SISTEMA DE PROTEÇÃO ADAPTATIVO PARA REDES DE DISTRIBUIÇÃO COM INSERÇÃO DE GERADORES DISTRIBUÍDOS

SISTEMA DE PROTEÇÃO ADAPTATIVO PARA REDES DE DISTRIBUIÇÃO COM INSERÇÃO DE GERADORES DISTRIBUÍDOS ROBERTO C. P. CHAVES, FÁBIO B. LEÃO LABORATÓRIO DE PLANEJAMENTO DE SISTEMAS DE ENERGIA ELÉTRICA, UNIVERSIDADE ESTADUAL PAULISTA "JÚLIO DE MESQUITA FILHO" - CAMPUS DE ILHA SOLTEIRA AV. PROFESSOR JOSÉ CARLOS ROSSI, 1370 - CAMPUS III, ILHA SOLTEIRA, SP, BRASIL E-MAILS: ENGROBERTOPESSOA@GMAIL.COM, BERTEQUINI@DEE.FEIS.UNESP.BR Abstract The traditional protection system assumes predominantly radial nature. Due to the possibility of deep penetration of dispersed renewable energy sources in distribution networks, distribution systems, that were previously operated radially (radial power flows), may have bidirectional power flow. The insertion of DG (Distributed Generators) in distribution systems can cause different impacts in terms of system protection, such as: false actuation on adjacent feeders, unnecessary protection actuation of generators, reduced range of overcurrent protection allocated in substation, loss of coordination between protective devices, increased/decreased levels of short-circuit, unintentional islanding and automatic restoration problems due to loss of synchronism of generators. The objective of this work is to study an appropriate intelligent protection system robust and adaptive, to distribution systems, considering the insertion of dispersed energy sources. For the studies, was used in the simulation software DIgSILENT and the numerical calculation software MATLAB. As for the results, was noticed that the algorithm is based on the Thevenin impedance seen by the source, so its reliability makes it ideal in a system of high penetration of distributed generators due to the larger number of contributions of short-circuit currents. Keywords Distributed Generation, Protection, Distribution, Smart Grids, Short-circuit, Circuit Breakers. Resumo O sistema de proteção tradicional predominantemente assume natureza radial. Devido à possibilidade de grande penetração de fontes renováveis dispersas de energia nas redes de distribuição, os sistemas de distribuição, que antes eram operados radialmente (fluxos de potência radial), podem apresentar fluxos de potência bidirecionais. A inserção de GD (Geradores Distribuídos) em sistemas de distribuição pode causar diversos impactos do ponto de vista da proteção do sistema, tais como: atuação falsa em alimentadores adjacentes, atuação desnecessária da proteção dos geradores, redução do alcance da proteção de sobrecorrente alocada na subestação, perda da coordenação entre os dispositivos de proteção, aumento/diminuição dos níveis de curtocircuito, ilhamento não intencional e problemas no religamento automático devido a perda de sincronismo dos geradores. O objetivo deste trabalho é estudar a aplicação de um sistema de proteção robusto e adaptativo, adequado aos sistemas de distribuição inteligente, considerando a inserção de fontes dispersas de energia. Para os estudos, utilizou-se do software de simulação de Sistemas de Potência DIgSILENT e do software de cálculo numérico MATLAB. Quanto aos resultados, o algoritmo se baseia na impedância de Thévenin vista pela fonte, sendo assim, sua confiabilidade se torna ideal em um sistema de alta penetração de geradores distribuídos, devido ao maior número de contribuições de correntes de curto-circuito. Palavras-chave Geração Distribuída, Proteção, Distribuição, Smart Grids, Curto-circuito, Disjuntores. 1 Introdução Devido à possibilidade de grande penetração de componentes ativos nas redes de distribuição, principalmente fontes dispersas, a filosofia de proteção, monitoramento e controle de sistemas de distribuição até o momento empregada não é suficientemente adequada para a operação eficiente e robusta da rede. A ideia de formalização de uma rede inteligente (Smart Grid) vem ao encontro do uso de tecnologia alocada em toda a rede, de modo que o controle e operação sejam realizados de forma eficiente. Sob o prisma das concessionárias de distribuição de energia, observa-se que um total monitoramento da rede de distribuição, traduzido pelo alto investimento na aquisição de tecnologia, não é economicamente viável. Portanto, existe a necessidade iminente de soluções intermediárias que possibilitem o uso dos dispositivos já alocados nas redes, juntamente com o emprego seletivo de sensores de baixo custo e o uso de informações disponíveis nos medidores inteligentes (Smart Meters). A Geração Distribuída (GD) é definida como uma geração de tamanho limitado (de poucos kilowatts a poucos megawatts) e pode ser interconectada a uma subestação, alimentador de distribuição ou uma carga (Barker e Mello, 2000). As tecnologias relacionadas à GD incluem fotovoltaicas, turbinas eólicas, células combustíveis, micro turbinas, turbinas de gás e motores de combustão interna. O custo de transmissão e distribuição está aumentando, mas os custos de tecnologias para GD estão diminuindo, contribuindo para a expansão desta última (Scott, 2000). O tradicional sistema elétrico de distribuição é de característica topológica radial, sendo assim, é suprido por uma única fonte (subestação), necessitando de um sistema de proteção com características adequadas para a operação radial da rede. Recentemente, com a inserção da GD, a presença destes geradores resulta em um sistema não radial, fazendo com que aumente os problemas com a perda de coordenação dos dispositivos de proteção (Barker e Mello, 2000; Dugan e Mcdermott, 2002; Brahma e Girgis, 2004). Fusíveis e religadores convencionais não possuem características direcionais como o relé. Logo, a troca de todos os fusíveis e religadores por 2338

dispositivos bidirecionais seria economicamente inviável. Sendo assim, é necessário desenvolver estratégias que solucionem tal problema de coordenação, independentemente do tamanho, número ou alocação da GD no sistema de distribuição. Em (Dumas, 1999) pode-se verificar, a partir de um exemplo simples, que as correntes de falta através dos dispositivos de proteção podem mudar depois da introdução da GD. Se a penetração fosse pequena, se poderia solucionar este problema checando a seletividade da proteção a cada nova inserção de GD e fazendo correções momentâneas. Em (Girgis, 2001) e (Brahma, 2001) são abordados os problemas de coordenação entre fusíveis, sendo esta não alcançada. Se o sistema de proteção não for alterado, a única maneira de manter a coordenação é desconectar todas as GDs, retornando assim ao esquema radial. Em (Girgis, 2001) e (Girgis, 2002) é abordada a coordenação fusível-religador com a presença de GD, podendo esta ser perdida. A conclusão de (Girgis, 2002) é que a coordenação, na presença da GD, pode ser alcançada com um religador microprocessado disponível no mercado, que é direcional. Mas, neste caso, todos os geradores distribuídos à jusante do religador devem ser desconectados antes da primeira operação de religamento, evitando a reconexão da GD sem sincronismo ao sistema. A ideia de uma rede inteligente vem ao encontro de várias soluções de filosofias de proteção propostas na literatura para superar os impactos causados pela penetração da GD. Dentre as soluções encontradas na literatura, os autores de (Baran e El-Markabi, 2004; Brahma e Girgis, 2004; Chaitusaney S. e A., 2008; Javadian et al., 2008; Javadian et al., 2009) propõem sistemas de proteção adaptativos para superar a penetração da GD no sistema de distribuição. As soluções de filosofias e esquemas de proteção propostos requerem um ambiente com comunicação remota rápida e níveis de automação e inteligência oferecidos pela implementação da rede inteligente. Em (Baran e El-Markabi, 2004) é apresentada uma discussão sobre o impacto da geração distribuída especificamente sobre o relé de sobrecorrente, resolvendo o problema e restaurando o desempenho dos dispositivos de proteção. Em (Brahma e Girgis, 2004) e (Javadian et al., 2008) é apresentado um algoritmo do relé de proteção adaptativo baseado em um processo de zoneamento como solução para a alta penetração da GD. Em (Javadian et al., 2009) é atualizado o artigo anterior, utilizando de redes neurais para determinar com maior exatidão o tipo e localização de faltas. Em (Girgis, 2002) é apresentado os requisitos para a coordenação entre religadores e fusíveis considerando a penetração da geração distribuída. Os autores mostram que religadores microprocessados possuem tais exigências para a obtenção da coordenação com o fusível, ao contrário dos religadores tradicionais. Também é apresentado um método que identifica a melhor escolha das curvas do religador microprocessado para alcançar a coordenação. No método proposto por (Bretas, 2006) para faltas do tipo trifásicas é utilizado um algoritmo iterativo para a estimativa da distância da falta baseado na impedância de seqüência positiva. No entanto, esta metodologia é apresentada como uma extensão do método de (Lee et al., 2004), sugerindo modificações na atualização da corrente de falta a fim de levar em conta a presença da geração distribuída. Em (El-Fouly et al, 2009) foi proposto um algoritmo para localização de faltas do tipo trifásicas com base na análise direta de circuitos. Este trabalho utiliza uma técnica bastante rudimentar para estimar o provável local da falta, entretanto, esta ilustra os resultados obtidos para diferentes tipos de geração conectados no sistema. Baseado no que foi exposto anteriormente, neste artigo é apresentado um estudo utilizando um sistema de proteção adaptativo para permitir a alta penetração de geradores distribuídos nos sistemas de distribuição. Os testes mostram que o sistema de proteção adaptativo tende a melhorar sua eficiência na medida em que se aumenta a inserção de geradores distribuídos no sistema de distribuição. 2 Sistema Adaptativo de Proteção Considerando a Presença de Geradores Distribuídos 2.1 Visão Geral O principal propósito do esquema de proteção adaptativo estudado é identificar e diagnosticar a falta e isolar a área defeituosa do resto do sistema. Adaptativo no sentido de qualquer que seja a quantidade de geradores inseridos na rede o esquema de proteção deve operar adequadamente e mudanças na topologia e quantidade de geradores em operação não afetem o desempenho da proteção. Nos sistemas de distribuição tradicionais, quando uma falta ocorre em uma parte específica, todas as cargas que estão a jusante do ponto de falta são desconectadas do sistema e, em alguns casos, algumas cargas são supridas por alimentadores adjacentes. Então, considerando que a jusante de uma parte da rede com falta existe GD, de acordo com a lógica da proteção convencional, não será possível utilizar a GD no momento da falta, pois é desconectada do sistema. Isto leva ao "desperdício" de várias fontes geradoras de energia que não estão sendo aproveitadas e portanto redução da confiabilidade do sistema de distribuição. Sendo assim, o esquema estudado neste trabalho deve utilizar o suporte da GD na condição de operação em ilhamento isolando somente a parte do sistema que está sob falta. O esquema baseia-se na divisão do sistema de distribuição em várias zonas como proposto em (Brahma e Girgis, 2004), de tal forma que cada zona não contenha GD, ou caso contenha alguma, deve-se 2339

haver balanço entre geração e consumo nesta zona e só utilizando a energia gerada por GDs que estejam na zona. Em outras palavras, serão dois tipos de zonas: 1) inclui aquelas zonas as quais não possuam GD e as cargas são totalmente supridas através da concessionária e outras zonas da rede de distribuição; e 2) inclui aquelas zonas as quais possuam GD. Deve-se ter pelo menos uma unidade geradora equipada com sistema de controle de frequência, de modo a ser capaz de controlar a frequência da zona, caso a mesma esteja em operação de ilhamento. Conforme a Figura 1, os disjuntores são alocados para interconectar as zonas. Os disjuntores devem ser rápidos e ter capacidade de abrir e fechar conforme recebem o comando remoto de abertura ou fechamento. Por outro lado, estes disjuntores devem possuir a função de checar o sincronismo para manter a sincronização da zona quando necessitar conectar duas zonas. O algoritmo em estudo pode ser implementado como uma função de proteção em um relé digital microprocessado instalado na subestação da concessionária. No momento da falta, o relé deve ser sensibilizado pela corrente de falta, e o algoritmo deve então processar (diagnosticando o tipo de falta e sua localização no sistema) e enviar, através do sistema de automação, o sinal de comando para os disjuntores abrirem e isolarem a zona sob falta. As seções a seguir são dedicadas ao detalhamento do esquema implementado apresentado na Figura 1 (adaptada de Javadian et al., 2008). Figura 1. Visão geral do Sistema de Proteção Adaptativo. 2.2 Processo de Zoneamento de Rede O processo de zoneamento do sistema de distribuição considera uma zona para cada GD. A zona se inicia desde o começo do alimentador se prolongando até o final do alimentador, ou seja, no caso de uma GD, dentro da zona, sua zona se estende até o momento em que ela é capaz de suprir toda a carga média da zona. Quando toda a carga suprida pela subestação (fonte) localizada na zona excede a capacidade de geração da zona da GD, é feita a delimitação da zona com dois disjuntores (um no começo da zona e outro no final). Se existe um segundo gerador distribuído localizado nesta zona considerada, o novo limite segue até o momento em que o consumo da carga média não exceda o somatório da capacidade de geração dos dois geradores distribuídos. O fato de considerar este procedimento de zoneamento do começo até o fim do alimentador permite que mais cargas sejam supridas através do montante da rede. Isto aumenta a confiabilidade e diminui o número de cargas não supridas do sistema. E de fato, deve-se aumentar a zona caso a capacidade da GD seja maior que as cargas a jusante da rede. 2.3 Dados de Entrada Requeridos Para a correta operação do algoritmo é necessário entrar com os seguintes dados: 1) características técnicas de todos os dispositivos da rede, tal como das subestações de distribuição, linhas e GDs; 2) curva horária de carga estimada para todas as cargas da rede e os seus graus importantes (por exemplo, nível de KW); e 3) informações relativas ao zoneamento da rede; 2.4 Medida Requerida On-line Para implementar o esquema proposto, é requerido a medição, de forma on-line, do vetor da corrente trifásica sincronizada fluindo através de todas as fontes do sistema de distribuição, ou seja, todas as GDs e barramento da subestação da concessionária. Considerando-se uma estrutura de comunicação e aquisição de dados sob o prisma das redes inteligentes, é possível que o vetor trifásico de correntes de todas as GDs e fonte principal esteja continuamente disponível através de técnicas de medição por dispositivos com PMU (Phasor Measurement Unit) (Ipakchi e Albuyeh, 2009; Collier, 2010; Falcão, 2010). 2.5 Cálculos Off-line Os cálculos off-line consistem em estudos de fluxo de carga e análise de curto-circuito para todos os tipos de faltas e em todas as barras da rede. Então, para todas as faltas, correntes de falta através de toda GD, fonte principal e barras devem ser determinadas. A cada mudança na rede, deve haver uma atualização dos resultados dos cálculos. Por exemplo, quando existe uma mudança na rede, como a desconexão de um alimentador, é necessário atualizar a matriz de admitância e refazer os cálculos de fluxo de potência e análise de curto-circuito. Tendo as contribuições das correntes de curtocircuito das GDs e fonte principal para todos os tipos de faltas e em todas as barras da rede, uma tabela pode ser providenciada e, através de comparação dos valores na tabela, será possível diagnosticar o local e o tipo de falta. Após diagnosticar o local e o tipo de falta, o que leva à zona da falta, o relé deve enviar um sinal aos disjuntores apropriados que isolam a zona sob falta das outras zonas do sistema. De forma resumida, o procedimento de cálculos off-line é: 1) receber dados da rede; 2) realização de cálculos de fluxo de carga; 3) realização de análise de curtocircuito para todos os tipos de falta e em todas as barras da rede; e 4) extrair todas as correntes de falta 2340

necessárias para cada tipo de falta e em cada barra da rede. 2.6 Procedimento On-line de Diagnóstico e Localização de Falta Deve-se observar que em condições normais, o somatório das correntes fornecidas pelas fontes do sistema de distribuição (GD mais subestação) é igual a carga total da rede. Uma vez que a falta no sistema é percebida, a corrente de falta total de cada fase pode ser determinada usando: = (1) sendo o total de corrente de falta (fasores) nas três fases e é a contribuição de corrente de falta (fasores) nas três fases da fonte i. n é o número total de fontes (incluindo fonte principal) do sistema. Se a falta ocorre em algum ponto da rede, o somatório em (1) aumenta e é muito maior que da carga total da rede. Nesta situação, o relé principal instalado na subestação de distribuição identifica a falta. Na situação em que o somatório de correntes é zero, mostra que a falta ocorrida é em uma unidade de GD considerada fora da zona de proteção do alimentador. Para o esquema de proteção proposto, a zona principal de proteção é o sistema de distribuição propriamente dito (alimentadores). Nesta circunstância, o relé principal não emite nenhum sinal para isolar a falta. Para identificar a localização da falta no sistema de distribuição, realiza-se a comparação da tabela providenciada nos cálculos off-line (contribuição das correntes de curto-circuito de todas as fontes nas barras do sistema) com a contribuição de correntes de curto-circuito das GDs e fonte principal, obtidas através da medição on-line. A partir do ponto de falta, toda fonte pode ser representada como uma fonte de tensão em série com uma impedância de Thévenin. Se o ponto de falta muda de uma barra para uma barra adjacente, para um dado tipo de falta, a impedância de Thévenin pode aumentar ou diminuir. Então, conforme mostrado na Figura 2 (adaptada de Brahma e Girgis, 2004), o ponto de falta na seção i-j da barra i para a barra j, para um dado tipo de falta, pode ter contribuição de corrente de falta crescente ou decrescente. Sendo assim, a contribuição de corrente de falta da fonte 'k', para um dado tipo de falta entre as barras i e j, sempre se posiciona, para um mesmo tipo de falta, entre as barras i e j. Isto significa que, dado o tipo de falta em alguma seção (alimentador entre duas barras), a contribuição de falta de cada fonte deve se posicionar entre as barras da seção para o mesmo tipo de falta. Deve-se salientar que estas contribuições de cada fonte, para todos os tipos de curtocircuito em todas as barras, já estão contidas nos dados obtidos pelos cálculos off-line. (a) (b) Figura 2. (a) Contribuição natural de falta da fonte 'k', para um dado tipo de falta entre as barras i e j; (b) Sistema representativo com as fontes k. 2.6.1 Isolação da Zona de Falta e Restauração da Rede Após o momento em que o relé localiza a falta e a parte defeituosa da rede, deve-se isolá-la do resto da rede e restaurá-la. Na detecção da zona da falta, o relé envia sinal de desconexão para os disjuntores de isolamento. Por exemplo, se só tiverem GDs a jusante da zona da falta, a zona defeituosa ficará sem e- nergia, a montante da zona da falta será totalmente abastecida pela fonte principal e a jusante da zona da falta, as zonas serão supridas através de GDs (se possuírem GDs internos) ou não (caso não possuam GDs internos). Cerca de 80% das faltas que ocorrem nas redes de distribuição são temporárias e para estes tipos de falta a proteção da rede deve ser capaz de identificálas e responder de forma também temporária (Short, 2004). No sistema de distribuição convencional esta tarefa é atribuída aos religadores e, no esquema estudado, esta função é dos disjuntores instalados ao longo da rede que recebem sinal de atuação do relé principal na subestação. Quando o relé principal envia sinal de trip aos disjuntores, estes devem abrir e isolar a zona sob falta. Em seguida, através da lógica de religamento, o relé principal envia um sinal de religamento aos disjuntores e a zona diagnosticada sob falta é religada. Após o religamento, se a falta ainda existe (permanente), o relé novamente envia um sinal de trip aos disjuntores para o desligamento permanente da zona. Porém, se a falta é temporária o sistema é restaurado. Para exemplificar, na Figura 1, se uma falta temporária ocorrer em Z2, o relé primeiro envia o sinal de desconexão para CB2, CB3 e todas as GDs localizadas em Z2 e, então, envia um 2341

sinal de religamento para CB2, para diagnosticar se a falta é temporária. Como trata-se de uma falta temporária, o fechamento de CB2 deve eliminar a falta e na sequência são enviados sinais de religamento e sincronização para CB3 e todas as GDs localizadas em Z2, para restaurar a rede completamente. 2.6.2 Algoritmo do Sistema de Proteção Implementado falta de cada fonte se posiciona entre as barras da seção para o mesmo tipo de falta, conforme ilustrado na Figura 2. Vale ressaltar que mesmo encontrando um ponto de falta e enviando os sinais de trip necessários para isolar a zona de defeito, o algoritmo ainda continua a busca por outros candidatos a ponto de falta. Por exemplo, caso encontre uma seção defeituosa para um curto-circuito monofásico, o algoritmo envia os devidos sinais de trip necessários e, em seguida, continua a busca de um possível caso bifásico e/ou trifásico em outras partes do sistema. Logo, o algoritmo é capaz de identificar a seção de falta, tipo de falta e quais disjuntores devem atuar para isolar a zona sob falta. 3 Resultados Figura 3. Algoritmo desenvolvido. O fluxograma do algoritmo implementado, que resume o procedimento de cálculo e atuação on-line é apresentado na Figura 3. Inicialmente são obtidas as correntes nas cargas a partir do fluxo de potência (cálculo off-line). Em seguida, são obtidas as contribuições de cada fonte do sistema através de medição on-line. Em condições normais, o somatório das contribuições das fontes é igual ou bem próximo ao somatório das correntes da carga. Se o valor do somatório das contribuições for maior que uma constante K é concluída a existência de falta no circuito. Aqui é considerada uma margem de segurança, em ampères, dada pela constante K, que pode variar de acordo com o carregamento. Para o procedimento de localização de faltas é realizada a leitura das contribuições das fontes para os três tipos de curto-circuito (monofásico, bifásico e trifásico). Dados da topologia do sistema, como as seções do sistema e o posicionamento dos disjuntores no sistema são obtidos e armazenados em forma de matrizes. O próximo passo é iniciar a varredura de modo a identificar qual seção do sistema se encontra sob falta. Examina-se o curto-circuito para os casos monofásico, bifásico e trifásico. A busca realiza comparações visando verificar se a contribuição de O sistema elétrico teste é modelado utilizando o software DIgSILENT Power Factory 14 e é composto por uma rede de subtransmissão de 63 kv, 60 Hz alimentando uma rede de distribuição de 20 kv através de um transformador de 25 MVA com tensões de 69/23,1 kv. O diagrama unifilar é apresentado na Figura 4 (adaptada de Javadian et al., 2008). A ideia dos testes é avaliar a eficiência do algoritmo estudado considerando a inserção gradativa de geradores distribuídos no sistema. Primeiramente é considerada a presença de apenas um gerador síncrono com capacidade de 8 MVA junto à barra GD que é conectada a barra 9, através de um transformador de 7,5 MVA. Neste caso, o sistema possui três zonas de proteção sendo a terceira zona (sem GD) estendida através da zona 4. Para um segundo teste, o algoritmo será avaliado com a inserção de dois geradores (barras 9 e 11) e posteriormente três geradores (barras 9, 11 e 6). Os dois últimos geradores distribuídos são de 5 MVA, conectados nas barras 6 e 11, através de transformadores de 7,5 MVA. Assim, para o caso de três geradores a Zona 3 deverá ser dividida entre os novos geradores, conforme mostra a Figura 4. Todas as cargas estão com carregamento máximo de 2 MW e é considerado para o algoritmo da Figura 3 a constante K=10. Figura 4. Sistema teste considerando três GDs. Os tipos de falta considerados são trifásicos e monofásicos com resistência de falta a terra nula. São 2342

simulados esses tipos de curtos-circuitos em todas as linhas do sistema (10 testes para cada tipo) e a eficiência do algoritmo em função da inserção da GD é apresentada na Tabela 1. A precisão refere-se ao percentual de acerto na localização da linha sob curto-circuito. As simulações foram realizadas em um PC com processador Intel Core i5-2450m, 2,50 GHz e memória RAM de 6 GB. O tempo médio de processamento do algoritmo é de 0.0156s (15,6 ms), ou seja, menor que o tempo total de falta considerado de 0,1s, desde o ínicio do curto-circuito até a abertura dos disjuntores. Tabela 1. Eficiência do algoritmo em função do número de geradores distribuídos. Nr. de GDs Precisão para Falta 1Ø (%) Precisão para Falta 3Ø (%) 1 77 77 2 100 84 3 100 100 Para o primeiro teste com apenas um gerador distribuído, percebe-se que o algoritmo é altamente dependente dos parâmetros da linha de distribuição visto que o método é baseado na impedância de Thévenin equivalente entre a fonte e o ponto de falta, o que ocasionou em erros ao localizar alguns pontos e tipos de falta. Esses erros são devidos aos pontos de falta considerados apresentarem níveis de curtocircuito semelhantes, pois há pontos em que a impedância até as fontes é praticamente igual, e portanto as contribuições das fontes podem estar entre os intervalos de curto-circuito das barras consideradas, conforme destacado na Figura 2. Aumentando o número de GDs para dois, a precisão melhora, chegando a 100% para faltas 1Ø, diferentemente para as faltas 3Ø, visto que houve casos de erro em que os valores de corrente de falta se igualaram a níveis de faltas 1Ø. Observa-se que no último teste com a presença de três geradores distribuídos, todas as faltas foram localizadas e seus tipos foram identificados com precisão de 100%. Portanto, nota-se que a eficiência do algoritmo é aumentada na medida em que a inserção de novos geradores vai ocorrendo, pois, com um maior número de fontes, haverá, consequentemente, maior quantidade de contribuições de correntes para a definição do local de falta. A seguir é apresentado um caso de estudo, detalhando a operação do algoritmo e o período transitório durante a operação do sistema de proteção. 3.1 Curto-Circuito Trifásico no Ponto Médio da Linha 1-2 Na Tabela 2 são mostradas as contribuições das correntes para a falta considerada e para as barras 1 e 2. Observa-se que as contribuições da fonte principal, da GD1, da GD2 e da GD3, se localizam entre os valores das contribuições para as basrras 1 e 2, respectivamente. Neste caso o algoritmo de proteção deve enviar um sinal de trip para os disjuntores CB1, CB2, CB3 e CB6 abrirem. Portanto, a proteção retira a Zona 1 de operação, mantendo, assim, em ilhamento, a Zona 2, a Zona 3 e a Zona 4, que são totalmente supridas pela GD1, GD3 e GD2, respectivamente. As Tabelas 3 e 4 apresentam os resultados do fluxo de potência para a rede operando em ilhamento. Tabela 2: Contribuições das correntes de falta na linha 1-2. Fonte Contribuições das Correntes de Falta (A) Falta Linha 1-2 Barra 1 Barra 2 Subestação 5804 5899 5712 GD1 993 987 1000 GD2 644 639 648 GD3 656 651 660 Tabela 3. Estado do sistema em Ilhamento da GD1, GD2 e GD3. Barras Tensão (p.u.) Tensão (kv) Barra Subestação 1,00 63 Barra 1 0 0 Barra 2 0 0 Barra 3 1,02 20,48 Barra 4 1,02 20,47 Barra 5 1,03 20,64 Barra 6 1,03 20,67 Barra 7 0 0 Barra 8 0 0 Barra 9 1,03 20,62 Barra 10 1,03 20,63 Barra 11 1,03 20,67 Barra GD1 1,04 10,92 Barra GD2 1,04 10,92 Barra GD3 1,04 10,92 Tabela 4. Carregamento das GD1, GD2 e GD3 em ilhamento. Componentes Carregamento Gerador GD1 81,38% Transformador GD1 83,46% Gerador GD2 87,26% Transformador GD2 55,94% Gerador GD3 86,68% Transformador GD3 55,56% A seguir é apresentada a saída do algoritmo para este teste: >> Existe uma Falta Trifásica entre as barras 1 e 2. A Zona de falta é a Zona 1. CB1 -> Abrir CB2 -> Abrir CB3 -> Abrir CB6 -> Abrir 2343

CB1 -> Fechar Para Falta Temporária: >>> CB2 -> Fechar >>> CB3 -> Fechar >>> CB6 -> Fechar Para Falta Permanente: >>> CB1 -> Abrir >> Para a análise transitória da resposta dos controles de tensão/excitação e de velocidade dos geradores distribuídos no momento de ilhamento, considera-se este curto-circuito ocorrendo entre o instante de 10 s (momento onde ocorre a falta) e o instante 10,1 s (momento da abertura dos disjuntores). Os resultados podem ser visualizados nas figuras 5 a 9. Nota-se, pela potência ativa, tensão, corrente, velocidade e frequência nos geradores distribuídos, que ocorre uma variação expressiva no instante do curto-circuito, mas que o sistema se mantém estável quando as proteções atuam e os controladores de tensão e velocidade conseguem ajustar os parâmetros dos geradores de forma dinâmica de modo que eles despachem potência para a situação em ilhamento, retornando as condições normais. No momento da falta, a tendência dos geradores é de disparar (acelerar), conforme as figuras 5 e 6 que mostram a velocidade e frequência, respectivamente. Nota-se também um afundamento da tensão terminal, diminuição da potência ativa e um aumento da corrente devido a falta conforme figuras 7, 8 e 9, respectivamente. Figura 7. Comportamento da tensão da GD1, GD2 e GD3 considerando curto-circuito na linha 1-2. Figura 8. Comportamento da potência ativa da GD1, GD2 e GD3 considerando curto-circuito na linha 1-2. Figura 9. Comportamento da corrente da GD1, GD2 e GD3 considerando curto-circuito na linha 1-2. Figura 5. Comportamento da velocidade da GD1, GD2 e GD3 considerando curto-circuito na linha 1-2. Figura 6. Comportamento da frequência da GD1, GD2 e GD3 considerando curto-circuito na linha 1-2. 4 Conclusão Atualmente há uma grande tendência para o crescimento da inserção da geração distribuída nos sistemas de distribuição de energia elétrica. Tal inserção é motivada por fatores de desenvolvimento de novas tecnologias, redução de custos, necessidades técnicas, operacionais e ambientais. Ao lado de muitas vantagens, a GD também pode causar impactos negativos. Tal como o fato do esquema de proteção tradicional dos sistemas de distribuição de energia não atuar de forma adequada, devido principalmente ao fluxo de potência não ser mais radial, causando perda de coordenação entre fusíveis e entre fusíveis e religadores. 2344

O esquema descrito neste trabalho oferece aceitável solução para o problema que é independente do tamanho e local de alocação da GD no sistema de distribuição, sendo ainda, totalmente adaptativo a futuras e contínuas inserções de geradores. Ainda assim, utiliza-se do processo de zoneamento, ou seja, divide-se o sistema de distribuição em zonas, onde cada zona é capaz de operar de forma independente. O algoritmo de proteção pode ser implementado em um relé principal instalado na subestação possibilitando diagnosticar o local de falta através de comparações entre as correntes medidas e resultados offline calculados. Ao detectar a falta, o relé principal envia um sinal aos dispositivos de proteção ao longo da rede de modo a isolar a zona de falta. Este algoritmo ainda aceita um processo de religamento, o qual restaura o sistema no momento de faltas temporárias. A eficiência do algoritmo é diretamente proporcional a quantidade de geradores distribuídos inseridos no sistema. Em um sistema de crescente inserção de geradores distribuídos, haverá uma maior quantidade de correntes de curto-circuito a serem comparadas para se definir a localização de falta e, portanto, conforme apresentado nos testes realizados, esperase que o algoritmo possa localizar de forma eficiente e confiável o local e o tipo de falta. 9). Agradecimentos Ao apoio financeiro da FAPESP (2012/06860- Referências Bibliográficas BARAN, M.; EL-MARKABI, I (2004). Adaptive over current protection for distribution feeders with distributed generators. IEEE Power Systems Conference and Exposition, Vol.2; pp. 715-719. BARKER, P. P.; MELLO, R. W. D (2000). Determining the impact of distributed generation on power systems: Part 1 Radial distribution systems. IEEE Power Engineering Society Summer Meeting, Vol.3; pp. 1645-1656. BRAHMA, S. M.; GIRGIS. A. A (2001). Effect of distributed generation on protective device coordination in distribution system. Power Engineering; pp. 115-119. BRAHMA, S. M.; GIRGIS, A. A (2004). Development of Adaptive Protection Scheme for Distribution Systems With High Penetration of Distributed Generation. IEEE Transactions on Power Delivery, Vol.19, No. 1; pp. 56-63. BRETAS, A. S.; SALIM, R. H (2006). Fault Location in unbalanced DG Systems using the positive sequence apparent impedance. IEEE/PES Transmission and Distribution Conference and Exposition: Latin America. pp. 1-6. CHAITUSANEY S.; YOKOYAMA A. (2008). Prevention of Reliability Degradation from Recloser-Fuse Miscoordination Due To Distributed Generation. IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 23, No. 4; pp. 2545-2554. COLLIER, S. E (2010). Ten steps to a smarter grid. IEEE Industry Applications Magazine; pp. 62-68. DUGAN, R. C.; MCDERMOTT, T. E (2002). Distributed generation: Operating conflicts for distributed generation interconnected with utility distribution systems. IEEE Industry Applications Magazine, Vol. 8; No. 2, pp. 19-25. DUMAS, N. H. J. C. F (1999). Dispersed generation impact on distribution networks. IEEE Computer Applications in Power, Vol. 12; No. 2, pp. 22-28. EL-FOULY, T. H. M.; ABBEY, M (2009). On the compatibility of fault location approaches and distributed generation. CIGRE/IEEE PES Symposium Integration of on Wide Scale Renewable Resources into Power Delivery Systems; pp. 1-5. FALCÃO, D. M., 2010, Integração de tecnologias para viabilização da smart grid. Simpósio Brasileiro de Sistemas Elétricos; pp.1-5. GIRGIS, A. A. BRAHMA. S. M (2001). Impact of distributed generation on fuse and relay coordination: analysis and remedies. Power and Energy Systems; pp. 384-389. GIRGIS, A. A. BRAHMA. S. M. (2002). Microprocessor-based reclosing to coordinate fuse and recloser in a system with high penetration of distributed generation. Proc. IEEE Power Eng. Soc. Winter Meeting, Vol. 1; pp. 453-458. IPAKCHI, A.; ALBUYEH, F (2009). Grid of the future. IEEE Power & Energy Magazine,Vol. 7, No. 2; pp. 52-62. JAVADIAN, S. A. M.; HAGHIFAM, M.-R.; BARAZANDEH, P (2008). An adaptive overcurrent protection scheme for MV distribution networks including DG. IEEE International Symposium on Industrial Electronics-ISIE; pp. 2520-2525. JAVADIAN, S. A. M.; HAGHIFAM, M. -R.; REZAEI, N (2009). A Fault Location and Protection Scheme for Distribution Systems in presence of DG Using MLP Neural Networks. IEEE Calgary, AB; pp 1-8. LEE, S. -J. et al (2004). An inteligent and efficient fault location and diagnosis scheme for radial distribution systems. IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 19, No. 2; pp. 524-532. SCOTT, H. L. W. W. G., 2000, Distributed Power Generation Planning and Evaluation. New York: Marcel Dekker. SHORT, T. A., 2004, Electric Power Distribution Handbook. Boca Raton-Florida: CRC Press. 2345