Victor Sayoan Pessoa
Engenheiro Eletricista – CREA-PB 162366833-6
João Pessoa – PB, Brasil
Email: engenheirovictorsayoan@gmail.com
A proteção de sistemas elétricos em usinas solares fotovoltaicas (UFV) de grande porte é uma disciplina de alta complexidade técnica, que envolve a coordenação entre inversores, transformadores, barramentos coletores, cabos de corrente contínua (CC) e a subestação elevadora de conexão com a rede de transmissão ou distribuição. Este artigo apresenta, de forma detalhada, os fundamentos da filosofia de proteção aplicada a grandes usinas solares, abordando os principais relés de proteção, as funções ANSI utilizadas, os critérios de seletividade e coordenação, as particularidades do comportamento elétrico de fontes fotovoltaicas frente a curtos-circuitos, e os requisitos normativos impostos pelos procedimentos de rede do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e pela ANEEL. São discutidos ainda os esquemas de proteção diferencial, de sobrecorrente, de distância, de falta à terra e de ilhamento, com ênfase nas diferenças fundamentais em relação à proteção de usinas convencionais.
O crescimento acelerado da geração solar fotovoltaica no Brasil e no mundo transformou as usinas de grande porte em elementos estruturantes do sistema elétrico de potência. Projetos com capacidade instalada superior a 30 MW, conectados em tensões de 69 kV, 138 kV ou 230 kV, demandam um sistema de proteção elétrica comparável em sofisticação ao de qualquer usina termelétrica ou hidrelétrica convencional.
No entanto, as fontes fotovoltaicas apresentam comportamento elétrico fundamentalmente diferente das máquinas síncronas tradicionais. Enquanto geradores convencionais contribuem com correntes de curto-circuito elevadas — frequentemente de 5 a 10 vezes a corrente nominal — os inversores de usinas fotovoltaicas são dispositivos baseados em eletrônica de potência que limitam ativamente a corrente de saída, geralmente a valores entre 1,0 e 1,5 vezes a corrente nominal. Essa característica impõe desafios significativos para o dimensionamento e ajuste dos relés de proteção convencionais, que foram historicamente concebidos para operar em sistemas com fontes de alta impedância de curto-circuito.
A compreensão adequada dessas particularidades é indispensável para que o engenheiro responsável pelo projeto de proteção possa definir corretamente a filosofia de proteção, escolher as funções de relé apropriadas, ajustar os parâmetros de temporização e corrente com precisão, e garantir que o sistema opere com segurança, seletividade e rapidez diante de qualquer condição anormal.
Antes de abordar a proteção propriamente dita, é fundamental compreender a arquitetura elétrica típica de uma usina fotovoltaica de grande porte, pois é ela que determina os pontos de instalação dos relés, transformadores de corrente (TC) e transformadores de potencial (TP), bem como as zonas de proteção a serem definidas.
No lado de corrente contínua, os módulos fotovoltaicos são agrupados em strings — séries de painéis conectados em série para elevar a tensão até o nível de entrada do inversor (tipicamente entre 900 V e 1500 V CC). Múltiplas strings são reunidas em caixas combinadoras (string boxes ou combiner boxes), onde a corrente de cada string é somada ao barramento CC principal.
As string boxes concentram os primeiros dispositivos de proteção CC: fusíveis de string (de 10 A a 20 A, dependendo da corrente de curto-circuito do módulo), diodos de bloqueio em projetos mais antigos, e, em projetos modernos, disjuntores CC de baixa tensão com capacidade de interrupção mínima de 1,2 × \(I_{sc}\) do arranjo.
As caixas combinadoras alimentam os quadros coletores CC (DC collection boxes), que por sua vez alimentam os inversores. Em usinas com inversores centrais de grande porte (1 MW a 6,25 MW), esse caminho é direto. Em usinas com inversores string (tipicamente de 30 kW a 110 kW), existe uma camada adicional de agrupamento antes do ponto de conexão com os inversores.
Os inversores convertem a corrente contínua variável dos painéis em corrente alternada com tensão e frequência controladas, sincronizadas com a rede. Em grandes usinas, cada inversor central é associado a um transformador de elevação dedicado (também chamado de transformador de inversor), que eleva a tensão de saída do inversor (normalmente 600 V CA, 800 V CA ou 1000 V CA) para a tensão do barramento coletor CA da usina (tipicamente 13,8 kV ou 34,5 kV).
Esse par inversor-transformador forma a unidade geradora básica da usina fotovoltaica. A proteção desse conjunto é a primeira e mais granular camada do sistema de proteção.
Os transformadores de inversor alimentam o barramento coletor CA (collector bus), que agrega a geração de múltiplos inversores. O barramento coletor é então conectado ao enrolamento de baixa tensão do transformador elevador principal da subestação da usina, que eleva a tensão para o nível de transmissão (69 kV, 138 kV ou 230 kV) para conexão ao sistema elétrico de potência.
A subestação elevadora comporta os principais equipamentos de proteção de alta tensão: disjuntores, seccionadoras, para-raios, transformadores de corrente e de potencial, e o painel de relés de proteção principal da usina.
A filosofia de proteção de uma usina fotovoltaica é baseada no conceito de zonas de proteção sobrepostas, onde cada zona é monitorada por um conjunto de relés que atuam de forma seletiva para isolar apenas o elemento em falta, sem interromper desnecessariamente a geração dos demais blocos.
As zonas de proteção típicas de uma grande usina solar são:
O dimensionamento correto das zonas e a sobreposição entre elas — garantindo que nenhum equipamento fique sem proteção — é a primeira etapa do projeto de proteção.
A característica mais crítica e diferenciadora das usinas fotovoltaicas em relação às fontes convencionais é o comportamento dos inversores durante faltas elétricas. Esse comportamento determina diretamente os valores de corrente de curto-circuito disponíveis para operação dos relés de proteção.
Os inversores modernos são equipados com malhas de controle de corrente em anel fechado. Quando ocorre uma falta no sistema CA, a tensão no ponto de conexão do inversor cai abruptamente. O controlador do inversor responde tentando injetar corrente na rede para suportar a tensão, mas a corrente máxima é limitada internamente ao valor de projeto dos IGBTs (transistores bipolares de porta isolada) do conversor, tipicamente entre \(1,0 \times I_n\) e \(1,5 \times I_n\).
Em contraste, um gerador síncrono convencional pode fornecer correntes de curto-circuito subtransitórias de 5 a 10 vezes a corrente nominal nos primeiros ciclos após a falta, o que é fundamental para a detecção rápida por relés de sobrecorrente.
Essa limitação intrínseca dos inversores significa que relés de sobrecorrente (51) ajustados para detectar valores elevados de corrente de falta podem simplesmente não enxergar a falta se forem aplicados sem adaptação à realidade fotovoltaica. Um ajuste de pickup de 3 × In em um relé que monitora a saída de um inversor jamais será ativado, pois a corrente de falta nunca ultrapassará 1,5 × In.
Os requisitos de rede modernos — especialmente os definidos pelo ONS nos Procedimentos de Rede (Módulo 3) e pelas normas europeias VDE-AR-N 4120 — exigem que as usinas fotovoltaicas de grande porte permaneçam conectadas à rede durante afundamentos de tensão (fault ride-through, FRT), injetando corrente reativa para suporte de tensão em vez de desconectar imediatamente.
Durante a operação em FRT, o inversor pode injetar corrente predominantemente reativa, com o ângulo de fase da corrente deslocado em até 90° em relação à tensão. Esse comportamento deve ser considerado nos ajustes dos relés direcionais e de impedância, pois a direção aparente da potência pode ser diferente da esperada.
No lado CC, a corrente de curto-circuito disponível pelos módulos fotovoltaicos é limitada pela corrente de curto-circuito dos painéis (\(I_{sc}\)), que tipicamente é apenas 5% a 10% superior à corrente de máxima potência (\(I_{mp}\)). Isso significa que faltas CC produzem correntes muito baixas em comparação com sistemas convencionais, tornando a proteção de strings por fusíveis um desafio técnico, pois os fusíveis podem não fundir em caso de falta em ponto intermediário da string.
A seguir são descritas as principais funções de proteção segundo a designação ANSI/IEEE C37.2, suas aplicações específicas e os critérios de ajuste em usinas fotovoltaicas de grande porte.
A proteção de distância é aplicada no ramal de conexão da usina com o sistema de transmissão, monitorando a impedância vista pelo relé no ponto de conexão. Quando a impedância medida cai abaixo do valor ajustado (indicando uma falta próxima), o relé atua para abrir o disjuntor de conexão.
Em usinas fotovoltaicas, a função 21 deve ser ajustada com atenção especial ao fato de que a impedância de fonte no lado da usina é elevada (devido à limitação de corrente dos inversores), o que pode afetar a medição de impedância pelo relé durante faltas externas. Algoritmos modernos de relés adaptativos são frequentemente necessários para garantir operação seletiva.
A subtensão no ponto de conexão pode indicar falta na rede, carregamento excessivo ou problema no transformador elevador. Os ajustes devem ser coordenados com os requisitos de FRT: o relé 27 não deve atuar durante afundamentos de tensão dentro do envelope de FRT definido pelo ONS (por exemplo, tensão acima de 0,85 pu por até 500 ms), mas deve atuar para tensões mais severas ou mais prolongadas.
São normalmente implementados dois estágios:
O desequilíbrio de tensão no ponto de conexão, caracterizado pela presença de componente de sequência negativa, pode indicar falta monofásica ou bifásica na rede, abertura de fase ou problemas em transformadores. Em usinas fotovoltaicas trifásicas, a função 47 é essencial para detectar condições assimétricas que podem comprometer o desempenho dos inversores e causar torques reversos em cargas motoras conectadas ao mesmo barramento.
A proteção de sobrecorrente temporizada (51) é a função mais comum em sistemas de proteção elétrica. No entanto, em usinas fotovoltaicas, seu ajuste exige cuidado redobrado devido à limitação de corrente dos inversores.
Para a proteção do transformador de inversor e do barramento coletor, os ajustes de pickup devem ser suficientemente baixos para detectar as correntes de falta limitadas pelos inversores, mas acima da corrente de carga máxima, incluindo eventuais sobrecargas transientes durante picos de geração.
A proteção de sobrecorrente de terra (51N) é fundamental para detectar faltas monofásicas à terra, especialmente em sistemas com neutro aterrado por resistência ou por reator de Petersen, onde as correntes de falta à terra são naturalmente baixas.
A sobretensão no ponto de conexão pode ocorrer durante rejeição de carga, defeito no regulador do transformador com tap variável (OLTC) ou desconexão de grande carga com a usina ainda em operação. Os estágios típicos são:
Em sistemas de média tensão com neutro isolado ou aterrado por alta impedância, a função 64 detecta correntes capacitivas de falta à terra de baixo valor. Em usinas fotovoltaicas, o barramento coletor de 13,8 kV ou 34,5 kV frequentemente opera em neutro isolado ou com aterramento por resistência, exigindo relés sensíveis capazes de detectar correntes de falta à terra da ordem de poucos ampères.
A direcionalidade é necessária em pontos da rede onde a corrente de falta pode fluir em ambos os sentidos, dependendo da topologia e do número de fontes conectadas. Em usinas fotovoltaicas conectadas em paralelo com a rede de transmissão, a função 67 garante que o relé atue apenas quando a falta está no sentido correto (para dentro da usina ou para a rede, dependendo da lógica de proteção).
A função 67N (sobrecorrente direcional de terra) é especialmente importante para discriminar entre correntes capacitivas normais e correntes de falta à terra, utilizando a componente de sequência zero como referência direcional.
Desvios de frequência indicam desequilíbrio entre geração e carga no sistema elétrico. Em usinas fotovoltaicas, a proteção de frequência é especialmente relevante no contexto de detecção de ilhamento: quando a usina fica operando isolada de uma porção da rede sem conexão com o sistema principal, a frequência tende a derivar rapidamente, permitindo a detecção do ilhamento antes que o inversor tente sincronizar-se novamente.
Os ajustes típicos para conexão na rede brasileira (60 Hz nominal) são:
A taxa de variação de frequência (Rate of Change of Frequency — ROCOF) é um dos indicadores mais sensíveis de ilhamento em sistemas com geração distribuída e centralizada. Em condições normais de operação interligada, a inércia do sistema elétrico limita a taxa de variação de frequência a valores muito baixos. Em caso de ilhamento, a ausência de suporte inercial da rede faz com que a frequência varie rapidamente (valores de df/dt superiores a 0,5 Hz/s a 2 Hz/s indicam potencial ilhamento).
A proteção diferencial de transformador é a proteção de maior sensibilidade e seletividade para faltas internas no transformador. Ela compara as correntes nos enrolamentos primário e secundário do transformador (corrigidas pela relação de transformação e pela defasagem angular do grupo de ligação) e atua quando a diferença (corrente diferencial) excede o valor de pickup ajustado.
Em usinas fotovoltaicas, a função 87T é aplicada em dois pontos principais:
Os ajustes da função 87T devem incluir:
Quando o ramal de conexão da usina com a subestação da concessionária possui extensão significativa (superior a 2 km a 5 km em média tensão, ou qualquer extensão em alta tensão), a proteção diferencial de linha (87L) é a solução mais eficaz para proteção rápida e seletiva do trecho. Ela requer comunicação de alta velocidade entre os relés de cada extremidade da linha (tipicamente via fibra óptica com protocolo IEC 61850 GOOSE ou protocolo proprietário IEEE C37.94).
Em subestações com múltiplos alimentadores conectados ao barramento coletor, a proteção diferencial de barramento (87B) oferece proteção de alta velocidade (menos de 1 ciclo — 16,7 ms) para faltas no barramento, sem necessidade de temporização. Isso é particularmente valioso em usinas de grande porte onde uma falta no barramento coletor poderia desconectar centenas de megawatts de geração se a proteção de backup fosse utilizada como proteção principal.
O ilhamento (islanding) ocorre quando uma usina fotovoltaica continua a operar e fornecer energia a uma porção da rede elétrica após a abertura dos disjuntores que a conectam ao sistema principal. Essa condição é extremamente perigosa por múltiplas razões:
A detecção de ilhamento em usinas de grande porte é realizada por um conjunto complementar de métodos:
Os métodos passivos monitoram perturbações nas grandezas elétricas locais (tensão, frequência, fase) que ocorrem naturalmente no momento do ilhamento:
Os métodos passivos têm como limitação a existência de uma zona de não-detecção (NDZ — Non-Detection Zone): condições em que a carga local na ilha está balanceada com a geração fotovoltaica, de forma que tensão, frequência e fase praticamente não se alteram após o ilhamento.
Os métodos ativos introduzem pequenas perturbações controladas na geração do inversor e observam a resposta do sistema para detectar ilhamento:
O método mais confiável de detecção de ilhamento em usinas de grande porte é o esquema de transfer trip (disparo por telecomando): quando o disjuntor de conexão no lado da concessionária abre, um sinal de disparo é enviado imediatamente (via fibra óptica, PLC — Power Line Carrier, ou radiofrequência) para o disjuntor da usina, que abre em menos de 100 ms, eliminando o ilhamento antes que ele se estabeleça.
O transfer trip é exigido pela maioria dos operadores de rede para conexão de usinas acima de determinadas potências e é considerado a solução definitiva para o problema do ilhamento, pois elimina a dependência de medições locais e não possui zona de não-detecção.
A proteção do lado CC de uma usina fotovoltaica é uma das mais desafiadoras da especialidade, pois os fenômenos elétricos envolvidos são fundamentalmente diferentes dos sistemas de corrente alternada.
O arco elétrico em sistemas CC é substancialmente mais perigoso e difícil de extinguir do que em sistemas CA. Enquanto em CA o arco se extingue naturalmente nas passagens pelo zero da corrente (120 vezes por segundo em 60 Hz), em CC não existe passagem pelo zero: o arco, uma vez estabelecido, se mantém sustentado pela tensão da fonte, podendo persistir por longos períodos.
O arco CC em sistemas fotovoltaicos de 1000 V ou 1500 V pode atingir temperaturas superiores a 5000 °C, causar incêndio nos módulos e cabos, e destruir equipamentos em segundos. A temperatura de operação e a exposição ao sol da instalação agravam o envelhecimento dos cabos e conectores, aumentando o risco de arco.
Dispositivos AFCI (Arc Fault Circuit Interrupter) para aplicações CC fotovoltaicas monitoram a forma de onda da corrente em busca de padrões espectrais característicos do arco elétrico (componentes de alta frequência superimpostas à corrente fundamental) e interrompem o circuito em dezenas de milissegundos. O uso de AFCI é recomendado pela NEC (NFPA 70) e está sendo progressivamente adotado nas normas brasileiras.
Faltas à terra no sistema CC fotovoltaico (contato de cabo positivo ou negativo com a estrutura metálica aterrada) são um risco significativo, pois podem não produzir corrente de falta detectável pelos fusíveis convencionais, especialmente em sistemas flutuantes (sem aterramento CC explícito do polo positivo ou negativo).
Os inversores modernos são equipados com monitoramento de isolamento CC (função de monitoramento de resistência de isolamento — IMD, Insulation Monitoring Device), que detecta redução da resistência de isolamento do arranjo CC em relação à terra. Valores mínimos de resistência de isolamento aceitáveis são especificados pelos fabricantes e pelas normas IEC 62446 e NBR 16690, tipicamente acima de \(1 \, \text{MΩ} \cdot \text{kW}\) para o sistema completo.
Os fusíveis de string devem ser dimensionados para suportar a corrente de curto-circuito máxima do arranjo (soma das \(I_{sc}\) de todas as strings em paralelo menos uma) sem fundir em condições normais, mas fundindo em caso de corrente reversa de falta. A condição de corrente reversa ocorre quando uma string com módulos sombreados ou com falha apresenta tensão inferior às demais, tornando-se receptora de corrente.
A norma IEC 60269-6 especifica fusíveis gPV dedicados para aplicações fotovoltaicas, com capacidade de interrupção em corrente contínua e tensão adequada à aplicação. O uso de fusíveis CA em circuitos CC é uma prática incorreta e perigosa, que pode resultar em falha de extinção do arco e explosão do porta-fusível.
A coordenação do sistema de proteção é o processo de ajuste dos parâmetros de todos os relés e dispositivos de proteção da usina de forma que, diante de qualquer falta, apenas o elemento mais próximo da falta atue, preservando a continuidade operacional dos demais blocos geradores.
Os critérios gerais de coordenação entre relés de sobrecorrente temporizados são estabelecidos com base no intervalo de coordenação (CTI — Coordination Time Interval), que é o tempo mínimo entre a atuação do relé de backup e a atuação do relé principal. O CTI típico para relés estáticos e numéricos é de 200 ms a 300 ms, considerando:
Em usinas fotovoltaicas, a coordenação de sobrecorrente é complicada pelo fato de que a corrente de curto-circuito disponível é baixa e praticamente constante (limitada pelos inversores). Isso significa que as curvas de tempo-corrente dos relés de sobrecorrente têm pouca margem de separação, pois todos os relés "veem" correntes de falta semelhantes, independentemente da distância da falta.
Uma solução é adotar proteções de alta velocidade (diferencial ou de distância) como proteção principal, reservando o sobrecorrente temporizado apenas como proteção de backup. Essa abordagem elimina a dependência de coordenação por tempo na proteção principal, garantindo atuação seletiva e rápida.
O estudo de curto-circuito em usinas fotovoltaicas deve modelar corretamente os inversores como fontes de corrente controladas, e não como fontes de tensão com impedância interna fixa (como são modelados os geradores síncronos). As normas IEC 60909 (edição 2016) introduzem um modelo simplificado para inversores em cálculos de curto-circuito, mas estudos mais precisos requerem simulação eletromagnética transitória em ferramentas como PSCAD, EMTP-RV ou DIgSILENT PowerFactory.
Os valores de corrente de curto-circuito calculados são usados para:
A conexão de usinas fotovoltaicas de grande porte à rede elétrica brasileira está sujeita a um conjunto de requisitos normativos que definem as obrigações do agente gerador em relação à proteção elétrica da usina.
O Módulo 3 dos Procedimentos de Rede do ONS define os Requisitos Técnicos Mínimos para a Conexão às Instalações de Transmissão (RITs). Para usinas fotovoltaicas conectadas à Rede de Operação do SIN, os principais requisitos de proteção incluem:
Para usinas conectadas no nível de distribuição (PRODIST), as condições de conexão são reguladas pela REN ANEEL 1.000/2021 e pelo PRODIST — Módulo 3 (Acesso ao Sistema de Distribuição). Os requisitos incluem proteção contra ilhamento, compatibilidade eletromagnética e qualidade de energia fornecida.
Os transformadores de corrente (TC) e de potencial (TP) são os sensores fundamentais do sistema de proteção. A precisão, a saturação e a carga (burden) dos TC são fatores críticos para o desempenho dos relés.
Os TC devem ser dimensionados para:
Os TP fornecem aos relés uma réplica em baixa tensão (normalmente 115 V ou 115/√3 V por fase) da tensão do sistema. Para relés de proteção de distância (21), de sobretensão (59) e de subtensão (27), a precisão do TP é fundamental. Os TP devem:
Usinas fotovoltaicas modernas de grande porte utilizam o protocolo IEC 61850 para comunicação entre os relés de proteção, IEDs (Intelligent Electronic Devices), sistema SCADA e centros de operação. O IEC 61850 define modelos de dados padronizados e serviços de comunicação que permitem interoperabilidade entre equipamentos de diferentes fabricantes.
As mensagens GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event) são a funcionalidade mais relevante para proteção: elas permitem o envio de sinais de disparo entre relés com latência inferior a 4 ms, possibilitando esquemas de proteção distribuída de alta velocidade, como o transfer trip e o bloqueio de sobrecorrente direcional, sem necessidade de fiação de cobre dedicada entre os relés.
A adoção do IEC 61850 em usinas fotovoltaicas simplifica significativamente o projeto de cabeamento do sistema de proteção, reduz erros de fiação e facilita o diagnóstico de falhas através da monitoração contínua do estado dos IEDs.
O registro de perturbações é uma função essencial do sistema de proteção de uma usina fotovoltaica de grande porte. Os registros de perturbação (fault records ou oscilografias) capturam as formas de onda de tensão e corrente durante eventos de falta, fornecendo os dados necessários para:
Os relés de proteção digitais modernos possuem função de registro de perturbação embarcada (Disturbance Recorder, função ANSI 83). Os registros são gravados em formato COMTRADE (IEEE C37.111), que é o padrão universal para oscilografias de sistemas de potência, permitindo análise em qualquer software compatível.
Os requisitos do ONS estabelecem resolução mínima de 64 amostras por ciclo (3840 amostras por segundo em 60 Hz), com pré-falta de pelo menos 100 ms e pós-falta de pelo menos 500 ms.
O sistema de aterramento de uma usina fotovoltaica de grande porte é um elemento fundamental tanto para a segurança das pessoas quanto para o correto funcionamento do sistema de proteção elétrica. A malha de terra da subestação deve ser projetada para limitar a tensão de toque e passo a valores seguros durante faltas à terra, conforme os critérios da IEEE 80 (Guide for Safety in AC Substation Grounding) ou da NBR 15751.
A malha de terra é formada por condutores de cobre nu enterrados a uma profundidade mínima de 0,5 m a 0,8 m, interconectados em malha retangular ou irregular, cobrindo toda a área da subestação. Hastes de aterramento são instaladas nos vértices e em pontos intermediários para melhorar a distribuição de corrente.
A resistência de aterramento da malha deve atender ao valor máximo especificado pelo projeto (tipicamente inferior a 1 Ω em subestações de alta tensão), verificada por medição com método da queda de potencial ou método Wenner após a instalação.
As estruturas metálicas de suporte dos módulos fotovoltaicos devem ser aterradas individualmente e interligadas entre si, formando uma malha equipotencial que se conecta ao sistema de terra geral da usina. O aterramento adequado das estruturas é fundamental para a segurança dos trabalhadores e para o funcionamento do monitoramento de isolamento CC dos inversores.
Usinas fotovoltaicas em campo aberto são estruturas de baixa altura distribuídas em grande área, tornando-as alvos frequentes de descargas atmosféricas. O sistema de proteção contra descargas atmosféricas (SPDA) deve ser projetado conforme a NBR 5419 (equivalente à IEC 62305), incluindo:
O comissionamento do sistema de proteção é a etapa de verificação em campo de que todos os ajustes, a fiação e o funcionamento dos relés e disjuntores estão conforme o projeto. É uma etapa não negociável antes da energização da usina.
Os relés de proteção numéricos devem passar por testes de aceitação em fábrica (Factory Acceptance Tests — FAT) realizados na presença do comprador, verificando: precisão das medições, funcionamento de cada função ANSI parametrizada, tempo de atuação e comunicação SCADA/IEC 61850.
Os testes de campo (Site Acceptance Tests — SAT) verificam:
Os inversores devem ser testados individualmente para verificação das proteções embarcadas: sobretensão, subtensão, sobrefrequência, subfrequência, monitoramento de isolamento CC, proteção de anti-ilhamento ativa e passiva, e resposta ao FRT. Os parâmetros das funções de proteção embarcadas devem ser configurados conforme os requisitos do ONS/ANEEL aplicáveis ao ponto de conexão da usina.
O sistema de proteção de uma usina fotovoltaica deve ser submetido a manutenção preventiva periódica para garantir que os relés, disjuntores, TC, TP e toda a fiação de proteção permaneçam em perfeitas condições de operação ao longo de toda a vida útil da usina (tipicamente 25 a 30 anos).
As principais atividades de manutenção incluem:
A proteção de sistemas elétricos em usinas fotovoltaicas de grande porte é uma disciplina técnica de alta complexidade, que exige do engenheiro responsável o domínio simultâneo de múltiplos conhecimentos: sistemas de potência, eletrônica de potência, relés digitais de proteção, comunicação industrial e requisitos normativos específicos.
As características fundamentalmente diferentes das fontes fotovoltaicas em relação às fontes convencionais — especialmente a limitação de corrente de curto-circuito pelos inversores — impõem uma revisão crítica dos métodos tradicionais de projeto de proteção. As funções diferenciais (87T, 87L, 87B) assumem papel central como proteção principal, enquanto as funções de sobrecorrente (51, 67) são relegadas ao papel de backup, exigindo ajustes cuidadosos para garantir sensibilidade e seletividade adequadas.
A proteção contra ilhamento, a coordenação com os requisitos de FRT e a proteção do sistema CC são desafios específicos das usinas fotovoltaicas que demandam soluções técnicas próprias, que foram abordadas ao longo deste artigo.
O correto projeto, ajuste, comissionamento e manutenção do sistema de proteção são condições indispensáveis para que uma usina solar opere com segurança, alta disponibilidade e conformidade com os requisitos do ONS e da ANEEL, maximizando a geração de energia ao longo de sua vida útil e protegendo os ativos de alto valor da usina contra danos provocados por faltas elétricas.
O sistema de proteção de uma UFV de grande porte deve implementar, no mínimo, as seguintes funções ANSI nos pontos críticos da instalação:
Complementarmente: Transfer Trip via fibra óptica para proteção definitiva contra ilhamento e AFCI para proteção de arco CC nas string boxes.
O sistema de proteção elétrica é um dos projetos mais críticos de uma usina fotovoltaica de grande porte. Um projeto inadequado pode comprometer a segurança da instalação, a conformidade com os requisitos do ONS e a disponibilidade da usina.
Entre em contato para discutir o projeto de proteção da sua usina solar: filosofia de proteção, seleção de relés, ajustes, coordenação, comissionamento e laudos técnicos.