Impactos da Suportabilidade de Geradores Síncronos Distribuídos a

1
Impactos da Suportabilidade de Geradores
Síncronos Distribuídos a Afundamentos de
Tensão na Proteção de Sobrecorrente
e Anti-ilhamento
Rafael S. Silva, Fernanda C. L. Trindade, Walmir Freitas
Resumo--Este trabalho apresenta um estudo do impacto de
geradores síncronos distribuídos nos sistemas de proteção de
sobrecorrente e anti-ilhamento de redes de distribuição que
operam com requisitos de suportabilidade a afundamentos de
tensão. A operação desses geradores durante a ocorrência de uma
falta pode alterar o nível de curto-circuito do sistema resultando
na perda da coordenação da proteção de sobrecorrente. Portanto,
uma parte do estudo foi dedicada à análise da coordenação dos
dispositivos de proteção de sobrecorrente no sistema IEEE 34
barras. Outro fator importante, que pode resultar na
instabilidade do sistema isolado, é a atuação automática dos
religadores. Logo, investigou-se também o comportamento dos
geradores quanto à estabilidade transitória para casos em que os
geradores conectados ao sistema ilhado não são desconectados da
rede e sofrem o impacto da atuação automática dos religadores.
Palavras-chave--Curto-circuito, geração distribuída, proteção
anti-ilhamento, proteção de sobrecorrente.
I. INTRODUÇÃO
A
ocorrência de faltas nos sistemas elétricos resulta em
afundamentos de tensão ao longo de toda a rede. Tal
diminuição no módulo de tensão permanece até o instante em
que a falta é eliminada por ser de natureza temporária ou pela
atuação de dispositivos de proteção, que operam de forma a
isolar o defeito e reduzir seus impactos no sistema.
Quanto à operação dos geradores distribuídos mediante a
ocorrência de falta e considerando limites de suportabilidade a
afundamentos de tensão, pode-se requerer que (a) sejam
desconectados temporariamente da rede e conectados após a
recuperação do sistema; (b) permaneçam conectados ou (c)
permaneçam conectados e forneçam suporte reativo para
ajudar a manter o nível de tensão.
Com o aumento do nível de penetração de geradores
distribuídos nos sistemas de distribuição de energia elétrica,
muitas empresas têm recomendado que os geradores
permaneçam conectados mediante a ocorrência de
afundamentos de tensão por um determinado período de
tempo. Após esse período, a proteção anti-ilhamento deve
atuar desconectando o gerador. No entanto, a suportabilidade
Esse trabalho teve suporte financeiro da Conselho Nacional de
Desenvolvimento Cientéifico e Tecnológico (CNPq).
R. S. Silva, F. C. L. Trindade e W. Freitas pertencem ao Departamento de
Sistemas de Energia Elétrica, Universidade de Campinas (UNICAMP),
13083-852, Brasil(e-mails: {schin, fernanda, walmir}@dsee.fee.unicamp.br).
dos geradores distribuídos ao afundamento de tensão pode
resultar na alteração do nível de curto-circuito [1], [2] e/ou na
instabilidade do sistema [3]. Por conseguinte, estudos sobre o
impacto da adoção de tal procedimento são necessários.
Nesse contexto, o objetivo deste trabalho é realizar uma
investigação sobre o impacto da suportabilidade dos geradores
distribuídos aos afundamentos de tensão na coordenação da
proteção de sobrecorrente e na estabilidade transitória nos
casos em que os geradores ilhados não são desconectados da
rede e sofrem os impactos diretos de religamentos
automáticos.
Este trabalho está dividido conforme descrito a seguir. Na
próxima seção, os principais desafios resultantes da
suportabilidade dos geradores distribuídos a afundamentos de
tensão serão apresentados. A Seção 3 descreve a metodologia
empregada. A Seção 4 e a Seção 5 mostram os estudos
relacionados à proteção de sobrecorrente e à proteção antiilhamento, respectivamente. Na Seção 6, as conclusões obtidas
são apresentadas.
II. IMPACTO DA SUPORTABILIDADE DE GERADORES SÍNCRONOS
A AFUNDAMENTOS DE TENSÃO
Quando o gerador distribuído opera conectado à rede
durante a ocorrência de um curto-circuito, dependendo da
localização do defeito, é possível classificar os ramos do
circuito conforme segue [4]:
• Ramos do tipo 1: Ramos cuja corrente elétrica circulante
é de contribuição apenas dos geradores distribuídos ou da
concessionária.
• Ramos do tipo 2: Ramos cuja corrente elétrica circulante
é de contribuição dos geradores distribuídos e da
concessionária em conjunto.
Portanto, na presença de geradores distribuídos, a corrente
de curto-circuito é maior devido ao aumento do nível de curtocircuito e os ajustes dos dispositivos de proteção de
sobrecorrente devem ser parametrizados de forma que a
coordenação da proteção seja eficaz.
Contudo, caso o gerador distribuído não seja desconectado
do sistema tão logo um ilhamento for detectado, o nível de
curto-circuito que foi aumentado pela presença de geradores
distribuídos, é diminuído devido à ausência da contribuição de
corrente proveniente da concessionária no sistema isolado.
Além disso, a rede sofrerá impactos diretos do religamento
2
automático dos religadores [3] podendo ocasionar a perda de
estabilidade angular, dependendo da duração da falta. Isso
ocorre porque no ilhamento o gerador perde o sincronismo
com a rede e a tentativa de religamento causa perturbações no
sistema ilhado.
III. METODOLOGIA
A metodologia empregada neste trabalho consiste em utilizar o
sistema teste IEEE de 34 barras [5] modificado pela
eliminação de ramos monofásicos e pela adição de geradores
distribuídos e dispositivos de proteção de sobrecorrente,
conforme proposto em [6] e [7] (Fig. 1). O circuito modificado
será empregado nos estudos do impacto da alteração do nível
de curto-circuito e do religamento automático na coordenação
dos dispositivos de proteção de sobrecorrente e na estabilidade
angular, respectivamente, em sistemas elétricos que possuem
geradores distribuídos que operam sob regras de
suportabilidade a afundamentos de tensão. Assim, considera-se
que o gerador deve permanecer conectado ao sistema tanto
durante a ocorrência de um curto-circuito quanto após a
eliminação desta falta, respeitando os limites de afundamentos
de tensão impostos pelos regulamentos [8]. Tal consideração
equivale a assumir que os ajustes de proteção do gerador
permitem atingir o limite de afundamento de tensão adotado.
Esses estudos foram realizados em ambiente Simulink
(SimPowerSystems) no Matlab e divididos em três partes: (a)
estudo da coordenação da proteção de sobrecorrente para
diferentes locais de ocorrência de curto-circuito na presença de
geradores distribuídos; (b) estudo da coordenação da proteção
de sobrecorrente para diferentes locais de ocorrência de curtocircuito durante operação ilhada; (c) análise dos impactos de
religamentos automáticos na rede de distribuição.
A análise da coordenação da proteção de sobrecorrente será
auxiliada pela classificação dos ramos em ramos do tipo 1 e do
tipo 2, conforme descrito na seção anterior.
A. Rede IEEE-34 barras com Proteção de Sobrecorrente
A modificação aplicada ao sistema IEEE 34 barras consiste
na exclusão dos ramos monofásicos conforme sugerido por
[9], e em acumular um terço das cargas destes ramos em cada
uma das fases das barras finais dos ramos trifásicos a que estão
conectadas. Ressalta-se que as cargas foram representadas
como impedância constante.
O sistema de proteção consiste basicamente de um
religador de subestação (R) e sete fusíveis (F1 a F7)
conectados no início de cada uma das ramificações originadas
do alimentador principal e nos capacitores conectados às
barras 844 e 846. A proteção de sobrecorrente do sistema
consiste em um religador do tipo OYT, adequado para tensões
de 24kV, e elos fusíveis do tipo K, sendo os fusíveis F1, F2,
F3 e F6 especificado como 25K. Já os fusíveis F4, F5 do tipo
10K, e o fusível F7 do tipo 15K. O estudo de coordenação da
proteção de sobrecorrente para a escolha desses dispositivos
está apresentado no Apêndice A. No Apêndice B, maiores
detalhes sobre cada dispositivo de proteção empregado podem
ser encontrados.
B. Geradores
Dois geradores síncronos de 1MVA foram conectados à
barra 862 do sistema sob estudo, cada um através de um
transformador elevador de 1,5MVA. Os enrolamentos
primário e secundário dos transformadores foram conectados
em estrela com neutro aterrado (Yg:Yg). Apesar de não ser esta
a configuração normalmente utilizada em sistemas reais, o
objetivo é proporcionar a maior contribuição possível de
correntes de curto-circuito proveniente da planta de geradores
distribuídos, permitindo estudar os piores cenários. Os
parâmetros dos geradores podem ser verificados no Apêndice
B.
IV. ESTUDOS DE IMPACTOS NO SISTEMA DE PROTEÇÃO DE
SOBRECORRENTE
A análise do impacto no sistema de proteção de
sobrecorrente foi baseada em curtos-circuitos trifásicos e
monofásicos (fase A-terra). Em ambos os casos, utilizou-se
uma resistência de curto-circuito de 0,001Ω, com o intuito de
analisar as condições de falta mais severas.
Os resultados apresentados na Tabela I mostram os valores
de corrente de curto-circuito para o caso em que não há
gerador distribuído conectado ao sistema teste adotado e para
o caso em que os geradores são conectados à barra 862.
Observa-se que a conexão dos geradores distribuídos na barra
862 causa o aumento das correntes de falta, sendo estes
aumentos mais severos no caso de curtos-circuitos que
ocorrem próximos à planta de geração distribuída.
Cada valor de corrente apresentado representa os valores
máximos de corrente de curto-circuito observados durante
100ms após o instante de aplicação de uma falta temporária de
duração de duração de 500ms em algumas barras do sistema.
A. Curtos-circuitos Trifásicos
A Tabela II mostra o módulo da corrente que circula pelos
dispositivos de proteção para o caso de faltas trifásicas
conforme discutido no item A. Nesses resultados, dois casos
de perda de coordenação entre os elos fusíveis de 25K e o
religador R são identificados. As violações são referentes aos
fusíveis F2 (420A), no caso de um curto-circuito na barra 844,
e F6 (410A), para um curto-circuito na barra 840. Nota-se que
para a falta na barra 844, o ramo no qual se encontra o fusível
F2 é um ramo do tipo 2. O mesmo ocorre para o ramo em que
o fusível F6 está localizado para uma falta aplicada à barra
840. Nestes ramos, circula a contribuição da corrente de curtocircuito tanto do gerador distribuído quanto da subestação
(ramos do tipo 2).
A Fig. 2 mostra a operação indevida do fusível F2 para o
caso de um curto-circuito na barra 844. Neste caso o fusível
entra em operação no instante de aproximadamente 54ms após
a ocorrência da falta, e antes da primeira abertura instantânea
do religador R (65ms). Portanto, tratando-se de uma falta
temporária na rede de distribuição, um fusível seria perdido
desnecessariamente, uma vez que após 500ms a falta é
eliminada automaticamente da rede.
3
Fig. 1. Rede IEEE-34 barras modificada considerando esquema de proteção de sobrecorrente.
TABELA I
AUMENTO DA CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO NA PRESENÇA DE GERADOR
DISTRIBUÍDO (GD) NA BARRA 862
Local do
Curtocircuito
Barra 812
Barra 888
Barra 890
Barra 844
Barra 840
Barra 862
Corrente de curto-circuito (A)
Monofásico
Trifásico
(fase A - terra)
Sem GD
Com GD
Sem GD
Com GD
562
696,5
564,2
660
670
790
670
765
430
495
430
480
267,5
423
268
380
262,8
411
263
378
263,5
412
264
380
TABELA II
CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO TRIFÁSICO FLUINDO PELOS DISPOSITIVOS DE
PROTEÇÃO COM GERADOR SÍNCRONO NA BARRA 862
Local do
Curtocircuito
Barra 812
Barra 888
Barra 890
Barra 844
Barra 840
Barra 862
Corrente de curto-circuito trifásico (A)
R
F1
F2
F3
F4
F5
F6
F7
563
123
88
294
290
291
0,1
133
82
0
0
0
5,4
15,3
17,7
420
0,6
0,5
129
53,5
43,5
155
150
264
0,2
0,7
0,8
0
0
0
0,4
1,0
1,3
0
0
0
0,5
1,36
1,58
0
410
0
0,6
0
490
0,18
0,2
0,2
B. Curtos-circuitos Fase-terra
O valor da corrente que circula por cada dispositivo de
proteção durante a ocorrência de curtos-circuitos fase-terra em
algumas barras do circuito é apresentado na Tabela III. Para
esses casos, apesar do aumento do módulo da corrente que
circula pelos dispositivos de proteção no caso das faltas
apresentadas, não ocorre violação dos limites da faixa de
coordenação adotada originalmente.
De fato, os curtos-circuitos fase-terra são menos severos
que os curtos-circuitos trifásicos e neste caso a penetração de
geradores distribuídos já se encontra próxima do seu limite.
Contudo, um aumento na capacidade da planta de geração
distribuída em redes de maior capacidade pode levar ao
aumento das correntes de curto-circuito monofásico, e
consequentemente causar impactos na coordenação dos
dispositivos de proteção.
TABELA III
CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO FASE-TERRA FLUINDO PELOS DISPOSITIVOS
DE PROTEÇÃO COM GERADOR SÍNCRONO NA BARRA 862
Local do
Curtocircuito
Barra 812
Barra 888
Barra 890
Barra 844
Barra 840
Barra 862
Corrente de curto-circuito fase A-terra (A)
R
F1
F2
F3
F4
F5
F6
F7
564
130
95
294
290
291
0,1
126
80
0
0,1
0
4,5
14,7
17
315
0
0,45
100
45
39
100
110
264
0,2
0,7
0,8
0
0
0
0,4
1,0
1,2
0
0
0
0,4
1,3
1,52
0
370
0
0,5
0
475
0
0,2
0,2
V. ESTUDOS DE IMPACTOS NO SISTEMA ILHADO
Fig. 2. Exemplo de operação indevida do fusível F2 para um curto-circuito
na barra 844 com geração distribuída na barra 862.
A. Diminuição das Correntes de Curto-circuito
A Tabela IV mostra os valores de correntes de curtocircuito para a rede ilhada, pela abertura do religador R, e
operando com os dois geradores distribuídos conectados à
barra 862. Em comparação com os níveis de corrente da
Tabela I, verifica-se uma diminuição significativa das
correntes de curto-circuito, tanto trifásicas quanto
monofásicas. Isso porque o sistema ilhado tem como únicas
4
fontes de suprimento de energia os geradores síncronos
distribuídos.
TABELA IV
CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO NO SISTEMA ILHADO COM GERADOR NA
BARRA 862
Local do
Curto-circuito
Barra 812
Barra 888
Barra 890
Barra 844
Barra 840
Barra 862
Corrente de curto-circuito (A)
Monofásico
Trifásico
(Fase A-terra)
169
570
400
207
205
203
103
428
310
119
120
120
B. Impacto de Religamentos Automáticos
Além da diminuição dos níveis de curto-circuito, caso o
gerador distribuído não seja desconectado do sistema tão logo
seja detectado um ilhamento a rede sofrerá impactos diretos do
religamento automático dos religadores, que podem levar o
sistema ilhado à instabilidade.
Considere o caso em que apenas um dos geradores de
1MVA é conectado à barra 862 injetando 500kW de potência
ativa na rede. Um curto-circuito trifásico é aplicado à barra
860, adotando-se três durações: 100ms, 150ms e 350ms. No
instante da ocorrência da falta, o módulo da corrente
observada no religador R e no fusível F8 é, respectivamente,
287,7A e 95A, significando que a coordenação e seletividade
dos dispositivos estão asseguradas.
O religador R opera 60ms após a ocorrência da falta e é
programado para religar 500ms após a atuação da primeira
operação instantânea. Neste caso os religamentos com o
gerador em operação pode levar a severas correntes e torques
que podem causar danos ao gerador e à rede elétrica, e sendo
assim a proteção do gerador atuaria desconectando o gerador
da rede [3]. Contudo, a atuação da proteção do gerador não foi
considerada nestas simulações, com o objetivo de comparar o
comportamento da abertura angular do gerador nos casos com
e sem religamento automático.
De acordo com as figuras 3, 4 e 5, observa-se que o
comportamento do ângulo do rotor é severamente alterado no
religamento, levando o gerador distribuído à instabilidade para
o caso em que o tempo de duração do curto-circuito é de
350ms (Fig. 5). Usualmente a proteção do gerador atuaria de
forma a evitar danos ocasionados pelas severas correntes e
torques, no entanto, o gerador deve continuar operando sob as
condições de suportabilidade de afundamento de tensão
impostas pelos regulamentos. Portanto, estudos prévios devem
ser realizados para que tais problemas sejam conhecidos e as
soluções necessárias possam ser aplicadas.
os esquemas de proteção existentes e verificar se a seletividade
e coordenação dos dispositivos estão asseguradas em casos de
curtos-circuitos temporários na rede. Nos casos de curtoscircuitos trifásicos estudados, o aumento das correntes de
curto-circuito e das correntes que fluem pelos dispositivos de
proteção resultam na perda da coordenação dos dispositivos de
proteção.
Em casos de ocorrência de ilhamento, além da diminuição
dos níveis de curto-circuito a operação dos dispositivos de
proteção de sobrecorrente pode ser afetada caso os ajustes de
proteção não sejam alterados. Ainda, caso o gerador
distribuído não seja desconectado do sistema tão logo seja
detectado um ilhamento a rede sofrerá impactos diretos do
religamento automático dos religadores. Este impacto pode
levar à perda de estabilidade de ângulo dos geradores
distribuídos a depender da duração da falta.
Cabe ressaltar que a potência de curto-circuito da rede
IEEE 34 barras é relativamente baixa. Portanto, em trabalhos
futuros, pretende-se avaliar os mesmos aspectos em sistemas
com maior número de barras e maior nível de curto-circuito.
Além disso, pretende-se também estudar a influência de
diferentes conexões de transformadores.
Fig. 3. Comportamento do ângulo do rotor para um curto-circuito de
100ms na barra 860 para situações com e sem religamento automático.
VI. CONCLUSÕES
A presença de geradores distribuídos na rede de
distribuição de energia elétrica provoca o aumento das
correntes de curto-circuito do sistema, sendo necessário rever
Fig. 4. Comportamento do ângulo do rotor para um curto-circuito de
150ms na barra 860 para situações com e sem religamento automático.
5
TABELA V
CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO TRIFÁSICO FLUINDO PELOS DISPOSITIVOS DE
PROTEÇÃO SEM GERADOR DISTRIBUÍDO
Local do
CurtoCircuito
Barra 812
Barra 888
Barra 890
Barra 844
Barra 840
Barra 862
Corrente de curto-circuito trifásico (A)
R
F1
F2
F3
F4
F5
F6
F7
563
150
115
295
290
292
0
112
72
0
0
0
0
12,6
15,2
267
0,5
0,5
0
0,6
0,75
0
0
264
0
0,6
0,72
0
0
0
0
0,9
1,0
0
0
0
0
1,1
1,35
0
263
0
0
0
430
0
0,2
0,2
Fig.5. Comportamento do ângulo do rotor para um curto-circuito de 350ms
na barra 860 para situações com e sem religamento automático.
APÊNDICE A
COORDENAÇÃO DOS DISPOSITVOS DE PROTEÇÃO DE
SOBRECORRENTE
De acordo com a [10], a coordenação entre religadores e
fusíveis ocorre de maneira satisfatória quando o fusível não
inicia a fusão enquanto o religador realiza as suas operações
rápidas, mas deve operar durante a primeira operação
temporizada do religador. Na Fig.6, a faixa de coordenação
entre o fusível de 25K e o religador R é apresentada. A maior
corrente em que ocorre a coordenação entre o elo fusível e o
religador é obtida do cruzamento da curva de fusão mínima do
elo fusível com a curva rápida do religador, multiplicada por
um fator K. Este fator K é um fator de segurança no caso em
que a sequência de operações do religador possuir uma
operação rápida, e leva em conta o aquecimento do elo fusível
quando a sequência de operações tiver duas operações rápidas.
Nas análises contidas neste trabalho, considera-se a situação
em que a sequência de operação do religador constitui em uma
operação rápida seguida de três operações temporizadas. Os
fusíveis F4, F5 e F7 são projetados para atuar antes da
primeira operação instantânea do religador R, por isso foram
especificados como 10K, 10K e 15K, respectivamente. Ao
contrário da prática usual, por simplicidade, nos estudos
apresentados não se consideraram fatores de assimetria na
corrente de curto-circuito para os ajustes de coordenação dos
dispositivos de proteção.
De acordo com a Fig. 6, verifica-se que a máxima corrente
para que ocorra a coordenação entre os fusíveis de 25K e o
religador é de cerca de 400A. As tabelas V e VI mostram as
correntes de curto-circuito trifásicas e monofásicas,
respectivamente, que passam pelos dispositivos de proteção no
instante imediatamente após a ocorrência da falta. Verifica-se
que as correntes que passam pelos elos fusíveis não
ultrapassam o limite estabelecido pela faixa de coordenação,
assegurando assim a coordenação satisfatória dos dispositivos
de proteção.
Fig. 6. Faixa de coordenação entre religador e fusível 25K
TABELA VI
CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO FASE-TERRA FLUINDO PELOS DISPOSITIVOS
DE PROTEÇÃO SEM GERADOR DISTRIBUÍDO
Local do
CurtoCircuito
A
Barra
B
812
C
A
Barra
B
888
C
A
Barra
B
890
C
A
Barra
B
844
C
A
Barra
B
840
C
A
Barra
B
862
C
Corrente de curto-circuito fase-terra (A)
R
F1
F2
F3
F4
F5
F6
F7
564
51,5
53,5
149
50,7
54,2
115
50,5
54
295
51
54
291
51
54
291
51
54
1,8
0,5
0,5
112
0,5
0,5
72
0,5
0,5
0
0,5
0,5
0
0,5
0,5
0
0,5
0,5
0
20,3
20,3
12,6
20,4
20,2
15,2
20,5
20,2
26,8
20,3
20,3
0,5
20
20
0,45
20
20
0
1
1
0,2
1
1
0,75
1
1
0
1
1
0
1
1
264
1
1
0
1
1
0,6
1
1
0,72
0,9
1
0
1
1
0
1
1
0
1
1
0
1,45
1,45
0,9
1,5
1,4
1,1
1,46
1,44
0
1,45
1,45
0
1,45
1,44
0
1,45
1,44
0
1,82
1,78
1,1
1,82
1,78
1,35
1,82
1,78
0
1,82
1,78
264
1,82
1,78
0
1,82
1,78
0
2,7
2,7
0
2,7
2,7
430
2,73
2,67
0,15
2,73
2,66
0,2
2,73
2,66
0,2
2,73
2,66
6
APÊNDICE B
PARÂMETROS DOS GERADORES E DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO
TABELA VII
PARÂMETROS DOS GERADORES DISTRIBUÍDOS
S
(MVA)
1,00
no.
pólos
2 pares
Tipo
Síncrono
Pólos
lisos
H
(s)
2,0
Xq''
(pu)
0,29
Xd
(pu)
2,89
Xl
(pu)
0,08
Xd'
(pu)
0,25
Td'
(s)
0,185
Xd''
(pu)
0,17
Td''
(s)
0,025
Xq
(pu)
1,72
Tq''
(s)
0,025
TABELA VIII
DADOS DO RELIGADOR DE SUBESTAÇÃO
Barra
DP
Tipo
Corrente
Nominal
(A)
Capacidade de
Interrupção
(A)
800
R
OYT -400
400
6750
TABELA IX
DADOS DOS ELOS FUSÍVEIS
Barra
DP
Tipo
Corrente
de carga
máxima
(A)
832
834
836
844
846
836
888
F1
F2
F3
F4
F5
F6
F7
25K
25K
25K
10K
10K
25K
15K
25
25
25
10
10
25
15
Corrente de
curto-circuito
fase-terra
mínima I300
(A)
60
60
60
23
23
60
37
Corrente
de
“Inrush”
máxima
I0,13 (A)
315
315
315
110
110
315
190
DP - dispositivo de proteção
I300 - corrente em 300 s na curva de tempo máximo de interrupção
I0,13 - corrente de fusão do fusível para o tempo de 0,13s
VII. REFERÊNCIAS
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
N. J. Salles, “Modelagem e análise dinâmica de sistemas de proteção de
redes de distribuição de energia elétrica na presença de geradores
síncronos”. Dissertação de Mestrado, Universidade Estadual de
Campinas, Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação, Março
de 2007.
H. M. Ayres, “Desenvolvimento de metodologias de análise de
geradores distribuídos em sistemas de distribuição de energia elétrica”,
Tese de Doutorado, Universidade Estadual de Campinas, 2010.
J. C. M. Vieira, “Metodologias para ajuste e avaliação do desempenho
de relés de proteção anti-ilhamento de geradores síncronos
distribuídos”, Tese de doutorado, Universidade Estadual de Campinas,
Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação, Março de 2006.
F. C. L. Trindade, M. C. Almeida, W. Freitas, “Análise da necessidade
de alteração dos ajustes dos relés de sobrecorrente de instalações
industriais com geradores síncronos após a ocorrência de ilhamentos,”
XVIII Congresso Brasileiro de Automática 12-16 de setembro, 2010,
Bonito, MS.
IEEE-34
Distribution
test
feeder.
Disponível
em:
http://ewh.ieee.org/soc/pes/dsacom/testfeeders/index.html.
J. A. Silva, H. B. Funmilayo, K. L. Butler-Purry, “Impact of Distributed
Generation on the IEEE 34 Node Radial Test Feeder with Overcurrent
Protection,” Power Symposium, 2007. NAPS '07. 39th North American ,
vol., no., pp.49-57, Sept. 30 2007-Oct. 2 2007.
H. B. Funmilayo, K. L. Butler-Purry, “An approach to mitigate the
impact of distributed generation on the Overcurrent Protection scheme
for radial feeders,” Power Systems Conference and Exposition, 2009.
PSCE '09. IEEE/PES , vol., no., pp.1-11, 15-18 March 2009.
[8] Iov, F.; Hansen, A.D.; Sørensen, P.; Cutululis, N.A.; “Mapping of grid
faults and grid codes”. Risø-R-1617(EN), 2007.
[9] N. Mwakabuta, A. Sekar, “Comparative Study of the IEEE 34 Node
Test Feeder under Practical Simplifications,” Power Symposium, 2007.
NAPS '07. 39th North American , vol., no., pp.484-491, Sept. 30 2007Oct. 2 2007.
[10] Norma Técnica (CPFL), Proteção de redes aéreas de distribuição –
Sobrecorrente, versão 1.2, Setermbro de 2006. Disponível em:
http://www.cpfl.com.br/LinkClick.aspx?fileticket=flNVTsd7G8o%3D&
tabid=1417&mid=2064. Acesso: 26 de novembro de 2011.
VIII. AUTORES
Rafael S. Silva nasceu em Campinas em 23 de março de 1983. Recebeu o
grau de engenheiro eletricista pela Universidade Estadual de Campinas em
Fevereiro de 2008. Desde Agosto de 2010 cursa mestrado em engenharia
elétrica na mesma universidade.
Fernanda C. L. Trindade recebeu o grau de engenheira eletricista pela
Universidade Etadual Paulista (UNESP) em 2006. Recebeu o título de mestre
em engenharia elétrica pela Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP)
em 2009. As áreas de interesse de pesquisa são geração distribuída, proteção e
automação em sistemas de distribuição.
Walmir Freitas recebeu o título de doutor em engenharia elétrica pela
Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP), em 2001. De 2002 a 2003
trabalhou como pós-doutorando na Universidade de Alberta, Edmonton, AB,
Canada. Atualmente, é professor associado na Universidade Estadual de
Campinas. As áreas de interesse são sistemas de distribuição e geração
distribuída.