A integração de geração fotovoltaica em SDs pode provocar problemas na confiabili- dade e na estabilidade do sistema, devido à intermitência deste tipo de fonte de energia. Sendo assim, torna-se interessante estudar os impactos da intermitência em sistemas com a presença de painéis fotovoltaicos, trazendo uma visão mais realista da instalação destes dispositivos em sistemas de potência. Ademais, também é importante considerar a varia- ção de carregamento ao longo dia, visto que o carregamento do sistema é um dos fatores determinantes para os níveis de tensão dos SDs.
3.2.1
Painéis Fotovoltaicos
A intermitência no caso dos painéis fotovoltaicos pode ser dividida em duas categorias. A primeira decorre da mudança na irradiação solar. Já a outra do sombreamento ou transitório de nuvem, que é definido, para este trabalho, como a passagem de uma nuvem pela região onde há um painel solar, fazendo uma sombra nesse dispositivo, o que acarreta em redução na irradiação incidente no painel, diminuindo assim a potência gerada pelo mesmo. Rápidas mudanças na irradiação solar associadas a sombreamentos podem causar variações instantâneas na geração do painel fotovoltaico, resultando em rápidas e possíveis variações no perfil de tensão do sistema que possui o GD instalado.
Para considerar a intermitência com relação à irradiação solar, foram utilizadas duas curvas adaptadas de Trindade et al. (2017). No trabalho citado, são apresentadas duas curvas de geração fotovoltaica, uma para um dia claro e outra para um dia nublado, possuindo ambas uma resolução de 30 segundos. Para a pesquisa em desenvolvimento, os valores das curvas foram adaptados de modo a representar a irradiação solar para ser inserida nos painéis fotovoltaicos. Ou seja, utilizou-se os valores da curva de geração fotovoltaica para criar uma curva de irradiação com o mesmo comportamento das apre- sentadas por Trindade et al. (2017). Para isso, adotou-se o máximo valor da geração fotovoltaica como sendo equivalente à 800 𝑊/𝑚2, sendo todos os demais valores norma-
42 Capítulo 3. Metodologia
lizados em relação a este valor. As curvas de irradiação solar utilizadas são apresentadas nas Figuras 3 e 4.
Figura 3 – Curva de irradiação para um dia claro.
Horas 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Irradiação (W/m²) 0 200 400 600 800
Fonte: Adaptada de (TRINDADE et al., 2017).
Figura 4 – Curva de irradiação para um dia nublado.
Horas 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Irradiação (W/m²) 0 200 400 600 800
Fonte: Adaptada de (TRINDADE et al., 2017).
3.2.2
Cargas
As cargas em sistemas de distribuição também possuem natureza intermitente, sendo distintas de acordo com a classe de consumidores. Em outras palavras, a carga varia durante o dia para consumidores residenciais, industriais e comercias. Sendo assim, serão considerados cinco perfis de cargas, um para a carga residencial, um para a carga comer- cial, e três para carga a industrial. Os perfis de carga foram obtidos em (JARDINI et al., 2000), e são como os apresentados nas Figuras de 5 a 9, possuindo resolução de 5 minutos.
3.2. Análise da Intermitência dos Painéis Fotovoltaicos e das Cargas no Sistema Teste do Cigré 43
Figura 5 – Perfil para a carga residencial.
Horas
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Potência Ativa (p.u.)
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
Fonte: (JARDINI et al., 2000).
Figura 6 – Perfil para a carga comercial.
Horas
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Potência Ativa (p.u.)
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
Fonte: (JARDINI et al., 2000).
Figura 7 – Perfil para a carga industrial 1.
Horas
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Potência Ativa (p.u.)
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
44 Capítulo 3. Metodologia
Figura 8 – Perfil para a carga industrial 2.
Horas
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Potência Ativa (p.u.)
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
Fonte: (JARDINI et al., 2000).
Figura 9 – Perfil para a carga industrial 3.
Horas
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Potência Ativa (p.u.)
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
Fonte: (JARDINI et al., 2000).
3.3
Dimensionamento do BESS
Para o dimensionamento do BESS, tem-se a premissa de que este será utilizado para prover suporte de tensão para o sistema, adequando a tensão em regime permanente aos valores definidos pelo PRODIST, e também suavizando a tensão na barra que sofre varia- ções em virtude da intermitência da geração fotovoltaica. Embora o BESS neste trabalho seja explorado para outras aplicações, o foco maior será dado ao modo de suporte de tensão. Sendo assim, o primeiro passo será avaliar como o sistema se comporta somente com a operação do GD, para avaliar a necessidade da bateria e poder extrair informações do sistema que auxiliem no dimensionamento. Então, para essa etapa serão simulados al- guns cenários alterando-se o carregamento do sistema e a irradiação solar. Os parâmetros considerados são apresentados na Tabela 3.
3.3. Dimensionamento do BESS 45
Tabela 3 – Cenários utilizados para avaliação da necessidade do BESS.
Carregamento do Sistema (%) Irradiação Solar (𝑊/𝑚2) 20 200 50 500 100 1000
O próximo passo será encontrar uma relação entre a potência consumida ou injetada pela bateria e o valor de tensão que é reduzido ou incrementado, respectivamente. A partir dessa relação, será possível definir qual deve ser a potência requerida da bateria para adequar os valores de tensão aos limites estabelecidos em norma. Então, com base nesse resultado é que a bateria será dimensionada. Foram realizadas várias simulações considerando valores diversos para a irradiação solar, para o carregamento do sistema, e para a potência consumida pela bateria, sendo os parâmetros empregados na definição dos cenários apresentados na Tabela 4. Para o momento, somente serão verificados os cenários em que a bateria absorve potência da rede. E então, será verificada qual a relação entre a tensão que é reduzida e a potência consumida pela bateria.
Tabela 4 – Parâmetros utilizados para encontrar a relação entre a potência de saída da bateria e a tensão na barra 8.
Parâmetros para definição dos cenários
Irradiação solar (𝑊/𝑚2) 200 500 1000
Carregamento (%) 50 100
Potência absorvida pelo BESS (MW) 0,2 0,5 0,8 1 1,5 2
Por fim, após obter a relação mencionada, será preciso simular vários cenários repre- sentando mudanças na irradiação solar e no carregamento do sistema, de modo a verificar qual o dimensionamento adequado para o sistema teste do Cigré. Para isso, serão anali- sadas as curvas de irradiação adotadas (Figuras 3 e 4) e as curvas de carga (Figuras 5 a 9). Serão avaliados os histogramas dessas curvas, de modo a verificar quais os valores de irradiação e carga que mais ocorrem. Tal premissa será tomada para fins de dimensiona- mento, pois, levando-se em conta que BESSs de maior capacidade são mais caros que os de menor capacidade, e que não é interessante possuir um sistema de armazenamento com capacidade elevada se esta for utilizada de modo esporádico, somente serão analisados os casos que mais ocorrem.
Estes serão encontrados baseados no princípio fundamental da contagem, de acordo com a Equação (1). Pelo princípio, o número de possibilidades (𝑃 ), neste caso represen- tando os cenários, é dado pelo produto do número de possibilidades de cada parâmetro
46 Capítulo 3. Metodologia
da Irradiação solar (𝐼) e do Carregamento para a Carga Residencial (𝐶𝑅) e Carga Co- mercial/Industrial (𝐶𝐶𝐼).
𝑃 = 𝐼 * 𝐶𝑅 * 𝐶𝐶𝐼 (1)