Orientadores: Walmir de Freitas Filho, José Carlos de Melo Vieira Júnior

Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação

Resumo: Geradores síncronos conectados em redes de distribuição de energia elétrica estão sujeitos a operarem de forma ilhada após a ocorrência de distúrbios na rede elétrica. Ilhamento ocorre quando uma parte da rede de distribuição torna-se eletricamente isolada da fonte de energia principal...

Resumo: Geradores síncronos conectados em redes de distribuição de energia elétrica estão sujeitos a operarem de forma ilhada após a ocorrência de distúrbios na rede elétrica. Ilhamento ocorre quando uma parte da rede de distribuição torna-se eletricamente isolada da fonte de energia principal (subestação), mas continua a ser energizada por geradores distribuídos conectados no subsistema isolado. A prática atualmente utilizada pelas concessionárias e recomendada nos principais guias técnicos é desconectar todos os geradores tão logo ocorra um ilhamento. Tipicamente, é necessário detectar uma situação de ilhamento em menos de dois segundos, dependendo, principalmente, do tempo de operação dos religadores automáticos. Os métodos mais comuns e baratos para detectar ilhamento compreendem relés baseados em medidas de freqüência (sub/sobrefrequência, taxa de variação de frequência e "salto de vetor") e o relé de tensão. No entanto, esses relés podem falhar se os níveis de desbalanço de potência ativa e reativa no subsistema ilhado forem pequenos. Portanto, o objetivo dessa dissertação é investigar a potencialidade de novos sinais para detectar ilhamento de geradores síncronos distribuídos, como forma de substituição ou complementação aos dispositivos de proteção anti-ilhamento convencionais. Os sinais analisados neste trabalho são taxa de variação da potência ativa (dP/dt), a relação Volts por Hertz (V/Hz), a variação da impedância (Z) medida no ponto de acoplamento comum (PAC), e a diferença angular ('delta' 'teta') entre as tensões medidas no PAC e na subestação. A investigação é baseada no levantamento de um conjunto de curvas relacionando tempo de detecção e desbalanço de potência ativa/reativa e nas zonas de não detecção, as quais fornecem os pontos de operação para os quais o relé em estudo falha na detecção do ilhamento. As curvas e as zonas são obtidas através de simulações de transitórios eletromagnéticos trifásicas considerando diferentes perfis de carga-geração na rede ilhada. Os resultados obtidos mostram que os sinais analisados têm um grande potencial para esse tipo de aplicação, porém são sujeitos à atuação indevida no caso da ocorrência de eventos que não sejam ilhamentos na rede de distribuição. Assim, uma análise de falsa operação também é conduzida e são propostas melhorias para minimizar e/ou eliminar a atuação indevida desses relés aqui investigados

Abstract: Synchronous generators connected to distribution power networks are likely to operate islanded following faults clearance in the system. Islanding occurs when a portion of the distribution system becomes electrically isolated from the substation, yet it continues energized by distributed...

Abstract: Synchronous generators connected to distribution power networks are likely to operate islanded following faults clearance in the system. Islanding occurs when a portion of the distribution system becomes electrically isolated from the substation, yet it continues energized by distributed generators connected to the islanded system. Utilities and standards recommend the disconnection of distributed generators immediately after islanding occurrences, otherwise it can lead to a number of problems to the generator and the connected loads. Typically, it is required to detect an islanding situation faster than two seconds after the island formation, depending, mainly, on the operation time of automatic reclosers. The most common and economical methods to detect islanding include the relays based on measures of frequency (under/over frequency, rate of change of frequency and vector surge) and voltage. However, these relays can fail if the active and reactive power imbalance levels in the islanded system are small. Therefore, the objective of this thesis is to investigate the potentiality of new signals to detect islanding of distributed synchronous generators, as replacement or complement to conventional protection anti-islanding devices. The signals analyzed in this research are the rate of change of generator active power (dP/dt), the ratio Volts per Hertz (V/Hz), impedance variation (Z) measured at the point of common coupling (PCC), and the angular difference ('delta' 'teta') between the voltage angle measured at the PCC and at the utility substation. The investigation is based on a set of curves, which relate time of islanding detection and active/reactive power imbalance and on the nondetection zones, which provide the operating points for which the relay fails to detect the islanding. These are obtained through electromagnetic transient three-phase simulations considering different profiles of generation-load in the islanded network. The results show that the signals analyzed have a huge potential for this type of application, however, their performance can decrease in case of occurrence of non-islanding events in the distribution system. Thereby, an analysis of false operation is conducted in order to propose improvements to minimize and/or to eliminate improper behavior of these relays