Resumo Este Artigo apresenta à definição de geração distribuída, seus benefícios, desvantagens, impactos e um estudo de perdas nas linhas de transmissão no sistema IEEE 14 barras modelado no software ATP Draw ao se conectar Gerações Distribuídas no sistema. Os pontos de conexões que apresentaram menores impactos no sistema foram determinados a partir de testes feitos com a inclusão da Geração Distribuída em algumas barras do sistema.
As perdas no sistema foram estudadas em dois cenários: um com o acréscimo de uma geração e outro com acréscimo de duas gerações. Os resultados simulados mostram uma redução maciça das perdas nos dois cenários e um controle de tensão nas barras.
Palavras-chaves Geração Distribuída, Modelagem via software ATP Draw, Perdas nas linhas de transmissão, instabilidade de tensão.
I. INTRODUÇÃO
A Geração Distribuída vem ganhando importância mundial no atendimento a demanda de energia elétrica. Nos últimos anos e em todo o mundo, a desregulamentação da indústria de energia elétrica tem levado a mudanças profundas na indústria e em seu mercado. Neste sentido, o alvo principal tem sido buscar um mercado competitivo, inovador e voltado para os consumidores, onde os negócios apenas têm êxito, se focados no interesse destes consumidores. Tal contexto enfatiza, portanto, o incentivo a criação e a evolução de tecnologias de geração com confiabilidade, aumento na eficiência energética, desempenho ambiental e uma prestação de serviços com maior
Este projeto foi apoiado parcialmente pela Universidade Federal do Piauí – UFPI
R. O. Lima, ex-aluna do curso de engenharia elétrica pela UFPI, Teresina, Brasil (e-mail: rennatha-lima@hotmail.com).
N. X. Melo, professor mestre do departamento de engenharia elétrica da UFPI, Teresina, Brasil (e-mail: nelber@dee.ufc.br).
B. F. S Junior, professor doutor do departamento de engenharia elétrica da UFPI, Teresina, Brasil (e-mail: bartolomeuf@ufpi.edu.br).
F. R. Barbosa, professor doutor do departamento de engenharia elétrica da UFPI, Teresina, Brasil (e-mail: fabiorocha@ufpi.edu.br).
F. M. A. Linard, professora mestre do departamento de engenharia elétrica da UFPI, Teresina, Brasil (e-mail: fabiola.linard@ufpi.edu.br).
M. A. T. Lira, professor mestre do departamento de engenharia elétrica da UFPI, Teresina, Brasil (e-mail: marcoslira@ufpi.edu.br).
qualidade de energia para atendam a necessidade da comunidade em geral.
No Brasil, a maior parte da geração de energia elétrica é de origem hidráulica. Com o racionamento de energia ocorrido em 2001 a fragilidade do sistema de geração ficou exposta, abrindo então espaço para a busca de fontes alternativas de energia já que esta sendo cada vez mais difícil a abertura de novas faixas de linhas de transmissão e a construção de novas hidrelétricas devido aos impactos ambientais que ocasionam. (DIAS; BOROTNI; HADDAD, 2005)
Com a necessidade de novas fontes de energia alternativa, os órgãos reguladores vêm analisando o estudo dos impactos que sua utilização ocasiona no sistema. A Geração Distribuída (GD) mostra ser uma boa alternativa tanto para o aumento da demanda, quanto para a redução das perdas, redução de investimentos no sistema além de oferecer energia com qualidade mais elevada, pois a energia elétrica via fontes renováveis, como a solar, eólica e biomassa são mais eficientes e menos prejudiciais ao meio ambiente.
Um ponto que deve ser bem analisado é a sua interconexão ao sistema, pois sua localização pode ocasionar impactos no sistema elétrico ao qual será conectada. No entanto, uma boa localização da GD pode minimizar das perdas do sistema. Para descobrir a melhor localização da geração é necessário um estudo aprofundado do fluxo de potência dos sistemas, ou seja, é preciso entender o comportamento do sistema mediante cada alteração.
II. REVISÃODELITERATURA
Segundo o Art. 14 do Decreto n° 5.163 de 30 de julho de 2004 é considerado Geração Distribuída à produção de energia elétrica proveniente de empreendimentos de agentes concessionários, permissionários ou autorizados, conectados diretamente no sistema elétrico de distribuição do comprador, exceto aquela proveniente de empreendimentos: hidrelétricos com capacidade instalada superior a 30MW; e termelétricas, inclusive de cogeração, com eficiência energética inferior a 75%.
2.1 Benefícios da Geração Distribuída
A Geração Distribuída possibilita uma maior diversificação da tecnologia empregada, levando a um uso mais racional das fontes de produção de energia elétrica. Ela também
Estudo de perdas no Sistema Elétrico de
Potência com presença de Geração Distribuída
usando o ATP Draw
proporciona um melhor aproveitamento da sazonalidade à qual alguns tipos de geração estão submetidos, fazendo com que haja uma melhor complementação à geração hidráulica.
De acordo com Instituto Nacional de Eficiência Energética (INEE), há uma série de benefícios da Geração Distribuída, tais como:
Atendimento mais rápido ao crescimento da demanda;
Aumento da confiabilidade do suprimento aos consumidores próximos à geração local;
Redução das perdas na transmissão e dos respectivos custos;
Redução dos investimentos para implantação e reservas de geração;
Aumento da estabilidade do sistema elétrico; Aumento da eficiência energética;
Redução de impactos ambientais da geração; Benefícios gerais decorrentes da maior eficiência; Maiores oportunidades de comercialização e de ação
da concorrência no mercado de energia elétrica, na diretriz das leis que reestruturaram o setor elétrico.
2.2 Fluxo de Potência em Linhas de Transmissão
Fluxo de potência é uma das ferramentas muito utilizadas em análise de sistemas de potência. A análise do fluxo de potência é importante para se conhecer o desempenho de sistemas sob o ponto de vista de operação ou planejamento.
É possível obter o fluxo de potência em todos os pontos de uma linha de transmissão, no entanto, deve-se conhecer ou determinar a tensão, corrente e o fator de potência da linha. Por ser um estudo complexo as ferramentas computacionais são muito utilizadas.
A inserção de geradores independentes em um sistema ocasiona uma modificação no fluxo de potência inicial, gerando fluxos de potência multidirecionais, causando também modificações nas perdas do sistema. A mudança do sentido de fluxo é mais intensa principalmente quando a geração é maior que a carga, ou seja, o fluxo poderá trafegar no decorrer de um dia em qualquer sentido, fazendo com que a rede passe a ser um elemento “ativo”.
A eficiência e a confiabilidade de sistemas elétricos de potência, em sistemas de transmissão ou de distribuição definidos na análise estática da operação são dados pelo gerenciamento do atendimento da potência reativa requerida. Este ponto garante a estabilidade da tensão nas barras, conseqüência do despacho controlado de potência reativa. (GONÇALVES, 2008, p. 6).
2.3 Perdas nas Linhas de Transmissão
Em um processo de conversão de energia as perdas são inevitáveis. As perdas nos sistemas de transmissão são na maioria das vezes produzidas pelo aquecimento das extensas linhas de alta tensão e dos equipamentos a ela associados, que fazem à ligação das usinas geradoras às distribuidoras de energia.
O foco deste trabalho são as perdas dos sistemas elétricos, logo, nos estudos de GD as perdas estão diretamente vinculadas à distribuição do fluxo de potência, visto que ao ser inserido uma GD o fluxo de potência passa a ser multidirecional. Pois, a presença dos geradores altera a distribuição do fluxo, alterando assim as perdas.
Alguns fatores influenciam as perdas na presença de geradores tais como: a localização do gerador, a relação entre o nível de geração e a carga do sistema e a topologia da rede na qual o gerador está conectado.
Uma GD devidamente localizada pode não só suprir uma geração adicional como também induz ao uso mais eficiente da rede diminuindo as perdas elétricas, melhorando o perfil de tensão do alimentador e até resolvendo questões de sobrecarga nos cabos dos alimentadores.
2.4 Programa ATP
O ATP (Alternative Transients Program) é um programa de simulação digital disposto em diversas versões específicas para os diversos tipos de sistemas operacionais. O ATP é um software que permite a simulação de transitórios eletromagnéticos em sistemas de energia elétrica através do método baseado na utilização da matriz de admitância de barras. É um programa que possui uma grande variedade de ferramentas para a modelagem de sistemas, através dele pode-se simular redes de alta complexidade.
O ATP Draw é uma interface gráfica na plataforma de MS Windows do ATP, que consiste em uma versão do EMPT (Eletromagnetic Transient Program). Bacca (2007). Com o ATD Draw pode-se construir circuitos elétricos convencionais, bastando apenas selecionar modelos pré-definidos dos principais elementos componentes de uma rede elétrica, reduzindo assim os esforços e o tempo despendido com programação.
A construção das redes elétricas dispondo do ATP é realizada através de códigos escritos, enquanto que no software ATP Draw, as redes são construídas através de uma interface gráfica. Isso facilita a modelagem de sistemas elétricos com vários barramentos. Seu uso é ideal para gerar uma visão global dos valores de tensões e corrente em cada barramento. (GHESSI, 2012).
III. METODOLOGIA
Este trabalho busca analisar as perdas de potência ativa geradas pela inclusão de unidades de Geração Distribuída no sistema de transmissão IEEE 14 barras utilizando o programa ATP (Alternative Transients Program) através de dois cenários propostos: cenário 1 com a inclusão de uma GD com uma potência de geração de 10% da demanda média do sistema (25,9 MW) e o cenário 2 com duas GD com uma potência de 20% da demanda média do sistema (25,9MW para cada GD).
de potência, cálculos de perdas em linhas de transmissão e de modelagem de sistemas no software ATP.
Na segunda etapa foi realizado o estudo do sistema de transmissão escolhido com a busca de dados referentes aos valores de seus componentes e os cálculos dos valores dos componentes que não foram obtidos. Posteriormente foi feita a modelagem e a representação do sistema, de acordo com os dados obtidos e com os cenários a serem simulados no programa ATP.
A terceira e última etapa do trabalho consistiu na realização das simulações, na análise dos resultados obtidos e na conclusão do estudo.
IV. RESULDADOFINAL
O sistema IEEE 14 barras foi utilizado como base para o estudo da melhor localização de unidade de GD de forma a minimizar as perdas do sistema. A Fig. 1 mostra a modelagem desse sistema feito no software ATP Draw.
Fig. 1. Sistema de transmissão IEEE 14 barras modelado via ATP Draw.
Para encontrar o melhor local para conexão da unidade de GD é necessário que seja feito uma série de testes na rede. Dessa forma, há uma grande possibilidade de combinações que devem ser analisadas.
Os testes foram realizados em 8 das 14 barras do sistema, as quais foram escolhidas devido seu nível de tensão e por se localizarem mais próximas as cargas. Dessa forma, foram escolhidas as barras 6, 9, 10, 11, 12, 13 e 14 com tensão de 66kV e a Barra 8 com tensão 33kV. Para a escolha da melhor localização da GD, foram levadas em consideração as menores perdas no sistema causadas pelo impacto da GD e ao limites de tensão de fornecimento estabelecidos para o ponto de conexão.
Como no Brasil não há uma referência expressa ao limite de potência de GD, a escolha da potência da GD instalada foi feita levando em conta três considerações:
Ao limite de capacidade dado de acordo com a definição de GD: Considera-se geração distribuída pequenas centrais elétricas com até 30MW de potência;
Ao limite empregado na Espanha: a capacidade instalada deve ser limitada em 50% da capacidade da rede.
A norma empregada no Decreto n° 5.163, de 30 de julho de 2004, Art.15 parágrafo 1°: O montante total da energia elétrica contratada proveniente de empreendimentos de geração distribuída não poderá exceder a 10% da carga do agente de distribuição.
Dessa forma, considerando um fator de capacidade de 50%, a potência instalada da GD, neste cenário corresponderia a 20% da demanda média dessa rede. Assim, a exposição dos dados foi feita levando em conta aos cenários 1 e 2.
A. Cenário 1
Implantação de uma unidade de GD, considerando 10% da demanda média da rede. Como o sistema IEEE 14 barras possui uma carga ativa de 259MW, a GD implantada terá então uma potência de 25,9 MW.
A partir dos testes feitos nas barras citadas, foi determinado então que o melhor local para se conectar a GD é na Barra 13, pois foi o ponto de conexão que apresentou menores perdas de potência nas linhas e menores quedas de tensão nas barras.
Com o arquivo .LIS fornecido pelo programa ATP foram obtidos os valores de tensões nas barras do sistema, assim, a Figura 2, mostram as tensões das barras antes e depois da implantação da Geração Distribuída na Barra 13 nas três fases do sistema.
(a)
(b) 0.80
0.85 0.90 0.95 1.00 1.05 1.10
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Barras Tensão nas Barras - Fase A
com GD sem GD
Limite máximo Limite mínimo
0.80 0.85 0.90 0.95 1.00 1.05 1.10
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
M
a
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(
pu
)
Barras Tensão nas Barras - Fase B
com GD sem GD
(c)
Figura 2 – Sistema IEEE-14 barras, comparação entre tensões das barras antes e depois do acréscimo de uma Geração Distribuída: (a) Tensões da fase A entre as barras, (b) Tensões da fase B entre as barras e (c) Tensões da fase C
entre as barras.
Percebe-se então que praticamente em todas as barras houve um aumento de tensão, mas sem ultrapassar o limite de tensão estabelecido. Percebe-se também que nas barras 3, 4 e 5 o valor da tensão se manteve abaixo do limite mínimo, isso decorre pelo fato das tensões nos transformadores permanecerem constante ao longo do sistema na modelagem feita no software ATP e como o transformador localizado entre as barras 5-6 tem um tap de 0,932 p.u, ou seja bem próximo do limite mínimo 0,93 p.u estabelecido por norma, com as perdas do sistema, as tensões tanto na barra 5 quanto nas barras próximas a ela, acabaram ficando abaixo do limite.
Como o foco principal deste trabalho é encontrar a localização de uma GD de forma a minimizar as perdas no sistema, as perdas nas linhas de transmissão foram calculadas através da soma do fluxo de potência entre as barras.
A Figura 3 mostra a redução das perdas de potência ativa nas linhas do sistema IEEE 14 barras nas fases A, B e C com a implantação da GD na Barra 13.
(a)
(b)
(c)
Fig. 3. Resultados para o sistema IEEE-14barras, comparação das perdas de potência ativa nas linhas antes e depois do acréscimo de uma Geração Distribuída: (a) Perdas Ativas na fase A, (b) Perdas Ativas na fase B e (c)
Perdas Ativas na fase C.
Pelos gráficos da figura percebe-se que nas linhas 4-7, 4-9 e 5-6 não apresentam perdas ativas nem antes nem depois da implantação da GD, isso decorre do fato de que nestes pontos estão localizados os transformadores do sistema, logo em sua modelagem encontram-se apenas valores de impedância.
Percebe-se também que as linhas 3-4, 4-5, 6-11 e 10-11 as perdas depois da implantação da GD foram um pouco maiores, isso decorre pelo fato de que o fluxo que antes passava por essas linhas alimentava apenas uma carga e com o acréscimo da GD o fluxo passou a ser multidirecional de forma que ele passasse a alimentas outras cargas próximas a elas. Mas, nas demais linhas seus valores de redução de perdas são bastante significativos. E, como podem ser vistos na Figura 3 as linhas que apresentam maiores perdas são 1-5, 2-3, 2-5 e 2-5, mas mesmo assim apresentam uma redução de suas perdas com a implantação da GD.
Com a implantação da GD na Barra 13, as perdas totais apresentadas nas linhas foram de 14,5 MW enquanto que sem acréscimo de geração há uma perda de 15,4 MW, ou seja, uma redução de 5,84% das perdas totais nas linhas em relação à 0.80 0.85 0.90 0.95 1.00 1.05 1.10
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
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Perdas sem acrescimo de GD
Perdas com acrescimo de uma GD
-0.20% 0.00% 0.20% 0.40% 0.60% 0.80% 1.00% 1.20% 1.40% 1 -2 1 -5 2 -3 2 -4 2 -5 3 -4 4 -5 4 -7 4 -9 5 -6 6 -11 6 -12 6 -13 7 -8 7 -9 9 -10 9 -14 10 -11 12 -13 13 -14 P er da s At iv a s (%) Linhas Perdas Ativas na Fase B
Perdas sem acrescimo de GD
Perdas com acrescimo de uma GD
-0.20% 0.00% 0.20% 0.40% 0.60% 0.80% 1.00% 1.20% 1.40% 1 -2 1 -5 2 -3 2 -4 2 -5 3 -4 4 -5 4 -7 4 -9 5 -6 6 -11 6 -12 6 -13 7 -8 7 -9 9 -10 9 -14 10 -11 12 -13 13 -14 P er da s At iv a s (%) Linhas Perdas Ativas na Fase C
Perdas sem acrescimo de GD
condição sem geração e uma perda de 4,86% da potência total agora presente no sistema.
B. Cenário 2
No segundo cenário foi considerado 20% da demanda média da rede, achando assim uma potência de 51,8MW para a GD, como a potência da Geração Distribuída não pode ser maior que 30MW, optou-se então por implantar duas GD de 25,9MW cada.
A localização da primeira GD foi empregada de acordo com o Cenário 1, manteve-se então a GD do cenário 1 fixa na barra 13 e fez-se os testes para achar o melhor local para se conectar a segunda GD.
Dessa forma, o local onde se obteve menores perdas nas linhas e uma tensão nas barras de acordo com os níveis estabelecidos foi na Barra 11.
(a)
(b)
(c)
Figura 4 – Sistema IEEE-14 barras, comparação das tensões nas barras antes e depois do acréscimo de duas Gerações Distribuídas: (a) Tensões da fase A entre as barras, (b) Tensões da fase B entre as barras e (c) Tensões da fase C
entre as barras.
Ao observar os gráficos da figura 4, percebe-se que também houve um aumento de tensão com a implantação da segunda geração decorrentes da potência reativa da geração. No entanto não chegou a ultrapassar os limites estabelecidos de 1,05 pu, observa-se também que houve um melhoramento das tensões em algumas barras que se encontravam abaixo do limite estabelecido, decorrente do valor do tap do transformador nas barras 5-6, como foi explicado anteriormente para o caso da implantação da GD’ na barra 13.
Esse aumento de tensão já era previsto, pois a potência reativa é a maneira mais usual de se melhorar a capacidade de transmissão de potência e a estabilidade de tensão de um sistema. Logo, com o aumento da carga no sistema os níveis de tensão podem voltar a cair. Os valores de tensão nas barras
com as duas GD’s podem ser observados na Tabela B-3 do
apêndice B.
As perdas apresentadas no sistema com a implantação da segunda GD são apresentadas nas Figuras 5, onde mostram as perdas em cada uma das fases do sistema.
(a) 0.80
0.85 0.90 0.95 1.00 1.05 1.10
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M
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Barras Tensão nas Barras - Fase A
com duas GD's sem GD
Limite máximo Limite mínimo
0.80 0.85 0.90 0.95 1.00 1.05 1.10
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
M
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T
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pu
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Barras Tensão nas Barras - Fase B
com duas GD's sem GD
Limite máximo Limite mínimo
0.80 0.85 0.90 0.95 1.00 1.05 1.10
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
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Barras Tensão nas Barras - Fase C
com duas GD's sem GD
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Linhas Perdas Ativas na Fase A
Perdas sem acrescimo de GD
(b)
(c)
Fig. 5. Resultados para o sistema IEEE - 14barras, comparação das perdas antes e depois do acréscimo de duas Gerações Distribuídas: (a) Perdas Ativas
na fase A, (b) Perdas Ativas na fase B e (c) Perdas Ativas na fase C. Nos gráficos da figura 5 praticamente só a linha 3-4 que apresentou uma perda maior com a inclusão das GD’s, decorrente da circulação do fluxo de potência nesta linha, como explicado anteriormente.
A linha 1-2 apresentou uma redução de perdas maiores com a inclusão da segunda geração. Com o acréscimo de duas GD’s no sistema IEEE 14 barras, foi obtido uma redução de perdas ainda mais significativa, logo, com a inclusão da segunda Geração Distribuída o sistema apresentou um total de perdas de 13,2 MW correspondendo então uma redução de 14,28 % das perdas em relação às perdas sem a presença de Geração Distribuída, e uma perda de 4,07% do total de potência ativa presente no sistema com a inclusão das duas GD’s.
V. CONCLUSÃO
Neste trabalho, apresentou-se a modelagem do sistema IEEE 14 barras para o estudo de perdas no sistema sem e com
a inclusão de Geração Distribuída utilizado o software ATP. De forma a analisar como a qualidade da energia do sistema é afetada com a inclusão da Geração Distribuída.
As simulações apresentaram resultados bastante conclusivos quanto aos benefícios para o sistema ao incluir unidades de GD.
A alocação do ponto de conexão da GD é crucial para a redução dos impactos no sistema, os testes feitos nas barras foram realizados de forma a garantir o mínimo de perdas no sistema sem acarretar distúrbios nos seus níveis de tensão.
A implantação de GD no sistema ocasionou uma melhoria dos níveis de tensão em todas as barras do sistema de forma a manter os níveis de tensões dentro dos limites em praticamente todas elas.
O objetivo principal do trabalho foi atingido de forma satisfatória que é a redução das perdas no sistema com a inclusão da Geração Distribuída. O cenário 2 em relação ao cenário 1 apresentou uma redução de 8,96% de perdas, dessa forma, quanto maior a injeção de potência no sistema menores serão suas perdas desde que seja feito uma análise para se definir qual o melhor ponto de conexão da GD.
O estudo do sistema IEEE 14 barras foi realizado de forma a manter todos os seus dados originais sem alteração. Nas figuras 2 e 4 algumas barras apresentaram seus valores de tensão abaixo do exigido, no entanto elas podem ser corrigidas com o aumento do tap dos transformadores e/ou utilização de compensadores reativos, logo, como não é o foco do trabalho a correções destes valores de tensão podem ser feitos em trabalhos futuros.
VI. REFERÊNCIAS
[1] ANEEL. PRODIST. Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição. Revisão 5 de 14 de dezembro de 2012. Disponível em http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=82, acesso em 24 de junho de 2014.
[2] ANEEL. PRODIST. Módulo 8 – Qualidade da energia elétrica. Revisão 5 de 1 de janeiro de 2015. Disponível em http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=82, acesso em 24 de junho de 2014.
[3] BACCA, IvandroAntonio. ATPDraw introdução. Curitiba, 2007. [4] DIAS, M. V. X.; BOROTNI, E. C; HADDAD, J. Geração
distribuída no Brasil: oportunidades e barreiras, Revista Brasileira de Energia Vol. 11 | N°2. Sociedade Brasileira de Planejamento Energético, Rio de Janeiro, 2005.
[5] INEE - Instituto Nacional de Eficiência Energética, Fórum de Co-Geração e Co-Geração Distribuída. Co-Geração Distribuída e Conexão ao Sistema Elétrico (Proposta de Revisão da Resolução ANEEL 281/99) 2002. (22pgs)
[6] MONTICELLI, Alcir José. Fluxo de carga em redes de energia elétrica. São Paulo: Edgard Blucher LTDA, 1983.
[7] STEVENSON, William D. Elementos de análise de sistemas de potência. 2. Ed. São Paulo: MCGraw-Hill, 1986.
[8] IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers). Site ieeexplore.ieee.org/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=6169750, acessado em maio de 2014.
[9] IEEE.Site www.ewh.ieee.org/soc/pes/dsacom/testfeeders/index, acessado em maio de 2014.
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