AJUSTE DE RELÉS PARA PROTEÇÃO DE EQUIPAMENTOS E DETECÇÃO E PREVENÇÃO DE ILHAMENTO EM MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA 

REGISTRO DOI: 10.5281/zenodo.13090790


Leonardo Lorette Rabelo
Orientador: Jorge Luiz Bitencourt da Rocha


RESUMO 

Diante da necessidade e do aumento, no uso de Fontes Renováveis, surgiu  uma nova forma de geração de energia, conectadas a rede de distribuição por meio  de instalações nas unidades consumidoras, a micro e minigeração distribuída, que  tem como característica, a geração de energia elétrica através de pequenas centrais  geradoras utilizando fontes renováveis e a cogeração qualificada. De certa maneira  a inserção de pequenos geradores próximos às cargas pode proporcionar diversas  vantagens, tais como redução na instalação e manutenção de linhas de transmissão,  o baixo impacto ambiental, diversificação da matriz energética, e também  desvantagens, como a alteração no procedimento de operação, controle e proteção,  e o aumento na complexidade de operação da rede das distribuidoras, do Sistema  Elétrico de Potência. 

Este trabalho, a fim de tornar o sistema de proteção mais segura e confiável,  através de ajustes de relés, não importando o tipo de falta, pois a inserção da Micro  e Minigeração Distribuída no Sistema Elétrico de Potência, pode alterar  significativamente os níveis de correntes de defeito, podendo causar impacto no  funcionamento dos equipamentos; e auxiliando na detecção e prevenção de ilhamento, pois outro problema está relacionado à segurança da equipe de  manutenção em caso de alguma interrupção de fornecimento por parte da  concessionária, embora as regras de conexão em Micro e Minigeração exijam que  sejam feitas dessa maneira, deve haver uma desconexão automática nestes casos. 

Palavras-chave: Micro e Minigeração Distribuída, Proteção e ilhamento.

ABSTRACT 

According to the necessity and increase in using Renewable Sources,  a new form of energy generation, connected to the network distribution by  installation in the consumers units, the micro and the mini-generation distributed,  which has the feature of generating electric energy through small centers using  renewable sources and the co-generation qualified. In a certain way the insertion of  small generators next to the electric charges can provide several advantages, such  as reduction in the installation and maintenance of the transmission lines, low  environmental impact, diversification of the energy matrix, and also the  disadvantages, such as alteration in the operation procedure, control and protection,  and the increase in the operation complexity of the distributors network of the Electric  Power System. 

This work, in order to make the protection system more sage and trustworthy,  through adjustments of the relay, no matter what the kind of the lack, because the  insertion of the Micro and Mini-generation Distributed in Electric Power System, can  significantly alter the defect current levels, may cause impact in the equipment  operation; and assisting in the detection and prevention of the island conditions,  because other problem is related to the security of the maintenance team, in case of  any interruption of supply by the energy company, although the connection rules in  Micro and Mini-generation require to be made this way. It must have an automatic  disconnection in these cases. 

Keywords: Micro and Mini Generation distributed, Protection and island condition.

1. INTRODUÇÃO 

A presente monografia tem como objetivo, a fim de tornar o sistema de  proteção mais segura e confiável, através de ajustes de relés, não importando o tipo  de falta, pois a inserção da micro e mini geração Distribuída no Sistema Elétrico de  Potência, pode alterar significativamente os níveis de correntes de defeito, podendo  causar impacto no funcionamento dos equipamentos; e auxiliando na detecção e  prevenção de ilhamento, pois outro problema está relacionado à segurança da  equipe de manutenção em caso de alguma interrupção de fornecimento por parte da  concessionária, embora as regras de conexão em micro e minigeração exijam que  sejam feitas dessa maneira, deve haver uma desconexão automática nestes casos.

2. O QUE É GERAÇÃO DISTRIBUÍDA? 

Geração Distribuída (GD) é uma expressão usada para designar a geração  elétrica realizada junto ou próxima do(s) consumidor(es)independente da potência,  tecnologia e fonte de energia. As tecnologias de GD têm evoluído para incluir  potências cada vez menores. A GD inclui: 

• Co-geradores; 

• Geradores que usam como fonte de energia resíduos combustíveis de processo; 

• Geradores de emergência; 

• Geradores para operação no horário de ponta; 

• Painéis Fotovoltáicos; 

• Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH’s. 

O conceito envolve, ainda, equipamentos de medida, controle e comando que  articulam a operação dos geradores e o eventual controle de cargas  (ligamento/desligamento) para que estas se adaptem à oferta de energia. 

A GD tem vantagem sobre a geração central pois economiza investimentos  em transmissão e reduz as perdas nestes sistemas, melhorando a estabilidade do  serviço de energia elétrica. 

A geração elétrica perto do consumidor chegou a ser a regra na primeira  metade do século, quando a energia industrial era praticamente toda gerada  localmente. A partir da década de 40, no entanto, a geração em centrais de grande  porte ficou mais barata, reduzindo o interesse dos consumidores pela GD e, como consequência, o desenvolvimento tecnológico para incentivar esse tipo de geração  também parou. 

As crises do petróleo introduziram fatores perturbadores que mudaram  irreversivelmente este panorama, revelando a importância, por exemplo, da  economia de escopo obtida na co-geração. A partir da década de 90, a reforma do  setor elétrico brasileiro permitiu a competição no serviço de energia, criando a  concorrência e estimulando todos os potenciais elétricos com custos competitivos. 

Com o fim do monopólio da geração elétrica, em meados dos anos 80, o  desenvolvimento de tecnologias voltou a ser incentivado com visíveis resultados na  redução de custos(INEE,2015). O gráfico a seguir mostra a potência total instalada, em geração distribuída, no ano de 2015. 

Gráfico 1 – Potência Instalada 2015

Fonte: Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.

3. EFICIÊNCIA ENERGÉTICA 

Tendo como premissa usar a energia de maneira eficiente, empregando  maneiras de otimizar os processos produtivos e o emprego da energia utilizando os  serviços já existentes, para produzir outros bens e serviços. A eficiência energética é  uma prática que tem como objetivo reduzir o consumo de energia, através da  utilização racional de energia ou com a implantação de sistemas que utilizem fontes  renováveis como fonte de energia. O gráfico 2 mostra a evolução do potencial de  eficiência energética. 

Gráfico 2 – Evolução da intensidade energética e elétrica da economia

Fonte: Empresa de pesquisa Energética – EPE.

4. BALANÇO ENERGÉTICO 

Oferta: em 2015, a oferta interna de energia (total de energia disponibilizada  no país) atingiu 299,2 Mtep, registrando uma redução de 2,1% em relação ao ano  anterior. Parte desta queda foi influenciada pelo comportamento da oferta interna de  petróleo e derivados, que retraiu 7,2% no período, em consequência do superávit  nos fluxos de exportação e importação destas fontes energéticas. Contribuiu ainda  para a queda da oferta interna bruta o enfraquecimento da atividade econômica em  2015, ano em que o PIB nacional contraiu 3,8%, segundo o último dado divulgado  pelo IBGE. No caso da energia elétrica verificou-se também um recuo na oferta  interna de 8,4 TWh (1,3%) em relação a 2014. Pelo quarto ano consecutivo, devido  às condições hidrológicas desfavoráveis, houve redução da energia hidráulica  disponibilizada. Em 2015 o decréscimo foi de 3,2% comparado ao ano anterior.  Apesar da menor oferta hídrica, ocorreu um avanço da participação de renováveis  na matriz elétrica de 74,6% para 75,5%, explicado pela queda da geração térmica à base de derivados de petróleo e ao incremento da geração à base de biomassa e  eólica. A geração eólica atingiu 21,6 TWh – crescimento de 77,1% – ultrapassando  assim a geração nuclear em 2015. A potência eólica atingiu 7.633 MW, expansão de  56,2%(BEN,EPE,2016) . O gráfico ilustra o número de conexões por fonte no ano de  2015.

Gráfico 3 – Números de conexões por fonte

Fonte: Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.

5. CONCEITO DE MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA 

No exercício das suas competências legais, a Agência promoveu a Consulta  Pública nº 15/2010 (de 10/09 a 9/11/2010) e a Audiência Pública nº 42/2011 (de  11/08 a 14/10/2011), às quais foram instauradas com o objetivo de debater os  dispositivos legais que tratam da conexão de geração distribuída de pequeno porte  na rede de distribuição. Como resultado desse processo de consulta e participação  pública na regulamentação do setor elétrico, a Resolução Normativa – REN nº 482,  de 17/04/2012, estabeleceu as condições gerais para o acesso de micro e  minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica, e criou o  sistema de compensação de energia elétrica correspondente. O acompanhamento  da implantação da REN nº 482/2012, realizado pela ANEEL nos últimos anos,  permitiu identificar diversos pontos da regulamentação que necessitavam de  aprimoramento. Dessa forma, com o objetivo de reduzir os custos e o tempo para a  conexão da micro e minigeração, compatibilizar o Sistema de Compensação de  Energia Elétrica com as Condições Gerais de Fornecimento (Resolução Normativa  nº 414/2010), aumentar o público alvo e melhorar as informações na fatura, a  ANEEL realizou a Audiência Pública nº 26/2015 (de 7/5/2015 a 22/6/2015) que  culminou com a publicação da Resolução Normativa – REN nº 687/2015, a qual  revisou a REN nº 482/2012 e a seção 3.7 do Módulo 3 dos Procedimentos de  Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST(ANEEL,2016). 

5.1 Regulação de micro e minigeração distribuída 

Como disposto em tais regulamentos, a micro e minigeração distribuída  consistem na produção de energia elétrica a partir de centrais geradoras de pequeno  porte que utilizam fontes renováveis ou cogeração qualificada, essas centrais são  conectadas à rede de distribuição através das instalações dos consumidores. 

Entende se como geração distribuída ou Geração incentivada, uma geração de energia elétrica com potência instalada menor ou igual a 100KW, para a micro  geração, ou com potência instalada maior que 100KW e menor ou igual a 1MW, para  o caso de minigeração, que utilizem fontes renováveis, energia hidráulica, solar,  eólica, biomassa ou cogeração qualificada, como base, conforme regulamentação  da ANEEL(REN 482/12), conectadas a rede de distribuição através das unidades  consumidoras. 

A RES N°482 instituiu a diferenciação entre as fontes de geração distribuída,  na qual a micro geração distribuída refere-se a uma central geradora de energia  elétrica, com potência instalada menor ou igual a 100kW, enquanto que a mini  geração distribuída diz respeito às centrais geradoras com potência instalada  superior a 100kW e menor ou igual a 1MW. Micro geração e mini geração distribuída  consideram a produção de energia elétrica a partir de pequenas centrais geradoras  que utilizam fontes com base em energia hidráulica, solar, eólica, biomassa ou  cogeração qualificada, conectadas à rede de distribuição por meio de instalações  das unidades consumidoras.

5.1.1 Microgeração em BT 

Figura 1 – Geração sem uso de inversores 

Opção 1: Proteção atua sobre o EI desconectando o gerador e as cargas
Fonte: Companhia Paranaense de Energia – COPEL

Figura 2 – Geração sem o uso de inversores 

Opção 2: Proteção sobre o EI desconectando o gerador 
Fonte: Companhia Paranaense de Energia – COPEL

Figura 3 – Geração com uso de inversor

Fonte: Companhia Paranaense de Energia – COPEL

5.1.2 Microgeração em MT 

Figura 4 – Geração com uso de inversor

Fonte: Companhia Paranaense de Energia – COPEL

5.1.3 Minigeração em 13,8KV 

Minigeração com potência instalada de geração de 76 a 300 kW

Figura 5 – Proteção atua sobre o EI desconectando o gerador e as cargas

Fonte: Companhia Paranaense de Energia – COPEL

Figura 6 – Proteção atua sobre a EI desconectando apenas o gerador

Fonte: Companhia Paranaense de Energia – COPEL

Minigeração com potência instalada de geração de 301 a 500 kW

Figura 7 – Proteção atua sobre o EI desconectando o gerador e as cargas

Fonte: Companhia Paranaense de Energia – COPEL

Figura 8 – Proteção atua sobre o EI desconectando apenas o gerador

Fonte: Companhia Paranaense de Energia – COPEL

Figura 9 – Proteção atua sobre o EI desconectando apenas o gerador

Fonte: Companhia Paranaense de Energia – COPEL

Minigeração com potência instalada de geração de 501 kW acima

Figura 10 – Proteção atua sobre o EI desconectando o gerador e as cargas

Fonte: Companhia Paranaense de Energia – COPEL

6. PROCEDIMENTO DE ACESSO DE MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA 

Na Seção 3.7 do PRODIST, são apresentadas todas as etapas a serem  executadas pela concessionária, para viabilizar a conexão de micro e minigereção  distribuída, na rede de distribuição de Baixa e Média tensão, definindo os prazos a  serem cumpridos pelas concessionárias. 

No que se refere ao acesso de micro e minigeração distribuída, são  obrigatórias somente as etapas de solicitação de acesso e parecer de acesso. 

Figura 11 – Caderno temático de micro e mini geração distribuída

Fonte: Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL

7. CARACTERIZAÇÃO DE MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA 

Para diferenciar, a microgeração distribuída se dá por uma central geradora de  energia elétrica, com uma potência instalada menor ou igual a 75KW, e a  minigeração distribuída que se dá por uma central geradora com potência instalada  superior a 75KW e menor ou igual a 3 megawattsMW, sendo que para fonte híbrida,  ou 5MW para as demais fontes.

8. NORMAS TÉCNICAS 

ABNT NBR 5419 

ABNT NBR 5419-2:2015 

3.1.18 

sistema elétrico 

sistema que incorpora componentes de fornecimento de energia em baixa  tensão 

3.1.23 

linhas de energia 

linhas de transmissão que fornecem energia elétrica, dentro de uma estrutura,  aos equipamentos eletrônicos e elétricos localizados nesta, por exemplo, os quadros  elétricos de baixa tensão (BT) ou alta tensão (AT) 

3.1.48

medidas de proteção

medidas a serem adotadas na estrutura a ser protegida, com o objetivo de  reduzir os riscos 

ABNT NBR 5410 

ABNT NBR 5410:2004 

3.2 Proteção contra choques elétricos 

3.2.1 elemento condutivo ou parte condutiva: Elemento ou parte constituída  de material condutor, pertencente ou não à instalação, mas que não é destinada  normalmente a conduzir corrente elétrica. 

3.2.2 proteção básica: Meio destinado a impedir contato com partes vivas perigosas em condições normais. 

3.2.3 proteção supletiva: Meio destinado a suprir a proteção contra choques  elétricos quando massas ou partes condutivas acessíveis tornam-se acidentalmente  vivas. 

3.2.4 proteção adicional: Meio destinado a garantir a proteção contra choques  elétricos em situações de maior risco de perda ou anulação das medidas  normalmente aplicáveis, de dificuldade no atendimento pleno das condições de  segurança associadas a determinada medida de proteção e/ou, ainda, em situações  ou locais em que os perigos do choque elétrico são particularmente graves. 

4.1.1 Proteção contra choques elétricos 

As pessoas e os animais devem ser protegidos contra choques elétricos, seja  o risco associado a contato acidental com parte viva perigosa, seja a falhas que  possam colocar uma massa acidentalmente sob tensão. 

4.1.2 Proteção contra efeitos térmicos 

A instalação elétrica deve ser concebida e construída de maneira a excluir  qualquer risco de incêndio de materiais inflamáveis, devido a temperaturas elevadas  ou arcos elétricos. Além disso, em serviço normal, não deve haver riscos de  queimaduras para as pessoas e os animais. 

4.1.3 Proteção contra sobrecorrentes 

As pessoas, os animais e os bens devem ser protegidos contra os efeitos  negativos de temperaturas ou solicitações eletromecânicas excessivas resultantes  de sobrecorrentes a que os condutores vivos possam ser submetidos. 

4.1.4 Circulação de correntes de falta 

Condutores que não os condutores vivos e outras partes destinadas a escoar  correntes de falta devem poder suportar essas correntes sem atingir temperaturas  excessivas.

NOTAS: 

1. Convém lembrar que tais partes estão sujeitas à circulação desde  pequenas correntes de fuga a correntes de falta direta à terra ou à massa, passando  por correntes de falta de intensidade inferior à de uma falta direta. 

2. No caso dos condutores vivos, considera-se que sua suportabilidade às  correntes de falta deve ser assegurada mediante proteção contra sobrecorrentes,  como enunciado em 4.1.3. 

4.1.5 Proteção contra sobretensões 

As pessoas, os animais e os bens devem ser protegidos contra as  consequências prejudiciais de ocorrências que possam resultar em sobretensões,  como faltas entre partes vivas de circuitos sob diferentes tensões, fenômenos  atmosféricos e manobras. 

4.1.6 Serviços de segurança 

Equipamentos destinados a funcionar em situações de emergência, como  incêndios, devem ter seu funcionamento assegurado a tempo e pelo tempo julgado  necessário. 

4.1.7 Desligamento de emergência 

Sempre que forem previstas situações de perigo em que se faça necessário  desenergizar um circuito, devem ser providos dispositivos de desligamento de  emergência, facilmente identificáveis e rapidamente manobráveis. 

4.1.8 Seccionamento 

A alimentação da instalação elétrica, de seus circuitos e de seus  equipamentos deve poder ser seccionada para fins de manutenção, verificação,  localização de defeitos e reparos. 

4.1.9 Independência da instalação elétrica 

A instalação elétrica deve ser concebida e construída livre de qualquer  influência mútua prejudicial entre instalações elétricas e não elétricas. 

4.1.10 Acessibilidade dos componentes

Os componentes da instalação elétrica devem ser dispostos de modo a  permitir espaço suficiente tanto para a instalação inicial quanto para a substituição  posterior de partes, bem como acessibilidade para fins de operação, verificação,  manutenção e reparos. 

4.1.11 Seleção dos componentes 

Os componentes da instalação elétrica devem ser conforme as normas  técnicas aplicáveis e possuir características compatíveis com as condições elétricas,  operacionais e ambientais a que forem submetidos. 

Se o componente selecionado não reunir, originalmente, essas  características, devem ser providas medidas compensatórias, capazes de  compatibilizá-las com as exigências da aplicação. 

4.1.12 Prevenção de efeitos danosos ou indesejados 

Na seleção dos componentes, devem ser levados em consideração os efeitos  danosos ou indesejados que o componente possa apresentar, em serviço normal  (incluindo operações de manobra), sobre outros componentes ou na rede de  alimentação. Entre as características e fenômenos suscetíveis de gerar perturbações  ou comprometer o desempenho satisfatório da instalação podem ser citados: 

• o fator de potência; 

• as correntes iniciais ou de energização; 

• o desequilíbrio de fases; 

• as harmônicas.

9. PROTEÇÃO EM MICRO E MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA 

O projeto de proteção é indispensável em um sistema elétrico. A análise de  falta, as condições de pré falta e pós falta fazem se necessárias para a escolha dos  relés de proteção, dispositivos de interrupção e suas coordenadas. Os sistemas  elétricos devem ser capacitados para suportar certos limites de distúrbios na rede  que afetam sua confiabilidade. 

Em geral, a implantação de novas gerações implica na necessidade de  estudos para avaliação das condições de operação da rede e da coordenação da  proteção em regime permanente e sob condição de falta. A rede responde  dependendo dos muitos fatores, incluindo a magnitude da perturbação, o uso dos dispositivos reguladores de tensão, impedância e localização da micro e minigeração  distribuída, configuração do sistema de energia, etc. 

A seção 3.3 do módulo 3 do PRODIST 

A seção 3.3 do PRODIST apresenta um descritivo onde indica as proteções  mínimas necessárias para o ponto de conexão da central geradora. Na Tabela 1, são estabelecidas as proteções mínimas necessárias, para  centrais geradoras que se enquadrem no conceito de micro e minigeração  distribuída (ANEEL, 2016).

Figura 12 – Proteções Mínimas em Função da Potência Instalada

Fonte: Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema  Elétrico Nacional – PRODIST 

Notas: 

(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 desconexão e interrupção automático acionado por  comando e/ou proteção. 

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

(4) Nas conexões acima de 300KW, se o lado da acessada do  transformador de acoplamento não for aterrado, deve-se usar uma proteção de sub  e de sobretensão nos secundários de um conjunto de transformadores de potência em  delta aberto.

Ainda segundo a seção 3.3 do PRODIST 

Definido como um dispositivo sensor que comanda, quando deve ou não abrir  o disjuntor ao surgirem, no sistema elétrico protegido, anormalidades no seu  funcionamento. 

Podemos sintetizar seu modo geral de atuação em quatro etapas: 

• Informações sobre como se encontra o sistema elétrico protegido em  relação a, corrente, tensão, frequência ou combinação dessas grandezas(Potência,  Ângulo de fase, Impedância, etc), são enviadas permanentemente para o relé; 

• Ocorrendo situações anormais no funcionamento do sistema elétrico protegido, que venham a sensibilizar o relé, o mesmo deverá atuar de acordo com a seu ajuste; 

• Sua atuação se dá pelo envio de um sinal, o qual resultará em ações  de, sinalização, abertura do disjuntor ou bloqueio do sistema e/ou nas três ao  mesmo tempo; 

• A isolação da parte defeituosa, é feita através da abertura ou disparo do disjuntor.

10. SISTEMAS DE PROTEÇÃO 

É fundamental a atuação dos esquemas de proteção, para que a detecção e  isolamento de curtos-circuitos seja correta, assim prevenindo e limitando defeitos.  Para tanto, equipamentos, circuitos e dispositivos, que estejam operando de forma  anormal devem ser retirados do sistema de proteção no menor tempo possível. Para  isso, deve se analisar a filosofia de proteção adotada, o nível de curto-circuito, as  diretrizes de religamento automático, tipo de aterramento, as contribuições das  fontes para a falta, condições de pré e pós falta, dentre outras, que são básicas para  a especificar e parametrizar os elementos que compõe o sistema de proteção. 

Um sistema de proteção eficiente, deve possuir as seguintes características:

• Confiabilidade: probabilidade do sistema operar no momento correto; 

• Sensibilidade: A capacidade de resposta aos curtos-circuitos e às anormalidades, para as quais foi projetado; 

• Seletividade: A capacidade de reconhecer e selecionar as regiões submetidas ou não as faltas, fazendo sua atuação não interfira em outras áreas do sistema; 

• Velocidade: Rapidez na atuação na ocorrência de uma anormalidade a  fim de diminuir a extensão do dano; 

Deve se levar em conta, durante a concepção e análise do sistema de  proteção, o impacto econômico causado na implantação do sistema, a fim de não  inviabilizá- la. Sendo assim, deve-se buscar um equilíbrio entre as necessidades  técnicas e os recursos econômicos disponíveis. 

Esquemas de proteção devem ser compostos por equipamentos adequados.  No entanto, não há um padrão que defina quais os equipamentos a serem utilizados  nas mais diversas condições e configurações. Algumas características são comuns,  sendo elas (MATTISON,1995):

• Os relés devem atender integralmente as normas internacionais de  padronização, tais como ANSI/IEEE; 

• Documentos sobre os relés, com informações sobre suas aplicações e  quais as necessidades de manutenção e teste, devem ser fornecidos; 

• O relé deve permitir que testes, manutenções e realocações sejam  executados sem que qualquer distúrbio seja inserido no sistema; 

• Indicações sobre o que pode levar o relé a atuar indevidamente devem  estar claras nos documentos enviados. 

Quando se leva em conta que os sistemas de distribuição foram concebidos  para operação de forma radial, ou seja, com apenas uma fonte e um sentido para o  fluxo de potência, percebe-se que a inserção de unidades de GD altera essa  premissa afetando a correta operação das proteções. Essa influência será tanto  maior quanto maior for a penetração da Geração Distribuída no sistema. 

Estudo realizado pela National Renewable Energy Laboratory – NREL  (N.M,2003), concluiu que relações de 10 a 20% entre a geração do acessante e a  capacidade do sistema já podem ser consideradas como nível significante de  penetração de Geração Distribuída, tendo em vista os impactos ocasionados.  Atualmente tais níveis de penetração tendem a serem facilmente alcançados, visto  os incentivos dados aos investidores de GD.

11. PRINCIPAIS REQUISITOS DE UM RELÉ 

Os Relés devem: 

• Ser confiáveis e robustos; 

• Ser rápidos; 

• Ter baixo consumo próprio; 

• Ter alta sensibilidade e poder de discriminação; 

• Realizar contatos firmes – evitando bouching; 

• Manter sua regulagem; 

• Ter baixo custo. 

Antigamente eram definidos como principais os seguintes requisitos:  Seletividade, suportabilidade térmica, suportabilidade dinâmica, sensibilidade, baixo custo, velocidade, baixo consumo e principalmente confiabilidade. Atualmente devido ao crescimento da automação do sistema elétrico, soma  se aos requisitos, breaker failure, autocheck, seletividade lógica, oscilografia,  quantidade de entradas de analógicas de tensão adequada, quantidade de saídas à  relé adequada, quantidade de entradas analógicas de corrente adequada,  quantidade de entradas e saídas digitais adequada, possibilidade de se conectar em  rede, medição, controle, comando, supervisão, etc. 

11.1 Características funcionais do releamento 

a) Velocidade ou rapidez de ação, na ocorrência de um curto-circuito visa a: 

• Diminuir a extensão do dano ocorrido; 

• Auxiliar a manutenção da estabilidade das máquinas operando em paralelo; 

• Melhorar as condições de re-sincronização dos motores;

• Assegurara manutenção de condições normais de operação nas partes sadias do sistema; 

• Diminuir o tempo total de paralisação dos consumidores de energia;

• Diminuir o tempo total de não liberação de potência durante a  verificação do dano. 

Figura 13 – Curva Característica

O Sistema de Proteção por relés minimiza: 

• Custo de reparação dos estragos; 

• A probabilidade de propagação do defeito e envolvimento de outros  equipamentos; 

• O tempo de inatividade do equipamento reduzindo a necessidade das reservas; 

• A perda de renda e o agastamento das relações públicas, enquanto o  equipamento está fora de serviço.

11.2 Tipos de relés 

Criada pela American National Standards Institute – ANSI, a tabela ANSI  atribui números aos dispositivos de controle e proteção, a fim de uniformizar e  padronizar os termos utilizados pelos setores de planejamento, operação e  manutenção das concessionárias de energia elétrica. A tabela ANSI irá ilustrar as  principais funções de proteção e os respectivos códigos, de alguns dispositivos que  serão muitas vezes citados nesse estudo e que por vezes serão associados a essa  numeração.

Numeração Descrição da Função
27 Relé de subtensão
32 Relé direcional de potência
37 Relé de subcorrente ou subpotência
46 Relé de reversão ou desbalanceamento de corrente
47 Relé de reversão ou desbalanceamento de tensão
50 Relé de sobrecorrente instantâneo
50BF Relé de proteção contra falha de disjuntor (também chamado de 50/62 BF)
50G Sobrecorrente instantâneo de terra (comumente chamado 50GS)
50N Sobrecorrente instantâneo de neutro
51 Relé de sobrecorrente temporizado
51 Relé de sobrecorrente temporizado
51G Sobrecorrente temporizado de terra (comumente chamado 51GS)
51N Sobrecorrente temporizado de neutro
51Q Relé de sobrecorrente temporizado de sequência negativa
51V Relé de sobrecorrente com restrição de tensão
52 Disjuntor de corrente alternada
59 Relé de sobretensão
59Q Relé de sobretensão de sequência negativa
59NRelé de sobretensão residual ou sobretensão de neutro (ou 64G)
62Relé temporizador
64Relé detector de terra
67Relé direcional de sobrecorrente
67NRelé de sobrecorrente direcional de neutro (instantâneo ou temporizado)
67GRelé de sobrecorrente direcional de terra (instantâneo ou temporizado)
67Q Relé de sobrecorrente direcional de sequência negativa
68Relé de bloqueio por oscilação de potência
78Relé de medição de ângulo de fase/ proteção contra falta de sincronismo
79Relé de religamento
81Relé de frequência (sub ou sobre)
85Relé receptor de sinal de telecomunicação (teleproteção)
87Relé de proteção diferencial

12. PROTEÇÃO DO GERADOR 

A proteção do gerador deve conter: 

Faltas internas: 

(50 e 51) Relés de sobrecorrente; 

(87) Relé diferencial; 

(47) Sequência negativa; 

(32) Potência reversa; 

(64) Falta de estator a terra; 

(12) Sobre velocidade;

Faltas Externas: 

(21) Relés de distância; 

(67) Sobre corrente direcional de fase; 

(51V) Sobre corrente com restrição de tensão; 

(51) Sobre corrente; 

(27) subtensão. 

Contra ilhamento: 

(59) Relé de sobre tensão; 

(27) Relé de sub tensão; 

(60) Desequilíbrio de tensão; 

(81 Overfrenquency) Sobre frequência; 

(81 Underfrequency) Sub frequência. 

a. Relés térmico de sobrecarga 

Os relés térmicos bimetálicos de sobrecarga são dispositivos de proteção  cujos sensores térmicos(lâminas bimetálicas) são ligados em série com o circuito do  motor a ser protegido. Toda corrente absorvida pelo motor passa pelas lâminas e  provoca aquecimento, o qual flexiona as lâminas que disparam um mecanismo pré ajustado. O ajuste desse mecanismo vai determinar quando o relé deve disparar. Recomenda – se a instalação de um relé térmico para cada fase do motor,  pois a instalação em uma ou duas fases, no caso do motor elétrico trifásico, pode  não ser o bastante para proteger o mesmo. Como o enrolamento do relé térmico é  ligado em série com a fase, caso haja aquecimento, o par de placas bimetálicas se  deforma, promovendo uma curvatura devido à diferença de dilatação entre os  metais, o que leva a libertação do dispositivo de trava contido num invólucro isolante  de alta resistência térmica abrindo os contatos do relé e a consequente abertura do  circuito do motor.

Figura 14 – Relé de sobrecarga – Siemens SIRUS

Fonte: Siemens

FichaTécnica 

Figura 15 – Ficha Técnica

Fonte: Siemens

b. Relés de sub e sobretensão 

O relé de subtensão, atua na falta de tensão ou em uma tensão abaixo do  ajustado. 

Figura 16 – Diagrama de Ruptura

O relé de sobretensão, atua na presença de uma tensão acima da tensão  ajustada. 

Figura 17 – Diagrama de Ruptura

O relé de sobretensão, atua na presença de uma tensão acima da tensão ajustada.

Figura 18 – Relé de Sobretensão – WEG

Fonte: WEG

Figura 19 – Codificação

Fonte: WEG

Figura 20 – Especificação

Fonte: WEG

Figura 21 – Esquema de Ligação

Fonte: WEG

c. Relés sequência de fase 

Destina-se à proteção de sistemas trifásicos contra a inversão da sequência  das fases (L1-L2-L3). 

Figura 22 – Relé sequência de fase – WEG

Fonte: WEG.

Figura 23 – Codificação

Fonte: WEG 

Figura 24 – Especificação

Fonte: WEG

Figura 25 – Esquema de Ligação

Fonte: WEG

d. Relés de falta de fase 

O RPW com essa função destina-se a proteção de sistemas trifásicos contra  queda de uma fase (sem neutro). 

Figura 26 – Relé Falta de Fase – WEG

Fonte: WEG

Figura 27 – Codificação

Fonte: WEG

Figura 28 – Especificação

Fonte: WEG

Figura 29 – Esquema de Ligação

Fonte: WEG 

e. Relés de sobrecorrente 

Constituído de um dos tipos de função de proteção e, conforme o próprio  nome sugere, têm como grandeza de atuação uma ou mais dentre as correntes de  fase ou a corrente de neutro do sistema. 

Atua quando a corrente elétrica atinge um valor igual ou superior ao ajustado  ou pré-fixado previamente. Podendo ser instantâneos (Função ANSI 50) ou  temporizados (Função ANSI 51). 

Características: 

Representada pelas curvas de tempo x corrente. Essas curvas variam em função do tipo de relé. Antigamente, a escolha da característica do equipamento era  feita no ato da compra, não sendo possível alterá-la. Nos dias atuais, como são  fabricados apenas relés digitais, a característica de tempo x corrente pode ser  alterada dentro do próprio relé. 

Figura 30 – Relé de Sobrecorrente – Schneider

Fonte: Schneider 

13. TIPOS DE PROTEÇÃO 

Características Gerais dos Equipamentos de Proteção 

Há dois princípios gerais a serem obedecido sem sequência: 

a) Em nenhum caso a proteção deve ocorrer, se não existe defeito na zona de operação requerida pelo sistema; 

b) Se existe defeito nessa zona, onde atua o controle, a sequência de proteção deve corresponder a forma, intensidade e localização do defeito. 

A proteção por meio de relés(releamento) tem duas funções:

Função Principal – Rápida retirada de serviço de um elemento do sistema;

Função Secundária – Indicação da localização e do tipo do defeito, visando rápida reparação. 

Para atenuar os efeitos das perturbações: 

• Assegurar a continuidade da alimentação dos usuários; 

• Salvaguardar os equipamentos, material e as instalações da rede.

Para tanto o sistema de proteção deve: 

• Alertar operadores em caso de perigo; 

• Excluir do serviço a instalação que arrisca deteriorar um equipamento ou afetar toda a rede. 

Há necessidade de dispositivos de proteção para situações anormais de funcionamento, os curto-circuitos e os defeitos de isolamento. 

13.1 Aspectos considerados na proteção 

Na proteção de um sistema elétrico considera-se: 

• Operação Normal; 

• Prevenção contras falhas elétricas; 

• Limitação dos defeitos devido a falhas. 

A operação normal presume: 

• Inexistência de falhas de equipamento; 

• Inexistência de erros do pessoal de operação; 

• Inexistência de incidentes aleatórios.

Prevenção contra as falhas: 

• Previsão de isolamento adequado; 

• Uso de cabos para-raios e baixa resistência de pé-de-torre;

• Manual de instruções de operações; 

• Manual ou checklist apropriado de manutenção. 

Limitação dos efeitos das falhas: 

• Redução da magnitude de corrente de curto-circuito; 

• Projeto capaz de suportar os efeitos mecânicos e térmicos das  correntes de defeito; 

• Existência de circuitos múltiplos e geradores de reserva; 

• Existência de proteção por relés(releamento) e outros dispositivos, bem como disjuntores com suficiente capacidade de interrupção;

• Análise frequente sobre as mudanças no sistema – crescimento e  desdobramento das cargas. 

Em um sistema encontram-se os seguintes tipos de proteção: 

• Proteção contra incêndio; 

• Proteção por releamento e por fusíveis; 

• SPDA e proteção de surtos de manobra. 

Considerações Principais: 

a) Elétricas – características do sistema de potência: condições de operação, características dos equipamentos, sensibilidade, etc.; 

b) Econômicas – importância funcional do equipamento; 

c) Físicas – facilidades de manutenção, acomodação, distância entre pontos de releamento, etc.

13.1.1 Contra sub e sobretensão 

Subtensão, se caracteriza por uma queda do nível do sinal elétrico. Existe  tensão, porém em um nível muito abaixo do esperado. Em locais onde há furto de  energia elétrica, é comum se ter subtensão. 

Podendo ser transitória ou permanente, a sobretensão trata-se de uma  elevação na tensão do sistema elétrico, onde essa elevação ultrapassa os limites de  padronização. A sobretensão transitória, é de curta duração, por volta de  microssegundos, podendo ser provocada por manobras na rede(manutenção,  chaveamento de circuitos, desligamentos de equipamentos por conta de chuvas) ou  descargas atmosféricas. Já a sobretensão permanente é de longa duração, devido às grandes intervenções na rede(manobra e manutenção) e avarias na rede de  distribuição, por conta da queda de árvores, ventanias e etc. 

Figura 31 – Proteção de Sobretensão

13.1.2 Contra sub e sobrefrequência 

Sobrefrequência, se caracteriza pelo aumento no nível da frequência, em  relação ao valor de ajuste. 

Subfrequência, se caracteriza pela queda do nível de frequência abaixo do  valor de ajuste, podendo acarretar em uma sobrecarga. 

Atuando nos disjuntores, os relés de proteção da interligação devem operar  para as condições anormais, descritas acima.

14. TÉCNICAS DE AJUSTE 

A seção 3.3 do PRODIST 

Os ajustes dos relés que atuam sobre o disjuntos responsável pelo  paralelismo, bem como as relações dos transformadores de corrente(TC) que os  suprem, devem ser definidos pelo acessante e aprovados pela acessada,  observando-se estudos de coordenação de proteção, quando aplicáveis. 

O desafio do ajuste dessas funções está na definição do equilíbrio ideal entre  os limites de atuação das proteções e suas respectivas temporizações. Isso porque,  se por um lado desvios de tensão e frequência podem causar danos aos  equipamento, por outro, atuações muito rápidas podem levar a desarmes por uma  variedade de questões alheias ao acessante, tal como afundamento de tensão  causados por curto-circuitos em pontos distantes do sistema. 

14.1 Corrente de ajuste 

A corrente de ajuste dos relés depende de sua forma construtiva. Para relés  eletromecânicos, o ajuste é feito através de um tracionamento de mola de operação,  variação de entreferro, mudanças de tapes na bobina magnetizante. Enquanto nos  relés estáticos alterações no ajuste podem ser feitas através de uma variação nos  elementos do seu circuito, nos relés digitais todo o ajuste é implementado via  software, podendo se implementar curvas de tempo normalizadas pela IEC [IEC], ou  não, para relés temporizados. 

14.2 Critério para corrente de ajuste dos relés instantâneos 

Como a unidade instantânea não é temporizada, e para evitar atuação de  outros relés, o seu ajuste deve ser de tal maneira que não alcance os relés a  jusante.

Sendo assim, a corrente de ajuste do instantâneo deve ser calculada, de  modo a haver seletividade do relé, ou seja, sem sobreposição de zona de atuação. 

• Ajuste da função temporizada (51) quanto à partida (pick-up): este  valor deverá ser aquele definido nesta especificação como Ip (ou 1,2 x Idem); isto  significa que o relé somente começará a se sensibilizar para valores de corrente  superiores a Ip (referido ao primário ou Ip/RTC, referido ao secundário; RTC é a  relação de transformação dos TC de proteção). Caso o valor de corrente ultrapasse  Ip, o relé inicia a contagem de tempo de acordo com a sua curva característica e  atuará se o tempo for superior ao desta curva no ponto de operação; 

• Ajuste da função instantânea de fase (50) quanto ao valor de atuação:  deverá ser escolhido o menor valor possível que não provoque a atuação indevida  do relé na energização do(s) transformador(es); assim, este ajuste deverá ser  superior a , no máximo, 20% do valor de Imag. No diagrama de coordenação e  seletividade deve ser verificado que o ajuste instantâneo não seja superior ao menor  valor de curto-circuito e ao ponto ANSI do menor transformador.

15. ILHAMENTO 

O ilhamento acontece quando a rede de distribuição se isola eletricamente  da energia principal, porém continuar a ser energizada por geradores conectados a  um subsistema isolado. Em geral, a recomendação é desligar todos os geradores  distribuídos, logo que o ilhamento tenha ocorrido. 

A não detecção do ilhamento, e como consequência a não desconexão dos  geradores distribuídos do subsistema, pode acarretar em algumas implicações,  dentre as principais, destaca se: 

• Embora sendo responsável legal pela qualidade da energia fornecida,  não há como garantir o serviço para os consumidores, pois a rede ilhada está fora  de controle, por parte da concessionária; 

• Com os níveis de curto-circuito reduzidos drasticamente, a  coordenação do sistema de proteção da rede ilhada não irá operar de maneira  satisfatória; 

• Por ter perdido a conexão com a concessionária, o sistema ilhado pode  apresentar um aterramento inadequado; 

• O não conhecimento de áreas ilhadas, por parte da concessionária,  coloca em risco a segurança da equipe de manutenção, bem como a dos  consumidores em si; 

• O gerador pode estar fora de sincronismo, sendo assim, no instante de  reenergização da rede, o mesmo pode ser levado a sérios danos, bem como os  demais componentes do sistema elétrico. 

Embora sejam apresentados diversos métodos de detecção pela literatura  técnica. Atualmente, a indústria de energia elétrica reconhece os relés baseados em  medidas de frequência como os mais simples e eficazes para a detecção do  ilhamento. Portanto, são mais estudados e difundidos. Porém, havendo um desbalanço de potência ativa pequeno, no sistema ilhado, os relés baseados em  medidas de frequência podem falhar e isso é bem reconhecido. A figura 32  exemplifica a formação do ilhamento na rede de distribuição. 

Figura 32 – Ilhamento

Fonte: Coppe UFRJ 

15.1 Ilhamento intencional 

O ilhamento intencional pode ocorrer de maneira planejada, através do  chaveamento programado do disjuntor de acoplamento da microrrede, ou quando  associado à interrupção de fornecimento de corrida de falhas do sistema principal. 

O sucesso do ilhamento depende da condição da rede antes do ilhamento,  especialmente do fluxo de potência no disjuntor de acoplamento, da característica  das 10 unidades geradoras conectadas à microrrede, do distúrbio que originou a formação da ilha e do tempo de detecção do ilhamento. A detecção do ilhamento é  essencial, pois medidas devem ser tomadas para que o novo modo de operação  seja completamente estabelecido. Após a detecção do ilhamento deve ser realizado  o chaveamento do modo de controle da GD e a reconfiguração do sistema de  proteção na ilha. Além disso, caso seja necessário, deve-se iniciar as ações de  controle planejadas, tais como corte de carga ou geração. Relés de medição de  tensão e de frequência são utilizados com função de resguardar o sistema contra a  formação das ilhas e o gerador distribuído só poderá se reconectar após o  suprimento de energia da concessionária ser restabelecido. 

Contudo, a operação em ilha pode trazer benefícios, em especial, a melhoria  dos índices de continuidade do suprimento. Assim, estes mesmos dispositivos de  proteção podem ser empregados com objetivo de promover o ilhamento intencional.  Neste caso, após o ilhamento ser detectado, ao invés de um comando para a  desconexão do gerador, sinais são enviados para modificações dos modos de  controle dos geradores e dos ajustes do sistema de proteção da microrrede ilhada.  Essas medidas têm como objetivo possibilitar a operação da ilha de forma  autônoma. No momento da formação da ilha, as tensões e a frequência da  microrrede isolada irão oscilar. Essa variação está diretamente relacionada com a  diferença entre a potência ativa e reativa gerada e consumida no instante  imediatamente anterior ao ilhamento. Ou seja, a variação dependerá do fluxo de  potência na interligação da microrrede com a distribuidora. (M.N.B.,2013). 

16. TÉCNICAS DE DETECÇÃO DE ILHAMENTO DE GERADORES DISTRIBUÍDOS 

Diversas são as técnicas para a detecção do ilhamento em micro e mini  geração distribuída, em relação ao princípio operativo baseiam se as Técnicas  Remotas e Locais. A confiabilidade é vista como um problema na detecção de  ilhamento, pois é um dos aspectos mais desafiadores da conexão de geração  distribuída, por esse motivo consideráveis pesquisas são realizadas a respeito.

16.1 Técnicas Remotas 

Utiliza grandezas locais como frequência, tensão e corrente e além de  necessitar de um sistema de comunicação entre os dispositivos de proteção do  sistema, subestação e as GDs. As principais técnicas remotas são baseadas em  SCADA(Supervisory Control and Data Acquisition) ou em técnicas de PLCC(Power Line Carrier Communication). 

16.2 Técnicas locais 

Detectar o ilhamento através de medidas das grandezas de corrente, tensão  e outra variável que esteja disponível no ponto de instalação dos dispositivos de  proteção. Dessa maneira, torna-se uma técnica ativa ou passiva. Considerando os  geradores síncronos, iremos abordar apenas as técnicas passivas. 

Os relés de sub e sobretensão, relé de taxa de variação de frequência, os  relés de sub e sobrefrequência, são os mais comuns para a utilização das técnicas  passivas, pois são baseados em medidas de frequência e de tensão. 

Pois assim, a proteção se baseia na intensidade de variação de frequência  elétrica que está fortemente relacionada ao valor do desbalanço de potência ativa no  subsistema ilhado. Maior sendo o desbalanço entre a carga e a geração de potência  ativa na ilha energizada, mais eficiente se tornará o esquema de proteção.  Ocorrendo um menor desbalanço entre a carga e a geração de potência ativa,  menos eficiente se tornará o esquema de proteção.

16.3 Técnicas passivas 

São técnicas mais simples e assim tem menor custo, pois as decisões são  tomadas baseando se apenas nas medidas de grandezas elétricas (forma de onda  de corrente e de tensão) do sistema, verificação dos limites programados nos  equipamentos/dispositivos de proteção. 

16.4 Técnicas ativas 

Decisões são tomadas com base nas medições dos sinais injetados, de  maneira proposital, na rede por sistema de controle projetados com essa finalidade.  Em geral, esses sinais são de alta frequência, e em função das condições na rede,  sofrem alteração em suas características. Independente de outros fenômenos, as  técnicas ativas são mais confiáveis na detecção do evento. 

16.5 Métodos utilizados na detecção de ilhamento 

• Taxa de variação de frequência (Rate of Change of Frequency – ROCOF): Tendo sido atribuída a numeração 81 df/dt pela norma ANSI, corresponde  ao método mais comumente utilizado para detecção de ilhamentos. É um método  passivo que se baseia verificação de variações lentas da frequência, o que acontece  quando a diferença entre potência gerada e potência demandada pelas cargas é  pequena; 

• Salto de vetor (Vector Shift): Tendo sido atribuída a numeração 78 pela  norma ANSI, corresponde a um algoritmo de proteção que monitora a variação do  ângulo da tensão, operando quando tal variação supera o limiar predefinido no  ajuste do relé. Enquanto alguns relés tomam como referência apenas uma fase,  outros têm referência trifásica, o que ajuda a tornar o algoritmo imune a  interferências, tal como distorções harmônicas;

• Transferência de atuação das proteções da concessionária (Direct transfer trip – DTT): Esse método se baseia na transferência do sinal de disjuntor aberto ou de atuação das proteções da concessionária para o acessante, de forma  que ele também seja desconectado do sistema. Trata-se do método mais confiável  já que não está sujeito a avaliação do equilíbrio geração/carga e também é imune a  eventos remotos. No entanto, o elevado custo de sua implantação pode tornar sua  utilização inviável. Além disso, conforme topologia de rede, pode ser necessária a  transferência de sinal de mais de um local, o que aumenta o custo e complexidade  do sistema; 

• Proteções de Frequência e Tensão (81u/o, 27 e 59). Em circunstâncias  específicas, tais como quando se utilizam geradores de indução sem compensação  reativa ou geradores de indução com dupla alimentação e sem controle de tensão, a  utilização da combinação de relés de sub/sobrefrequência e tensão são suficientes  para detectar condições de ilhamento, já que existe uma impossibilidade física de  funcionamento estável da ilha formada.

17. RELIGAMENTO AUTOMÁTICO DE REDE – RA 

A maior parte das faltas a que o sistema é submetido é temporária e pode ser  eliminada com a abertura da fonte de alimentação durante um curto espaço de  tempo, suficiente para desaparecimento do arco elétrico. Com o fim do arco, o  sistema pode ser restabelecido. Para aumentar a rapidez desse restabelecimento, a  concessionária de energia utiliza o recurso de religamento automático, também  conhecido como RA, que possibilita a maximização da continuidade de seu  atendimento. 

No entanto, a conexão de unidade de GD pode prejudicar o desempenho desse procedimento, tornando o esforço para recompor o sistema complexo devido  aos sérios riscos de ocorrer um fechamento sem sincronização entre os geradores,  que estejam atendendo cargas de forma ilhada, e a concessionária (IRE,2012).  Dependendo da diferença entre a magnitude e ângulo da tensão da área ilhada e do  sistema elétrico podem surgir durante fechamento sobretensões, sobrecorrentes e  grandes torques mecânicos que podem ocasionar, além de danos e estresse  cumulativo para o gerador, sérios estragos para o disjuntor. 

O sistema de geração distribuída deve ser capaz de suportar o religamento  automático da rede da Light SESA, assim como religamento fora de fase, na pior  condição possível, ou seja, em oposição de fase. O tempo de religamento  automático varia de acordo com o sistema de proteção adotado e o tipo de rede de  distribuição (urbano ou rural), podendo variar de 500 ms até 20 segundos.[LIGHT  SESA]

18. CONCLUSÕES 

O crescente número de conexões de micro e minigeradores distribuídos no  sistema, fomentado por incentivos governamentais, causa impacto nas  características do Sistema Elétrico de Potência. O presente trabalho procurou  apresentar os aspectos positivos e negativos na proteção contra as faltas causadas  pela frequentes conexão de acessantes em todos os níveis de tensão nos sistemas  das concessionárias, destacando os impactos mais relevantes no uso de técnicas e  aplicações de dispositivos, mostrando o quão essencial é para uma perfeita  harmonia entre segurança pessoal, de equipamentos e fornecimento, sendo eles: 

• Sub alcance dos relés de distância, fazendo com que a eliminação da  falta dure mais tempo do que o necessário e consequentemente aumentando o  estresse ao qual o sistema elétrico é exposto durante uma falta, ou ainda, ampliando  a duração de afundamentos de tensão causados pela circulação da corrente de  curto-circuito; 

• Operação indevida dos relés de sobrecorrente direcionais que podem  ser levados a atuar para correntes contra a sua direcionalidade(correntes reversas); • Descoordenação ou ausência de seletividade nos sistemas de média tensão, dificultando também a localização de faltas, aumentando o tempo da  interrupção e o custo de manutenção; 

• Dificuldades na definição do melhor ajuste para a proteção de  retaguarda de uma porção do sistema em caso de indisponibilidade de sua proteção  principal, com a presença de plantas de acessantes com mais de uma máquina.  Essa questão é importante na medida que as unidades de GD podem operar em  diversas configurações, impondo diferentes contribuições para faltas no sistema  das concessionárias sem ser possível por parte delas nenhum controle da situação; 

• Possibilidade de inviabilização da manutenção de transformadores de  aterramento devido a dificuldades de ajuste provisório de relés de proteção  sensibilizados pelas tensões de deslocamento de neutro, as quais são reduzidas  pela presença de GD, em sistemas em que a referência de terra é dada por esse  transformador e cuja indisponibilidade acarreta a inexistência de corrente de sequência zero em faltas envolvendo à terra; 

Os equipamentos utilizados nos sistemas de potência, tem ao menos um relé  para protegê- lo. O sistema de proteção inclui também transformadores, disjuntores,  fiação e etc. 

Outra discussão trazida à tona, foi a respeito dos aspectos positivos e  negativos, causados pelas conexões de micro e minigeração distribuída, diz respeito  a operação ilhada do sistema através de formação de microrredes, uma vez que tal  operação interfere no religamento do sistema e sendo assim, pode trazer outros  novos e indesejáveis faltas para o sistema, podendo acarretar em danos para os  equipamentos da concessionária ou do acessante. 

Analisando técnicas e a implementação dos relés, específicos para função de  detecção de ilhamento, utilizando as técnicas da taxa de variação da frequência e do  salto de vetor. Notou-se que é fundamental que haja a identificação da formação da  ilha o mais rápido possível, tanto para o ilhamento intencional, quanto para cessar o  fornecimento da GD em ilhamentos não intencionais. A microrrede sob estudo  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. Outro fato que pode  agravar essa situação de desequilíbrio é a fase escolhida para a conexão dessas  fontes monofásicas, na mesma fase ou em fases distintas. Segundo o estudo  realizado neste trabalho, a forma mais adequada é a conexão das duas fontes  monofásicas em fases distintas, de forma a reduzir os desequilíbrios de corrente nas  fases e em consequência reduzir os valores das correntes nominais de neutro.

19. ESTUDOS FUTUROS

AJUSTES E ANALISE DE RELÉS DE ALTA IMPEDÂNCIA (RELÉS DIFERENCIAIS DE DISTÂNCIA) E PDA PARA SISTEMAS FOTOVOLTÁICOS.

20. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 

INEE. Instituto Nacional de Eficiência Energética, 2016. ISSN INEE.  Disponível em: <http://www.inee.org.br/forum_ger_distrib.asp>. Acesso em: 13 ago.  2016. 

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MATTISON, Catherine M. Protective Relaying for the Cogeneration  Intertie Revisited. Conference Record of the 1995 IEEE. Volume 2, Oct 1995. 

ABNT, ABNT NBR 5419-2: “Proteção contra descargas atmosféricas Parte 2:  Gerenciamento de risco”,2015. 

ABNT, ABNT NBR 5410: “Instalações elétricas de baixa tensão”, 2004. 

M.N.B., Marianna Nogueira Bacelar, “Avaliação do Desempenho Estático e  Dinâmico de uma Microrrede na Ocorrência de Ilhamentos Intencionais”, M.Sc, COPPE/UFRJ, 2013.

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Energy Laboratory, Department of Energy, Tech. rep. NREL/SR-560-34715,  Aug.2003.