Alteração do fator de potência dos inversores

Funcionando com o 𝑐𝑜𝑠𝜑 diferente de 1, o fornecimento, ou absorção, de potência reativa será proporcional à potência ativa que está sendo momentaneamente gerada pelo sistema FV. Assim, analisando a Figura 18, a qual apresenta os manuais dos inversores SUN 2000- 20KTL e 36KTL, observa-se que cada um deles pode ser ajustado para funcionar com FP 0,8 indutivo ou capacitivo.

Figura 18 - Curva de capabilidade – Huawei SUN2000

Fonte: Temperature Derating and PQ curves for SUN2000 Series Inverters (Huawei).

Ainda que a curva do inversor ECO 27.0-3-S não tenha sido disponibilizada pelo fabricante, utilizando os mesmos critérios, foi possível desenvolver a curva genérica apresentada na Figura 19.

Figura 19 – Curva de capabilidade do inversor Fronius ECO 27.0-3-S

Fonte: O autor.

Neste caso, até atingir a potência de 21,6 kW, o inversor pode funcionar com FP igual a 0,8 indutivo ou capacitivo, e a partir desta potência, o fornecimento de energia reativa será reduzido para garantir a geração de energia ativa.

Para evitar a tarifação de reativos, uma UC com carga indutiva deve receber benefício de uma GD que opere segundo as condições de potência do 3º quadrante, isto é, com potência ativa e potência reativa negativas, reduzindo o kW e o kVAr fornecidos pela concessionária para suprir a carga da UC. Porém, é importante observar que, como esta produção não considera a demanda da UC, operando com essa configuração, aumentam-se os riscos de sobretensão nos barramentos, devido a injeção de reativo capacitivo na rede (PINTO, 2012).

De maneira oposta, em caso de PE em sobretensão, a GD deve operar segundo as condições de potência do 2º quadrante, ou seja, potência ativa negativa e potência reativa positiva (indutiva) para reduzir a tensão do PE. Todavia, neste caso, como se trata de uma absorção de reativo indutivo, reduz-se a remuneração e a atratividade do sistema devido ao aumento da tarifação de reativos (PINTO, 2012).

Os modos de operação capacitivo e indutivo podem ser analisados na Figura 20, o qual representa uma GD conectada em uma UC que possui comportamento indutivo durante os horários de geração.

Figura 20 – Triângulo de potências: GD com FP capacitivo e indutivo

Fonte: Projeto de sistemas de geração FV (PERFIL ENERGIA, 2019) - (Adaptado pelo autor).

Cabe ressaltar também que a curva das Figura 18 e 19 não consideram as variações na rede, porém se as tensões nos terminais da fonte variam, a capacidade de potência reativa dos geradores síncronos também varia. À título de exemplo, essa relação pode ser observada da Figura 21. No entanto, essa influência não é considerada para as análises a seguir, visto que não se tem as medições de tensão da rede local da GD.

Figura 21 - A tensão versus a capacidade de potência reativa de um gerador síncrono

Fonte: Reactive power interconnection requirements for PV and Wind Plants - Recommendations to NERC (ELLIS, 2012).

Assim, utilizando as informações da Figura 19, foi possível simular novamente a curva de geração diária apresentada no Gráfico 23, considerando agora um FP ajustado em 0,9 capacitivo. O resultado obtido, apresentado no Gráfico 29, mostra que para ajustes diferentes de 1 ocorre uma redução no kW gerado em detrimento do aparecimento de uma nova variável: o kVAr gerado.

Gráfico 29 - Geração FV em 22/04/2019 com FP=0,9 - Granja

Fonte: O autor.

Portanto, considerando essa configuração, o kW gerado pelo sistema FV diminui um pouco, consequentemente, uma maior quantidade de kW da concessionária é demandado. Isso significa dizer que o faturamento do consumo ativo será maior, como apresentado no Gráfico 30.

Gráfico 30 - Curva de demanda diária para o inversor com FP=1 e FP=0,9 - Granja

Fonte: O autor. 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 00:00 00:45 01:30 02:15 03:00 03:45 04:30 05:15 06:00 06:45 07:30 08:15 09:00 09:45 10:30 11:15 12:00 12:45 13:30 14:15 15:00 15:45 16:30 17:15 18:00 18:45 19:30 20:15 21:00 21:45 22:30 23:15 kW kW fornecido fp=0,9 kW fornecido fp=1

Da mesma forma, com o sistema FV produzindo menos potência ativa, a energia ativa injetada na rede da concessionária também é menor, como exposto no Gráfico 31.

Gráfico 31 – Curva de kW fornecido para inversor com FP igual a FP=1 e FP=0,9 - Granja

Fonte: O autor.

Todavia, esta nova variável será capaz de compensar uma parcela do kVAr fornecido à UC e, com isso, irá melhorar o FP nos horários de geração (Gráfico 32). Assim, ainda que esse fornecimento não seja capaz de suprir toda a necessidade de reativos da UC, essa alternativa resulta em um menor faturamento por excedente reativo.

Gráfico 32 - FP diário para inversor operando com FP igual a 0,9 capacitivo – Granja

Fonte: O autor. 0 10 20 30 40 50 60 70 00:00 00:45 01:30 02:15 03:00 03:45 04:30 05:15 06:00 06:45 07:30 08:15 09:00 09:45 10:30 11:15 12:00 12:45 13:30 14:15 15:00 15:45 16:30 17:15 18:00 18:45 19:30 20:15 21:00 21:45 22:30 23:15 kW Hora kW recebido fp=0,9 kW recebido fp=1

Essa estimativa pode ser feita por meio de uma comparação entre o valor da cobrança de excedentes reativos e do faturamento do consumo ativo considerando os dois cenários: inversores ajustados para FP = 1 e FP = 0,9 capacitivo.

Para o primeiro caso, a fim de determinar o faturamento de reativo, aplicou-se a Equação 5 sobre a média horária dos registros de FP apresentados no Gráfico 22 à mesma tarifa utilizada para calcular a viabilidade financeira das usinas FVs. Com isso, o resultado obtido foi que neste dia, essa cobrança corresponderia à R$ 179,68.

Quanto ao consumo ativo, multiplicou-se a tarifa do consumo pelos registros apresentados no Gráfico 11. Nesse caso, os resultados obtidos foram que o faturamento do consumo ativo seria de R$ 495,33 e o da energia injetada seria de R$ 36,13. Assim, uma vez que a energia injetada é tratada como um desconto, tem-se que neste dia o cliente seria faturado por um consumo ativo de R$ 459,20.

Em seguida, considerando o inversor ajustado para operar com FP igual a 0,9 capacitivo e utilizando a mesma metodologia sobre os registros apresentados nos Gráficos 29, 30 e 32, observou-se que para o novo cenário, a cobrança sobre excedente reativo seria equivalente a R$ 91,34. Em relação à energia ativa, o faturamento sobre o consumo ativo corresponderia a R$ 515,47 e sobre a energia injetada seria equivalente a R$ 26,03, ou seja, um total de R$ 489,44.

Embora a geração FV não seja constante ao longo do período de faturamento e o consumo ativo da UC também varie, para este estudo, iremos considerar que o comportamento da curva de consumo e de geração deve ser o mesmo durante os 30 dias de faturamento.

Então, considerando essas condições, para o primeiro cenário, o valor total da fatura de energia seria de R$ 19.166,4, enquanto que para o segundo cenário seria de R$ 17.423,4, o que representa uma economia total de R$ 1.743,0 neste mês. Ainda que o ajuste do inversor não seja capaz de suprir todo o consumo de reativos da UC, nota-se que a economia obtida pode quase que eliminar a cobrança de excedentes reativos desta UC.

Ainda que essa alternativa contribua com a redução das cobranças sobre excedentes reativos, ela não favorece a regulação da tensão no PE das UCs (PINTO, 2012). Isso porque o fluxo reverso da energia ativa decorrente da GD tende naturalmente a elevar as tensões nos barramentos, assim como a circulação de energia reativa capacitiva (ALVES, 2012). Dessa forma, como os inversores são ajustados para se desligar caso a tensão na rede atinja 110% da tensão nominal, o risco de desligamentos por sobretensão aumenta consideravelmente (ABNT, 2013).

Esse fato é justificado porque no método 𝑐𝑜𝑠𝜑 a geração de kVAr é baseada apenas nas medições de potência instantânea do inversor, sem considerar a demanda da UC, isso pode resultar eventuais injeções de energia reativa capacitiva na rede. Essa situação é apresentada no Gráfico 33.

Gráfico 33 - kVAr indutivo fornecido x kVAr gerado

Fonte: O autor.