metodologia para avaliação do risco de ilhamento não intencional de geradores e

METODOLOGIA PARA AVALIAÇÃO DO RISCO DE ILHAMENTO NÃO INTENCIONAL DE

GERADORES EÓLICOS DISTRIBUÍDOS

THIAGO C. VIEIRA, AHDA P. G. PAVANI, JULIO C. TEIXEIRA, RICARDO C. DOS SANTOS, VINICIOS P. SUPPIONI

Centro de Engenharia, Modelagem e Ciências Sociais Aplicadas, Universidade Federal do ABC

Av. dos Estados, 5001. Bairro Bangu. Santo André - SP - Brasil . CEP: 09210-580

E-mails: [email protected], [email protected],

[email protected], [email protected],

[email protected]

Abstract This paper presents a methodology to evaluate the risk of occurrence of non-intentional islanding due to the failure of the protection of distributed wind generators. The wind generators considered in this paper are composed of squirrel cage in-

duction generators and the anti-islanding protection system is based on under/over voltage and under/over frequency relays.

These relays are considered the most efficient method for anti-islanding protection. However, for some operation conditions these relays can fail. A methodology based on the distribution network feeder load curves and on the wind speed profiles is pro-

posed to calculate the risk index of non-intentional islanding. The methodology is used in a test system and the results can be

used to decide if a backup anti-islanding protection system should be used.

Keywords wind power, distributed generation, distribution networks, protection, islanding.

Resumo Este trabalho apresenta uma metodologia para avaliar o risco da ocorrência de ilhamento não intencional devido à fa-

lha da proteção dos geradores eólicos distribuídos. Os geradores eólicos considerados neste trabalho são compostos de geradores de indução com rotor tipo gaiola de esquilo e o sistema de proteção anti-ilhamento é baseado em relés de sub/sobretensão e

sub/sobrefrequência. Estes relés são considerados o método mais eficiente para a proteção anti-ilhamento. No entanto, para al-

gumas condições de operação estes relés podem falhar. Propõe-se uma metodologia baseada nas curvas de carga de alimentado-res da rede de distribuição e nos perfis de velocidade de vento para calcular o índice de risco de ilhamento não intencional. A me-

todologia é utilizada em um sistema de teste e os resultados podem ser utilizados para decidir se um sistema de proteção anti-

ilhamento de backup deve ser utilizado.

Palavras-chave Energia eólica, geração distribuída, redes de distribuição, proteção, ilhamento.

1 Introdução

A diversificação da matriz energética é uma ne-

cessidade em muitos países para garantir a disponibi-

lidade de energia elétrica. Esta necessidade associada

com outros fatores como a busca por fontes de ener-

gia renováveis e menos poluentes, reestruturação da

indústria de energia elétrica para atender as novas

demandas do mercado e avanços tecnológicos na

geração de energia a partir de fontes alternativas são

responsáveis por um crescimento considerável do

número de geradores de pequeno e médio porte co-

nectados diretamente na rede de distribuição, deno-

minados genericamente de geradores distribuídos

(El-Ela et al., 2010).

Dentre as tecnologias exploradas na geração dis-

tribuída, a geração eólica apresenta os maiores avan-

ços. Segundo a Associação Mundial de Energia Eóli-

ca (WWEA – World Wind Energy Association),

atualmente a capacidade instalada de energia eólica

em nível mundial atende aproximadamente 3,5% da

demanda de energia elétrica do mundo (El-Khattam

et al., 2011; The World Wind Energy Association,

2013).

A instalação de geradores distribuídos proveni-

entes de diversas fontes, como a eólica, deve atender

uma série de requisitos técnicos relacionados à ope-

ração e proteção com o objetivo de manter a segu-

rança e a confiabilidade da rede de distribuição

(Electricity Association Standard G75/1, 1996; IEEE

Standard P1547, 2003). Dentre estes requisitos técni-

cos, está a detecção e posterior desconexão do gera-

dor distribuído nos casos de operação ilhada. A ope-

ração ilhada ocorre quando parte da rede de distribui-

ção, eletricamente isolada da fonte de energia princi-

pal (subestação), continua sendo energizada por um

ou mais geradores distribuídos. A formação de ilhas

na rede de distribuição pode ocorrer tanto pela aber-

tura de disjuntores para operações de manutenção

quanto por falhas que promovam a abertura automá-

tica dos disjuntores. Nestas condições, a existência

de um gerador distribuído em operação nesta ilha

pode gerar problemas como: violação dos limites

aceitáveis de tensão, frequência e distorção harmôni-

ca; possibilidade de não detecção de falhas por causa

da baixa capacidade de curto-circuito do gerador

distribuído; falta de sincronismo entre o gerador e a

rede no instante de reenergização e risco a segurança

do pessoal de manutenção e dos consumidores pelo

contato com condutores que permanecem energiza-

dos após a perda do suprimento da concessionária

(Brundlinger e Bletterie, 2005; El-Khattam et al.,

2011).

Várias técnicas de proteção anti-ilhamento de

geradores distribuídos são encontradas na literatura

aplicadas a diferentes tecnologias como geradores

síncronos (Salles et al., 2012), geradores conectados

via inversores (Rani et al., 2013; Velasco et al.,

2011) e aerogeradores (El-Khattam et al., 2011;

Karegar e Sobhani, 2012). A divisão destas técnicas

pode ser feita em três grupos: técnicas remotas, téc-

nicas locais passivas e técnicas locais ativas (Reigosa

et al., 2012). As técnicas remotas são caracterizadas

Anais do XX Congresso Brasileiro de Automática Belo Horizonte, MG, 20 a 24 de Setembro de 2014

3900

pela necessidade de um sistema de comunicação

entre a rede e o gerador distribuído, não sendo muito

usual em função do seu alto custo (Heidari et al.,

2013). Já as técnicas locais ativas se baseiam na

avaliação do comportamento da rede após a inserção

de pequenas perturbações e são mais indicadas para

geradores conectados à rede via inversores (El-

Khattam et al., 2011). As técnicas locais passivas são

consideradas a primeira opção entre as técnicas de

proteção anti-ilhamento, pois utilizam dispositivos

como os relés de sub/sobretensão e

sub/sobrefrequência, ou simplesmente relés de tensão

e frequência, que são facilmente obtidos no mercado

a um baixo custo. Porém, a proteção utilizando estes

dispositivos pode apresentar falhas quando as dife-

renças entre geração e demanda são pequenas, visto

que nessas condições a variação dos valores de ten-

são e frequência pode não ser suficiente para violar

os limites pré-ajustados nos relés de proteção

(Reigosa et al., 2012). Desta forma, existe um risco

de não detecção do ilhamento. Esta falha é

tecnicamente denominada ilhamento não intencional.

A atuação dos relés de tensão e frequência usa-

dos na proteção anti-ilhamento depende da condição

de balanço de potência ativa e reativa gerada e con-

sumida pela ilha formada. Caso o sistema ilhado

esteja em equilíbrio, as variações de tensão e fre-

quência podem ser insuficientes para a atuação destes

relés. Desta forma, o risco de ilhamento não intenci-

onal pode ser avaliado pela probabilidade do subsis-

tema ilhado operar em uma condição de equilíbrio.

Neste trabalho será apresentado uma metodologia

para avaliação do risco de ilhamento não intencional

de geradores eólicos distribuídos.

Na literatura, é possível encontrar métodos para

o cálculo do risco de ilhamento não intencional de

sistemas fotovoltaicos (Verhoeven e B. V.

Nederland, 2002; Brundlinger e Bletterie, 2005;

Ranade et al., 2007) e geradores síncronos (Salles et

al., 2012). Nestes trabalhos, o risco de não detectar o

ilhamento é avaliado considerando os patamares de

geração e carga dos subsistemas ilhados que podem

ser formados. Os patamares de carga de um alimen-

tador podem ser estimados utilizando modelos base-

ados em campanhas de medição (Jardini, J. A. et al.,

2000). Estes modelos fornecem uma estimativa da

carga para os períodos do dia em função do perfil do

consumidor. Já os patamares de geração dependem

da disponibilidade da fonte primária de energia.

O método para geradores síncronos não pode ser

diretamente aplicado para geradores eólicos, pois

considera patamares de geração fixos ao longo do

dia, enquanto que para um gerador eólico, a geração

depende da variação da velocidade de vento.

Outra diferença relativa aos métodos existentes é

relativa ao formato das Zonas de Não-Detecção

(ZNDs). As ZNDs representam a região de desbalan-

ço de potência ativa x desbalanço de potência reativa

em que a proteção anti-ilhamento não opera. Os

métodos desenvolvidos para geradores síncronos e

sistemas fotovoltaicos consideram que as ZNDs

possuem formato retangular, o que não ocorre no

caso de geradores de indução com rotor tipo gaiola

de esquilo diretamente conectado a rede de distribui-

ção (Meira, 2010).

Neste contexto, este trabalho propõe um método

para avaliação do risco de ilhamento não-intencional

de aerogeradores empregando gerador de indução

com rotor tipo gaiola de esquilo. É considerado que o

gerador é conectado diretamente à rede de distribui-

ção utilizando relés de tensão e frequência no es-

quema de proteção anti-ilhamento.

2 Metodologia

Como já mencionado, os relés de tensão e fre-

quência podem apresentar falhas na detecção de

ilhamento para determinados valores de desbalanço

entre geração e demanda do subsistema ilhado. Os

valores de desbalanço em que a proteção não é capaz

de detectar o ilhamento são representados na ZND

(Vieira et al., 2011).

O índice de risco de ilhamento não-intencional

representa a probabilidade das condições operativas

do sistema estarem dentro da ZND. Este risco pode

ser estimado ao longo de um período com a seguinte

relação (Salles et al., 2012):

em que PND é a probabilidade de não detecção, ΔtPQ é

tempo total em que o sistema está desprotegido e T é

o tempo total do período de estudo.

Para ilustrar os fatores que influenciam na detec-

ção de ilhamento considera-se o sistema apresentado

na Figura 1. Como pode ser observado, há diversas

possibilidades de formação de ilha, de acordo com o

religador que opera. Para cada possibilidade de ilha

que pode ser formada, a atuação da proteção anti-

ilhamento dependerá do desbalanço de potência do

subsistema ilhado. Este desbalanço de potência por

sua vez depende do consumo e da geração. Assim,

dada uma ilha, a avaliação do risco de não detectar o

ilhamento pode ser realizada considerando o consu-

mo do alimentador e o patamar de geração.

Figura 1. Típica rede de distribuição.

Para um alimentador de uma rede de distribuição

é comum caracterizar a demanda por um perfil de

carga com uma variação em função do horário do

dia. Este perfil apresenta características diferentes de

acordo com o tipo de consumidor, residencial, co-

mercial ou industrial (Jardini et al., 2000). A geração

eólica pode também ser caracterizada por um perfil


3901

diário de variação da velocidade de vento

(Suomanlainen et al., 2012). Desta forma pode-se

utilizar um dia como um período para o cálculo da

probabilidade de ilhamento não-intencional.

Um exemplo de perfil diário de carga e de gera-

ção é apresentado na Figura 2, em que a potência

injetada pelo gerador eólico depende da velocidade

de vento. Com o uso desta figura, é possível obter

para diferentes instantes de tempo a potência gerada

e consumida e, com isso, calcular os desbalanços de

potência da ilha.

Figura 2. Perfis de potência gerada e carga.

Utilizando como período de interesse um dia, as

amostras de potência gerada e consumida podem ser

coletadas a cada quinze minutos. Este é um intervalo

aproximado definido em função que neste tempo as

variações de potência consumida e injetada não te-

nham sofrido variações bruscas, porém, caso sejam

verificadas grandes variações neste intervalo, é ne-

cessário diminui-lo.

Assim, para cada intervalo deve ser coletada a

potência injetada pelo gerador e a potência consumi-

da para o cálculo do desbalanço de potência. Com

este desbalanço verifica-se na ZND se a proteção é

capaz de atuar. Por exemplo, para os dois instantes

de tempo, t1 e t2, apresentados na Figura 2, os desba-

lanços de potência ativa são obtidos. Considerando-

se o perfil diário para potência reativa, os desbalan-

ços de potência reativa para os dois instantes de tem-

po também podem ser obtidos. Uma vez obtidos

estes desbalanços de potência, eles devem ser rebati-

dos na Figura 3 com o intuito de verificar a atuação

da proteção. Como se pode verificar, para o instante

t1 o desbalanço não é suficiente para a atuação da

proteção e para o instante t2 a proteção deve atuar

sem problemas.

Figura 3. Exemplo de ZND para gerador eólico.

Para o período total, o risco de ilhamento não in-

tencional pode ser obtido por meio da relação entre o

número de amostras dentro das ZNDs e o número

total de amostras ao longo do dia como proposto por

Ranade et al., (2007). Este índice de risco é definido

pela Equação 2.

100NZ

IRNT

(2)

Sendo,

NZ = número de amostras na ZND;

NT = número total de amostras analisadas.

De acordo com o método apresentado, é funda-

mental para a metodologia os perfis de carga e de

velocidade de vento e a ZND do gerador, os quais

são discutidos a seguir.

2.1 Perfil diário de geração

O perfil diário de potência injetada pelo gerador

eólico pode ser obtido utilizando-se o perfil diário de

velocidade de vento e a curva de potência do gerador.

A curva de potência relaciona a potência de saída do

gerador com a velocidade de vento e é fornecida pelo

fabricante do gerador.

O vento de uma região pode ser caracterizado

por um perfil diário devido às variações cíclicas de

velocidade de vento decorrentes de circulações locais

como as brisas terrestres e marítimas. Além disso,

características como configuração topográfica, rugo-

sidade e vegetação do terreno também influenciam

no comportamento diário do vento.

Este comportamento diário do vento apresenta

uma periodicidade. Esta periodicidade pode, por

exemplo, ser representada por uma função senoidal,

conforme proposto por (Skidmore e Tatarko, 1990).

Nesta representação a fase e a amplitude da função

senoidal devem ser ajustadas conforme base de dados

históricos disponíveis. Nesta proposta, no entanto,

não é levado em consideração que o comportamento

do vento ao longo do dia também está sujeito ao

período ou estação do ano. Uma metodologia que

pondera o período do ano para obter padrões típicos

de vento diário de uma região é proposta em

Suomanlainen et al., (2012). Neste trabalho é propos-

ta uma metodologia para obter padrões diários de

velocidade de vento utilizando análise estatística de

dados de medições. Como resultado é possível gerar

uma série sintética de velocidade de vento, que re-

presenta o perfil típico de vento diário de uma região

para um determinado período do ano. Tal metodolo-

gia é baseada de forma bastante resumida nos seguin-

tes passos (Suomanlainen et al., 2012):

O dias são agrupados em 5 categorias de acordo

com o período do dia com máxima disponibili-

dade energética. As seguintes categorias são de-

finidas: dias com máxima disponibilidade ener-

t1

t2

t1 t2 Tempo


3902

gética entre 0:00 e 6:00h, entre 6:00 e 12:00h,

entre 12:00 e 18:00 h e entre 18:00 e 24:00h e

dias sem grandes variações de disponibilidade

energética;

Para cada categoria de dia é construído um dia

típico com as velocidades médias horárias para

cada dia;

Utilizando a análise estatística é associada uma

probabilidade de ocorrência de cada categoria de

dia ao longo de um ano.

Desta forma, este procedimento resulta em perfis

diários típicos de velocidade de vento, aos quais é

associada uma probabilidade de ocorrência destes ao

longo do ano. Estes perfis podem ser utilizados com

a curva de potência do gerador para calcular um

perfil de geração típico diário.

Outros métodos também podem ser utilizados

para obter um perfil diário de velocidade de vento,

como o utilizado em (Lira et al., 2011). No entanto, o

método proposto por Suomanlainen et al. (2012) é

mais adequado por apresentar perfis diferentes,

mesmo que estes tenham baixa probabilidade de

ocorrência.

Uma vez obtido o perfil de injeção de potência

ativa do gerador a potência reativa é calculada

considerando-se a relação entre potência ativa e

reativa do gerador.

2.2 Curvas de carga

O consumo das cargas conectadas em um siste-

ma elétrico pode ser representado pelas curvas de

cargas diárias dos consumidores. A potência consu-

mida pelas cargas geralmente é obtida por meio de

medidas realizadas para cada consumidor individual

ou na subestação (Jardini et al., 2000; Espinoza et al.,

2005).

Em Jardini et al., (2000), as curvas de cargas são

representadas pelo valor médio de potência

consumida e o desvio padrão. Estas curvas são

classificadas em função do tipo de consumidores:

residencial, comercial ou industrial. Dessa forma,

clientes residenciais podem divididos em função da

faixa de consumo e os clientes comerciais e

industriais em função do tipo de atividade.

Estas curvas de carga podem ser agregadas para

calcular a potência demandada pelas cargas

conectadas a um subsistema ilhado no ponto de

conexão do gerador distribuído.

Neste trabalho, a demanda de potência reativa é

calculada considerando um fator de potência igual a

0,94 indutivo.

2.3 Zona de não-detecção

Em ilhas alimentadas com geradores síncronos

verifica-se uma forte relação entre desbalanços de

potência reativa e variações de tensão; e entre desba-

lanços de potência ativa e variações de frequência

(Júnior, 2006). No caso de geração eólica composta

por geradores de indução com rotor em gaiola de

esquilo não se verifica este desacoplamento (Meira et

al., 2009). Como consequência, para obtenção da

ZND é necessário realizar uma varredura de todos os

pontos de desbalanços de potência ativa e reativa.

O diagrama unifilar do sistema elétrico utilizado

nas simulações, Figura 4, foi adaptado do modelo

proposto por Meira (2010). Neste sistema elétrico, a

subestação foi modelada como uma fonte de alimen-

tação ideal em série com uma impedância de curto-

circuito. A carga trifásica simétrica foi modelada

com impedância constante, pois cargas com esta

característica apresentam maior risco de ocorrência

de ilhamento não intencional. Nas simulações, foi

utilizado o modelo de aerogerador empregando gera-

dor de indução com rotor tipo gaiola de esquilo dis-

ponível no SimPowerSystems do MATLAB.

Subestação

132kV

1500MVA

OLTC

132kV/33 kV

Δ-Yg

33kV/V4 kV

Yg-Δ

DJR L

1 2 3 4

GI

Figura 4. Sistema elétrico.

A tensão na barra 4 do sistema elétrico da Figura

4 é controlada por meio do ajuste de tap do transfor-

mador de comutação de tap sob carga OLTC (On-

Load Tap Changer) conectado entre as barras 1 e 2.

O objetivo desse controle é manter a tensão em regi-

me permanente entre 0,95p.u. e 1,05p.u. conforme

requerido nos Procedimentos de Distribuição

(PRODIST) da ANEEL (ANEEL, 2012).

Os relés de tensão e frequência foram modelados

para atender os ajustes estabelecidos na norma IEEE

Standard P1547 que trata da conexão de geradores

distribuídos em sistemas elétricos de potência. Estes

ajustes foram escolhidos para evitar a atuação da

proteção de sub/sobretensão e sub/sobrefrequência

em função de variações momentâneas de tensão e

frequência decorrentes de condições normais de

operação do sistema elétrico como, por exemplo, a

conexão/desconexão de geradores ou cargas na rede

de distribuição.

O modelo do relé de tensão, Figura 5, emprega o

cálculo da média móvel RMS da tensão fase-fase nos

terminais do gerador eólico. O valor eficaz da tensão

é comparado com os limites de tensão ajustados, se

algum desses limites for violado por um tempo maior

ou igual ao configurado nos temporizadores o sinal

de disparo é gerado.

Média

≥

RMS

1,2p.u.T = 0,16s

Sinal de (trip signal)

MóvelABV (t)

disparo<

0,5p.u.T = 0,16s

<1,2p.u.

T = 1s>

1,1p.u.

<0,88p.u.

T = 2s>

0,5p.u.

Figura 5. Relé de tensão.


3903

O modelo do relé de frequência emprega o com-

ponente sintetizador de frequências PLL (phase

locked loop) disponível no SimPowerSystems do

MATLAB para medir a frequência da tensão nos

terminais do gerador eólico. O sinal de disparo é

gerado quando a frequência se mantém acima de

60,5Hz ou abaixo de 59,3Hz por um tempo maior ou

igual a 160ms como mostra a Figura 6.

PLL

f(Hz)VabcV(t) (trip signal)

Sinal de disparo >60.5Hz

T = 0,16s

59.3Hz>

Figura 6. Relé de frequência.

O ilhamento do gerador eólico distribuído ocorre

com a abertura do disjuntor DJ, Figura 4, quando o

sistema elétrico está operando em regime permanen-

te. Para obter as ZNDs, a velocidade de vento na

entrada da turbina eólica é mantida constante e várias

simulações são realizadas variando-se a carga conec-

tada ao subsistema ilhado de forma a percorrer o

espaço de desbalanço de potência ativa versus desba-

lanço de potência reativa (ΔP x ΔQ). As ZNDs foram

obtidas para velocidades de vento entre 6m/s e 20m/s

com uma resolução de 1m/s e considerando um tem-

po máximo de detecção do ilhamento igual a 500ms.

Para facilitar a análise das ZNDs foi utilizado o algo-

ritmo α-shapes para criar gráficos com as envoltórias

das ZNDs como proposto por Meira (2010).

2.4 Procedimentos para uso da metodologia

Os passos apresentados a seguir sumarizam os

procedimentos necessários para o cálculo do risco de

ilhamento não-intencional:

Passo 1: obter os perfis diários típicos de veloci-

dade de vento utilizando dados de medições de

vento da região, conforme descrito em

(Suomanlainen et al., 2012);

Passo 2: calcular o perfil diário de potência ativa

e reativa do gerador eólico utilizando os perfis

típicos de velocidade de vento e a curva de po-

tência;

Passo 3: identificar os possíveis pontos de for-

mação de ilha no sistema elétrico;

Passo 4: obter as curvas de carga para cada pos-

sível ilha;

Passo 5: simular a ZND de acordo com os ajus-

tes do(s) relé(s) de proteção antiilhamento dis-

poníveis para o gerador;

Passo 6: comparar se os desbalanços entre gera-

ção e carga estão dentro ou fora da ZND;

Passo 7: calcular o índice de risco de ilhamento

não intencional.

3 Aplicação do método

Nesta seção são apresentados os resultados para

três estudos de caso nos quais foi calculado o risco

de ilhamento não intencional. O primeiro estudo de

caso considera o perfil de velocidade de vento, a

potência gerada pelo gerador eólico e a curva de

carga de consumidores residenciais ilustrados na

Figura 7. A velocidade de vento e a potência são

expressas em valores p.u. tomando como valores de

base a velocidade nominal de operação do aerogera-

dor, 9m.s-1

, e a potência nominal do gerador eólico,

9MW.

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.5

1

1.5

Tempo (h)A

mplit

ude (

p.u

.)

Velocidade do vento

Potência gerada

Carga

Figura 7. Perfis diários de velocidade de vento, potência ativa gerada e curvas de carga típica de consumidores residenciais.

A Figura 8 mostra os valores de desbalanço de

potência calculados em intervalos de 15 minutos

rebatidos nas ZNDs. O risco de ilhamento não inten-

cional é avaliado verificando se os valores de desba-

lanço de potência estão dentro das ZNDs. Neste caso,

quando a velocidade de vento em um dado instante

está entre 5,5 e 6,5m.s-1

são utilizadas as zonas de

6m.s-1

, velocidades entre 7,5 e 8,5m.s-1

as zonas de

8m.s-1

e assim sucessivamente.

(a) Zona de 7m.s-1 (b) Zona de 8m.s-1

(c) Zona de 9m.s-1 (d) Zona de 10m.s-1

(e) Zona de 11m.s-1

Figura 8. Análise do número de amostras nas ZNDs dos relés de tensão para consumidores residenciais.


3904

Observa-se na Figura 8 que embora exista um

equilíbrio entre a potência ativa fornecida pelo gera-

dor eólico e consumida no subsistema ilhado entre

10hs e 12hs, período em que a velocidade de vento

está entre 7m.s-1

e 8m.s-1

, não existe o risco de ilha-

mento não intencional neste horário por causa do

excesso de potência reativa. Este excesso de potência

reativa pode ser explicado através da curva que rela-

ciona potência reativa e potência ativa de saída do

gerador de indução, Figura 9. Nota-se nesta curva

que quando a potência ativa fornecida pelo gerador

de indução é reduzida, como observado no intervalo

de 10hs às 12hs, o consumo de potência reativa do

gerador de indução também é reduzido resultando no

excesso de potência reativa no subsistema ilhado.

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1-0.6

-0.5

-0.4

-0.3

-0.2

Potência ativa (p.u.)

Po

tên

cia

re

ativa

(p

.u.)

Figura 9. Curva de potência reativa versus potência ativa de saída do gerador de indução.

As ZNDs obtidas pelo emprego de relés de fre-

quência no esquema de proteção anti-ilhamento e a

localização das amostras no plano ΔP x ΔQ são ilus-

trados na Figura 10. Para velocidades de vento acima

da velocidade nominal do gerador eólico as ZNDs

possuem uma área significativamente menor que

para velocidades de vento abaixo da velocidade no-

minal. Neste caso, apenas uma amostra está na ZND.



(e) Zona de 11m.s-1

Figura 10. Análise do número de amostras nas ZNDs dos relés de

frequência para consumidores residenciais.

O número de amostras na ZND e o índice de ris-

co de ilhamento não intencional utilizando os relés

de tensão e frequência na proteção anti-ilhamento

estão na Tabela 1.

Tabela 1: Risco de ilhamento não intencional para consumidores

residenciais.

Relé Amostras na ZND IR

Sub/sobretensão 21 22%

Sub/sobrefrequência 1 1%

Comparando o percentual da tabela, os relés de

frequência são mais eficazes na proteção anti-

ilhamento quando comparado aos relés de tensão.

No segundo estudo de caso foi utilizado o perfil

de carga típico de um consumidor comercial ilustra-

do na Figura 11. Neste caso, são observados déficits

de potência ativa entre 7hs e 19hs e excesso de po-

tência ativa nas demais horas do dia.

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

1

2

3

4

Tempo (h)

Am

plit

ude (

p.u

.)

Velocidade do vento

Potência geradaCarga

Figura 11. Perfis diários de velocidade de vento, potência ativa gerada e curvas de carga típica de consumidores comerciais.

Nestas condições de operação, em função do

grande valor de desbalanço de potência na maior

parte do dia não existe risco de ilhamento quando é

empregado relé de frequência na proteção anti-

ilhamento (Tabela 2).


comerciais.




No caso dos relés de tensão, a operação ilhada

do gerador eólico distribuído não é detectada em

tempo hábil aproximadamente às 8hs e às 19hs em

função do equilíbrio entre a potência gerada e con-

sumida nestes horários. Este fato pode ser visualiza-

do melhor na Figura 12 que apresenta as ZNDs e a

curva de desbalanço de potência em função da velo-

cidade de vento em cada instante de tempo.


3905

Figura 12. Períodos nos quais o gerador eólico se mantém dentro das ZNDs.

No que se refere ao terceiro estudo de caso, foi

analisado o risco de ilhamento não intencional do

gerador eólico considerando a curva de carga de um

consumidor industrial ilustrado na Figura 13.

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.5

1

1.5

Tempo (h)

Am

plit

ude (

p.u

.)

Velocidade do vento

Potência geradaCarga

Figura 13. Perfis diários de velocidade de vento, potência ativa

gerada e curvas de carga típica de consumidores industriais.

Nessas condições, devido às características do

perfil de velocidade de vento e do perfil de carga,

existem amostras em todas as ZNDs para as diferen-

tes velocidades de vento analisadas, Figura 14.



(e) Zona de 11m.s-1

Figura 14. Análise do número de amostras nas ZNDs dos relés de

tensão para consumidores industriais.

No caso do emprego de relés de frequência na

proteção anti-ilhamento, o maior risco de ilhamento

não intencional ocorre para velocidades de vento

igual a 9m.s-1

, Figura 15. Este fato pode ser justifica-

do pelo equilíbrio entre a potência gerada e consumi-

da pelas cargas às 13:00hs. Neste horário, a veloci-

dade do vento é aproximadamente 9m.s-1

.



(e) Zona de 11m.s-1

Figura 15. Análise do número de amostras nas ZND dos relés de

frequência para consumidores industriais.

Na Tabela 3 estão os valores do índice de risco

de ilhamento tanto para os relés de tensão quanto

para os relés de frequência. Assim como observado

nos outros casos os relés de frequência são mais

eficazes na proteção anti-ilhamento devido princi-

palmente possuírem ZNDs pequenas para velocida-

des de vento altas.


industriais.




4 Conclusão

O risco de ilhamento não intencional é fortemen-

te influenciado pelas características das curvas de

cargas conectadas ao subsistema ilhado.

O método proposto possibilita determinar as ve-

locidades de vento e os períodos do dia para os quais

o risco de ilhamento não intencional é maior.


3906

Permite determinar se o esquema de proteção an-

ti-ilhamento que emprega relés de tensão e frequên-

cia são adequados para o sistema elétrico.

Este método é adequado para sistemas elétricos

de grande porte, pois possibilita a análise do risco de

ilhamento considerando diversas condições de carga.

Agradecimentos

Os autores agradecem à Fundação Universidade

Federal do ABC pelo apoio técnico e financeiro.

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