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Impactos da Conexão de Sistemas Fotovoltaicos na Proteção de Sistemas de
Distribuição de Energia Elétrica
K. Yamauti, F. Bazzo, A. R. Donadon, J. C. Camargo, M. D. Teixeira, P. A. B. Block,
H. L. López-Salamanca
Resumo
São notórios os benefícios que a expansão da geração distribuída pode trazer para sistema elétrico mundial, sobretudo com o aumento da disponibilidade e confiabilidade, além da melhoria da regulação de tensão nos ramais de distribuição de energia elétrica, beneficiando não somente o consumidor, mas também a própria concessionária de energia elétrica. Todavia, estes ganhos podem ser minimizados frente a impactos negativos, ainda pouco explorados pela literatura internacional, principalmente no que tange a proteção dos sistemas de distribuição de energia elétrica e sua interação com os sistemas fotovoltaicos. Neste particular, a conexão de geradores fotovoltaicos a rede pode ocasionar na reversão do fluxo de energia, impactando até mesmo nas correntes de curto-circuito. Essa transformação acarreta em impactos na operação do sistema e equipamentos de proteção em termos de confiabilidade e segurança.
Neste sentido, a proteção de sistemas torna-se um assunto de vital importância a torna-ser analisado quando se pretende instalar geração distribuída em sistemas de distribuição. Tal importância esta no fato de que a maioria dos estudos de proteção de sistemas elétricos de distribuição é realizada considerando-se uma única fonte de alimentação. Assim, a proteção de redes de distribuição que possuem interligação com sistemas fotovoltaicos é assunto de grande relevância tanto para proteção humana quanto para a proteção de equipamentos em geral.
A proteção de uma rede de distribuição, na grande maioria dos casos, é baseada na proteção de sobrecorrente, seja por relés associados a disjuntores ou religadores, seja por fusíveis. A configuração da proteção deve ser tal que, cada falta seja eliminada suficientemente rápida com o menor impacto sobre os clientes. Portanto, ao adicionarmos um gerador ao alimentador da rede, as correntes de falta são alteradas, causando um aumento no risco de falha da proteção.
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Este trabalho foi totalmente financiado pela CPFL, através do programa de P&D.
K. Yamauti e F. Bazzo são alunos de graduação em Enegenharia elétrica da UFPR, Curitiba, PR (e-mail: kahyamauti@gmail.com).
A. R. Donadon trabalha na CPFL, Campinas, SP (e-mail: Donadon@cpfl.com.br).
J. C. Camargo é director da Hytron e coordenador do projeto de P&D, Campinas, SP (e-mail: joão.carlos@hytron.com.br)
M. D. Teixeira, P. A. B. Block e H. L. L. Salamanca são pesquisadores do Lactec, Curitiba, PR (e-mail: mateus.teixeira@lactec.org.br)
A proteção pode falhar por uma operação indesejada, como a abertura de um disjuntor quando não há presença de corrente de curto-circuito ou, pelo contrário: o disjuntor deveria abrir e não atua ou demora a atuar. No caso da geração fotovoltaica, estas condições serão aleatórias dependendo das condições climáticas e de manutenção do sistema fotovoltaico, que poderá a cada momento alterar os valores das correntes de falta.
Assim, com o intuito de contribuir nesta discussão, o presente trabalho realizou uma série de simulações computacionais com o intuito de se mensurar o impacto da conexão de geradores fotovoltaicos para a proteção de sistemas de distribuição de energia elétrica. Desta forma, a proteção de sobre corrente, especialmente aquela realizada por fusíveis, foi avaliada no intuito de se caracterizar a operação destes dispositivos nestas novas configurações de redes. Os resultados vêm mostrando que tanto para faltas de baixa impedância, mas, principalmente para as faltas de alta impedância, há sérios impactos nos tempos de atuação dos fusíveis e relés, problemas de coordenação e atuação da proteção de ante-ilhamento dos inversores de conexão à rede elétrica.
Palavras chaves: Proteção, Geração Distribuída, Coordenação de Proteções, Grau de Penetração,
1. INTRODUÇÃO
Os sistemas de distribuição de energia são tradicionalmente projetados para operar de forma radial, ou seja, o fluxo de potência vem dos níveis mais altos de tensão em direção aos consumidores de baixa tensão conectados a alimentadores radiais. Desta forma a proteção de sistemas de distribuição é implementada utilizando dispositivos simples como relés de sobrecorrente, religadores e fusíveis. Predominantemente são utilizados religadores nos alimentadores principais coordenados com fusíveis nos alimentadores laterais. Cada fusível também é coordenado com os fusíveis imediatamente a sua montante e a sua jusante. Com a inserção de fontes de geração distribuída o sistema de distribuição perde sua característica radial, uma vez que estas fontes passam a alimentar as cargas, e em casos de ocorrência de faltas, as fontes de GD contribuem com as correntes de falta também. Dependendo da potência, da localização e do tipo da fonte de GD, esta pode causar problemas no sistema de proteção, podendo causar o mau funcionamento ou até o não funcionamento de determinados dispositivos. Desta
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forma, ao considerar a inserção massiva de fontes de GD em um sistema de distribuição se faz necessário o estudo aprofundado dos impactos ocasionados por estas fontes no sistema de proteção da rede elétrica.Existem normas internacionais nas que são discutidos aspectos técnicos e são definidas recomendações para a conexão de fontes de geração distribuída no sistema de potência. Uma dessas normas é a norma IEEE Std 1547 de 2003 [1]. Nessa norma são definidos índices que permitem realizar um estudo preliminar para prever o impacto da inserção da fonte de GD no sistema elétrico. Caso seja verificado que a fonte de GD tem potencial de interação com o sistema de distribuição uma análise mais detalhada deverá ser feita. Nessa análise preliminar é necessário o conhecimento de parâmetros básicos do sistema tais como impedâncias, cargas, etc., e parâmetros da fonte de GD como tipo, potência nominal, fator de potência, etc.
No Brasil cada concessionária define os requisitos mínimos que devem ser atendidos para que fontes de geração distribuída ou fontes de energia renovável possam acessar à rede. Esses requisitos são compilados em normas técnicas da empresa, algumas dessas normas são: Requisitos para a Conexão de Acessantes Produtores de Energia Elétrica ao Sistema de Distribuição Cemig – Conexão em Media Tensão [2]; e Manual de Acesso de Geração Distribuída ao Sistema da Copel [3].
Além da normatividade vigente, na leitura técnico-científica há reporte de estudos onde são avaliados os impactos da inserção de GD no sistema de potência. Entre esses estudos são destacados aqueles relativos ao impacto no sistema de proteção objeto desse estudo.
Dentre os problemas na proteção causados pela utilização de fontes de geração distribuída em sistemas de distribuição destacam-se: a perda da coordenação entre dispositivos (entre fusíveis, ou entre fusíveis e religadores), e a perda da sensibilidade dos dispositivos de proteção. Estes problemas ocorrem basicamente por que a fonte de GD altera o balanço de correntes do sistema, ou seja, ao contribuir com a corrente de falta a fonte de geração distribuída faz com que os dispositivos a sua montante não sejam sensibilizados pela falta, ou demorem um tempo maior para atuar. Dependendo da magnitude da contribuição desta fonte o fusível atuará antes do religador, ocasionado desligamentos desnecessários de consumidores.
No trabalho desenvolvido por Schweitzer em 2012, a contribuição de geradores distribuídos na magnitude da corrente de falta depende principalmente do grau de penetração das fontes de GD na rede e da localização das mesmas [4].
Relativo ao impacto dos sistemas fotovoltaicos, fonte renovável que será objeto deste estudo, é necessário destacar que esse tipo de fonte tem uma particularidade que é sua aleatoriedade na geração. A sua contribuição para uma situação de falta varia de acordo com fatores climáticos como o nível de irradiação que variam ao longo do dia.
Além desse fator, outros fatores fazem com que sistemas de geração fotovoltaica não possam ser tratados como outras fontes de geração, tipo máquinas rotativas e algumas considerações específicas devem ser feitas, por exemplo sua conexão com a rede.
Os sistemas fotovoltaicos são conectados via inversores eletrônicos de potência, que permitem a conexão da fonte de corrente continua com a rede de corrente alternada. Estes inversores possuem duas malhas de controle principais que controlam a tensão e a corrente respectivamente, de forma a gerar sempre a máxima potência possível. Em situações de falta, a tensão no barramento de conexão do sistema reduz, e consequentemente o controle de máxima potência aumenta a corrente a fim de manter a potência em seu patamar máximo, contribuindo assim com a corrente de falta do sistema. Entretanto, segundo Bin em 2011 e Hooshyar em 2012 os inversores possuem um sistema de proteção que limita esta corrente de falta entre 1,5 e 2 vezes a corrente nominal do inversor [5-6].
Outro fator determinante na contribuição de um PV em situações de falta é o sistema de proteção do inversor utilizado. Segundo a norma IEEE 929 [7] os inversores devem desconectar-se automaticamente da rede elétrica em casos de alterações nos valores nominais de tensão e frequência fora da faixa de operação determinada. Para diferentes faixas de tensão e frequência existem tempo diferentes para desconexão do inversor. Este fato implica que, no caso de um alimentador com um alto índice de inserção de geração fotovoltaica, no caso da ocorrência de uma falta, cada PV estará sujeito a um valor de tensão diferente, dependendo da sua posição relativa a ocorrência da falta. Consequentemente cada inversor irá desconectar-se em instantes diferentes, o que faz com que, do ponto de vista do alimentador, haja uma corrente de falta variável.
Neste trabalho são apresentados os resultados de simulação de diferentes cenários onde sistemas fotovoltaicos de diversas potências são conectados em diferentes pontos de uma rede elétrica e a partir desses resultados é avaliado o impacto no sistema de proteção da rede. Os resultados são analisados e correlacionados com o índice definido como Grau de Robustez [1]. Os modelos do sistema fotovoltaico, dos fusíveis, da rede e as simulações foram realizados em
Simulink-3
Matlab®. Esperasse com este estudo contribuir com o entendimento dos impactos da conexão de sistemas fotovoltaicos na rede de distribuição.Este artigo é dividido em 6 capítulos. Neste primeiro capitulo introdutório é contextualizado o problema de estudo. No capítulo 2 são apresentados os cenários de estudo simulados, no capítulo 3 são apresentados os resultados das simulações e realizada a análise dos mesmos e finalmente no capítulo 4 são apresentadas as conclusões do estudo.
2. SIMULAÇÃO COMPUTACIONAL
Na simulação computacional foi necessário o desenvolvimento de modelos do sistema fotovoltaico, do elo fusível definido como o dispositivo de proteção a ser estudo e do modelo do sistema elétrico. Os cenários propostos para o estudo são cenários hipotéticos, porém, factíveis considerando a disseminação futura da geração fotovoltaica. Para simulação foi usada a biblioteca SimPowerSystems do Simulink, Matlab®.
O modelo do sistema fotovoltaico foi realizado a partir de resultados experimentais e de informações básicas dos manuais técnicos dos equipamentos. O sistema foi modelado como uma fonte de corrente controlada, onde o controlador foi projetado para atender as especificações de seguimento de referência e rejeição de perturbação. Considerando uma eficiência do inversor igual a 100%, a corrente eficaz na saída é igual à relação entre a potência fornecida pelos painéis fotovoltaicos e a tensão nominal do inversor. A variação da tensão eficaz no barramento corresponde a uma perturbação que causa a atuação do controle de corrente para atender a especificação de rejeição de perturbação e manter a corrente no valor de referência. A dinâmica da corrente na saída para variações de tensão na saída foi modelada usando para cálculo dos parâmetros do controle de corrente a resposta temporal obtida experimentalmente para afundamento de tensão no barramento de conexão do sistema fotovoltaico, para uma configuração de ensaio onde o sistema fotovoltaico é conectado com uma microturbina operando no modo ilhado é avaliado o desempenho do sistema fotovoltaico para inserção de carga resistiva. Além do controle de corrente, do controle MPPT (Maximum Power Point Tracking), do controle PLL (Phase Locked Loop), do modelo da física fotovoltaica, o sistema modelado conta com um sistema de anti-ilhamento passivo onde o PV é obrigado a desconectar para variações de tensão fora da faixa de operação normal de tensão, conforme a norma IEC 61727 [8]. Para maiores detalhes da modelagem, o leitor é referenciado ao trabalho desenvolvido em [9].
O modelo do elo fusível foi desenvolvido a partir de dados de curva de tempo vs. corrente do dispositivo disponibilizada pelo fabricante. A interpolação dos dados é feita utilizando o programa computacional TableCurve, a função matemática encontrada é representada por blocos no Simulink, Matlab® [10].
Para modelagem do sistema elétrico, os dados necessários para o modelo do transformador e dos condutores foram obtidos das especificações técnicas dos mesmos, os consumidores foram simulados como cargas puramente resistivas.
As faltas avaliadas na simulação são faltas trifásicas a terra, cuja impedância de falta foi simulada com um elemento resistivo. Duas condições foram avaliadas, falta de 0,1 Ω e falta de 1 kΩ, com e sem presença de sistema fotovoltaico conforme figuras 1 e 2 e tabela 1.
Figura 1 – Cenário com falta trifásica de 0,1 Ω no lado de baixa do transformador e presença de PV
Figura 2 – Cenário com falta trifásica de 1 k Ω no lado de alta do transformador e presença de PV
Tabela 1 – Cenários de simulação Cenário 1
Falta trifásica de 0,1 Ω no lado de baixa do transformador de 250 kVA, sem presença de PV
Cenário 2
Falta trifásica de 0,1 Ω no lado de baixa do transformador de 250 kVA, com presença de PV
Cenário 3
Falta trifásica de 1 kΩ no lado de alta do transformador de 250 kVA, sem presença de PV
Cenário 4
Falta trifásica de 1 kΩ no lado de alta do transformador de 250 kVA, com presença de PV
Para avaliar o impacto do sistema fotovoltaico no sistema de proteção foi comparado o tempo de atuação do elo fusível para a falta trifásica com e sem presença do sistema fotovoltaico.
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Para os cenários 3 e 4, foi variada a potência pico (kWp) do sistema fotovoltaico, avaliado o impacto causado no tempo de atuação do elo fusível e calculada a função matemática que descreve o atraso do tempo de atuação do elo fusível em função do grau de robustez (GR) do sistema, índice de avaliação do impacto descrito na norma IEEE Std 1547 de 2003 [1], conforme (1)
= . ã +
(1)
Onde Pcc corresponde à potência de curto circuito do sistema e da fonte de geração distribuída (GD) neste caso o sistema fotovoltaico.
A potência de curto circuito do sistema foi calculada em função dos parâmetros do transformador e dos condutores. Para o cálculo da potência de curto circuito do sistema fotovoltaico foi considerada a potência máxima equivalente na saída dos painéis considerando a condição nominal de irradiação. Esta consideração foi feita uma vez que para os diversos afundamentos de tensão realizados experimentalmente e utilizados para o desenvolvimento do modelo caixa preta, o
overshoot no sinal de corrente na saída não superou
o 10% em relação à corrente de referência. O modelo do sistema fotovoltaico desenvolvido para um sistema com potência máxima de 7,5 kWp foi extrapolado para outras potências assumindo linearidade na modelagem.
3. RESULTADOS E ANÁLISE DAS SIMULAÇÕES
Para fins do estudo foram aplicadas duas faltas, uma falta trifásica de baixa impedância (0,1 Ω) no lado de baixa tensão do transformador, barramento BT da figura 2, e uma falta de alta impedância (1 k Ω) no lado de alta tensão do transformador, barramento MT da figura 2. Foram realizadas simulações sem presença e com presença de um sistema fotovoltaico conectado no barramento 3 da figura 2. Na simulação foi variada a potência do sistema fotovoltaico de 2 kWp até 190 kWp com o intuito de correlacionar o grau de robustez calculado no ponto de conexão da fonte de GD, conforme (1), com o atraso da atuação do elo fusível de corrente nominal 6A, curva K (6K). A figura 3 e 4 apresentam, o atraso na atuação do elo fusível em função do grau de robustez calculado no barramento 3, para a falta de baixa impedância no barramento BT e a falta de alta impedância no barramento de MT, respectivamente.
Figura 3 – Atraso na atuação do elo fusível 6K como função do GR para falta trifásica de 0,1 Ω no
barramento de BT
Figura 4 – Atraso na atuação do elo fusível 6K como função do GR para falta trifásica de 1 kΩ no
barramento de AT
Conforme pode ser observado nas figuras 3 e 4, o atraso na atuação do elo fusível aumenta quanto menor o grau de robustez, é dizer quanto mais representativa a potencia de curto circuito do sistema fotovoltaico em relação à potencia de curto circuito do sistema elétrico no ponto de conexão. Usando o programa TableCurve foram calculadas diferentes funções matemáticas que descrevem a relação entre o atraso e o grau de robustez, a avaliação e a escolha da função foi feita segundo o coeficiente de correlação múltipla R2. As funções que apresentaram uma melhor estimação para os cenários 2 e 4 são apresentadas na tabela 2.
Tabela 2 – Funções matemáticas que relacionam o atraso na atuação do elo fusível, com o GR Cenário Função Matemática R2
2 = , , √"#$ 0,997 = 0,082 + 47,44 0,988 3 = , * +,+√"#$ 0,994 = 0,0149 + 165,42 0,982
Conforme apresentado na tabela 2 analisando o coeficiente R2 observa-se que a melhor
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 0 100 200 300 400 500 a tr a so ( s) GR
atraso(s) y=exp(a+b/x^(1/2)) y=a+b/x^2
0 1 2 3 4 5 6 0 100 200 300 400 500 a tr a s o ( s ) GR
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função matemática que descreve o impacto no tempo de atuação do elo fusível como função do grau de robustez, é uma função exponencial.Importante mencionar que como resultado do estudo apenas é possível afirmar que a função matemática encontrada apresenta uma boa estimação para os cenários analisados. Essa afirmação não abrange outras configurações do sistema onde é possível que outra função descreva melhor o comportamento do atraso em função do grau de robustez do sistema.
Na figura 5 é apresentada a corrente eficaz no barramento MT em função do tempo, para falta trifásica de 1 kΩ que acontece em 0,3 s, em azul sem presença do sistema fotovoltaico e em verde com presença de um sistema fotovoltaico de 160 kVA. Observa-se o tempo de atraso (3,16s) na atuação do elo fusível. Na figura 6 é apresentada a tensão de linha no barramento 3, ponto de conexão do sistema fotovoltaico. Observa-se que a falta de alta impedância não ocasiona afundamento de tensão fora dos limites do sistema de anti- ilhamento, pelo que nesse caso o sistema fotovoltaico permanece conectado. O sistema fotovoltaico é desconectado apenas quando atua o fusível (ver Figura 7).
Figura 5 – Corrente no barramento MT, para falta trifásica de 1 kΩ, com e sem presença de sistema
fotovoltaico
Figura 6 – Tensão no barramento de conexão do sistema fotovoltaico, para falta trifásica
de 1 kΩ
Figura 7 – Corrente do sistema fotovoltaico, para falta trifásica de 1 kΩ
4. CONCLUSÕES
A partir da modelagem desenvolvida em Simulink-Matlab® de um sistema fotovoltaico e de um eló fusível, foram simulados computacionalmente diferentes cenários hipotéticos, que permitiram avaliar o impacto do sistema fotovoltaico no tempo de atuação do elo fusível.
Foi verificado que a potencia do sistema fotovoltaico determina o impacto no sistema de proteção. Como resultado das simulações computacionais realizadas foi observado que o atraso na atuação do elo fusível depende do grau de robustez do sistema elétrico calculado no ponto de conexão do sistema fotovoltaico. O comportamento foi similar para os dois cenários analisados, falta de alta impedância no barramento de MT e falta de baixa impedância no barramento de BT de um transformador de distribuição. Para os cenários simulados e para as diferentes potencias analisadas do sistema fotovoltaico, conclui-se que a melhor função matemática que descreve essa relação corresponde a uma função exponencial.
Para estudos futuros recomenda-se avaliar outros cenários e verificar se a função exponencial é a que melhor descreve a atuação do elo fusível em função da potencia do sistema fotovoltaico. Verificar isso será importante uma vez que dependendo da potencia do sistema fotovoltaico e do conhecimento dos parâmetros do sistema que possibilitem o calculo da potencia de curto circuito é possível estimar o atraso no tempo de atuação do sistema de proteção e verificar previamente o impacto do sistema fotovoltaico, sem ser necessário rodar diversas simulações computacionais.
Outro resultado interessante do estudo foi a verificação da não atuação do sistema de anti-ilhamento para o caso de faltas de alta impedância. Para o cenário de falta de alta impedância analisado, a tensão no barramento de conexão do sistema fotovoltaico não sofre um afundamento na tensão suficiente para causar o desligamento do mesmo, pelo que este contribuirá com a corrente de
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curto circuito do sistema atrasando assim a atuação do elo fusível. Recomenda-se verificar a existência e acrescentar no modelo do sistema fotovoltaico outras funções existentes em inversores comerciais para proteção de anti-ilhamento e avaliar o seu desempenho para os mesmos cenários deste estudo. 5. BIBLIOGRAFIA
[1] IEEE, Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems, IEEE Std 1547™, 2003.
[2] CEMIG, Requisitos para a Conexão de Acessantes Produtores de Energia Elétrica ao Sistema de Distribuição Cemig – Conexão em Media Tensão, Belo Horizonte, Brasil.
[3] COPEL, Manual de Acesso de Geração Distribuída ao Sistema da Copel, 2010.
[4] A. E. O. Schweitzer, III, D. Finney, M. V. Mynam, “Communications-Assisted Schemes for Distributed Generation Protection,” Transmission and Distribution Conference and Exposition (T&D), 2012 IEEE PES, May 2012. [5] L. Bin, W. HongLin, G. XiaoQui, “Investigation
of Protection Schemes for High Penetration Rooftop Photovoltaic System”, The International Conference on Advanced Power System Automation and Protection, 2011. [6] H. Hooshyar, M. E. Baran, “Fault Analysis on
Distribution Feeders With High Penetration of PV Systems”, IEEE Transactions On Power Systems, Vol. 28, No. 3, August 2013.
[7] IEEE, Recommended Practice for Utility Interface of Photovoltaic (PV) Systems, IEEE Std 929™, 2000.
[8]IEC, Photovoltaic (PV) systems - Characteristics of the utility interface, IEC 61727, 2004. [9] H. L. López-Salamanca, G. Lambert-Torres, J.
C. Camargo, A. Donadon, “Black Box Models of DG Sources for Microgrid Operation,” In 5TH International Renewable Energy Congress - IREC, Tunisia, March 2014.
[10] K. Yamauti, F. Bazzo, A. R. Donadon, J. C. Camargo, M. D. Teixeira, P. A. B. Block, H. L. López-Salamanca, “Modelagem de Sistemas Fotovoltaicos e Fusíveis para Estudos de Proteção de Sistemas Elétricos de Potência,” In Simpósio Brasileiro de Sistemas Elétricos - SBSE, Brazil, Abril 2014.
