Nos últimos anos, é evidente o aumento dos investimentos em geração distribuída (GD) no contexto elétrico nacional. Embora o emprego desses geradores traga benefícios ao sistema elétrico, como a possibilidade de redução de perdas em sistemas de distribuição e transmissão, além de ajudar no fornecimento de energia elétrica para áreas remotas, operadores de sistemas elétricos ao redor do mundo reconhecem a necessidade de manter esses geradores conectados à rede, mesmo em cenários com variação brusca de tensão e/ou frequência, a fim de preservar a estabilidade do sistema elétrico. Assim, é necessário que a GD cumpra certos requisitos de suportabilidade contra variações de tensão e frequência (ride-through requirements). Por outro lado, as concessionárias têm a preocupação de que, em caso de ilhamento não intencional, o gerador distribuído deve ser rapidamente desconectado da rede. Nesse contexto, esta dissertação busca avaliar o impacto desses requisitos de suportabilidade na detecção de ilhamento, ou seja, se a adoção desses requisitos prejudica a detecção de perda de rede em um sistema de distribuição de 13,8 kV por meio de simulações de transitórios no Alternative Transients Program (ATP). Para ilhas com somente inversores, verificou-se que somente o uso de técnicas passivas não é possível detectar 100% das simulações de ilhamento considerando um tempo máximo de detecção de 2,0 s. Ao empregar técnicas ativas, é possível detectar 100% das simulações a depender de como o bloqueio das proteções de frequência por subtensão esteja configurada. Ao considerar a presença de um gerador síncrono com potência nominal de 1,562 MVA e constante de inércia de 0,7557 s, foi observado que a técnica ativa baseada em frequência tem capacidade para desviar a frequência do sistema ilhado para os três níveis de penetração e inversor avaliado (1,0, 1,5 e 2,0 MVA), enquanto a técnica de tensão só consegue desviar a tensão do sistema ilhado quando o nível de penetração é de 1,5 MVA ou 2,0 MVA.

Diagnosis and risk of failure of the anti-islanding protection of distributed generators considering ride-through requirements against abnormal frequency and voltage variations In recent years, the increase in investments in distributed generation (DG) in the national electricity context is evident. Although the use of these generators brings benefits to the electrical system, such as the possibility of reducing losses in distribution and transmission systems, in addition to helping to supply electrical energy to remote areas, operators of electrical systems around the world recognize the need to maintain these generators connected to the grid, even in scenarios with sudden variation in voltage and/or frequency, in order to preserve the stability of the electrical system. Thus, it is necessary for the DG to meet certain requirements against voltage and frequency variations (ride-through requirements). On the other hand, utilities are concerned that in the event of unintentional islanding, the distributed generator must be quickly disconnected from the grid. In this context, this dissertation aims to evaluate the impact of these ride-through requirements on islanding detection, that is, whether the adoption of these requirements compromises the detection of network loss in a 13.8 kV distribution system through transient simulations in the Alternative Transients Program (ATP). For islands with only inverters, it was found that using passive techniques alone cannot detect 100% of the islanding simulations considering a maximum detection time of 2.0 seconds. When considering the presence of a synchronous generator with a nominal power of 1.562 MVA and an inertia constant of 0.7557 s, it was observed that the frequency-based active technique has the ability to shift the frequency of the islanded system for all three penetration levels and the evaluated inverter (1.0, 1.5, and 2.0 MVA), whereas the voltage-based technique can only shift the voltage of the isolated system when the penetration level is 1.5 MVA or 2.0 MVA.