Este documento discute os estudos e testes de proteção necessários no ponto de conexão comum de uma microrrede à rede de distribuição. Ele descreve os aspectos regulatórios e normativos para acesso ao sistema de distribuição brasileiro e os efeitos da geração distribuída na rede. Também propõe configurações para o relé de proteção no ponto de conexão comum e realiza testes usando equipamento de teste de relés de proteção.

1. 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

2. 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),

3. 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.

4. 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 Aj81sub
2
) 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
I
DT 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

5. 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
I
I
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
I
I
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.

6. 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.

7. 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
Press Ltd, Gateshead, Tyne & Wear. 2009. 321 p.
[3] ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica. Procedimentos de
Redes de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional
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[4] Lasseter, R.H. “Smart Distribution: Coupled Microgrids” Proceedings
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[5] Kroposki, B., R. Lasseter, T. Ise, S. Morozumi, S. Papatlianassiou, N.
Hatziargyriou, “Making Microgrids Work,” Power and Energy
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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,
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[9] Katiraei, F.; Hatziargyriou, R.; Dimeas, A. N. 2008, Microgrids
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Sponsored by the Standards Coordinating Committee 21 on Fuel Cells,
Photovoltaics, Dispersed Generation, and Energy Storage. 3 Park
Avenue, New York, USA, 2003.