CAPA DISSERTACAO CAMILABASTOS - Udesc Bianka Silva Basto… · BASTOS, Camila Bianka Silva. Estudo dos Impactos de um Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica Utilizando Análises

Título N

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Os sistemas fotovoltaicos podem trazer muitos benefícios aos sistemas elétricos, como melhoria

do perfil de tensão de atendimento ao consumidor, redução de perdas nas linhas, além da redução nos impactos ambientais. Entretanto, com o aumento de geração fotovoltaica na rede, é necessário estar atento aos impactos que ela pode causar através

de estudos de interconexão. Esta dissertação apresenta um estudo da operação de uma rede teste trifásica de média tensão com a interligação de um sistema fotovoltaico de 1,0

MWp. Dois métodos de análise são utilizados para avaliar os impactos deste sistema fotovoltaico, sendo estes métodos as análises estáticas

convencionais e as análises conhecidas como Quasi‐Static Time‐Series Analysis.

Orientador: Fernando Buzzulini Prioste

Coorientador: Fabiano Ferreira Andrade

JOINVILLE, 2015

DISSERTAÇÃO DE MESTRADO

ESTUDO DOS IMPACTOS DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE ELÉTRICA UTILIZANDO ANÁLISES QSTS

ANO2015

ESTUDO

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CONECTADO

À REDE ELÉTRICA U

TILIZANDO

ANÁLISES Q

STS

UNIVERSIDADE DO ESTADO DE SANTA CATARINA – UDESC CENTRO DE CIÊNCIAS TECNOLÓGICAS – CCT CURSO DE MESTRADO ACADÊMICO EM ENGENHARIA ELÉTRICA

CAMILA BIANKA SILVA BASTOS

JOINVILLE, 2015

CAMILA BIANKA SILVA BASTOS

ESTUDO DOS IMPACTOS DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE ELÉTRICA

UTILIZANDO ANÁLISES QSTS

Dissertação apresentada ao Curso de Mestrado Acadêmico em Engenharia Elétrica do Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, no Centro de Ciências Tecnológicas, da Universidade do Estado de Santa Catarina, como requisito parcial para obtenção do grau de Mestre em Engenharia Elétrica. Orientador: Fernando Buzzulini Prioste. Co-orientador: Fabiano Ferreira Andrade.

JOINVILLE – SC

2015

S586e Silva, Camila Bianka Estudo dos impactos de um sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica utilizando análises QSTS / Camila Bianka Silva. - 2015. 176 p. : il. ; 21 cm Orientador: Fernando Buzzulini Prioste Coorientador: Fabiano Ferreira Andrade Bibliografia: 153-160 p. Dissertação (mestrado) – Universidade do Estado Santa Catarina, Centro de Ciências Tecnológicas, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, Joinville, 2015.

1. Engenharia elétrica. 2. Sistema fotovoltaico . 3. Rede elétrica. I. Prioste, Fernando Buzzulini. II. Andrade, Fabiano Ferreira. III. Universidade do Estado Santa Catarina. Programa de Pós- Graduação em Engenharia Elétrica. IV. Título.

CDD: 621.3 - 23. ed.

Dedico este trabalho a meus pais Luís e Nilma.

AGRADECIMENTOS

Agradeço a Deus por tornar mais uma etapa em minha

vida possível. Aos meus irmãos Juliana, Vitor e Mariana pelo carinho

e confiança. Ao meu namorado Ilson Xavier Zanatta pelo apoio e

incentivo em todos os momentos. Ao meu orientador Professor Fernando Buzzulini

Prioste por sua disposição, dedicação e credibilidade. Ao meu co-orientador professor Fabiano Ferreira

Andrade e aos colegas do LAPER pelo acolhimento e companheirismo.

Ao meu amigo Tiago Lemes da Silva por toda ajuda durante o mestrado.

Aos professores Ademir Nied, Yales Rômulo de Novaes, Sérgio Vidal Garcia Oliveira, José de Oliveira, Alessandro Luiz Batschauer, Antônio da Silva Silveira pelos ensinamentos ao longo destes anos.

À CAPES pelo suporte financeiro para a realização deste estudo.

RESUMO

BASTOS, Camila Bianka Silva. Estudo dos Impactos de um Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica Utilizando Análises QSTS. Dissertação (Mestrado Acadêmico em Engenharia Elétrica – Área: Sistemas Eletroeletrônicos) – Universidade do Estado de Santa Catarina. Programa de Pós-graduação em Engenharia Elétrica, Joinville, 2015.

Esta dissertação apresenta um estudo da operação de uma rede teste trifásica de média tensão com a interligação de um sistema fotovoltaico de 1,0 MWp. Dois métodos de análise são utilizados para avaliar os impactos deste sistema fotovoltaico, sendo estes métodos as análises estáticas convencionais eas análises conhecidas como Quasi-Static Time-Series Analysis. Apesar de cada rede elétrica apresentar características únicas, é importante a utilização de sistemas testes, que simulam as características de sistemas reais, para analisar que tipos problemas podem surgir e então buscar alternativas, se necessário. Os impactos avaliados se referem às perdas no sistema, minimizadas com a correta alocação da geração, perfil de tensão e curva de posição do tap, no caso de transformador com comutação automática de tap. Contata-se que o ponto de conexão do sistema fotovoltaico é o mais influenciado pela sua conexão à rede. As análises QSTS possibilitam avaliar corretamente a iteração entre carga e geração, efetuando o fluxo de potência consecutivo através de dados estimados para as curvas de carga e de irradiância solar ao longo de 168 horas. Já as análises convencionais consideram apenas condições críticas de operação, como por exemplo, carga leve ou nominal e geração nula ou máxima, não avaliando então diferentes cenários de operação que ocorrem na prática.

Os sistemas fotovoltaicos podem trazer muitos benefícios aos sistemas elétricos, como melhoria do perfil de tensão de atendimento ao consumidor, redução de perdas nas linhas, além da redução nos impactos ambientais. Entretanto, com o aumento de geração fotovoltaica distribuída na rede, é necessário estar atento aos impactos que isto pode causar através de estudos de interconexão. Palavras-chave: Alocação Ótima de Geração Fotovoltaica. Fluxo de Potência. Perfil de Tensão. Quasi-Static Time-Series Analysis. Sistemas de Distribuição. Sistemas Fotovoltaicos Interligados à Rede Elétrica.

ASTRACT

BASTOS, Camila Bianka Silva. Study of a Grid-Connected Photovoltaic System Impacts Using QSTS Analysis. Dissertation (Mestrado Acadêmico em Engenharia Elétrica – Área: Sistemas Eletroeletrônicos) – Universidade do Estado de Santa Catarina. Programa de Pós-graduação em Engenharia Elétrica, Joinville, 2015. This dissertation presents a study of the operation of two different three-phase grid-connected test-grids with the connection of a 1MWp photovoltaic system. Two analysis methods are used to evaluate the impacts of this photovoltaic systeM, these methods being conventional static analysis and the analysis known as Quasi-Static Time-Series Analysis. Despite the fact that all grids have unique characteristics, it is important to use test-grids, which simulate the real grid characteristics, to analyze the kinds of problems that can occur and then look for alternatives, if necessary. The impacts evaluated are related to the system losses, minimized with the allocation study of the generation on the grid, voltage profile and tap position curve, when automatic load tap changers are used. It was verified that the photovoltaic system interconnection point is the most influenced one after its connection to the grid. The Quasi-Static Time-Series Analysis allow the correct evaluation of the load-generation interaction, running the time series power flow through estimated data for the load and irradiance curves during 168 hours. The conventional static analysis only considers critical operation conditions, like minimum and maximum load, and no generation or maximum generation, and does not evaluate different case scenarios that occur in reality.

The photovoltaic systems can bring many advantages to the electric systems, like the improvement on the final consumer voltage profile, line losses reduction, and also environmental impacts reduction. However, with the increase of distributed photovoltaic generation on the electrical grid, it’s necessary to be aware of the impacts that this may cause by performing interconnection studies.

Key-words: Photovoltaic Generation Optimal Allocation. Power Flow. Voltage Profile. Quasi-Static Time-Series Analysis. Distribution Systems. Grid-Connected Photovoltaic Systems.

LISTA DE ILUSTRAÇÕES

Figura 1.1 - Evolução acumulada da capacidade instalada de energia solar fotovoltaica no mundo, de 2000 a 2013, em MW. ..................................................................................................29 Figura 2.1 - Sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica. ...37 Figura 2.2 - Definição do Índice de Massa de Ar. ...................39 Figura 2.3 - Efeito Fotovoltaico na junção p-n ........................41 Figura 2.4 - Célula de Silício Monocristalino (à esquerda) e célula de Silício Multicristalino. ..............................................42 Figura 2.5 – Circuito Equivalente de uma Célula Fotovoltaica. ..................................................................................................43 Figura 2.6 - Característica I-V do arranjo fotovoltaico de 1MWp para diferentes níveis de irradiância solar. ...................48 Figura 2.7 - Característica I-V do arranjo fotovoltaico de 1MWp para diferentes níveis de temperatura. .........................49 Figura 2.8 - Característica P-V do arranjo fotovoltaico de 1MWp para diferentes níveis de temperatura. .........................50 Figura 2.9 - Característica P-V do arranjo fotovoltaico de 1MWp para diferentes níveis de temperatura. .........................50 Figura 2.10 - Curva com o valor máximo da potência fornecida pelo painel, em pu, em função da temperatura. ........................51 Figura 2.11 - Quatro quadrantes de operação do Inversor, com destaque para operação sobre o eixo de Potência Ativa (Fator de Potência Unitário). ...............................................................53 Figura 2.12 - Ponto de máxima potência (PMP) de um sistema fotovoltaico ...............................................................................56 Figura 2.13 - Curva de eficiência energética do inversor para conexão do sistema fotovoltaico à rede elétrica. ......................57 Figura 3.1 - Exemplo de representação de um Sistema Elétrico de Potência ...............................................................................61 Figura 3.2 - Modelo para linhas curtas. ....................................63 Figura 3.3 - Modelo π-nominal para linhas médias. ................64 Figura 3.4- Modelo π-equivalente para linhas longas. .............64

Figura 3.5 - Conexões de um transformador trifásico. ............ 65 Figura 3.6 - Defasagem entre as tensões de linha equivalentes aos lados primário e secundário. .............................................. 66 Figura 3.7 - Esquema de um relé regulador automático de tensão. ...................................................................................... 68 Figura 3.8 - Características do dispositivo LTC para regulação de tensão. ................................................................................. 69 Figura 3.9 - Linha com LTC nas duas extremidades. .............. 70 Figura 3.10 - Regulador de tensão para controle da magnitude da tensão. ................................................................................. 70 Figura 3.11 – Presença de reguladores de tensão no sistema. . 71 Figura 4.1 - Fluxograma do método do ponto fixo. ................. 79 Figura 4.2 - Passos da iteração convergindo para o ponto fixo x*. ............................................................................................ 80 Figura 4.3 – Série temporal de um estado x, com resolução Δx e em intervalos de tempo Δt. ................................................... 82 Figura 4.4 - Interface gráfica do Anarede. ............................... 92 Figura 4.5 - Modelo de um sistema fotovoltaico no OpenDSS. ................................................................................................. 97 Figura 4.6 - Alocação de geração/capacitor utilizando a função AutoAdd do OpenDSS. ........................................................... 99 Figura 4.7 - Interface de Utilização do Programa RADIASOL 2 ............................................................................................... 100 Figura 5.1 - Sistema de distribuição trifásico radial para a interligação de um sistema fotovoltaico. ............................... 103 Figura 5.2 - Curvas de irradiância solar e multiplicador de cargas utilizados nas analises QSTS. ..................................... 106 Figura 5.3 - Perdas trifásicas totais do sistema considerando condição de carga nominal .................................................... 109 Figura 5.4 - Perdas trifásicas totais do sistema considerando condição de carga média igual a 65% .................................... 110 Figura 5.5 - Perdas trifásicas totais do sistema considerando condição de carga leve igual a 25% ....................................... 111

Figura 5.6 - Perdas trifásicas totais na rede de distribuição de média tensão radial durante 168 horas, com a alocação do sistema fotovoltaico à cada barra por vez. .............................113 Figura 5.7 - Perfis de tensão nas barras considerando carga leve e tensão na Barra 1 igual a 1,000 pu. .....................................117 Figura 5.8 - Perfis de tensão nas barras considerando carga nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,000 pu. .......................118 Figura 5.9 - Perfis de tensão nas barras considerando carga leve e tensão na Barra 1 igual a 1,037 pu. .....................................120 Figura 5.10 - Perfis de tensão nas barras considerando carga nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,037 pu. .......................121 Figura 5.11 - Fluxo de Potência Ativa na Barra de Referência em função da Potência do Sistema Fotovoltaico considerando carga leve. ...............................................................................122 Figura 5.12 - Fluxo de Potência Ativa na Barra de Referência em função da Potência do Sistema Fotovoltaico considerando carga nominal. ........................................................................123 Figura 5.13 - Potência fornecida pelo sistema fotovoltaico em kW ..........................................................................................124 Figura 5.14 - Perfil de tensão nas fases A, B e C da Barra 10 sem a geração fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,000 pu. ................................................................................................125 Figura 5.15 - Perfil de tensão na Barra 10 com geração fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,000 pu. .................125 Figura 5.16 - Perfil de tensão na Barra 10 sem geração fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,045 pu. .................127 Figura 5.17 - Perfil de tensão na Barra 10 com geração fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,045 pu. .................128 Figura 5.18 - Perfis de tensão nas barras considerando carga leve e tensão na Barra 1 igual a 1,037 pu. ..............................130 Figura 5.19 - Perfil de tensão nas barras considerando carga nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,037 pu. .......................131 Figura 5.20 - Perfil de tensão na Barra 10 para uma tensão na Barra 1 igual a 1,045pu e sistema fotovoltaico operando com fator de potência 0,92 capacitivo. ...........................................132

Figura 5.21 - Perfil de tensão nas barras considerando carga leve e tensão na Barra 1 igual a 1,037 pu para o sistema fotovoltaico operando SGFV, com fator de potência unitário e com fator de potência 0,92 indutivo. ..................................... 134 Figura 5.22 - Perfil de tensão nas barras considerando carga nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,037 pu. ....................... 135 Figura 5.23 - Perfil de tensão na Barra 10 para uma tensão na Barra 1 igual a 1,045pu. ......................................................... 136 Figura 5.24 - Posição do tap no primário do transformador para os casos SGFV e após a inclusão da geração fotovoltaica. ... 139 Figura 5.25 – Perfil de tensão na Barra 1 da rede trifásica de topologia não radial, para os casos SGFV e após a inclusão da geração fotovoltaica. .............................................................. 139 Figura 5.26 - Tensão na Barra 10 da rede trifásica de topologia não radial, para os casos SGFV e após a inclusão da geração fotovoltaica. ........................................................................... 140 Figura 5.27 - Posição do tap no primário do transformador para os casos SGFV e após a inclusão da geração fotovoltaica com monitoramento da tensão na Barra 10. .................................. 142 Figura 5.28 - Tensão na Barra 1 da rede trifásica de topologia não radial, para os casos SGFV e após a inclusão da geração fotovoltaica, utilizando TR com monitoramento da tensão na Barra 10. ................................................................................ 143 Figura 5.29 - Tensão na Barra 10 da rede trifásica de topologia não radial, para os casos SGFV e após a inclusão da geração fotovoltaica,utilizando TR com monitoramento da tensão na Barra 10. ................................................................................ 144 Figura A.0.1 - Sistema de distribuição trifásico não radial para a interligação de um sistema fotovoltaico ............................. 159 Figura A.0.2 - Perdas trifásicas totais do sistema considerando condição de carga nominal. ................................................... 160 Figura A.0.3 - Perdas trifásicas totais do sistema considerando condição de carga média igual a 65%. ................................... 161 Figura A.0.4 - Perdas trifásicas totais do sistema considerando condição de carga leve igual a 25%. ...................................... 161

Figura A.0.5 - Perdas trifásicas totais na rede de distribuição de média tensão não radial durante 168 horas, com a alocação do sistema fotovoltaico à cada barra por vez. .............................162 Figura A.0.6 - Perfil de tensão nas barras considerando carga leve e tensão na Barra 1 igual a 1,000pu. ...............................164 Figura A.0.7 - Perfil de tensão nas barras considerando carga nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,000pu. ........................165 Figura A.0.8 - Perfil de tensão nas barras considerando carga leve e tensão na Barra 1 igual a 1,020 pu. ..............................167 Figura A.0.9 - Perfil de tensão nas barras considerando carga nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,020 pu. .......................168 Figura A.0.10 - Fluxo de Potência Ativa na Barra de Referência em função da Potência do Sistema Fotovoltaico considerando carga leve. ...............................................................................169 Figura A.0.11 - Fluxo de Potência Ativa na Barra de Referência em função da Potência do Sistema Fotovoltaico considerando carga nominal. ........................................................................170 Figura A.0.12 - Perfil de tensão nas fases A, B e C da Barra 10 sem a geração fotovoltaica. ....................................................171 Figura A.0.13 - Perfil de tensão na Barra 10 com geração fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,000 pu. .................172 Figura A.0.14 - Perfil de tensão na Barra 10 sem geração fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,030 pu. .................174 Figura A.0.15 - Perfil de tensão na Barra 10 com geração fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,030 pu. .................174

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 - Características Elétricas do Módulo SunPower SPR-305E-WHTD em STC ..............................................................46 Tabela 2 - Níveis de Tensão para Conexão de Mini e Microgeração Distribuída na Rede. ..........................................58 Tabela 3 – Normas e Requisitos Nacionais e Internacionais. ..59 Tabela 4 – Valores Típicos de Albedo. ..................................101 Tabela 5 - Dados do transformador da subestação. ................104 Tabela 6 - Dados de entrada no programa RADIASOL 2 .....105 Tabela 7 - Perfil das cargas desequilibradas da Rede de Distribuição Teste em kVA. ...................................................106 Tabela 8 - Perfil das cargas equilibradas da Rede de Distribuição Teste em kW e kvar. ..........................................107 Tabela 9 - Percentual de Redução de Perdas para a Rede Trifásica Radial com o Sistema Fotovoltaico Interligado a cada barra por vez. ..........................................................................114 Tabela 10 - Percentual de Redução de Perdas em relação ao caso SGFV para a rede trifásica radial com o sistema fotovoltaico interligado à cada barra por vez: operação com diferentes fatores de potência. ................................................114 Tabela 11 – Magnitude de tensão na barra de referência, menor magnitude de tensão encontrada no sistema sob condição de carga nominal e SGFV, e maior magnitude de tensão encontrada no sistema sob condição de carga leve e geração fotovoltaica igual a 1,0 MWp. ................................................119 Tabela 12 - Variação das tensões mínima e máxima durante as 168 horas na Barra 10 para diferentes valores de tensão na barra de referência. ..........................................................................126 Tabela 13 - Características do LTC. .......................................138 Tabela 14 - Características do Transformador Regulador. ....141 Tabela 15 - Percentual de Redução de Perdas em relação ao caso SGFV para a rede trifásica não radial com o sistema fotovoltaico interligado à cada barra por vez. ........................163

Tabela 16 - Magnitude de tensão na barra de referência, menor magnitude de tensão encontrada no sistema, sob condição de carga nominale SGFV, e maior magnitude de tensão encontrada no sistema, sob condição de carga leve e geração fotovoltaica igual a 1,0 MWp. ................................................................... 166 Tabela 17 - Variação das tensões mínima e máxima na Barra 10 para diferentes valores de tensão na barra de referência. ...... 173

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas AM – Air Mass ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica CA – Corrente Alternada CC – Corrente Contínua CEPEL – Centro de Pesquisas de Energia Elétrica CPF – Continuation Power Flow CRESESB– Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito DCPF – Dinamic Continuation Power Flow EPIA –European Photovoltaic Industry Association EPRI – Electric Power Research Institute FPCD – Fluxo de Potência Continuado Dinâmico FPCE– Fluxo de Potência Continuado Estático GD – GeraçãoDistribuída IEEE – Institute of Electrical and Electronics Engineers IEC – International Electrotechnical Commission INEE – Instituto Nacional de Eficiência Energética LKC – Lei de Kirchhoff das Correntes LKV – Lei de Kirchhoff das Tensões LTC – Load Tap Changer MPPT – Maximum Power Point Tracking ONS – Operador Nacional do Sistema OpenDSS – Open Distribution System Simulator PRODIST – Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional PMP – Ponto de Máxima Potência QSTS – Quasi-Static Time-Series SCPF – Static Continuation Power Flow SEP – Sistema Elétrico de Potência SGFV – Sem geração fotovoltaica STC – Standard Test Conditions

THD – Total Harmonic Distortion TR – Transformador Regulador VDE – Verein Deutscher Elektrotechniker VSI – Voltage Source Inverter

LISTA DE SÍMBOLOS

MW – Megawatt GW – Gigawatt W/m² – watt por metro quadrado θS – ângulo de incidência solar AM – Índice de massa de ar Iph – Fotocorrente ID – Corrente no diodo D IP – Corrente na resistência em paralelo RP Io – Corrente de saturação reversa da célula Q – Carga do elétron igual a 1,6x10-19C n – Fator de qualidade da junção p-n k – Constante de Boltzmann igual a 1,35x10-23 T – Temperatura de trabalho da célula Isc– Corrente de curto-circuito α– Coeficiente de temperatura da corrente de curto

circuito Tr – Temperatura de referência da célula igual a 298K P – Irradiância solar em W/m² Ior – Corrente de saturação reversa de referência EG – Energia da banda proibida igual a 1,1ev Pmp– Potência Máxima Vmp – Tensão no Ponto de Máxima Potência Imp – Corrente no Ponto de Máxima Potência Voc – Tensão de Circuito Aberto RP – Resistência em paralelo RS – Resistência em série PFV – Potência de saída do arranjo fotovoltaico Pmppu – Fator da Potência Máxima em pu Pinversor – Potência de saída do inversor Eficienciapu – fator de eficiência do inversor em pu pu – Por unidade km – Quilômetro

ω – Frequência da rede em rad/s Z – Impedância série da linha em pu l – Comprimento da linha em km r – Resistência da linha em pu/km L – Indutância da linha em pu/km R – resistência da linha em pu Vs – Tensão na barra transmissora Is – Corrente na barra transmissora IL – Corrente na impedância série da linha VR – Tensão na barra receptora IR – Corrente na barra receptora ZC – Impedância característica da linha γ – constante de propagação tS – valor do tap a ser ajustado no lado transmissor tR – valor do tap a ser ajustado no lado receptor

SUMÁRIO

Agradecimentos ..........................................................................7

Lista de Ilustrações ...................................................................13

Lista de TABELAS ..................................................................19

Lista de Abreviaturas e Siglas ..................................................21

Lista de Símbolos .....................................................................23

Sumário ....................................................................................25

1 INTRODUÇÃO ..............................................................27

1.1 SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO ..................................27

1.2 A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA .......................................28

1.2.1 Benefícios da geração distribuída ...................................29

1.2.2 Impactos da geração distribuída .....................................31

1.3 OBJETIVOS ...................................................................31

1.4 ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO ..............................34

1.5 PUBLICAÇÕES DECORRENTES DESTA PESQUISA ........................................................................................35

2 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS INTERLIGADOS À REDE ELÉTRICA ..........................................................36

2.1 CONCEITOS BÁSICOS ................................................38

2.1.1 Radiação solar e irradiância solar ...................................38

2.1.2 Temperatura da célula .....................................................38

2.1.3 Massa de ar .....................................................................38

2.1.4 Condições padronizadas de teste (STC) .........................39

2.2 CÉLULAS FOTOVOLTAICAS ....................................40

2.2.1 O efeito fotovoltaico .......................................................40

2.2.2 Tecnologias de fabricação de células fotovoltaicas ........40

2.2.3 Modelagem de células fotovoltaicas .............................. 43

2.3 MÓDULOS E ARRANJOS FOTOVOLTAICOS ......... 46

2.3.1 Configuração do arranjo fotovoltaico ............................ 47

2.3.2 Curvas Características do Sistema Fotovoltaico ............ 47

2.4 INVERSORES PARA CONEXÃO À REDE ELÉTRICA ........................................................................................ 51

2.4.1 Modos de operação ......................................................... 53

2.4.2 Sistemas de rastreamento de máxima potência .............. 55

2.5 PRINCIPAIS NORMAS E REQUISITOS .................... 57

3 MODELAGEM DE COMPONENTES DE UM SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA ....................... 61

3.1 ELEMENTOS DE UM SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA .................................................................... 61

3.2 Representações de linhas de transmissão e distribuição em regime permanente ................................................... 61

3.2.1 Modelo de linhas curtas .................................................. 62

3.2.2 Modelo de linhas médias ................................................ 63

3.2.3 Modelo de linhas longas ................................................. 64

3.2.4 Transformadores trifásicos ............................................. 65

3.2.5 Representação das cargas ............................................... 71

3.2.6 Geradores distribuídos .................................................... 72

4 ELEMENTOS DE ANÁLISE DE SISTEMAS DE POTÊNCIA .................................................................... 74

4.1 ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA ...................... 74

4.2 Tipos de barra no fluxo de potência ............................... 75

4.3 Resolução do fluxo de potência ..................................... 76

4.3.1 Método de Newton-Raphson .......................................... 77

4.3.2 Método do ponto fixo .....................................................79

4.4 OUTRAS FERRAMENTAS DE ANÁLISE ..................80

4.4.1 Análises QSTS ................................................................81

4.4.2 Fluxo de potência continuado .........................................83

4.4.3 Fluxo de potência probabilístico .....................................84

4.4.4 Simulações no domínio do tempo ...................................87

4.5 ESTUDOS DE ALOCAÇÃO DE GERAÇÃO NA REDE ELÉTRICA .....................................................................88

4.5.1 Cálculo das perdas trifásicas totais do sistema ...............88

4.5.2 Cálculo das perdas trifásicas totais do sistema através de análises QSTS .................................................................89

4.6 PROGRAMAS UTILIZADOS PARA SIMULAÇÃO ..90

4.6.1 Anarede ...........................................................................90

4.6.2 OpenDSS ........................................................................94

4.6.3 RADIASOL 2 .................................................................99

5 ANÁLISES E SIMULAÇÕES .....................................102

5.1 INTRODUÇÃO ............................................................102

5.2 DESCRIÇÃO DA REDE TESTE .................................102

5.3 PERFIS DE CARGA E IRRADIÂNCIA SOLAR .......104

5.3.1 Perfis de Carga e Irradiância Solar utilizados nas Análises QSTS .............................................................................105

5.3.2 Perfis de carga e irradiância solar utilizados nas análises estáticas convencionais .................................................107

5.4 REDE TRIFÁSICA DE MÉDIA TENSÃO COM TOPOLOGIA RADIAL: OPERAÇÃO COM FATOR DE POTÊNCIA UNITÁRIO ........................................108

5.4.1 Alocação de geração pelo cálculo das perdas trifásicas totais ..............................................................................108

5.4.2 Interligação do sistema fotovoltaico à rede elétrica ..... 115

5.5 REDE TRIFÁSICA DE MÉDIA TENSÃO COM TOPOLOGIA RADIAL: OPERAÇÃO COM FATOR DE POTÊNCIA CAPACITIVO ................................... 129

5.5.1 Estudo dos impactos no perfil de tensão da rede utilizando análises estáticas .......................................... 129

5.5.2 Estudo dos impactos no perfil de tensão da rede utilizando análises QSTS ............................................. 131

5.6 REDE TRIFÁSICA DE MÉDIA TENSÃO COM TOPOLOGIA RADIAL: OPERAÇÃO COM FATOR DE POTÊNCIA INDUTIVO ....................................... 132

5.6.1 Estudo dos impactos no perfil de tensão da rede utilizando análises estáticas .......................................... 133

5.6.2 Estudo dos impactos no perfil de tensão da rede utilizando análises QSTS ............................................. 135

5.7 REGULAÇÃO DE TENSÃO ...................................... 136

5.7.1 Análise QSTS utilizando transformador com comutação automática de tap ......................................................... 137

5.7.2 Análise QSTS Utilizando Autotransformador Regulador de Tensão ...................................................................... 141

6 CONCLUSÕES ............................................................ 145

6.1 COMENTÁRIOS E TRABALHOS FUTUROS ......... 149

REFERÊNCIAS .................................................................... 151

27

1 INTRODUÇÃO

A energia elétrica, ou eletricidade, é a forma de energia mais versátil no mundo moderno, sendo a principal fonte de luz, calor e força atualmente. Obtida a partir de outras formas de energia, como mecânica ou química, a energia elétrica se tornou indispensável para o dia a dia do ser humano, contribuindo para o seu bem estar e sendo responsável pelos grandes avanços tecnológicos conseguidos por ele.

A geração centralizada de energia refere-se à forma tradicional de geração de energia elétrica a partir de grandes usinas geradoras, como hidrelétricas de grande porte ou usinas nucleares, geralmente distantes do consumidor final. A eletricidade pode ser transmitida por longas distâncias através dos sistemas elétricos de potência, compostos essencialmente de quatro etapas: geração, transmissão, distribuição e consumo.

Até o final do século XX, esta era a principal solução para a geração de energia. Entretanto, fatores como a crise do petróleo de 1970, restrições ambientais, escassez de potenciais para a instalação destes empreendimentos, além das dívidas resultantes e do tempo para a construção das grandes usinas, criaram um cenário propenso à busca por diferentes formas de geração de energia. Assim, a geração distribuída acabou atraindo grande atenção para o uso em pequena escala, próximo ao local de consumo (ZILLES et al., 2012).

1.1 SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO

Os sistemas de distribuição, ou redes de distribuição, têm inicio na subestação de distribuição, alimentadas por linhas de transmissão, e são utilizados para levar a energia a um ou mais consumidores. Os sistemas de distribuição brasileiros são geralmente radiais, isto é, o fluxo de potência possui um sentido da subestação a cada consumidor. Ou seja, sua principal característica é possuir apenas um caminho para a potência fluir da subestação aos consumidores.

28

Para uma operação segura da rede de distribuição, é necessário encontrar meios para manter a tensão operando dentro de limites permissíveis. Comumente são utilizados bancos de capacitores e reguladores de tensão para essa finalidade.

1.2 A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

A Geração Distribuída (GD) pode ser compreendida como produção de energia elétrica próxima ao local de consumo. A demanda pelas fontes de energia renováveis cresce mundialmente, devido a diversos incentivos governamentais, fatores ambientais e ao aprimoramento da tecnologia neste setor, e diferentes tipos de geração estão sendo introduzidos no sistema elétrico. Alguns exemplos de geração distribuída são as pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, geradores eólicos e sistemas fotovoltaicos.

Dentre as fontes de energia citadas, uma das formas de GD mais promissoras atualmente é a utilização de sistemas fotovoltaicos para a produção de energia elétrica, devido a fatores como desenvolvimento desta tecnologia e reduções nos custos dos painéis solares. Na Figura 1.1 é mostrado o crescimento da energia solar fotovoltaica no mundo de 2000 a 2013, sendo esse crescimento bastante significativo. De acordo com a European Photovoltaic Industry Association (EPIA), em 2012 a capacidade mundial instalada de energia solar fotovoltaica no mundo alcançou 100GW, e em 2013 passou a 138GW. Destes valores, no ano de 2012, 70GW de capacidade instalada se localizavam na Europa, e em 2013 esse número passou a 81GW na mesma região. Já os países do continente americano somaram uma capacidade de 8GW em 2012, valor que passou a 13GW no ano de 2013.

29

Figura 1.1 - Evolução acumulada da capacidade instalada de energia solar fotovoltaica no mundo, de 2000 a 2013, em MW.

Fonte: Adaptado de EPIA, 2014.

No Brasil, partir do ano de 2012, esta fonte de energia

passou a ter maior destaque, com a aprovação da Resolução Normativa nº 482 da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), que trata do acesso da microgeração (potência inferior ou igual a 100kW) e minigeração (potência maior que 100kW e menor ou igual a 1MW) distribuída diretamente à rede de distribuição. Estas centrais geradoras podem ser instaladas em casas, escolas, empresas, dentre outras localizações em que haja incidência da luz solar.

1.2.1 Benefícios da geração distribuída

A GD oferece muitos benefícios ao sistema elétrico e, atualmente, são muitos os incentivos para a produção de energia elétrica através de fontes de energia próxima ao consumidor, visando menores impactos ambientais e dependência por combustíveis fósseis. Alguns benefícios trazidos pela GD são (INEE, 2002; PADILHA, 2010):

Atendimento mais rápido ao crescimento da demanda por ter um tempo de implantação inferior ao de acréscimos à geração centralizada e reforços das respectivas redes de transmissão e distribuição;

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Aumento da confiabilidade do suprimento aos consumidores próximos à geração local, por adicionar fonte não sujeita a falhas na transmissão e distribuição;

Redução das perdas na transmissão de eletricidade e dos respectivos custos, e adiamento no investimento para reforçar o sistema de transmissão (PADILHA, 2010);

Redução dos investimentos: - para implantação, inclusive os das concessionárias para o suprimento de ponta, dado que este pode passar a ser compartilhado (peak sharing); - em certos casos, também para reservas de geração, quando estas puderem ser alocadas em comum;

Redução dos riscos de planejamento do sistema; Aumento da estabilidade do sistema elétrico, nos

casos em que haja reservas de GD constituídas por máquinas síncronas de certo porte;

Aumento da eficiência energética, redução simultânea dos custos das energias elétrica e térmica, e possibilidade de colocação dos excedentes da primeira no mercado;

Redução de impactos ambientais da geração, pelo uso de combustíveis menos poluentes com a melhor utilização dos combustíveis tradicionais e, em certos tipos de cogeração, com a eliminação de resíduos industriais poluidores;

Benefícios gerais decorrentes da maior eficiência energética obtida pela conjugação bem coordenada da geração distribuída com a geração centralizada, e das economias resultantes;

Maiores oportunidades de comercialização e de ação da concorrência no mercado de energia elétrica, na diretriz das leis que reestruturaram o setor elétrico.

31

1.2.2 Impactos da geração distribuída

Um dos maiores desafios no planejamento de sistemas de distribuição com GD é o fornecimento confiável e alta qualidade de energia através de previsões de geração e carga ao longo do tempo. Como a GD sofre grande variação com o decorrer do tempo, estas análises podem se tornar mais complexas, e problemas decorrentes de sua interligação podem ocorrer.

Um problema que pode ser ocasionado pela GD ocorre em redes de distribuição em que a potência gerada pelo sistema de GD excede a demanda total da rede, ocorrendo o fenômeno do fluxo de potência reverso no transformador da subestação, ou seja, o sentido do fluxo de potência se inverte, passando das cargas para a subestação. Tal inversão geralmente é acompanhada de um aumento na magnitude da tensão, o que pode causar violações de tensão, além de poder interferir no sistema de proteção da rede. Outra dificuldade encontrada pela GD é a sua alocação, que pode tanto ocasionar uma minimização das perdas totais do sistema como também o aumento destas perdas, se não for realizada corretamente.

Além dos impactos já destacados, a GD pode ocasionar problemas relacionados à qualidade de energia, como por exemplo, o surgimento de flicker (flutuações de tensão), componentes harmônicas (devido ao aumento de dispositivos de eletrônica de potência nos sistemas de distribuição), variações de frequência e aumento do desequilíbrio de tensão entre as três fases do alimentador, para o caso de GD monofásica.

1.3 OBJETIVOS

Na Seção 1.2 mencionou-se a grande importância da produção de energia através de sistemas fotovoltaicos. Apesar das grandes vantagens que apresenta, este tipo de geração pode trazer problemas à rede onde está interligado. Os desafios ao se

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realizar estudos de interligação de geração distribuída à rede elétrica são muitos, uma vez que cada rede possui cenários de operação distintos e cada caso deve então ser avaliado em particular. Embora cada caso seja único, antes de serem conectados ao sistema de distribuição, projetos envolvendo sistemas fotovoltaicos devem passar por um estudo de interconexão detalhado para prever os tipos de impactos que estes sistemas podem trazer à rede á qual estão conectados e então, se necessário, buscar alternativas.

O impacto no perfil de tensão na rede é um dos principais a ser analisado (RIM et al., 2011; BARAN et al., 2011; VON APPEN et al., 2013), pois limites de tensão são impostos aos sistemas elétricos e devem então ser atendidos. Anteriormente a esta análise, é importante realizar um estudo de alocação ótima da geração fotovoltaica, pois a escolha correta da barra para sua interligação pode ajudar a diminuir as perdas do sistema (HADJSAID, CANARD, DUMAS, 1990; GUEDES, 2013). Uma má escolha poderia ocasionar o efeito contrário, ou seja, o crescimento das perdas. Entretanto, é importante ressaltar que em alguns casos o estudo de alocação não é possível de ser realizado, como por exemplo, no caso de residências particulares, em que o proprietário não tem esta opção.

Este trabalho tem como objetivo principal o estudo dos impactos de um sistema fotovoltaico com potência de 1,0 MWp em uma rede de distribuição trifásica de média tensão, considerando os casos de cargas equilibradas e cargas desequilibradas. Isto é efetuado através de análises conhecidas como Quasi-Static Time-Series Analysis (QSTS), um subconjunto de análises de fluxo de potência, que são então comparadas às análises no modo estático, sendo estas frequentemente utilizadas. Os impactos analisados são referentes às perdas nas linhas, ao perfil de tensão na rede e à curva de posição do tap de transformadores da subestação, para o caso em que são utilizados transformadores com comutação

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automática de tap. Não são considerados transformadores de baixa tensão, as análises são feitas apenas na média tensão. Considera-se ainda que o sistema fotovoltaico esteja durante todo o tempo conectado à rede elétrica, não sendo analisados casos de ilhamento e desconexão do inversor.

A maioria das ferramentas de análise do fluxo de potência são limitadas a instantes críticos, como picos de carga ou carga mínima, ou outras condições escolhidas para avaliar o comportamento dos sistemas de potência. As análises estáticas convencionais são efetuadas neste documento com o auxílio do Programa de Análise de Redes, ou ANAREDE (CEPEL, 2009). Este programa considera somente sistemas elétricos equilibrados e, portanto, o fluxo de potência é efetuado apenas para uma das fases. Para obter os resultados para as outras duas fases restantes, basta aplicar as defasagens de +/- 120 graus.

Entretanto, os sistemas de distribuição são em sua maioria trifásicos desequilibrados, e apresentam grande variabilidade em sua demanda ao longo do tempo. Os sistemas fotovoltaicos também tendem a sofrer grandes variações de potência em curtos intervalos de tempo, devido principalmente ao sombreamento dos painéis solares. Devido a estas grandes variações apresentadas pelas cargas e pela geração, torna-se necessário utilizar ferramentas que proporcionem modelagens e obtenção de resultados mais detalhados e refinados. É interessante avaliar a interação entre a variação diária de geração e de carga de forma contínua ou sequencial, e observar seu efeito na operação do sistema, assim como considerar condições de carga desequilibradas.

Análises QSTS correspondem a resoluções sequenciais de fluxo de potência que possibilitam determinar variações temporais de tensões em barras de sistemas elétricos, considerando na solução do problema dados históricos ou estimados de variações de carga e de geração, além da modelagem das características operacionais de determinados componentes. Portanto, tal metodologia suplanta a metodologia

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clássica de análise estática de fluxo de potência realizado na rede apenas em determinados instantes considerados críticos, oferecendo resultados mais precisos, detalhados e com maior resolução. A ferramenta utilizada para tais análises é o Open Distributed Systems Simulator (OpenDSS), um simulador de sistemas de distribuição desenvolvido pelo Electric Power Research Institute (EPRI, 2013).

A principal contribuição deste trabalho se encontra no fato de que as simulações são realizadas tanto no modo estático convencional quanto em um modo “quase estático”, através das análises QSTS. Isto permite realizar uma comparação entre as diferentes ferramentas existentes e verificar as vantagens das análises QSTS sobre as análises convencionais, assim como a precisão de seus resultados em sistemas em que é necessário analisar com maior exatidão a interação entre carga e geração. Os estudos aqui apresentados servem como base para análises a serem realizadas ao efetuar-se a interligação de um sistema fotovoltaico à rede.

1.4 ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO

Este trabalho está organizado da seguinte forma: No Capítulo 2 são definidos os componentes básicos

dos sistemas fotovoltaicos interligados à rede elétrica, assim como os principais conceitos relacionados a esta forma de geração. A modelagem de um arranjo fotovoltaico é realizada, a fim de adquirir suas curvas características, necessárias nas simulações. Algumas das principais normas e requisitos relacionados aos sistemas fotovoltaicos são descritos;

No Capítulo 3 é apresentada a modelagem dos principais componentes dos sistemas elétricos de potência

No Capítulo 4 são definidos os elementos para análises de fluxo de potência e as ferramentas utilizadas nas simulações;

No Capítulo 5, simulações utilizando análises QSTS são utilizadas em um estudo de alocação ótima do sistema

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fotovoltaico na rede de distribuição teste. Uma análise dos impactos do sistema fotovoltaico no perfil de tensão da rede de distribuição é realizada nesta mesma seção, novamente através de análises QSTS. Além disso, é verificado o impacto da interligação da geração fotovoltaica na curva de posição do tap para o caso de transformadores que possuem comutação automática de tap;

Finalmente, no Capítulo 6, são apresentadas as conclusões deste trabalho, além de propostas para trabalhos futuros.

1.5 PUBLICAÇÕES DECORRENTES DESTA PESQUISA

No decorrer do desenvolvimento desta pesquisa, foram publicados os seguintes artigos técnicos:

PRIOSTE, F. B.; BASTOS, C. B. S.; ANDRADE,

F. F. Estudo dos Impactos de um Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica Através de Análises QSTS. In: Simpósio Brasileiro de Sistemas Elétricos 2014 (SBSE), Foz do Iguaçu, Paraná, 2014.

PRIOSTE, F. B.; BASTOS, C. B. S. Impactos da

Inserção de Geração Fotovoltaica na Rede Elétrica. In: XIII Simpósio de Especialistas em Planejamento da Operação e Expansão Elétrica (SEPOPE), Foz do Iguaçu, Paraná, 2014.

PRIOSTE, F. B.; BASTOS, C. B. S. Alocação

Ótima de Geração Fotovoltaica e Seus Impactos na Rede Elétrica Através de Análises QSTS. In: XX Congresso Brasileiro de Automática (CBA), Belo Horizonte, Minas Gerais, 2014.

36

2 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS INTERLIGADOS À REDE ELÉTRICA

Um sistema de energia solar fotovoltaica, ou simplesmente sistema fotovoltaico, é capaz de gerar energia através do fenômeno físico conhecido como efeito fotovoltaico, observado primeiramente por Edmond Becquerel em 1839. Este fenômeno permite a transformação da radiação eletromagnética do sol em eletricidade, ocorrendo quando a luz incide sobre células compostas por materiais semicondutores, capazes de absorver energia da radiação solar (ZILLES et al., 2012)

Basicamente, os sistemas, ou usinas, fotovoltaicos podem ser divididos em dois grupos: Sistemas Isolados ou Autônomos (Off-grid) e Sistemas Conectados à Rede (On-grid ou Grid-tie).Os Sistemas Isolados são utilizados em locais remotos, não atendidos por rede elétrica, ou onde o custo conexão à rede se torna elevado, podendo-se citar como exemplo no Brasil, áreas isoladas na Amazônia e áreas rurais. Já os Sistemas Conectados à rede substituem ou complementam a energia elétrica convencional disponível na rede elétrica, sendo este o foco do presente trabalho.

Um sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica é composto basicamente por um ou mais módulos fotovoltaicos e de um inversor para realizar a conexão à rede elétrica (VILLALVA, GAZOLI, 2012). Estes sistemas funcionam em paralelo à rede de distribuição de energia elétrica, em baixa ou média tensão, ou seja, com a energia sendo gerada próxima ao local de consumo.

Nestes tipos de sistema, não é necessária a utilização de baterias, pois a própria rede elétrica realiza este armazenamento de energia. Desta forma, se a geração fotovoltaica produz mais energia do que a consumida pelas cargas, o excedente acaba sendo injetado na rede. Quando o consumo é maior que a geração fotovoltaica, a rede elétrica passa então a fornecer o que falta. Na Figura 2.1Erro! Fonte

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de referência não encontrada., um esquema simplificado de um sistema fotovoltaico interligado à rede elétrica é apresentado.

A célula solar é a menor unidade em um sistema fotovoltaico. Ela é formada essencialmente pela junção de duas camadas de material semicondutor. Através do efeito fotovoltaico, a energia solar pode ser diretamente convertida em eletricidade. A interconexão de células fotovoltaicas é feita visando produzir uma potência maior e formar um módulo fotovoltaico. O agrupamento de módulos em série e/ou em paralelo é feito para se atender à tensão e corrente requeridas, compondo um arranjo fotovoltaico.

Figura 2.1 - Sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica.

Fonte: Produção do próprio autor.

O inversor para conexão à rede elétrica tem a função de

converter a corrente contínua da saída do arranjo fotovoltaico em corrente alternada e de garantir que os módulos operem em seu ponto de máxima potência.

Neste capítulo são apresentados os principais conceitos relacionados aos sistemas fotovoltaicos, as principais características de seus componentes, introduzidos nesta seção, e as principais normas a serem seguidas para sua operação.

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2.1 CONCEITOS BÁSICOS

Nesta seção são realizadas algumas definições dos principais conceitos envolvidos em estudos relacionados a sistemas fotovoltaicos.

2.1.1 Radiação solar e irradiância solar

A energia transmitida pelo Sol chega à superfície da Terra através de ondas eletromagnéticas que se propagam através do espaço, constituindo a radiação solar. A radiação solar não é constante em todas as partes da Terra, sofrendo influência da latitude, nuvens e poluição. A irradiância solar é uma grandeza utilizada para quantificar a radiação solar, cuja unidade de medida é o W/m² (watt por metro quadrado).

2.1.2 Temperatura da célula

A incidência de um nível de irradiância solar e a variação da temperatura ambiente influenciam na variação da temperatura da célula. A temperatura, por sua vez, influencia no valor da potência de saída do arranjo fotovoltaico, e isto será demonstrado posteriormente.

2.1.3 Massa de ar

Massa de ar corresponde à espessura da camada atmosférica atravessada pelos raios solares. O índice de massa de ar, em inglês Air Mass (AM), pode ser obtido calculando-se 1/cos(θS), em que θS é conhecido como ângulo zenital, sendo o ângulo de inclinação da luz do sol com relação à linha imaginária perpendicular ao solo, denominada linha do zênite (CEPEL/CRESESB, 2008).

Na Figura 2.2 é visualizada a definição do AM, com um exemplo de inclinação do Sol igual a θS = 60°, onde então AM é igual a 2,0.

39

Figura 2.2 - Definição do Índice de Massa de Ar.

Fonte: Adaptado de CEPEL/CRESESB, 2008.

2.1.4 Condições padronizadas de teste (STC)

As condições padronizadas de teste, em inglês Standard Test Conditions (STC), são padrões de estudo utilizados em sistemas fotovoltaicos, consistindo em irradiância solar igual a 1000 W/m², radiação de massa de ar AM igual a 1,5, (definida para θ = 48,5º) e temperatura da célula de 25ºC. Tais valores são definidos como valores de referência.

40

2.2 CÉLULAS FOTOVOLTAICAS

2.2.1 O efeito fotovoltaico

O efeito fotovoltaico ocorre em determinados materiais semicondutores, e é um fenômeno físico que permite transformar a energia solar em energia elétrica.

Uma célula fotovoltaica é formada tipicamente pela junção de dois tipos de semicondutor: do tipo p, onde existe uma falta de elétrons (lacunas), e do tipo n, onde existe um excedente de elétrons. Desta forma, quando colocadas em contato, formando uma junção p-n, os elétrons livres do semicondutor do tipo n migram para o semicondutor do tipo p, ocupando seus espaços livres. Cria-se então um campo elétrico, que dificulta a passagem dos elétrons, formando-se então uma barreira de potencial entre as duas junções, e os elétrons são impedidos de migrar de uma camada para a outra.

Quando a junção p-n é exposta a fótons, sua energia permite que elétrons presentes na camada p passem para a camada n, sendo então capazes de gerar uma corrente elétrica através da junção e assim originando uma diferença de potencial nas extremidades do semicondutor. Se a cada lado da junção forem conectados materiais metálicos e estes forem interligados por um material condutor, obtém-se então uma fotocorrente gerada pela movimentação dos elétrons, que retornarão à camada p, reiniciando o processo. Isso ocorrerá sempre que a luz incidir sobre o semicondutor, conforme pode ser visto na Figura 2.3,caracterizando o efeito fotovoltaico.

2.2.2 Tecnologias de fabricação de células fotovoltaicas

O silício é o material semicondutor mais utilizado mundialmente para a fabricação de células fotovoltaicas. Isso ocorre devido ao seu aperfeiçoamento pela microeletrônica, além de ser um material barato e encontrado em abundância na

41

natureza. A seguir serão descritas as principais tecnologias de fabricação das células fotovoltaicas.

Figura 2.3 - Efeito Fotovoltaico na junção p-n

Fonte: CEPEL/CRESESB, 2008.

2.2.2.1 Silício monocristalino

Dentre as células que utilizam o silício como material base, as células de silício monocristalino são a tecnologia que possui eficiência mais elevada (de 15 a 18%) (VILLALVA, GAZOLI, 2012). Entretanto, as técnicas utilizadas para sua produção são complexas e possuem um custo elevado. Além disso, é necessária uma grande quantidade de energia em sua fabricação, devido à necessidade de se utilizar o silício com alto grau de pureza para a formação de um único cristal, através de um processo conhecido como Czochralski. Na Figura 2.4 é possível visualizar o aspecto de um módulo fotovoltaico formado por células de silício monocristalino.

42

2.2.2.2 Silício multicristalino

As células de silício multicristalino, ou policristalino, são mais baratas que as de silício monocristalino, devido ao fato de seu processo de fabricação não ser tão rigoroso. Além disso, este tipo de tecnologia fornece um rendimento bem próximo ao obtido com a utilização do silício monocristalino (entre 13 e 15%) (VILLALVA, GAZOLI, 2012). Um exemplo de módulo fotovoltaico formado por células de silício multicristalino pode ser observado na Figura 2.4.

Figura 2.4 - Célula de Silício Monocristalino (à esquerda) e célula de Silício Multicristalino.

Fonte: CEPEL/CRESESB, 2008.

2.2.2.3 Filmes finos

Esta é uma forma alternativa de fabricação das células fotovoltaicas, sendo uma tecnologia mais recente que apresenta um processo de fabricação simples e barato, consumindo menos energia em sua fabricação. Outra vantagem é que a área das células fabricadas pode ser maior. Apesar disso, esse tipo de célula fornece um rendimento baixo (entre 5 e 8%) (VILLALVA, GAZOLI, 2012). Existem diferentes tecnologias

43

de filmes finos, como as células de silício amorfo, silício microcristalino e híbridas.

2.2.3 Modelagem de células fotovoltaicas

A seguir, é apresentado o circuito equivalente de uma célula fotovoltaica, assim como seus equacionamentos, necessários para a modelagem de um sistema fotovoltaico.

O circuito equivalente real de uma célula fotovoltaica pode ser representado como sendo uma fonte de corrente em paralelo com um diodo, além da inclusão de uma resistência em série (RS) e outra em paralelo (RP), que representam perdas internas (ZILLES et al., 2012), conforme ilustrado na Figura 2.5. Uma célula fotovoltaica possui níveis baixos de tensão (da ordem de 0,7V) e de corrente (da ordem de 3 A). Assim, conforme os níveis de tensão e corrente desejados, as células são conectadas em série e/ou paralelo. Estas células interligadas são então montadas em uma estrutura apropriada, formando um módulo fotovoltaico.

Figura 2.5 – Circuito Equivalente de uma Célula Fotovoltaica.


Deste circuito equivalente, através da Lei de Kirchhoff das Correntes, pode-se obter a relação:

44

= − − 2.1)

Onde os parâmetros são: Iph– fotocorrente; ID – corrente no diodo D; IP – corrente na resistência em paralelo RP. As equações (2.2) e (2.3), respectivamente, fornecem as

correntes ID e IP (ZILLES et al., 2012; CASARO; MARTINS, 2008).

= ×

×

×× (2.2)

= + ( × )

(2.3)

Onde: Io – a corrente de saturação reversa da célula; q – é a carga do elétron igual a 1,6x10-19C; n – o Fator de qualidade da junção p-n; k – a constante de Boltzmann igual a 1,35x10-23; T – a temperatura de trabalho da célula. Substituindo-se as Equações (2.2) e (2.3) em

(2.1), obtém-se o equacionamento (2.4), que fornece a característica de corrente de saída por tensão de saída, ou característica I-V, da célula fotovoltaica.

= − . .(×)

×× − 1 − + ×

(2.4)

As correntes Iph e I0 podem ser calculadas através das

Equações apresentadas em (2.5) e (2.6), respectivamente (CAVALCANTI et al., 2007, apud CASARO; MARTINS, 2008).

45

= [ + × ( − )] ×

1000 (2.5)

= ×

×

××

×

(2.6)

Onde: Isc – corrente de curto-circuito; α – coeficiente de temperatura da corrente de curto

circuito; Tr – temperatura de referência da célula igual a 298 K; P – irradiância em W/m²; Ior–corrente de saturação reversa de referência; EG– energia da banda proibida igual a 1,1 eV. Na equação (2.4), não é possível isolar a variável I,

além de que ela traz a irradiância solar e a temperatura como parâmetros de entrada, devendo assim ser resolvida por um método iterativo. Para tanto, foi utilizado o método de Newton-Raphson que aproxima esta equação de sua raiz. A equação (2.7) representa o método em notação matemática (STEVENSON, 1986).

= −()

() (2.7)

A equação (2.1) pode ser modificada para a aplicação

do método de Newton-Raphson, assumindo então a forma vista em (2.8), e sua derivada é mostrada na equação (2.9).

() = − − . .(.)

.. − 1 − + .

(2.8)

46

() = −1 − . .(.)

.. ..

. . −

(2.9)

2.3 MÓDULOS E ARRANJOS FOTOVOLTAICOS

Conforme citado na Seção 2.2.3, em geral, as células são conectadas em série a fim de produzir uma tensão maior, formando então um módulo fotovoltaico. A potência de um módulo varia de acordo com o número de células conectadas.

Para o estudo de impacto da inserção de um sistema fotovoltaico em uma rede teste, foi escolhido o módulo monocristalino SPR-305E-WHT-D do fabricante SunPower, composto por 96 células conectadas em série. Na Tabela 1 são apresentadas as características elétricas do módulo, medidas nas STC, em que Pmp corresponde à potência máxima que pode ser fornecida pelo módulo e Imp e Vmp correspondem, respectivamente, à corrente e tensão que concedem ao dispositivo sua máxima potência.

Tabela 1 - Características Elétricas do Módulo SunPower SPR-305E-WHTD em STC

Parâmetro Valor

Pmp 305,20 W

Vmp 54,70 V

Imp 5,58 A

Voc 64,20 V

Isc 5,96 A

α 3,516.10-3 A/ºC

Fonte: Produção do próprio autor, adaptado de SunPower, 2010.

A conexão de módulos em série e em paralelo forma um arranjo fotovoltaico, e é feita para fornecer a potência de saída desejada. Desta forma, são obtidas as curvas características de um arranjo fotovoltaico de potência nominal

47

igual a 1,0 MWp, que mostram como sua tensão e a corrente se comportam em diferentes níveis de irradiância e temperatura, sendo também possível conhecer quais os máximos valores de corrente e tensão de saída que o arranjo pode alcançar.

2.3.1 Configuração do arranjo fotovoltaico

Ao se realizar a disposição dos módulos em série e em paralelo, é necessário compatibilizar a tensão de circuito aberto e corrente de curto-circuito do arranjo fotovoltaico com as especificações do inversor utilizado. A configuração dos módulos fotovoltaicos SunPower SPR-305E-WHT-D é feita para compor um sistema fotovoltaico de 1,0 MWp.

Para realizar esta configuração, considera-se um inversor central de média tensão para sistemas fotovoltaicos capaz de suportar 1,0 MWp, com valores de tensão e corrente máximas de entrada igual a 1000 V e 1350 A, respectivamente. Esta característica é especificada baseando-se em dados de inversores centrais de média tensão comerciais (SMA, entre 2004 e 2014). A tensão de circuito aberto não deve ultrapassar o valor da tensão de entrada do inversor, e a corrente de curto-circuito não pode ser maior que sua corrente de entrada.

A configuração escolhida para o arranjo fotovoltaico é então de 15 módulos em série e 218 módulos em paralelo. Esta disposição gera uma tensão de circuito-aberto Voc de 963,0 V e uma corrente de curto-circuito ISC igual a 1299,3 A, ou seja, obedece aos dados de entrada requeridos pelo inversor. Esse arranjo é composto de 3270 módulos SPR-305E-WHT-D. Na seção seguinte, são apresentadas as curvas características deste sistema fotovoltaico.

2.3.2 Curvas Características do Sistema Fotovoltaico

As curvas características apresentadas nas Figura 2.6, Figura 2.7, Figura 2.8 e Figura 2.9 são obtidas com base no

48

modelo apresentado por Casaro e Martins (2008), e proposto inicialmente por Gow e Manning (1999).

A primeira característica analisada foi de Corrente versus Tensão, ou característica I-V, apresentada na equação (2.4). Inicialmente ela é obtida para diferentes níveis de irradiância, mantendo-se a temperatura da célula em 25ºC, como pode ser observado na Figura 2.6. Constata-se que a corrente de curto-circuito cresce conforme o nível de irradiância aumenta; já a tensão de circuito aberto não apresenta crescimento significativo.

Figura 2.6 - Característica I-V do arranjo fotovoltaico de 1MWp para diferentes níveis de irradiância solar.

Fonte: produção do próprio autor.

Variando-se a temperatura ambiente e mantendo a

irradiância em 1000 W/m², de acordo com a Figura 2.7, constata-se que com um aumento na temperatura, a tensão de circuito aberto diminui significativamente, e já a corrente de curto-circuito sofre apenas um leve aumento.

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

200

400

600

800

1000

1200

1400

Tensão de saída (V)

Corr

ente

de s

aíd

a (

A)

1000W/m² 800W/m² 600W/m² 400W/m² 200W/m²

49

Figura 2.7 - Característica I-V do arranjo fotovoltaico de 1MWp para diferentes níveis de temperatura.


A segunda curva analisada corresponde à característica de Potência versus Tensão do arranjo, ou característica P-V. Primeiramente esta característica é traçada variando-se o nível de irradiância, conforme Figura 2.8, e em seguida variando-se a temperatura ambiente, de acordo com o apresentado na Figura 2.9.

É possível visualizar que com o aumento no nível de irradiância solar e consequentemente da corrente de curto-circuito, a potência de saída do arranjo fotovoltaico também sofre um aumento. Já com o aumento da temperatura, ocorre a diminuição da tensão de circuito aberto e, consequentemente, a potência de saída diminui.

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

200

400

600

800

1000

1200

1400


Corr

ente

de s

aíd

a (

A)

25°C

50°C

75°C

50

Figura 2.8 - Característica P-V do arranjo fotovoltaico de 1MWp para diferentes níveis de temperatura.


Figura 2.9 - Característica P-V do arranjo fotovoltaico de 1MWp para diferentes níveis de temperatura.


0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

2

4

6

8

10x 10

5


Potê

ncia

de s

aíd

a (

W)

1000W/m² 800W/m² 600W/m² 400W/m² 200W/m²

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 10000

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10x 10

5


Potê

ncia

de s

aíd

a (

W)

25°C

50°C

75°C

51

A partir da curva característica P-V do arranjo fotovoltaico para diferentes níveis de temperatura, mostrada na Figura 2.9, é possível traçar a curva mostrada na Figura 2.10, que apresenta a relação de potência máxima fornecida pelos painéis, em pu, na base de 1000 W/m², em função da sua temperatura de operação, em °C, considerando-se um nível de irradiância solar constante igual a 1000W/m². Esta curva é utilizada posteriormente na definição do modelo do sistema fotovoltaico no OpenDSS, ferramenta de simulação utilizada neste trabalho.

Figura 2.10 - Curva com o valor máximo da potência fornecida pelo painel, em pu, em função da temperatura.


2.4 INVERSORES PARA CONEXÃO À REDE ELÉTRICA

Os inversores, ou conversores CC-CA, são utilizados para converter uma corrente contínua em corrente alternada.

Em sistemas fotovoltaicos, sua interligação à rede elétrica é feita através dos inversores, que adequam a energia gerada pelos arranjos fotovoltaicos às características da rede local. Os inversores fonte de tensão, em inglês Voltage Source Inverters (VSI), são frequentemente empregados nas

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000.75

0.8

0.85

0.9

0.95

1

1.05

1.1

1.15

Temperatura (°C)

Potê

ncia

má

xim

a (

pu)

52

aplicações com conexão à rede. Neste tipo de inversor, o lado em corrente contínua (CC) é uma fonte de tensão (MACEDO, 2006). Quando visto do lado em corrente alternada (CA), ele pode operar tanto como fonte de tensão quanto como fonte de corrente, dependendo de sua forma de controle. Em aplicações envolvendo sistemas fotovoltaicos interligados à rede é muito utilizado o controle em corrente.

Os sistemas fotovoltaicos conectados à rede são totalmente dependentes da rede elétrica. Caso as características de tensão, corrente e frequência não atendam aos requisitos aceitáveis pela rede, estes se desconectam da mesma. Além disso, quando a rede não estiver energizada, o inversor deve isolar o arranjo fotovoltaico para evitar riscos às pessoas que realizam a manutenção na rede ou para os equipamentos que estão conectados a ela (PEREIRA, GONÇALVES, 2008).

A escolha de um inversor de qualidade é um grande passo para garantir um bom desempenho de um sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica. Sua escolha deve ser feita levando em conta características desejadas de operação como nível de tensão e corrente, rendimento, durabilidade e segurança. Um inversor de qualidade deve atender, dentre outras, as seguintes características (CEPEL/CRESESB, 2014):

Alta eficiência de conversão; Alta confiabilidade e baixa manutenção; Operação em uma ampla faixa de tensão de entrada; Boa regulação na tensão de saída; Forma de onda senoidal com baixo conteúdo

harmônico; Baixa emissão de ruído audível; Segurança tanto para as pessoas quanto para a

instalação.

53

2.4.1 Modos de operação

Em teoria os inversores são capazes de atuar de diferentes modos, sendo possível a sua operação em qualquer região contida nos quatro quadrantes, apresentados na Figura 2.11.

Na maioria dos casos, os inversores operam com fator de potência unitário. Porém, durante sua vida útil, a capacidade dos inversores não é totalmente utilizada, devido principalmente a períodos noturnos e sombreamentos em que a geração fotovoltaica é prejudicada, e assim ele pode ser empregado para proporcionar a potência reativa (MCGRANAGHAN et al., 2008, SHIREK, LASSITER, 2013). A operação em quatro quadrantes possibilita ao inversor fornecer e absorver potência ativa e reativa do sistema. Os modos de operação do inveror são descritos a seguir.

Figura 2.11 - Quatro quadrantes de operação do Inversor, com destaque para operação sobre o eixo de Potência Ativa (Fator de Potência Unitário).


54

Fator de potência unitário: neste modo, fornecem apenas potência ativa ao sistema e operam sobre o eixo de potência ativa. Esta condição operativa acarreta na mais econômica taxa de operação do inversor, por não existir a possibilidade de fornecimento ou absorção de potência reativa (MCGRANAHAM et al., 2008).

Fator de potência capacitivo ou indutivo (fixo): nos quadrantes 1 e 2, o inversor é capaz de realizar o controle de tensão, fornecendo ou absorvendo potência reativa do sistema. A operação com fator de potência capacitivo, por exemplo, diminui o fluxo de reativos na rede, porém pode gerar sobretensões principalmente em períodos de carga leve (PINTO, ZILLES, BET, 2012; SHIREK, LASSITER, 2013).

Fator de potência variável: neste modo, o fator de potência pode ser ajustado para diferentes valores, dependendo do horário do dia.

Controle volt-var: este modo de operação ajusta a potência reativa consumida e fornecida pelo inversor para ajudar a regular a tensão no ponto de conexão.

Uma prática inserida pela norma alemã VDE 4105, da Sociedade Alemã de Engenheiros Eletricistas, visando à melhoria da operação do sistema fotovoltaico junto à rede de distribuição, é a diminuição do fator de potência do inversor, indutivo ou capacitivo. Um fator de potência indutivo procura evitar tensões acima do limite superior permitido na rede. Já um fator de potência capacitivo não diminui essas magnitudes de tensão, mas pode ser utilizada como compensador de reativos (PINTO, ZILLES, BET, 2012).

Muitos países já utilizam a tecnologia de inversores que possam ser controlados para fornecer ou absorver potência reativa, o que caracteriza a operação em diferentes regiões dos

55

quatro quadrantes. Estes inversores ajudam tanto no controle da tensão da rede como a diminuir o número de comutação de taps. A IEEE std 1547, por exemplo, uma das principais recomendações relacionadas a sistemas fotovoltaicos conectados à rede, foi criada não permitindo a regulação ativa da tensão pelo sistema fotovoltaico no ponto de conexão com a rede, a fim de evitar conflitos entre controles no sistema de geração distribuída e controles tradicionais de regulação de tensão, bancos de capacitores e comutadores de tap. Porém, ela vem começando a ser revista para permitir que os sistemas de geração distribuída contribuam mais com os sistemas aos quais estão interligados (IEEE, 2013, apud GONZALES, 2013), com a análise e coordenação apropriada dos equipamentos de controle.

Os casos de operação de inversores em quatro quadrantes só seriam possíveis quando, além de geração, há absorção de potência ativa, caracterizando um sistema de geração com armazenamento de energia elétrica por baterias ou supercapacitores.

2.4.2 Sistemas de rastreamento de máxima potência

Os inversores podem ser equipados com um ou mais sistemas de rastreamento de máxima potência, em inglês Maximum Power Point Tracking (MPPT).

Sistemas de MPPT são algoritmos necessários para que o gerador opere, sob qualquer condição, em seu ponto de máxima potência (PMP), ponto no qual a derivada da reta tangente a ele é nula (MARTINS, COELHO, DOS SANTOS, 2011; DE BRITO et al., 2012), como pode ser visto na Figura 2.12.

Em sistemas fotovoltaicos, a tensão e a corrente de saída variam em função da irradiância solar e da temperatura ambiente. Desta forma, os algoritmos de MPPT permitem a operação dos módulos em um ponto de operação desejado, em

56

que geralmente obtém-se a máxima potência possível do arranjo fotovoltaico.

Muitos são os métodos de MPPT, dentre eles pode-se citar o método da razão cíclica fixa, o método Perturba e Observa ou Hill Climbing, e o método da Condutância Incremental ou Incremental Conductance, método da Condutância Incremental modificado, método da Condutância Incremental baseado em PI, dentre outros (SALAS et al, 2006; MARTINS, COELHO, DOS SANTOS, 2011; KONDAWAR, VAIDYA, 2012; DE BRITO et al., 2012; SUBUDHI, PRADAN, 2013; NARENDIRAN, 2013).

Figura 2.12 - Ponto de máxima potência (PMP) de um sistema fotovoltaico


Neste trabalho é considerada a operação do inversor inicialmente com fator de potência unitário (operação sobre o eixo de potência ativa) e com potência nominal igual a 1,2MVA. Este inversor é definido pela sua curva de eficiência, como a apresentada na Figura 2.13, utilizada neste documento.

57

Esta curva, juntamente com a curva da Figura 2.10, é empregada posteriormente no Capítulo 4 na definição do modelo do sistema fotovoltaico no OpenDSS. O modelo utilizado considera que o sistema fotovoltaico opera sempre em seu PMP.

Figura 2.13 - Curva de eficiência energética do inversor para conexão do sistema fotovoltaico à rede elétrica.


2.5 PRINCIPAIS NORMAS E REQUISITOS

As características técnicas das redes elétricas variam entre países, e assim os requisitos de operação para a conexão de sistemas fotovoltaicos à rede também variam dependendo da localidade. A seguir são descritas algumas das principais normas e requisitos nacionais e internacionais a serem seguidos para a operação de sistemas fotovoltaicos conectados à rede.

No Brasil, com a publicação da Resolução nº 482 pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) em 17 de abril de 2012, permitiu-se o acesso da microgeração e minigeração distribuídas aos sistemas de distribuição de energia elétrica, além de introduzir e estabelecer o sistema de compensação de energia elétrica, no qual é feito um balanço entre a energia

0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.286

88

90

92

94

96

98

Potência (pu)

Eficiê

ncia

(pu)

58

consumida e a gerada na unidade consumidora (modelo net metering). Segundo definição da ANEEL (2012a), a microgeração distribuída consiste de uma central geradora de energia elétrica com potência instalada menor ou igual a 100 kW. Já a minigeração distribuída consiste de uma central geradora de energia elétrica com potência instalada entre 100 kW e 1,0 MW.

Esta resolução também aprova a inclusão da seção 3.7 no Módulo 3 do PRODIST (ANEEL, 2012a). O Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição estabelece as condições de acesso, define os critérios técnicos e operacionais, os requisitos de projeto, as informações para implantação de novas conexões, além de requisitos para operação, manutenção e segurança da conexão. Na seção 3.7 são definidos os procedimentos para o acesso de mini e microgeração distribuída ao sistema de distribuição. Esta seção estabelece, além de outros fatores, que os sistemas fotovoltaicos com potência entre 501 kW e 1,0 MW devem ser conectados à rede de média tensão (ANEEL, 2012b), conforme pode ser visto na Tabela 2.

Tabela 2 - Níveis de Tensão para Conexão de Mini e Microgeração Distribuída na Rede.

Potência Instalada Nível de Tensão de Conexão

<10kW Baixa tensão (monofásico, bifásico ou trifásico) 10 a 100kW Baixa tensão (trifásico)

101 a 500kW Baixa tensão (trifásico) ou média tensão 501kW a 1MW Média tensão

Fonte: Produção do próprio autor, adaptado de ANEEL, 2012b.

Outro importante aspecto estabelecido no Módulo 3 do

PRODIST se refere às proteções mínimas necessárias para as centrais geradoras. Um dos requisitos é que conexão do sistema fotovoltaico maior ou igual a 500 kWp à rede deve ocorrer

59

através de um transformador de acoplamento. Como neste documento não são analisados os efeitos em equipamentos de proteção do sistema elétrico, este transformador de acoplamento não foi considerado nas simulações.

Outra norma seguida no Brasil é a ABNT NBR 16274:2014, que estabelece os requisitos mínimos de informação, documentação, ensaios e inspeção necessários para avaliar a segurança de sistemas fotovoltaicos conectados à rede.

Os inversores para sistemas fotovoltaicos interligados à rede elétrica devem atender aos requisitos de proteção exigidos no item 5 da seção 3.3 do Módulo 3 do PRODIST. Além disso, devem atender à norma ABNT NBR 16149:2013 que estabelece características da interface de conexão à rede, como faixas de variação de tensão e frequência, THD, proteção contra ilhamento e fator de potência.

Na Tabela 3 são descritas as principais normas e requisitos nacionais e internacionais recomendados, além dos já citados, referentes à conexão do sistema fotovoltaico a rede.

Tabela 3 – Normas e Requisitos Nacionais e Internacionais.

Na

cio

nai

s

Código Título

ABNT - NBR 16149:2013

Sistemas fotovoltaicos: características da interface de conexão com a rede elétrica de distribuição.

ABNT - NBR 16150:2013

Sistemas fotovoltaicos: Características da interface de conexão com a rede elétrica de distribuição – procedimento de ensaio de conformidade.

ABNT - NBR 16274:2014

Sistemas fotovoltaicos conectados à rede – Requisitos mínimos para documentação, ensaios de comissionamento, inspeção e avaliação de desempenho.

ANEEL - PRODIST:2012.

Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição.

ABNT - NBR IEC 61116:2012

Procedimento de ensaio de anti-ilhamento para inversores de sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica.

60

Inte

rna

cio

nai

s

IEEE 1547 Standard for interconnecting distributed resources with electric power systems.

IEEE 929-2000 Recommended practice for utility interface of photovoltaic (PV) systems.

IEC 61727 Characteristics of the utility interface.

VDE-AR-N-4105

Technical requirements for the connection to and parallel operation with low-voltage distribution networks

Fonte: produção do próprio autor, adaptado de VILLALVA, GAZOLI, 2012; CRESESB/CEPEL, 2014.

61

3 MODELAGEM DE COMPONENTES DE UM SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA

Os sistemas elétricos de potência (SEP) podem ser divididos em três subsistemas, geração, transmissão e distribuição, e são constituídos basicamente por linhas, geradores, transformadores e cargas, conforme o exemplo mostrado na Figura 3.1. Para a realização do presente estudo é necessário adotar modelos que representem as características reais dos SEP. Existem diferentes modelos para representar cada um desses elementos, sendo alguns deles descritos neste capítulo.

Figura 3.1 - Exemplo de representação de um Sistema Elétrico de Potência


3.1 ELEMENTOS DE UM SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA

Em seguida, são apresentados os principais componentes de um SEP, assim como suas características e modelos mais comuns.

3.2 REPRESENTAÇÕES DE LINHAS DE TRANSMISSÃO E DISTRIBUIÇÃO EM REGIME PERMANENTE

As linhas de são estruturas utilizadas na transmissão e distribuição de energia elétrica. Em sistemas de transmissão e distribuição, existem quatro parâmetros elétricos envolvidos:

62

resistência, indutância, capacitância e condutância. A resistência e a indutância ao longo de uma linha formam a impedância série da linha. Tais parâmetros são utilizados na definição dos modelos das linhas.

A partir dos parâmetros elétricos dos sistemas de transmissão e distribuição definidos previamente, as linhas podem ser classificadas como curtas, médias e longas, de acordo com sua extensão, e representadas por diferentes modelos elétricos, utilizados no cálculo de tensões, correntes e fluxo de potência. Os modelos das linhas podem ser ainda classificados como sendo de parâmetros concentrados ou distribuídos. Todo sistema real é distribuído, entretanto se as variações espaciais são pequenas, eles podem ser aproximados pelo modelo concentrado, onde as variações espaciais são desprezadas (STEVENSON, 1986; MONTICELLI, GARCIA, 2003).

3.2.1 Modelo de linhas curtas

Este modelo é o mais utilizado para sistemas de distribuição. O valor da capacitância em uma linha pode ser desprezado caso as linhas apresentem comprimento de até 80km, ou se a tensão não ultrapassar 69kV. O modelo de linha curta é obtido pela multiplicação da impedância série da linha, Zl, pelo seu comprimento, l, conforme equações (3.1) e (3.2), constituindo um modelo de parâmetro concentrado.

= ( + ) × (3.1)

= ( + ) (3.2)

Nestas equações Z é a impedância série da linha em

Ω.m, r é a resistência equivalente da linha em Ω, R é a resistência em Ω.m, ωL é a reatância equivalente em Ω, e X é a reatância equivalente em Ω.m. Na Figura 3.2 é apresentado o modelo simplificado de uma linha curta, por fase.

63

Figura 3.2 - Modelo para linhas curtas.

Fonte: Saadat, 1999.

Neste modelo, VS e IS são, respectivamente, a tensão e corrente na barra transmissora, e VR e IR são, respectivamente, a tensão e corrente na barra receptora. VS pode ser obtida pela equação (3.3) e, como não existem ramos de derivação (a capacitância é desprezada), as correntes nas extremidades da linha são iguais, visto na equação (3.4).

= + ( × ) (3.3)

= (3.4)

3.2.2 Modelo de linhas médias

Conforme o comprimento das linhas vai aumentando, a capacitância shunt deve ser considerada no modelo. As linhas médias possuem comprimento maior que 80 km e menor que 250 km, sendo também representadas por um modelo de parâmetro concentrado.

Na Figura 3.3 pode ser visto o modelo equivalente de uma linha média, conhecido também como π-nominal.

64

Figura 3.3 - Modelo π-nominal para linhas médias.


3.2.3 Modelo de linhas longas

As linhas curtas e médias podem ser representadas por um modelo com parâmetros concentrados. As linhas longas apresentam um comprimento maior que 250km, e devem ser representadas por um modelo de parâmetros distribuídos. É possível estabelecer um modelo π-equivalente, mostrado na Figura 3.4, para as linhas longas.

Figura 3.4- Modelo π-equivalente para linhas longas.


65

3.2.4 Transformadores trifásicos

Os transformadores trifásicos podem também ser constituídos por um banco trifásico, constituído de três transformadores monofásicos. Cada fase contribui com um terço da potência transferida. Para a definição do modelo do transformador trifásico, é necessário conhecer o valor de sua reatância por fase, o número de enrolamentos no primário e secundário, por fase, sua potência aparente e tensões nos lados primário e secundário, de linha e por fase.

Além dos parâmetros já citados, é preciso informar o tipo de conexão dos transformadores trifásicos. Tanto o primário quanto o secundário podem estar conectados em delta (Δ) ou em estrela (Y). Isto resulta em quatro possibilidades de conexão, Δ-Δ, Δ-Y, Y-Y ou Y-Δ, conforme Figura 3.5.

Figura 3.5 - Conexões de um transformador trifásico.


Conexões Y-Y oferecem a vantagem de menores custos para isolação, e disponibilidade de um neutro para questões de aterramento. Porém devido a problemas relacionados às terceiras harmônicas e operações desequilibradas, este tipo de

66

conexão quase não é utilizado. As conexões Δ-Δ não possibilitam conexão do neutro. Entretanto esta conexão também possibilita a circulação de harmônicas de corrente devido ao desequilíbrio (SAADAT, 1999). Nos transformadores Y-Y e Δ-Δ não há defasagem entre as tensões de linha equivalentes nos lados primário e secundário.

As formas de conexão mais comuns são Y-Δ ou em Δ-Y, mais estáveis com relação à cargas desequilibradas (SAADAT, 1999). Em transformadores com um desses tipos de conexão, a defasagem existente entre as tensões de linha primárias e secundárias é de 30°. Esta defasagem pode ser observada no diagrama fasorial de sequência positiva, apresentado na Figura 3.6. Se a conexão Y é utilizada no lado de alta tensão, existe uma redução nos custos de isolação. Transformadores Y-Δ são comumente utilizados para abaixar a tensão do primário para um menor valor de tensão no secundário.

Figura 3.6 - Defasagem entre as tensões de linha equivalentes aos lados primário e secundário.


3.2.4.1 Controle de tensão em transformadores

As grandes variações sofridas pelas cargas ao longo do dia são a principal causa das flutuações de tensão na rede. Desta forma devem existir maneiras de regular a tensão para que esta se mantenha dentro dos limites aceitáveis. Alguns

67

métodos comuns de regular a tensão são: transformadores com comutação automática ou manual de tap, em inglês Load Tap Changer (LTC), na subestação e autotransformadores reguladores de tensão (RT) ao longo dos alimentadores.

Dentre as formas citadas na regulação da tensão, a utilização de transformadores com mecanismos comutadores de tap em um ou mais enrolamentos é a mais utilizada. Esta variação entre o número de enrolamentos dos lados primário e secundário pode ser manual ou automática, através da comutação de uma chave rotatória.

Em alguns casos a tensão é controlada automaticamente em algum outro ponto da rede, ou seja, outro ponto específico é monitorado, sendo utilizados os autotransformadores RT, ou boosters (SAADAT, 1999; KERSTING, 2002). Neste caso, os taps dos autotransformadores também são ajustados através de uma chave rotatória.

A utilização de transformadores com comutação automática de tap e dos reguladores de tensão é descrita a seguir, nas Seções 3.1.4.1 e 3.1.4.2, respectivamente.

3.2.4.1.1 Transformadores com comutação automática de tap

Os transformadores podem possuir um valor de tap variável devido ao fato de a variação ocorrer com o transformador estando energizado. Esta é a forma mais utilizada por poder controlar a tensão de todo o sistema para níveis aceitáveis através de um ajuste automático da tensão na subestação (SAADAT, 1999; KERSTING, 2002; USIDA, 2007).

Cada comutador de tap possui um relé regulador automático de tensão que monitora a tensão no secundário do transformador e comanda as operações de comutação de tap quando necessário. A mudança de tap é automática e operada por motores que respondem aos relés ajustados para manter a tensão em níveis pré-estabelecidos (USIDA, 2007).

68

Os LTCs geralmente permitem uma variação automática na faixa de tensão de ±10%, com geralmente 32 posições de tap, tendo em vista um valor de tap constante no secundário do transformador e a variação do tap no primário do mesmo (KERSTING, 2009). A comutação ocorre geralmente no lado de mais alta tensão a fim de não chavear um circuito com corrente elevada. Tais comutações podem ser também manuais de acordo com desvios observados pelo operador.

Na Figura 3.7 é mostrado um esquema de um relé regulador automático de tensão, consistindo de um transformador de corrente e um de potencial, para a medição da corrente e da tensão, respectivamente, para serem utilizadas em um relé regulador de tensão, em que é incluso o retardo de tempo para ocorrência de chaveamentos ou comutações.

Figura 3.7 - Esquema de um relé regulador automático de tensão.

Fonte: USIDA, 2007.

Os dispositivos de um LTC para regulação de tensão são definidos basicamente pelas seguintes características (KERSTING, 2002):

Nível de tensão desejado ou tensão de referência: tensão desejada no ponto que se deseja monitorar:

69

Largura de banda ou de faixa: variação permitida para o nível de tensão desejado. Uma largura de banda de 0,020 pu, por exemplo, para um nível de tensão desejado igual a 1,000 pu, permitirá uma variação de tensão de 0,999 pu a 1,001 pu no ponto monitorado;

Atraso de tempo ou temporização: que é o tempo a se esperar para iniciar uma comutação de tap após a ocorrência da violação do limite de tensão. Com esse atraso, evita-se a atuação da comutação para rápidas variações de tensão.

Na Figura 3.8 a atuação do LTC pode ser observada.

Figura 3.8 - Características do dispositivo LTC para regulação de tensão.

Fonte: USIDA, 2007.

LTCs nas duas extremidades de uma linha são mais efetivos, e podem ser utilizados para compensar a queda de tensão, que é um dos principais problemas encontrados no fornecimento de energia. Um diagrama unifilar para este caso é apresentado na Figura 3.9, em que tS e tR representam a posição do tap a ser ajustado, V1’ é a tensão de fase na subestação referida ao lado de mais alta tensão, e V2’ é a tensão de fase na carga, também referida ao lado de mais alta tensão.

70

Figura 3.9 - Linha com LTC nas duas extremidades.


3.2.4.1.2 Regulador de tensão ou booster

Os RT são autotransformadores utilizados para alterar a tensão em pequenos valores em um ponto específico do sistema, geralmente um ponto em que a tensão não pode ser regulada pela subestação (USIDA, 2007). Ele consiste de um transformador de excitação e de um transformador série, e a tensão é ajustada com a mudança no tap do transformador de excitação. A tensão no secundário do transformador série ΔVan é adicionada à tensão de entrada Van obtendo-se a tensão de saída V’an. Com a mudança na chave, mostrada na Figura 3.10, da posição 1 para 2, a tensão através do transformador série é invertida e então a tensão de saída passa a ser menor que a tensão de entrada.

Figura 3.10 - Regulador de tensão para controle da magnitude da tensão.


71

A Figura 3.11 ilustra a presença de TR ao longo dos alimentadores do sistema de distribuição.

Figura 3.11 – Presença de reguladores de tensão no sistema.

Fonte: USIDA, 2007.

3.2.5 Representação das cargas

Os modelos de cargas utilizados dependem do estudo a ser realizado, podendo ser de potência ativa e reativa constantes, corrente constante, impedância constante, ou uma combinação destas, sendo estes os modelos mais comuns. Eles podem ser divididos em duas categorias: modelos de carga estática e modelos de carga dinâmica (KUNDUR, 1994).

Um modelo estático de carga expressa a característica da carga em certo instante de tempo em função da magnitude de tensão e frequência neste instante. No fluxo de potência as cargas podem ser representadas por injeções constantes de potência ativa e reativa, ou por relações que considerem a dependência das cargas pela magnitude de tensão. As características da carga em termos da tensão podem também ser expressas pelos modelos exponenciais mostrados nas equações 3.21 e 3.22.

72

=

(3.21)

=

(3.22)

Onde Pk e Qk são os componentes ativos e reativos da

carga quando a magnitude de tensão na barra k é Vk. O subscrito o representa o valor da respectiva variável na condição de operação inicial. Já a e b são os parâmetros do modelo. Sendo estes parâmetros iguais a 0, 1 ou 2, o modelo representa, respectivamente, potência constante, tensão constante e impedância característica constante.

Um modelo alternativo e muito utilizado para demonstrar a dependência da tensão pelas cargas é o modelo polinomial, visto nas equações 3.23 e 3.24.

=

+

+ (3.21)

=

+

+ (3.22)

Este modelo é conhecido como modelo ZIP, onde parte

da carga é representada por impedância constante (Z), parte da carga é representada por corrente constante (I) e parte da carga é representada por potência ativa constante (P). Os parâmetros do modelo são p1, p2 e p3, que definem o tipo de dependência que a potência ativa possui com a tensão, e q1, q2 e q3, que definem o tipo de dependência que a potência reativa possui com a tensão.

3.2.6 Geradores distribuídos

Os geradores são os responsáveis pelo fornecimento de energia ao sistema elétrico, podendo também exercer outras

73

funções, como manter a tensão terminal constante, como no caso de geradores síncronos com controle da excitatriz, e regulação da tensão. A modelagem de geradores síncronos, muito utilizado em sistemas de distribuição, é apresentada por Kundur, 1886 e Bergen, Vittal, 2000.

A modelagem do gerador distribuído utilizado neste estudo foi efetuada no capítulo 2, através da definição e equacionamento de uma célula fotovoltaica, da definição de módulos e arranjos fotovoltaicos, assim como a obtenção de suas curvas características, se assemelhando aos geradores modelados com potência ativa e tensão constantes.

74

4 ELEMENTOS DE ANÁLISE DE SISTEMAS DE POTÊNCIA

Neste capítulo são descritos os principais elementos necessários para efetuar as análises dos sistemas elétricos de potência.

Primeiramente é feita uma introdução ao estudo do fluxo de potência, e são apresentados os dois métodos utilizados para a resolução do fluxo de potência das redes testes deste trabalho.

Em seguida, algumas ferramentas de análise são descritas, com ênfase nas análises QSTS, com o intuito de comparar métodos diferentes que podem ser aplicados a sistemas de potência.

O estudo de alocação de geração distribuída na rede é então apresentado, o que é imprescindível para que não ocorra um aumento das perdas totais do sistema após a interligação da geração distribuída na rede. Tal estudo leva em conta a escolha da barra onde ocorrem as menores perdas elétricas do sistema, após a conexão do sistema fotovoltaico.

Por fim, são definidas as ferramentas de simulação selecionadas para realizar este estudo, sendo apontadas suas principais características e peculiaridades.

4.1 ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA

Obter a solução do fluxo de potência, ou fluxo de carga, em redes de energia elétrica em regime permanente possui aplicação direta tanto na operação em tempo real quanto no planejamento da expansão do sistema. Através do estudo do fluxo de carga, é possível obter informações valiosas sobre a rede, como módulo e ângulo de tensão nas barras, potência ativa e reativa em cada linha e perdas no sistema. Com estas informações, é possível avaliar corretamente a operação e o planejamento da expansão do sistema e efetuar alterações caso necessário, como ajustes no despacho dos geradores e dos

75

dispositivos de controle de tensão e interligação de novas fontes de energia. Com isso, é possível assegurar um desempenho seguro e econômico (Haffner, 2009).

A resolução do fluxo de potência tem como objetivo a obtenção dos estados elétricos da rede a partir de parâmetros conhecidos, para uma dada condição de carga e geração. As principais grandezas elétricas associadas a cada barra (nó) do sistema através da solução do fluxo de potência são: tensão (módulo e fase), potência ativa e potência reativa. Já as linhas (ramos) são associadas às correntes, o fluxo de potência ativa e o fluxo de potência reativa, que saem de uma barra em direção à outra, assim como as perdas.

Na maioria dos sistemas, os dados conhecidos são os referentes às potências geradas e consumidas, resultando assim em equações em função das potências ativa e reativa. Partindo deste tipo de formulação, o problema do fluxo de potência consiste na solução de um conjunto de equações algébricas não lineares, devendo então ser resolvidas por métodos iterativos.

4.2 TIPOS DE BARRA NO FLUXO DE POTÊNCIA

No estudo do fluxo de potência do sistema, é necessário conhecer quais são as variáveis que podem ser eliminadas do problema, para cada barra, a fim de satisfazer as equações disponíveis.

Definem-se então três tipos de barras, a cada uma associada duas das quatro grandezas elétricas (módulo e fase de tensão, potência ativa e potência reativa), e as duas grandezas restantes devem ser calculadas. A classificação das barras é descrita a seguir:

Barra de carga (P-Q): neste tipo de barra, as grandezas conhecidas (através de dados históricos, previsão de carga ou de medições) são a potência ativa P e a potência reativa Q. Neste caso, para uma

76

barra k devem ser encontrados o módulo Vk e ângulo θk da tensão na barra.

Barra de geração ou de tensão controlada (P-V): os valores da potência ativa e do módulo da tensão na barra são conhecidos, e é definida para qualquer barra do sistema em que a tensão possa ser controlada. O ângulo θk e a potência reativa Qk devem ser encontrados.

Barra de referência (V-θ): também conhecida como barra de folga, ou slack ou ainda barra swing, é uma barra única no sistema. Neste tipo de barra são conhecidos os valores de módulo Vk e ângulo θk de tensão na barra k. Assim, devem ser encontrados os valores de potência ativa Pk e reativa na barra Qk. Estes valores fecham o balanço de potência do sistema.

4.3 RESOLUÇÃO DO FLUXO DE POTÊNCIA

A resolução do fluxo de potência pode ser dividida em duas partes, através da decomposição em dois subsistemas de equações.

As equações do subsistema 1 determinam o módulo e o ângulo das tensões nas barras P-Q o ângulo das tensões nas barras P-V, a partir das potências ativa e reativa Pk

esp e Qkesp,

respectivamente, nas barras P-Q, e das potências ativas e módulo da tensão nas barras P-V já conhecidos. O subsistema 1 é constituído pelas equações (4.1) (barras P-Q e P-V) e (4.2) (barras P-Q), mostradas abaixo.

− ( cos + sin )

∈

= 0 (4.1)

77

− ( sin + cos

∈

= 0 (4.2)

As equações do subsistema 1 são não lineares, e por

isso devem ser resolvidas por métodos iterativos. Como exemplo, são descritos a seguir dois métodos que podem ser utilizados para efetuar o fluxo de potência, sendo eles o método de Newton-Raphson e o método do ponto fixo (MPF).

4.3.1 Método de Newton-Raphson

Este é um método de aproximação sucessiva, a partir de um valor inicial estimado e da expansão em série de Taylor, e seu algoritmo é apresentado a seguir (STEVENSON, 1986; BERGEN, VITTAL, 2000; HAFFNER, 2007).

Sendo os resíduos ΔPv e ΔQv obtidos pelas equações (4.3) com k barras P-Q e P-V, e (4.4) com k barras P-Q, onde Pk

esp e Qkesp são conhecidas inicialmente, sendo estas a

segunda parcela das equações 4.1 e 4.2.

∆ =

− (, ) (4.3)

∆ =

− (, ) (4.4)

i. Fazer a iteração v = 0 e escolher os valores iniciais

dos ângulos de tensões (θ = θv = θ0) nas barras P-Q e P-V e das magnitudes de tensão (V = Vv = V0) nas barras P-Q;

ii. Calcular as potências ativa Pk (V,θ) para as barras P-Q e P-V e as potências reativas Qk (V, θ) para as barras P-Q, e determinar o vetor dos resíduos ΔPv e ΔQv, conforme equações (4.3) e (4.4);

iii. Testar a convergência, comparando-se os valores dos resíduos encontrados no item anterior com as tolerâncias estabelecidas, εP e εQ. Se os resíduos

78

forem menores ou iguais às tolerâncias, o processo convergiu para a solução (Vv, θv). Caso contrário, passar ao passo iv;

iv. Definir a matriz Jacobiana

(, ) = − (, ) (, )

(, ) (, )

onde (,)

,

(,)

,

(,)

,

(,)

.

v. Determinar a nova solução (Vv+1, θv+1), onde

= + = + ∆

Sendo Δθv e ΔVv obtidos pela relação

∆

∆ = (, ) (, )

(, ) (, )

∆

vi. Fazer v = v+1 e retornar ao item ii.

Após esta resolução, os fasores de tensão (Vk) e ângulo

(θk) de todas as barras (k = 1, 2, ..., NB) são conhecidos e o subsistema 2 pode ser então resolvido para determinar as potências ativa e reativa na barra V-θ e a potência reativa nas barras P-V. O subsistema 2 é composto pelas equações (4.5) (barra V-θ) e (4.6) (barras P-V), que completam então a resolução do fluxo de potência.

O algorítmo de Newton-Raphson é um dos métodos utilizados pelo programa Anarede, apresentado na Seção 4.6.1.

79

= ( cos + sin

∈

(4.5)

= ( sin + cos

∈

(4.6)

4.3.2 Método do ponto fixo

No MPF a solução das equações não lineares está baseada em substituições sucessivas. Este é talvez o método iterativo mais simples e serve como base para outros métodos. Consiste em estabelecer a relação mostrada na equação (4.7), ou seja, estabelecer um zero de f(x) e um ponto fixo de g(x) (BERGEN, VITTAL, 2000).

() = 0 ⇔ = () (4.7)

O fluxograma do MPF pode ser visto na Figura 4.1.

Figura 4.1 - Fluxograma do método do ponto fixo.


Dada uma aproximação inicial x(0), itera-se xk+1=g(xk),

com k=0, 1, 2, ..., sendo este o número da iteração.

80

Considerando uma função g contínua, o método converge para certo x*, chamado de ponto fixo de g, tal que: ∗ = (∗) (4.8)

Se o valor final encontrado for exato, f(xk) = 0, |xk – xk-1| = 0. Caso contrário, |f(xk)| ε, |xk– xk-1| ε, que é o critério de parada da iteração (as mudanças em xk se tornam pequenas), onde ε é a tolerância, ou erro, um número pequeno e positivo, geralmente da ordem de 0,0001. Os passos da iteração convergindo para o ponto fixo x* são mostrados na Figura 4.2.

Este método iterativo é um dos métodos utilizados pelo programa OpenDSS, apresentado na Seção 4.6.2.

Figura 4.2 - Passos da iteração convergindo para o ponto fixo x*.

Fonte: Bergen, Vittal, 2000.

4.4 OUTRAS FERRAMENTAS DE ANÁLISE

Nesta seção, é abordado o emprego de alguns métodos disponíveis para efetuar estudos envolvendo sistemas elétricos de potência. A escolha do método a ser utilizado depende das características dos resultados esperados nos estudos que estão

81

sendo realizados, como por exemplo, condições e níveis de detalhamento necessários, podendo os resultados ser apresentados na forma de regime permanente ou dinâmico. As ferramentas para análise apresentadas consistem nas análises QSTS, fluxo de potência continuado, fluxo de potência probabilístico e simulações dinâmicas no domínio do tempo.

4.4.1 Análises QSTS

A maioria das ferramentas existentes para a simulação de sistemas de distribuição possui a capacidade de efetuar o fluxo de potência de um sistema para um determinado instante de tempo, e as análises são realizadas muitas vezes considerando condições críticas de operação, como instantes de carga pesada ou leve. Entretanto, essas análises podem não ser suficientes em sistemas que sofrem grande variabilidade ao longo do tempo, como os sistemas fotovoltaicos. Assim, para uma análise efetiva destes sistemas, é preciso utilizar ferramentas que considerem uma componente temporal, em um intervalo de tempo apropriado ao estudo realizado. Um exemplo disto é a utilização de dados de 15 em 15 minutos, ou de hora em hora para simulações diárias, ou de 24 em 24 horas para simulações sazonais onde se consideram mudanças no clima. A Figura 4.3 apresenta um exemplo deste tipo de dados, com série temporal em intervalos de tempo Δt e de resolução Δx.

As análises QSTS permitem a resolução sequencial do fluxo de potência estático de um sistema, ou seja, elas possibilitam não só efetuar o fluxo de potência tradicional em um instante de tempo, mas também soluções consecutivas dele em intervalos de tempo Δt. Para que isto ocorra, nas análises QSTS uma solução do fluxo de potência convergido é utilizada como valor inicial para a próxima solução, sendo o intervalo entre cada solução definido de acordo com os dados disponíveis (de minuto em minuto, de hora em hora, diários,

82

dentre outros). Assim sendo, permite considerar discretizações variadas de carga/geração no sistema.

Figura 4.3 – Série temporal de um estado x, com resolução Δx e em intervalos de tempo Δt.

Fonte: Adaptado de Office of Energy Efficiency and Renewable Energy (EERE).

O termo Quasi-Static se refere ao fato de que a

resolução do fluxo de potência estático em regime permanente está sendo efetuada em um sistema não estático, que sofre variações ao longo do tempo. Time-Series está relacionado à dependência temporal da próxima solução do fluxo de potência em regime permanente, que é determinada pela solução obtida na iteração anterior (MATHER, 2009).

Nas análises QSTS são necessários maiores e mais complexos dados de entrada, o que possibilita avaliar a interação entre a geração fotovoltaica e as cargas. Os estudos de impacto do sistema fotovoltaico de 1MWp, apresentada no Capítulo 2, na rede elétrica serão realizados por meio deste tipo de análise. Para isto, o programa escolhido foi o OpenDSS (EPRI, 2013), que é apresentado na Seção 4.6.2.

83

4.4.2 Fluxo de potência continuado

Outro tipo de análise que pode efetuar simulações que gerem resultados qualitativos similares aos das análises QSTS é o fluxo de potência continuado, em inglês Continuation Power Flow (CPF). O CPFconsiste na obtenção de soluções sucessivas do fluxo de potência para um incremento de carga pré-definido, a fim de obter o limite de estabilidade de tensão do sistema. O CPF é também utilizado para encontrar o ponto de máximo carregamento do sistema, sendo composto de duas etapas básicas, predição e correção, utilizando o método do vetor tangente. As técnicas do CPF são mais utilizadas em análises de estabilidade de tensão (AJJARAPU; CHRISTY, 1992; ZHANG, 2006; LOPÉZ-LUIS; GARCÍA-DOMINGUEZ; RUIZ-VEGA, 2007; MILANO, 2008; ALY; ABDEL-AKHER, 2012).

As técnicas do fluxo de potência continuado estático, em inglês Static Continuation Power Flow (SCPF), utilizam modelos de geradores P-Q ou P-V com limites de potência reativa, e modelos de cargas P-Q (de potência ativa e reativa constante) ou dependentes da tensão.

O fluxo de potência continuado dinâmico, em inglês Dinamic Continuation Power Flow (DCPF), considera modelos dinâmicos de geradores, cargas, e controladores, computando o ponto de equilíbrio conforme ocorre a variação na geração (nível de irradiância solar). Este método também permite a obtenção do máximo carregamento do sistema. Ele é modelado com equações algébrico diferenciais detalhadas, sendo mais preciso que o SCPF para obter o carregamento do sistema. Tendo em vista as características desta ferramenta, adaptações em programas de fluxo de potência continuado, poderiam ser capazes de gerar resultados similares aos das análises QSTS. Para tal, ao invés de aumentar continuamente carga e geração, poderia ser feito com que as mesmas variassem de acordo com a geração de uma USFV e as cargas tivessem seus comportamentos típicos ao longo do tempo.

84

4.4.3 Fluxo de potência probabilístico

O fluxo de potência estocástico ou probabilístico (Probabilistic Power Flow - PPF) originalmente foi um método alternativo para o estudo do planejamento e operação dos SEP. Por levar em consideração múltiplas fontes de incertezas, das mais variadas, e que fazem parte de um sistema elétrico de potência, também é uma ferramenta capaz de gerar resultados semelhantes aos das análises QSTS realizados neste trabalho. Empregando sua natureza de modelagem estocástica para representar cargas e principalmente fontes de geração que apresentem grandes variabilidades, também já foi utilizado para avaliar os impactos de sistemas fotovoltaicos em redes elétricas (FAN, M. et al., 2012). Assim terá uma descrição mais detalhada nesta seção.

O PPF considera a representação da natureza probabilística de certos parâmetros do SEP (BORKOWSKA, 1974 apud FAN et al., 2012). Assim o PPF pode ser empregado analisar o problema da incerteza de no SEP com sistemas fotovoltaicos, sendo capaz de caracterizar eficientemente o impacto da incerteza das variáveis no desempenho do sistema. Neste algoritmo é considerada a relação entre as variáveis aleatórias de entrada. Este método permite que as variáveis de injeção de potência variem probabilisticamente e fornece resultados em termos de medidas probabilísticas ao invés de valores determinísticos que são mais realistas. Entre as técnicas utilizadas para a representação e o processamento das incertezas no fluxo de potência destaca-se a simulação Monte Carlo (MCS) (STEFOPOULOS, MELIOPOULOS, COKKINIDES, 2004), um método numérico que envolve soluções do fluxo de potência determinístico repetidamente para determinar probabilisticamente os possíveis valores das variáveis de interesse em determinado instante. Entretanto o número de simulações necessárias aumenta com o aumento do grau de liberdade e assim, para obter soluções corretas,

85

milhares de simulações são requisitadas, não tornando este método atrativo para grandes sistemas.

No fluxo de potência convencional, todas as variáveis possuem valores determinísticos, devido ao fato de que os parâmetros de entrada do problema são geralmente modelados de forma determinística (valores fixos). Em geral, as equações do fluxo de potência são das formas apresentadas nas equações (4.5) e (4.6), para injeção de potência ativa e reativa, respectivamente. Para o fluxo nas linhas e transformadores, as equações podem ser vistas em (4.9) e (4.10).

= −

+ ( cos

+ sin )

(4.9)

=

−

+ ( sin −

cos )

(4.10)

O problema do PPF pode ser formulado

matematicamente por dois conjuntos de equações não lineares. Sendo y o vetor de injeção de potência ativa e reativa nas barras, x o vetor das variáveis de estado (magnitude e ângulo das tensões) e z o vetor das variáveis de saída (fluxo de potência ativa e reativa nas linhas), as equações do fluxo de potência podem ser escritas da seguinte forma:

= () (4.10)

= ℎ() (4.11) Onde g e h são funções não lineares da injeção de

potência e fluxo de potência nas linhas, respectivamente, quando a variação das incertezas da injeção de potência não é grande, o erro devido à linearização deve ser aceitável. Expandindo a equação em torno do caso base, e omitindo os

86

termos maiores que a primeira ordem, as equações resultantes são.

∆ = ∆ = ∆ (4.12)

∆ = ∆ = ∆ = ∆ (4.13) Onde Δx, Δy e Δz são os vetores das variáveis incertas

de x, y e z, respectivamente; J é a matriz jacobiana no ponto de operação; S é a matriz inversa de J conhecida como matriz de sensibilidade; L e a matriz de sensibilidade dos fluxos de linha e G pode ser expresso como:

=ℎ()

(4.14)

O modelo do sistema fotovoltaico utilizado neste

algoritmo é um modelo probabilístico, em que são empregadas as curvas de geração e de carga. Os sistemas fotovoltaicos são facilmente afetados por condições climáticas sazonais, altamente periódicas. As componentes periódicas, que podem ser facilmente previstas, são determinísticas. A curva de geração conhecida como a incerteza é obtida a partir de dados reais, dos quais são subtraídas as componentes periódicas diárias ou anuais. Assim, de acordo com dados reais, o modelo probabilístico pode ser estabelecido para prever a distribuição da geração fotovoltaica.

De acordo com as características de uma célula solar, quando sua temperatura aumenta, a potência ativa de saída diminui. Desta forma a potência ativa P produzida pelo sistema fotovoltaico pode ser expressa pela equação (4.15).

= (1 − ∆) (4.15)

Onde P é a irradiância solar, A é a área total dos módulos fotovoltaicos, η é a eficiência do sistema fotovoltaico

87

e Δt é o erro de predição da célula fotovoltaica, α é o coeficiente de temperatura, dado pelo fabricante dos módulos fotovoltaicos. O modelo da carga, assim como para a geração, é obtido com a subtração dos componentes periódicos dos dados reais de carga.

4.4.4 Simulações no domínio do tempo

As simulações no domínio do tempo requerem, de acordo com o tipo de resultados e níveis de detalhamento esperados da análise, a modelagem explícita de boa parte do sistema ou do sistema como um todo, além da modelagem dos mais diversos tipos de controladores existentes. A solução do conjunto de equações que representam o sistema, todas na forma diferencial ou na forma de um sistema de equações algébrico diferenciais requerem o uso de métodos numéricos de integração, podendo ainda estes ser do tipo com passo fixo ou passo variável. Dependendo do horizonte de simulação e do nível de detalhamento de modelagem, as simulações no domínio do tempo podem exigir grandes esforços computacionais, o que se torna uma desvantagem deste tipo de análise (MILANO, 2008). Este tipo de simulação é bastante utilizado em análises de estabilidade transitória de SEP (KUNDUR, 1994) e também vem sendo utilizada em análises para avaliar o comportamento dinâmico de sistemas fotovoltaicos conectados a SEP (SCAPINO, SPERTINO, 2002; AGRAWAL, SEKHAR, MISHRA, 2013; HOSSAIN, M. J. et al., 2014).

Neste trabalho, inicialmente foram efetuadas a modelagem dos principais componentes de um sistema fotovoltaico, além do ajuste de controladores para os diversos componentes do sistema. Devido ao alto nível de detalhamento e elevadas taxas de frequência de chaveamento de componentes utilizados na modelagem, constatou-se que seria inviável realizar simulações no domínio do tempo que levassem em consideração, por exemplo, 24h de simulação.

88

Nestas 24h de simulação, poderia se obter com riqueza de detalhes os efeitos que as variações de temperatura e de irradiância, causadas principalmente por sombreamentos, influenciariam na potência da USFV. Estas variações de potência permitiriam observar os impactos causados na rede elétrica, porém tal abordagem foi substituída pelas análises QSTS já descritas.

4.5 ESTUDOS DE ALOCAÇÃO DE GERAÇÃO NA REDE ELÉTRICA

Alguns dos impactos técnicos referentes à interligação da geração distribuída na rede dizem respeito às perdas no sistema e ao perfil de tensão da rede. A interligação de sistemas fotovoltaicos à rede elétrica, na maioria das vezes, proporciona uma diminuição nas perdas elétricas decorrentes do transporte de energi. Entretanto, sua conexão a locais não apropriados, pode vir a ocasionar o efeito contrário, ou seja, um aumento significativo no valor das perdas, e como consequência pode ocorrer uma redução nos níveis de tensão nas barras pertencentes a esta rede. Desta forma, o problema da alocação ótima de sistemas fotovoltaicos em uma rede elétrica é de grande importância.

4.5.1 Cálculo das perdas trifásicas totais do sistema

A forma como as perdas trifásicas são calculadas é descrita a seguir. As potências aparentes em uma linha entre os nós i e j, obtidas após a resolução do fluxo de potência de um sistema, são Sij, do nó i ao nó j, e Sji, do nó j a i, e podem ser calculadas conforme as Equações (4.16) e (4.17), onde Vi é a tensão no nó i, Vj, a tensão no nó j, Iij é a corrente que sai do nó i em direção ao nó j, e Iji é a corrente que sai do nó j em direção ao nó i.

= ×

∗ (4.16)

89

= ×

∗ (4.17) As perdas em uma linha entre os nós i e j são obtidas

através da soma algébrica que é mostrada na equação (4.18). Assim, as perdas trifásicas totais podem ser calculadas após a convergência do fluxo de potência. Com os cálculos das perdas trifásicas individuais das linhas, a perda trifásica total do sistema é dada pela soma algébrica das perdas em cada linha, de acordo com a equação (4.19), onde n é o número da linha.

= + (4.18)

= ()

(4.19)

Através da equação (4.19) é possível calcular a perda

trifásica total do sistema para então realizar os estudos de alocação de geração considerando-se as três condições de carga. Com a barra de interligação escolhida, o próximo passo são os estudos dos impactos na rede utilizando o programa Anarede.

4.5.2 Cálculo das perdas trifásicas totais do sistema através de análises QSTS

Para o estudo de alocação através das análises QSTS, é necessário calcular as perdas trifásicas totais da rede em intervalos de uma em uma hora através das equações (4.16) a (4.19), o que é possível após a resolução consecutiva do fluxo de potência. As perdas trifásicas totais, obtidas em cada horário, são então somadas e resultam nas perdas trifásicas totais equivalentes ao período desejado, h, de acordo com o apresentado na equação (4.20), onde x corresponde a cada horário do intervalo em estudo. Depois de calculadas estas

90

perdas, a barra de interligação do sistema fotovoltaico é escolhida, para que então sejam realizads os estudos dos impactos na rede com o programa OpenDSS.

= ()

(4.20)

4.6 PROGRAMAS UTILIZADOS PARA SIMULAÇÃO

A seguir, são descritos os programas utilizados para as análises dos impactos do sistema fotovoltaico na rede.

4.6.1 Anarede

O Programa de Análise de Redes, ou Anarede, é uma ferramenta de simulação desenvolvida pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL). Este programa é o mais utilizado no Brasil na área de Sistemas Elétricos de Potência, como por empresas concessionárias que operam redes de transmissão e distribuição, universidades, e também pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) e pela ANEEL (CEPEL, 2009).

O Anarede é capaz de efetuar simulações de fluxo de potência em sistemas equilibrados utilizando diferentes métodos, além de equivalentes de redes, análises de sensibilidade de tensão e de fluxo, análises estáticas de segurança de tensão, fluxo de potência continuado, dentre outras. Nesta ferramenta, o fluxo de carga é calculado para através do diagrama unifilar em p.u., e os resultados obtidos são trifásicos. Isto pode ser realizado utilizando-se duas interfaces.

A primeira interface define através de linhas de comando no ambiente MS-DOS os dados de entrada, como por exemplo, dados das linhas, tipos de barra, cargas e geradores, assim como os dados de saída requeridos, como módulo e

91

ângulo de tensões em cada barra e o fluxo de potência ativa e reativa de uma barra à outra.

Já a segunda interface é gráfica e definida pelo diagrama unifilar da rede, sendo possível obter relatórios com os resultados e também visualizá-los no próprio diagrama. Esta interface é apresentada na Figura 4.4.

Recentemente as análises QSTS vêm sendo introduzidas em muitas ferramentas de simulação. Neste trabalho as análises QSTS são realizadas com o auxílio do programa Open Distribution System Simulator (OpenDSS), uma ferramenta de simulação de sistemas de distribuição de energia elétrica desenvolvido pelo Electric Power Research Institute (EPRI). Este software livre permite todos os tipos de análise estática, comumente realizadas, para sistemas de distribuição. Algumas de suas aplicações são descritas abaixo, sendo que a principal vantagem é poder realizar estudos de interconexão de geração distribuída a sistemas de distribuição com a consideração de variações de carga e geração ao longo do tempo (EPRI, 2013).

Planejamento e análise de sistemas de distribuição; Análises de circuitos CA com uma ou mais fases; Análises harmônicas e inter-harmônicas; Simulações anuais de carga e geração; Simulação de sistemas eólicos e fotovoltaicos; Avaliação de perdas de um sistema com cargas

desequilibradas. O Anarede é então o programa selecionado para realizar

as análises estáticas.

92

Fonte: Anarede, 2009.

OpenDSS

Figura 4.4 - Interface gráfica do Anarede.

93



desequilibradas.

94

4.6.2 OpenDSS



desequilibradas.

95

A definição dos circuitos no OpenDSS e a obtenção dos dados de saída requeridos é feita através linhas de comando no programa. Estas são também utilizadas para controlar os circuitos, como, por exemplo, uma falta ocorrendo em uma linha, assim como alguns controles, como o chaveamento e abertura de bancos de capacitores, TRs e LTCs, armazenamento, controle volt-var, controle de relés e seccionadoras.

De acordo com EPRI, 2013, existem basicamente dois tipos de solução do fluxo de potência possíveis no OpenDSS, sendo estes o método iterativo e o método direto.

No modo de solução direto, as cargas e geradores incluem admitâncias na matriz admitância do sistema, que é então resolvida diretamente sem iterações. No modo iterativo, cargas e geradores distribuídos são tratados como fontes injetoras, sendo que são dois os algoritmos empregados, o método de Newton e modo normal de injeção de corrente.

O modo normal é geralmente mais rápido, entretanto para circuitos mais difíceis de serem solucionados, recomenda-se o método de Newton, que é mais robusto. O modo normal é um simples método do ponto fixo, e funciona bem para a maioria dos sistemas de distribuição. As matrizes de admitâncias primitivas Y são alimentadas em um algoritmo que considera técnicas de esparsidade na ordenação dos elementos, o que constrói a matriz Y do sistema. A solução do fluxo de potência sem carga é utilizada para se chegar a uma estimativa inicial para as tensões. Isto é conseguido com a desconexão dos elementos shunt e mantendo os elementos série, o que é feito para manter todos os ângulos de fase e magnitudes de tensão em um relacionamento adequado. O ciclo de iteração é iniciado através da obtenção das injeções de corrente de todos os elementos de conversão de energia, e introduzindo-os em um vetor linha. O conjunto esparso de matrizes é resolvido até que as tensões convergem para a tolerância especificada. Este é o melhor método para utilizar em simulações que envolvam um

96

grande período de tempo, devido à sua velocidade para encontrar a solução. Este método iterativo simples converge bem para a maioria dos sistemas de distribuição que têm uma capacidade adequada para atender às cargas. Ao menos que haja grande mudança nas condições de carga de um instante atual em relação ao instante anterior, a solução do fluxo de potência do instante atual converge tipicamente em duas iterações: uma para encontrar a solução e outra para garantir que ela convergiu.

4.6.2.1 Modelo do sistema fotovoltaico no OpenDSS

No OpenDSS, o modelo de um sistema fotovoltaico é composto por um arranjo fotovoltaico e por um inversor para conexão à rede elétrica.

A seguir, são apresentadas as duas equações que compõem este modelo, sendo uma referente à potência de saída do arranjo fotovoltaico e outra à potência de saída do inversor, e assim, do sistema fotovoltaico.

A potência de saída do arranjo fotovoltaico, PFV, em kW, é uma função dos seguintes parâmetros:

Irradiância solar Ppu, em pu, sendo que o valor de base é um parâmetro que deve ser definido na simulação;

Máxima potência fornecida pelo painel nas STC, Pmp, em kW;

Fator da potência máxima, Pmppu, em pu. Este último dado deve ser obtido através da definição

da curva mostrada anteriormente na Figura 2.10, e corresponde à potência máxima fornecida pelo arranjo fotovoltaico, em pu, para uma dada temperatura de trabalho da célula (temperatura real de operação). A potência de saída do arranjo fotovoltaico é então obtida pela equação (4.21). = × ×

(4.21)

97

Já a potência de saída do inversor Pinversor, e também do sistema fotovoltaico, é dada pela multiplicação da potência de saída do arranjo fotovoltaico, obtida em (4.21), pelo rendimento do inversor, em pu. O valor do rendimento é obtido através da curva de rendimento versus potência do inversor, mostrada na Figura 2.13. A potência de saída do inversor é mostrada na equação (4.22). O modelo assume que o inversor sempre opera em seu PMP, isto é, ele é capaz de rastrear o PMP do painel rapidamente. = × (4.22)

Em simulações que consideram variações ao longo do

tempo, como por exemplo, diárias ou anuais, a curva de irradiância e/ou temperatura deve ser também definida.

A Figura 4.5 apresenta o esquemático do modelo utilizado para simular um sistema fotovoltaico.

Figura 4.5 - Modelo de um sistema fotovoltaico no OpenDSS.

Fonte: Produção do próprio autor. Adaptado de EPRI, 2013.

Como citado anteriormente, este modelo é formado por

um arranjo fotovoltaico e por um inversor para conexão à rede, sendo bastante eficiente em estudos de interconexão que possuam passo de simulação maior do que 1 segundo. Além

98

das curvas de rendimento, do fator da potência máxima versus temperatura de operação, e da irradiância e temperatura, outros dados de entrada são requeridos neste modelo, como:

A tensão de linha no lado AC do inversor, em kV; A potência aparente nominal do inversor, em kVA; Fator de potência, FP. A definição de um fator de potência diferente do

unitário faz com que o inversor absorva ou forneça potência reativa nos instantes em que há geração fotovoltaica, também dependente do valor da sua potência aparente nominal. A definição do fator de potência unitário, um dos casos analisados neste trabalho, faz com que o inversor forneça apenas potência ativa à rede.

4.6.2.2 OpenDSS e a função AutoAdd.

A ferramenta de simulação OpenDSS dispõe de um comando chamado de AutoAdd, em que a alocação da geração distribuída ou de bancos de capacitores pode ser feita automaticamente na rede ou em uma área específica dela que pode ser selecionada, necessitando-se apenas definir a potência total dos geradores ou a potência reativa total dos bancos de capacitores, e o número de elementos que se deseja inserir.

O programa verifica em que barra a minimização das perdas é alcançada para realizar a alocação da geração ou do banco de capacitores automaticamente, e então apresenta o resultado mostrado na Figura 4.6, em que a ligação à barra ótima é indicada pelo nome da barra e pelo ponto em amarelo. No entanto, esta função é uma ótima opção para ser utilizada em simulações no modo estático apenas, ou seja, considerando-se uma condição de carga e de geração. Assim, neste trabalho opta-se por realizar a alocação ótima da geração fotovoltaica pelo método apresentado na Seção 4.5, e não automaticamente pela função AutoAdd.

99

Figura 4.6 - Alocação de geração/capacitor utilizando a função AutoAdd do OpenDSS.


4.6.3 RADIASOL 2

As simulações envolvendo sistemas fotovoltaicos requerem dados meteorológicos como temperatura e irradiância solar. Para adquirir as curvas diárias de irradiância solar é utilizado o programa RADIASOL 2, sendo sua interface mostrada na Figura 4.7.

Este programa foi desenvolvido pelo Laboratório de Energia Solar - LABSOL da UFRGS e estima, a partir do banco de dados incorporado a ele, dados horários de irradiância solar de uma determinada região brasileira, proporcionando ao usuário planilhas com os dados de irradiância, para que estes possam ser utilizados como dados de entrada em outras ferramentas de simulação (UFRGS, 2010).

100

Figura 4.7 - Interface de Utilização do Programa RADIASOL 2

Fonte: RADIASOL 2.

Ao RADIASOL 2 estão incorporados dados do Atlas

Solarimétrico e do projeto SWERA, sendo possível também utilizar ferramentas de interpolação ou busca de dados da Atlas Brasileiro de Energia Solar selecionando a região no mapa. Para tanto, é necessária a entrada das informações de desvio azimutal, inclinação dos módulos em relação ao plano do solo e albedo local (razão entre a irradiância refletida e a incidente na terra). A Tabela 4 apresenta a informação dos valores de albedo para diferentes tipos de superfície de incidência do Sol. Neste estudo, tais dados são fornecidos na Tabela 6.

101

Tabela 4 – Valores Típicos de Albedo. Tipo de Superfície Albedo

Solo comum – terra marrom seca 0,2 Terra preta seca 0,13

Terra preta úmida 0,08 Grama 0,15 – 0,30

Asfalto novo 0,09 Areia branca 0,6

Areia molhada 0,09 Neve fresca 0,8

Terra de barro (vermelha) 0,33 Telha de cimento-amianto nova 0,39 Telha de cimento amianto velha 0,25

Tijolo vermelho 0,32 Tinta branca 0,8

Fonte: Produção do próprio autor, adaptado de Iqbal, 1983, apud Paiva, 2013.

102

5 ANÁLISES E SIMULAÇÕES

5.1 INTRODUÇÃO

Os desafios ao se realizar estudos de interligação de geração distribuída à rede elétrica são muitos, uma vez que cada rede possui topologias e cenários de operação distintos e cada caso deve então ser avaliado individualmente. Porém, apesar de cada caso ser único, estudos de interligação são importantes para prever-se que tipos de impactos podem surgir com a conexão.

Neste estudo, selecionaram-se duas redes testes para análises de interligação, sendo que estas redes apresentam características de sistemas de distribuição trifásicos de média tensão reais. Estes estudos servem como base para análises que devem ser realizadas ao efetuar-se a interligação de sistemas fotovoltaicos à rede.

São efetuadas análises dos impactos da interligação de sistemas fotovoltaicos no perfil de tensão da rede, estudos de alocação ótima do sistema fotovoltaico na rede elétrica através da minimização das perdas do sistema e de interação com o LTC e TR.

5.2 DESCRIÇÃO DA REDE TESTE

A seguir serão descritas as características da rede teste utilizada para realizar os estudos de interligação do sistema fotovoltaico.

A rede teste utilizada neste trabalho representa um sistema de distribuição trifásico de média tensão de 12,47 kV de topologia radial, sendo composto de 11 nós e com uma carga total igual a 4,9 MW/2,36 Mvar, e foi baseada na rede apresentada por CIGRÉ, 2009. A modificação feita na rede original, é a eliminação da linha entre as Barras 8 e 9, obtendo-se então a rede cujo diagrama unifilar é mostrado na Figura 5.1. Isto é feito com o intuito de melhor representar as

103

características de um sistema de distribuição brasileiro, tipicamente radial. A rede teste não radial original é descrita no Apêndice A.

Figura 5.1 - Sistema de distribuição trifásico radial para a interligação de um sistema fotovoltaico.

Fonte: Produção do próprio autor, adaptado de CIGRÉ, 2009.

A Barra 1 da Erro! Fonte de referência não

ncontrada. representa o secundário do transformador da subestação, e é considerada como barra de referência ou Vθ (tensão constante, considerada inicialmente igual a 1,000 pu) e as demais barras são barras de carga tipo PQ (com potência ativa e reativa constantes). As características do transformador da subestação estão descritas na Tabela 5. Para as análises a

104

serem realizadas, consideram-se ainda os limites de tensão nas barras de 0,950 pu e 1,050 pu.

O sistema é composto por cargas desequilibradas, apresentadas na Tabela 7, condição esta considerada nas análises QSTS. Já nas análises estáticas, onde não se consideram variações de carga e de geração, analisa-se o impacto do sistema fotovoltaico considerando-se condição de cargas equilibradas (pesada, ou máxima, e leve, igual a 25% do valor nominal) na rede teste trifásica. São então considerados os seguintes casos:

Análises estáticas: rede trifásica radial com cargas equilibradas. Tais análises são efetuadas no programa Anarede;

Análises QSTS: rede trifásica radial com cargas desequilibradas. Estas análises são efetuadas no programa OpenDSS;

Tabela 5 - Dados do transformador da subestação. Elemento Transformador da subestação

Número de Fases 3 Ligação Δ-Y

Tensão (kV) 35,5/12,47 Potência (kVA) 20000/20000 Reatância(%) 7


5.3 PERFIS DE CARGA E IRRADIÂNCIA SOLAR

Nesta seção, serão descritos os perfis de carga e de irradiânca solar requeridos nas análises feitas nesse estudo.

105

5.3.1 Perfis de Carga e Irradiância Solar utilizados nas Análises QSTS

Para a análise da interconexão do sistema fotovoltaico foi utilizado o programa RADIASOL 2 para a aquisição dos dados de irradiância solar reais da cidade de Florianópolis, Brasil. A Tabela 6 apresenta a características do sistema fotovoltaico necessárias como dados de entrada no RADIASOL 2.

Tabela 6 - Dados de entrada no programa RADIASOL 2 Desvio azimutal 0° Inclinação dos módulos fotovoltaicos 45° Albedo 0,2


Um desvio azimutal igual a 0°, ou seja, módulos

direcionados ao norte geográfico melhora o aproveitamento da luz solar ao longo do dia (VILLALVA, GAZOLI, 2012). Já a temperatura de trabalho do sistema fotovoltaico é considerada constante e igual a 25ºC durante todos os instantes.

Na Tabela 7 são apresentados os perfis das cargas desequilibradas por barra e por fase em kVA, dados estes utilizados nas análises QSTS. Constata-se que a fase B apresenta uma carga total superior à das fases A e C.

Uma curva representando o multiplicador das cargas do sistema, que corresponde à forma como todas as cargas variam ao longo do tempo em pu, foi estimada baseando-se em curvas de carga reais (para obter o valor da carga em certo instante basta multiplicar seu valor nominal pelo valor do multiplicador obtido a partir desta curva no dado instante). Os dados de irradiância e de carga utilizados nas análises QSTS são disponibilizados em intervalos de uma em uma hora, durante o período que foi escolhido como sendo de 168 horas, e estão apresentados na

106

Tabela 7 - Perfil das cargas desequilibradas da Rede de Distribuição Teste em kVA.

Barra nº Carga (kVA)

Fase A Fase B Fase C

1 161,68 + j58,68 80 + j60 260 + j147,18

2 265 + j136,58 217,5 + j120,97 170 + j 105,36

3 64 + j48 244 + j135,18 109 + j 69,79

4 180 + j87,18 90 + j43,59 90 + j43,59

5 232,5 + j64,08 331,68 + j136,14 42,5 + j26,34

6 47,5 + j15,61 95 + j 31,22 161,68 + j58,68

7 95 + j31,22 190 + j62,45 95 + j31,22

8 90 + j43,59 135 + j 65,38 180 + j87,18

9 95 + j31,22 142,5 + j46,84 95 + j31,22

10 135 + j65,38 90 + j43,59 225 + j108,97

11 175 + j94,63 175 + j94,63 127,5 + j79,02

Total 1540,68 + j676,17 1790,68 + j839,99 1555,68 + j788,55


Figura 5.2 - Curvas de irradiância solar e multiplicador de cargas utilizados nas analises QSTS.


Dessa forma é possível considerar o comportamento das cargas durante todos os dias da semana, o qual sofre variação. No período entre 6:00 horas e 19:00 horas durante os sete dias,

0 20 40 60 80 100 120 140 1600

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Horário

Multiplicador de Carga (pu)

Irradiância Solar (kW/m²)

107

a irradiância solar é diferente de zero. Observa-se o efeito de sombreamento sobre a curva nos instantes em que ocorre a diminuição no nível de irradiância, fato que irá prejudicar o fornecimento de potência ativa à rede de distribuição naquele instante. Percebe-se também que certos instantes de irradiância nula coincidem com carga próxima ou igual à nominal, o que é uma condição crítica de operação, como por exemplo ocorre no instante de 140 horas.

5.3.2 Perfis de carga e irradiância solar utilizados nas análises estáticas convencionais

A Tabela 8 apresenta os valores das cargas totais por barra, utilizados nas análises estáticas. Neste caso, as cargas são consideradas equilibradas. Já a irradiância solar é mantida constante e igual a 1000W/m², ou seja, não há variação de geração fotovoltaica, sendo que o sistema fotovoltaico opera fornecendo sua potência de pico à rede, igual a 1MWp.

Tabela 8 - Perfil das cargas equilibradas da Rede de Distribuição Teste em kW e kvar.

Barra nº Carga total (kVA) 1 501,68 + j265,86

2 652,50 + j362,91

3 417,00 + j252,97

4 360,00 + j174,36

5 606,68 + j226,56

6 304,18 + j105,51

7 380,00 + j124,89

8 405,00 + j196,50

9 332,50 + j109,28

10 450,00 + j217,94

11 477,50 + j268,28


108

5.4 REDE TRIFÁSICA DE MÉDIA TENSÃO COM TOPOLOGIA RADIAL: OPERAÇÃO COM FATOR DE POTÊNCIA UNITÁRIO

A seguir, serão realizados estudos dos impactos do sistema fotovoltaico na rede trifásica de média tensão de topologia radial, apresentada na Erro! Fonte de referência não encontrada.. Inicialmente, é realizado o estudo de alocação da geração, a fim de determinar a barra à qual a conexão do sistema fotovoltaico geraas menores perdas no sistema. Em seguida, são realizadas análises dos impactos da geração fotovoltaica no perfil de tensão da rede através de análises estáticas, com o programa Anarede, e análises QSTS, com o programa OpenDSS. As mesmas análises apresentadas nesta seção são efetuadas também para a rede não radial original obtida em CIGRÉ, 2009, e podem ser consultadas no Apêndice A.

5.4.1 Alocação de geração pelo cálculo das perdas trifásicas 5.4.1 Alocação de geração pelo cálculo das perdas trifásicas totais

A alocação da geração na rede é feita considerando-se dois cenários: inicialmente, são consideradas diferentes condições de carga, leve, média e nominal. Em seguida, a alocação é realizada através de análises QSTS, ou seja, considerando-se a curva de multiplicador de carga da Figura 5.2. O período escolhido neste estudo é igual a 168 horas (PRIOSTE, BASTOS, 2014b), visto na Figura 5.2. Esse período poderia ser superior a 168 horas, porém tal intervalo já permite uma abordagem melhor em comparação à feita pontualmente.

5.4.1.1 Alocação de geração considerando-se diferentes condições de carga

Em um primeiro estudo de alocação ótima, realizado no programa ANAREDE, consideram-se três condições de carga:

nominal, ou máxima, média (65% do valor nominal(25% do valor nominal). Além disso, considerafotovoltaico gera sempre a sua máxima potência, igual a 1MWp.

Os resultados obtidos em cada caso poobservados na Figura 5.3, que mostra as perdas trifásicas em kW.

Figura 5.3 - Perdas trifásicas totais do sistema considerando condição de carga nominal


Verifica-se que a conexão do sistema fotovoltaico à

Barra 10 gera uma minimização das perdas trifásicas totaisrede, sendo esta então a barra que deve ser selecionada para esta condição de carga. As melhores opções seguintes de barras a serem selecionadas para a interligação seriam as Barras 9 e 11, respectivamente, por apresentarem o segundo e terceiro menor valor de perdas trifásicas totais. Observa-interligação do sistema fotovoltaico à Barra 2 da rede trifásica radial gera perdas trifásicas totais maiores do que para o caso SGFV. Já com a conexão ocorrendo às demais

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2 3 4 5 6 7 8 9 10

Per

das

(kW

)

Alocação da Geração Fotovoltaica (Barra nº)

109

nominal, ou máxima, média (65% do valor nominal) e leve (25% do valor nominal). Além disso, considera-se o sistema

sempre a sua máxima potência, igual a 1,0

Os resultados obtidos em cada caso podem ser , que mostra as perdas trifásicas totais

Perdas trifásicas totais do sistema considerando condição de

que a conexão do sistema fotovoltaico à perdas trifásicas totais da

que deve ser selecionada para condição de carga. As melhores opções seguintes de barras

a serem selecionadas para a interligação seriam as Barras 9 e or apresentarem o segundo e terceiro

-se ainda que a interligação do sistema fotovoltaico à Barra 2 da rede trifásica radial gera perdas trifásicas totais maiores do que as obtidas

conexão ocorrendo às demais

10 11 SGFV

110

barras, obtém-se uma diminuição das perdas trifásicas totais do sistema.

A segunda condição de carga analisada é igual a 65% do valor nominal ou máximo. Os valores de perdas trifásicas totais, em kW, obtidas em cada caso, ou seja, com a conexão a cada barra por vez, podem ser visualizados na Figura 5.4. Neste caso, constata-se que independente da barra escolhida para a interligação do sistema fotovoltaico, ocorre a diminuição das perdas trifásicas totais do sistema, em comparação ao caso SGFV. Sob esta condição, novamente a barra escolhida é a Barra 10 da rede, caso este que apresentou as menores perdas trifásicas totais. As opções seguintes são as Barras 11 e 9.

Figura 5.4 - Perdas trifásicas totais do sistema considerando condição de carga média igual a 65%


Sob condição de carga leve igual a 25% do valor nominal, são obtidos os resultados que podem ser observados na Figura 5.5, com as perdas trifásicas totais em kW. Sob esta condição de carga, constata-se que a melhor escolha para a interligação do sistema fotovoltaico, que gera as menores

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 SGFV

Per

das

(kW

)


111

perdas trifásicas totais, é a Barra 4 da rede trifásica, seguida das Barras 3 e 8. Além disso, a conexão do sistema fotovoltaico às Barras 6, 7, 9 e 10 gera perdas maiores do que as obtidas para o caso SGFV. Percebe-se que a energia elétrica produzida pela geração fotovoltaica distribuída em alguns casos produz perdas mais baixas. Como citado na Seção 1.2.1, este é um dos benefícios que a GD pode fornecer ao sistema, em comparação a geração distante do local de consumo.

Figura 5.5 - Perdas trifásicas totais do sistema considerando condição de carga leve igual a 25%


Analisando-se os resultados apresentados para o caso da

rede trifásica com topologia radial, considerando-se três condições de carga, percebe-se que não é possível concluir qual é a melhor escolha de barra para a alocação do sistema fotovoltaico. Nas condições de carga nominal, a barra selecionada seria a Barra 10, seguida das Barras 11 e 9, respectivamente. Na condição de carga média, a Barra 10 deve

0

5

10

15

20

25

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 SGFV

Per

das

(kW

)


112

ser a escolhida, seguida das Barras 9 e 11, respectivamente. Já sob condição de carga leve, a escolhida seria a Barra 4, seguida das Barras 3 e 5, respectivamente.

Devido a estas diferenças, é possível concluir que é necessário levar em conta condições de operação que melhor se aproximem de casos reais para então fazer uma escolha adequada, devido ao fato de que os sistemas fotovoltaicos sofrem grande variabilidade, assim como as cargas do sistema ao longo do dia.

Uma forma de representar condições mais realistas é a utilização das análises QSTS, apresentadas na seção seguinte, em que as variações de carga e irradiância solar, mostradas na Figura 5.2 durante 168 horas são consideradas.

Alocação de geração através de análises QSTS As análises QSTS permitem considerar condições de

operação mais próximas às reais pelo fato de que permitem levar em conta a variação das cargas ao longo do tempo, assim como a interação desta variação de carga com a variação da geração fotovoltaica.

Nesta seção, a alocação ótima do sistema fotovoltaico é feita através do cálculo das perdas trifásicas totais equivalentes ao período de 168 horas, conforme Equação 4.5.2, levando-se em conta variações nos níveis de irradiância solar e nas cargas do sistema ao longo deste período, que é possível com a utilização das análises QSTS.

Depois de calculadas as perdas para cada caso, obtém-se o gráfico apresentado na Figura 5.6, que mostra as perdas trifásicas totais equivalentes às 168 horas, em kWh.

Comparando-se cada caso obtido ao caso SGFV, verifica-se que ocorre uma diminuição das perdas trifásicas totais independentemente da barra à qual o sistema fotovoltaico interligado. Observa-se também que conforme a geração distribuída vai se aproximando da barra da subestação, as perdas aumentam, chegando mais próximas ao valor do caso SGFV. Percebe-se ainda que a minimização das perdas totais é

113

alcançada quando o sistema fotovoltaico é interligado à Barra 10 da rede trifásica de média tensão radial.

NaTabela 9 são apresentados os dados com o percentual de redução de perdas em relação ao caso SGFV. A maior redução ocorre com a conexão à Barra 10 da rede trifásica, sendo esta então a barra selecionada. As Barras 11 e 9 seriam, respectivamente, as próximas escolhas de barras para a alocação da geração fotovoltaica.

Já a Tabela 10 apresenta uma comparação entre os valores percentuais de redução das perdas trifásicas totais do sistema em relação ao caso SGFV para condições de operação com fator de potência unitário, 0,92 capacitivo e 0,92 indutivo, obtidos através das análises QSTS para o período de 168 horas.

Figura 5.6 - Perdas trifásicas totais na rede de distribuição de média tensão radial durante 168 horas, com a alocação do sistema fotovoltaico à cada barra por vez.


10000

10500

11000

11500

12000

12500

13000

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 SGFV

Per

das

(kW

h)


114

Tabela 9 - Percentual de Redução de Perdas para a Rede Trifásica Radial com o Sistema Fotovoltaico Interligado a cada barra por vez.

Barra n° Redução das perdas (%)

2 3,021

3 6,875

4 10,102

5 10,837

6 10,223

7 7,101

8 7,643

9 13,338

10 14,223

11 13,237


Tabela 10 - Percentual de Redução de Perdas em relação ao caso SGFV para a rede trifásica radial com o sistema fotovoltaico interligado à cada barra por vez: operação com diferentes fatores de potência.

Barra nº

Redução das Perdas (%)

FP Unitário FP 0,92 capacitivo FP 0,92 indutivo

2 3,021 3,625 2,263

3 6,875 8,181 5,180

4 10,102 11,947 7,528

5 10,837 12,770 7,761

6 10,223 12,039 6,762

7 7,101 8,397 4,107

8 7,643 9,069 5,171

9 13,338 15,887 7,398

10 14,223 16,967 8,928

11 13,237 15,779 8,922


115

Em todos os casos, observa-se que a Barra 10 é a barra que fornece o maior percentual de redução de perdas trifásicas totais. Constata-se uma redução maior nas perdas de potência ativa para a operação com fator de potência capacitivo em relação aos demais casos. Já na operação com fator de potência indutivo, obtém-se um aumento no valor das perdas em relação ao caso de fator de potência unitário e fator de potência capacitivo.

5.4.2 Interligação do sistema fotovoltaico à rede elétrica

Para que a interligação de uma usina fotovoltaica a rede elétrica possa acontecer com segurança, algumas análises devem ser efetuadas para observar seus principais impactos no sistema. Após a escolha do ponto de conexão do sistema fotovoltaico, feita na Seção 0, um importante estudo a ser realizado é dos impactos do sistema fotovoltaico no perfil de tensão da rede, o que será realizado a seguir. Uma elevação no perfil de tensão das barras da rede é um fator técnico importante a ser analisado, pois pode ser preciso limitar a potência da geração para que não ocorram sobretensões no sistema, portanto deve-se garantir que não será fortemente afetado com a interligação de sistemas fotovoltaicos.

5.4.2.1 Estudo dos impactos no perfil de tensão da rede utilizando análises estáticas

A primeira análise dos impactos da geração fotovoltaica no perfil de tensão das barras do sistema é feita considerando-se duas condições de carga, nominal e leve, com tensão na barra de referência, Barra 1, igual a 1,000 pu e geração fotovoltaica igual a 1,0 MWp (PRIOSTE, BASTOS, ANDRADE). Os valores das tensões nas demais barras são encontrados por meio da resolução do fluxo de potência do sistema através do Método de Newton-Raphson. A execução do fluxo de potência é feita com o auxílio do software de

116

Análise de Redes, Anarede. O sistema fotovoltaico opera com fator de potência unitário.

Após a execução do fluxo de potência para os casos SGFV e geração igual a 1,0 MWp, a potência fornecida pelo sistema fotovoltaico é também aumentada gradativamente, com o intuito de verificar que valor de potência poderia ser gerado por ele sem exceder os limites de tensão em todas as barras do sistema para condição de carga leve.

Para a condição de carga leve, obtêm-seos resultados visualizados na Figura 5.7, onde são comparados os casos SGFV, após a interligação do sistema de 1,0 MWp e com o sistema operando com o valor alcançado com o aumento gradativo da potência fornecida pelo sistema fotovoltaico. Na condição de carga leve, Figura 5.7, constata-se que, sem a presença da geração fotovoltaica, as magnitudes de tensão nas barras P-Q encontram-se entre 0,950 pu a 1,050 pu, não apresentando então problemas de violação dos limites de tensão. Na Barra 10 a tensão apresenta um valor igual a 0,980pu e a barra que apresenta a menor magnitude de tensão é a Barra 9, com 0,979pu.

A interligação do sistema fotovoltaico de 1,0 MWp à Barra 10 melhora o perfil de tensão da rede trifásica sem exceder os limites de tensão, sendo o maior impacto no ponto de conexão, conforme Figura 5.7. Neste caso, a tensão no ponto de conexão passa a ser igual a 1,014 pu, e em todas as demais barras ocorre também um aumento no valor da tensão em relação ao obtido no caso SGFV.

Aumentando-se gradativamente o valor da geração fotovoltaica, obteve-se 2,15 MWp como sendo o valor máximo que o sistema fotovoltaico poderia gerar sem que o limite de tensão superior fosse ultrapassado, sendo que para essa capacidade de geração obteve-se uma tensão na Barra 10 igual a 1,050 pu de acordo com a Figura 5.7.

117

Figura 5.7 - Perfis de tensão nas barras considerando carga leve e tensão na Barra 1 igual a 1,000 pu.

Fonte: Produção do próprio autor

Para a condição de carga nominal, observa-se na Figura 5.8 que para o caso SGFV, todas as Barras P-Q, com exceção das Barras 2 e 3 apresentam valores de tensão abaixo do limite inferior de 0,950 pu, sendo que a tensão na Barra 10 é igual a 0,914 pu, e na Barra 9, que apresenta o menor valor de tensão, apresenta um valor de 0,909 pu. Após a interligação do sistema fotovoltaico de 1,0 MWp, houve melhora no perfil de tensão da rede trifásica; a tensão na Barra 10 passa para um valor igual a 0,952 pu, conforme Figura 5.8. Entretanto, as Barras 5, 6 e 9 continuam apresentando uma violação do limite inferior de tensão. A inserção de um sistema fotovoltaico de 2,15 MWp, encontrado como sendo o valor máximo de geração considerando apenas o limite superior de tensão, mantém as tensões em todos as barras P-Q dentro dos limites pré-estabelecidos.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 110.97

0.98

0.99

1

1.01

1.02

1.03

1.04

1.05

1.06

Barra (nº)

Tensão (

pu)

sem geração fotovoltaica

geração fotovoltaica = 1MW

geração fotovoltaica = 2.15MW

118

Figura 5.8 - Perfis de tensão nas barras considerando carga nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,000 pu.


A fim de resolver o problema de violação encontrado para condição de carga nominal, em que o limite de tensão inferior é violado no caso SGFV e no caso de geração igual a 1,0 MWp, ajusta-se a tensão na barra de referência para então elevar o perfil de tensão da rede (PRIOSTE, BASTOS, ANDRADE 2014, PRIOSTE, BASTOS, 2014a).

Aumentando-se gradativamente o valor da tensão na barra de referência, com um ajuste no tap do transformador da subestação manualmente. obtém-se a Tabela 11. Nesta tabela, os valores de tensão mínima (na condição de carga nominal SGFV) e de tensão máxima (na condição de carga leve com geração igual a 1,0 MWp) de todo o sistema são monitorados a cada incremento na tensão na Barra 1, para que os limites permissíveis não sejam ultrapassados. Assim, na condição de carga nominal SGFV, encontra-se um valor de tensão na Barra 1 igual a 1,037pu, de acordo com os dados da Tabela 11.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 110.9

0.91

0.92

0.93

0.94

0.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1

Barra (nº)

Tensão (

pu)




119

Tabela 11 – Magnitude de tensão na barra de referência, menor magnitude de tensão encontrada no sistema sob condição de carga nominal e SGFV, e maior magnitude de tensão encontrada no sistema sob condição de carga leve e geração fotovoltaica igual a 1,0 MWp.

Tensão na Barra 1

(pu)

Menor magnitude de

tensão (pu)

Barra (nº)

Maior magnitude de

tensão (pu)

Barra (nº)

1,000 0,909 B9 1,013 B10 1,005 0,915 B9 1,018 B10 1,010 0,920 B9 1,023 B10 1,015 0,926 B9 1,028 B10 1,020 0,931 B9 1,033 B10 1,025 0,937 B9 1,038 B10 1,030 0,942 B9 1,043 B10 1,035 0,948 B9 1,047 B10 1,037 0,950 B9 1,050 B10 1,040 0,953 B9 1,052 B10


Com o novo valor de tensão de referência encontrado, são obtidos os resultados apresentados nas Figura 5.9 e Figura 5.10. Para esta magnitude de tensão na barra de referência ajustada, o menor valor de tensão encontrado no sistema é igual a 0,950 pu na Barra 9 (condição de carga nominal) e SGFV, conforme Figura 5.10. Nesta condição ainda, a maior magnitude de tensão encontrada foi de 1,050 pu na Barra 10, como pode ser visto na Figura 5.9.

120



Neste caso, a rede trifásica opera em seus limites de tensão. Qualquer aumento na capacidade de geração do sistema fotovoltaico provocaria tensões acima do limite superior no sistema, sendo 1,0 MWp o maior valor de potência ativa que ele pode fornecer considerando o limite superior de tensão.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

1.02

1.025

1.03

1.035

1.04

1.045

1.05

Barra (nº)

Tensão (

pu)



121

Figura 5.10 - Perfis de tensão nas barras considerando carga nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,037 pu.


5.4.2.1.1 Análise do sentido do fluxo de potência

Em sistemas de distribuição em que a potência fornecida pela geração distribuída (incluindo sistemas fotovoltaicos) excede a demanda local, ocorre o fenômeno do fluxo de potência reverso. Neste fenômeno a potência ativa passa a ser fornecida pelo sistema de distribuição para o de transmissão através da subestação.

No sistema teste radial utilizado neste estudo, muitos instantes de carga leve podem coincidir com períodos de geração fotovoltaica próxima ou igual à máxima possível, o que é então um caso propenso à ocorrência do fluxo de potência reverso. Essa inversão pode tornar difícil manter a regulação de tensão em um nível adequado (geralmente ela

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 110.94

0.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1

1.01

1.02

1.03

1.04

Barra (nº)

Tensão (

pu)



122

vem acompanhada de um aumento no nível de tensão da rede), e os dispositivos de regulação de tensão da rede de distribuição podem não responder apropriadamente. Desta forma, nesta seção, são analisados os impactos do sistema fotovoltaico no sentido do fluxo de potência da rede.

Análises do fluxo de potência ativa na barra de referência do sistema foram efetuadas para diferentes valores de potência fornecida pelo sistema fotovoltaico, e para as condições de carga leve e nominal. Os resultados podem ser observados nas Figura 5.11 e Figura 5.12.

Figura 5.11 - Fluxo de Potência Ativa na Barra de Referência em função da Potência do Sistema Fotovoltaico considerando carga leve.


Analisando-se estas figuras, como o sistema

fotovoltaico deste estudo fornece 1,0 MWp, conclui-se que não ocorrerá reversão de fluxo no sistema teste radial, pois estabeleceu-se na Seção 5.2 a carga mínima como sendo 25% do valor nominal.

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2-1

-0.5

0

0.5

1

1.5

Potência fornecida pelo sistema fotovoltaico (MW)

Potê

ncia

ativa n

a B

arr

a 1

(M

W)

123

Figura 5.12 - Fluxo de Potência Ativa na Barra de Referência em função da Potência do Sistema Fotovoltaico considerando carga nominal.


5.4.2.2 Estudo dos impactos no perfil de tensão da rede utilizando análises QSTS

A seguir, são realizadas análises dos impactos do sistema fotovoltaico de 1,0 MWp, apresentado na Seção 2.3, no perfil de tensão da rede de distribuição teste da Figura 5.1, utilizando análises QSTS (PRIOSTE, BASTOS, ANDRADE, 2014; PRIOSTE, BASTOS, 2014a).

A Figura 5.13 apresenta os valores de potência ativa fornecida pelo sistema fotovoltaico à rede, por fase, durante o período em análise, com intervalos de uma em uma hora. Para tanto, foram necessários os parâmetros estipulados nas seções anteriores, como por exemplo, as curvas características I-V e P-V, a potência máxima produzida pelo sistema fotovoltaico igual a 1,0 MW e temperatura de trabalho constante igual a 25ºC, assim como dados do inversor, como potência nominal de saída igual a 1,2 MVA e fator de potência unitário.

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5-1

0

1

2

3

4

5


Potê

ncia

ativa n

a B

arr

a 1

(M

W)

124

Figura 5.13 - Potência fornecida pelo sistema fotovoltaico em kW


A curva de potência fornecida segue a curva com dados

reais de irradiância solar obtida com o programa RADIASOL 2, apresentada na Figura 5.2, sendo que esse fornecimento é prejudicado em períodos de sombreamento e noturnos. Os valores máximos de potência fornecida estão na faixa de 333 kW por fase, ou aproximadamente 1,0 MW de potência total, que é a máxima potência da sistema fotovoltaico descrito na Seção 2.3.

Na Figura 5.14 são vistos os perfis de tensão nas três fases da Barra 10 para o caso SGFV. Verifica-se neste caso que existe a violação do limite inferior de tensão de 0,950 pu em muitos instantes do intervalo em estudo, chegando a 0,908 pu em determinados horários. A interligação do sistema fotovoltaico à Barra 10 é feita então para elevar o perfil de tensão nesta barra e mantê-lo dentro dos limites.

Na Figura 5.15 são apresentados os perfis de tensão das fases A, B e C, respectivamente, obtidos para a Barra 10 após a interligação do sistema fotovoltaico.

0 20 40 60 80 100 120 140 1600

50

100

150

200

250

300

kW

Horário (horas)

125

Figura 5.14 - Perfil de tensão nas fases A, B e C da Barra 10 sem a geração fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,000 pu.


Figura 5.15 - Perfil de tensão na Barra 10 com geração fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,000 pu.


Observa-se um aumento do perfil de tensão nas fases

em relação ao perfil obtido SGFV, com a exceção dos períodos de irradiância solar nula, ou seja, em que não há geração de potência pelo sistema fotovoltaico. Nestes instantes,

0 20 40 60 80 100 120 140 160 1800.9

0.91

0.92

0.93

0.94

0.95

0.96

0.97

0.98

0.99

Horário (horas)

Tensão (

pu)

Fase A

Fase B

Fase C

0 20 40 60 80 100 120 140 160 1800.9

0.91

0.92

0.93

0.94

0.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1

Horário (horas)

Ten

são

(pu)

Fase A

Fase B

Fase C

126

considerados desfavoráveis à operação do sistema, as tensões continuam apresentando valores abaixo de 0,950 pu

Para elevar a tensão nesta barra, efetua-se o ajuste da tensão na subestação através de um ajuste manual no tap do transformador. A Tabela 12 apresenta a variação das tensões mínima e máxima, dentre as três fases, encontradas durante o período de 168 horas na Barra 10 para uma variação na tensão da Barra 1. Percebe-se que o valor da tensão na barra de referência deve ser mantido em 1,045 pu para que o perfil de tensão na Barra 10 fique acima de 0,950 pu. O valor mínimo de tensão encontrado para esse caso é igual a 0,952 pu, na fase B, e o valor máximo é de 1,042 pu, na fase A.

Tabela 12 - Variação das tensões mínima e máxima durante as 168 horas na Barra 10 para diferentes valores de tensão na barra de referência.

Tensão na

Barra 1 (pu)

Tensão

mínima (pu) Fase

Tensão

máxima (pu) Fase

1,000 0,908 B 0,993 A

1,005 0,912 B 0,998 A

1,010 0,917 B 1,003 A

1,015 0,922 B 1,008 A

1,020 0,927 B 1,013 A

1,025 0,931 B 1,018 A

1,030 0,937 B 1,028 A

1,035 0,942 B 1,027 A

1,040 0,947 B 1,037 A

1,045 0,952 B 1,043 A


Comparando-se este resultado ao caso estático, onde mantém-seo valor da tensão na barra de referência em 1,037 pu para que as tensões nas barras P-Q permaneçam entre 0,950 pu e 1,050 pu, observa-se que com a consideração da iteração entre carga e geração, que variam com o tempo, este valor não seria suficiente para manter o perfil de tensão dentro dos

127

limites. Com as análises QSTS, percebe-se que é necessário manter a tensão na Barra 1 em 1,045 pu.

Fixando-se este valor de tensão na Barra 1 e efetuando-se novamente o fluxo de potência consecutivo do sistema SGFV, percebe-se que os níveis de tensão na Barra 10 do sistema, durante todo intervalo em estudo, encontram-se entre 0,950 pu e 1,050 pu, conforme mostrado na Figura 5.16.

Com a interligação do sistema fotovoltaico, obtém-se o perfil de tensão nas três fases da Barra 10 apresentado na Figura 5.17, onde se verifica que há um aumento do perfil de tensão, mas ele continua mantendo-se em valores dentro dos limites.

Figura 5.16 - Perfil de tensão na Barra 10 sem geração fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,045 pu.


As análises QSTS mostram que a presença do sistema

fotovoltaico ajuda a melhorar o perfil de tensão na Barra 10. Neste caso verifica-se que, mesmo nos períodos de irradiância solar máxima, a inserção do sistema fotovoltaico de 1,0 MWp não ocasiona problemas de violação de tensão.

0 20 40 60 80 100 120 140 160 1800.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1

1.01

1.02

1.03

Horário (horas)

Tensão (

pu)

Fase A

Fase B

Fase C

128

Figura 5.17 - Perfil de tensão na Barra 10 com geração fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,045 pu.


Para a rede elétrica visualizada na Figura 5.1, a

operação com a interligação do sistema fotovoltaico não ocasiona problemas de violação de tensão. Entretanto, a conexão do sistema fotovoltaico tende a elevar o perfil de tensão da rede, em alguns casos podendo ultrapassar o limite superior de tensão. Nestes casos, é importante analisar fatores que possam ajudar a diminuir o perfil de tensão, como a operação do inversor com fator de potência diferente do unitário. A iteração entre carga e geração para esta operação também deve ser avaliada.

A rede trifásica radial apresenta valores de magnitude de tensão muito próximos aos limites. No caso estático, estes valores se encontram nos limites, ou seja, qualquer mudança nas condições operacionais, como, por exemplo, um aumento de geração ou de carga, ocasionaria violação superior ou inferior de tensão.

0 20 40 60 80 100 120 140 160 1800.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1

1.01

1.02

1.03

1.04

1.05

Horário (horas)

Tens

ão (

pu)

Fase A

Fase B

Fase C

129

Em seguida, serão analisados os perfis de tensão considerando-se dois casos de operação do sistema fotovoltaico: com fator de potência capacitivo, ou seja, fornecendo potência ativa e reativa à rede, e com fator de potência indutivo, fornecendo potencia ativa e absorvendo a potência reativa da rede. Tais estudos serão efetuados utilizando-se as análises estáticas (sem variação de carga e geração) e através das análises QSTS.

5.5 REDE TRIFÁSICA DE MÉDIA TENSÃO COM TOPOLOGIA RADIAL: OPERAÇÃO COM FATOR DE POTÊNCIA CAPACITIVO

A inserção de potência reativa na rede é uma prática que traz o benefício de ajudar na redução do fluxo de reativos da rede. A inserção de reativos na rede ajuda a elevar a magnitude de tensão e assim, com o sistema fotovoltaico operando com fator de potência capacitivo. Espera-se um aumento do perfil de tensão nos períodos em que há geração fotovoltaica. É importante analisar que impactos esta operação causa na iteração entre carga e geração.

5.5.1 Estudo dos impactos no perfil de tensão da rede utilizando análises estáticas

Nas análises seguintes considera-se uma magnitude de tensão na Barra 1 igual a 1,037 pu. A Figura 5.18 mostra o perfil de tensão para três casos: SGFV, com geração fotovoltaica operando com fator de potência unitário e com geração fotovoltaica operando com fator de potência 0,92 capacitivo, para condição de carga leve.

130



Comparando-se estes casos, nota-se um aumento no

perfil de tensão do sistema operando com fator de potência capacitivo para a condição de carga leve, conforme esperado, pois não considera-se a variação da geração, e sim que está fornece 1,0 MWp. No caso da operação com fator de potência 0,92 capacitivo, ocorre a violação do limite superior de tensão nas Barras 9 e 10, que apresentam valores iguais a 1,056 pu. Para condição de carga nominal, obtém-se os perfis de tensão apresentados na Figura 5.19, novamente para os três casos. Nesta condição, os resultados são semelhantes, ocorrendo um aumento do perfil de tensão da rede trifásica. Para a condição de fator de potência 0,92 capacitivo, a tensão se mantém dentro dos limites, e a tensão na Barra 10 apresenta um valor igual a 0,999 pu.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

1.02

1.025

1.03

1.035

1.04

1.045

1.05

1.055

1.06

Barra (nº)

Tensão (

pu)


geração fotovoltaica = 1MW e FP=1

geração fotovoltaica = 1MW e FP=0,92cap

131

Figura 5.19 - Perfil de tensão nas barras considerando carga nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,037 pu.


A operação com fator de potência capacitivo elevou ainda mais as magnitudes de tensão nas barras, entretanto isso ocasionou a violação do limite superior de tensão. Porém, é preciso analisar os impactos que a operação do sistema fotovoltaico com fator de potência capacitivo tem sobre a iteração entre carga e geração variando ao longo do tempo.

5.5.2 Estudo dos impactos no perfil de tensão da rede utilizando análises QSTS

O perfil de tensão das três fases da Barra 10, após a interligação do sistema fotovoltaico com fator de potência 0,92 capacitivo, é apresentado na Figura 5.20, para uma tensão na barra de referência igual a 1,045 pu. Comparando-se este caso

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 110.94

0.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1

1.01

1.02

1.03

1.04

Barra (nº)

Tensão (

pu)



geração fotovoltaica = 1MW e FP=0,92cap

132

ao apresentado na Figura 5.17, observa-se um aumento no perfil de tensão, apenas nos instantes em que há geração fotovoltaica. Porém, diferentemente do resultado obtido na análise estática, não há violação do limite superior de tensão. A maior magnitude de tensão obtida é igual a 1,049 pu na Fase A, um valor bem próximo ao limite, no instante de 156 horas.

Figura 5.20 - Perfil de tensão na Barra 10 para uma tensão na Barra 1 igual a 1,045pu e sistema fotovoltaico operando com fator de potência 0,92 capacitivo.


A operação com fator de potência capacitivo ajudar a

reduzir o fluxo de potência reativa na rede, porém, não ajuda a evitar magnitudes de tensão acima do limite superior na rede.

5.6 REDE TRIFÁSICA DE MÉDIA TENSÃO COM TOPOLOGIA RADIAL: OPERAÇÃO COM FATOR DE POTÊNCIA INDUTIVO

A operação do sistema fotovoltaico com fator de potência indutivo tem como finalidade a redução do perfil de

0 20 40 60 80 100 120 140 160 1800.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1

1.01

1.02

1.03

1.04

1.05

Horário (horas)

Ten

são

(pu)

Fase A

Fase B

Fase C

133

tensão da rede através da redução do fluxo liquido de corrente no sentido gerador para a rede, nos horários em que há geração, paraentão evitar tensões acima do limite. É importante analisar a iteração entre carga e geração para esta condição.

5.6.1 Estudo dos impactos no perfil de tensão da rede utilizando análises estáticas

A Figura 5.21 mostra as tensões nas barras para diferentes casosna condição de carga leve: SGFV, com geração fotovoltaica operando com fator de potência unitário e com geração fotovoltaica operando com fator de potência 0,92 indutivo. A magnitude de tensão na Barra 1 é mantida em 1,037 pu. Além disso, é encontrado também o máximo valor de geração que o sistema fotovoltaico pode apresentar, operando com fator de potência indutivo, sem que haja violação no limite superior de tensão de 1,050 pu.

O perfil de tensão da rede diminui para o caso de operação do sistema fotovoltaico com fator de potência indutivo em relação ao caso de operação com fator de potência unitário, permanecendo entre os limites de tensão. A tensão na Barra 10 que era 1,050 pu se reduz para 1,044 pu. O máximo valor de geração que o sistema fotovoltaico pode apresentar sem que haja violação do limite superior de tensão é igual a 1,25 MWp em que a Barra 10 atinge novamente 1,050pu de magnitude de tensão.

Para a condição de carga nominal, os perfis de tensão para estes quatro casos podem ser visualizados na Figura 5.22. Novamente, com o sistema fotovoltaico operando com fator de potência indutivo ocorre uma diminuição no perfil de tensão da rede em relação ao caso de operação com fator de potência unitário, que se mantém entre 0,950 pu e 1,050 pu. A tensão na Barra 10 é igual a 0,984 pu. Com a interligação de um sistema fotovoltaico de 1,25 MWp e fator de potência capacitivo, ocorre um pequeno aumento no perfil de tensão, sendo que a

134

tensão na Barra 10 apresenta uma magnitude de tensão igual a 0,990 pu.

Figura 5.21 - Perfil de tensão nas barras considerando carga leve e tensão na Barra 1 igual a 1,037 pu para o sistema fotovoltaico operando SGFV, com fator de potência unitário e com fator de potência 0,92 indutivo.


A operação com fator de potência indutivo ajuda na

redução do perfil de tensão da rede com geração fotovoltaica, o que é uma vantagem por poder evitar tensões acima do limite de 1,050 pu.

A seguir, as análises serão realizadas considerando-se a iteração entre carga e geração, que variam ao longo do tempo, utilizando-se as análises QSTS para operação do sistema fotovoltaico com fator de potência 0,92 indutivo.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

1.02

1.025

1.03

1.035

1.04

1.045

1.05

Barra (nº)

Tensão (

pu)



geração fotovoltaica = 1MW e FP=0,92ind

geração fotovoltaica = 1,25MW e FP=0,92ind

135

Figura 5.22 - Perfil de tensão nas barras considerando carga nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,037 pu.


5.6.2 Estudo dos impactos no perfil de tensão da rede utilizando análises QSTS

A Figura 5.23 mostra o perfil de tensão nas três fases da Barra 10, para o caso do sistema fotovoltaico operando com fator de potência 0,92 indutivo, novamente para uma tensão na barra de referência igual a 1,045 pu. Comparando-se este resultado ao obtido na Figura 5.17, contata-se uma diminuição no perfil de tensão nos instantes em que há geração fotovoltaica. Nos demais instantes, a magnitude da tensão se mantém, pois a irradiância solar é igual a zero, e apenas a curva de carga e levada em consideração.

Desta forma, a operação do sistema fotovoltaico com fator de potência indutivo apresenta a vantagem de reduzir a magnitude de tensão nas barras, principalmente no ponto de conexão da geração, para que não ocorra a violação do valor

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 110.94

0.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1

1.01

1.02

1.03

1.04

Barra (nº)

Tensão (

pu)



geração fotovoltaica = 1MW e FP=0,92ind

geração fotovoltaica = 1,25MW e FP=0,92ind

136

máximo permitido de tensão no sistema, o que ocorre em muitos casos envolvendo interligação de geração distribuída na rede.

Figura 5.23 - Perfil de tensão na Barra 10 para uma tensão na Barra 1 igual a 1,045pu.


5.7 REGULAÇÃO DE TENSÃO

Nas seções 5.4.2.2 e 5.5.2.2, a adequação do tap do transformador da subestação é realizada manualmente. Isto é feito para elevar a tensão na subestação, e então possibilitar que a tensão no ponto de conexão e nas demais barras permaneça entre os limites permissíveis. Porém, conforme descrito no Capítulo 3, esta variação pode ser feita também de forma automática, através de dispositivos reguladores de tensão, que detectam violações nos níveis de tensão e ajustam o tap do transformador para que a tensão monitorada volte a operar dentro dos limites.

0 20 40 60 80 100 120 140 160 1800.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1

1.01

1.02

1.03

1.04

Horário (horas)

Ten

são

(pu)

Fase A

Fase B

Fase C

137

A grande variabilidade dos sistemas fotovoltaicos pode interferir na atuação dos dispositivos reguladores de tensão. Desta forma, é importante analisar não somente o perfil de tensão da rede operando nestas condições, mas também a curva de variação do tap ao longo do período em estudo, para verificar como o sistema fotovoltaico pode afetar sua operação.

Especificamente, é importante verificar se o sistema fotovoltaico ocasiona a diminuição ou o aumento no número de mudanças no tap. O aumento no número de mudanças do tap pode ocasionar uma degradação acelerada do equipamento ou a necessidade de manutenções mais constantes.

As análises do perfil de tensão e da variação do tap do transformador, apresentadas nas Seções 5.7.1 e 5.7.2, são realizadas para a rede trifásica de topologia não radial, Apêndice A. Optou-se por utilizar esta rede para as análises de reguladores de tensão, pois a rede radial da Figura 5.1 opera muito próxima a seus limites de tensão de 0,950 pu e 1,050 pu, conforme obtido na Seção 5.4.2.2 através do ajuste manual do tap do transformador da subestação. Ou seja, utiliza-se a rede teste não radial, Apêndice A, como forma de ilustrar o número de mudanças de tap.

Considera-se o inversor operando com fator de potência unitário. Neste estudo, são utilizados os dispositivos LTC e TR.

São definidas 32 posições de tap, que variam de 0,900 pu a 1,100 pu, em intervalos de 0,00625 pu (KERSTING, 2002). O valor do tap igual a 1,000 pu corresponde a posição zero (caso inicial), e assim posição 1 do tap corresponde a um valor do tap igual a 1,00625 pu.

5.7.1 Análise QSTS utilizando transformador com comutação automática de tap

A primeira análise realizada para a rede teste não radial vista no Apêndice A, com a interligação do sistema fotovoltaico de 1,0 MWp, é feita com o auxílio do programa OpenDSS utilizando o LTC, e visa a variação automática do

138

tap do primário da subestação para manter a tensão no secundário da subestação no nível de tensão desejado. Isto é feito respeitando-se a largura de banda, definida na Seção 3.2.4.1.1 como a variação permitida para o nível de tensão. As curvas do multiplicador de cargas e de irradiância solar podem ser vistas na Figura 5.2.

Os dados adotados para o LTC são apresentados na Tabela 13. O valor do nível de tensão é especificado analisando-se a, em que a tensão da subestação deveria possuir um valor mínimo de 1,030 pu para que a tensão no ponto de conexão se mantivesse acima do limite inferior de 0,950 pu. Assim, definindo-se no OpenDSS a largura de banda em 0,010 pu, a tensão na subestação pode sofrer uma variação de 1,030 pu a 1,040 pu.

Tabela 13 - Características do LTC. Parâmetro Valor

Nível de tensão desejado 1,035pu Largura de banda 0,010pu Atraso de tempo 10s


Na Figura 5.24 são apresentadas as posições que o tap

do transformador assume em cada intervalo do período em estudo, para os casos SGFV e após a interligação do sistema fotovoltaico na rede.

Percebe-se que os dois casos apresentaram resultados semelhantes, com o tap variando entre as posições -6 e -7. A única diferença percebida foi que após a inclusão da geração fotovoltaica, em alguns instantes a atuação do regulador de tensão não ocorreu no mesmo horário em relação ao caso SGFV. Porém o número de mudanças de posição do tap é a mesma nos dois casos, ou seja, 14 mudanças. Observa-se que a influência do sistema fotovoltaico sobre o perfil de tensão na Barra 1 é pequena, como pode ser visto na Figura 5.25.

139

Figura 5.24 - Posição do tap no primário do transformador para os casos SGFV e após a inclusão da geração fotovoltaica.


Figura 5.25 – Perfil de tensão na Barra 1 da rede trifásica de topologia não radial, para os casos SGFV e após a inclusão da geração fotovoltaica.


0 20 40 60 80 100 120 140 160-8

-7

-6

-5

Horário (horas)

Posiç

ão d

o t

ap


com geração fotovoltaica

0 20 40 60 80 100 120 140 160

1.025

1.03

1.035

1.04

1.045

Tensão (

pu)


Fase A(pu)

Fase B(pu)

Fase C(pu)

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

1.025

1.03

1.035

1.04

1.045

Horário (horas)

Tensão (

pu)


Fase A(pu)

Fase B(pu)

Fase C(pu)

140

Nesta figura, também é possível perceber que a mudança na posição do tap ocorre quando a tensão em alguma das fases alcança os limites de 1,030 pu ou 1,040 pu, de acordo com o definido nas características do LTC na Tabela 13, mantendo então a tensão na Barra 1 próxima a 1,035 pu.

Desta forma o perfil de tensão na Barra 10 também se mantém dentro dos limites permissíveis, de 0,950 pu a 1,050 pu, ocorrendo um aumento na magnitude da tensão nos instantes em que há geração fotovoltaica, conforme Figura 5.26.

Figura 5.26 - Tensão na Barra 10 da rede trifásica de topologia não radial, para os casos SGFV e após a inclusão da geração fotovoltaica.


Constata-se então que neste caso, a curva de variação

do tap não é afetada significativamente pela presença da geração fotovoltaica, sendo que um dos motivos é a pouca influência do sistema fotovoltaico, interligado à Barra 10, no perfil de tensão da Barra 1.

0 20 40 60 80 100 120 140 160 1800.95

1

1.05

Te

nsão (

pu)


Fase A(pu)

Fase B(pu)

Fase C(pu)

0 20 40 60 80 100 120 140 160 1800.95

1

1.05

Horário (horas)

Tensão (

pu)


Fase A(pu)

Fase B(pu)

Fase C(pu)

141

5.7.2 Análise QSTS Utilizando Autotransformador Regulador de Tensão

As simulações utilizando o TR são realizadas a seguir monitorando-se a Barra 10 da rede trifásica não radial, vista no Apêndice A como sendo o ponto onde o impacto no perfil de tensão é maior. Isto é feito com a variação do tap do primário do transformador da subestação. O objetivo destas simulações é verificar a mudança na curva de posição do tap após a interligação do sistema fotovoltaico, que deve ser maior em relação ao caso visto na Figura 5.24, devido ao ponto monitorado ser o próprio ponto de interligação do sistema fotovoltaico.

Deve-se atentar ao fato de que a tensão na subestação não pode ultrapassar o limite superior de 1,050 pu. Assim, são especificados os dados do dispositivo regulador, apresentados na Tabela 14, onde se estabelece que a tensão na Barra 10 possa sofrer uma variação entre 0,970 pu e 0,990 pu para que as tensões nas demais barras permaneçam entre os limites permissíveis.

Tabela 14 - Características do Transformador Regulador. Parâmetro Valor

Nível de tensão desejado 0,980pu Largura de banda 0,020pu Atraso de tempo 10s


Neste caso, verifica-se na Figura 5.27 o número de

mudanças de posição do tap para manter a tensão na Barra 10 em 0,980 pu, após a interligação do sistema fotovoltaico.

142

Figura 5.27 - Posição do tap no primário do transformador para os casos SGFV e após a inclusão da geração fotovoltaica com monitoramento da tensão na Barra 10.


Anteriormente no caso SGFV, o número de diferentes

posições do tap era de 39, e após a interligação passou a ser de 50, conforme Figura 5.27. Sabe-se que o maior impacto do sistema fotovoltaico é sobre o ponto de conexão, e como este é o ponto sendo monitorado pelo transformador regulador, isto justifica este aumento no número de mudanças.

A Figura 5.28 mostra o perfil de tensão na Barra 1 devido a variação do tap ao longo do tempo, que fica entre os limites permissíveis de 0,950 pu e 1,050 pu antes e após a conexão do sistema fotovoltaico.

Já a Figura 5.29 apresenta o perfil de tensão na Barra 10, onde em muitos instantes a magnitude de tensão está violando os valores de tensão estabelecidos pela largura de banda, ou seja, 0,970pu e 0,990pu, quando ocorre então a mudança na posição do tap.

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180-1

0

1

2

3

4

5

6

7

8

Horário (horas)

Posiç

ão d

o t

ap



143

Figura 5.28 - Tensão na Barra 1 da rede trifásica de topologia não radial, para os casos SGFV e após a inclusão da geração fotovoltaica, utilizando TR com monitoramento da tensão na Barra 10.


O aumento de tensão esperado nos momentos em que

há geração fotovoltaica não é percebido Figura 5.29, neste caso devido à largura de banda ter sido fixada em 0,020 pu, ou seja, a tensão é monitorada para trabalhar dentro deste limite antes e após a interligação da geração. É importante ressaltar que a Barra 10 foi escolhida como ponto de monitoramento sapenas para ilustrar o número de mudanças de tap. Outras barras poderiam ser monitoradas, possibilitando a tensão na Barra 10 ser alterada pela interligação do sistema fotovoltaico, operando com fator de potência constante, à mesma.

Mesmo que o sistema fotovoltaico opere com fator de potência constante, ocorre um aumento de atuações de tap, atendendo as recomendações da IEE std.1547.

0 20 40 60 80 100 120 140 160 1800.98

1

1.02

1.04

1.06

Tensão (

pu)


Fase A(pu)

Fase B(pu)

Fase C(pu)

0 20 40 60 80 100 120 140 160 1800.98

1

1.02

1.04

1.06

Horário (horas)

Tensão (

pu)


Fase A(pu)

Fase B(pu)

Fase C(pu)

144

Caso o inversor do sistema fotovoltaico pudesse operar com ajuste automático de fator de potência (o que já está sendo realizado em alguns países), o número de atuações de tap poderia ser ainda maior, podendo ocasionar casos extremos de interações indevidas do controle do inversor e o tap do transformador.

Este fenômeno de interações é conhecido por hunting (JAHANGIRI, ALIPRANTS, 2013), onde o tap e o inversor podem atuar de forma descordenada, podendo originar casos onde o sistema fotovoltaico gere reativos e a posição do tap absorva os reativos (ou vice-versa), sendo que o ideal seria os dois dispositivos atuarem de forma coordenada (os dois fornecendo ou absorvendo reativos simultaneamente).

Figura 5.29 - Tensão na Barra 10 da rede trifásica de topologia não radial, para os casos SGFV e após a inclusão da geração fotovoltaica,utilizando TR com monitoramento da tensão na Barra 10.


0 20 40 60 80 100 120 140 160

0.96

0.98

1

Tensão (

pu)


Fase A(pu)

Fase B(pu)

Fase C(pu)

0 20 40 60 80 100 120 140 160

0.96

0.98

1

Horário (horas)

Tensão (

pu)


Fase A(pu)

Fase B(pu)

Fase C(pu)

145

6 CONCLUSÕES

A geração de energia através de sistemas fotovoltaicos vem ganhando destaque no cenário mundial, sendo uma das formas mais promissoras atualmente, como foi visto no Capítulo 1. Neste contexto, a realização de estudos dos impactos que este tipo de fonte de energia pode causar no sistema ao qual está interligado torna-se de extrema importância.

Esta dissertação teve como principal objetivo realizar um estudo comparativo dos impactos de um sistema fotovoltaico de 1,0 MWp interligado à uma rede trifásica de distribuição, utilizando dois tipos de análise, sendo estas análises convencionais e análises QSTS. Através de simulações de uma rede de distribuição radial, foi possível analisar os impactos no perfil de tensão das redes, nas suas perdas, através de um estudo de alocação de geração fotovoltaica na rede, e na curva de tap do transformador com dispositivo LTC da subestação, que eram almejados inicialmente, e assim verificar as limitações que o emprego desse tipo de geração apresenta.

Para que tal estudo fosse possível de ser realizado, foi efetuada uma revisão literária.

No Capítulo 1 foi apresentada uma introdução sobre a geração distribuída e seu cenário mundial nos dias de hoje, onde percebeu-se, através de dados de 2000 a 2013, que esta apresentou um crescimento significativo. No Brasil, a publicação da Resolução Normativa 482 pela ANEEL foi um importante passo para incentivar a utilização de sistemas fotovoltaicos como fonte de geração de energia. Entretanto, percebeu-se que ainda é necessário avaliar o comportamento dos sistemas de distribuição com este tipo de conexão. Neste mesmo capítulo ainda foram destacadas as principais contribuições técnicas que esta pesquisa proporcionou.

Em seguida, no Capítulo 2, foram descritos os principais aspectos sobre os sistemas fotovoltaicos, como seus principais componentes, os conceitos envolvidos em seus

146

estudos e seu equacionamento. Simulações foram feitas para observar as características dos módulos fotovoltaicos sob diferentes níveis de irradiância e de temperatura. Traçando-se as curvas características de um sistema fotovoltaico de 1MWp, constatou-se que a potência de um painel fotovoltaico aumenta com a diminuição da temperatura de trabalho da célula e com o aumento no nível de irradiância. Tais curvas foram necessárias para obter a curva que relaciona a máxima potência de saída do arranjo fotovoltaico em função de sua temperatura de operação, que foi então utilizada na definição do sistema fotovoltaico para as análises QSTS.

As principais características dos inversores para conexão dos arranjos à rede elétrica foram descritas ainda no Capítulo 2. Os inversores em teoria podem operar de diferentes modos, fornecendo ou absorvendo potência ativa da rede, sendo que a maioria, como no caso do Brasil, fornece apenas potência ativa, operando com fator de potência unitário. Estes equipamentos são equipados com algoritmos de MPPT para que, sob uma condição de temperatura e uma irradiância determinada, a máxima potência seja extraída dos módulos. Foi feita ainda a definição da curva de rendimento versus potência do inversor, utilizada nas análises QSTS. As principais normas e requisitos, nacionais e internacionais, de operação dos sistemas fotovoltaicos foram destacados também neste capítulo.

No Capítulo 3, é feita uma revisão sobre os conceitos envolvendo os principais componentes de um sistema de distribuição, como modelo de linhas e transformadores. As linhas podem ser representadas por modelos elétricos dependendo de seu tamanho, e classificadas e linhas curtas médias e longas. Os transformadores trifásicos apresentam quatro possibilidades de conexão, Δ-Δ,Δ-Y, Y-Y ou Y-Δ, sendo que as conexões mais utilizadas em redes desequilibradas são Δ-Y e Y-Δ. Além disso, os transformadores podem ser equipados com dispositivo LTC,

147

que permite a variação do tap quando a magnitude de tensão no ponto monitorado extrapola os limites de tensão permissíveis.

No capítulo 4 são apresentados alguns métodos para efetuar o fluxo de potência, sendo eles o método de Newton Raphson e o método do ponto fixo. As ferramentas de análise utilizadas são análises estáticas convencionais e análises QSTS. Além destas, algumas ferramentas alternativas são descritas.

Antes de realizar o estudo dos impactos do sistema fotovoltaico na rede, é importante efetuar um estudo de alocação desta geração. Isto pode ser feito obtendo-se as perdas totais nas duas redes testes com o sistema interligado a cada barra, uma por vez. Os programas que foram utilizados neste trabalho para realizar as simulações são descritos também neste capítulo, sendo eles o Anarede, para efetuar as análises estáticas convencionais, o OpenDSS, que efetua as análises QSTS e o RADIASOL 2, que disponibiliza os dados de irradiância solar de um dado local.

No Capítulo 5, inicialmente foi feita a alocação da geração fotovoltaica. Percebeu-se que é necessário considerar condições mais realistas para as cargas e geração, pois através das análises estáticas convencionais, considerando apenas três condições de carga não foi possível determinar qual a melhor barra para realizar a alocação. Já as análises QSTS, por considerar as curvas de carga e geração, assim como a iteração de uma com a outra, possibilitaram determinar a melhor barra para alocar a geração, que fornece as menores perdas trifásicas totais da rede. Realizando o mesmo estudo com a operação do sistema fotovoltaico com fatores de potência indutivo e capacitivo, e comparando ao caso SGFV, contatou-se que as menores perdas são obtidas com o sistema operando com fator de potência capacitivo.

Em seguida, observou-se o comportamento do perfil de tensão das redes teste, comparando-se os casos SGFV e após a sua interligação. Analisando-se o fluxo de potência do sistema, observou-se uma inversão em seu sentido quando a potência

148

fornecida pelo sistema fotovoltaico excedeu a demanda total das cargas. Por isso é importante estar atento aos instantes de carga leve que podem coincidir com geração fotovoltaica próxima ou igual à máxima possível.

Percebeu-se que a interligação do sistema fotovoltaico à rede provoca um aumento no perfil de tensão quando há geração fotovoltaica, podendo ultrapassar o limite superior de tensão permissível. Apesar disso, como em muitos horários não há geração de energia elétrica pelo sistema fotovoltaico, o perfil de tensão da rede pode ultrapassar o limite inferior de tensão. Nestes períodos, desfavoráveis à operação do sistema, o valor da tensão pode ser elevado aumentando-se a magnitude da tensão na subestação, que pode ser efetuado com um ajuste no tap do transformador, manualmente ou automaticamente.

O perfil de tensão de uma das redes testes foi também observado considerando-se a operação do sistema fotovoltaico com diferentes fatores de potência, indutivo e capacitivo. Percebeu-se que a operação com fator de potência indutivo ajuda a reduzir a magnitude de tensão da rede com geração fotovoltaica, o que pode evitar tensões acima do limite superior permissível. Já com a operação com fator de potência capacitivo apresenta a vantagem de ajudar a reduzir o fluxo de potência reativa na rede, porém, não evita magnitudes de tensão acima do limite superior na rede, há um aumento ainda maior no perfil de tensão nos períodos em que há geração fotovoltaica.

Nas análises estáticas convencionais, foi necessário efetuar o fluxo de potência para os três cenários de operação para obter as tensões em cada barra, o que exigiu um maior número de simulações e não considerou outros cenários possíveis que possam ocorrer na realidade. As análises QSTS possibilitaram considerar diferentes cenários, e assim visualizar as condições críticas e as condições mais favoráveisde operação.

149

Finalmente efetuou-se uma análise da curva de variação do tap ao longo do período em estudo, para verificar como o sistema fotovoltaico pode afetar sua operação. A primeira análise considerou a variação automática do tap do primário da subestação para manter a tensão no secundário da subestação no nível de tensão desejado, respeitando a largura de banda. Verificou-se que a influência do sistema fotovoltaico sobre a curva de variação do tap é pequena. Já no caso do TR, essa influência foi maior, uma vez que o ponto monitorado pelo transformador é o próprio ponto de conexão do sistema fotovoltaico.

Analisando os resultados apresentados no capítulo 5, é possível concluir que avaliar os impactos de um sistema fotovoltaico interligado à rede é necessário, especialmente com altos níveis de penetração na rede como no caso deste estudo. As análises QSTS possibilitaram uma melhor avaliação do comportamento das redes teste através da consideração de curvas de carga e geração ao longo de um período de 168 horas, não exigindo grandes esforços computacionais, o que ocorreria caso fossem utilizadas simulações no domínio do tempo. Esta análise permite garantir a qualidade da energia elétrica fornecida ao consumidor e a confiabilidade da operação do sistema elétrico.

6.1 COMENTÁRIOS E TRABALHOS FUTUROS

O estudo apresentado neste trabalho possibilida um melhor entendimento dos impactos que um sistema fotovoltico pode causar em uma rede de distribuição de média tensão. Como sugestão de trabalhos futuros, propõem-se os seguintes tópicos não contemplados durante esta pesquisa:

Avaliar os efeitos do sistema fotovoltaico na frequência do sistema, evitando desligamentos, apenas modulando a potência ativa;

150

Efetuar o controle do inversor para conexão à rede elétrica;

Considerar sistemas de armazenamento de energia elétrica nas análises dos impactos de um sistema fotovoltaico na rede, considerando então o funcionamento do inversor nos quatro quadrantes apresentados na Seção 2.4.1;

Analisar a interação entre diferentes sistemas fotovoltaicos residenciais (rooftop) que atuam de forma dinâmica para o controle de tensão na mesma linha;

Estabelecer um controle em tempo real entre o inversor de uma sistema fotovoltaico e o controle do tap de um dispositivo regulador de tensão, capaz de minimizar o efeito hunting, mencionado na Seção 5.7.2.

151

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159

APÊNDICE A - Rede trifásica de média tensão com

topologia não radial e fator de potência unitário

Neste apêndice serão apresentadas as mesmas análises feitas para a rede teste radial na Seção 5.4, porém neste caso, para a rede teste original elaborada por CIGRÉ, 2009. Esta rede é não radial, e o que a diferencia da rede teste radial da Figura 5.1 é a existência da linha entre as Barras 8 e 9, conforme Figura A.0.1. As demais características desta rede teste não radial podem ser consultadas na Seção 5.2, sendo as mesmas já descritas para a rede radial.

Figura A.0.1 - Sistema de distribuição trifásico não radial para a interligação de um sistema fotovoltaico


Primeiramente, foram realizados os estudos de alocação de geração fotovoltaica na rede teste utilizando-se três condições de carga (leve, média e nominal) e Geração constante igual a 1,0 MWp e fator de potência unitário, com o

160

auxílio do programa Anarede. Os dados de carga equilibrada são obtidos na Tabela 8 - Perfil das cargas equilibradas da Rede de Distribuição Teste em kW e kvar.

Os resultados desta primeira análise podemobservados nas Figura A.0.2, Figura A.0.3 e Figura percebe-se que são semelhantes aos obtidos para a rede teste radial na Seção 5.4.1.1. Para as condições de carga nominal e média, a Barra 10 seria a barra selecionada para interligação do sistema fotovoltaico. Já para condição de cvarga leve, a barra escolhida seria a Barra 4. Para cada condição de carga, diferentes barras são definidas como barras ótimas.

Figura A.0.2 - Perdas trifásicas totais do sistema considerando condição de carga nominal.


Assim, novamente é preciso realizar o cálculo as perdas

trifásicas totais utilizando as análises QSTS, para que seja possível considerar dados que se aproximem mais aos casos reais, considerando a variação das cargas e irradiância solar.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 SGFV

Per

das

(kW

)


Os dados de carga equilibrada Perfil das cargas equilibradas da

lise podem ser A.0.4, e

se que são semelhantes aos obtidos para a rede teste Para as condições de carga nominal e

ada para interligação do sistema fotovoltaico. Já para condição de cvarga leve, a barra

Para cada condição de carga,

Perdas trifásicas totais do sistema considerando condição de

as perdas para que seja

aproximem mais aos casos irradiância solar.

SGFV

161

Figura A.0.3 - Perdas trifásicas totais do sistema considerando condição de carga média igual a 65%.


Figura A.0.4 - Perdas trifásicas totais do sistema considerando condição de carga leve igual a 25%.


0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 SGFV

Per

das

(kW

)


0

2

4

6

8

10

12

14

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 SGFV

Per

das

(kW

)


162

Desta forma, a alocação ótima do sistema fotovoltaico é feita através do cálculo das perdas trifásicas totais equivalentes ao período de 168 horas, conforme Equação 4.20, com os dados de cada intervalo obtidos através das análises QSTS, conforme Figura A.0.5. Comparando-se cada caso obtido ao caso SGFV, verifica-se que ocorre uma diminuição das perdas trifásicas totais independentemente da barra à qual o sistema fotovoltaico interligado. Observa-se também que conforme a geração distribuída vai se aproximando da barra da subestação, as perdas aumentam, chegando mais próximas ao valor do caso SGFV. Percebe-se ainda que a minimização das perdas totais é alcançada quando o sistema fotovoltaico é interligado à Barra 10 da rede trifásica de média tensão não radial.

Figura A.0.5 - Perdas trifásicas totais na rede de distribuição de média tensão não radial durante 168 horas, com a alocação do sistema fotovoltaico à cada barra por vez.


Na Tabela 15 é visto um comparativo do percentual de redução das perdas trifásicas totais em relação ao caso SGFV, para o sistema fotovoltaico operando com fator de potência

10000

10500

11000

11500

12000

12500

13000

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 SGFV

Per

das

(kW

h)


163

unitário, capacitivo e indutivo. Verifica-se que em todos os casos a barra escolhida para a alocação da geração é a Barra 10. Assim como visto no caso da rede trifásica não radial, a maior redução das perdas ocorre quando o sistema fotovoltaico está operando com fator de potência capacitivo. Já para a operação com fator de potência indutivo, a redução das perdas é menor em relação aos valores encontrados nas demais condições.

Tabela 15 - Percentual de Redução de Perdas em relação ao caso SGFV para a rede trifásica não radial com o sistema fotovoltaico interligado à cada barra por vez.

Barra nº

Redução das Perdas (%)

FP Unitário FP 0,92 capacitivo FP 0,92 indutivo

2 3,418 4,150 2,573

3 7,778 9,321 5,861

4 10,451 12,419 7,748

5 11,278 13,341 8,014

6 10,595 12,528 6,903

7 10,388 12,334 6,667

8 11,016 13,110 7,889

9 12,128 14,432 8,350

10 12,740 15,224 8,618

11 12,230 14,642 8,420


Com o ponto de interligação escolhido, Barra 10, é possível efetuar as análises dos impactos do sistema fotovoltaico na rede elétrica. Inicialmente, através de análises estáticas, utilizando o programa Anarede, obtém-se os resultados das Figura A.0.6 (condição de carga leve) e Figura A.0.7 (condição de carga nominal).

Na Figura A.0.6, percebe-se que, para o caso sem a geração fotovoltaica, os limites de tensão nas barras P-Q não são ultrapassados, mantendo-se entre 0,984 pu e 0,995 pu. Com

164

a inclusão do sistema fotovoltaico de 1,0 MWp na Barra 10, nota-se que os níveis de tensão aumentam não só na barra onde ocorre a conexão da usina, mas também em todas as demais barras P-Q. Ocorre então uma melhora no perfil de tensão da rede para o sistema fotovoltaico operando com 1,0 MWp, sendo que não há violação nos limites de tensão pré-estabelecidos. A magnitude de tensão na Barra 10 passa de 0,984 para 1,004 pu, conforme Figura A.0.6.

Aumentando-se gradativamente a potência fornecida pelo sistema fotovoltaico, obteve-se um valor máximo de geração de 3,4 MW, observado também na Figura A.0.6, ou seja, esta usina poderia ter sua capacidade de geração aumentada em 2,4 MW, considerando-se apenas as condições dos limites de tensão. Para esta situação, a maior magnitude de tensão encontrada no sistema é 1,050 pu no ponto de conexão do sistema fotovoltaico.

Figura A.0.6 - Perfil de tensão nas barras considerando carga leve e tensão na Barra 1 igual a 1,000pu.


1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 110.98

0.99

1

1.01

1.02

1.03

1.04

1.05

1.06

Barra (nº)

Tensão (

pu)




165

Considerando-se a carga nominal do sistema, obtém-se os resultados de simulação visualizados na Figura A.0.7.

Figura A.0.7 - Perfil de tensão nas barras considerando carga nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,000pu.


Constata-se que, sem a presença da usina fotovoltaica,

os níveis de tensão apresentam valores inferiores a 0,950pu em todas as barras P-Q, exceto Barras 2 e 3, visto na Figura A.0.7. A tensão na Barra 10 apresenta uma magnitude igual a 0,933 pu.

A interligação da usina fotovoltaica de 1,0 MWp na Barra 10 elevou os valores de tensão nas barras, porém novamente houve violação do limite inferior de tensão do sistema que ocorreu nas Barras 5, 6 e 7. A tensão na Barra 10 apresenta um valor igual a 0,955 pu.

Com a usina operando com a capacidade de 3,4 MWp, obtido como sendo o valor máximo de geração para o caso de carga leve da Figura A.0.6, os níveis de tensão ficam entre 0,966 e 1,004 pu, não havendo violação dos limites neste caso.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 110.93

0.94

0.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1

1.01

Barra (nº)

Tensão (

pu)




166

Através dos resultados apresentados na Figura A.0.7, percebe-se que existe um problema de violação do limite inferior de tensão do sistema operando na condição de carga nominal antes e após a interligação do sistema fotovoltaico de 1,0 MWp. A fim de resolver este problema, aumenta-se gradativamente o valor da tensão na barra de referência, com um ajuste manual no tap do transformador da subestação, e obtém-se a Tabela 16. Nesta tabela, os valores de tensão mínima (na condição de carga nominal SGFV) e de tensão máxima (na condição de carga leve com geração igual a 1MWp) de todo o sistema são monitorados a cada incremento na tensão na Barra 1, para que os limites permissíveis não sejam ultrapassados.

Com o novo valor de tensão de referência obtido, são encontrados os resultados que podem ser vistos nas Figura A.0.8 e Figura A.0.9. Para esta magnitude de tensão na barra de referência ajustada, o menor valor de tensão encontrado no sistema é igual a 0,954 pu na Barra 10 (condição de carga nominal e SGFV), conforme Figura A.0.9. Já a maior magnitude de tensão encontrada foi de 1,024 pu na Barra 10, como pode ser visto na Figura 5.9.

Tabela 16 - Magnitude de tensão na barra de referência, menor magnitude de tensão encontrada no sistema, sob condição de carga nominale SGFV, e maior magnitude de tensão encontrada no sistema, sob condição de carga leve e geração fotovoltaica igual a 1,0 MWp.

Tensão na Barra 1 (pu)

Menor magnitude de

tensão (pu) SGFV

Barra nº

Maior magnitude de

tensão (pu) 1MWp

Barra nº

1,000 0,933 B10 1,004 B10 1,005 0,938 B10 1,009 B10 1,010 0,944 B10 1,014 B10 1,015 0,949 B10 1,019 B10 1,020 0,954 B10 1,024 B10


167

Na condição de carga leve, observa-se na Figura A.0.8 que as magnitudes de tensão em todas as barras P-Q se mantém entre os limites de 0,950 pu e 1,050 pu. Com a tensão na Barra 1 igual a 1,020 pu e sob carga leve, a capacidade máxima de geração da usina fotovoltaica (anteriormente igual a 3,4 MWp, conforme Figura A.0.6) passa a ser igual a 2,3 MWp, visto na Figura A.0.8, ao se atingir o limite superior de tensão permissível.

Para a condição de carga nominal, a inserção de uma usina fotovoltaica de 2,3 MWp não causa violações dos limites de tensão do sistema, conforme Figura A.0.9.

Figura A.0.8 - Perfil de tensão nas barras considerando carga leve e tensão na Barra 1 igual a 1,020 pu.


Pode-se concluir que a interligação do sistema fotovoltaico de 1,0 MWp, operando com fator de potência

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 111

1.01

1.02

1.03

1.04

1.05

1.06

Barra (nº)

Tensão (

pu)




168

unitário, à rede elétrica resulta em um aumento da tensão nas barras do sistema, sendo que a maior influência ocorre na barra onde é feita a conexão. As condições de carga e tensão na barra de referência também contribuem para os níveis de tensão das demais barras.

Com a conexão de uma usina fotovoltaica de 1,0MWp, mantendo-se a tensão na barra de referência em 1,020pu, não ocorre violação nos limites de tensão do sistema tanto para condição de carga leve quanto de carga nominal.

Figura A.0.9 - Perfil de tensão nas barras considerando carga nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,020 pu.


Análises do fluxo de potência ativa na barra de

referência do sistema podem ser observadas nas Figura A.0.10 e Figura A.0.11.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 110.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1

1.01

1.02

Barra (nº)

Te

nsão (

pu)




169

Pode ser observado na Figura A.0.10 que na condição de carga leve, a potência fornecida pelo sistema fotovoltaico de 1,0 MWp não implica na reversão do sentido do fluxo de potência. Este fluxo será revertido quando a potência fornecida pelo sistema fotovoltaico ultrapassar o valor da demanda mínima, 1,2 MWp.

Figura A.0.10 - Fluxo de Potência Ativa na Barra de Referência em função da Potência do Sistema Fotovoltaico considerando carga leve.


Já para carga nominal, o sentido do fluxo de potência só

seria revertido para um sistema fotovoltaico fornecendo uma potencia próxima a 4,9 MWp, valor da carga total do sistema, conforme a Figura A.0.11.

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5-2.5

-2

-1.5

-1

-0.5

0

0.5

1

1.5


Potê

ncia

ativa n

a B

arr

a 1

(M

W)

170

Figura A.0.11 - Fluxo de Potência Ativa na Barra de Referência em função da Potência do Sistema Fotovoltaico considerando carga nominal.


Analisando-se estes resultados, como o sistema

fotovoltaico deste estudo fornece 1,0 MWp, conclui-se que não ocorrerá reversão de fluxo no sistema teste não radial, pois estabeleceu-se na Seção 5.2 a carga mínima como sendo 25% do valor nominal.

As próximas análises efetuadas foram dos impactos do sistema fotovoltaico de 1,0 MWp na rede teste não radial utilizando-se análises QSTS. As curvas de irradiância solar e de carga são vistas na Figura 5.2, e as cargas trifásicas desequilibradas podem ser observadas na Tabela 7.

Na Figura A.0.12 estão apresentados os perfis de tensão nas três fases da Barra 10 sem a presença da geração fotovoltaica. É possível observar que em muitos instantes a tensão está abaixo do limite inferior de 0,950 pu. A interligação

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5-1

0

1

2

3

4

5


Potê

ncia

ativa n

a B

arr

a 1

(M

W)

171

do sistema fotovoltaico é feita à Barra 10 visando elevar o perfil de tensão nesta barra e mantê-lo dentro dos limites.

Figura A.0.12 - Perfil de tensão nas fases A, B e C da Barra 10 sem a geração fotovoltaica.


Inicialmente, as simulações são realizadas considerando-se a tensão na subestação igual a 1,000 pu.

Na Figura A.0.13 são apresentados os resultados obtidos através das análises QSTS para os perfis de tensão das fases A, B e C, respectivamente, da Barra 10. Observa-se um aumento da tensão nas fases em relação ao obtido sem a interligação do sistema fotovoltaico, mostrado previamente na Figura A.0.12, exceto nos períodos de irradiância solar nula, ou seja, em que não há geração. Nestes instantes, desfavoráveis à operação do sistema, a tensão continua apresentando valores abaixo do limite inferior estabelecido em 0,950 pu, e esses valores devem então ser elevados.

0 20 40 60 80 100 120 140 160 1800.92

0.93

0.94

0.95

0.96

0.97

0.98

0.99

Horário

Tensão (

pu)

Fase A

Fase B

Fase C

172

Figura A.0.13 - Perfil de tensão na Barra 10 com geração fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,000 pu.


Para tanto, uma solução é elevar a magnitude da tensão na subestação, que pode ser efetuado com um ajuste no tap do transformador, manualmente ou automaticamente.

Para um ajuste manual, varia-se o valor da tensão na barra de referência de 1,000 pu até que a menor tensão encontrada durante o período em estudo, dentre as três fases, seja alcançada. Isso é feito em passos de 0,005 pu com o sistema fotovoltaico interligado à rede elétrica, sendo que o valor da tensão máxima encontrada em todas as fases é também monitorado para que não ocorra uma violação no limite superior de tensão.

A Tabela 17 apresenta esta variação e o valor da tensão na barra de referência que é então estabelecido para que o perfil de tensão se estabeleça acima de 0,095 pu. Obtém-se um valor de tensão na Barra 1 igual a 1,030 pu, em que o valor mínimo de tensão obtido na Barra 10 é igual a 0,955 pu na fase B e o valor máximo é de 1,023 pu na fase A.

Alterando-se este valor de tensão e efetuando-se novamente o fluxo de potência consecutivo do sistema, sem a

0 20 40 60 80 100 120 140 160 1800.92

0.93

0.94

0.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1

Horário

Tensão (

pu)

Fase A

Fase B

Fase C

173

presença da geração fotovoltaica, percebe-se que com o aumento da tensão na subestação, os níveis de tensão na Barra 10 do sistema durante todo intervalo em estudo estão dentro dos limites, conforme Figura A.0.14.

Tabela 17 - Variação das tensões mínima e máxima na Barra 10 para diferentes valores de tensão na barra de referência.

Tensão na

barra de

referência

(Barra 1)

Tensão mínima

durante as 168

horas (pu)

Fase

Tensão máxima

durante as 168

horas (pu)

Fase

1,000 0,9252 B 0,993 A

1,005 0,930 B 0,998 A

1,010 0,935 B 1,003 A

1,015 0,940 B 1,008 A

1,020 0,9450 B 1,013 A

1,025 0,950 B 1,018 A

1,030 0,955 B 1,023 A


Com a interligação do sistema fotovoltaico, obtém-se o perfil de tensão nas três fases da Barra 10 apresentado na Figura A.0.15, onde se verifica que ele se mantém em valores dentro dos limites.

As análises QSTS mostram que a presença do sistema fotovoltaico ajuda a melhorar o perfil de tensão na Barra 10, como pode ser visto comparando-se as Figura A.0.14 e Figura A.0.15. Mesmo nos períodos de irradiância solar máxima, a inserção do sistema fotovoltaico de 1,0 MWp não ocasiona problemas de violação de tensão.

174

Figura A.0.14 - Perfil de tensão na Barra 10 sem geração fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,030 pu.


Figura A.0.15 - Perfil de tensão na Barra 10 com geração fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,030 pu.


0 20 40 60 80 100 120 140 160 1800.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1

1.01

1.02

Horário (horas)

Tensão (

pu)

Fase A

Fase B

Fase C

0 20 40 60 80 100 120 140 160 1800.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1

1.01

1.02

Horário (horas)

Tensão (

pu)

Fase A

Fase B

Fase C

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CAPA DISSERTACAO CAMILABASTOS - Udesc Bianka Silva Basto… · BASTOS, Camila Bianka Silva. Estudo dos Impactos de um Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica Utilizando Análises