Título
Nome do Au
tor
Os
sistemas
fotovoltaicos
podem
trazer
muitos
benefícios
aos
sistemas
elétricos,
como
melhoria
do
perfil
de
tensão
de
atendimento
ao
consumidor,
redução
de
perdas
nas
linhas,
além
da
redução
nos
impactos
ambientais.
Entretanto,
com
o
aumento
de
geração
fotovoltaica
na
rede,
é
necessário
estar
atento
aos
impactos
que
ela
pode
causar
através
de
estudos
de
interconexão.
Esta
dissertação
apresenta
um
estudo
da
operação
de
uma
rede
teste
trifásica
de
média
tensão
com
a
interligação
de
um
sistema
fotovoltaico
de
1,0
MWp.
Dois
métodos
de
análise
são
utilizados
para
avaliar
os
impactos
deste
sistema
fotovoltaico,
sendo
estes
métodos
as
análises
estáticas
convencionais
e
as
análises
conhecidas
como
Quasi
‐
Static
Time
‐
Series
Analysis
.
Orientador:
Fernando
Buzzulini
Prioste
Coorientador:
Fabiano
Ferreira
Andrade
JOINVILLE, 2015
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO
ESTUDO
DOS
IMPACTOS
DE
UM
SISTEMA
FOTOVOLTAICO
CONECTADO
À
REDE
ELÉTRICA
UTILIZANDO
ANÁLISES
QSTS
ANO
2015
ESTUDO DOS IMPACTOS DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE ELÉTRICA UTILIZANDO ANÁLISES QSTS
UNIVERSIDADE DO ESTADO DE SANTA CATARINA – UDESC CENTRO DE CIÊNCIAS TECNOLÓGICAS – CCT
CURSO DE MESTRADO ACADÊMICO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
CAMILA
BIANKA
SILVA
BASTOS
CAMILA BIANKA SILVA BASTOS
ESTUDO DOS IMPACTOS DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE ELÉTRICA
UTILIZANDO ANÁLISES QSTS
Dissertação apresentada ao Curso de Mestrado Acadêmico em Engenharia Elétrica do Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, no Centro de Ciências Tecnológicas, da Universidade do Estado de Santa Catarina, como requisito parcial para obtenção do grau de Mestre em Engenharia Elétrica.
Orientador: Fernando Buzzulini Prioste.
Co-orientador: Fabiano Ferreira Andrade.
S586e Silva, Camila Bianka
Estudo dos impactos de um sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica utilizando análises QSTS / Camila Bianka Silva. - 2015.
176 p. : il. ; 21 cm
Orientador: Fernando Buzzulini Prioste Coorientador: Fabiano Ferreira Andrade Bibliografia: 153-160 p.
Dissertação (mestrado) – Universidade do Estado Santa Catarina, Centro de Ciências Tecnológicas, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica,
Joinville, 2015.
1. Engenharia elétrica.2. Sistema fotovoltaico . 3.
Rede elétrica. I. Prioste, Fernando Buzzulini. II. Andrade, Fabiano Ferreira. III. Universidade do Estado Santa Catarina. Programa de Pós- Graduação em Engenharia Elétrica. IV. Título.
AGRADECIMENTOS
Agradeço a Deus por tornar mais uma etapa em minha vida possível.
Aos meus irmãos Juliana, Vitor e Mariana pelo carinho e confiança.
Ao meu namorado Ilson Xavier Zanatta pelo apoio e incentivo em todos os momentos.
Ao meu orientador Professor Fernando Buzzulini Prioste por sua disposição, dedicação e credibilidade.
Ao meu co-orientador professor Fabiano Ferreira Andrade e aos colegas do LAPER pelo acolhimento e companheirismo.
Ao meu amigo Tiago Lemes da Silva por toda ajuda durante o mestrado.
Aos professores Ademir Nied, Yales Rômulo de Novaes, Sérgio Vidal Garcia Oliveira, José de Oliveira, Alessandro Luiz Batschauer, Antônio da Silva Silveira pelos ensinamentos ao longo destes anos.
RESUMO
BASTOS, Camila Bianka Silva. Estudo dos Impactos de um Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica Utilizando Análises QSTS. Dissertação (Mestrado Acadêmico em Engenharia Elétrica – Área: Sistemas Eletroeletrônicos) – Universidade do Estado de Santa Catarina. Programa de Pós-graduação em Engenharia Elétrica, Joinville, 2015.
Os sistemas fotovoltaicos podem trazer muitos benefícios aos sistemas elétricos, como melhoria do perfil de tensão de atendimento ao consumidor, redução de perdas nas linhas, além da redução nos impactos ambientais. Entretanto, com o aumento de geração fotovoltaica distribuída na rede, é necessário estar atento aos impactos que isto pode causar através de estudos de interconexão.
Palavras-chave: Alocação Ótima de Geração Fotovoltaica. Fluxo de Potência. Perfil de Tensão. Quasi-Static Time-Series
Analysis. Sistemas de Distribuição. Sistemas Fotovoltaicos
ASTRACT
BASTOS, Camila Bianka Silva. Study of a Grid-Connected Photovoltaic System Impacts Using QSTS Analysis. Dissertation (Mestrado Acadêmico em Engenharia Elétrica – Área: Sistemas Eletroeletrônicos) – Universidade do Estado de Santa Catarina. Programa de Pós-graduação em Engenharia Elétrica, Joinville, 2015.
The photovoltaic systems can bring many advantages to the electric systems, like the improvement on the final consumer voltage profile, line losses reduction, and also environmental impacts reduction. However, with the increase of distributed photovoltaic generation on the electrical grid, it’s necessary to be aware of the impacts that this may cause by performing interconnection studies.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1.1 - Evolução acumulada da capacidade instalada de energia solar fotovoltaica no mundo, de 2000 a 2013, em MW.
...29
Figura 2.1 - Sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica. ...37
Figura 2.2 - Definição do Índice de Massa de Ar. ...39
Figura 2.3 - Efeito Fotovoltaico na junção p-n ...41
Figura 2.4 - Célula de Silício Monocristalino (à esquerda) e célula de Silício Multicristalino. ...42
Figura 2.5 – Circuito Equivalente de uma Célula Fotovoltaica. ...43
Figura 2.6 - Característica I-V do arranjo fotovoltaico de 1MWp para diferentes níveis de irradiância solar. ...48
Figura 2.7 - Característica I-V do arranjo fotovoltaico de 1MWp para diferentes níveis de temperatura. ...49
Figura 2.8 - Característica P-V do arranjo fotovoltaico de 1MWp para diferentes níveis de temperatura. ...50
Figura 2.9 - Característica P-V do arranjo fotovoltaico de 1MWp para diferentes níveis de temperatura. ...50
Figura 2.10 - Curva com o valor máximo da potência fornecida pelo painel, em pu, em função da temperatura. ...51
Figura 2.11 - Quatro quadrantes de operação do Inversor, com destaque para operação sobre o eixo de Potência Ativa (Fator de Potência Unitário). ...53
Figura 2.12 - Ponto de máxima potência (PMP) de um sistema fotovoltaico ...56
Figura 2.13 - Curva de eficiência energética do inversor para conexão do sistema fotovoltaico à rede elétrica. ...57
Figura 3.1 - Exemplo de representação de um Sistema Elétrico de Potência ...61
Figura 3.2 - Modelo para linhas curtas. ...63
Figura 3.3 - Modelo π-nominal para linhas médias. ...64
Figura 5.6 - Perdas trifásicas totais na rede de distribuição de média tensão radial durante 168 horas, com a alocação do sistema fotovoltaico à cada barra por vez. ...113 Figura 5.7 - Perfis de tensão nas barras considerando carga leve e tensão na Barra 1 igual a 1,000 pu. ...117 Figura 5.8 - Perfis de tensão nas barras considerando carga nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,000 pu. ...118 Figura 5.9 - Perfis de tensão nas barras considerando carga leve e tensão na Barra 1 igual a 1,037 pu. ...120 Figura 5.10 - Perfis de tensão nas barras considerando carga nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,037 pu. ...121 Figura 5.11 - Fluxo de Potência Ativa na Barra de Referência em função da Potência do Sistema Fotovoltaico considerando carga leve. ...122 Figura 5.12 - Fluxo de Potência Ativa na Barra de Referência em função da Potência do Sistema Fotovoltaico considerando carga nominal. ...123 Figura 5.13 - Potência fornecida pelo sistema fotovoltaico em kW ...124 Figura 5.14 - Perfil de tensão nas fases A, B e C da Barra 10 sem a geração fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,000 pu. ...125 Figura 5.15 - Perfil de tensão na Barra 10 com geração
fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,000 pu. ...125 Figura 5.16 - Perfil de tensão na Barra 10 sem geração
fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,045 pu. ...127 Figura 5.17 - Perfil de tensão na Barra 10 com geração
Figura 5.21 - Perfil de tensão nas barras considerando carga leve e tensão na Barra 1 igual a 1,037 pu para o sistema
Figura A.0.5 - Perdas trifásicas totais na rede de distribuição de média tensão não radial durante 168 horas, com a alocação do sistema fotovoltaico à cada barra por vez. ...162 Figura A.0.6 - Perfil de tensão nas barras considerando carga leve e tensão na Barra 1 igual a 1,000pu. ...164 Figura A.0.7 - Perfil de tensão nas barras considerando carga nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,000pu. ...165 Figura A.0.8 - Perfil de tensão nas barras considerando carga leve e tensão na Barra 1 igual a 1,020 pu. ...167 Figura A.0.9 - Perfil de tensão nas barras considerando carga nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,020 pu. ...168 Figura A.0.10 - Fluxo de Potência Ativa na Barra de Referência em função da Potência do Sistema Fotovoltaico considerando carga leve. ...169 Figura A.0.11 - Fluxo de Potência Ativa na Barra de Referência em função da Potência do Sistema Fotovoltaico considerando carga nominal. ...170 Figura A.0.12 - Perfil de tensão nas fases A, B e C da Barra 10 sem a geração fotovoltaica. ...171 Figura A.0.13 - Perfil de tensão na Barra 10 com geração fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,000 pu. ...172 Figura A.0.14 - Perfil de tensão na Barra 10 sem geração
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Características Elétricas do Módulo SunPower SPR-305E-WHTD em STC ...46 Tabela 2 - Níveis de Tensão para Conexão de Mini e
Microgeração Distribuída na Rede. ...58 Tabela 3 – Normas e Requisitos Nacionais e Internacionais. ..59 Tabela 4 – Valores Típicos de Albedo. ...101 Tabela 5 - Dados do transformador da subestação. ...104 Tabela 6 - Dados de entrada no programa RADIASOL 2 ...105 Tabela 7 - Perfil das cargas desequilibradas da Rede de
Distribuição Teste em kVA. ...106 Tabela 8 - Perfil das cargas equilibradas da Rede de
Distribuição Teste em kW e kvar. ...107 Tabela 9 - Percentual de Redução de Perdas para a Rede Trifásica Radial com o Sistema Fotovoltaico Interligado a cada barra por vez. ...114 Tabela 10 - Percentual de Redução de Perdas em relação ao caso SGFV para a rede trifásica radial com o sistema fotovoltaico interligado à cada barra por vez: operação com diferentes fatores de potência. ...114 Tabela 11 – Magnitude de tensão na barra de referência, menor magnitude de tensão encontrada no sistema sob condição de carga nominal e SGFV, e maior magnitude de tensão
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas AM – Air Mass
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica CA – Corrente Alternada
CC – Corrente Contínua
CEPEL – Centro de Pesquisas de Energia Elétrica CPF – Continuation Power Flow
CRESESB– Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito
DCPF – Dinamic Continuation Power Flow
EPIA –European Photovoltaic Industry Association
EPRI – Electric Power Research Institute
FPCD – Fluxo de Potência Continuado Dinâmico FPCE– Fluxo de Potência Continuado Estático GD – GeraçãoDistribuída
IEEE – Institute of Electrical and Electronics Engineers
IEC – International Electrotechnical Commission
INEE – Instituto Nacional de Eficiência Energética LKC – Lei de Kirchhoff das Correntes
LKV – Lei de Kirchhoff das Tensões LTC – Load Tap Changer
MPPT – Maximum Power Point Tracking
ONS – Operador Nacional do Sistema
OpenDSS – Open Distribution System Simulator
PRODIST – Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional
PMP – Ponto de Máxima Potência QSTS – Quasi-Static Time-Series
SCPF – Static Continuation Power Flow
THD – Total Harmonic Distortion
TR – Transformador Regulador
VDE – Verein Deutscher Elektrotechniker
LISTA DE SÍMBOLOS
MW – Megawatt GW – Gigawatt
W/m² – watt por metro quadrado θS – ângulo de incidência solar AM – Índice de massa de ar Iph – Fotocorrente
ID – Corrente no diodo D
IP – Corrente na resistência em paralelo RP Io – Corrente de saturação reversa da célula Q – Carga do elétron igual a 1,6x10-19C n – Fator de qualidade da junção p-n
k – Constante de Boltzmann igual a 1,35x10-23 T – Temperatura de trabalho da célula
Isc– Corrente de curto-circuito
α– Coeficiente de temperatura da corrente de curto circuito
Tr – Temperatura de referência da célula igual a 298K P – Irradiância solar em W/m²
Ior – Corrente de saturação reversa de referência EG – Energia da banda proibida igual a 1,1ev Pmp– Potência Máxima
Vmp – Tensão no Ponto de Máxima Potência Imp – Corrente no Ponto de Máxima Potência Voc – Tensão de Circuito Aberto
RP – Resistência em paralelo RS – Resistência em série
PFV – Potência de saída do arranjo fotovoltaico Pmppu – Fator da Potência Máxima em pu Pinversor – Potência de saída do inversor
Eficienciapu – fator de eficiência do inversor em pu pu – Por unidade
ω – Frequência da rede em rad/s Z – Impedância série da linha em pu l – Comprimento da linha em km r – Resistência da linha em pu/km L – Indutância da linha em pu/km R – resistência da linha em pu Vs – Tensão na barra transmissora Is – Corrente na barra transmissora
IL – Corrente na impedância série da linha VR – Tensão na barra receptora
IR – Corrente na barra receptora
ZC – Impedância característica da linha γ – constante de propagação
SUMÁRIO
Agradecimentos ...7 Lista de Ilustrações ...13 Lista de TABELAS ...19 Lista de Abreviaturas e Siglas ...21 Lista de Símbolos ...23 Sumário ...25 1 INTRODUÇÃO ...27 1.1 SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO ...27 1.2 A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA ...28 1.2.1 Benefícios da geração distribuída ...29 1.2.2 Impactos da geração distribuída ...31 1.3 OBJETIVOS ...31 1.4 ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO ...34 1.5 PUBLICAÇÕES DECORRENTES DESTA PESQUISA
...35
2 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS INTERLIGADOS À
2.2.3 Modelagem de células fotovoltaicas ... 43 2.3 MÓDULOS E ARRANJOS FOTOVOLTAICOS ... 46 2.3.1 Configuração do arranjo fotovoltaico ... 47 2.3.2 Curvas Características do Sistema Fotovoltaico ... 47 2.4 INVERSORES PARA CONEXÃO À REDE ELÉTRICA
... 51 2.4.1 Modos de operação ... 53 2.4.2 Sistemas de rastreamento de máxima potência ... 55 2.5 PRINCIPAIS NORMAS E REQUISITOS ... 57
3 MODELAGEM DE COMPONENTES DE UM
SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA ... 61 3.1 ELEMENTOS DE UM SISTEMA ELÉTRICO DE
POTÊNCIA ... 61 3.2 Representações de linhas de transmissão e distribuição
em regime permanente ... 61 3.2.1 Modelo de linhas curtas ... 62 3.2.2 Modelo de linhas médias ... 63 3.2.3 Modelo de linhas longas ... 64 3.2.4 Transformadores trifásicos ... 65 3.2.5 Representação das cargas ... 71 3.2.6 Geradores distribuídos ... 72
4 ELEMENTOS DE ANÁLISE DE SISTEMAS DE
4.3.2 Método do ponto fixo ...79 4.4 OUTRAS FERRAMENTAS DE ANÁLISE ...80 4.4.1 Análises QSTS ...81 4.4.2 Fluxo de potência continuado ...83 4.4.3 Fluxo de potência probabilístico ...84 4.4.4 Simulações no domínio do tempo ...87 4.5 ESTUDOS DE ALOCAÇÃO DE GERAÇÃO NA REDE
ELÉTRICA ...88 4.5.1 Cálculo das perdas trifásicas totais do sistema ...88 4.5.2 Cálculo das perdas trifásicas totais do sistema através de
análises QSTS ...89 4.6 PROGRAMAS UTILIZADOS PARA SIMULAÇÃO ..90 4.6.1 Anarede ...90 4.6.2 OpenDSS ...94 4.6.3 RADIASOL 2 ...99 5 ANÁLISES E SIMULAÇÕES ...102 5.1 INTRODUÇÃO ...102 5.2 DESCRIÇÃO DA REDE TESTE ...102 5.3 PERFIS DE CARGA E IRRADIÂNCIA SOLAR ...104 5.3.1 Perfis de Carga e Irradiância Solar utilizados nas Análises QSTS ...105 5.3.2 Perfis de carga e irradiância solar utilizados nas análises
estáticas convencionais ...107 5.4 REDE TRIFÁSICA DE MÉDIA TENSÃO COM
TOPOLOGIA RADIAL: OPERAÇÃO COM FATOR DE POTÊNCIA UNITÁRIO ...108 5.4.1 Alocação de geração pelo cálculo das perdas trifásicas
5.4.2 Interligação do sistema fotovoltaico à rede elétrica ... 115 5.5 REDE TRIFÁSICA DE MÉDIA TENSÃO COM
TOPOLOGIA RADIAL: OPERAÇÃO COM FATOR DE POTÊNCIA CAPACITIVO ... 129 5.5.1 Estudo dos impactos no perfil de tensão da rede
utilizando análises estáticas ... 129 5.5.2 Estudo dos impactos no perfil de tensão da rede
utilizando análises QSTS ... 131 5.6 REDE TRIFÁSICA DE MÉDIA TENSÃO COM
TOPOLOGIA RADIAL: OPERAÇÃO COM FATOR DE POTÊNCIA INDUTIVO ... 132 5.6.1 Estudo dos impactos no perfil de tensão da rede
utilizando análises estáticas ... 133 5.6.2 Estudo dos impactos no perfil de tensão da rede
utilizando análises QSTS ... 135 5.7 REGULAÇÃO DE TENSÃO ... 136 5.7.1 Análise QSTS utilizando transformador com comutação
automática de tap ... 137 5.7.2 Análise QSTS Utilizando Autotransformador Regulador
1INTRODUÇÃO
A energia elétrica, ou eletricidade, é a forma de energia mais versátil no mundo moderno, sendo a principal fonte de luz, calor e força atualmente. Obtida a partir de outras formas de energia, como mecânica ou química, a energia elétrica se tornou indispensável para o dia a dia do ser humano, contribuindo para o seu bem estar e sendo responsável pelos grandes avanços tecnológicos conseguidos por ele.
A geração centralizada de energia refere-se à forma tradicional de geração de energia elétrica a partir de grandes usinas geradoras, como hidrelétricas de grande porte ou usinas nucleares, geralmente distantes do consumidor final. A eletricidade pode ser transmitida por longas distâncias através dos sistemas elétricos de potência, compostos essencialmente de quatro etapas: geração, transmissão, distribuição e consumo. Até o final do século XX, esta era a principal solução para a geração de energia. Entretanto, fatores como a crise do petróleo de 1970, restrições ambientais, escassez de potenciais para a instalação destes empreendimentos, além das dívidas resultantes e do tempo para a construção das grandes usinas, criaram um cenário propenso à busca por diferentes formas de geração de energia. Assim, a geração distribuída acabou atraindo grande atenção para o uso em pequena escala, próximo ao local de consumo (ZILLES et al., 2012).
1.1 SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO
Para uma operação segura da rede de distribuição, é necessário encontrar meios para manter a tensão operando dentro de limites permissíveis. Comumente são utilizados bancos de capacitores e reguladores de tensão para essa finalidade.
1.2 A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
A Geração Distribuída (GD) pode ser compreendida como produção de energia elétrica próxima ao local de consumo. A demanda pelas fontes de energia renováveis cresce mundialmente, devido a diversos incentivos governamentais, fatores ambientais e ao aprimoramento da tecnologia neste setor, e diferentes tipos de geração estão sendo introduzidos no sistema elétrico. Alguns exemplos de geração distribuída são as pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, geradores eólicos e sistemas fotovoltaicos.
Figura 1.1 - Evolução acumulada da capacidade instalada de energia solar fotovoltaica no mundo, de 2000 a 2013, em MW.
Fonte: Adaptado de EPIA, 2014.
No Brasil, partir do ano de 2012, esta fonte de energia passou a ter maior destaque, com a aprovação da Resolução Normativa nº 482 da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), que trata do acesso da microgeração (potência inferior ou igual a 100kW) e minigeração (potência maior que 100kW e menor ou igual a 1MW) distribuída diretamente à rede de distribuição. Estas centrais geradoras podem ser instaladas em casas, escolas, empresas, dentre outras localizações em que haja incidência da luz solar.
1.2.1 Benefícios da geração distribuída
A GD oferece muitos benefícios ao sistema elétrico e, atualmente, são muitos os incentivos para a produção de energia elétrica através de fontes de energia próxima ao consumidor, visando menores impactos ambientais e dependência por combustíveis fósseis. Alguns benefícios trazidos pela GD são (INEE, 2002; PADILHA, 2010):
Aumento da confiabilidade do suprimento aos consumidores próximos à geração local, por adicionar fonte não sujeita a falhas na transmissão e distribuição;
Redução das perdas na transmissão de eletricidade e dos respectivos custos, e adiamento no investimento para reforçar o sistema de transmissão (PADILHA, 2010);
Redução dos investimentos:
- para implantação, inclusive os das concessionárias para o suprimento de ponta, dado que este pode passar a ser compartilhado (peak sharing);
- em certos casos, também para reservas de geração, quando estas puderem ser alocadas em comum;
Redução dos riscos de planejamento do sistema;
Aumento da estabilidade do sistema elétrico, nos casos em que haja reservas de GD constituídas por máquinas síncronas de certo porte;
Aumento da eficiência energética, redução simultânea dos custos das energias elétrica e térmica, e possibilidade de colocação dos excedentes da primeira no mercado;
Redução de impactos ambientais da geração, pelo uso de combustíveis menos poluentes com a melhor utilização dos combustíveis tradicionais e, em certos tipos de cogeração, com a eliminação de resíduos industriais poluidores;
Benefícios gerais decorrentes da maior eficiência energética obtida pela conjugação bem coordenada da geração distribuída com a geração centralizada, e das economias resultantes;
1.2.2 Impactos da geração distribuída
Um dos maiores desafios no planejamento de sistemas de distribuição com GD é o fornecimento confiável e alta qualidade de energia através de previsões de geração e carga ao longo do tempo. Como a GD sofre grande variação com o decorrer do tempo, estas análises podem se tornar mais complexas, e problemas decorrentes de sua interligação podem ocorrer.
Um problema que pode ser ocasionado pela GD ocorre em redes de distribuição em que a potência gerada pelo sistema de GD excede a demanda total da rede, ocorrendo o fenômeno do fluxo de potência reverso no transformador da subestação, ou seja, o sentido do fluxo de potência se inverte, passando das cargas para a subestação. Tal inversão geralmente é acompanhada de um aumento na magnitude da tensão, o que pode causar violações de tensão, além de poder interferir no sistema de proteção da rede. Outra dificuldade encontrada pela GD é a sua alocação, que pode tanto ocasionar uma minimização das perdas totais do sistema como também o aumento destas perdas, se não for realizada corretamente.
Além dos impactos já destacados, a GD pode ocasionar problemas relacionados à qualidade de energia, como por exemplo, o surgimento de flicker (flutuações de tensão), componentes harmônicas (devido ao aumento de dispositivos de eletrônica de potência nos sistemas de distribuição), variações de frequência e aumento do desequilíbrio de tensão entre as três fases do alimentador, para o caso de GD monofásica.
1.3OBJETIVOS
realizar estudos de interligação de geração distribuída à rede elétrica são muitos, uma vez que cada rede possui cenários de operação distintos e cada caso deve então ser avaliado em particular. Embora cada caso seja único, antes de serem conectados ao sistema de distribuição, projetos envolvendo sistemas fotovoltaicos devem passar por um estudo de interconexão detalhado para prever os tipos de impactos que estes sistemas podem trazer à rede á qual estão conectados e então, se necessário, buscar alternativas.
O impacto no perfil de tensão na rede é um dos principais a ser analisado (RIM et al., 2011; BARAN et al., 2011; VON APPEN et al., 2013), pois limites de tensão são impostos aos sistemas elétricos e devem então ser atendidos. Anteriormente a esta análise, é importante realizar um estudo de alocação ótima da geração fotovoltaica, pois a escolha correta da barra para sua interligação pode ajudar a diminuir as perdas do sistema (HADJSAID, CANARD, DUMAS, 1990; GUEDES, 2013). Uma má escolha poderia ocasionar o efeito contrário, ou seja, o crescimento das perdas. Entretanto, é importante ressaltar que em alguns casos o estudo de alocação não é possível de ser realizado, como por exemplo, no caso de residências particulares, em que o proprietário não tem esta opção.
automática de tap. Não são considerados transformadores de baixa tensão, as análises são feitas apenas na média tensão. Considera-se ainda que o sistema fotovoltaico esteja durante todo o tempo conectado à rede elétrica, não sendo analisados casos de ilhamento e desconexão do inversor.
A maioria das ferramentas de análise do fluxo de potência são limitadas a instantes críticos, como picos de carga ou carga mínima, ou outras condições escolhidas para avaliar o comportamento dos sistemas de potência. As análises estáticas convencionais são efetuadas neste documento com o auxílio do Programa de Análise de Redes, ou ANAREDE (CEPEL, 2009). Este programa considera somente sistemas elétricos equilibrados e, portanto, o fluxo de potência é efetuado apenas para uma das fases. Para obter os resultados para as outras duas fases restantes, basta aplicar as defasagens de +/- 120 graus.
Entretanto, os sistemas de distribuição são em sua maioria trifásicos desequilibrados, e apresentam grande variabilidade em sua demanda ao longo do tempo. Os sistemas fotovoltaicos também tendem a sofrer grandes variações de potência em curtos intervalos de tempo, devido principalmente ao sombreamento dos painéis solares. Devido a estas grandes variações apresentadas pelas cargas e pela geração, torna-se necessário utilizar ferramentas que proporcionem modelagens e obtenção de resultados mais detalhados e refinados. É interessante avaliar a interação entre a variação diária de geração e de carga de forma contínua ou sequencial, e observar seu efeito na operação do sistema, assim como considerar condições de carga desequilibradas.
clássica de análise estática de fluxo de potência realizado na rede apenas em determinados instantes considerados críticos, oferecendo resultados mais precisos, detalhados e com maior resolução. A ferramenta utilizada para tais análises é o Open Distributed Systems Simulator (OpenDSS), um simulador de sistemas de distribuição desenvolvido pelo Electric Power
Research Institute (EPRI, 2013).
A principal contribuição deste trabalho se encontra no fato de que as simulações são realizadas tanto no modo estático convencional quanto em um modo “quase estático”, através das análises QSTS. Isto permite realizar uma comparação entre as diferentes ferramentas existentes e verificar as vantagens das análises QSTS sobre as análises convencionais, assim como a precisão de seus resultados em sistemas em que é necessário analisar com maior exatidão a interação entre carga e geração. Os estudos aqui apresentados servem como base para análises a serem realizadas ao efetuar-se a interligação de um sistema fotovoltaico à rede.
1.4 ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO
Este trabalho está organizado da seguinte forma:
No Capítulo 2 são definidos os componentes básicos dos sistemas fotovoltaicos interligados à rede elétrica, assim como os principais conceitos relacionados a esta forma de geração. A modelagem de um arranjo fotovoltaico é realizada, a fim de adquirir suas curvas características, necessárias nas simulações. Algumas das principais normas e requisitos relacionados aos sistemas fotovoltaicos são descritos;
No Capítulo 3 é apresentada a modelagem dos principais componentes dos sistemas elétricos de potência
No Capítulo 4 são definidos os elementos para análises de fluxo de potência e as ferramentas utilizadas nas simulações;
fotovoltaico na rede de distribuição teste. Uma análise dos impactos do sistema fotovoltaico no perfil de tensão da rede de distribuição é realizada nesta mesma seção, novamente através de análises QSTS. Além disso, é verificado o impacto da interligação da geração fotovoltaica na curva de posição do tap
para o caso de transformadores que possuem comutação automática de tap;
Finalmente, no Capítulo 6, são apresentadas as conclusões deste trabalho, além de propostas para trabalhos futuros.
1.5 PUBLICAÇÕES DECORRENTES DESTA PESQUISA
No decorrer do desenvolvimento desta pesquisa, foram publicados os seguintes artigos técnicos:
PRIOSTE, F. B.; BASTOS, C. B. S.; ANDRADE,
F. F. Estudo dos Impactos de um Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica Através de Análises QSTS. In: Simpósio Brasileiro de Sistemas Elétricos 2014 (SBSE), Foz do Iguaçu, Paraná, 2014.
PRIOSTE, F. B.; BASTOS, C. B. S. Impactos da Inserção de Geração Fotovoltaica na Rede Elétrica. In: XIII Simpósio de Especialistas em Planejamento da Operação e Expansão Elétrica (SEPOPE), Foz do Iguaçu, Paraná, 2014.
2SISTEMAS FOTOVOLTAICOS INTERLIGADOS À REDE ELÉTRICA
Um sistema de energia solar fotovoltaica, ou simplesmente sistema fotovoltaico, é capaz de gerar energia através do fenômeno físico conhecido como efeito fotovoltaico, observado primeiramente por Edmond Becquerel em 1839. Este fenômeno permite a transformação da radiação eletromagnética do sol em eletricidade, ocorrendo quando a luz incide sobre células compostas por materiais semicondutores, capazes de absorver energia da radiação solar (ZILLES et al., 2012)
Basicamente, os sistemas, ou usinas, fotovoltaicos podem ser divididos em dois grupos: Sistemas Isolados ou Autônomos (Off-grid) e Sistemas Conectados à Rede (On-grid
ou Grid-tie).Os Sistemas Isolados são utilizados em locais
remotos, não atendidos por rede elétrica, ou onde o custo conexão à rede se torna elevado, podendo-se citar como exemplo no Brasil, áreas isoladas na Amazônia e áreas rurais. Já os Sistemas Conectados à rede substituem ou complementam a energia elétrica convencional disponível na rede elétrica, sendo este o foco do presente trabalho.
Um sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica é composto basicamente por um ou mais módulos fotovoltaicos e de um inversor para realizar a conexão à rede elétrica (VILLALVA, GAZOLI, 2012). Estes sistemas funcionam em paralelo à rede de distribuição de energia elétrica, em baixa ou média tensão, ou seja, com a energia sendo gerada próxima ao local de consumo.
de referência não encontrada., um esquema simplificado de um sistema fotovoltaico interligado à rede elétrica é apresentado.
A célula solar é a menor unidade em um sistema fotovoltaico. Ela é formada essencialmente pela junção de duas camadas de material semicondutor. Através do efeito fotovoltaico, a energia solar pode ser diretamente convertida em eletricidade. A interconexão de células fotovoltaicas é feita visando produzir uma potência maior e formar um módulo fotovoltaico. O agrupamento de módulos em série e/ou em paralelo é feito para se atender à tensão e corrente requeridas, compondo um arranjo fotovoltaico.
Figura 2.1 - Sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica.
Fonte: Produção do próprio autor.
O inversor para conexão à rede elétrica tem a função de converter a corrente contínua da saída do arranjo fotovoltaico em corrente alternada e de garantir que os módulos operem em seu ponto de máxima potência.
2.1 CONCEITOS BÁSICOS
Nesta seção são realizadas algumas definições dos principais conceitos envolvidos em estudos relacionados a sistemas fotovoltaicos.
2.1.1 Radiação solar e irradiância solar
A energia transmitida pelo Sol chega à superfície da Terra através de ondas eletromagnéticas que se propagam através do espaço, constituindo a radiação solar. A radiação solar não é constante em todas as partes da Terra, sofrendo influência da latitude, nuvens e poluição. A irradiância solar é uma grandeza utilizada para quantificar a radiação solar, cuja unidade de medida é o W/m² (watt por metro quadrado).
2.1.2 Temperatura da célula
A incidência de um nível de irradiância solar e a variação da temperatura ambiente influenciam na variação da temperatura da célula. A temperatura, por sua vez, influencia no valor da potência de saída do arranjo fotovoltaico, e isto será demonstrado posteriormente.
2.1.3Massa de ar
Massa de ar corresponde à espessura da camada atmosférica atravessada pelos raios solares. O índice de massa de ar, em inglês Air Mass (AM), pode ser obtido calculando-se 1/cos(θS), em que θS é conhecido como ângulo zenital, sendo o
ângulo de inclinação da luz do sol com relação à linha imaginária perpendicular ao solo, denominada linha do zênite (CEPEL/CRESESB, 2008).
Na Figura 2.2 é visualizada a definição do AM, com um exemplo de inclinação do Sol igual a θS = 60°, onde então AM
Figura 2.2 - Definição do Índice de Massa de Ar.
Fonte: Adaptado de CEPEL/CRESESB, 2008.
2.1.4 Condições padronizadas de teste (STC)
As condições padronizadas de teste, em inglês Standard
Test Conditions (STC), são padrões de estudo utilizados em
2.2 CÉLULAS FOTOVOLTAICAS 2.2.1 O efeito fotovoltaico
O efeito fotovoltaico ocorre em determinados materiais semicondutores, e é um fenômeno físico que permite transformar a energia solar em energia elétrica.
Uma célula fotovoltaica é formada tipicamente pela junção de dois tipos de semicondutor: do tipo p, onde existe uma falta de elétrons (lacunas), e do tipo n, onde existe um excedente de elétrons. Desta forma, quando colocadas em contato, formando uma junção p-n, os elétrons livres do semicondutor do tipo n migram para o semicondutor do tipo p, ocupando seus espaços livres. Cria-se então um campo elétrico, que dificulta a passagem dos elétrons, formando-se então uma barreira de potencial entre as duas junções, e os elétrons são impedidos de migrar de uma camada para a outra.
Quando a junção p-n é exposta a fótons, sua energia permite que elétrons presentes na camada p passem para a camada n, sendo então capazes de gerar uma corrente elétrica através da junção e assim originando uma diferença de potencial nas extremidades do semicondutor. Se a cada lado da junção forem conectados materiais metálicos e estes forem interligados por um material condutor, obtém-se então uma fotocorrente gerada pela movimentação dos elétrons, que retornarão à camada p, reiniciando o processo. Isso ocorrerá sempre que a luz incidir sobre o semicondutor, conforme pode ser visto na Figura 2.3,caracterizando o efeito fotovoltaico. 2.2.2 Tecnologias de fabricação de células fotovoltaicas
natureza. A seguir serão descritas as principais tecnologias de fabricação das células fotovoltaicas.
Figura 2.3 - Efeito Fotovoltaico na junção p-n
Fonte: CEPEL/CRESESB, 2008.
2.2.2.1 Silício monocristalino
2.2.2.2 Silício multicristalino
As células de silício multicristalino, ou policristalino, são mais baratas que as de silício monocristalino, devido ao fato de seu processo de fabricação não ser tão rigoroso. Além disso, este tipo de tecnologia fornece um rendimento bem próximo ao obtido com a utilização do silício monocristalino (entre 13 e 15%) (VILLALVA, GAZOLI, 2012). Um exemplo de módulo fotovoltaico formado por células de silício multicristalino pode ser observado na Figura 2.4.
Figura 2.4 - Célula de Silício Monocristalino (à esquerda) e célula de Silício Multicristalino.
Fonte: CEPEL/CRESESB, 2008.
2.2.2.3 Filmes finos
de filmes finos, como as células de silício amorfo, silício microcristalino e híbridas.
2.2.3 Modelagem de células fotovoltaicas
A seguir, é apresentado o circuito equivalente de uma célula fotovoltaica, assim como seus equacionamentos, necessários para a modelagem de um sistema fotovoltaico.
O circuito equivalente real de uma célula fotovoltaica pode ser representado como sendo uma fonte de corrente em paralelo com um diodo, além da inclusão de uma resistência em série (RS) e outra em paralelo (RP), que representam perdas
internas (ZILLES et al., 2012), conforme ilustrado na Figura 2.5. Uma célula fotovoltaica possui níveis baixos de tensão (da ordem de 0,7V) e de corrente (da ordem de 3 A). Assim, conforme os níveis de tensão e corrente desejados, as células são conectadas em série e/ou paralelo. Estas células interligadas são então montadas em uma estrutura apropriada, formando um módulo fotovoltaico.
Figura 2.5 – Circuito Equivalente de uma Célula Fotovoltaica.
Fonte: Produção do próprio autor.
= − − 2.1)
Onde os parâmetros são: Iph– fotocorrente;
ID – corrente no diodo D;
IP – corrente na resistência em paralelo RP.
As equações (2.2) e (2.3), respectivamente, fornecem as correntes ID e IP (ZILLES et al., 2012; CASARO; MARTINS,
2008).
= × × ×× (2.2)
= + ( × ) (2.3)
Onde:
Io – a corrente de saturação reversa da célula;
q – é a carga do elétron igual a 1,6x10-19C; n – o Fator de qualidade da junção p-n;
k – a constante de Boltzmann igual a 1,35x10-23; T – a temperatura de trabalho da célula.
Substituindo-se as Equações (2.2) e (2.3) em (2.1), obtém-se o equacionamento (2.4), que fornece a característica de corrente de saída por tensão de saída, ou característica I-V, da célula fotovoltaica.
= − . .( × ×× )− 1 − + × (2.4)
As correntes Iph e I0 podem ser calculadas através das
= [ + × ( − )] × 1000 (2.5)
= × ×
× ×
× (2.6)
Onde:
Isc – corrente de curto-circuito;
α – coeficiente de temperatura da corrente de curto circuito;
Tr – temperatura de referência da célula igual a 298 K;
P – irradiância em W/m²;
Ior–corrente de saturação reversa de referência;
EG– energia da banda proibida igual a 1,1 eV.
Na equação (2.4), não é possível isolar a variável I, além de que ela traz a irradiância solar e a temperatura como parâmetros de entrada, devendo assim ser resolvida por um método iterativo. Para tanto, foi utilizado o método de Newton-Raphson que aproxima esta equação de sua raiz. A equação (2.7) representa o método em notação matemática (STEVENSON, 1986).
= − ( )( ) (2.7)
A equação (2.1) pode ser modificada para a aplicação do método de Newton-Raphson, assumindo então a forma vista em (2.8), e sua derivada é mostrada na equação (2.9).
( ) = −1 − . .( . .. ). .
. . − (2.9)
2.3MÓDULOS E ARRANJOS FOTOVOLTAICOS
Conforme citado na Seção 2.2.3, em geral, as células são conectadas em série a fim de produzir uma tensão maior, formando então um módulo fotovoltaico. A potência de um módulo varia de acordo com o número de células conectadas.
Para o estudo de impacto da inserção de um sistema fotovoltaico em uma rede teste, foi escolhido o módulo monocristalino SPR-305E-WHT-D do fabricante SunPower, composto por 96 células conectadas em série. Na Tabela 1 são apresentadas as características elétricas do módulo, medidas nas STC, em que Pmp corresponde à potência máxima que pode
ser fornecida pelo módulo e Imp e Vmp correspondem,
respectivamente, à corrente e tensão que concedem ao dispositivo sua máxima potência.
Tabela 1 - Características Elétricas do Módulo SunPower SPR-305E-WHTD em STC
Parâmetro Valor
Pmp 305,20 W Vmp 54,70 V
Imp 5,58 A Voc 64,20 V
Isc 5,96 A α 3,516.10-3 A/ºC
Fonte: Produção do próprio autor, adaptado de SunPower, 2010.
igual a 1,0 MWp, que mostram como sua tensão e a corrente se comportam em diferentes níveis de irradiância e temperatura, sendo também possível conhecer quais os máximos valores de corrente e tensão de saída que o arranjo pode alcançar.
2.3.1 Configuração do arranjo fotovoltaico
Ao se realizar a disposição dos módulos em série e em paralelo, é necessário compatibilizar a tensão de circuito aberto e corrente de curto-circuito do arranjo fotovoltaico com as especificações do inversor utilizado. A configuração dos módulos fotovoltaicos SunPower SPR-305E-WHT-D é feita para compor um sistema fotovoltaico de 1,0 MWp.
Para realizar esta configuração, considera-se um inversor central de média tensão para sistemas fotovoltaicos capaz de suportar 1,0 MWp, com valores de tensão e corrente máximas de entrada igual a 1000 V e 1350 A, respectivamente. Esta característica é especificada baseando-se em dados de inversores centrais de média tensão comerciais (SMA, entre 2004 e 2014). A tensão de circuito aberto não deve ultrapassar o valor da tensão de entrada do inversor, e a corrente de curto-circuito não pode ser maior que sua corrente de entrada.
A configuração escolhida para o arranjo fotovoltaico é então de 15 módulos em série e 218 módulos em paralelo. Esta disposição gera uma tensão de circuito-aberto Voc de 963,0 V e
uma corrente de curto-circuito ISC igual a 1299,3 A, ou seja,
obedece aos dados de entrada requeridos pelo inversor. Esse arranjo é composto de 3270 módulos SPR-305E-WHT-D. Na seção seguinte, são apresentadas as curvas características deste sistema fotovoltaico.
2.3.2Curvas Características do Sistema Fotovoltaico
modelo apresentado por Casaro e Martins (2008), e proposto inicialmente por Gow e Manning (1999).
A primeira característica analisada foi de Corrente
versus Tensão, ou característica I-V, apresentada na equação
(2.4). Inicialmente ela é obtida para diferentes níveis de irradiância, mantendo-se a temperatura da célula em 25ºC, como pode ser observado na Figura 2.6. Constata-se que a corrente de curto-circuito cresce conforme o nível de irradiância aumenta; já a tensão de circuito aberto não apresenta crescimento significativo.
Figura 2.6 - Característica I-V do arranjo fotovoltaico de 1MWp para diferentes níveis de irradiância solar.
Fonte: produção do próprio autor.
Variando-se a temperatura ambiente e mantendo a irradiância em 1000 W/m², de acordo com a Figura 2.7, constata-se que com um aumento na temperatura, a tensão de circuito aberto diminui significativamente, e já a corrente de curto-circuito sofre apenas um leve aumento.
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
0 200 400 600 800 1000 1200 1400
Tensão de saída (V)
C
o
rr
e
n
te
d
e
s
a
íd
a
(
A
)
Figura 2.7 - Característica I-V do arranjo fotovoltaico de 1MWp para diferentes níveis de temperatura.
Fonte: produção do próprio autor.
A segunda curva analisada corresponde à característica de Potência versus Tensão do arranjo, ou característica P-V. Primeiramente esta característica é traçada variando-se o nível de irradiância, conforme Figura 2.8, e em seguida variando-se a temperatura ambiente, de acordo com o apresentado na Figura 2.9.
É possível visualizar que com o aumento no nível de irradiância solar e consequentemente da corrente de curto-circuito, a potência de saída do arranjo fotovoltaico também sofre um aumento. Já com o aumento da temperatura, ocorre a diminuição da tensão de circuito aberto e, consequentemente, a potência de saída diminui.
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
0 200 400 600 800 1000 1200 1400
Tensão de saída (V)
C
o
rr
e
n
te
d
e
s
a
ída
(
A
)
Figura 2.8 - Característica P-V do arranjo fotovoltaico de 1MWp para diferentes níveis de temperatura.
Fonte: produção do próprio autor.
Figura 2.9 - Característica P-V do arranjo fotovoltaico de 1MWp para diferentes níveis de temperatura.
Fonte: produção do próprio autor.
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
0 2 4 6 8 10x 10
5
Tensão de saída (V)
P o tê n c ia d e s a íd a ( W )
1000W/m² 800W/m² 600W/m² 400W/m² 200W/m²
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10x 10
5
Tensão de saída (V)
A partir da curva característica P-V do arranjo fotovoltaico para diferentes níveis de temperatura, mostrada na Figura 2.9, é possível traçar a curva mostrada na Figura 2.10, que apresenta a relação de potência máxima fornecida pelos painéis, em pu, na base de 1000 W/m², em função da sua temperatura de operação, em °C, considerando-se um nível de irradiância solar constante igual a 1000W/m². Esta curva é utilizada posteriormente na definição do modelo do sistema fotovoltaico no OpenDSS, ferramenta de simulação utilizada neste trabalho.
Figura 2.10 - Curva com o valor máximo da potência fornecida pelo painel, em pu, em função da temperatura.
Fonte: produção do próprio autor.
2.4INVERSORES PARA CONEXÃO À REDE ELÉTRICA
Os inversores, ou conversores CC-CA, são utilizados para converter uma corrente contínua em corrente alternada.
Em sistemas fotovoltaicos, sua interligação à rede elétrica é feita através dos inversores, que adequam a energia gerada pelos arranjos fotovoltaicos às características da rede local. Os inversores fonte de tensão, em inglês Voltage Source
Inverters (VSI), são frequentemente empregados nas
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
aplicações com conexão à rede. Neste tipo de inversor, o lado em corrente contínua (CC) é uma fonte de tensão (MACEDO, 2006). Quando visto do lado em corrente alternada (CA), ele pode operar tanto como fonte de tensão quanto como fonte de corrente, dependendo de sua forma de controle. Em aplicações envolvendo sistemas fotovoltaicos interligados à rede é muito utilizado o controle em corrente.
Os sistemas fotovoltaicos conectados à rede são totalmente dependentes da rede elétrica. Caso as características de tensão, corrente e frequência não atendam aos requisitos aceitáveis pela rede, estes se desconectam da mesma. Além disso, quando a rede não estiver energizada, o inversor deve isolar o arranjo fotovoltaico para evitar riscos às pessoas que realizam a manutenção na rede ou para os equipamentos que estão conectados a ela (PEREIRA, GONÇALVES, 2008).
A escolha de um inversor de qualidade é um grande passo para garantir um bom desempenho de um sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica. Sua escolha deve ser feita levando em conta características desejadas de operação como nível de tensão e corrente, rendimento, durabilidade e segurança. Um inversor de qualidade deve atender, dentre outras, as seguintes características (CEPEL/CRESESB, 2014):
Alta eficiência de conversão;
Alta confiabilidade e baixa manutenção;
Operação em uma ampla faixa de tensão de entrada;
Boa regulação na tensão de saída;
Forma de onda senoidal com baixo conteúdo harmônico;
Baixa emissão de ruído audível;
2.4.1Modos de operação
Em teoria os inversores são capazes de atuar de diferentes modos, sendo possível a sua operação em qualquer região contida nos quatro quadrantes, apresentados na Figura 2.11.
Na maioria dos casos, os inversores operam com fator de potência unitário. Porém, durante sua vida útil, a capacidade dos inversores não é totalmente utilizada, devido principalmente a períodos noturnos e sombreamentos em que a geração fotovoltaica é prejudicada, e assim ele pode ser empregado para proporcionar a potência reativa (MCGRANAGHAN et al., 2008, SHIREK, LASSITER, 2013). A operação em quatro quadrantes possibilita ao inversor fornecer e absorver potência ativa e reativa do sistema. Os modos de operação do inveror são descritos a seguir.
Figura 2.11 - Quatro quadrantes de operação do Inversor, com destaque para operação sobre o eixo de Potência Ativa (Fator de Potência Unitário).
Fator de potência unitário: neste modo, fornecem apenas potência ativa ao sistema e operam sobre o eixo de potência ativa. Esta condição operativa acarreta na mais econômica taxa de operação do inversor, por não existir a possibilidade de fornecimento ou absorção de potência reativa (MCGRANAHAM et al., 2008).
Fator de potência capacitivo ou indutivo (fixo): nos quadrantes 1 e 2, o inversor é capaz de realizar o controle de tensão, fornecendo ou absorvendo potência reativa do sistema. A operação com fator de potência capacitivo, por exemplo, diminui o fluxo de reativos na rede, porém pode gerar sobretensões principalmente em períodos de carga leve (PINTO, ZILLES, BET, 2012; SHIREK, LASSITER, 2013).
Fator de potência variável: neste modo, o fator de potência pode ser ajustado para diferentes valores, dependendo do horário do dia.
Controle volt-var: este modo de operação ajusta a potência reativa consumida e fornecida pelo inversor para ajudar a regular a tensão no ponto de conexão.
Uma prática inserida pela norma alemã VDE 4105, da Sociedade Alemã de Engenheiros Eletricistas, visando à melhoria da operação do sistema fotovoltaico junto à rede de distribuição, é a diminuição do fator de potência do inversor, indutivo ou capacitivo. Um fator de potência indutivo procura evitar tensões acima do limite superior permitido na rede. Já um fator de potência capacitivo não diminui essas magnitudes de tensão, mas pode ser utilizada como compensador de reativos (PINTO, ZILLES, BET, 2012).
quatro quadrantes. Estes inversores ajudam tanto no controle da tensão da rede como a diminuir o número de comutação de
taps. A IEEE std 1547, por exemplo, uma das principais recomendações relacionadas a sistemas fotovoltaicos conectados à rede, foi criada não permitindo a regulação ativa da tensão pelo sistema fotovoltaico no ponto de conexão com a rede, a fim de evitar conflitos entre controles no sistema de geração distribuída e controles tradicionais de regulação de tensão, bancos de capacitores e comutadores de tap. Porém, ela vem começando a ser revista para permitir que os sistemas de geração distribuída contribuam mais com os sistemas aos quais estão interligados (IEEE, 2013, apud GONZALES, 2013), com a análise e coordenação apropriada dos equipamentos de controle.
Os casos de operação de inversores em quatro quadrantes só seriam possíveis quando, além de geração, há absorção de potência ativa, caracterizando um sistema de geração com armazenamento de energia elétrica por baterias ou supercapacitores.
2.4.2 Sistemas de rastreamento de máxima potência
Os inversores podem ser equipados com um ou mais sistemas de rastreamento de máxima potência, em inglês
Maximum Power Point Tracking (MPPT).
Sistemas de MPPT são algoritmos necessários para que o gerador opere, sob qualquer condição, em seu ponto de máxima potência (PMP), ponto no qual a derivada da reta tangente a ele é nula (MARTINS, COELHO, DOS SANTOS, 2011; DE BRITO et al., 2012), como pode ser visto na Figura 2.12.
que geralmente obtém-se a máxima potência possível do arranjo fotovoltaico.
Muitos são os métodos de MPPT, dentre eles pode-se citar o método da razão cíclica fixa, o método Perturba e Observa ou Hill Climbing, e o método da Condutância Incremental ou Incremental Conductance, método da Condutância Incremental modificado, método da Condutância Incremental baseado em PI, dentre outros (SALAS et al, 2006; MARTINS, COELHO, DOS SANTOS, 2011; KONDAWAR, VAIDYA, 2012; DE BRITO et al., 2012; SUBUDHI, PRADAN, 2013; NARENDIRAN, 2013).
Figura 2.12 - Ponto de máxima potência (PMP) de um sistema fotovoltaico
Fonte: Produção do próprio autor.
Esta curva, juntamente com a curva da Figura 2.10, é empregada posteriormente no Capítulo 4 na definição do modelo do sistema fotovoltaico no OpenDSS. O modelo utilizado considera que o sistema fotovoltaico opera sempre em seu PMP.
Figura 2.13 - Curva de eficiência energética do inversor para conexão do sistema fotovoltaico à rede elétrica.
Fonte: Produção do próprio autor.
2.5 PRINCIPAIS NORMAS E REQUISITOS
As características técnicas das redes elétricas variam entre países, e assim os requisitos de operação para a conexão de sistemas fotovoltaicos à rede também variam dependendo da localidade. A seguir são descritas algumas das principais normas e requisitos nacionais e internacionais a serem seguidos para a operação de sistemas fotovoltaicos conectados à rede.
No Brasil, com a publicação da Resolução nº 482 pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) em 17 de abril de 2012, permitiu-se o acesso da microgeração e minigeração distribuídas aos sistemas de distribuição de energia elétrica, além de introduzir e estabelecer o sistema de compensação de energia elétrica, no qual é feito um balanço entre a energia
0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2
86 88 90 92 94 96 98
Potência (pu)
E
fi
c
iê
n
c
ia
(
p
u
consumida e a gerada na unidade consumidora (modelo net
metering). Segundo definição da ANEEL (2012a), a
microgeração distribuída consiste de uma central geradora de energia elétrica com potência instalada menor ou igual a 100 kW. Já a minigeração distribuída consiste de uma central geradora de energia elétrica com potência instalada entre 100 kW e 1,0 MW.
Esta resolução também aprova a inclusão da seção 3.7 no Módulo 3 do PRODIST (ANEEL, 2012a). O Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição estabelece as condições de acesso, define os critérios técnicos e operacionais, os requisitos de projeto, as informações para implantação de novas conexões, além de requisitos para operação, manutenção e segurança da conexão. Na seção 3.7 são definidos os procedimentos para o acesso de mini e microgeração distribuída ao sistema de distribuição. Esta seção estabelece, além de outros fatores, que os sistemas fotovoltaicos com potência entre 501 kW e 1,0 MW devem ser conectados à rede de média tensão (ANEEL, 2012b), conforme pode ser visto na Tabela 2.
Tabela 2 - Níveis de Tensão para Conexão de Mini e Microgeração Distribuída na Rede.
Potência Instalada Nível de Tensão de Conexão
<10kW Baixa tensão (monofásico, bifásico ou trifásico)
10 a 100kW Baixa tensão (trifásico)
101 a 500kW Baixa tensão (trifásico) ou média tensão
501kW a 1MW Média tensão
Fonte: Produção do próprio autor, adaptado de ANEEL, 2012b.
através de um transformador de acoplamento. Como neste documento não são analisados os efeitos em equipamentos de proteção do sistema elétrico, este transformador de acoplamento não foi considerado nas simulações.
Outra norma seguida no Brasil é a ABNT NBR 16274:2014, que estabelece os requisitos mínimos de informação, documentação, ensaios e inspeção necessários para avaliar a segurança de sistemas fotovoltaicos conectados à rede.
Os inversores para sistemas fotovoltaicos interligados à rede elétrica devem atender aos requisitos de proteção exigidos no item 5 da seção 3.3 do Módulo 3 do PRODIST. Além disso, devem atender à norma ABNT NBR 16149:2013 que estabelece características da interface de conexão à rede, como faixas de variação de tensão e frequência, THD, proteção contra ilhamento e fator de potência.
Na Tabela 3 são descritas as principais normas e requisitos nacionais e internacionais recomendados, além dos já citados, referentes à conexão do sistema fotovoltaico a rede.
Tabela 3 – Normas e Requisitos Nacionais e Internacionais.
Na
cio
nais
Código Título
ABNT - NBR
16149:2013 Sistemas fotovoltaicos: características da interface de conexão com a rede elétrica de distribuição. ABNT - NBR
16150:2013
Sistemas fotovoltaicos: Características da interface de conexão com a rede elétrica de distribuição – procedimento de ensaio de conformidade.
ABNT - NBR 16274:2014
Sistemas fotovoltaicos conectados à rede – Requisitos mínimos para documentação, ensaios de comissionamento, inspeção e avaliação de desempenho.
ANEEL -
PRODIST:2012. Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição. ABNT - NBR
IEC 61116:2012
Interna
cio
nais
IEEE 1547 Standard for interconnecting distributed resources with electric power systems.
IEEE 929-2000 Recommended practice for utility interface of photovoltaic (PV) systems.
IEC 61727 Characteristics of the utility interface.
VDE-AR-N-4105
Technical requirements for the connection to and parallel operation with low-voltage distribution networks
3MODELAGEM DE COMPONENTES DE UM SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA
Os sistemas elétricos de potência (SEP) podem ser divididos em três subsistemas, geração, transmissão e distribuição, e são constituídos basicamente por linhas, geradores, transformadores e cargas, conforme o exemplo mostrado na Figura 3.1. Para a realização do presente estudo é necessário adotar modelos que representem as características reais dos SEP. Existem diferentes modelos para representar cada um desses elementos, sendo alguns deles descritos neste capítulo.
Figura 3.1 - Exemplo de representação de um Sistema Elétrico de Potência
Fonte: produção do próprio autor.
3.1 ELEMENTOS DE UM SISTEMA ELÉTRICO DE
POTÊNCIA
Em seguida, são apresentados os principais componentes de um SEP, assim como suas características e modelos mais comuns.
3.2 REPRESENTAÇÕES DE LINHAS DE TRANSMISSÃO
E DISTRIBUIÇÃO EM REGIME PERMANENTE
resistência, indutância, capacitância e condutância. A resistência e a indutância ao longo de uma linha formam a impedância série da linha. Tais parâmetros são utilizados na definição dos modelos das linhas.
A partir dos parâmetros elétricos dos sistemas de transmissão e distribuição definidos previamente, as linhas podem ser classificadas como curtas, médias e longas, de acordo com sua extensão, e representadas por diferentes modelos elétricos, utilizados no cálculo de tensões, correntes e fluxo de potência. Os modelos das linhas podem ser ainda classificados como sendo de parâmetros concentrados ou distribuídos. Todo sistema real é distribuído, entretanto se as variações espaciais são pequenas, eles podem ser aproximados pelo modelo concentrado, onde as variações espaciais são desprezadas (STEVENSON, 1986; MONTICELLI, GARCIA, 2003).
3.2.1 Modelo de linhas curtas
Este modelo é o mais utilizado para sistemas de distribuição. O valor da capacitância em uma linha pode ser desprezado caso as linhas apresentem comprimento de até 80km, ou se a tensão não ultrapassar 69kV. O modelo de linha curta é obtido pela multiplicação da impedância série da linha, Zl, pelo seu comprimento, l, conforme equações (3.1) e (3.2),
constituindo um modelo de parâmetro concentrado.
= ( + ) × (3.1)
= ( + ) (3.2)
Figura 3.2 - Modelo para linhas curtas.
Fonte: Saadat, 1999.
Neste modelo, VS e IS são, respectivamente, a tensão e
corrente na barra transmissora, e VR e IR são, respectivamente,
a tensão e corrente na barra receptora. VS pode ser obtida pela
equação (3.3) e, como não existem ramos de derivação (a capacitância é desprezada), as correntes nas extremidades da linha são iguais, visto na equação (3.4).
= + ( × ) (3.3)
= (3.4)
3.2.2 Modelo de linhas médias
Conforme o comprimento das linhas vai aumentando, a capacitância shunt deve ser considerada no modelo. As linhas médias possuem comprimento maior que 80 km e menor que 250 km, sendo também representadas por um modelo de parâmetro concentrado.
Figura 3.3 - Modelo π-nominal para linhas médias.
Fonte: Saadat, 1999.
3.2.3 Modelo de linhas longas
As linhas curtas e médias podem ser representadas por um modelo com parâmetros concentrados. As linhas longas apresentam um comprimento maior que 250km, e devem ser representadas por um modelo de parâmetros distribuídos. É possível estabelecer um modelo π-equivalente, mostrado na Figura 3.4, para as linhas longas.
Figura 3.4- Modelo π-equivalente para linhas longas.
3.2.4 Transformadores trifásicos
Os transformadores trifásicos podem também ser constituídos por um banco trifásico, constituído de três transformadores monofásicos. Cada fase contribui com um terço da potência transferida. Para a definição do modelo do transformador trifásico, é necessário conhecer o valor de sua reatância por fase, o número de enrolamentos no primário e secundário, por fase, sua potência aparente e tensões nos lados primário e secundário, de linha e por fase.
Além dos parâmetros já citados, é preciso informar o tipo de conexão dos transformadores trifásicos. Tanto o primário quanto o secundário podem estar conectados em delta (Δ) ou em estrela (Y). Isto resulta em quatro possibilidades de conexão, Δ-Δ, Δ-Y, Y-Y ou Y-Δ, conforme Figura 3.5.
Figura 3.5 - Conexões de um transformador trifásico.
Fonte: Saadat, 1999.
conexão quase não é utilizado. As conexões Δ-Δ não possibilitam conexão do neutro. Entretanto esta conexão também possibilita a circulação de harmônicas de corrente devido ao desequilíbrio (SAADAT, 1999). Nos transformadores Y-Y e Δ-Δ não há defasagem entre as tensões de linha equivalentes nos lados primário e secundário.
As formas de conexão mais comuns são Y-Δ ou em Δ-Y, mais estáveis com relação à cargas desequilibradas (SAADAT, 1999). Em transformadores com um desses tipos de conexão, a defasagem existente entre as tensões de linha primárias e secundárias é de 30°. Esta defasagem pode ser observada no diagrama fasorial de sequência positiva, apresentado na Figura 3.6. Se a conexão Y é utilizada no lado de alta tensão, existe uma redução nos custos de isolação. Transformadores Y-Δ são comumente utilizados para abaixar a tensão do primário para um menor valor de tensão no secundário.
Figura 3.6 - Defasagem entre as tensões de linha equivalentes aos lados primário e secundário.
Fonte: Saadat, 1999.
3.2.4.1 Controle de tensão em transformadores
