Protection System Studies and Tests

in Point of Common Coupling of a Microgrid to the

Distribution System

Francisco Amaury Rios Filho,

Raimundo Furtado Sampaio e Nélber Ximenes Melo Departamento de Engenharia Elétrica

Universidade Federal do Ceará Campus Sobral, UFC

Sobral, Brasil amauryrios@hotmail.com

Ruth Pastôra Saraiva Leão

Fernando Luiz Marcelo Antunes Departamento de Engenharia Elétrica

Universidade Federal do Ceará, UFC

Fortaleza, Brasil rleao@dee.ufc.br

Abstract — This paper addresses the topic of distributed

generation with a focus point of common coupling protection of

a microgrid to the distribution system. It describes the

regulatory and normative aspects of access to Brazilian

distribution system, as well as effects caused by the connection

of distributed generation on the network. It also proposes the

necessary settings to the protection relay to the point of common

coupling and performs tests using a testing equipment of protection relays.

Index terms –- Distributed generation. Microgrid. Power system protection. Protection relay testing.

I. INTRODUÇÃO

A expansão das fontes de geração de energia limpa e renováveis integradas às redes elétricas é uma tendência mundial [1]. As políticas governamentais, o desejo de gerar energia elétrica por parte das unidades consumidoras, e o reconhecimento da atratividade econômica do negócio tem favorecido o crescimento da geração distribuída renovável.

A geração distribuída é em geral localizada próxima aos consumidores e tem potência menor que 50 MW. Vários benefícios aos sistemas elétricos de potência podem ser reconhecidos em termos de níveis de tensão e frequência, além de redução nas perdas em linhas de transmissão e redução na sobrecarga das fontes convencionais centralizadas. Existem também os benefícios ao meio ambiente com a menor utilização de combustíveis fósseis e a menor necessidade de projetos que resultam em grandes impactos ambientais, como a construção de hidrelétricas de grande porte, por exemplo [2].

No entanto, a conexão destas gerações, pode causar impactos com efeitos indesejáveis na rede elétrica, modificando assim seu modo de operação. Dentre os efeitos causados pela geração distribuída conectada à rede de fornecimento de energia estão: o aumento da potência de curto-circuito; variações na potência de saída; flutuação de

tensão; cintilação luminosa; desequilíbrio de tensão e harmônicos. Fica assim evidente a necessidade de estudos e de legislação específicas para a conexão destas fontes aos sistemas elétricos de potência [1].

Em termos de proteção dos sistemas de potência, a inserção destas unidades de geração pode provocar mudanças na filosofia de proteção adotada. Isso se dá em virtude de particularidades das configurações de conexão, podendo ser monofásica ou trifásica, pela inversão do fluxo de potência, além da característica intermitente de algumas fontes utilizadas, como geração eólica ou solar, por exemplo.

II. ASPECTOS NORMATIVOS E REGULATÓRIOS

As agências de regulação e operadores de sistemas elétricos em vários países lançaram regulamentos dedicados para a conexão de GD à rede elétrica de distribuição. A regulamentação tem por fim assegurar que as unidades de geração tenham o controle e as propriedades dinâmicas necessárias para a operação do sistema de potência com relação à continuidade, segurança do suprimento e à qualidade da tensão. Os critérios para avaliação dos padrões de desempenho do Sistema Elétrico Brasileiro estão estabelecidos nos Procedimentos de Rede do (ONS), nos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST) e nas Resoluções da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) [3].

O PRODIST estabelece os requisitos e critérios para conexão de acessantes, de geração ou consumidores, à rede de distribuição das empresas concessionárias de energia elétrica. Tais informações estão contidas no seu Módulo 3 - Acesso ao Sistema de Distribuição. No documento estão descritos os requisitos mínimos de proteção para o ponto de conexão, em função da potência instalada e conforme a Tabela I, para a proteção e o controle da micro e minigeração [3].

978-1-4673-5274-1/13/$31.00 ©2013 IEEE

As concessionárias de distribuição de energia formulam suas normas técnicas para o acesso aos seus sistemas de acordo com o PRODIST. A concessionária COELCE (Companhia Energética do Ceará) regulamentou em 2012, por meio da NT-010/2012 – Conexão de Micro e Minigeração Distribuída ao Sistema Elétrico da COELCE, o acesso das gerações distribuídas ao sistema de distribuição. Este documento possui requisitos similares ao PRODIST, diferenciando-se apenas por algumas peculiaridades do sistema elétrico da concessionária.

TABELA I. REQUISITOS MÍNIMOS EM FUNÇÃO DA POTÊNCIA

Equipamento Potência instalada

Até 100 kW 101 kW a 500 kW 501 kW a 1MW

Elemento de

desconexão1

Sim Sim Sim

Elemento de

interrupção(2) Sim Sim Sim

Transformador de

acoplamento Não Sim Sim

Proteção de Sub e

Sobretensão Sim

(3) Sim

(3)

Sim

Proteção de Sub e

Sobrefrequência Sim

(3) Sim

(3) Sim

Proteção contra

desequilíbrio de

corrente

Não Não Sim

Proteção contra

desbalanço

de tensão

Não Não Sim

Sobrecorrente

direcional Não Não Sim

Sobrecorrente com

restrição de tensão Não Não Sim

Relé de

sincronismo Sim Sim Sim

Anti-ilhamento Sim Sim Sim

Estudo de

curto-circuito Não Sim

(4) Sim

(4)

Medição Medidor

Bidirecional(6)

Medidor 4

Quadrantes

Medidor 4

Quadrantes

Ensaios Sim(5)

Sim(5)

Sim(5)

1. Chave seccionadora visível e acessível que a acessada usa para garantir a desconexão da

central geradora durante manutenção em seu sistema.

2. Elemento de interrupção automático acionado por proteção, para microgeradores distribuídos e por comando e/ou proteção, para minigeradores distribuídos.

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

interrupção.

4. Se a norma da distribuidora indicar a necessidade de realização estudo de curto-circuito, caberá à acessada a responsabilidade pela sua execução.

5. O acessante deve apresentar certificados (nacionais ou internacionais) ou declaração do fabricante que os equipamentos foram ensaiados conforme normas técnicas brasileiras, ou, na

ausência, normas internacionais.

6. O medidor bidirecional deve, no mínimo, diferenciar a energia elétrica ativa consumida da energia elétrica ativa injetada na rede.

Ainda relacionada à integração de gerações distribuídas aos sistemas elétricos existe a norma IEEE Std 1547-2003 – IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems. Esta norma internacional estabelece conceitos e recomendações a respeito do sistema de interconexão entre a geração distribuída e a rede elétrica [10].

III. GERAÇÃO DISTRIBUÍDA E O CONCEITO DE

MICRORREDE

A geração distribuída é caracterizada por sua localização próxima à carga, contrastando com as grandes distâncias normalmente encontradas nas gerações centralizadas [4]. A geração distribuída geralmente é composta por tecnologias como fotovoltaica, eólica, células combustíveis, microturbinas e motores a combustão interna que acionam geradores elétricos [5].

O simples fato da existência de fontes de geração distribuída em um sistema de distribuição não implica a existência de uma microrrede. A existência da microrrede está condicionada à capacidade da geração distribuída de suprir completamente ou a maior parte da carga a ela conectada [6]. Além disso, existe a possibilidade de a(s) fonte(s) operar de forma ilhada em situações de distúrbios no sistema de distribuição [5]. Outra característica marcante em uma microrrede é a existência de um controle dos componentes que a formam, além do gerenciamento de energia, que são determinados principalmente pelos tipos de GDs adotadas, requisitos de carga e cenários de operação esperados [9]. As tecnologias básicas de uma microrrede compreendem geração distribuída, armazenamento de energia distribuído, equipamentos de conexão, sistema de controle e proteção, e cargas [5].

O sistema de proteção é responsável por manter a segurança, a confiabilidade e a seletividade quando na ocorrência de situações indesejadas, porém previsíveis. As filosofias convencionais de proteção precisam ser modificadas em virtude de algumas particularidades do sistema de microrrede implantado. Essas particularidades são provenientes de características das fontes de geração utilizadas (flutuação e sazonalidade), possibilidade de operação ilhada e equipamentos (conversores de potência, por exemplo) e tipos de conexão com a rede (monofásico ou trifásico, por exemplo).

IV. ESTUDO DE CASO

Uma microgeração a ser implantada do Campus Pici da Universidade Federal do Ceará será composta por três grupos de geração distribuída, conforme representado na figura 1. As fontes de energia são renováveis, incluindo energia eólica, solar e célula combustível a hidrogênio, resultando em uma potência total de 15,5 kW. Além disso, um dos grupos contará com um banco de baterias.

O Grupo I de fontes é composto por célula combustível com potência de 1,5 kW; um conjunto de painéis fotovoltaicos com potência de 2 kW; e por um banco de 10 baterias de 105 Ah cada. Todos serão conectados em um mesmo barramento CC de 331 V por meio de conversores CC-CC. Um conversor CC-CA monofásico conectará o barramento CC ao barramento AC de 380 Vrms. O Grupo II é formado por um conjunto de painéis fotovoltaicos com potência de 2 kW, conectado ao barramento de 380 Vrms através de um conversor CC-CA monofásico. O Grupo III é formado por um gerador eólico GIDA (Gerador de Indução de Dupla Alimentação),

trifásico, de 10 kW, com estator conectado diretamente ao barramento de 380 Vrms.

A operação desse sistema pode apresentar diversos cenários de acordo com a quantidade de grupos de geração que estiverem ativos. Assim, além dos efeitos comuns da inserção de gerações distribuídas ao sistema, podem surgir outras situações que merecem uma maior atenção. No que diz respeito à proteção do sistema elétrico, por exemplo, pode-se citar a condição de desequilíbrio de corrente nas fases do sistema trifásico. Tal situação decorre da entrada de conexões monofásicas, como no caso das fontes dos grupos GI e GII. Outro fator que pode agravar essa situação é a escolha da fase em que essas conexões serão realizadas. Assim, poderá haver grande desequilíbrio de corrente, podendo o valor de chegar a ser nulo em uma ou mais fases.

Figura 1. Disposição das gerações e dos dispositivos de proteção e controle

da microrrede.

No barramento de 380 Vrms existirão duas conexões monofásicas, grupos I e II, e uma trifásica, grupo III. Existem ainda muitas possibilidades de conexão monofásica dos grupos I e II, podendo estar os dois alocados na mesma fase ou em fases distintas. As seguintes possibilidades de conexão foram avaliadas:

a) Conexão em fases distintas: Grupo I (G I) conectado

na fase C e Grupo II (G II) conectado na fase B;

b) Conexão na mesma fase: Grupo I (G I) e Grupo II

(G II) conectados na fase C.

Além do desequilíbrio nas correntes, pode existir também desequilíbrio nas tensões. Tal fato pode acarretar numa atuação errada da função de subtensão do relé de proteção, que atuará sobre o disjuntor desconectando a microrrede.

Após uma análise das formas de conexões citadas, verificou-se que a opção mais adequada é a conexão monofásica dos dois grupos em fases distintas. A partir de então o estudo foi baseado na conexão apresentada na tabela II.

TABELA II. CORRENTES NO CENÁRIO DE CONEXÃO DE GRUPOS I E II EM

FASES DISTINTAS (FASES C E B, RESPECTIVAMENTE)

Cenário Corrente nas fases (A) Corrente

de neutro(A) A B C

1. Todas as gerações 19 29 37 15,62

2. G I e G II 0 10 18 15

3. G I 0 0 18 18

4. G II 0 10 0 10

5. G I e G III 19 19 37 18

6. G II e G III 19 29 19 10

7. G III 19 19 19 0

Foi realizado o estudo das proteções necessárias no ponto de conexão da microrrede ao sistema de distribuição, representado pelo disjuntor D1 na figura 1. O estudo foi baseado nas normas brasileiras regidas pela ANEEL através do PRODIST, sendo os requisitos mínimos ilustrados na tabela I, na norma técnica NT-010/2012 da concessionária local COELCE e na IEEE 1547. Assim as proteções adotadas foram: Sub e Sobrefrequência (81), Sub e Sobretensão (27/59), Sincronismo (25), Anti-ilhamento e Sobrecorrente de fase e de neutro (51/51N).

A figura 2 ilustra o esquema experimental montado em laboratório contando com relé de proteção e equipamento de testes (ou mala de testes de relés).

Figura 2. Esquema experimental montado em laboratório

O relé de proteção utilizado é um relé microprocessado capaz de fornecer uma combinação de funções, incluindo proteção, monitoramento, controle, localização de faltas e automação. O equipamento de testes utilizado trata-se de um equipamento de aferição e testes de relés de proteção, sejam eles eletromecânicos, estáticos, ou numéricos. O mesmo é utilizado para emular os possíveis cenários de operação da microrrede, incluindo as entradas e saídas de operação das gerações, assim como possíveis situações de faltas. Além disso, este equipamento é capaz de gerar um relatório automático dos ensaios.

O presente trabalho propõe a utilização de seis grupos de ajustes para as proteções em virtude das peculiaridades citadas anteriormente de diferentes condições possíveis de operação. Seriam necessários sete grupos de ajustes para cobrir todos os cenários possíveis. Entretanto, em virtude da limitação do relé usado, foi necessária uma análise dos cenários para encontrar dois cenários que pudessem operar sob a proteção do mesmo grupo de ajuste. O cenários escolhidos foram os cenários 6 e 7 da tabela II, baseado no fato de os desequilíbrios de corrente nestes cenários serem relativamente próximos.

O controle da mudança automática de grupo ajuste é baseado no número de grupos de geração ativos. A informação (bits de controle) do estado dos disjuntores, representados na figura 1 por D2, D3 e D4, é enviada para três entradas digitais do relé do ponto de conexão associado ao disjuntor D1. O relé analisa as informações e realiza a seleção do grupo de ajuste através de suas lógicas internas, de acordo com a lógica representada na tabela III. O valor lógico “1” representa ativo e o valor “0” representa desativado. Os termos GA1 a GA6 representam cada um dos seis grupos de ajustes apresentados como cenários na Tabela II.

TABELA III. BITS DE CONTROLE PARA MUDANÇA AUTOMÁTICA DE

GRUPOS DE AJUSTE

GI GII GIII GA1 GA2 GA3 GA4 GA5 GA6

0 0 0 1 - - - - -

0 0 1 - - - - - 1

0 1 0 - - - 1 - -

0 1 1 - - - - - 1

1 0 0 - - 1 - - -

1 0 1 - - - - 1

1 1 0 - 1 - - - -

1 1 1 1 - - - - -

Um sistema de controle foi construído utilizando chaves contatoras, representados na figura 3 por K1, K2 e K3, acionadas manualmente através de interruptores, que não estão representados na figura. Seu objetivo é emular, respectivamente, os disjuntores D2, D3 e D4 da figura 1, controlando a entrada e saída das gerações. Através desse sistema foi possível enviar às entradas digitais do relé, via cabos, as informações dos estados dos grupos de geração descritos na tabela III. A figura 3 ilustra o diagrama de força desse sistema de controle. As correntes I1, I2, I3, I5 e I6 representam os canais de geração de corrente da mala de testes. IA, IB e IC representam as entradas de medição de corrente, enquanto que IN103, IN104 e IN105 representam três das entradas digitais, todas elas pertencente ao relé de proteção. Ainda na figura 3, Vcc representa uma fonte CC de 125 V.

Figura 3. Diagrama de força da bancada experimental

A. Ajustes das proteções

Os transformadores de instrumentos considerados nos ajustes possuem as seguintes relações de transformação: RTC = 10 e RTP = 3,30.

A função de sincronismo não foi configurada no relé de proteção, pois está embarcada nos conversores de potência CC-CA, utilizados para a conexão das fontes distribuídas ao barramento. As normas PRODIST e NT-010/2012 permitem essa prática.

Assim como a função de sincronismo, a proteção de anti-ilhamento ficou a cargo dos conversores CC-CA.

Os ajustes das funções de sub e sobretensão e sub e sobrefrequência foram realizados considerando os valores da tensão de conexão, de 380 V, e da frequência de 60 Hz, respeitando as faixas exigidas no Módulo 8 do PRODIST, na NT-010/2012 e na IEEE 1547. Foram configurados um ajuste para subtensaõ (Vaj27) e sobretensão (Vaj59) e dois ajustes para subfrequência (Aj81sub

1 e Aj81sub2) e sobrefrequência (Aj81sobre

1 e Aj81sobre

2), apresentados a seguir.

,

,

,

, ,

,

, ,

aj

aj

sub

sub

sobre

sobre

V V t ms

V V t ms

Aj Hz t ms

Aj Hz t ms

Aj Hz t ms

Aj Hz t ms

27

59

1

81

2

81

1

81

2

81

57 17 400

69 8 200

59 3 160

56 50 33 33

60 50 160

65 00 33 33

Os ajustes das funções de sobrecorrente temporizada e instantânea de fase e de neutro foram realizados considerando a curva de Tempo Inverso IEC 60255-3 definida em (1).

1cc

pickup

op

I

IDT t

em que,

DT dial de tempo

top tempo de operação

ICC corrente de curto circuito

Ipickup correntes de pick-up

, constantes que determinam a inclinação da curva (ver tabela IV)

TABELA IV. CONSTANTES E PARA AS CURVAS INVERSAS

IEC255-3

Tipo de curva α β

Normalmente Inversa 0,02 0,14

Muito Inversa 1,00 13,50

Extremamente Inversa 2,00 80

Para o cálculo do Dial de Tempo, através da Equação (1), das funções de sobrecorrente de fase temporizada (51) e instantânea (50) é considerado curto-circuito trifásico, tempo de operação de 100 milissegundos, e as correntes de pick-up definidas nas Equações (2), (3) e (4).

max

51 1,2aj

II

RTC

,51 51pickup ajI I RTC

50 515aj ajI I

em que,

Corrente de ajuste temporizada de fase (TAPE)ajI 51

max = Corrente máxima de cargaI

Corrente de ajuste instantânea de fase50 ajI

Seguindo os critérios tradicionais para o cálculo de ajuste da função de sobrecorrente de neutro temporizada (51N) e instantânea (50N), a corrente de ajuste seria definida pela equação (5). O restante do cálculo seria semelhante ao realizado para as funções de fase.

max,aj N

II

RTC 51 0 3

em que,

Corrente de ajuste temporizada de neutro51 aj NI

Corrente de pickup de neutro51 pickup NI

Corrente de ajuste instantânea de neutro50 aj NI

Como se pode observar na Equação (5) esse critério seleciona a corrente de atuação de neutro para 30% do valor da corrente máxima de carga (de fase). No entanto esse critério não se aplica a topologia do sistema a ser protegido no estudo desse trabalho. Essa incompatibilidade ocorre em virtude do alto valor da corrente nominal de neutro na topologia estudada, como se pode verificar na Tabela II. Caso fosse utilizado esse critério ocorreriam atuações indevidas da proteção de neutro sempre que a corrente de neutro fosse superior a 30% da corrente máxima de fase. Esse é o motivo principal da utilização de múltiplos grupos de ajustes para as proteções de sobrecorrente.

Assim, o critério adotado para o cálculo das proteções de sobrecorrente de neutro é semelhante ao adotado para as funções de fase, definido nas Equações (2), (3) e (4), exceto por duas diferenças. A primeira é a utilização do curto-circuito monofásico mínimo ao invés do trifásico. A segunda é a utilização da corrente máxima nominal de neutro ao invés da de fase.

A curva de tempo inverso escolhida para as funções de sobrecorrente de fase e de neutro foi a IEC Normalmente Inversa (N.I.), com suas constantes definidas na tabela IV.

Os ajustes das funções de tensão e frequência, assim como a lógica de mudança de grupo de ajuste, são comuns a todos os seis grupos de ajuste. Já os ajustes das funções de sobrecorrente de fase e de neutro são exclusivos para cada grupo de ajuste. A tabela V apresenta os parâmetros dos seis grupos de ajustes para as funções de sobrecorrente.

TABELA V. AJUSTES DAS FUNÇÕES DE SOBRECORRENTE

Grupo

de

ajuste

Corrente

de

Pick-up

(A)

Cód.

ANSI

Ajustes da proteção

Proteção

Graduação

TA

PE

Dial de

Tempo Inst.

GA1 44,4 50 / 51 Fase 4,4 0,11 22,2

18,74 50/51N Neutro 1,87 0,08 9,37

GA2 21,16 50 / 51 Fase 2,11 0,13 10,8

18 50/51N Neutro 1,8 0,08 9

GA3 21,16 50 / 51 Fase 2,16 0,13 10,8

21,16 50/51N Neutro 2,16 0,07 10,8

GA4 12 50 / 51 Fase 1,2 0,14 6

12 50/51N Neutro 1,2 0,08 6

GA5 44,4 50 / 51 Fase 4,4 0,11 22,2

21,6 50/51N Neutro 2,16 0,07 10,8

GA6 34,8 50 / 51 Fase 3,48 0,12 17,4

12 50/51N Neutro 1,2 0,08 6

B. Ensaios

Depois de definidos os ajustes, foi realizada a parametrização dos mesmos no relé de proteção através de seu software, Acselerator Quickset®. Nesse momento foram também consideradas as limitações do relé de proteção de forma ao mesmo receber os ajustes.

Foram então realizados os ensaios de desempenho das funções de proteção por meio da mala de testes.

A mala de testes executa o papel dos transformadores de instrumentos, através de seus canais de geração, e das bobinas de abertura do disjuntor, através de suas entradas digitais.

Os canais de geração de corrente e tensão da mala de testes foram conectados aos respectivos canais de medição do relé de proteção. Uma saída digital do relé de proteção, responsável pelo sinal de trip, é conectada a uma das entradas digitais da mala de testes, simulando assim o comando de abertura.

O software da mala guarda as informações de módulo das grandezas frequência, tensão e corrente, assim como o tempo de atuação do relé de proteção.

No ensaio das funções de tensão (27 e 59) foram testados, simultaneamente, os valores de pick-up e o tempo de atuação.

No ensaio das funções de frequência (81) foram testados os valores de pick-up e o tempo de atuação.

No ensaio das funções de sobrecorrente foram avaliados os valores e os múltiplos (x2, x3 e x4) do pick-up, seguindo a curva de tempo inversa, assim como os valores de atuação instantânea.

As mudanças de grupo de ajustes foram avaliadas de forma manual com o auxílio de um osciloscópio.

V. AVALIAÇÃO DOS RESULTADOS

Um exemplo de operação da mudança de grupo de ajustes do relé no ponto de conexão da microrrede é mostrado na figura 3.

Os grupos de fontes GI, GII e GIII estão representados pelas cores vermelha, verde e azul, respectivamente. A figura 4 apresenta os estados das gerações (GI, GII e GIDA) e o estado do Grupo de Ajuste 2 (GA2).

Figura 4. Mudança para GA2

Na figura 4 têm-se inicialmente os três grupos de geração operando, resultando na ativação do Grupo de Ajuste 1 (GA1), que não está representado na figura. Depois de um tempo a geração GIII saiu de operação, por conta de uma possível queda na velocidade do vento, por exemplo. Então o relé de proteção recebeu essa informação e através de suas lógicas internas mudou automaticamente o grupo de ajuste para o GA2.

Percebe-se na figura 4 que a saída de operação do GIDA ocorreu no tempo 2,5 segundos, indicado pela seta localizada mais a esquerda. Na mesma figura percebe-se a ativação de GA2 no tempo 6,5 segundos, indicado pela seta localizada mais a direita. Assim a diferença entre a saída da geração e a resposta do relé foi de 4 segundos. Esse tempo relativamente grande ocorre em virtude do processamento dos dados por parte do relé de proteção. Vale ressaltar que esse tempo inclui a leitura dos estados das gerações, a mudança do grupo de ajuste e a ativação da saída correspondente ao grupo, assim como o tempo de processamento do osciloscópio.

O relé testado neste trabalho apresentou um desempenho satisfatório para as funções de proteção de sub e sobretensão, obtendo uma resposta dentro dos limites de aceitação informados pelo fabricante tanto em valores de pick-up quanto no tempo de atuação.

Os desempenhos nas funções de sub e sobrefrequência foram satisfatórios quanto aos valores de pick-up. No entanto, os tempos de atuação para estas funções não se localizaram dentro da faixa de tolerância.

Os desempenhos nas funções de sobrecorrente foram satisfatórios quando se testaram os múltiplos 2, 3 e 4 do pick-

up e atuação instantânea. Em todos os grupos de ajuste a atuação seguiu a curva inversa e respeitou os limites de tolerância. Já em relação ao valor de pick-up o relé somente foi aprovado nos grupos GA4, para fase e neutro, e no GA6 para neutro. A Tabela VI apresenta os resultados do ensaio da função de sobrecorrente de neutro para o grupo de ajuste GA1. Os valores de corrente estão referidos ao secundário (RTC=50/5=10).

TABELA VI. RESULTADO DO ENSAIO DE SOBRECORRENTE DE

NEUTRO PARA GA1

Múltiplo do

pick-up (1,87 A)

I Capt.

[A]

t Esp.

Mín. [s]

t Esp.

Máx. [s]

t Capt.

[s] Status

1x 2.08 - - - Reprov.

2x 3.74 0.739 0.873 0.840 Aprov.

3x 5.61 0.471 0.539 0.533 Aprov.

4x 7.48 0.370 0.427 0.413 Aprov.

Inst. 9.37 0 0 0 Aprov.

A figura 5 ilustra a curva com os pontos testados, apresentados na tabela VI.

Figura 5. Curva do ensaio da função de sobrecorrente de neutro para GA1

As mudanças de grupo de ajuste proporcionaram uma melhoria na sensibilidade da proteção de sobrecorrente, principalmente na função de neutro.

VI. CONCLUSÃO

A microrrede investigada apresenta vários possíveis cenários de operação, provocando mudanças no sistema elétrico em relação aos sistemas trifásicos convencionais. A principal peculiaridade observada foi o alto valor da corrente nominal de neutro, decorrente dos desequilíbrios das correntes nas fases. Isso ocorre em virtude da existência de duas conexões de fontes monofásicas presentes nessa microrrede.

A análise dos cenários apontou que a alta corrente nominal de neutro provocaria uma falha na atuação das funções de sobrecorrente de neutro (50/51N), caso fossem utilizados os critérios convencionais para os seus cálculos. Esse fato motivou este trabalho a utilizar múltiplos grupos de ajuste para a proteção do ponto de conexão. Foram utilizados seis grupos de ajustes objetivando alcançar uma melhoria na sensibilidade das proteções de sobrecorrente de neutro, evitando atuações indevidas do relé de proteção.

Assim como todas as novas tecnologias, a inserção de fontes distribuídas e a formação de microrredes apresentam inúmeros desafios e peculiaridades a serem avaliados e superados. O problema de grande desequilíbrio de corrente nas fases do sistema trifásico presente no presente estudo é um exemplo factível. O desequilíbrio na corrente e tensão é condição possível de estar presente nas redes de distribuição em baixa tensão em função da tendência de fontes residenciais monofásicas como a fotovoltaica, por exemplo. O sistema experimental proposto teve uma resposta satisfatória, com a melhoria da sensibilidade das proteções em função das mudanças nos grupos de ajustes. A conexão de microrredes exige grande atenção dos engenheiros de proteção ao realizar os ajustes necessários para manter a operação correta das redes de distribuição.

AGRADECIMENTOS

Os autores agradecem as contribuições do Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq), Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica da UFC e Curso de Graduação em Engenharia Elétrica da UFC Campus Sobral.

REFERÊNCIAS

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Systems”. ISBN 0471-97193-X. 1998.

[2] Chowdhury, S.; Chowdhury, S.P.; Crossley, P. “Microgrids and Active Distribution Networks”. 1. ed. London, United Kingdom: Athenaeum

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[3] ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica. Procedimentos de Redes de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional

– PRODIST, 2012. <http://www.aneel.gov.br>. Acesso em: 17/09/2012.

[4] Lasseter, R.H. “Smart Distribution: Coupled Microgrids” Proceedings

of the IEEE Magazine, IEE, June 2011 pgs 1074-1082

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[7] Olivindo, J. A. S. “Estudo De Um Sistema De Proteção Para A Microrrede Do Campus Do Pici”. Monografia (Graduação em

Engenharia Elétrica) – Universidade Federal do Ceará, Sobral, 2012.

[8] Su, Wencong; Wang, Jianhui. Energy Management Systems in Microgrid Operations. The Electricity Journal, Volume 25, Issue 8,

October 2012.

[9] Katiraei, F.; Hatziargyriou, R.; Dimeas, A. N. 2008, Microgrids Management, IEEE Power & Energy Magazine, 2008.

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