Geração Distribuída (Energia Eólica): Impacto Sobre o Sistema de Proteção das Redes Distribuição de Energia Elétrica.

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1 Geração Distribuída (Energia Eólica): Impacto Sobre o Sistema de Proteção das Redes Distribuição de Energia Elétrica. Denys Lellys Giordane Silveira Paulo Simões Ubiratan A. Carmo ALSTOM COELCE CHESF CHESF denys.lellys@alstom.com giordane@coelce.com.br psimoes@chesf.gov.br uacarmo@chesf.gov.br PALAVRAS-CHAVE : Curto-circuito, Eólica, Gerador, Relé, Tecnologia RESUMO Este artigo técnico tem como objetivo apresentar o impacto causado pelos geradores eólicos, com as diferentes tecnologias construtivas existentes no mercado (dupla alimentação, gaiola de esquilo e gerador síncrono) sobre o sistema de proteção das redes de distribuição, em especial no litoral do Nordeste, nos estados do Rio Grande do Norte e Ceará, área de concessão da COSERN e COELCE respectivamente, com alto grau de penetração da geração eólicas nestas áreas. O artigo apresentará ainda sugestões e recomendações de como proteger as redes de distribuição com o crescimento da geração distribuída (GD) através de parques eólicos no país. Um dos pontos mais críticos tem sido a desconexão ou perda da rede que exige a separação entre o parque eólico e a rede de distribuição, fenômeno conhecido como ilhamento. Também será apresentada uma nova técnica para monitoração das condições dinâmicas da temperatura do condutor e das condições ambientais para maximizar a potência de transmissão do parque eólico. 1. INTRODUÇÃO Cerca de 90% de toda energia comercializada nos leilões de energia eólica de 2009 e 2010 promovidos pela ANEEL já foi instalada ou está em processo de instalação na faixa litorânea do Nordeste devido à grande abundância de ventos nestas regiões para geração de energia através desta fonte alternativa. A entrada em operação deste volume de energia, distribuída em diversos pontos da rede destas empresas, conhecida pelo nome de geração distribuída (GD), vai demandar um reforço na rede de distribuição para escoar toda esta energia gerada, além de impactar na necessidade de estudos de adequações dos sistemas de proteção, atualmente em operação, devido às diversas tecnologias de geradores eólicos atualmente existentes no mercado. Tradicionalmente, nunca foi prática comum conectar a geração diretamente a rede de distribuição e em especial, distribuída em vários pontos da rede, ou seja, uma mudança do modelo tradicional onde o ponto de entrega da energia ocorria em ponto(s) determinado(s) da rede. É por esta razão que as distribuidoras estão diante de novos desafios, em especial a área de proteção destas empresas. Neste contexto, para compreensão e análise do tema, serão apresentados a seguir o estado da arte da tecnologia dos principais geradores eólicos existentes no mercado e o comportamento destes equipamentos sob condições de curto-circuito e o impacto sobre os sistemas de proteção da rede de distribuição em operação. A partir do conhecimento do comportamento dinâmico destes equipamentos, será feito uma análise de qual é a aplicação mais adequada no tocante aos sistemas de proteção, considerando aplicação de

2 proteção de distância (21), diferencial de linha (87L) ou sobrecorrente (50/51, 67/67N), visando garantir segurança e proteção para toda a rede de distribuição. Um ponto crítico tem sido a perda da rede que exige a detecção e separação entre a instalação geradora eólica e a rede, fenômeno conhecido como ilhamento (LOM loss of mains). A análise destes cenários terá como resultado prático diretrizes para as empresas distribuidoras orientarem os empreendedores de geração de energia eólica no tocante à correta aplicação de equipamentos de proteção visando à segurança da rede de distribuição e de seus parques eólicos. 2.0 MODELOS DE GERADORES EÓLICOS Os gráficos abaixo apresentam os modelos de geradores eólicos sob condição de curto circuito trifásico nos terminais do gerador: FIGURA 1 Comportamento dos geradores eólicos Tomando como base a curva de cada tipo de gerador eólico mostrado da figura 1, é apresentado a seguir análise do comportamento transitório durante o curto circuito: Gerador eólico de indução tipo dupla alimentação: De acordo com a figura 1 ( doubly fed induction generator ) a resposta transitória do gerador eólico de indução de dupla alimentação é o rápido decaimento da corrente de curto (4 ~ 6 x Ir - corrente operativa) para o valor de regime (Iss) equivalente a 1 a 1,5 da corrente operativa em 40ms. Após este tempo, o gerador comporta-se como uma fonte ideal de corrente que supre corrente balanceada trifásica continuamente com valor 1 ~ 1,5.Ir. Gerador eólico de indução clássico tipo gaiola de esquilo: Conforme a figura 1 ( squirrel cage induction generator ) a resposta transitória do gerador eólico tipo gaiola de esquilo é o decaimento da corrente de curto (4 ~ 6 x Ir) para uma corrente praticamente nula em até 300 a 400ms a partir do instante inicial do curto.

3 Este tipo de gerador normalmente é conectado diretamente a rede e considerando a legislação atual não é permitido este tipo de conexão no Brasil, além do que, este tipo de gerador não se comporta como uma fonte ideal de corrente. Gerador eólico síncrono tipo full converter: De acordo com a figura 1 ( full converter generator ) ocorre uma elevação da corrente de pré-falta para uma corrente de curto em regime (Iss), limitada ao valor de 1 a 1,5 a corrente nominal (Ir) do gerador, após 40 ms do instante inicial do curto. O gerador eólico tipo full converter é capaz de manter a corrente de curto mínima em regime com a tensão de curto na ordem de 25% da tensão nominal do sistema. 3. SISTEMA DE PROTEÇÃO IMPACTO E RECOMENDAÇÕES Os sistemas de proteção tradicionais foram projetados e instalados para o modelo de suprimento a partir de um ponto de entrega bem determinado, em geral uma subestação de alta tensão abaixadora, cuja proteção da rede de distribuição tomava como base o fato de que a corrente de falta era suprida a partir de uma fonte fixa e direção bem determinada (sistema radial). Com o rápido crescimento e instalação da geração eólica, distribuída em diversos pontos da rede, a topologia da rede de distribuição mudou e evoluiu para um sistema em anel com contribuição de corrente de várias direções e estudos detalhados de aplicação e ajustes são necessários para evitar problemas potenciais de atuação indesejada e/ou falta de coordenação da proteção. 3.1 Ilhamento ou Loss of Main (LOM) Um ponto crítico para a proteção é a perda da rede que exige a separação entre a instalação geradora e a rede de distribuição, fenômeno conhecido como ilhamento (LOM loss of mains). Neste caso, é recomendado a aplicação das seguintes regras para os produtores de energia eólica: A geração eólica deve ser desconectada da rede no caso de anormalidade na tensão ou freqüência (uma nova técnica foi proposta no artigo de referência 1 baseada na medição do ângulo de fase acumulado em substituição a tradicional detecção por taxa de variação da freqüência e/ou deslocamento vetorial, pois foi verificado problemas de sensibilidade e disparo indevido com estes métodos, devido a faltas em outras partes da rede); Se ocorrer falta em uma ou mais fases da rede, todos os geradores eólicos devem ser desligados rapidamente; Se o religamento automático for aplicado, os geradores devem ser desconectados bem antes para dar tempo suficiente à extinção do arco secundário e garantir o sucesso do religamento. 3.2 Desempenho das proteções De acordo com os modelos de geradores eólicos apresentados no item 2 e o comportamento transitório durante o curto circuito, constata-se que o baixo valor de curto circuito, pode ter impacto sob os sistemas de proteção das redes de distribuição em operação. Os modernos relés de distância (ANSI 21) requerem valor mínimo de corrente para operarem e podese afirmar que geradores de dupla alimentação e gaiola de esquilo permitem a operação correta da zona 1 (instantânea) devido ao alto valor da corrente no instante inicial, entretanto, para geradores tipo full converter este valor pode não ser suficiente e a proteção não operar.

4 Por outro lado, para qualquer tipo de gerador, dentre os modelos do item 2, pode-se afirmar que os relés diferenciais de linha (ANSI 87L) protegem e operam corretamente, embora cuidados adicionais devem ser tomados no cálculo dos ajustes da unidade diferencial. Para geradores tipo dupla alimentação e full converter, pode-se afirmar que sistemas de proteção através de relés de sobrecorrente (ANSI 50/51) não são adequados devido a baixa contribuição de corrente de curto-circuito (Iss = 1 a 1,5 x Ir) após 40ms do instante inicial do curto. Para geradores tipo gaiola de esquilo, embora a corrente se mantenha por 300 a 400ms, provavelmente ocorrerá a partida e depois o reset e o relé não irá operar. 4. RELATO DE CASO EXPERIÊNCIA DA COELCE Até bem recente o sistema de distribuição da Coelce tinha configuração predominantemente radial, ou seja, o fluxo de potência era unidirecional da fonte para carga, com algumas exceções de circuitos duplos e triplos. Para esta realidade de configuração o estudo de graduação do sistema de proteção era algo relativamente simples. Atualmente existem nove parques de geração eólica conectados à rede de distribuição de 69 kv da Coelce, com potência total instalada da ordem de 200 MVA. Neste novo cenário, o estudo de graduação do sistema de proteção tornou-se bem mais complexo, pois para esta configuração, com nove pontos de geração distribuídos de forma difusa no sistema elétrico de potência, no estudo de graduação devem ser considerados, para cada contingência estudada, os fluxos multi-direcionais das correntes de contribuição de seqüência positiva e seqüência negativa produzidos por esses sistemas de geração. Como exemplo da influência do sistema de geração eólica no comportamento do sistema de proteção, pode-se citar um caso estudado e comprovado através de registros oscilográficos (figura 3) onde podemos observar a contribuição de correntes de curto-circuito oriundas da usina de geração eólica de Canoa Quebrada conectada ao barramento de 69 kv da subestação de Itaiçaba, e da usina de geração eólica Parajuru esta conectada ao barramento de 69 kv da subestação de Aracati, em que foi necessário alterar ajustes associados à proteção direcional de fase (67) para garantir a coordenação do sistema em anel Russas II / Itaiçaba/ Aracati/ Jaguaruana/ Russas II, após a ocorrência que é citada a seguir: Houve uma falta na linha 02J4 RSD/JGA (figura 2) bem próximo a SED de RSD, neste momento, atuaram as proteções de distância (21) do relé associado ao disjuntor 12J4 em RSD em primeira zona com tempo de 50ms e a proteção direcional instantânea de fase 67F, associada ao disjuntor 12J4 da SED JGA. Até este momento o sistema de proteção operou corretamente, isolando a linha sob falta. Para verificar se o defeito não era permanente nesta linha a operação da Coelce manteve aberto o disjuntor 12J4 na SED JGA e solicitou o fechamento do disjuntor 12J4 na SED RSD para teste da linha em vazio, neste momento houve novamente atuação da proteção de distância (21) zona 1 em RSD e a atuação da proteção direcional (67F) instantânea do relé associado ao disjuntor 12J2 na SED ITC, desligando as SE s: ART, ITC FZB, ICP além de retirar do sistema as Eólicas ECQ e EPJ. Como se pode observar as duas eólicas injetaram correntes de contribuição de falta (sequência positiva e negativa) através da LDAT 02J2 RSD/ITC e do barramento de 69kV da SE RSD com valores que sensibilizaram o relé de função direcional instantânea (67F) do relé associado ao disjuntor 12J2 na SED ITC. Como solução, para este caso de falta de coordenação citado, foram bloqueadas as proteções direcionais instantâneas de fase associadas aos disjuntores 12J2 em ITC e 12J4 em JGA que eram utilizados para coordenarem com os reles direcionais 12M1 e 12M2 em ART, efetuando-se a coordenação desses equipamentos com os direcionais de tempo inverso.

5 FIGURA 2 Rede em anel RSD/ITC/JGA/ART/RSD FIGURA 3 Oscilografia das correntes de contribuição no 12J2 ITC 5. DLR - DYNAMIC LINE RATING Uma nova técnica utilizada para maximizar a utilização das plantas eólicas é o DLR ( dynamic line rating ) - ajuste dinâmico de linha. Esta técnica é baseada em um princípio de análise e medição de grandezas dinâmicas em tempo real, monitorando as condições de temperatura ambiente, velocidade e a direção dos ventos, e radiação solar, fornecendo informações valiosas para permitir tanto a proteção adaptativa da linha de interconexão, como um despacho otimizado (máximo) de potência para aquele momento. Normalmente, as concessionárias de energia utilizam parâmetros fixos (relação de temperatura ambiente inverno/verão, velocidade e direção dos ventos máxima e mínima, etc.) para limitar a capacidade de geração e transmissão. Esses parâmetros, porém, são de natureza bem conservativa, pois utilizam condições extremas do sistema para assegurar que a capacidade da linha não seja extrapolada, o que poderia causar o efeito sagging (flecha), em que a distância segura entre o condutor e o chão é desrespeitada, colocando a população em risco. A figura 4 ilustra a condição em que o condutor foi sobrecarregado e sua distância em relação ao chão desrespeitada.

6 FIGURA 4: Efeito sagging O DLR se baseia na equação de equilíbrio de calor (equação 1), para determinar a temperatura real do condutor e assegurar que o limite máximo de curvatura da linha seja respeitado devido a condição real de carga e condições ambientais. P J P P P P P P Equação (1) M S i C R w Em que: P J = Aquecimento Joule devido ao fluxo de corrente P M = Aquecimento magnético P S = Aquecimento solar P i = Aquecimento devido ao efeito corona P C = Resfriamento convectivo P R = Resfriamento radiativo P W = Resfriamento por evaporação P M, P i e P W são descartados pois sua colaboração é mínima, resultando em (equação 2): P J P P P Equação (2) S C R Pela equação (2), pode-se notar que o aquecimento da linha devido ao fluxo de corrente e ao aquecimento solar são balanceados devido ao resfriamento do condutor devido ao vento (P C ) e a temperatura ambiente (P R ), isto é, o vento e a temperatura ambiente funcionam como resfriadores naturais da linha, contribuindo no aumento da ampacidade ou capacidade da mesma, como mostra a figura 5.

7 FIGURA 5: Efeito do vento e temperatura ambiente no aumento da ampacidade da linha Com isso, o monitoramento da máxima capacidade da linha é feito respeitando o máximo limite de curvatura da mesma (figura 6). FIGURA 6: DLR aplicado a uma linha para sua máxima utilização, respeitando o efeito sagging A técnica precisa de apenas um termômetro, um sensor para captação da direção e velocidade do vento e um sensor para detecção do nivel de radiação solar por linha, localizados próximos à mesma, para a obtenção em tempo real desses parâmetros. As informações são então alimentadas em tempo real a um relé de proteção digital que por sua vez utilizará esses valores, aliados a medição de corrente da linha, para calcular a ampacidade real da mesma de acordo com as normas do CIGRE 207 e IEEE 738. O relé possui até seis estágios ajustáveis para alarme ou trip. Tipicamente, ajustes entre 80% e 89% da capacidade da linha funcionam como alarme para a central remota de controle, onde decisões para a redução da geração podem ser tomadas. Ajustes entre 90-99% da capacidade da linha podem ser usados para o trip, isto é, desligamento de geradores eólicos para aliviar a carga nas linhas.

8 Dessa maneira, o uso do relé DLR possibilita a otimização da geração distribuída, especialmente, a do tipo eólica, em que o vento é fator decisivo não apenas na geração de energia, mas também no resfriamento das linhas. Um exemplo foi a instalação do DLR, modelo MiCOM P341 do fabricante ALSTOM Grid, nas linhas de Skegness-Boston, Inglaterra, compostas por três parques eólicos, dois offshore e um onshore. A concessionária de energia estipulou o limite de 433A como a capacidade máxima das linhas L1 e L2 no período do verão inglês e 501A durante o período de inverno. Estes são valores fixos e conservadores adotados, os quais levam em consideração o pior caso do sistema. As linhas, no entanto, poderiam funcionar na capacidade máxima de 700A se a monitoração em tempo real fosse adotada. Com o uso do relé DLR, a monitoração em tempo real mostrou que a técnica contribuiu com ganhos de cerca de 50% da capacidade das linhas, quando comparados aos valores fixos e conservadores em uso antes da aplicação da técnica. As figuras 9 e 10 mostram que em média, no verão, a capacidade possível das linhas era de 657.5A, e no inverno, 796.6A. Devido a outros componentes do circuito, como por exemplo, chaves secionadoras, cabos, etc., a capacidade máxima real das linhas era de 700A. Assim, no verão, o ganho real foi de cerca de 60%, e, no inverno, de 40%. O relé DLR possui ajustes para o limite máximo e mínimo a ser considerado para manter os requisitos máximos e mínimos de operação do sistema. Um estudo de viabilidade também foi conduzido para validar a solução quando comparada a outras técnicas possíveis, incluindo o reforço do sistema com a construção de novas linhas [6]. O resultado é apresentado na tabela 1. Solução Custo ( k) Libras Lucro ( M) Libras Aumento de energia (%) Retorno em 20 anos 10% dcf ( M)* Tabela 1: Estudo de viabilidade da técnica DLR Em que: * Baseado em /MWh. Fonte: S. Jupe, P. Taylor and C. Berry (2008). Solução 1: Desconexão da geração distribuída baseada em apenas um fator de ampacidade fixo para o ano todo. Solução 2: Desconexão da geração distribuída baseada em dois fatores de ampacidade fixos (um para o verão e um para o inverno). Solução 3: Desconexão da geração distribuída baseada em dois fatores de ampacidade fixos (um para o verão e um para o inverno) e gerenciamento de cargas ( load demand ). Solução 4: Desconexão da geração distribuída baseada em DLR.

9 Solução 5: Reforço do sistema com a construção de novas linhas. A solução 4, baseada no DLR, é 20 vezes mais barata que a solução 5 (construção de novas linhas) e, em 20 anos, o retorno monetário devido a maior conexão da geração distribuída também é maior. O estudo ainda considerou um valor bem conservador (10%) no aumento da capacidade das linhas quando a técnica de DLR é aplicada, quando na prática, aumentos de 50% foram provados possíveis. 6. CONCLUSÕES O artigo tem como resultado prático sugestões de como proteger as redes de distribuição com o crescimento da geração eólica na matriz energética. Para tal finalidade foi realizada a apresentação das diversas tecnologias dos geradores eólicos e o impacto sobre os sistemas de proteção das redes de distribuição como também relato de ocorrência recente no sistema da COELCE devido à alta penetração das fazendas eólicas já instaladas ou em processo de instalação no litoral da região do Ceará. Finalmente, foram apresentadas sugestões de como proteger as redes de distribuição com o crescimento da geração eólica bem como uma nova tecnologia através de IED de proteção, medição e controle para maximizar a capacidade de geração dos parques eólicos. 5. REFERÊNCIAS BIBIOGRÁFICAS [1] C. An, G. J. Lloyd, G. Millar - Smart Algorithms to accommodate generation distributed in the grid Bienal CIGRÉ 2012 ALSTOM Grid, Paris. [2] G. Molina, C. Lopez, I.De la Fuente, M.A Del Pino Impact on the power system protection of high penetration of wind farm technology Bienal CIGRÉ [3] MiCOM P54x Differential Current Protection ALSTOM Grid - Technical Manual P54x/EN M/B11. [4] - MiCOM P44x Distance Protection ALSTOM Grid Technical Manual P44x/EN/M/H85. [5] - H.T. Yip, C. An, G. J. Lloyd, M. Aten, R. Ferris and G. Hagan, 2010, Field experiences with dynamic line rating protection, PacWorld, Dublin. [6] - S. Jupe, P. Taylor and C. Berry, 2008, Assessing the value of active constrained connection managers for distribution networks, CIRED Seminar 2008: SmartGrids for Distribution, Frankfurt.