Curto-circuito em usina fotovoltaica: por que o inversor engana a proteção

A proteção de sistemas elétricos foi construída sobre uma premissa silenciosa: em condição de falta, a fonte entrega muito mais corrente do que na operação normal. É essa diferença, tipicamente de cinco a sete vezes entre a corrente de curto e a corrente de carga, que permite a um relé de sobrecorrente distinguir com segurança um defeito de uma condição operativa. Geração fotovoltaica quebra essa premissa, e o problema não aparece no diagrama unifilar: aparece no ajuste do relé.

Mesma falta, mesma potência, mesma rede, correntes de curto diferentes

Para medir o efeito de forma limpa, montamos no ATPDraw dois alimentadores idênticos: mesma barra, mesmo transformador, mesma falta trifásica e ambos gerando 1 MW. A única diferença entre eles é a fonte. Em um, um gerador síncrono; no outro, uma usina solar com inversor. Antes da falta, as duas correntes são rigorosamente iguais. Do ponto de vista da operação normal, os dois alimentadores são indistinguíveis.

No instante do curto, os comportamentos se separam. A máquina síncrona entrega cerca de 350 A de pico, com o subtransitório inteiro: assimetria, componente contínua e decaimento ao longo dos ciclos seguintes. É a assinatura clássica que os relés de sobrecorrente foram feitos para reconhecer. O inversor entrega cerca de 60 A. A eletrônica de potência limita a corrente e ela praticamente não se move. Aproximadamente seis vezes de diferença, sob condições idênticas de rede.

Os dois valores são absolutos, medidos no mesmo ponto e plotados na mesma escala, o que é justamente o que torna a comparação legítima: não há normalização escondendo diferença nenhuma. Mais adiante, no estudo de LVRT, as grandezas aparecem em pu referidas ao próprio inversor; são outra base e não devem ser comparadas com estes 60 A.

O que isso faz com o 50/51

A consequência é direta e severa. Um elemento de sobrecorrente ajustado com as margens de uma máquina rotativa pode simplesmente não enxergar a falta quando ela é alimentada pelo lado da usina solar. A folga entre corrente de falta e corrente de carga, que era de cinco a sete vezes, cai para cerca de 1,2 vez. Não existe ajuste de pickup que seja, ao mesmo tempo, sensível o bastante para atuar nessa falta e seguro o bastante para não atuar na carga nominal: a separação entre as duas grandezas praticamente desapareceu.

Vale registrar uma inversão contraintuitiva: a simulação considerou a usina em plena geração, sol de meio-dia. Esse é o cenário de maior contribuição do inversor, ou seja, o melhor caso para a proteção. Com irradiância parcial ou passagem de nuvem, a contribuição de curto é ainda menor e a margem se estreita mais. Diferentemente de uma máquina síncrona, cuja capacidade de contribuir para o curto não depende do recurso primário no instante da falta, a usina fotovoltaica leva a condição meteorológica para dentro do problema de proteção.

O LVRT muda o ângulo, não a magnitude

A magnitude, porém, é só metade da história. No segundo experimento, modelamos um inversor grid-following de 1 MVA em MODELS (ATP-EMTP) e aplicamos a mesma falta trifásica no ponto de conexão, variando um único parâmetro: o ride-through de subtensão (LVRT) ligado ou desligado. Deste ponto em diante, corrente e tensão aparecem em pu referidas ao próprio inversor: a corrente à sua corrente nominal e a tensão à tensão nominal do ponto de conexão.

Sem LVRT, o inversor ignora o afundamento e segue injetando corrente ativa até o seu limite, com reativo praticamente nulo; a tensão no terminal cai a 0,39 pu. Com o LVRT ativo, conforme exigido pelos Procedimentos de Rede do ONS, o inversor detecta o afundamento e prioriza corrente reativa: o reativo sobe para +0,35 MVAr e a tensão se sustenta em 0,50 pu. A corrente satura nos mesmos 1,2 pu nos dois casos.

É na comparação dos ângulos que mora o problema para a proteção. A magnitude da corrente de curto é praticamente a mesma nos dois cenários, mas o ângulo do fasor de corrente em relação à tensão gira cerca de 44° quando o LVRT atua. Quarenta e quatro graus, com a mesma magnitude, é exatamente o tipo de mudança que leva um elemento direcional (67) ou de distância (21) a tomar uma decisão diferente, inclusive a decisão errada, se o modelo usado no estudo não reproduzir esse controle.

Sem sequência negativa, sem os sinais que a proteção espera

Há ainda um terceiro efeito, visível nos dois cenários: a corrente injetada é equilibrada, de sequência positiva praticamente pura, com I₂ ≈ 0. O inversor não contribui como uma máquina síncrona. Boa parte das funções de proteção e das lógicas de supervisão se apoia em grandezas de sequência negativa para identificar e classificar faltas assimétricas; quando a contribuição a montante é inversora, esses sinais não aparecem na intensidade esperada, e a lógica que dependia deles perde a referência.

Somados os três efeitos, fica claro por que representar um parque solar no estudo como “uma fonte de curto de 1,2 pu” é insuficiente. Esse atalho preserva a magnitude e descarta justamente o que decide a atuação: o ângulo imposto pela malha de controle, a ausência de sequência negativa e a dependência do ponto de operação.

O que isso exige do estudo de proteção

• Modelar o inversor pelo controle real, com PLL, limitação de corrente e LVRT conforme os Procedimentos de Rede do ONS, e não como uma fonte de corrente constante
• Verificar a sensibilidade do 50/51 com a usina em plena geração e também em irradiância parcial, que é a condição mais desfavorável
• Avaliar 67 e 21 com o LVRT ativo, porque é o ângulo, e não a magnitude, que muda a decisão desses elementos
• Não depender de grandezas de sequência negativa em trechos cuja contribuição de falta venha predominantemente de geração inversora
• Reavaliar ajustes herdados de uma configuração anterior sempre que geração fotovoltaica for conectada a um sistema já protegido

Os dois estudos apresentados aqui foram executados com modelos de inversor desenvolvidos pela Cezário Engenharia em MODELS, a linguagem de modelagem do ATP-EMTP, incluindo malha de sincronismo (PLL), limitação de corrente e lógica de ride-through. É esse nível de fidelidade que permite ajustar 50/51, 67 e 21 com confiança em redes com alta penetração de geração inversora. É também o que separa um estudo que descreve a rede de um estudo que a protege.