Patamar de carga 1 com geração fotovoltaica de 27,2 MVA

para a simulação com o gerador de 34 MVA. Isso mostra que a inserção de mais um gerador ao sistema, ou seja, um aumento da capacidade de geração fotovoltaica, afeta diretamente a regulação de tensão das barras da rede estudada.

Com o aumento dos ângulos do fator de potência de 10º até 45º, observou-se que as barras mantiveram a sua tendência de aumento de tensão e se aproximaram mais do valor de 1 pu. Além disso, esses valores de tensão foram maiores em comparação ao caso anterior.

É importante salientar que, no caso da barra nova 10 para o ângulo do fator de potência de 45°, a geração fotovoltaica de 40,8 MVA, conseguiu realizar o controle em 1 pu, utilizando 93,75% da sua capacidade total de potência reativa. Por isso, na Tabela 11, verifica-se que no ângulo de 45º, o gerador disponibiliza 27 MVAr, no entanto, a capacidade de geração é de 28,85 MVAr. Isso reforça a afirmativa anterior de que um sistema com maior capacidade de potência aparente possibilita uma regulação de tensão mais rápida e pode permitir um controle de tensão na barra de conexão do gerado fotovoltaico, no seu valor especificado.

As perdas ativas totais, conforme descritas na Tabela 11, também apresentaram melhorias com a inserção da geração fotovoltaica, registrando novamente uma queda quando comparadas ao sistema sem a presença dessa geração, ainda que, as perdas tenham aumentado um pouco com a diminuição do fator de potência. Mesmo assim, esse aumento foi pouco significativo. Vale destacar que, em comparação ao caso anterior, as perdas ativas totais foram um pouco menores, tendo em vista que os despachos dos geradores existentes foram menores e, consequentemente, o fluxo de potência ativa pelo sistema.

No que se refere aos resultados dos despachos ativos e reativos dos geradores 1 e 2 apresentados na Tabela 11, constatou-se um comportamento semelhante ao caso anterior. Da mesma forma, fica claro que a inserção da geração fotovoltaica possibilitou a redução da influência dos geradores existentes sobre o sistema, tornando-se uma aliada na geração ativa e reativa, independentemente do fator de potência.

as tensões para o sistema sem a geração fotovoltaica. As tensões que apresentaram valores violados nas simulações estão destacadas em azul.

Tabela 12 - Módulos de tensão das barras do sistema teste de 9 barras, no patamar de carga 1, em função do ângulo do FP da geração fotovoltaica de 27,2 MVA

Barra

Sistema sem inversores

Ângulo do fator de potência dos inversores

0° 5° 10° 15º 20º 25º 30° 35º 40º 45º

1 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 2 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 3 0,976 0,983 0,984 0,984 0,985 0,986 0,987 0,987 0,988 0,988 0,988 4 0,970 0,977 0,978 0,98 0,981 0,982 0,983 0,984 0,984 0,985 0,985 5 0,945 0,955 0,956 0,958 0,959 0,96 0,961 0,962 0,963 0,963 0,964 6 0,959 0,967 0,969 0,97 0,972 0,973 0,974 0,975 0,976 0,977 0,978 7 0,936 0,947 0,950 0,952 0,954 0,956 0,958 0,959 0,961 0,962 0,963 8 0,951 0,961 0,963 0,965 0,967 0,968 0,969 0,971 0,972 0,972 0,973 9 0,925 0,941 0,945 0,948 0,952 0,955 0,958 0,961 0,964 0,966 0,968 10 - 0,941 0,946 0,951 0,956 0,961 0,965 0,969 0,973 0,976 0,979

Fonte: Elaboração própria.

A Figura 31 ilustra graficamente o comportamento dos valores das tensões nas barras do tipo PQ desse sistema, de acordo com a variação do fator de potência dos inversores.

Figura 31 - Variação das tensões nas barras do sistema teste de 9 barras com o fator de potência da geração fotovoltaica de 27,2 MVA, no patamar de carga 1

Fonte: Elaboração própria.

A Tabela 13, apresenta os resultados referentes às perdas ativas e reativas totais, assim como o despacho ativo e reativo dos geradores existentes e do gerador fotovoltaico.

Tabela 13 - Total de perdas e despachos dos geradores do sistema teste de 9 barras, no patamar de carga 1, em função do ângulo do FP da geração fotovoltaica de 27,2 MVA

Grandeza

Sistema sem inversores

Ângulo do fator de potência dos inversores

0° 5° 10° 15º 20º 25º 30° 35º 40º 45º

Perdas Ativas

(MW) 7,3 5,3 5,3 5,2 5,3 5,3 5,3 5,4 5,4 5,5 5,6

Perdas Reativas

(MVAr) -61,3 -86,7 -87,7 -88,6 -89,2 -89,6 -89,7 -89,7 -89,5 -88,9 -88,2 Despacho ativo

do gerador 1 (MW)

264,8 235,6 235,7 236,0 236,5 237,2 238,2 239,3 240,6 242,1 243,9 Despacho reativo

do gerador 1 (MVAr)

63,8 47,7 46,0 44,4 43,0 41,7 40,6 39,7 38,9 38,4 38,1

Despacho ativo do gerador 2

(MW)

100,00 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 Despacho reativo

do gerador 2 (MVAr)

42,8 33,9 32,2 30,6 29,1 27,7 26,5 25,3 24,3 23,5 22,8

Despacho ativo do gerador/inversor na barra 10 (MW)

- 27,20 27,10 26,79 26,27 25,56 24,65 23,56 22,28 20,84 19,23 Despacho reativo

do gerador/inversor

na barra 10 (MVAr)

- 0 2,37 4,72 7,04 9,30 11,50 13,60 15,60 17,48 19,23

Fonte: Elaboração própria.

Ao parametrizar o inversor com fator de potência igual a 1, isto é, ângulo igual a 0°, verificou-se que todas as barras apresentaram um aumento nos valores de tensão, porém tais valores foram menores em relação aos dois casos anteriores. Para esta configuração do inversor, a barra 5 foi a única retirada do estado de violação inferior de tensão e as barras 7, 9 e 10 ainda apresentando valores violados de tensão.

A barra 7 deixou de apresentar violação de tensão para o ângulo do fator de potência de 5º. No caso das barras 9 e 10, isso ocorreu para os ângulos de 10º e 15º, respectivamente. Esse resultado reafirma que uma potência aparente menor aplicada à rede resulta em uma injeção menor de potência reativa para manter as tensões das barras operando dentro dos limites de operação aceitáveis.

No caso específico da barra 10, a sua tensão também não foi controlada pelo gerador fotovoltaico, para qualquer ângulo do fator de potência, tendo em vista que o gerador sempre forneceu potência reativa limitada pela sua capacidade máxima. E como esse despacho reativo foi menor, o valor da tensão da barra 10 foi mais distante de 1 pu em comparação aos dois casos analisados anteriormente com capacidades maiores de geração fotovoltaica.

Portanto, constatou-se que um valor do ângulo do fator de potência entre 10º e 15º já foi suficiente para que todas as barras apresentassem suas tensões fora das condições de violação, conforme demonstrado na Figura 31.

Ainda assim, os ângulos do fator de potência foram aumentados até 45º, a fim de demonstrar que, quanto maior a liberdade para a parametrização do fator de potência, maiores serão os benefícios na regulação de tensão do sistema.

Dentre as três capacidades instaladas de geração fotovoltaica analisadas no estudo, a de 27,2 MVA se mostrou como a geração que mais tardou em retirar as tensões das barras da condição de violação, além de apresentar os menores níveis de tensão para um determinado ângulo de fator de potência.

As perdas ativas totais registradas na Tabela 13 novamente apresentaram melhorias quando comparadas ao sistema sem o inversor. E de maneira semelhante aos casos analisados anteriormente, os seus valores apresentaram um aumento pouco significativo com o aumento do ângulo do fator de potência. Além disso, é importante destacar que, em comparação às duas situações anteriores, as suas perdas ativas totais foram um pouco maiores, já que os despachos dos geradores existentes foram maiores, assim como os fluxos de potência ativa do sistema.

No que que diz respeito aos resultados dos despachos ativos e reativos dos geradores 1 e 2 apresentados na Tabela 13, verificou-se um comportamento similar aos dois casos anteriores. Independentemente do fator de potência, a inserção da geração fotovoltaica permite uma redução dos despachos dos geradores já existentes no sistema.