Dissertação Igor Lopes Mota 2015

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Universidade Federal de Goiás 
Escola de Engenharia Elétrica, Mecânica e Computação – EMC 
Mestrado em Engenharia Elétrica 
 
 
 
 
Igor Lopes Mota 
 
 
 
Análise de Alternativas de Proteção Anti-Ilhamento de 
Geradores Síncronos Distribuídos 
 
 
 
 
 
 
 
 
Goiânia 
2015 
 
 
 
 
 
Igor Lopes Mota 
 
 
 
 
 
Análise de Alternativas de Proteção Anti-Ilhamento de 
Geradores Síncronos Distribuídos 
 
 
 
 
 
 
Dissertação apresentada à Escola de Engenharia Elétrica, 
Mecânica e Computação da Universidade Federal de Goiás para 
o preenchimento dos requisitos de obtenção do título de Mestre 
em Engenharia Elétrica. 
 
 
Área de Concentração: Sistemas de Energia Elétrica 
 
 
Orientador: Prof. Dr. Igor Kopcak 
Co-Orientador: Prof. Dr. Antônio César Baleeiro Alves 
 
 
 
 
 
 
 
 
Goiânia 
2015 
Ficha catalográfica elaborada automaticamente
 com os dados fornecidos pelo(a) autor(a), sob orientação do Sibi/UFG.
Lopes Mota, Igor
 Análise de Alternativas de Proteção Anti-Ilhamento de Geradores
Síncronos Distribuídos [manuscrito] / Igor Lopes Mota. - 2015.
 CXXV, 125 f.: il.
 Orientador: Prof. Dr. Igor Kopcak ; co-orientador Dr. Antônio César
Baleeiro Alves .
Dissertação (Mestrado) - Universidade Federal de Goiás, Escola de
Engenharia Elétrica (EEEC) , Programa de Pós-Graduação em
Engenharia Elétrica e de Computação, Goiânia, 2015.
 Bibliografia. Anexos. Apêndice.
 Inclui siglas, gráfico, tabelas, lista de figuras, lista de tabelas.
 1. Geração Distribuída. 2. Detecção de Ilhamento. 3. Proteção de
Sistemas de Distribuição. I. , Igor Kopcak, orient. II. , Antônio César
Baleeiro Alves, co-orient. III. Título.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Para minha esposa Mariana e 
aos meus pais Hugo e Meire por todo 
amor, paciência e incentivo. 
 
 
 
 
 
 
 
AGRADECIMENTOS 
 
Aos professores Igor Kopcak e Antônio César Baleeiro Alves pela orientação, 
incentivo, amizade e bons exemplos dedicados neste período. 
 
A todos os profissionais envolvidos no programa de Pós-Graduação da Escola de 
Engenharia Elétrica, Mecânica e Computação da Universidade Federal de Goiás pelo 
programa de Mestrado que muito contribui à sociedade goiana e brasileira. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
RESUMO 
 
Nesta dissertação de mestrado apresenta-se um estudo das principais técnicas de 
detecção de ilhamento de geradores distribuídos considerando dados reais de 3 
acessantes com diferentes capacidades de geração e diferentes tensões de conexão 
com o sistema interligado. Visa definir soluções de composição de sistemas de 
proteção capazes de garantir a detecção do ilhamento baseados em técnicas locais 
passivas, que apresentam custos mais reduzidos com relação às técnicas remotas, 
como por exemplo, a teleproteção. O objetivo deste trabalho é alcançar, por meio de 
associação de várias técnicas de detecção de ilhamento, um grau de confiabilidade 
adequado do sistema de proteção de geradores síncronos distribuídos. Dentre as 
técnicas existentes, foram estudadas as funções de proteção de sub e 
sobrefrequência (ANSI 81 o/u), taxa de variação de frequência (ROCOF ou ANSI 81 
df/dt), salto de vetor (ANSI 78) e direcional de potência reativa (ANSI 32Q). Constatou-
se que a função 32Q, para cargas com fator de potência indutivo e menor que um, 
complementa as funções baseadas em frequência justamente na faixa onde estas são 
insensíveis a ilhamentos, sendo que o limite para a operação deste relé depende da 
potência equivalente da carga consumida localmente. Para os casos de ilhamento 
provocado pela abertura intencional do alimentador de distribuição, a detecção de 
ilhamento para cargas com fator de potência indutivo poderá ser garantida com a 
utilização das técnicas locais passivas sem a necessidade de se onerar a instalação 
dos sistemas de proteção de geradores síncronos distribuídos. Apesar de que na 
prática é muito improvável um circuito de distribuição possuir um fator de potência 
unitário, a associação das referidas funções de proteção surge como uma boa solução 
para a detecção de ilhamentos de geradores síncronos distribuídos. 
 
Palavras Chave: Geração distribuída. Detecção de ilhamento. Proteção de sistemas 
de distribuição. 
 
 
 
 
 
 
 
 
ABSTRACT 
 
In this dissertation, we present a detailed study of techniques for islanding detection of 
distribution systems in the presence of distributed generators in various forms of 
access and connection. The aim is to set up protection system solutions capable of 
ensuring the detection of the islanding based on local passive techniques, which have 
lower costs with respect to remote techniques, for example, the transfer trip. The 
objective of this work is to achieve through the association of several islanding 
detection techniques in order to achieve adequate reliability of distributed synchronous 
generators protection system. Among the existing techniques, the protection functions 
studied were the overfrequency and underfrequency (ANSI 81 o/u), rate of change of 
frequency (ROCOF or ANSI 81 df/dt), vector jump (ANSI 78) and directional reactive 
power (ANSI 32Q). It was found that the 32Q function for loads with inductive power 
factor less than one complements the functions based on frequency precisely in the 
range where these are insensitive to islanding, wherein the threshold for operation of 
this relay depends on the equivalent load power consumed locally. For cases of 
islanding caused the intentional opening of the distribution feeder, the islanding 
detection for loads with a inductive power factor can be guaranteed with the use of 
passive local techniques without the need to burden the installation of synchronous 
generators protection systems distributed. Although in practice it is very unlikely a 
distribution circuit has a unity power factor, the association of these protective functions 
arises as a good solution for the detection of islanding of distributed synchronous 
generators. 
 
Keywords: Distributed generation. Detection of islanding. Protection of distribution 
system. 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
Figura 2.1: Diagrama unifilar de proteção para conexão de Gerador Síncrono ao sistema de BT da 
CELG ................................................................................................................................................23 
Figura 2.2: Diagrama unifilar de proteção para conexão de gerador síncrono em MT na CELG .........24 
Figura 2.3: Diagrama unifilar de proteção para conexão de gerador síncrono em MT na CEMIG .......25 
Figura 2.4: Diagrama unifilar de proteção para conexão de gerador síncrono em MT na COPEL .......25 
Figura 2.5: Aumento da corrente de curto-circuito devido a presença de GD .....................................29 
Figura 2.6: Perda de Coordenação e Seletividade na Distribuição devido a presença de GD - 
Alimentadores ...................................................................................................................................30 
Figura 2.7: Alimentador com a presença de GD ................................................................................34 
Figura 2.8: Diferença de potencial entre a rede da concessionária e a GD em um pré-religamento ...34 
Figura 2.9: Forma de onda da corrente do gerador após um religamento fora de fase .......................35 
Figura 2.10: Conjugado eletromagnético no gerador após um religamento fora de fase .....................36 
Figura 2.11: Zonas de Proteção de Distância da PCH Ilha da Luzno sistema Escelsa – Espírito Santo
 .........................................................................................................................................................42 
Figura 2.12: Perfil de tensão de uma GD durante o ilhamento da CGH Capitão Mor .........................43 
Figura 2.13: Ligação dos TPs para medição da tensão 3V0 para o relé 59N .....................................44 
Figura 2.14: Comportamento do relé de frequência ...........................................................................46 
Figura 2.15: Circuito equivalente de um gerador síncrono em paralelo com a rede ............................49 
Figura 2.16: Fasores de Tensão do Gerador: (a) antes do ilhamento; (b) após o ilhamento ...............49 
Figura 2.17: Comportamento do relé de salto de vetor ajustado em 10° ............................................51 
Figura 2.18: Característica da Proteção Direcional de Potência Reativa – ANSI 32Q.........................52 
Figura 2.19: Proteção e seletividade auxiliada pela tecnologia IEC 61850 .........................................57 
Figura 3.1: Bloco do gerador síncrono utilizado nas simulações – Synchronous Machine ..................61 
Figura 3.2: Bloco do controle de excitação utilizado nas simulações – IEEE type DC1A do 
SimPowerSystems ............................................................................................................................61 
Figura 3.3: Bloco do transformador de potência utilizado nas simulações – Three-Phase Transformer 
(Two Windings) do SimPowerSystems ..............................................................................................62 
Figura 3.4: Bloco de carga estática utilizado nas simulações – Three-Phase Dynamic Load do 
SimPowerSystems ............................................................................................................................63 
Figura 3.5: Bloco da linha de distribuição utilizado nas simulações – Three-Phase Pi Section Line do 
SimPowerSystems ............................................................................................................................64 
Figura 3.6: Modelo do relé de salto de vetor – ANSI 78 .....................................................................65 
Figura 3.7: Modelo do relé direcional de potência reativa – ANSI 32Q ...............................................66 
Figura 3.8: Modelo do relé de sobre e sub frequência – ANSI 81 o/u .................................................66 
Figura 3.9: Modelo do relé de taxa de variação de frequência – df/dt .................................................67 
Figura 4.1: Caso 1 - GD de 2,25 MVA conectado em 13,8 kV ............................................................70 
Figura 4.2: Caso 1 - Sistema de Proteção da GD 2,25 MVA conectada em 13,8 kV ..........................71 
 
 
 
 
Figura 4.3: Caso 1 - Tempo de atuação da proteção de sobrefrequência versus ΔP: carga tipo 
impedância constante com excesso de geração (PG > PC) ................................................................73 
Figura 4.4: Caso 1 - Tempo de atuação da proteção de sobrefrequência versus ΔP: carga tipo 
impedância constante com déficit de geração (PG < PC) ....................................................................74 
Figura 4.5: Comportamento da frequência em ilhamentos com excesso e déficit de geração para cargas 
com fator de potência 0,92 indutivo e 1 .............................................................................................75 
Figura 4.6: Caso 1 - Tempo de atuação da proteção ROCOF versus ΔP: carga tipo impedância 
constante com excesso de geração (PG > PC)....................................................................................76 
Figura 4.7: Caso 1 - Tempo de atuação da proteção ROCOF versus ΔP: carga tipo impedância 
constante com déficit de geração (PG < PC) .......................................................................................77 
Figura 4.8: Caso 1 - Tempo de atuação da proteção de salto de vetor versus ΔP: carga tipo impedância 
constante com excesso de geração (PG > PC) ...................................................................................78 
Figura 4.9: Caso 1 - Tempo de atuação da proteção de salto de vetor versus ΔP: carga tipo impedância 
constante com déficit de geração (PG < PC) .......................................................................................78 
Figura 4.10: Caso 1 - Tempo de atuação da proteção direcional de potência reativa versus ΔP: carga 
tipo impedância constante e fator de potência 0,92 indutivo ..............................................................79 
Figura 4.11: Caso 1 - Tempo de atuação do sistema de proteção considerando a sobreposição das 
funções 81 o/u, ROCOF, 78 e 32Q versus ΔP: carga tipo impedância constante ..............................81 
Figura 4.12: Caso 2 - GD de 9,125 MVA conectado em 34,5 kV ........................................................83 
Figura 4.13: Caso 2 - Sistema de Proteção da GD 9,125 MVA conectada em 34,5kV........................85 
Figura 4.14: Caso 2 - Tempo de atuação da proteção ANSI 81 o/u versus ΔP: carga tipo impedância 
constante com excesso de geração (PG > PC) ...................................................................................87 
Figura 4.15: Caso 2 - Tempo de atuação da proteção ANSI 81 o/u versus ΔP: carga tipo impedância 
constante com déficit de geração (PG < PC) .......................................................................................88 
Figura 4.16: Caso 2 - Tempo de atuação da proteção ROCOF versus ΔP: carga tipo impedância 
constante com excesso de geração (PG > PC) ...................................................................................89 
Figura 4.17: Caso 2 - Tempo de atuação da proteção ROCOF versus ΔP: carga tipo impedância 
constante com déficit de geração (PG < PC) .......................................................................................89 
Figura 4.18: Caso 2 - Tempo de atuação da proteção salto de vetor versus ΔP: carga tipo impedância 
constante com excesso de geração (PG > PC) ...................................................................................90 
Figura 4.19: Caso 2 - Tempo de atuação da proteção salto de vetor versus ΔP: carga tipo impedância 
constante com déficit de geração (PG < PC) .......................................................................................91 
Figura 4.20: Caso 2 - Tempo de atuação da proteção ANSI 32Q versus ΔP: carga tipo impedância 
constante ..........................................................................................................................................92 
Figura 4.21: Caso 2 - Tempo de atuação do sistema de proteção considerando a sobreposição das 
funções 81 o/u, ROCOF, 78 e 32Q versus ΔP: carga tipo impedância constante ..............................94 
Figura 4.22: Caso 3 - GD de 22,5 MVA conectado em 88 kV.............................................................96 
Figura 4.23: Caso 3 - Sistema de Proteção da GD 22,5 MVA conectada em 88 kV ...........................97 
Figura 4.24: Caso 3 - Tempo de atuação da proteção ANSI 81 o/u versus ΔP: carga tipo impedância 
constante com excesso de geração (PG > PC) ...................................................................................99 
 
 
 
 
Figura 4.25: Caso 3 - Tempo de atuação da proteção ANSI 81 o/u versus ΔP: carga tipo impedância 
constante com déficit de geração (PG < PC) .......................................................................................99 
Figura 4.26: Caso 3 - Tempo de atuação da proteção ROCOF versus ΔP: carga tipo impedância 
constante com excesso de geração (PG > PC) .................................................................................100 
Figura 4.27: Caso 3 - Tempo de atuação da proteção ROCOF versusΔP: carga tipo impedância 
constante com déficit de geração (PG < PC) .....................................................................................101 
Figura 4.28: Caso 3 - Tempo de atuação da proteção salto de vetor versus ΔP: carga tipo impedância 
constante com excesso de geração (PG > PC) .................................................................................102 
Figura 4.29: Caso 3 - Tempo de atuação da proteção salto de vetor versus ΔP: carga tipo impedância 
constante com déficit de geração (PG < PC) .....................................................................................102 
Figura 4.30: Caso 3 - Tempo de atuação da proteção ANSI 32Q versus ΔP: carga tipo impedância 
constante ........................................................................................................................................104 
Figura 4.31: Caso 3 - Tempo de atuação do sistema de proteção completo versus ΔP: carga tipo 
impedância constante e fator de potência 1 e 0,92 ..........................................................................106 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE TABELAS 
 
Tabela 2.1: Requisitos mínimos de proteção em função da potência instalada previstos pelo Módulo 3 
do PRODIST .....................................................................................................................................22 
Tabela 2.2: Funções exigidas pela ANEEL (Módulo 3 - PRODIST), IEEE (IEEE Std 1547), CEMIG, 
CELG e COPEL ................................................................................................................................26 
Tabela 2.3: Recomendações de ajustes das proteções das concessionárias CELG, CEMIG e COPEL
 .........................................................................................................................................................27 
Tabela 4.1: Caso 1 - Dados do Gerador ............................................................................................70 
Tabela 4.2: Caso 1 - Ajustes de Proteção .........................................................................................72 
Tabela 4.3: Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela proteção 
de frequência ANSI 81 o/u ................................................................................................................72 
Tabela 4.4: Caso 1 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela 
proteção df/dt ....................................................................................................................................75 
Tabela 4.5: Caso 1 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela 
proteção de salto de vetor .................................................................................................................77 
Tabela 4.6: Caso 1 – Ajustes de proteção finais ................................................................................80 
Tabela 4.7: Caso 1: Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pelo 
sistema de proteção ..........................................................................................................................81 
Tabela 4.8: Caso 2 - Dados do Gerador de 9,125 MVA ....................................................................84 
Tabela 4.9: Caso 2 - Ajustes de proteção definidos ...........................................................................86 
Tabela 4.10: Caso 2 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela 
proteção de frequência ANSI 81 o/u ..................................................................................................87 
Tabela 4.11: Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela proteção 
df/dt ..................................................................................................................................................88 
Tabela 4.12: Caso 2 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela 
proteção salto de vetor ......................................................................................................................90 
Tabela 4.13: Caso 2 - Ajustes de proteção definidos ........................................................................93 
Tabela 4.14: Caso 2 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pelo 
sistema de proteção completo ...........................................................................................................93 
Tabela 4.15: Caso 3 - Dados do Gerador de 22,5 MVA ....................................................................96 
Tabela 4.16: Caso 3 - Ajustes de Proteção .......................................................................................98 
Tabela 4.17: Caso 3 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela 
proteção de frequência ANSI 81 o/u ..................................................................................................98 
Tabela 4.18: Caso 3 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela 
proteção df/dt ..................................................................................................................................100 
Tabela 4.19: Caso 3 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela 
proteção salto de vetor ....................................................................................................................101 
Tabela 4.20: Caso 3 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pela 
proteção direcional de potência reativa com excesso de geração ....................................................103 
 
 
 
 
Tabela 4.21: Caso 3 - Ajustes de proteção definidos ......................................................................105 
Tabela 4.22: Caso 3 - Limites de desbalanços de potência para detecção de ilhamento em 500 ms pelo 
sistema de proteção completo .........................................................................................................105 
 
Tabela A.1: Caso 1 - Parâmetros do bloco do gerador síncrono ......................................................117 
Tabela A.2: Caso 1- Parâmetros do bloco do controle de excitação.................................................117 
Tabela A.3: Caso 1 - Parâmetros do bloco de carga ........................................................................118 
Tabela A.4: Caso 1 - Parâmetros do bloco do transformador ...........................................................118 
Tabela A.5: Caso 1 - Parâmetros do bloco da linha de distribuição ..................................................118 
Tabela A.6: Caso 1 - Parâmetros do bloco do equivalente do sistema elétrico .................................118 
Tabela A.7: Caso 2 - Parâmetros do bloco do gerador síncrono ......................................................119 
Tabela A.8: Caso 2 - Parâmetros do bloco do controle de excitação ................................................119 
Tabela A.9: Caso 2 - Parâmetros do bloco de carga ........................................................................120 
Tabela A.10: Caso 2 - Parâmetros do bloco do transformador .........................................................120 
Tabela A.11: Caso 2 - Parâmetros do bloco da linha de distribuição 1 e 2 .......................................120 
Tabela A.12: Caso 2 - Parâmetros do bloco do equivalente do sistema elétrico ...............................120 
Tabela A.13: Caso 3 - Parâmetros do bloco do gerador síncrono ...................................................121 
Tabela A.14: Caso 3 - Parâmetros do bloco do controle de excitação ..............................................121 
Tabela A.15: Caso 3 - Parâmetros do bloco de carga......................................................................122 
Tabela A.16: Caso 3 - Parâmetros do bloco do transformador .........................................................122 
Tabela A.17: Caso 3 - Parâmetros do bloco da linha de distribuição 1 e 2 .......................................122 
Tabela A.18: Caso 3 - Parâmetros do bloco do equivalente do sistema elétrico ...............................122 
 
 
 
 
 
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS 
 
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica 
BT Baixa Tensão 
CELG Centrais Elétricas de Goiás 
CEMIG Centrais Elétricas de Minas Gerais 
CGH Central de Geração Hidrelétrica 
COPEL Companhia Paranaense de Energia 
DER Distribute Energy Resources 
DSV Dispositivo de Secionamento Visual 
GD Geração Distribuída 
MCH Micro/Minicentral Hidrelétrica 
MT Média Tensão 
PCH Pequena Central Hidrelétrica 
PLCC Power Line Carrier Communication 
PRODIST Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico 
pu Por Unidade 
ROCOF Rate of Change of Frequency 
SCADA Supervisory Control and Data Acquisition Nacional 
TC Transformador de Corrente 
TDD Transferência de Disparo Direto 
TP Transformador de Potencial 
 
 
 
 
 
 
SUMÁRIO 
 
Capítulo 1 Introdução ....................................................................................................................17 
Capítulo 2 A Presença da GD em Sistemas de Distribuição: Normatização, Impactos, Proteção e 
Detecção de Ilhamento .....................................................................................................................21 
2.1. Introdução ................................................................................................................21 
2.2. Regulamentação e Normas ......................................................................................21 
2.3. Impactos da Geração Distribuída nos Sistemas de Distribuição................................27 
2.3.1. Alteração dos níveis de curto-circuito ...............................................................27 
2.3.2. Sistemas de Proteção ......................................................................................28 
2.3.3. Tipo de Aterramento da Fonte .........................................................................30 
2.3.4. Estabilidade Transitória ...................................................................................32 
2.3.5. Operação e Despacho .....................................................................................32 
2.3.6. Religamento fora de fase .................................................................................33 
2.4. Detecção de Ilhamento e os Relés de Proteção .......................................................36 
2.4.1. Relé de Sobrecorrente - ANSI 50/51 ................................................................39 
2.4.2. Relé de Sobrecorrente Direcional - ANSI 67 ....................................................40 
2.4.3. Relé de Distância - ANSI 21 ............................................................................41 
2.4.4. Relé de Subtensão - ANSI 27 ..........................................................................42 
2.4.5. Relé de Sobretensão de Neutro – ANSI 59N ....................................................43 
2.4.6. Relé de Sub e Sobre frequência - ANSI 81 o/u ................................................45 
2.4.7. Relé de Variação de Frequência – ROCOF (df/dt) ...........................................47 
2.4.8. Relé de Salto de Vetor – ANSI 78 ....................................................................48 
2.4.9. Relé Direcional de Potência Reativa – ANSI 32Q .............................................51 
2.4.10. Relé de Fator de Potência Associado ao Relé de Subtensão – ANSI 55 ..........53 
2.4.11. Técnica Remota: Teleproteção – ANSI 85 .......................................................54 
2.4.12. Relé de Verificação de Sincronismo (ANSI 25).................................................54 
2.4.13. Mudanças para a Proteção nas Subestações das Concessionárias .................55 
2.5. Considerações Finais ...............................................................................................58 
Capítulo 3 Metodologia .................................................................................................................60 
3.1. Plataforma de Simulação – Modelagem no SimPowerSystems ................................60 
3.1.1. Gerador Síncrono ............................................................................................60 
3.1.2. Controle de Excitação - AVR............................................................................61 
3.1.3. Controle de Velocidade ....................................................................................62 
3.1.4. Transformador .................................................................................................62 
3.1.5. Cargas Elétricas ..............................................................................................62 
3.1.6. Linha de Distribuição .......................................................................................64 
3.1.7. Relé de Salto de Vetor – ANSI 78 ....................................................................64 
3.1.8. Relé Direcional de Potência Reativa – ANSI 32Q .............................................65 
3.1.9. Relé de Sobre e Sub Frequência – ANSI 81 o/u...............................................66 
 
 
 
 
3.1.10. Relé de Taxa de Variação de Frequência – ANSI 81 df/dt ................................67 
3.2. Avaliação do Comportamento das Funções de Proteção por Meio de Estudos de 
Casos 67 
3.3. Simulação ................................................................................................................68 
Capítulo 4 Estudos de Casos ........................................................................................................69 
4.1. Caso 1: Gerador de 2,25 MVA conectado em 13,8 kV ..............................................69 
4.2. Caso 2: Gerador de 9,125 MVA conectado em 34,5 kV ............................................83 
4.3. Caso 3: Gerador de 22,5 MVA conectado em 88 kV .................................................95 
Capítulo 5 Conclusões e Proposta para Trabalhos Futuros .........................................................107 
Referências Bibliográficas ...............................................................................................................112 
Apêndice A.1 – Dados do Estudo de Caso 1 ...................................................................................117 
Apêndice A.2 – Dados do Estudo de Caso 2 ...................................................................................119 
Apêndice A.3 – Dados do Estudo de Caso 3 ...................................................................................121 
Apêndice B – Publicações em Eventos Científicos durante o Mestrado ...........................................123 
Apêndice C – Demais Produções ....................................................................................................124 
 
 
17 
 
Capítulo 1 Introdução 
 
A geração distribuída vem se tornando, cada vez mais, uma alternativa 
importante na utilização das fontes de energia renováveis que englobam hidráulica, 
solar, eólica, biomassa ou cogeração qualificada (ANEEL, 2014). Tal fato se fortalece 
devido à conscientização da preservação ambiental, do aumento contínuo da 
demanda, aos avanços tecnológicos e à reestruturação do setor de energia elétrica. 
No Brasil, a utilização das fontes de energia renováveis ganhou força devido às 
recentes crises climáticas, que provocaram uma grande diminuição dos níveis dos 
reservatórios de água das principais hidrelétricasdo país responsáveis por mais de 
70% da energia gerada, associadas ao aumento de tarifa de energia elétrica fruto da 
maciça utilização das termelétricas. Outro fator que contribui com a disseminação da 
geração distribuída no Brasil é a Resolução Normativa número 482/2012 da ANEEL 
(2012), que estabeleceu as condições para o consumidor brasileiro poder gerar sua 
própria energia a partir das fontes distribuídas e inclusive fornecer o excedente para 
a rede de distribuição local, estabelecendo contratos de compensação de energia com 
a concessionária (ANEEL, 2012). 
A utilização da geração distribuída potencializa a redução de emissão de gases, 
principalmente o CO2, maior eficiência energética e diversificação das fontes de 
energia (Jenkins et al., 2000). Outros benefícios que justificam os estímulos à geração 
distribuída são a postergação de investimentos em expansão nos sistemas de 
distribuição e transmissão, a redução no carregamento das redes, a redução de 
perdas, a diversificação da matriz energética, a redução dos custos de implantação 
pois a geração pode ser localizada próxima às cargas reduzindo os custos de 
transmissão, além da maior facilidade de se encontrar locais para a instalação de 
pequenos geradores (Jenkins et al., 2000; ANEEL, 2014). 
Contudo, a utilização da geração distribuída não possui somente vantagens. Sua 
implantação provoca importantes modificações na rede elétrica convencional, sendo 
necessários estudos e análises mais elaborados para a manutenção da confiabilidade 
do fornecimento da energia elétrica e segurança operativa na presença de geradores 
distribuídos. Entre os problemas provocados na rede de distribuição devido à inclusão 
de geradores distribuídos, destacam-se o aumento dos níveis de curto-circuito da 
rede, perda da seletividade dos religadores e elos fusíveis da rede de distribuição, 
18 
 
 
 
possibilidade de formação de subsistemas ilhados, riscos para as equipes de 
manutenção devido a tensões transferidas, possibilidade de religamento fora de fase 
e interferência na qualidade de energia elétrica (Jenkins et al., 2000). 
Neste trabalho serão discutidos os problemas relacionados à proteção de redes 
de distribuição na presença de geradores distribuídos, mais especificamente, na 
investigação de alternativas de detecção de ilhamento através de funções de proteção 
locais e passivas para geradores síncronos, onde se pode pontuar as proteções de 
frequência, taxa de variação de frequência, salto de vetor e direcional de potência 
reativa. As análises serão realizadas por meio de levantamento de curvas de 
desempenho das funções de proteção anti-ilhamento que objetivam especificar o 
tempo necessário para a detecção de ilhamento em função da diferença entre as 
potências ativa gerada pela GD (PG) e consumida pela carga local (PC). Neste 
trabalho, será adotado o termo “desbalanço” para referir-se a esta diferença entre 
potências ativa que será calculada em pu por (PG - PC) / PG ou 100.(PG - PC) / PG em 
percentual. 
Esta dissertação apresenta um estudo sistemático por meio de estudos de casos 
reais de geração distribuída de diferentes tipos (hidrelétrica, biomassa e termelétrica 
a vapor) e conectadas em diferentes níveis de tensão de distribuição ou 
subtransmissão (13,8 kV, 34,5 kV e 88 kV) onde se buscou a garantia da detecção de 
ilhamento com a aplicação das proteções locais e passivas que possuem um menor 
custo de implantação se comparada com as técnicas remotas com o uso de 
telecomunicações. 
O objetivo do trabalho é avaliar as funções de proteção locais e passivas diante 
da obrigatoriedade da detecção do ilhamento, determinando as limitações de cada 
função para cada estudo de caso e a sugestão de funções de proteção para se 
detectar a formação de subsistemas ilhados, tal como a proteção direcional de 
potência reativa. A proposta de estudos de casos reais proporcionará uma maior 
abrangência dos resultados e uma maior proximidade da realidade tornando uma 
comparação entre os desempenhos das funções de detecção de ilhamento mais 
confiável. O tipo de carga e seu fator de potência também são variáveis importantes 
que serão discutidas neste trabalho com o objetivo de se analisar seus impactos no 
desempenho das funções de proteção. Mesmo quando não houver a garantia da 
19 
 
 
 
detecção de ilhamentos por meio das técnicas locais e passivas, ainda há outras 
alternativas para que se possa viabilizar a conexão da GD de forma confiável. 
Esta dissertação de mestrado está organizada da seguinte maneira: 
 
Capítulo 2: A Presença da GD em Sistemas de Distribuição: Normatização, 
Impactos e Proteção. Esse capítulo apresenta os requisitos de conexão de algumas 
concessionárias de energia no que tange ao sistema de proteção e detecção de 
ilhamento, além de recomendações de normas técnicas de concessionárias de 
energia elétrica brasileiras e IEEE 1547. Os impactos que a presença de GD no 
sistema de distribuição provocam são discutidos e contextualizados com as 
exigências das concessionárias de energia. 
Diversas técnicas de detecção de ilhamento são apresentadas nesse capítulo, 
com as funções de proteção aplicáveis na detecção de ilhamento, sua eficácia e 
restrições que devem ser analisadas quando do estudo de proteção de uma GD. Com 
objetivo de diminuir as limitações das funções de proteção na detecção de ilhamento, 
associações de duas ou mais funções são sugeridas. 
 
Capítulo 3: Metodologia. Neste capítulo é apresentada a plataforma de 
simulação utilizada no desenvolvimento deste trabalho, bem como os modelos dos 
equipamentos de um sistema de distribuição, tais como, geradores síncronos, 
controladores de excitação, transformadores de potência, cargas estáticas e relés de 
proteção. Estes modelos são utilizados nas simulações do capítulo 4. A maneira que 
as simulações foram realizadas é apresentada nesse capítulo. 
 
Capítulo 4: Estudos de Caso. Esse capítulo apresenta uma série de simulações 
de três casos reais de sistemas de distribuição na presença de GD quanto ao 
comportamento das funções de proteção, sua eficácia e limitações na detecção do 
ilhamento. Através da associação de várias funções de proteção, a garantia na 
detecção do ilhamento é almejada para todos os casos estudados, que podem ser 
ampliados para uma generalização da aplicação do conjunto de funções. Optou-se 
pela diversificação de casos de GD, alternando tipo de geração (hidrelétrica, biomassa 
e termelétrica a vapor) e níveis de tensão de conexão (13,8 kV, 34,5 kV e 88 kV). 
 
20 
 
 
 
Capítulo 5: Considerações Finais e Conclusões. Nesse capítulo, os 
resultados são discutidos e são apresentadas as conclusões e as principais 
contribuições deste trabalho de mestrado. Também são feitas algumas sugestões 
para o desenvolvimento de trabalhos futuros para o complemento das ideias iniciadas 
nesta dissertação. 
 
 
 
 
 
21 
 
 
 
Capítulo 2 A Presença da GD em Sistemas de 
Distribuição: Normatização, Impactos, Proteção e 
Detecção de Ilhamento 
 
2.1. Introdução 
Neste capítulo apresenta-se uma revisão bibliográfica relacionada a geração 
distribuída em seus vários aspectos, incluindo a regulamentação por meio das 
resoluções da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), normatização do 
acesso ao sistema de distribuição das concessionárias CELG, CEMIG e COPEL. A 
presença de GD provoca uma série de modificações no sistema acessado por ela, o 
que, inevitavelmente, trará impactos ao sistema elétrico. Estas perturbações serão 
discutidas neste capítulo, bem como, as diversas técnicas de detecção de ilhamento 
existentes e o desempenho das funções de proteção. 
 
2.2. Regulamentação e Normas 
Devido aoaumento da necessidade de se desenvolver e diversificar as fontes 
renováveis de energia e a preservação do meio ambiente, a geração distribuída 
tornou-se área de estudo de grande interesse em todo o mundo. No Brasil não está 
sendo diferente. 
A consequência natural de desenvolvimento e utilização de um sistema elétrico 
com vários agentes é a sua normatização, onde regras e padrões são criados para 
que o convívio entre as diversas fontes de geração e consumo seja harmonioso e o 
fornecimento de energia tenha sempre um grau de confiabilidade adequado. 
No Brasil, o sistema de distribuição de energia elétrica é regulamentado pelo 
PRODIST (Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico 
Nacional), criado em 2008 pela ANEEL com o objetivo de estabelecer as condições 
de acesso de unidades consumidoras ou geradoras ao sistema de distribuição. Em 
linhas gerais, o tema proteção para conexão de centrais geradoras também é 
abordado pelo PRODIST Módulo 3 (ANEEL, 2012). Ainda em caráter regulatório, a 
ANEEL publicou a Resolução 482 de 2012, onde se estabeleceu as condições gerais 
22 
 
 
 
para o acesso de micro e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de 
energia elétrica, através de um sistema de compensação de energia elétrica (ANEEL, 
2012). 
Em consequência da regulamentação estabelecida pela ANEEL, as 
concessionárias de energia elétrica no Brasil foram obrigadas a elaborar normas para 
o acesso de GD aos seus sistemas. Dentre as diversas concessionárias brasileiras, 
foram observadas a CELG (CELG, 2012), CEMIG (CEMIG, 2012 e 2013) e COPEL 
(COPEL, 2013) para uma breve análise do que é exigido em termos de proteção para 
o acesso de GD. Como referência normativa técnica internacional foi tomada a IEEE 
Std 1547 (2008). 
Segundo o Módulo 3 do PRODIST (ANEEL, 2012), as proteções mínimas para 
o acesso de GD devem seguir a Tabela 2.1. Dependendo de especificidades do 
sistema, a concessionária local pode exigir outras funções de proteção mediante 
justificativas técnicas. Para centrais geradoras com capacidade acima de 10 MW, 
devem ser previstas as funções de proteção de sub e sobretensão ajustadas em 
comum acordo com a concessionária acessada, objetivando o mínimo impacto sobre 
o sistema existente. Quanto às perturbações externas, tais como variação de tensão 
 
Tabela 2.1: Requisitos mínimos de proteção em função da potência instalada previstos pelo Módulo 3 
do PRODIST 
Equipamento 
Potência Instalada 
Até 100 kW 101 kW a 500 kW >500 kW 
Elemento de desconexão Sim Sim Sim 
Elemento de interrupção Sim Sim Sim 
Transformador de acoplamento Não Sim Sim 
Proteção de sub e sobretensão Sim Sim Sim 
Proteção de sub e sobrefrequência Sim Sim 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 Sim 
Medição Bidirecional 4 Quadrantes 4 Quadrantes 
Ensaios Sim Sim Sim 
Fonte: (ANEEL, 2012) 
23 
 
 
 
ou frequência decorrentes de rejeição de carga, por exemplo, a proteção da GD deve 
permanecer em operação sem atuação de proteção, sendo necessário para isso a 
realização de testes e ensaios específicos. 
Quando for permitida a operação ilhada da GD para centrais com capacidade 
acima de 300 kW, estudos de qualidade de energia elétrica devem ser realizados a 
fim de se determinar a possibilidade deste tipo de operação associada a micro rede 
estabelecida no ilhamento (ANEEL, 2012). Porém, apesar de abordado o assunto da 
permissão de operação ilhada de uma GD, raros são os casos em que é observado a 
operação ilhada. Quando a operação ilhada não for permitida, a abertura do disjuntor 
da GD deve ser realizada de forma automática, através das técnicas de detecção de 
ilhamento e ajustadas conforme características da GD e do sistema local (Jenkins et 
al., 2000; Luiz, 2012; ANEEL, 2012; COPEL, 2013; CEMIG, 2012; CEMIG, 2013). 
A norma NTC-71 da CELG (2012) exige as funções de proteção previstas pela 
IEEE 1547 (2008), com algumas ressalvas, tanto para conexão em baixa tensão 
quanto para conexão em média tensão. As funções de sobrecorrente (ANSI 50/51 e 
50N/51N) são destinadas à proteção contra curtos-circuitos e sobrecargas, enquanto 
que as funções de frequência (ANSI 81o/u), tensão (27, 59) e salto de vetor (ANSI 78) 
têm a finalidade principal de detectar ilhamentos. Para o controle e intertravamento de 
manobras de dispositivos de secionamento em sistemas com mais de uma fonte é 
importante a presença do relé de verificação de sincronismo (ANSI 25). A Figura 2.1 
 
Figura 2.1: Diagrama unifilar de proteção para conexão de Gerador Síncrono ao sistema de BT da 
CELG 
Gerador 
Síncrono
3xTC
3xTP
81u 81o 27
50/
51
50/
51N
1xTP
59
25
Painel de Proteção
78
Rede de Distribuição
 
Fonte: (CELG, 2012) 
24 
 
 
 
apresenta o diagrama unifilar de proteção simplificado para a conexão de um gerador 
síncrono ao sistema CELG de baixa tensão. A conexão em média tensão é 
apresentada na Figura 2.2. 
 
Figura 2.2: Diagrama unifilar de proteção para conexão de gerador síncrono em MT na CELG 
Gerador 
Síncrono
3xTC
3xTP
81u 81o 27
1xTP
59
25
Painel de Proteção
78
50/
51N
50/
51
Rede de Distribuição
 
Fonte: (CELG, 2012) 
 
Na Figura 2.2 observa-se que a conexão do transformador no lado de média 
tensão possui conexão do tipo delta. Para este tipo de conexão, não haverá proteção 
por parte da GD para faltas à terra no sistema de distribuição, pois a ligação delta do 
transformador não permite passagem da corrente de sequência zero para o sistema. 
Logo, a proteção 50/51N não terá eficácia para faltas à terra no sistema de distribuição 
da concessionária de energia elétrica. O mesmo pode ser observado na Figura 2.3, 
relativa à norma da CEMIG (2012 e 2013). Já na norma da COPEL (2013), está 
prevista a proteção de sobretensão residual (ANSI 59N) para o caso de conexão em 
média tensão onde o transformador da GD possui ligação delta, conforme Figura 2.4. 
Do ponto de vista de detecção de ilhamento, a norma CEMIG (2012 e 2013) 
apresenta exigências menores quando comparadas à outras normas, visto que 
somente as funções de frequência (ANSI 81o/u) e tensão (27, 59) são previstas na 
norma da concessionária. Já para conexão no sistema de distribuição da CELG 
(2012), há a inclusão da proteção de Salto de Vetor (ANSI 78), que é uma função 
25 
 
 
 
dedicada a detecção do ilhamento e com resultados importantes (Freitas, Huang e Xu, 
2005; Freitas e Xu, 2004). Enquanto que para a COPEL (2013), as funções indicadas 
 
Figura 2.3: Diagrama unifilar de proteção para conexão de gerador síncrono em MT na CEMIG 
Gerador 
Síncrono
3xTC
3xTP
81u 81o 27
1xTP
59
25
Painel de Proteção
50/
51
50/
51N
Rede de Distribuição
 
Fonte: (CEMIG, 2013) 
 
Figura 2.4: Diagrama unifilar de proteção para conexão de gerador síncrono em MT na COPEL 
Gerador 
Síncrono
3xTC
3xTP
81u 81o 27
1xTP
59
25
Painel de Proteção
78
3xTP
59N
81
dfdt
37 46
Trafo de 
Potência
Rede de Distribuição
50/
51
50/
51N
 
Fonte: (COPEL, 2013) 
26 
 
 
 
pelas principais referências bibliográficas (IEEE 1547, 2008; Benhrendt,2002; Freitas, 
Huang e Xu, 2005; Vieira et al., 2006; Afonso et al., 2005; Vieira, 2006; Freitas e Xu, 
2004) são todas exigidas. Desta forma, é conclusivo dizer que a norma da COPEL 
(2013) é mais completa dentre as três concessionárias analisadas, podendo servir de 
referênciapara melhorias futuras nas normas da CELG (2012) e CEMIG (2012 e 
2013). Embora seja a norma de referência amplamente utilizada em todo o mundo, a 
IEEE 1547 (2008) preconiza uma menor exigência que a norma da COPEL (2013), 
visto que somente nesta última a proteção de salto de vetor (ANSI 78) é exigida. 
 
Tabela 2.2: Funções exigidas pela ANEEL (Módulo 3 - PRODIST), IEEE (IEEE Std 1547), CEMIG, 
CELG e COPEL 
Funções de proteção exigidas 
Normas 
Módulo 3 
PRODIST IEEE 1547 CEMIG CELG COPEL 
Subtensão (27) x x x x x 
Sobretensão (59) x x x x x 
Sobretensão de neutro (59N) x x x 
Frequência (81 o/u) x x x x x 
Salto de Vetor (78) x x 
ROCOF (df/dt) x 
Sobrecorrente direcional (67) x x x * x * 
Sobrecorrente direcional de neutro (67N) x x x * x * 
Sobrecorrente (50/51) x x x x * 
Sobrecorrente com restrição de tensão (51V) x x x * 
Sincronismo (25) x x x x 
Direcional potência reativa (32Q) 
Direcional potência ativa (32P) x x * 
Desbalanço de corrente de seq. negativa (46+37) x x x * 
* Exigidas somente para conexão em média tensão 
 
Estas normas ainda citam ajustes para as funções de proteção, para servir de 
referência, como pode ser observado na Tabela 2.3, porém, alguns destes ajustes 
podem não satisfazer a condição de isolar a GD antes do primeiro ciclo de religamento 
do alimentador acessado, sob pena de provocar danos aos geradores, transitórios de 
tensão e sobrecorrentes (Willinston e Finney, 2011). Como os ajustes da função de 
religamento automático não são padronizados entre as concessionárias, é possível 
afirmar que não se deve seguir ajustes típicos ou de referência e sim realizar 
simulações e definir caso a caso o melhor ajuste. 
27 
 
 
 
Tabela 2.3: Recomendações de ajustes das proteções das concessionárias CELG, CEMIG e COPEL 
Ajustes das Funções de Proteção 
Código
ANSI Descrição dos Relés 
CELG CEMIG COPEL 
Ajuste Tempo Ajuste Tempo Ajuste Tempo 
27 Subtensão 0,80 pu 5 s 0,80 pu 5 s 0,70 pu 2 s 
59 Sobretensão 1,10 pu 5 s 1,10 pu 5 s 1,10 pu 10 s 
50 Sobrecorrente instantâneo 
Conforme Seletividade 
51 Sobrecorrente temporizado 
81 o Sobrefrequência 60,5 Hz 5 s 60,5 Hz 5 s 62/66 Hz 30 s/Inst. 
81 u Subfrequência 59,5 Hz 5 s 59,5 Hz 5 s 58,5/56,5 Hz 10 s/Inst. 
Fonte: Adaptado de (CELG, 2012); (COPEL, 2013); (CEMIG, 2012); (CEMIG, 2013) 
 
2.3. Impactos da Geração Distribuída nos Sistemas de Distribuição 
A geração distribuída (GD), definida como sendo a conexão de geradores na 
rede de distribuição de energia elétrica e, geralmente, próximos aos centros de carga, 
já é uma realidade no cenário energético brasileiro e mundial. A presença das fontes 
distribuídas nos alimentadores tem implicado no aumento da complexidade de 
sistemas de distribuição, principalmente no âmbito da proteção de sistemas elétricos. 
O sistema de distribuição de energia elétrica no Brasil foi concebido para operar 
numa configuração onde o fluxo de corrente e potência é unidirecional, ou seja, em 
um alimentador de distribuição somente haverá fonte de energia do lado da 
concessionária, com o fluxo de corrente e potência somente no sentido da subestação 
de distribuição para as cargas. Com a inserção de GD, a configuração unidirecional 
deixa de existir e o sistema passa a ser alimentado não só pela concessionária, mas, 
também, pelos geradores distribuídos (Mota et al., 2014). Durante curtos-circuitos, os 
geradores distribuídos também poderão contribuir para a falta, elevando os níveis de 
corrente de falta (Jenkins et al., 2000). 
 
2.3.1. Alteração dos níveis de curto-circuito 
Muitas unidades de geração distribuída são compostas por geradores síncronos 
que contribuem com corrente de curto-circuito. Consequentemente, a rede acessada 
por estes geradores terá seu nível de curto-circuito elevado. Tal situação pode 
representar para os equipamentos instalados uma superação de sua capacidade de 
curto-circuito, o que implica na necessidade de substituição por equipamentos que 
sejam compatíveis com os novos níveis de curto-circuito ou a inserção de limitadores 
28 
 
 
 
de corrente de curto-circuito. A substituição de equipamentos de distribuição com 
maior capacidade de curto-circuito representará custos muito elevados, podendo 
inviabilizar os empreendimentos de geração distribuída. Contudo, a contribuição dos 
geradores pode ser reduzida através da instalação de reatores ou transformadores 
entre a GD e a rede de distribuição, porém, além do aumento dos custos de 
implantação, haverá um aumento das perdas no sistema (Jenkins et al., 2000). 
Por outro lado, após a formação de uma ilha energizada, os níveis de curto-
circuito da mesma serão reduzidos consideravelmente, pois a concessionária de 
energia deixará de contribuir para o defeito. Isso provocará, inevitavelmente, perda de 
seletividade entre as proteções remanescentes no circuito ilhado, onde os dispositivos 
de proteção tenderão a ter tempos de atuação mais elevados devido à redução da 
corrente de curto-circuito (Vieira, 2006). 
 
2.3.2. Sistemas de Proteção 
A presença de GD provoca uma série de mudanças no sistema de proteção das 
redes de distribuição. Devido à contribuição para a corrente de curto-circuito por parte 
dos geradores da GD há uma redução da sensibilidade na detecção de falta e na 
velocidade de operação das proteções do alimentador quando conexões são 
realizadas por meio de uma derivação em um ponto qualquer do alimentador, também 
conhecidas como TAP, são efetuadas, principalmente quando se utiliza a proteção de 
distância, onde este efeito, definido como “infeed” (Ziegler, 2011), pode ainda provocar 
subalcances. Apesar de não ser comum em distribuição, é de conhecimento do autor 
deste trabalho a utilização da proteção de distância para a conexão de GD, como é o 
caso da PCH Ilha da Luz, conectada em 13,8 kV no sistema Escelsa, atualmente, EDP 
Energia na cidade de Cachoeiro do Itapemirim, estado do Espírito Santo. 
O aumento dos níveis de curto-circuito do alimentador de distribuição acessado 
por GD impactará na coordenação e seletividade entre as proteções pré-existentes. 
Por exemplo, um alimentador radial cuja proteção é feita por um religador (AL1) na 
saída da subestação e elos fusíveis em derivações é ilustrado na Figura 2.5. 
Ocorrendo um curto-circuito no ponto indicado, a corrente que passará pelos elos 
fusíveis será acrescida da contribuição do GD (IS+IGD), o que implicará em diminuição 
dos tempos de atuação e, provavelmente, na perda da coordenação e seletividade do 
circuito de distribuição. 
29 
 
 
 
Um esquema de coordenação muito utilizado no Brasil em distribuição de 
energia entre os religadores e elos fusíveis consiste em ajustar o religador para atuar 
instantaneamente no primeiro ciclo de religamento, mais rápido que os elos fusíveis, 
enquanto nos demais ciclos a atuação será mais lenta. Após a atuação do primeiro 
ciclo e decorrido o primeiro tempo morto, geralmente 0,5 s, religa-se o alimentador. 
Caso a falta seja transitória, o religamento terá sucesso. Já no caso da falta ser 
permanente, o religador atuará mais lentamente que o elo fusível, que isolará o defeito 
mantendo as demais cargas alimentadas, desenergizando uma pequena parte do 
circuito que está defeituoso, ao invés de interromper todo o alimentador. 
 
Figura 2.5: Aumento da corrente de curto-circuito devido a presença de GD 
AL1
GD
52-GD
ALx
Carga 1 Carga 2
Elo Elo
IS IS+IGD
IS+IGD
IGD
Subestação
IS
 
Fonte: Próprio autor 
 
Com a contribuição de corrente do GD, o elo fusível do circuito mais próximo da 
carga poderá atuar mais rápido que o religador isolando permanentemente o trecho 
do circuito protegido por ele, atéque a equipe de manutenção chegue ao local para 
substituir o elo fusível. Acontece que a falta poderia ser transitória, o que quer dizer 
que poderia ser auto extinguida durante o tempo morto do primeiro ciclo de 
religamento. Com a ruptura do elo fusível devido ao aumento de corrente, o trecho 
protegido terá um tempo de interrupção maior, prejudicando os consumidores e os 
índices de qualidade de energia da concessionária. 
Conforme ilustrado na Figura 2.6, dependendo da contribuição de curto-circuito 
da GD, seu impacto pode ser tão significativo que poderá provocar até a atuação do 
religador AL1 para defeitos em alimentadores adjacentes, tais como os religadores 
ALx. Ainda, o próprio alimentador adjacente ALx, devido ao aumento do nível de curto-
circuito (IS+IGD), poderá perder sua coordenação com os elos fusíveis a jusante. 
30 
 
 
 
Figura 2.6: Perda de Coordenação e Seletividade na Distribuição devido a presença de GD - 
Alimentadores 
Subestação
AL1
GD
52-GD
ALx
Carga 1 Carga 2
Elo EloIGD
IS+IGD
IGDIS
 
Fonte: Próprio autor 
 
2.3.3. Tipo de Aterramento da Fonte 
O tipo de aterramento da conexão da GD pode representar mais uma importante 
influência no comportamento do sistema ilhado a ser formado. Na maioria das vezes, 
as unidades de GD geram energia em níveis de tensão diferentes dos níveis nominais 
do sistema de distribuição, logo, necessitam de um transformador elevador. O tipo de 
conexão deste transformador (estrela isolada, estrela-aterrada ou delta) afeta 
diretamente o comportamento do sistema de distribuição que poderá ser formado no 
caso de um ilhamento. O intuito é garantir que uma unidade de GD possa operar com 
segurança em paralelo com a rede ou isolada, através de um ilhamento, mesmo que 
durante poucos milissegundos. 
Os sistemas não-aterrados (estrela isolada ou delta) são uma escolha muito 
utilizada em sistemas de distribuição para os transformadores de cargas e GD, pois a 
contribuição de corrente de sequência zero (3I0) da GD para faltas a terra no sistema 
de distribuição é eliminada devido à conexão delta (CELG, 2012; CEMIG, 2012 e 
CEMIG, 2013). Mas esta escolha para a GD pode não ser a mais adequada se existir 
a possibilidade de operação ilhada de forma permanente. 
Uma falta fase-terra em um sistema não-aterrado pode não ser percebida pelos 
relés de proteção de sobrecorrente e permanecer em falta durante um período de 
tempo, o que pode provocar a falha no isolamento das fases sãs e, 
consequentemente, provocar uma falta entre fases que pode vir a ter maiores 
proporções. Ainda, há a possibilidade de um transitório de tensão em níveis 
31 
 
 
 
destrutivos durante o chaveamento fase-terra de um circuito com falta fase-terra (IEEE 
1547, 2008). 
Nas condições atuais do sistema de distribuição de energia elétrica no Brasil, 
onde não é permitida a operação ilhada da GD (ANEEL, 2015; CELG, 2012; CEMIG, 
2012; CEMIG, 2013; COPEL 2013), os problemas de sobretensão poderão ser 
mitigados restringindo-se a operação de GD ilhada a um curto intervalo de tempo, que 
conforme IEEE 1547 (2008), deverá ser inferior a 2 segundos quando o ilhamento for 
intencional (abertura intencional do disjuntor da concessionária) ou inferior ao tempo 
morto do primeiro ciclo de religamento, que varia entre 0,24 a 15 segundos (Luiz, 
2012) quando o ilhamento for não-intencional (abertura do disjuntor da concessionária 
pela atuação de proteção). 
A proteção da GD com conexão não-aterrada deverá utilizar esquemas 
baseados em tensão de deslocamento de neutro, pois não haverá contribuição de 
corrente de sequência zero, característica de falta para a terra. Este tipo de proteção 
(ANSI 59N) utiliza transformadores de potencial (TP) conectados no circuito primário 
para detectar sobretensões fase-terra e de sequência zero (Behnrendt, 2002). 
Os sistemas aterrados (conexão estrela aterrada) possuem uma série de 
vantagens, tais como: 
 Segurança de pessoas e equipamentos que serão expostos a sobretensões 
inferiores àquelas dos sistemas não-aterrados; 
 Aumento da confiabilidade no fornecimento de energia, já que entre 70% e 95% 
das faltas em sistemas de distribuição são do tipo monofásicas e transitórias 
que serão restabelecidas pelo esquema de religamento automático (IEEE 
1547, 2008); 
 Localização de faltas no alimentador será facilitada (IEEE 1547, 2008). 
 
Com a conexão do transformador aterrado (AT estrela aterrada e BT delta), 
mesmo com um ilhamento, quando o disjuntor do alimentador da concessionária é 
aberto (por qualquer razão), o sistema de distribuição permanecerá com referência de 
terra. Em sistemas onde houver o interesse da operação ilhada de uma GD, a conexão 
aterrada é a mais indicada. 
Por outro lado, a GD com conexão possui algumas desvantagens, pois contribui 
com um aumento dos níveis de curto-circuito para a terra do alimentador existente, 
32 
 
 
 
dificulta a coordenação e a seletividade entre as proteções do alimentador e os 
circuitos seccionadores com elos fusíveis e religadores intermediários e reduz o 
alcance e a sensibilidade dos relés nos barramentos da concessionária, efeito 
chamado de infeed (IEEE 1547, 2008; Ziegler, 2011). 
 
2.3.4. Estabilidade Transitória 
Para geração distribuída, cujo objetivo é gerar kWh por meio de novas fontes de 
energia renovável, considerações a respeito de estabilidade transitória tendem a não 
ter grande importância. Se ocorrer uma falta em algum ponto da rede de distribuição, 
a proteção do alimentador isola a concessionária e a GD tende a uma sobrevelocidade 
(aceleração da máquina e sobrefrequência) e um TRIP pode ser inevitável. Tudo que 
se perde é um pequeno período de geração da GD, definido pelo tempo de 
restabelecimento de energia por parte da concessionária local (Jenkins at al., 2000). 
Na maioria dos casos, nas instalações de GD também existem cargas. 
Dependendo da criticidade do processo que estas cargas estão inseridas, por 
exemplo um sistema de vapor e caldeira, mais cuidado é necessário para tentar 
assegurar que o gerador não dispare para faltas externas, em redes remotas. Porém, 
como a inércia de geradores síncronos distribuídos é normalmente baixa (Jenkins at 
al., 2000), pode não ser possível garantir a estabilidade para todas as faltas na rede 
de distribuição, mesmo para os casos de cargas próprias da GD de alta criticidade 
onde se almeje a manutenção do gerador em operação para suprimento das cargas 
internas após a abertura de seu disjuntor. 
Um incômodo para a estabilidade é o TRIP de relés ROCOF (Rate of Change of 
Frequency), que são ajustados sensivelmente para detectar ilhamentos, mas, em um 
evento de maior perturbação, como a perda de uma fonte importante do sistema a 
montante, pode ter uma falsa operação. O efeito disso é a piora da frequência do 
sistema que já havia sido impactada pela própria perturbação (Jenkins et al., 2000). 
 
2.3.5. Operação e Despacho 
Para a operação do sistema de distribuição, a presença de GD traz importantes 
consequências, pois o alimentador poderá estar energizado por diversos pontos. Isso 
implica em políticas mais cuidadosas de isolação e aterramento antes do trabalho ser 
33 
 
 
 
realizado por equipes de manutenção. Também, torna-se mais difícil obter 
interrupções para manutenções planejadas e, assim, reduz-se a flexibilidade para 
trabalho na rede com GD conectada (Jenkins et al., 2000). 
A GD pode vir a operar ilhada da fonte principal e alimentar as cargas locais do 
circuito acessado por ela. Se esta operação for permitida pela concessionária 
acessada, a GD deve garantir que a tensão e a frequência fornecidas aos 
consumidores permaneçam dentro dos limites regulamentados(Katiraei, Abbey, 
2007). Caso não seja permitida a operação ilhada, a GD deve ser desconectada do 
sistema. Neste contexto, o sistema de proteção deve estar bem ajustado e definido 
para distinguir, dentro dos limites de tempo pré-estabelecidos, as perturbações do 
sistema (rejeição de carga, por exemplo) de curtos-circuitos, diferenciar e detectar se 
a operação da GD está sincronizada com a rede ou se está ilhada. 
Com o aumento da penetração de GD, o despacho de carga do sistema elétrico 
como um todo será impactado pois a carga demandada pelo sistema será 
aparentemente menor devido às gerações locais, o que influenciará nas solicitações 
aos agentes de geração do sistema. 
 
2.3.6. Religamento fora de fase 
Uma grande preocupação com a presença de GD é o religamento da rede da 
concessionária de energia fora de fase com o subsistema ilhado alimentado pela GD. 
Problemas em todos os níveis do sistema de distribuição podem ser gerados, tanto 
na própria rede de distribuição quanto nos geradores e demais cargas conectadas no 
mesmo sistema. Esta preocupação é destacada em Willinston e Finney (2011), onde 
os efeitos do religamento fora de fase são investigados. 
Considerando uma GD conectada a um alimentador de distribuição, como na 
Figura 2.7, a diferença de potencial entre o subsistema ilhado e a rede da 
concessionária que irá surgir após um religamento fora de fase pode ser calculado por 
(2.1), discutida em Willinston e Finney (2011), onde VBKR é a diferença de potencial 
entre as fontes, VEPS é a tensão do sistema, VDG é a tensão do gerador distribuído e δ 
é a defasagem entre as fontes. Traçando um gráfico da tensão entre os sistemas em 
função da defasagem entre as duas fontes, observa-se que pode-se atingir até 2 pu 
de diferença de potencial, quando a defasagem entre os sistemas chegar ao valor 
máximo de 180°, conforme mostra a Figura 2.8 (Willinston e Finney, 2011). 
34 
 
 
 
 V୆୏ୖ = ඥ(|V୉୔ୗ|ଶ + |Vୈୋ|ଶ − 2 .√V୉୔ୗ . |Vୈୋ| . cos δ) (2.1) 
 
Figura 2.7: Alimentador com a presença de GD 
XEPS
Carga
Xalimentador XDGTX XDG
IINRUSH PL, QL PDG
Religador
Subestação+
VEPS
-
+
VDG
-
Fonte: Adaptado de Willinston e Finney (2011) 
 
Como exemplo numérico da diferença de potencial pré-religamento após um 
ilhamento que surge entre a GD e a rede da concessionária, adotando a 
recomendação da IEEE 1547 (2008) para atuação da proteção de subfrequência com 
um ajuste de 59,3 Hz em 160 ms, um alimentador com tempo morto do primeiro ciclo 
de religamento de 500 ms, a defasagem angular entre a GD e a rede da 
concessionária alcança 40,3° após um ilhamento o que, de acordo com (2.1) e a 
Figura 2.8, representa 0,68 pu de diferença de potencial entre as fontes (Willinston e 
Finney, 2011). 
 
Figura 2.8: Diferença de potencial entre a rede da concessionária e a GD em um pré-religamento 
 
Fonte: Próprio autor 
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,6
1,8
2
0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330 360
|V
BK
R|
 (p
u)
δ (°)
0,68 pu 
40,3° 
35 
 
 
 
 
O efeito da diferença de potencial entre as fontes em um religamento fora de 
fase é o surgimento de sobrecorrente comparáveis aos níveis de curto-circuito. Em 
Vieira (2006) é apresentado um exemplo de um gerador de 30 MVA sendo religado 
com a concessionária fora de fase onde foram observadas sobrecorrentes próximas 
de 12 pu, provocadas pela diferença de potencial, que podem causar danos físicos 
aos equipamentos envolvidos e ainda provocar atuações de proteções, como pode 
ser observado na Figura 2.9. 
 
Figura 2.9: Forma de onda da corrente do gerador após um religamento fora de fase 
 
Fonte: (Vieira, 2006) 
 
Os equipamentos existentes em um sistema, tais como transformadores, 
disjuntores e religadores, geradores distribuídos e cargas, são submetidos a riscos de 
danos decorrentes do inrush, provocado pelo religamento fora de fase que provoca 
esforços eletromecânicos de deslocamento de condutores, desgastes na isolação, 
esforços torcionais e sobrecorrentes. Estes efeitos são cumulativos e reduzem a vida 
útil dos equipamentos. Em geradores, é recomendado um desvio máximo de fase de 
±10° para que o transitório provocado pelo religamento fora de fase não possa causar 
danos de acoplamento ou falha de isolação (Willinston e Finney, 2011). 
Conforme apresentado em Willinston e Finney (2011), o torque transitório pode 
chegar de 2 a 3 pu em um religamento fora de fase. Este torque impõe estresse 
mecânico tanto no gerador quanto na máquina primária, onde o valor máximo 
36 
 
 
 
acontece para uma defasagem de 120°, enquanto que para 180° ocorre a máxima 
corrente de inrush (Willinston e Finney, 2011). Em Vieira (2006), os esforços torcionais 
alcançaram valores superiores a 5 pu, conforme Figura 2.10, o que confirma que o 
religamento fora de fase é extremamente danoso ao gerador podendo levar à ruptura 
do eixo mecânico da máquina. 
 
Figura 2.10: Conjugado eletromagnético no gerador após um religamento fora de fase 
 
Fonte: (Vieira, 2006) 
 
Os efeitos do religamento fora de fase para cargas dependem do tipo de carga. 
Para cargas passivas, tais como aquecimento e iluminação, a corrente de inrush não 
produz nenhum efeito. Já para o caso de motores, que permanece em sincronismo 
com o subsistema ilhado formado pela GD, no instante do religamento fora de fase, 
um torque transitório proporcional a defasagem entre as fontes surge no eixo dos 
motores, que pode danificá-los. Em Willinston e Finney (2011) são apresentados os 
limites dos esforços torcionais em motores. Para as cargas, os motores certamente 
sofrerão esforços torcionais que podem provocar problemas tanto no equipamento 
quanto aos processos em que estão submetidos (Willinston e Finney, 2011). 
 
2.4. Detecção de Ilhamento e os Relés de Proteção 
Uma vez conectada ao sistema de distribuição, a geração distribuída precisa 
garantir os requisitos mínimos de proteção exigidos pelo Módulo 3 do PRODIST, IEEE 
1547 e pelas normas técnicas da concessionária, de forma a não prejudicar a 
37 
 
 
 
qualidade e a confiabilidade no fornecimento de energia. Para tanto, as funções de 
proteção devem ser aplicadas corretamente de maneira a se atingir uma 
confiabilidade operativa adequada, não trazendo prejuízos ao sistema e aos 
consumidores pré-existentes. 
A inserção de GD no sistema de distribuição tradicional (radial) introduz 
alterações na corrente de falta que irá requerer mudanças na filosofia das funções de 
proteção do sistema pré-existente, tais como (Tholomier, Yip e Lloyd, 2009): 
 Proteção do sistema contra impactos da GD quando faltas ocorrerem no 
alimentador de distribuição; 
 Coordenação e seletividade dos elos fusíveis com os religadores, 
considerando o aumento dos níveis de curto-circuito provocado pela 
contribuição da GD; 
 Proteção do gerador da GD contra faltas no sistema e do religamento 
automático do alimentador sem verificação de sincronismo; 
 Proteção do transformador de interconexão da GD quando faltas ocorrerem 
em seu secundário. 
Espera-se que a proteção da GD seja capaz de proteger seus equipamentos 
contra qualquer tipo de distúrbio, tais como sobrecarga e curtos-circuitos, e que seja 
seletiva com o sistema de proteção dos alimentadores e elos fusíveis locais. Além 
disso, a proteção deve ser capaz de detectar a condição de ilhamento operando antes 
que se inicie a primeira tentativa de religamento do alimentador acessado e que 
desconecte a GD do sistema no caso de faltas internas. 
Em um ilhamento é importante que a GD seja rapidamente desconectada da 
rede para se garantir a desenergização do alimentadorpara a segurança dos 
eletricistas de manutenção/operação, para a prevenção de suprimento de energia com 
baixa qualidade de energia elétrica, prevenção de religamento do alimentador sob 
condições de falta de sincronismo podendo levar o gerador a danos devido a diferença 
de potencial e/ou esforços torcionais. 
Existem várias técnicas para detecção de ilhamento, definidas como remotas ou 
locais. As técnicas de detecção de ilhamento remotas utilizam sistemas de 
comunicação entre a subestação alimentadora da concessionária e o gerador 
distribuído. Esta técnica apresenta elevada eficácia, porém, os custos de implantação 
podem inviabilizar o empreendimento de geração distribuída de baixa potência de 
38 
 
 
 
geração (Vieira, 2006). Em IEEE Std 1547 (2008) é sugerido um esquema de proteção 
anti-ilhamento baseado em técnicas remotas, para os casos onde a carga mínima do 
alimentador for menor que duas (2) vezes a potência da GD, em alguns casos, até um 
terço desta potência. São exemplos de técnicas remotas as tecnológicas SCADA 
(Supervisory Control and Data Acquisition), PLCC (Power Line Carrier 
Communication) e redes de comunicação entre os dispositivos. 
As técnicas de detecção de ilhamento locais utilizam medidas de tensão e 
corrente no ponto de interconexão do gerador distribuído. Estas técnicas são divididas 
em técnicas passivas e ativas. Vieira (2006) afirma que as técnicas passivas mais 
difundidas são baseadas nas medições de frequência e tensão, em que, se houver 
grandes variações nestas grandezas, um ilhamento pode ter ocorrido. A aplicação de 
técnicas passivas é bastante atrativa, de uma maneira geral, visto que requerem baixo 
investimento e são de fácil instalação. Como desvantagem, seu desempenho é 
prejudicado quando houver pequenas diferenças entre a geração e a carga da ilha. 
As técnicas ativas utilizam de injeção de sinais na rede elétrica que provocam 
pequenos distúrbios no sistema elétrico, cujo comportamento se diferenciará quando 
a operação estiver interligada e sincronizada com a concessionária de quando houver 
um ilhamento. 
Neste trabalho serão discutidas as várias formas de detecção de ilhamento pelas 
técnicas locais passivas, destacando-se as funções baseadas nas medições de 
tensão, frequência e potência reativa exportada pelo gerador distribuído. Os estudos 
aqui desenvolvidos visam analisar a eficácia de cada uma destas proteções no 
aspecto da detecção de ilhamento dentro de limites pré-estabelecidos junto a 
concessionária de energia acessada. A combinação de várias funções de proteção na 
mesma unidade GD é um dos objetivos deste trabalho, que visa o complemento da 
eficácia de várias funções e na análise dos melhores ajustes, destacando-se que não 
se objetiva desenvolver novos métodos de detecção de ilhamento, mas sim, analisar 
a eficácia e a segurança que as técnicas disponíveis podem trazer para o 
empreendimento. 
Entre as funções existentes, serão analisadas a proteção de sub e 
sobrefrequência (ANSI 81), taxa de variação de frequência (df/dt ou ROCOF), salto 
de vetor (ANSI 78), direcional de potência reativa (ANSI 32Q). Estas funções de 
proteção devem garantir a detecção de ilhamento, independente das condições do 
39 
 
 
 
sistema quanto ao aterramento, contribuição de curto-circuito, capacidade de geração 
e nível de desbalanço de potência entre a geração e a carga ilhada. Quando não for 
possível garantir a detecção de ilhamento por meio de técnicas locais passivas, deve-
se sugerir a aplicação de técnicas remotas e ou técnicas ativas. 
 
2.4.1. Relé de Sobrecorrente - ANSI 50/51 
A função de sobrecorrente é aplicada na GD para a proteção contra sobrecarga 
e curto-circuito dentro e fora da GD (Tholomier, Yip e Lloyd, 2009; IEEE 1547, 2008). 
Os relés de sobrecorrente operam quando o valor da corrente ultrapassa um 
valor pré-fixado ou ajustado, podendo atuar de forma instantânea ou temporizada. Os 
elementos temporizados possuem característica de acordo com curvas tempo versus 
corrente obtidas por (2.2). t = α
൬
II୮൰ஒ − 1 . DT (2.2) 
Sendo: 
t o tempo de operação do relé; 
α e β as constantes que definem o tipo de curva; 
DT o multiplicador de tempo ou dial; 
I a corrente instantânea do sistema; 
Ip a corrente de partida ou pickup da proteção. 
 
De acordo com a norma IEC 60255-151 (IEC, 2009), as curvas disponíveis são: 
 Normal Inversa (NI – α = 0,14 e β = 0,02); 
 Muito Inversa (MI – α = 13,5 e β = 1); 
 Extremamente Inversa (EI – α = 80 e β = 2); 
 Tempo Longo Inversa (TLI – α = 120 e β = 1); 
 Tempo Definido (TD). 
 
Na ocorrência de um curto-circuito, a proteção de sobrecorrente da GD poderá 
ser sensibilizada devido à contribuição dos seus geradores e, de acordo com os 
ajustes, irá operar em um determinado tempo, que poderá ser instantâneo ou 
temporizado com característica de tempo inverso. 
40 
 
 
 
Devido à coordenação e seletividade esperada, a GD não poderá operar para 
qualquer curto-circuito no sistema. Espera-se que a proteção de sobrecorrente da GD 
opere quando faltas ocorrerem no alimentador em que ela esteja conectada e, por 
outro lado, que não opere quando faltas ocorrerem em alimentadores adjacentes. 
A proteção de sobrecorrente não possui alcance definido como a proteção de 
distância (Ziegler, 2011), pois a contribuição de corrente de curto-circuito de usinas 
de geração de energia depende de vários fatores, tais como a quantidade de 
geradores em operação no instante da falta, a localização e a impedância de falta, 
influências de fontes conectadas no mesmo circuito, etc. 
Na condição de ilhamento e considerando que a carga do alimentador seja 
superior à capacidade de geração da GD, haverá uma sobrecorrente em seus 
terminais quando a característica majoritária das cargas for do tipo potência constante, 
por exemplo, motores. Esta situação pode sensibilizar a proteção de sobrecorrente da 
GD fazendo-a operar. 
Diante deste contexto, associar uma correta seletividade da proteção de 
sobrecorrente da GD, na situação de curto-circuito no próprio alimentador ou 
adjacente, com a detecção de ilhamento torna-se uma tarefa complexa. Devido a 
característica da proteção de sobrecorrente de não ter alcance definido, a 
sensibilidade terá uma indesejável dualidade, onde poderá ser sensível o suficiente 
para detectar um possível ilhamento, o que, provavelmente, acarretará em perda de 
seletividade com a proteção dos alimentadores, levando a GD ser desconectada para 
faltas em alimentadores adjacentes. 
Portanto, a função de sobrecorrente não traz garantias à proteção da GD quanto 
à detecção de ilhamento. Logo, pode-se dizer que esta função deverá ser aplicada 
somente para a proteção de sobrecarga e curtos-circuitos. 
 
2.4.2. Relé de Sobrecorrente Direcional - ANSI 67 
A proteção de sobrecorrente direcional possui as mesmas características da 
proteção de sobrecorrente convencional, com a diferença de poder ser ajustada para 
atuar em um determinado sentido de corrente. Assim, esta função terá as mesmas 
aplicações da proteção não direcional. 
A vantagem no uso da direcionalidade da proteção de sobrecorrente na GD é a 
facilidade de coordenação com o alimentador acessado e os adjacentes. Como se 
41 
 
 
 
trata de uma geração de energia, faltas externas terão contribuição de corrente da GD 
que será diferente da contribuição de corrente da rede para faltas internas as 
instalações da GD. Logo, poderá ser aplicado um ajuste para o sentido exportação 
(faltas externas) e outro ajuste para o sentido importação (faltas internas), facilitando 
a coordenação e seletividade. 
 
2.4.3. Relé de Distância - ANSI 21 
A proteção de distância pode ser aplicada em