergar as faltas, limitando a capacidade do mesmode eliminá-las de forma confiável (MÄKI et al., 2007; OGDEN; YANG, 2015).

4.2.7 Tempo crítico de extinção

Salman & Rida (2001) analisaram os aspectos dinâmicos da inserção de GD utilizandoum programa que simula transitórios eletromagnéticos, simulando um sistema de distribuição


com e sem a presença de GD. Eles concluíram que o tempo crítico de extinção (TCE), que é otempo máximo que um sistema deve operar para eliminar a falta, é muito menor num sistemacom geração distribuída em comparação ao mesmo sistema sem a GD. Eles constataram quecaso a falta não seja eliminada antes do TCE, os geradores síncronos perderiam sincronismocom a rede. Já os geradores de indução, a velocidade de rotação continuaria a aumentar eos mesmos continuariam a atrair correntes de magnetização altas, até que fossem desligadosda rede por excesso de velocidade ou por outros tipos de dispositivos de proteção. Ficouconstatado também que, apesar do TCE da geração distribuída com a presença de geradoressíncronos ser bem maior que o TCE das GD com geradores de indução, o TCE para ambos ostipos de geração é bem menor que o normalmente utilizado em redes sem a presença de GD.

4.2.8 Fluxo de carga bidirecional

Existe a possibilidade da GD afetar a direcionalidade da corrente, mesmo quando osistema estiver em estado normal de operação, que é o caso quando a potência gerada pelaGD é maior que o consumo local, fazendo o fluxo de potência mudar de sentido, resultandonum gradiente de tensão negativo no alimentador radial (LOPES, 2002). Outro caso debidirecionalidade no fluxo de cargas causado pela inserção da GD pode ser visto ao assumirque um curto ocorresse na barra b2 do sistema representado na Figura 25, presumindo quea proteção de sobrecorrente do transformador, não representada na figura, atue retirando otransformador de operação, ainda assim, a falta estaria sendo alimentada pela GD. Caso o reléR não seja sensibilizado pela direcionalidade ou pela magnitude da corrente, a contribuiçãoda corrente pela GD seria no sentido inverso o que poderia causar problemas, pois o projetooriginal não levou em consideração o fluxo reverso oriundo da GD. Assim, é necessário refazero projeto de proteção levando em consideração a bidirecionalidade do fluxo de carga (GEIDL,2005; MOORE, 2008).

Figura 25 – Impacto da geração distribuída na corrente de curto

Fonte – Geidl (2005)

53

5 Impacto na proteção de distância

5.1 Princípio da proteção de distânciaHistoricamente, sistema de proteção de distância era mais caro que o de sobrecorrente,

por causa da necessidade de um transformador de corrente (TC) e um transformador adicional,o de potencial (TP), além do custo maior dos relés de distância. Isso resultou num uso menosacentuado do sistema de proteção de distância nas redes de distribuição quando comparadosao de sobrecorrente, porém, com a redução do custo, esse tipo de proteção começou a sermais utilizada (NIKOLAIDIS et al., 2016).

Relés de distância determinam a impedância de sequência positiva compreendida entreo ponto de falta e o local onde o relé foi instalado, a partir de medições de corrente e tensão,e deve atuar quando a impedância vista pelo relé for menor que a impedância de alcance. Osistema responsável por medir as impedâncias nos relés numéricos de distância apresentamunidade de medição responsáveis por detectarem faltas entre fases, envolvendo ou não a terra,e três unidades de detecção de faltas fase-terra. Este é um esquema menos afetado pelamagnitude da corrente de falta, sendo preferível à proteção de sobrecorrente quando esta serevela lenta ou não seletiva (MACHADO, 2016).

As proteções de distância podem operar de várias maneiras, dependendo de suacurva característica de operação. Abaixo, os tipos mais usados de proteções de distância sãoapresentados (LÚCIO, 2016):

• Não direcional: esta proteção tem uma forma circular cujo centro coincide com a origemdo diagrama Z (Diagrama R-X) e o raio é Zop (Impedância de Operação), conformeFigura 26 (a);

• Mho: esta proteção também é circular e passa pela origem do diagrama. O fato daproteção não operar no terceiro quadrante significa que a mesma é direcional, conformeFigura 26 (b).

• Offset Mho: este tipo de proteção é muito semelhante à proteção Mho mas esta cobreuma parte do terceiro quadrante, isto significa que o tipo de proteção Offset Mho tem acapacidade de proteger o barramento onde a proteção é instalada, conforme Figura 26(c);

• Elíptica: a característica operacional desta proteção tem uma forma elíptica que passapela origem do diagrama. Este tipo de proteção é direcional e apresenta mais seletividadedo que a proteção Mho, conforme Figura 26 (d);

Capítulo 5. Impacto na proteção de distância 54

• Reatância: esta proteção dispara quando Xp ≤ Xop. A característica de operação desterelé é representada por uma linha horizontal. A principal característica deste relé é o fatoda componente resistiva da impedância não tem influência na sua operação, conformeFigura 26 (e);

• Poligonal: este tipo de proteção tem uma característica com uma forma poligonal. Estaproteção representa o tipo que é mais semelhante à área real descrita por Zp, conformeFigura 26 (f).

Figura 26 – Representação dos tipos de curva característica de proteção de distância.a) Não direcional; b) Mho; c) Offset mho; d) Elíptica; e) Reatância; f)Poligonal.

Fonte – Lúcio (2016)

Se o valor medido da impedância cair dentro de uma das curvas características de relédefinida no plano Z, o relé atuará.

A proteção de distância tem a característica de discriminar entre diferentes localizaçõesde falha dentro do alimentador. Isto é conseguido através da medição da tensão e da correntena localização do relé, para determinar a magnitude da impedância vista pelo relé entre aposição do relé e o local da falta. O relé de distância é um dispositivo que faz uso da relaçãolinear entre a tensão no barramento (V ) e a corrente (I) através de transformadores de medição(TP e TC), determinando a impedância vista pelo relé (Z).


Os relés de distância são coordenados de modo que as zonas de proteção sejamsequenciadas, de um barramento a outro. É comum que haja mais de uma zona de proteção,geralmente três. A primeira zona é a proteção primária ou sem atraso proposital na operação,enquanto a segunda e terceira zonas são temporizadas e denominadas de retaguarda. Por causados erros de medição presentes em todos os relés, torna-se necessário fazer uma mudança noalcance nas zonas de proteção. A proteção primária precisa ter seu alcance reduzido, comvalores típicos entre 75-90%, isso garante que o relé não dispare instantaneamente para umafalta que deveria ser seccionada pelo relé do barramento seguinte. A segunda deve ter umalcance maior que a linha protegida, protegendo 100% da linha 1 e 50% da linha 2, com umatraso de coordenação entre 0,2-0,3 s. A Terceira zona de atuação protege integralmente aslinhas 1 e 2 além de 25% da linha três, com um atraso de coordenação entre 0,5-3 s.

Alguns erros podem causar erros na proteção de distância, a saber (ROSOłOWSKI,2017):

• Resistência de faltas e o efeito infeed ;

• Comutação para falta;

• Acoplamento mútuo em linhas paralelas;

• Desequilíbrio de carga e sistema;

• Balanço de potência devido a oscilações electromecânicas (Em linhas de transmissão);

• Saturação do transformador de corrente;

• transitórios de Capacitor Voltage Transfomers (CVT) (em linhas de EHV);

• Falhas intercircuitos.

Destes efeitos, os que estão atrelados à GD são: a saturação dos transformadores demedição, já que a corrente de curto sofre mudanças, o balanço de potência devido a oscilaçõeseletromecânicas em casos que o eixo da turbina do gerador está em uma frequência entre 10-46Hz (Frequência torsional), tornando a frequência natural da rede igual a soma da frequênciasíncrona com a a frequência torsional (PAL; CHAUDHURI, 2006). Porém, o caso em que a GDtem um impacto mais significante está relacionado ao efeito infeed e a mudança da resistênciade falta vista pelo relé, o que será analisado no decorrer deste capítulo.

5.2 Redução de alcance dos relés de distânciaOs relés de distância são configurados para operarem em um tempo específico para

faltas que ocorram dentro de uma zona predefinida de um alimentador. Porém, a presençade uma grande unidade geradora ou várias GDs pequenas pode causar o mal funcionamento


dos relés de distância, por um efeito conhecido como infeed (CARVALHO, 2008). Quandouma falta ocorre a jusante da GD, a impedância medida pelo relé a montante será maior quea impedância real de falta. Além disso, há uma alteração na tensão com a adição da GD,que também impacta na impedância observada pelo relé. Essa mudança nas impedânciaspode causar uma pertubação nas configurações de zona do relé e assim, resultar numa açãoretardada ou ainda, pode resultar na falta de atuação da proteção de distância (HUSSAIN etal., 2010; MOORE, 2008; SARABIA, 2011). Um exemplo dessa situação pode ser vista ao secalcular a tensão no relé R da Figura 25 assumindo novamente um curto no ponto a. A tensãovista pelo relé durante uma falta simétrica é representada pela Equação (5.1).

Ur = InwZ23 + (Inw + Idg)Z3a (5.1)

Onde Ur é o fasor da tensão secundária dos transformadores de potencial no ponto de instalaçãodo relé, Z23 a impedância da linha do barramento 2 ao 3 e Z3a é a impedância entre o barramentodo relé e o ponto de falta a.

A partir da Equação (5.1) é possível perceber que a tensão vista pelo relé sem apresença da GD (Idg = 0) seria dependente apenas da impedância antes da conexão da GD(Z23 + Z3a) e de Inw. Portanto, após a conexão da GD, a tensão vista pelo relé será maiordevido ao infeed de tensão no barramento 3. Desse modo, a impedância medida pelo relé Rcom a conexão da GD é dada pela Equação (5.2).

Z ′r = Zr + Idg

InwZ3a (5.2)

Sendo: Z ′r é a impedância vista pelo relé após a conexão da GD e Zr a impedância vista pelo

relé antes da conexão da GD, composta por Z23 e Z3a.

A partir das Equações (5.1) e (5.2) é possível observar que a impedância de falta vistapelo relé R é maior que a impedância real, o que corresponderia a uma falta mais distante.Em outras palavras, faltas de segunda zona podem ser vistas como faltas de terceira zona,gerando o subalcance da proteção de distância. Então, para determinadas configurações dosrelés, existe a possibilidade que o mesmo atue fora da zona de proteção pretendida (GEIDL,2005).

Com a finalidade de investigar a influência da GD na proteção de distância, Hussain etal. (2010) aplicaram diferentes tipos de faltas ao longo do sistema representado na Figura 27,até encontrarem o ponto limite de cada zona de proteção nas duas situações desejadas. ATabela 7 mostra as configurações de zona de proteção para o relé de distância instalado paraproteção do alimentador Sub-TL 1. Percebe-se que Hussain et al. (2010) decidiram utilizarum valor de 40% para a proteção primária, diferente dos 80% comumente utilizados, a fim dedemonstrar como uma configuração com alcance menor reagiria a inserção da GD.


Figura 27 – Diagrama unifilar de uma rede de distribuição típica com GD, aonde Sub-TLé a linha de sub transmissão.

Fonte – Adaptado de Hussain et al. (2010)

Analisando a Tabela 7, é possível perceber que há uma redução do alcance dos relésde distância, para a segunda zona tanto em trifásico, como em monofásico, onde o alcance dorelé operando em trifásico chega a reduzir de 79% a 67%. Além disso, há redução na terceirazona quando o relé está operando em uma falta trifásica.

Tabela 7 – Redução do alcance do relé de distância com a conexão da GD

Zonas de Proteção Parametrização do alcance das zonas de atuação(% do comprimento da linha)

Alcance do Relé de Distância (%)Falta trifásica Falta monofásica

Sem GD Com GD Sem GD Com GDZona 1 40 40 40 39 39Zona 2 80 79 67 79 74Zona 3 115 100 91 100 100

Fonte – Hussain et al. (2010)

5.3 Solução para proteção com um grande número de GD presentesApesar da redução do alcance dos relés de distância, esse tipo de proteção é uma

das alternativas viáveis para substituir os relés de sobrecorrente na proteção de sistemascom um grande número de GDs conectadas, sendo possível tirar proveito da direcionalidadeinerente a este princípio de proteção e sua independência da magnitude da impedância da fonte(NIKOLAIDIS et al., 2016). Além disso, este sistema conta com características operacionaisque podem ser moldadas e não são tão influenciados pelas mudanças na topologia do sistemae capacidade de geração como a proteção de sobrecorrente é (SARABIA, 2011).


Nikolaidis et al. (2016) e Sinclair et al. (2014) sugerem a utilização de sistemasde proteção de distância com algumas modificações para realizar a proteção de redes dedistribuição com a presença de GD, um exemplo de modificação seria a substituição deelementos instantâneos de sobrecorrente de fase 50 H ou 50 NH por elementos de distânciaquadrilateral instantâneos, enquanto mantêm os relés temporizado de sobrecorrente (51)controlados pelos elementos mho a partir do torque (21G3), entre outras adaptações.

59

6 Considerações finais

Mediante ao estudo bibliográfico realizado, verificou-se que o tipo de conexão daGD com a rede determinará sua contribuição para o caso de faltas. Não obstante, o tipo deconexão é a ser utilizada é definida pela concessionária. Foi verificado que a GD causa váriosimpactos ao sistema de proteção da rede de distribuição, principalmente para a forma maiscomum de proteção, a proteção de sobrecorrente.

A partir do levantamento do estado arte, foi verificado que há recomendações parao reajuste da proteção de sobrecorrente ou mesmo sua substituição por outros meios deproteção, como a direcional, e de distância. Embora mais caras e complexas, a utilizaçãodessas funções trazem melhorias para confiabilidade e segurança da proteção. Não obstante,foi verificado que a proteção de distância pode sofrer problemas de subalcance devido ao efeitoinfeed proporcionado pela geração distribuída. Percebe-se que há uma tendência em utilizar aproteção de distância associada a um ajuste adaptativo para solucionar problemas ocasionadospela conexão de GDs a rede de distribuição.

A depender do porte da geração distribuída o produtor poderá ter o acesso através deum alimentador expresso, que, embora mais caro, apresenta menos problemas relacionadosa proteção, pois, o mesmo será projetado especificamente para isso. Os maiores problemasquanto à GD se dão quando a mesma é conectada a um alimentador já existente, pois, aproteção deste não foi projetada considerando as contribuições que a GD daria no momentode falta. Entre os impactos mais relevantes causados pela GD na proteção dos sistemas daconcessionária, destacam-se:

• Distorções nas formas de onda, causadas pela comutação dos dispositivos eletrônicos queconectam a geração à rede, causando ruídos na rede elétrica, além dos efeitos causadosaos transformadores, como aumento das perdas no cobre e ferro e necessidade maior deisolamento devido às sobretensões.

• Ilhamento, onde a GD continua a alimentar a falta mesmo quando há o seccionamentoda área afetada pela falta, ou até mesmo, quando há o desejo de fazer manutenção narede, podendo causar danos aos consumidores e ao pessoal técnico encarregado da linha.

• Mudança na corrente de curto, onde a GD contribui para a falta, o que pode causar umainadequação na habilidade de secionamento dos dispositivos de proteção por terem osníveis de corrente alterados, alterando em conjunto e as zonas de proteção.

• Redução do alcance dos relés de distância, fazendo com que o sistema permaneça emfalta por causa da ação retardada do esquema de proteção de distância.

Capítulo 6. Considerações finais 60

• Mudança no sentido da corrente, e com isso, causando cegueira na proteção, disparossolidários e mudança no fluxo de carga do sistema.

A conexão de GD à rede distribuição, portanto, torna necessária a reformulaçãodos esquemas de proteção, levando em consideração a mesma, afim de assegurar que aproteção existente seja capaz de eliminar a falta quando necessário, ou ainda, averiguar se háa necessidade uma proteção adicional, caso a rede seja protegida apenas por dispositivos desobrecorrente, visto que este é o esquema que mais sofre com a adição da GD. Alguns pontosque podem ser estudados como forma de aprofundar o estudo realizado são:

• Estudos mediante a penetração das unidades de GD, a fim de determinar qual a quantidadede impacto causado pela geração distribuída;

• O comportamento das proteções para os tipos específicos de GDs, pois, como mostradodurante esse levantamento da arte, cada tipo de GD afeta a rede de uma forma particular;

• Estudos de resolução de sincronismo causados por ilhamento, ou pela desconexão daGD a fim de eliminar uma falta, pois como foi visto, o religamento automático das GDsainda são problemáticos.

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