II. IMPACTO DA SUPORTABILIDADE DE GERADORES SÍNCRONOS

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1 1 Impactos da Suportabilidade de Geradores Síncronos Distribuídos a Afundamentos de Tensão na Proteção de Sobrecorrente e Anti-ilhamento Rafael S. Silva, Fernanda C. L. Trindade, Walmir Freitas Resumo--Este trabalho apresenta um estudo do impacto de geradores síncronos distribuídos nos sistemas de proteção de sobrecorrente e anti-ilhamento de redes de distribuição que operam com requisitos de suportabilidade a afundamentos de tensão. A operação desses geradores durante a ocorrência de uma falta pode alterar o nível de curto-circuito do sistema resultando na perda da coordenação da proteção de sobrecorrente. Portanto, uma parte do estudo foi dedicada à análise da coordenação dos dispositivos de proteção de sobrecorrente no sistema IEEE 34 barras. Outro fator importante, que pode resultar na instabilidade do sistema isolado, é a atuação automática dos religadores. Logo, investigou-se também o comportamento dos geradores quanto à estabilidade transitória para casos em que os geradores conectados ao sistema ilhado não são desconectados da rede e sofrem o impacto da atuação automática dos religadores. Palavras-chave--Curto-circuito, geração distribuída, proteção anti-ilhamento, proteção de sobrecorrente. A I. INTRODUÇÃO ocorrência de faltas nos sistemas elétricos resulta em afundamentos de tensão ao longo de toda a rede. Tal diminuição no módulo de tensão permanece até o instante em que a falta é eliminada por ser de natureza temporária ou pela atuação de dispositivos de proteção, que operam de forma a isolar o defeito e reduzir seus impactos no sistema. Quanto à operação dos geradores distribuídos mediante a ocorrência de falta e considerando limites de suportabilidade a afundamentos de tensão, pode-se requerer que (a) sejam desconectados temporariamente da rede e conectados após a recuperação do sistema; (b) permaneçam conectados ou (c) permaneçam conectados e forneçam suporte reativo para ajudar a manter o nível de tensão. Com o aumento do nível de penetração de geradores distribuídos nos sistemas de distribuição de energia elétrica, muitas empresas têm recomendado que os geradores permaneçam conectados mediante a ocorrência de afundamentos de tensão por um determinado período de tempo. Após esse período, a proteção anti-ilhamento deve atuar desconectando o gerador. No entanto, a suportabilidade Esse trabalho teve suporte financeiro da Conselho Nacional de Desenvolvimento Cientéifico e Tecnológico (CNPq). R. S. Silva, F. C. L. Trindade e W. Freitas pertencem ao Departamento de Sistemas de Energia Elétrica, Universidade de Campinas (UNICAMP), , Brasil ( s: {schin, fernanda, dos geradores distribuídos ao afundamento de tensão pode resultar na alteração do nível de curto-circuito [1], [2] e/ou na instabilidade do sistema [3]. Por conseguinte, estudos sobre o impacto da adoção de tal procedimento são necessários. Nesse contexto, o objetivo deste trabalho é realizar uma investigação sobre o impacto da suportabilidade dos geradores distribuídos aos afundamentos de tensão na coordenação da proteção de sobrecorrente e na estabilidade transitória nos casos em que os geradores ilhados não são desconectados da rede e sofrem os impactos diretos de religamentos automáticos. Este trabalho está dividido conforme descrito a seguir. Na próxima seção, os principais desafios resultantes da suportabilidade dos geradores distribuídos a afundamentos de tensão serão apresentados. A Seção 3 descreve a metodologia empregada. A Seção 4 e a Seção 5 mostram os estudos relacionados à proteção de sobrecorrente e à proteção antiilhamento, respectivamente. Na Seção 6, as conclusões obtidas são apresentadas. II. IMPACTO DA SUPORTABILIDADE DE GERADORES SÍNCRONOS A AFUNDAMENTOS DE TENSÃO Quando o gerador distribuído opera conectado à rede durante a ocorrência de um curto-circuito, dependendo da localização do defeito, é possível classificar os ramos do circuito conforme segue [4]: Ramos do tipo 1: Ramos cuja corrente elétrica circulante é de contribuição apenas dos geradores distribuídos ou da concessionária. Ramos do tipo 2: Ramos cuja corrente elétrica circulante é de contribuição dos geradores distribuídos e da concessionária em conjunto. Portanto, na presença de geradores distribuídos, a corrente de curto-circuito é maior devido ao aumento do nível de curtocircuito e os ajustes dos dispositivos de proteção de sobrecorrente devem ser parametrizados de forma que a coordenação da proteção seja eficaz. Contudo, caso o gerador distribuído não seja desconectado do sistema tão logo um ilhamento for detectado, o nível de curto-circuito que foi aumentado pela presença de geradores distribuídos, é diminuído devido à ausência da contribuição de corrente proveniente da concessionária no sistema isolado. Além disso, a rede sofrerá impactos diretos do religamento

2 2 automático dos religadores [3] podendo ocasionar a perda de estabilidade angular, dependendo da duração da falta. Isso ocorre porque no ilhamento o gerador perde o sincronismo com a rede e a tentativa de religamento causa perturbações no sistema ilhado. III. METODOLOGIA A metodologia empregada neste trabalho consiste em utilizar o sistema teste IEEE de 34 barras [5] modificado pela eliminação de ramos monofásicos e pela adição de geradores distribuídos e dispositivos de proteção de sobrecorrente, conforme proposto em [6] e [7] (Fig. 1). O circuito modificado será empregado nos estudos do impacto da alteração do nível de curto-circuito e do religamento automático na coordenação dos dispositivos de proteção de sobrecorrente e na estabilidade angular, respectivamente, em sistemas elétricos que possuem geradores distribuídos que operam sob regras de suportabilidade a afundamentos de tensão. Assim, considera-se que o gerador deve permanecer conectado ao sistema tanto durante a ocorrência de um curto-circuito quanto após a eliminação desta falta, respeitando os limites de afundamentos de tensão impostos pelos regulamentos [8]. Tal consideração equivale a assumir que os ajustes de proteção do gerador permitem atingir o limite de afundamento de tensão adotado. Esses estudos foram realizados em ambiente Simulink (SimPowerSystems) no Matlab e divididos em três partes: (a) estudo da coordenação da proteção de sobrecorrente para diferentes locais de ocorrência de curto-circuito na presença de geradores distribuídos; (b) estudo da coordenação da proteção de sobrecorrente para diferentes locais de ocorrência de curtocircuito durante operação ilhada; (c) análise dos impactos de religamentos automáticos na rede de distribuição. A análise da coordenação da proteção de sobrecorrente será auxiliada pela classificação dos ramos em ramos do tipo 1 e do tipo 2, conforme descrito na seção anterior. A. Rede IEEE-34 barras com Proteção de Sobrecorrente A modificação aplicada ao sistema IEEE 34 barras consiste na exclusão dos ramos monofásicos conforme sugerido por [9], e em acumular um terço das cargas destes ramos em cada uma das fases das barras finais dos ramos trifásicos a que estão conectadas. Ressalta-se que as cargas foram representadas como impedância constante. O sistema de proteção consiste basicamente de um religador de subestação (R) e sete fusíveis (F1 a F7) conectados no início de cada uma das ramificações originadas do alimentador principal e nos capacitores conectados às barras 844 e 846. A proteção de sobrecorrente do sistema consiste em um religador do tipo OYT, adequado para tensões de 24kV, e elos fusíveis do tipo K, sendo os fusíveis F1, F2, F3 e F6 especificado como 25K. Já os fusíveis F4, F5 do tipo 10K, e o fusível F7 do tipo 15K. O estudo de coordenação da proteção de sobrecorrente para a escolha desses dispositivos está apresentado no Apêndice A. No Apêndice B, maiores detalhes sobre cada dispositivo de proteção empregado podem ser encontrados. B. Geradores Dois geradores síncronos de 1MVA foram conectados à barra 862 do sistema sob estudo, cada um através de um transformador elevador de 1,5MVA. Os enrolamentos primário e secundário dos transformadores foram conectados em estrela com neutro aterrado (Y g :Y g ). Apesar de não ser esta a configuração normalmente utilizada em sistemas reais, o objetivo é proporcionar a maior contribuição possível de correntes de curto-circuito proveniente da planta de geradores distribuídos, permitindo estudar os piores cenários. Os parâmetros dos geradores podem ser verificados no Apêndice B. IV. ESTUDOS DE IMPACTOS NO SISTEMA DE PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE A análise do impacto no sistema de proteção de sobrecorrente foi baseada em curtos-circuitos trifásicos e monofásicos (fase A-terra). Em ambos os casos, utilizou-se uma resistência de curto-circuito de 0,001Ω, com o intuito de analisar as condições de falta mais severas. Os resultados apresentados na Tabela I mostram os valores de corrente de curto-circuito para o caso em que não há gerador distribuído conectado ao sistema teste adotado e para o caso em que os geradores são conectados à barra 862. Observa-se que a conexão dos geradores distribuídos na barra 862 causa o aumento das correntes de falta, sendo estes aumentos mais severos no caso de curtos-circuitos que ocorrem próximos à planta de geração distribuída. Cada valor de corrente apresentado representa os valores máximos de corrente de curto-circuito observados durante 100ms após o instante de aplicação de uma falta temporária de duração de duração de 500ms em algumas barras do sistema. A. Curtos-circuitos Trifásicos A Tabela II mostra o módulo da corrente que circula pelos dispositivos de proteção para o caso de faltas trifásicas conforme discutido no item A. Nesses resultados, dois casos de perda de coordenação entre os elos fusíveis de 25K e o religador R são identificados. As violações são referentes aos fusíveis F2 (420A), no caso de um curto-circuito na barra 844, e F6 (410A), para um curto-circuito na barra 840. Nota-se que para a falta na barra 844, o ramo no qual se encontra o fusível F2 é um ramo do tipo 2. O mesmo ocorre para o ramo em que o fusível F6 está localizado para uma falta aplicada à barra 840. Nestes ramos, circula a contribuição da corrente de curtocircuito tanto do gerador distribuído quanto da subestação (ramos do tipo 2). A Fig. 2 mostra a operação indevida do fusível F2 para o caso de um curto-circuito na barra 844. Neste caso o fusível entra em operação no instante de aproximadamente 54ms após a ocorrência da falta, e antes da primeira abertura instantânea do religador R (65ms). Portanto, tratando-se de uma falta temporária na rede de distribuição, um fusível seria perdido desnecessariamente, uma vez que após 500ms a falta é eliminada automaticamente da rede.

3 3 Fig. 1. Rede IEEE-34 barras modificada considerando esquema de proteção de sobrecorrente. TABELA I AUMENTO DA CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO NA PRESENÇA DE GERADOR DISTRIBUÍDO (GD) NA BARRA 862 Corrente de curto-circuito Monofásico Curtocircuito Trifásico (fase A - terra) Sem GD Com GD Sem GD Com GD ,5 564, , , , TABELA II CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO TRIFÁSICO FLUINDO PELOS DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO COM GERADOR SÍNCRONO NA BARRA 862 Corrente de curto-circuito trifásico Curtocircuito R F1 F2 F3 F4 F5 F6 F ,1 5, ,2 0,4 0,5 0, ,3 53,5 0,7 1,0 1, ,7 43,5 0,8 1,3 1, , , , , ,2 B. Curtos-circuitos Fase-terra O valor da corrente que circula por cada dispositivo de proteção durante a ocorrência de curtos-circuitos fase-terra em algumas barras do circuito é apresentado na Tabela III. Para esses casos, apesar do aumento do módulo da corrente que circula pelos dispositivos de proteção no caso das faltas apresentadas, não ocorre violação dos limites da faixa de coordenação adotada originalmente. De fato, os curtos-circuitos fase-terra são menos severos que os curtos-circuitos trifásicos e neste caso a penetração de geradores distribuídos já se encontra próxima do seu limite. Contudo, um aumento na capacidade da planta de geração distribuída em redes de maior capacidade pode levar ao aumento das correntes de curto-circuito monofásico, e consequentemente causar impactos na coordenação dos dispositivos de proteção. TABELA III CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO FASE-TERRA FLUINDO PELOS DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO COM GERADOR SÍNCRONO NA BARRA 862 Corrente de curto-circuito fase A-terra Curtocircuito R F1 F2 F3 F4 F5 F6 F ,1 4, ,2 0,4 0,4 0, ,7 45 0,7 1,0 1, ,8 1,2 1, , , , ,2 V. ESTUDOS DE IMPACTOS NO SISTEMA ILHADO Fig. 2. Exemplo de operação indevida do fusível F2 para um curto-circuito na barra 844 com geração distribuída na barra 862. A. Diminuição das Correntes de Curto-circuito A Tabela IV mostra os valores de correntes de curtocircuito para a rede ilhada, pela abertura do religador R, e operando com os dois geradores distribuídos conectados à barra 862. Em comparação com os níveis de corrente da Tabela I, verifica-se uma diminuição significativa das correntes de curto-circuito, tanto trifásicas quanto monofásicas. Isso porque o sistema ilhado tem como únicas

4 4 fontes de suprimento de energia os geradores síncronos distribuídos. TABELA IV CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO NO SISTEMA ILHADO COM GERADOR NA BARRA 862 Curto-circuito Corrente de curto-circuito Monofásico (Fase A-terra) Trifásico B. Impacto de Religamentos Automáticos Além da diminuição dos níveis de curto-circuito, caso o gerador distribuído não seja desconectado do sistema tão logo seja detectado um ilhamento a rede sofrerá impactos diretos do religamento automático dos religadores, que podem levar o sistema ilhado à instabilidade. Considere o caso em que apenas um dos geradores de 1MVA é conectado à barra 862 injetando 500kW de potência ativa na rede. Um curto-circuito trifásico é aplicado à barra 860, adotando-se três durações: 100ms, 150ms e 350ms. No instante da ocorrência da falta, o módulo da corrente observada no religador R e no fusível F8 é, respectivamente, 287,7A e 95A, significando que a coordenação e seletividade dos dispositivos estão asseguradas. O religador R opera 60ms após a ocorrência da falta e é programado para religar 500ms após a atuação da primeira operação instantânea. Neste caso os religamentos com o gerador em operação pode levar a severas correntes e torques que podem causar danos ao gerador e à rede elétrica, e sendo assim a proteção do gerador atuaria desconectando o gerador da rede [3]. Contudo, a atuação da proteção do gerador não foi considerada nestas simulações, com o objetivo de comparar o comportamento da abertura angular do gerador nos casos com e sem religamento automático. De acordo com as figuras 3, 4 e 5, observa-se que o comportamento do ângulo do rotor é severamente alterado no religamento, levando o gerador distribuído à instabilidade para o caso em que o tempo de duração do curto-circuito é de 350ms (Fig. 5). Usualmente a proteção do gerador atuaria de forma a evitar danos ocasionados pelas severas correntes e torques, no entanto, o gerador deve continuar operando sob as condições de suportabilidade de afundamento de tensão impostas pelos regulamentos. Portanto, estudos prévios devem ser realizados para que tais problemas sejam conhecidos e as soluções necessárias possam ser aplicadas. os esquemas de proteção existentes e verificar se a seletividade e coordenação dos dispositivos estão asseguradas em casos de curtos-circuitos temporários na rede. Nos casos de curtoscircuitos trifásicos estudados, o aumento das correntes de curto-circuito e das correntes que fluem pelos dispositivos de proteção resultam na perda da coordenação dos dispositivos de proteção. Em casos de ocorrência de ilhamento, além da diminuição dos níveis de curto-circuito a operação dos dispositivos de proteção de sobrecorrente pode ser afetada caso os ajustes de proteção não sejam alterados. Ainda, caso o gerador distribuído não seja desconectado do sistema tão logo seja detectado um ilhamento a rede sofrerá impactos diretos do religamento automático dos religadores. Este impacto pode levar à perda de estabilidade de ângulo dos geradores distribuídos a depender da duração da falta. Cabe ressaltar que a potência de curto-circuito da rede IEEE 34 barras é relativamente baixa. Portanto, em trabalhos futuros, pretende-se avaliar os mesmos aspectos em sistemas com maior número de barras e maior nível de curto-circuito. Além disso, pretende-se também estudar a influência de diferentes conexões de transformadores. Fig. 3. Comportamento do ângulo do rotor para um curto-circuito de 100ms na barra 860 para situações com e sem religamento automático. VI. CONCLUSÕES A presença de geradores distribuídos na rede de distribuição de energia elétrica provoca o aumento das correntes de curto-circuito do sistema, sendo necessário rever Fig. 4. Comportamento do ângulo do rotor para um curto-circuito de 150ms na barra 860 para situações com e sem religamento automático.

5 TABELA V CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO TRIFÁSICO FLUINDO PELOS DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO SEM GERADOR DISTRIBUÍDO Corrente de curto-circuito trifásico Curto- Circuito R F1 F2 F3 F4 F5 F6 F ,6 0,6 0,6 0,9 1, ,2 0,75 0,72 1,0 1, , , , ,2 5 Fig.5. Comportamento do ângulo do rotor para um curto-circuito de 350ms na barra 860 para situações com e sem religamento automático. APÊNDICE A COORDENAÇÃO DOS DISPOSITVOS DE PROTEÇÃO DE SOBRECORRENTE De acordo com a [10], a coordenação entre religadores e fusíveis ocorre de maneira satisfatória quando o fusível não inicia a fusão enquanto o religador realiza as suas operações rápidas, mas deve operar durante a primeira operação temporizada do religador. Na Fig.6, a faixa de coordenação entre o fusível de 25K e o religador R é apresentada. A maior corrente em que ocorre a coordenação entre o elo fusível e o religador é obtida do cruzamento da curva de fusão mínima do elo fusível com a curva rápida do religador, multiplicada por um fator K. Este fator K é um fator de segurança no caso em que a sequência de operações do religador possuir uma operação rápida, e leva em conta o aquecimento do elo fusível quando a sequência de operações tiver duas operações rápidas. Nas análises contidas neste trabalho, considera-se a situação em que a sequência de operação do religador constitui em uma operação rápida seguida de três operações temporizadas. Os fusíveis F4, F5 e F7 são projetados para atuar antes da primeira operação instantânea do religador R, por isso foram especificados como 10K, 10K e 15K, respectivamente. Ao contrário da prática usual, por simplicidade, nos estudos apresentados não se consideraram fatores de assimetria na corrente de curto-circuito para os ajustes de coordenação dos dispositivos de proteção. De acordo com a Fig. 6, verifica-se que a máxima corrente para que ocorra a coordenação entre os fusíveis de 25K e o religador é de cerca de 400A. As tabelas V e VI mostram as correntes de curto-circuito trifásicas e monofásicas, respectivamente, que passam pelos dispositivos de proteção no instante imediatamente após a ocorrência da falta. Verifica-se que as correntes que passam pelos elos fusíveis não ultrapassam o limite estabelecido pela faixa de coordenação, assegurando assim a coordenação satisfatória dos dispositivos de proteção. Fig. 6. Faixa de coordenação entre religador e fusível 25K TABELA VI CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO FASE-TERRA FLUINDO PELOS DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO SEM GERADOR DISTRIBUÍDO Curto- Circuito Corrente de curto-circuito fase-terra R F1 F2 F3 F4 F5 F6 F7 A 564 1, B 51,5 0,5 20, ,45 1,82 2,7 C 53,5 0,5 20, ,45 1,78 2,7 A ,6 0,2 0,6 0,9 1,1 0 B 50,7 0,5 20, ,5 1,82 2,7 C 54,2 0,5 20, ,4 1,78 2,7 A ,2 0,75 0,72 1,1 1, B 50,5 0,5 20,5 1 0,9 1,46 1,82 2,73 C 54 0,5 20, ,44 1,78 2,67 A , ,15 B 51 0,5 20, ,45 1,82 2,73 C 54 0,5 20, ,45 1,78 2,66 A , ,2 B 51 0, ,45 1,82 2,73 C 54 0, ,44 1,78 2,66 A , ,2 B 51 0, ,45 1,82 2,73 C 54 0, ,44 1,78 2,66

6 6 APÊNDICE B PARÂMETROS DOS GERADORES E DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO TABELA VII PARÂMETROS DOS GERADORES DISTRIBUÍDOS S H Xd Xd' Xd'' Xq Tipo (MVA) (s) (pu) (pu) (pu) (pu) Síncrono 1,00 2,0 2,89 0,25 0,17 1,72 n o. Xq'' Xl Td' Td'' Tq'' Pólos pólos (pu) (pu) (s) (s) (s) lisos 2 pares 0,29 0,08 0,185 0,025 0,025 DP Tipo TABELA VIII DADOS DO RELIGADOR DE SUBESTAÇÃO Corrente Nominal Capacidade de Interrupção 800 R OYT DP Tipo TABELA IX DADOS DOS ELOS FUSÍVEIS Corrente de carga máxima Corrente de curto-circuito fase-terra mínima I 300 Corrente de Inrush máxima I 0, F1 25K F2 25K F3 25K F4 10K F5 10K F6 25K F7 15K DP - dispositivo de proteção I300 - corrente em 300 s na curva de tempo máximo de interrupção I0,13 - corrente de fusão do fusível para o tempo de 0,13s for radial feeders, Power Systems Conference and Exposition, PSCE '09. IEEE/PES, vol., no., pp.1-11, March [8] Iov, F.; Hansen, A.D.; Sørensen, P.; Cutululis, N.A.; Mapping of grid faults and grid codes. Risø-R-1617(EN), [9] N. Mwakabuta, A. Sekar, Comparative Study of the IEEE 34 Node Test Feeder under Practical Simplifications, Power Symposium, NAPS '07. 39th North American, vol., no., pp , Sept Oct [10] Norma Técnica (CPFL), Proteção de redes aéreas de distribuição Sobrecorrente, versão 1.2, Setermbro de Disponível em: tabid=1417&mid=2064. Acesso: 26 de novembro de VIII. AUTORES Rafael S. Silva nasceu em Campinas em 23 de março de Recebeu o grau de engenheiro eletricista pela Universidade Estadual de Campinas em Fevereiro de Desde Agosto de 2010 cursa mestrado em engenharia elétrica na mesma universidade. Fernanda C. L. Trindade recebeu o grau de engenheira eletricista pela Universidade Etadual Paulista (UNESP) em Recebeu o título de mestre em engenharia elétrica pela Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP) em As áreas de interesse de pesquisa são geração distribuída, proteção e automação em sistemas de distribuição. Walmir Freitas recebeu o título de doutor em engenharia elétrica pela Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP), em De 2002 a 2003 trabalhou como pós-doutorando na Universidade de Alberta, Edmonton, AB, Canada. Atualmente, é professor associado na Universidade Estadual de Campinas. As áreas de interesse são sistemas de distribuição e geração distribuída. VII. REFERÊNCIAS [1] N. J. Salles, Modelagem e análise dinâmica de sistemas de proteção de redes de distribuição de energia elétrica na presença de geradores síncronos. Dissertação de Mestrado, Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação, Março de [2] H. M. Ayres, Desenvolvimento de metodologias de análise de geradores distribuídos em sistemas de distribuição de energia elétrica, Tese de Doutorado, Universidade Estadual de Campinas, [3] J. C. M. Vieira, Metodologias para ajuste e avaliação do desempenho de relés de proteção anti-ilhamento de geradores síncronos distribuídos, Tese de doutorado, Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação, Março de [4] F. C. L. Trindade, M. C. Almeida, W. Freitas, Análise da necessidade de alteração dos ajustes dos relés de sobrecorrente de instalações industriais com geradores síncronos após a ocorrência de ilhamentos, XVIII Congresso Brasileiro de Automática de setembro, 2010, Bonito, MS. [5] IEEE-34 Distribution test feeder. Disponível em: [6] J. A. Silva, H. B. Funmilayo, K. L. Butler-Purry, Impact of Distributed Generation on the IEEE 34 Node Radial Test Feeder with Overcurrent Protection, Power Symposium, NAPS '07. 39th North American, vol., no., pp.49-57, Sept Oct [7] H. B. Funmilayo, K. L. Butler-Purry, An approach to mitigate the impact of distributed generation on the Overcurrent Protection scheme

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