TÓPICOS ESPECIAIS EM SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃOtarang/COE888/Slides_GNT_2016_Parte_2.pdf · injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição menor ou igual a 30 MW, o desconto

27/04/2016 Curso COE888 - Glauco Taranto 1

COE888

TÓPICOS ESPECIAIS EM

SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO (Parte 2)

Prof. Glauco Taranto

Universidade Federal do Rio de Janeiro

COPPE

[email protected]

ILHAMENTO

2 Curso COE888 - Glauco Taranto

Quando ilhar?

• Quando for técnica e financeiramente viável.

3

• Tem que ser uma situação ganha-ganha

Quando ilhar? Em alguns lugares do mundo essa pergunta

nem faz sentido • Ilha de Creta (Grécia) – 650 MW* (2012)

• Ilhas Guadalupe (Caribe) – 260 MW* (2010)

• Ilha de Fernando de Noronha – 2,5 MW* (2012)

4 * Demanda máxima

Benefícios


Benefícios


PCH Areal

7

Ficha Técnica: - Alimentador: 25 kV

- Capacidade: 5,5 MVA

- Turbina Francis

horizontal

- RAT brushless

Curso COE888 - Glauco Taranto

O Sistema de Distribuição

8

Possível área de ilhamento

Até Jan 2015, foram 14 ilhamentos

Considerações técnicas para o ilhamento

• Os geradores devem ser capazes de manter a carga.

• Geradores com capacidade de geração de potência reativa, e capacidade de seguir as variações de carga

• Reguladores de tensão e de velocidade de respostas rápidas

• Quantidade de inércia rotacional significativa

• Sistemas de comunicação

• Possibilidade de black start

• Cargas intermitentes dificultam o ilhamento no quesito qualidade do suprimento


Possibilidades de Ilhamento


Ilhamento intencional

• Pode ser decidido com base no GP (grau de penetração)

– Por exemplo, se o GP > 100% (empresa pouco conservadora)

• Requer alterações: – Em chaves (troca do tipo e posicionamento);

– Na proteção (via mudança de setpoints, inclusão de novas funções);

– Nos modos de controle da malha de regulação de tensão e de regulação de velocidade dos geradores síncronos.


Ilhamento intencional

• Duas estratégias podem ser utilizadas: – Sem descontinuidade de suprimento (SDS)

– Com descontinuidade de suprimento (CDS)

• No caso do ilhamento CDS há necessidade do PIE ter capacidade de black-start

• Quando usar uma ou outra?

• Se a fonte do PIE for firme, ou seja, uma PCT com estocagem de combustível ou uma PCH com capacidade de armazenamento, deve-se tentar viabilizar a estratégia SDS.

• A estratégia SDS deve ser tentada se o GP > 200% (uma proposta).


Características da Estratégia SDS • Prover energia firme

• GP > 200%

• Haver telecomando entre a concessionária e o PIE quando da abertura do disjuntor do alimentador da SE

• Mudança automática: – de setpoints de relés de proteção

– do controle do regulador de tensão do gerador do modo controle de fator de potência para o modo controle de tensão

– do controle do regulador de velocidade do modo controle de potência para o modo controle de frequência.

• Isso significa nos reguladores atuais fazer a mudança do modo “grid” para o modo “ilha”.

• Haver verificação de sincronismo no disjuntor da SE (Relé 25)


Características da Estratégia CDS

• Normalmente mais econômica em termos de custo de capital, pois não há tanta necessidade de links automáticos

• Mais cara em termos de custo operacional, pois necessita a intervenção de uma equipe de campo

• Mudança manual: – de setpoints de relés de proteção

– do controle do regulador de tensão do modo controle de fator de potência para o modo controle de tensão

– do controle do regulador de velocidade do modo controle de potência para o modo controle de frequência.

• Haver verificação de sincronismo no disjuntor da SE (Relé 25)

• Menor impacto nos índices de confiabilidade (DIC, FIC)


Utilizando o conceito “de minimus”

para permissão de ilhamento

• BC Hydro (Canadá) utiliza a regra “Two-to-One”

• O ilhamento é permitido se (Cdg / Lmin) > 2, ou seja, a capacidade de geração via GD tem que ser maior que o dobro da carga mínima anual (do alimentador, da subestação, etc.)

• Outras concessionárias mais conservadoras utilizam a regra “Three-to-One”


Proteção contra perda de

sincronismo • Oscilações eletromecânicas instáveis levam a perda de

sincronismo de unidades geradoras.

• Podem surgir após um curto-circuito no sistema.

• A PPS pode ser realizada com relés de distância convencionais.

16

ZA ZL ZB

VC VD

IL

EB 0EA

A

ZjLZ

BZ

AZ

LI

CV

CZ

2cot1

2



sincronismo

17

Centro elétrico (CE)



sincronismo

18

ZR = ZA

ZS = ZB


Localização do Centro Elétrico

19

ZR é a impedância da GD

ZL é a impedância do trafo de acoplamento

ZS é a impedância do alimentador em série

com a impedância de Thevenin na barra de baixa

da subestação

• Normalmente (ZR + ZL) é muito maior do que ZS

• O CE fica no ponto elétrico central, isto é, quando a impedância “à esquerda” é igual a impedância “à direita”

• Ou seja, normalmente o CE acontece na “jurisprudência” da GD.

• Se o CE acontecer no alimentador, a concessionária deverá ter PPS, e seu disjuntor deverá ter capacidade de abertura com tensões em oposição de fase.


• Normalmente (ZR + ZL) é muito maior do que ZS

• O CE fica no ponto elétrico central, isto é, quando a impedância “à esquerda” é igual a impedância “à direita”

• Ou seja, normalmente o CE acontece na “jurisprudência” da GD.

• Se o CE acontecer no alimentador, a concessionária deverá ter PPS, e seu disjuntor deverá ter capacidade de abertura com tensões em oposição de fase.

Localização do Centro Elétrico

20

ZS

ZR + ZL

Geração Eólica


22

Desempenho nos Leilões • Participação crescente

• Preço em queda


23

24

Matriz Elétrica Brasileira

Anos de 2014 e 2024 (%)

25

Potencial Eólico Brasileiro


26

Complementariedade Hidro-Eólica


27

Gerador de Velocidade Fixa

(fixada pelo vento)


28

Gerador de Velocidade Variável

(Full Converter)


29

Gerador de Velocidade Variável

(duplamente alimentado)


Geração Fotovoltaica


UFRJ

Descoberto pelo francês Edmond

Becquerel em 1839 quando tinha 19

anos.

Efeito fotovoltaico – é a criação de

uma tensão ou uma corrente elétrica

em um material quando exposto à

luz (irradiação solar).


32

Reportagem do caderno Morar Bem

do Jornal O Globo (Dom – 06/10/2013)


33


Valor Anual de Referência Específico (VRES)

• Solar fotovoltaica – R$454,00/MWh*

• Cogeração a gás natural – R$329,00/MWh* * valores de 2016

35

Espaço + estrutura + $ (2012)

Características do Painel:

12 kg – 150x68x3,5 (cm)

770 painéis – 100 kWp

10 ton – 30x27 (m)

R$ 818,00 x 770 = R$ 629.860,00 (só os painéis)


36

1 ano depois ...



12,9 kg – 150x67x4,6 (cm) 715 painéis – 100 kWp

9,2 ton – 30x27 (m)

R$ 719,00 x 715 = R$ 514.085,00 (só os painéis)

REDUÇÃO DE: (R$629.860,00 – R$514.085,00)/(R$629.860,00) =

= 18%


37

4 anos depois ...




8,0 ton

R$ 689,00 x 667 = R$ 459.563,00 (só os painéis)


38

4 anos depois ...




8,0 ton

R$ 689,00 x 667 = R$ 459.563,00 (só os painéis)


Redução em relação a 2013:

(R$514.085,00 – R$459.563,00)/(R$514.085,00) = 11%

Redução em relação a 2012:

(R$629.860,00 – R$459.563,00)/(R$629.860,00) = 27%

Redução em relação a 2012 (considerando uma

inflação anual de 5%): (R$629.860,00x1.05^3 – R$459.563,00)/(R$629.860,00x1.05^3) =

(R$729.142,00 – R$459.563,00)/(R$729.142,00) = 37%

Instalo ou não?







Custo do Material (approx.) para uma instalação de 1 kWp


Suporte = R$860,00

Grampos = R$19,90 x 4 = R$79,60

Painel Solar (250 W) = R$1.263,85 x 4 = R$5.055,40

Inversor (1 kW) = R$1.239,00

Controlador de carga (MPPT) = R$1.439,00

Interface computacional = R$449,00

Caixa de proteção = R$2.090,00

Cabos p/ o inversor = R$119,90

Cabos = R$19,90/m x 20m = R$398,00

Bateria = R$1009,00

Total = R$12.738,90

Área necessária


1 m2 ≈ 100 Wp

Campo do Maracanã = 8250 m2 ≈ 0,8 MWp

120 campos do Maracanã ≈ 1 km2 ≈ 100 MWp

1 lagoa Rodrigo de Freitas ≈ 220 MWp

Área necessária


1 m2 ≈ 100 Wp

1 Ilha do Fundão ≈ 520 MWp

Ilha do Fundão = 5,2 km2

Ilha do Governador = 36 km2

1 Ilha do Governador ≈ 3600 MWp

MW Máximo por Região


05/04/2016

49

Irradiação Solar

Brasil x Alemanha

Fonte: solarpaces.org

Alguns fatos relatados da experiência alemã *

• Aproximadamente todos os

geradores PV com

capacidade < 100 kWp (

total > 10 GWp) são

conectados na BT;

• Limite térmico da rede e de

equipamentos em muitos

casos não é o fator limitante!

• Violação dos limites de

tensão (superior) é o

principal fator limitante!

– A variação de tensão devido a

todos geradores não pode

exceder 2% na MT e 3% na BT

comparado com a situação sem

geração.

50

* G. Arnold, “Challenges of Integrating Multi-GW solar power into the

German distribution grids”, Fraunhofer Institute, XVII PSCC, 2011.

Procedimentos adotados na Alemanha*

• A geração PV tem que prover potência reativa – fp 0,95

(MT) e fp 0,9 (BT)

• Controle da potência ativa dependendo de:

– Gargalo na rede

– Ameaça de blecaute

– Reparo ou manutenção na rede

– Sobrefrequência

• Ter capacidade de sobrevivência em afundamentos de

tensão ocasionados por curtos-circuitos (LVRT)

51

* G. Arnold, “Challenges of Integrating Multi-GW solar power into the

German distribution grids”, Fraunhofer Institute, XVII PSCC, 2011.

52

Nota Técnica da EPE

64 páginas

53

54

Produtividade Média Específica da Geração

Fotovoltaica em Áreas Selecionadas do

Território Brasileiro

Área Produtividade

Média

(Wh/Wp/ano)

Fator de

Capacidade

Média

# 5 1260 14,4%

# 6 1320 15,1%

# 7 1370 15,6%

# 8 1420 16,2%

Fonte: EPE

Incentivos Governamentais

Resolução Normativa 481/2012 (ANEEL)

• Fica estipulado, para a fonte solar com potência

injetada nos sistemas de transmissão ou

distribuição menor ou igual a 30 MW, o

desconto de 80% para os empreendimentos que

entrarem em operação comercial até

31/12/2017, aplicável nos 10 primeiros anos de

operação da usina, na TUST e TUSD, sendo

esse desconto reduzido para 50% após o

décimo ano de operação da usina.

55

Eficiência das Células

56 Fonte: NREL

Curvas Características

57 Fonte: Nota Técnica da EPE – 2012

Variabilidade intra-anual menor do que as

fontes eólicas ou hidrelétricas

58

Fonte: Nota Técnica da EPE – 2012

Curvas Características em função da

temperatura das células e níveis de

irradiação

59


Comportamento Temporal da Insolação

60


Mais previsível no longo prazo,

porém menos previsível no curto

prazo do que as fontes eólicas e

hídricas.

Aproveitamento Energético

Heliotérmico

61


Diagrama unifilar padrão de um

sistema fotovoltaico

62

A. Yazdani, et. al., “Modeling Guidelines and a Benchmark for Power System Simulation Studies of Three-Phase

Single-Stage Photovoltaic Systems”, TF on Modeling and Analysis of Electronically-Coupled Distributed Resources

IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 26, No. 2, April 2011.

Modelo Equivalente

63

onde

• G é a irradiação solar

• T é temperatura da célula

Diagrama esquemático da ponte

inversora

64

onde

• G é a irradiação solar

• T é temperatura da célula

Representação como fonte de corrente

(geração concentrada)

65

Modelo do Gerador

(geração concentrada)

66

Representação como fonte de corrente

(geração distribuída)

67

Possíveis Localizações

1MW no

Alimentador 1

Configuração simultânea solicitada

400kW no

Alimentador 2

550kW no

Alimentador 3

Possíveis Localizações Efeito das Nuvens

Em 10 minutos

400kW – 40kW – 400kW

Em 10 minutos

550kW – 55kW – 550kW

Efeito das Nuvens (cont.)

Tempo (min)

Potência (kW)

10

40

55

400

550

Possíveis Localizações Efeito das Nuvens (cont.)

Em 10 minutos

400kW – 40kW

Em 10 minutos

550kW – 55kW

Efeito das Nuvens (cont.)

Tempo (min)

Potência (kW)

10

40

55

400

550

Sistema Teste – Urbano

73

BUS-SE-MT

13800.0 V

S

PTRAFO-SE

20000.0 kVA /25000.0 kVA

BCP -SE-1

2400.0 kvar

DJ-TF

BUS-SE-AT

138000.0 V

EQ-SISTEMA

250.000 MVA225.000 MW

RELE-TF

DJ-AL1

RELE-AL1

LOAD-AL1.1

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL1.2

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL1.3

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL1.4

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL1.5

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL1.6

843.7 kWPF 0.90 Lag

DJ-AL2

RELE-AL2

LOAD-AL2.1

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL2.2

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL2.3

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL2.4

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL2.5

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL2.6

843.7 kWPF 0.90 Lag

DJ-AL4

RELE-AL4

LOAD-AL4.1

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL4.2

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL4.3

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL4.4

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL4.5

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL4.6

843.7 kWPF 0.90 Lag

DJ-AL3

RELE-AL3

LOAD-AL3.1

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL3.2

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL3.3

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL3.4

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL3.5

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL3.6

843.7 kWPF 0.90 Lag

BUS-AP MT01

13800.0 V

BUS-AP MT02

13800.0 V

SP

TF-LINK

3000.0 kVA /4000.0 kVA

GEN-AP

5.000 MVA4.000 MW

LEQ-APBT01

350.0 kWPF 0.95 Lag

RELE-AP

DJ-BCP

RELE-BCP

BCP -AL3-2

1200.0 kvar

BCP -AL3-1

1200.0 kvar

BCP -AL2-1

600.0 kvar

BCP -AL4-1

600.0 kvar

BCP -AL4-2

600.0 kvar

S

P

RT-AL4

5234.6 kVA /5234.6 kVA

BUS-AP BT01

480.0 V

S

PTF-APEQ1

3000.0 kVA /3000.0 kVA

MEQ-APBT01

1400.0 kWPF 0.80 Lag

LEQ-APBT02

350.0 kWPF 0.95 Lag

BUS-AP BT02

480.0 V

S

PTF-APEQ2

3000.0 kVA /3000.0 kVA

MEQ-APBT02

1400.0 kWPF 0.80 Lag

AL-1.1

AL-1.2

AL-1.3

AL-1.4

AL-1.5

AL-1.6

AL-2.1

AL-2.2

AL-2.3

AL-2.4

AL-2.5

AL-2.6

AL-3.1

AL-3.2

AL-3.3

AL-3.4

AL-3.5

AL-3.6

AL-4.1

AL-4.2

AL-4.3

AL-4.4

AL-4.5

AL-4.6

AL-BCP

3#4/0 CA5.0 m

BUS-BCP-SE

13800.0 V

AL-AP

BCP -SE-2

2400.0 kvar

01

02

03

04

05

06

07

08

09

10

11

12

13

14

15 21

22 16

17

18

20

19

23

24

25

26

27 35

37

36

38

Sistema Teste – Urbano

74

SE Urbana com

Duas Plantas

Fotovoltaicas

75

Influência da ligação dos

transformadores de

acoplamanto

76

Configurações em Análise

77 Fonte: P. Barker

Sobretensões devido a presença

de GD • Sobretensões nas fases sãs, no caso de curto-circuito

monofásico.

78

Fonte: P. Barker

Configuração 1 (Yg/Delta) • Vantagens

– Configuração eficaz de aterrar o gerador

– Proporciona bom isolamento do gerador nos cc com envolvimento da terra no lado da concessionária

– Isolamento do terceiro harmônico do/para o gerador

• Desvantagens – Pode dessensibilizar relés de neutro da concessionária

– Pode manter correntes de sequência zero em regime permanente nos enrolamentos do Delta

79

Nota: Considerada por muitos como a melhor configuração.

Configuração 2 (Yg/Yg) • Vantagens

– Configuração muito eficaz de aterrar o gerador em relação à concessionária (desde que, obviamente, o gerador seja aterrado)

• Desvantagens – Alguns geradores não são aterrados

– Terceiro harmônico do/para o gerador não é filtrado

80

Configurações 3 (Delta/Yg) e 4 (Delta/Delta)

• Vantagens – Têm menos interferência na proteção de terra da concessionária

– Filtram terceiro harmônico do/para o gerador

• Desvantagens – Não proporcionam terra eficaz para a concessionária

independentemente se o gerador é aterrado ou não

– Não devem ser usados se a rede elétrica é de quatro fios com neutro aterrado.

– Sobretensão nas fases sãs nos cc monofásicos onde o neutro é aterrado e há abertura do disjuntor da concessionária antes da abertura do disjuntor da GD (tensões de fase virando tensões de linha)

81

Documents

TÓPICOS ESPECIAIS EM SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃOtarang/COE888/Slides_GNT_2016_Parte_2.pdf · injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição menor ou igual a 30 MW, o desconto