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Tipo do documento: Dissertação
Title: Índices de coordenação para avaliação dos impactos da inserção de geração distribuída nos esquemas de proteção de sistemas de distribuição radiais e malhados, utilizando relés de sobrecorrente direcionais de tempo inverso
Other Titles: Coordination indexes to evaluating the impacts of distributed generation insertion in the protection schemes of radial and meshed distribution systems using inverse time directional overcurrent relays
Autor: Tragueta, Marcos Gabriel 
Primeiro orientador: Carreño Franco, Edgar Manuel
Primeiro membro da banca: Carreño Franco, Edgar Manuel
Segundo membro da banca: Rocha, Carlos Roberto Mendonça da
Terceiro membro da banca: Almeida, Madson Cortes de
Resumo: A inserção de fontes de energia distribuídas de baixa potência apresenta novos retos no planejamento e operação de sistemas de distribuição. Um reto é a coordenação do sistema de proteção que se altera a medida que a inserção de Geração Distribuída (GD) cresce em qualquer ponto de qualquer sistema. Para verificar como a coordenação é alterada, tem sido proposto, na literatura, diferentes indicadores que visam expressar numericamente qual é o efeito desta inserção nos pares de relés de um sistema de proteção coordenado. O Protection Coordination Index (PCI) e o Protection Miscoordination Index (PMI), se mostram como indicativos válidos para esta análise. O objetivo deste trabalho é aplicar estes quantificadores nos esquemas de proteção de linhas de distribuição de sistemas radiais e malhados que utilizem Relés de Sobrecorrente Direcionais de Tempo Inverso. Pela aplicação destes indicadores foi possível julgar se as informações obtidas são suficientes para a análise do impacto da inserção de GD nos SDEE, identificando o surgimento de limitações, sanadas pela proposição de novos indicadores. Para alcançar este objetivo, geradores distribuídos foram conectados em diferentes pontos da rede, e sua capacidade de geração foi alterada de forma crescente; onde para cada valor de inserção e em cada ponto do sistema, foram verificados os Intervalos de Tempo de Coordenação (ITC) entre pares de relés consecutivos, e a partir destes valores, os indicadores quantitativos do impacto da inserção de GD, calculados. Para isso, foi modelado um sistema de distribuição malhado, visando a obtenção das grandezas requeridas no dimensionamento dos TC's e relés, obtendo assim uma operação coordenada seletiva, onde para cada relé primário há pelo menos um de retaguarda, formando pares protetores. Em seguida dois sistemas de proteção foram ajustados: um considerando relés unidirecionais e outro, relés bidirecionais. Finalmente, para os sistemas de proteção dimensionados e coordenados, os índices encontrados na literatura e os índices propostos foram calculados e comparados para um mesmo par de relés, considerando um mesmo valor de inserção de GD em diferentes pontos do sistema. Todos os indicadores se mostraram válidos para a quantificação do impacto da inserção de GD nos esquemas de proteção aplicados a SDEE, onde IDP indica a porcentagem de faltas que irá ocasionar descoordenação, IDPP indica a porcentagem de pares de relés que irá se descoordenar para cada falta, ICP mostra se a variação de ITC ocorrerá de forma lenta ou rápida, onde a variação mais veloz resultará antes em descoordenação em relação à mais lenta e ITC (%) impõe uma restrição à redução de ITC indicando se o valor de inserção irá descoordenar os pares de relés analisados, através de valores numéricos.
Abstract: The insertion of distributed power sources of low power presents new challenges in the planning and operation of distribution systems. The coordination of the protection system is a challenge which modifies as the insertion of the distributed generation grows at any point in any system. In order to verify how the coordination is altered different indicators have been proposed in literature, seeking to express numerically the effect of this insertion on the pair of relays of a coordinated protection system. The Protection Coordination Index (PCI) and the Protection Miscoordination Index (PMI) are shown as valid indicators for this analysis. The purpose of this paper is to apply these quantifiers in the protection schemes of distribution lines of radial and grid systems that use Inverse Time Overcurrent Relays. By applying these indicators, it will be possible to judge if they will provide enough information to analyze the impact of GD insertion in the SDEE, otherwise, identify if there will be limitations which can be remedied by proposing new indicators. The new indicators proposed in this paper seek to cover the limitations observed, without necessarily using the same information. To achieve this goal, distributed generators will be connected at different points in the network, and its generation capacity will be changed in an increasing way; where for each insertion value and at each point of the system, the Coordination Time Intervals (CTI) between consecutive pairs of relays will be verified, and from these values, the quantitative indicators of the impact of the GD will be calculated. For this, a distribution grid system was modeled with a purpose of obtain the required quantities in the scaling of CT1s and relays, thus obtaining a selective coordinate operation, where for each primary relay there will be an extra relay, forming a protective pair. Next two protective systems were adjusted: one considering one-way relays and another, twoway relays. Finally, for the protection systems dimensioned and coordinated, the indexes found in the literature and the proposed indexes were calculated and compared to the same pair of relays, considering the same GD insertion value at different points of the system. Every indicator were valid to the quantification of the GD insertion impact in the protection schemes applied to SDEE, where IDP indicates a percentage of faults that will cause miscoordination, IDPP indicates the percentage of pairs of relays that will be miscoordinate for each fault, ICP shows wether the ITC variation will occur slowly or rapidly, where the faster variation will result in miscoordination rather than the slower one and ITC (%) imposes a restriction on ITC reduction indicating whether the insertion value will miscoordinate the pairs of relays analyzed through numerical values.
Keywords: Geração distribuída
Relés de sobrecorrente direcionais de tempo inverso
Inserção de geração distribuída
Coordenação
Descoordenação
Índices de Coordenação
Distributed generation
Directional inverse time overcurrent relays
Insertion of distributed generation,
Coordination
Discoordination
Coordination index
CNPq areas: Sistemas dinâmicos e energéticos
Idioma: por
País: Brasil
Publisher: Universidade Estadual do Oeste do Paraná
Sigla da instituição: UNIOESTE
Departamento: Centro de Engenharias e Ciências Exatas
Program: Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica e Computação
Campun: Foz do Iguaçu
Citation: TRAGUETA, Marcos Gabriel. Índices de coordenação para avaliação dos impactos da inserção de geração distribuída nos esquemas de proteção de sistemas de distribuição radiais e malhados, utilizando relés de sobrecorrente direcionais de tempo inverso. 2017. 107 p. Dissertação (Mestrado em Engenharia Elétrica e Computação) - Universidade Estadual do Oeste do Paraná, Foz do Iguaçu, 2017.
Tipo de acesso: Acesso Aberto
Endereço da licença: http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/
URI: http://tede.unioeste.br/handle/tede/3000
Issue Date: 5-May-2017
Appears in Collections:Mestrado em Engenharia Elétrica e Computação (FOZ)

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