Nas seções 5.4.2.2 e 5.5.2.2, a adequação do tap do transformador da subestação é realizada manualmente. Isto é feito para elevar a tensão na subestação, e então possibilitar que a tensão no ponto de conexão e nas demais barras permaneça entre os limites permissíveis. Porém, conforme descrito no Capítulo 3, esta variação pode ser feita também de forma automática, através de dispositivos reguladores de tensão, que detectam violações nos níveis de tensão e ajustam o tap do transformador para que a tensão monitorada volte a operar dentro dos limites.
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 0.95 0.96 0.97 0.98 0.99 1 1.01 1.02 1.03 1.04 Horário (horas) Te ns ão ( pu ) Fase A Fase B Fase C
A grande variabilidade dos sistemas fotovoltaicos pode interferir na atuação dos dispositivos reguladores de tensão. Desta forma, é importante analisar não somente o perfil de tensão da rede operando nestas condições, mas também a curva de variação do tap ao longo do período em estudo, para verificar como o sistema fotovoltaico pode afetar sua operação.
Especificamente, é importante verificar se o sistema fotovoltaico ocasiona a diminuição ou o aumento no número de mudanças no tap. O aumento no número de mudanças do tap pode ocasionar uma degradação acelerada do equipamento ou a necessidade de manutenções mais constantes.
As análises do perfil de tensão e da variação do tap do transformador, apresentadas nas Seções 5.7.1 e 5.7.2, são realizadas para a rede trifásica de topologia não radial, Apêndice A. Optou-se por utilizar esta rede para as análises de reguladores de tensão, pois a rede radial da Figura 5.1 opera muito próxima a seus limites de tensão de 0,950 pu e 1,050 pu, conforme obtido na Seção 5.4.2.2 através do ajuste manual do tap do transformador da subestação. Ou seja, utiliza-se a rede teste não radial, Apêndice A, como forma de ilustrar o número de mudanças de tap.
Considera-se o inversor operando com fator de potência unitário. Neste estudo, são utilizados os dispositivos LTC e TR. São definidas 32 posições de tap, que variam de 0,900 pu a 1,100 pu, em intervalos de 0,00625 pu (KERSTING, 2002). O valor do tap igual a 1,000 pu corresponde a posição zero (caso inicial), e assim posição 1 do tap corresponde a um valor do tap igual a 1,00625 pu.
5.7.1 Análise QSTS utilizando transformador com comutação automática de tap
A primeira análise realizada para a rede teste não radial vista no Apêndice A, com a interligação do sistema fotovoltaico de 1,0 MWp, é feita com o auxílio do programa OpenDSS utilizando o LTC, e visa a variação automática do
tap do primário da subestação para manter a tensão no secundário da subestação no nível de tensão desejado. Isto é feito respeitando-se a largura de banda, definida na Seção 3.2.4.1.1 como a variação permitida para o nível de tensão. As curvas do multiplicador de cargas e de irradiância solar podem ser vistas na Figura 5.2.
Os dados adotados para o LTC são apresentados na Tabela 13. O valor do nível de tensão é especificado analisando-se a, em que a tensão da subestação deveria possuir um valor mínimo de 1,030 pu para que a tensão no ponto de conexão se mantivesse acima do limite inferior de 0,950 pu. Assim, definindo-se no OpenDSS a largura de banda em 0,010 pu, a tensão na subestação pode sofrer uma variação de 1,030 pu a 1,040 pu.
Tabela 13 - Características do LTC.
Parâmetro Valor Nível de tensão desejado 1,035pu
Largura de banda 0,010pu Atraso de tempo 10s
Fonte: Produção do próprio autor.
Na Figura 5.24 são apresentadas as posições que o tap do transformador assume em cada intervalo do período em estudo, para os casos SGFV e após a interligação do sistema fotovoltaico na rede.
Percebe-se que os dois casos apresentaram resultados semelhantes, com o tap variando entre as posições -6 e -7. A única diferença percebida foi que após a inclusão da geração fotovoltaica, em alguns instantes a atuação do regulador de tensão não ocorreu no mesmo horário em relação ao caso SGFV. Porém o número de mudanças de posição do tap é a mesma nos dois casos, ou seja, 14 mudanças. Observa-se que a influência do sistema fotovoltaico sobre o perfil de tensão na Barra 1 é pequena, como pode ser visto na Figura 5.25.
Figura 5.24 - Posição do tap no primário do transformador para os casos SGFV e após a inclusão da geração fotovoltaica.
Fonte: Produção do próprio autor.
Figura 5.25 – Perfil de tensão na Barra 1 da rede trifásica de topologia não radial, para os casos SGFV e após a inclusão da geração fotovoltaica.
Fonte: Produção do próprio autor.
0 20 40 60 80 100 120 140 160 -8 -7 -6 -5 Horário (horas) P o s iç ã o d o t a p
sem geração fotovoltaica com geração fotovoltaica
0 20 40 60 80 100 120 140 160 1.025 1.03 1.035 1.04 1.045 Te n s ã o ( p u )
sem geração fotovoltaica Fase A(pu)
Fase B(pu) Fase C(pu) 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 1.025 1.03 1.035 1.04 1.045 Horário (horas) T e n s ã o ( p u )
com geração fotovoltaica Fase A(pu)
Fase B(pu) Fase C(pu)
Nesta figura, também é possível perceber que a mudança na posição do tap ocorre quando a tensão em alguma das fases alcança os limites de 1,030 pu ou 1,040 pu, de acordo com o definido nas características do LTC na Tabela 13, mantendo então a tensão na Barra 1 próxima a 1,035 pu.
Desta forma o perfil de tensão na Barra 10 também se mantém dentro dos limites permissíveis, de 0,950 pu a 1,050 pu, ocorrendo um aumento na magnitude da tensão nos instantes em que há geração fotovoltaica, conforme Figura 5.26.
Figura 5.26 - Tensão na Barra 10 da rede trifásica de topologia não radial, para os casos SGFV e após a inclusão da geração fotovoltaica.
Fonte: Produção do próprio autor.
Constata-se então que neste caso, a curva de variação do tap não é afetada significativamente pela presença da geração fotovoltaica, sendo que um dos motivos é a pouca influência do sistema fotovoltaico, interligado à Barra 10, no perfil de tensão da Barra 1.
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 0.95 1 1.05 Ten s ã o ( p u )
sem geração fotovoltaica Fase A(pu)
Fase B(pu) Fase C(pu) 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 0.95 1 1.05 Horário (horas) Te n s ã o ( p u )
com geração fotovoltaica Fase A(pu)
Fase B(pu) Fase C(pu)
5.7.2 Análise QSTS Utilizando Autotransformador Regulador de Tensão
As simulações utilizando o TR são realizadas a seguir monitorando-se a Barra 10 da rede trifásica não radial, vista no Apêndice A como sendo o ponto onde o impacto no perfil de tensão é maior. Isto é feito com a variação do tap do primário do transformador da subestação. O objetivo destas simulações é verificar a mudança na curva de posição do tap após a interligação do sistema fotovoltaico, que deve ser maior em relação ao caso visto na Figura 5.24, devido ao ponto monitorado ser o próprio ponto de interligação do sistema fotovoltaico.
Deve-se atentar ao fato de que a tensão na subestação não pode ultrapassar o limite superior de 1,050 pu. Assim, são especificados os dados do dispositivo regulador, apresentados na Tabela 14, onde se estabelece que a tensão na Barra 10 possa sofrer uma variação entre 0,970 pu e 0,990 pu para que as tensões nas demais barras permaneçam entre os limites permissíveis.
Tabela 14 - Características do Transformador Regulador. Parâmetro Valor Nível de tensão desejado 0,980pu
Largura de banda 0,020pu Atraso de tempo 10s
Fonte: Produção do próprio autor.
Neste caso, verifica-se na Figura 5.27 o número de mudanças de posição do tap para manter a tensão na Barra 10 em 0,980 pu, após a interligação do sistema fotovoltaico.
Figura 5.27 - Posição do tap no primário do transformador para os casos SGFV e após a inclusão da geração fotovoltaica com monitoramento da tensão na Barra 10.
Fonte: Produção do próprio autor.
Anteriormente no caso SGFV, o número de diferentes posições do tap era de 39, e após a interligação passou a ser de 50, conforme Figura 5.27. Sabe-se que o maior impacto do sistema fotovoltaico é sobre o ponto de conexão, e como este é o ponto sendo monitorado pelo transformador regulador, isto justifica este aumento no número de mudanças.
A Figura 5.28 mostra o perfil de tensão na Barra 1 devido a variação do tap ao longo do tempo, que fica entre os limites permissíveis de 0,950 pu e 1,050 pu antes e após a conexão do sistema fotovoltaico.
Já a Figura 5.29 apresenta o perfil de tensão na Barra 10, onde em muitos instantes a magnitude de tensão está violando os valores de tensão estabelecidos pela largura de banda, ou seja, 0,970pu e 0,990pu, quando ocorre então a mudança na posição do tap.
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 Horário (horas) P o s iç ã o d o t a p
sem geração fotovoltaica com geração fotovoltaica
Figura 5.28 - Tensão na Barra 1 da rede trifásica de topologia não radial, para os casos SGFV e após a inclusão da geração fotovoltaica, utilizando TR com monitoramento da tensão na Barra 10.
Fonte: Produção do próprio autor.
O aumento de tensão esperado nos momentos em que há geração fotovoltaica não é percebido Figura 5.29, neste caso devido à largura de banda ter sido fixada em 0,020 pu, ou seja, a tensão é monitorada para trabalhar dentro deste limite antes e após a interligação da geração. É importante ressaltar que a Barra 10 foi escolhida como ponto de monitoramento sapenas para ilustrar o número de mudanças de tap. Outras barras poderiam ser monitoradas, possibilitando a tensão na Barra 10 ser alterada pela interligação do sistema fotovoltaico, operando com fator de potência constante, à mesma.
Mesmo que o sistema fotovoltaico opere com fator de potência constante, ocorre um aumento de atuações de tap, atendendo as recomendações da IEE std.1547.
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 0.98 1 1.02 1.04 1.06 Te n s ã o ( p u )
sem geração fotovoltaica Fase A(pu)
Fase B(pu) Fase C(pu) 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 0.98 1 1.02 1.04 1.06 Horário (horas) Te n s ã o ( p u )
com geração fotovoltaica Fase A(pu)
Fase B(pu) Fase C(pu)
Caso o inversor do sistema fotovoltaico pudesse operar com ajuste automático de fator de potência (o que já está sendo realizado em alguns países), o número de atuações de tap poderia ser ainda maior, podendo ocasionar casos extremos de interações indevidas do controle do inversor e o tap do transformador.
Este fenômeno de interações é conhecido por hunting (JAHANGIRI, ALIPRANTS, 2013), onde o tap e o inversor podem atuar de forma descordenada, podendo originar casos onde o sistema fotovoltaico gere reativos e a posição do tap absorva os reativos (ou vice-versa), sendo que o ideal seria os dois dispositivos atuarem de forma coordenada (os dois fornecendo ou absorvendo reativos simultaneamente).
Figura 5.29 - Tensão na Barra 10 da rede trifásica de topologia não radial, para os casos SGFV e após a inclusão da geração fotovoltaica,utilizando TR com monitoramento da tensão na Barra 10.
Fonte: Produção do próprio autor.
0 20 40 60 80 100 120 140 160 0.96 0.98 1 T e n s ã o ( p u )
sem geração fotovoltaica Fase A(pu)
Fase B(pu) Fase C(pu) 0 20 40 60 80 100 120 140 160 0.96 0.98 1 Horário (horas) Te n s ã o ( p u )
com geração fotovoltaica
Fase A(pu) Fase B(pu) Fase C(pu)
6 CONCLUSÕES
A geração de energia através de sistemas fotovoltaicos vem ganhando destaque no cenário mundial, sendo uma das formas mais promissoras atualmente, como foi visto no Capítulo 1. Neste contexto, a realização de estudos dos impactos que este tipo de fonte de energia pode causar no sistema ao qual está interligado torna-se de extrema importância.
Esta dissertação teve como principal objetivo realizar um estudo comparativo dos impactos de um sistema fotovoltaico de 1,0 MWp interligado à uma rede trifásica de distribuição, utilizando dois tipos de análise, sendo estas análises convencionais e análises QSTS. Através de simulações de uma rede de distribuição radial, foi possível analisar os impactos no perfil de tensão das redes, nas suas perdas, através de um estudo de alocação de geração fotovoltaica na rede, e na curva de tap do transformador com dispositivo LTC da subestação, que eram almejados inicialmente, e assim verificar as limitações que o emprego desse tipo de geração apresenta.
Para que tal estudo fosse possível de ser realizado, foi efetuada uma revisão literária.
No Capítulo 1 foi apresentada uma introdução sobre a geração distribuída e seu cenário mundial nos dias de hoje, onde percebeu-se, através de dados de 2000 a 2013, que esta apresentou um crescimento significativo. No Brasil, a publicação da Resolução Normativa 482 pela ANEEL foi um importante passo para incentivar a utilização de sistemas fotovoltaicos como fonte de geração de energia. Entretanto, percebeu-se que ainda é necessário avaliar o comportamento dos sistemas de distribuição com este tipo de conexão. Neste mesmo capítulo ainda foram destacadas as principais contribuições técnicas que esta pesquisa proporcionou.
Em seguida, no Capítulo 2, foram descritos os principais aspectos sobre os sistemas fotovoltaicos, como seus principais componentes, os conceitos envolvidos em seus
estudos e seu equacionamento. Simulações foram feitas para observar as características dos módulos fotovoltaicos sob diferentes níveis de irradiância e de temperatura. Traçando-se as curvas características de um sistema fotovoltaico de 1MWp, constatou-se que a potência de um painel fotovoltaico aumenta com a diminuição da temperatura de trabalho da célula e com o aumento no nível de irradiância. Tais curvas foram necessárias para obter a curva que relaciona a máxima potência de saída do arranjo fotovoltaico em função de sua temperatura de operação, que foi então utilizada na definição do sistema fotovoltaico para as análises QSTS.
As principais características dos inversores para conexão dos arranjos à rede elétrica foram descritas ainda no Capítulo 2. Os inversores em teoria podem operar de diferentes modos, fornecendo ou absorvendo potência ativa da rede, sendo que a maioria, como no caso do Brasil, fornece apenas potência ativa, operando com fator de potência unitário. Estes equipamentos são equipados com algoritmos de MPPT para que, sob uma condição de temperatura e uma irradiância determinada, a máxima potência seja extraída dos módulos. Foi feita ainda a definição da curva de rendimento versus potência do inversor, utilizada nas análises QSTS. As principais normas e requisitos, nacionais e internacionais, de operação dos sistemas fotovoltaicos foram destacados também neste capítulo.
No Capítulo 3, é feita uma revisão sobre os conceitos envolvendo os principais componentes de um sistema de distribuição, como modelo de linhas e transformadores. As linhas podem ser representadas por modelos elétricos dependendo de seu tamanho, e classificadas e linhas curtas médias e longas. Os transformadores trifásicos apresentam quatro possibilidades de conexão, Δ-Δ,Δ-Y, Y-Y ou Y-Δ, sendo que as conexões mais utilizadas em redes desequilibradas são Δ-Y e Y-Δ. Além disso, os transformadores podem ser equipados com dispositivo LTC,
que permite a variação do tap quando a magnitude de tensão no ponto monitorado extrapola os limites de tensão permissíveis.
No capítulo 4 são apresentados alguns métodos para efetuar o fluxo de potência, sendo eles o método de Newton Raphson e o método do ponto fixo. As ferramentas de análise utilizadas são análises estáticas convencionais e análises QSTS. Além destas, algumas ferramentas alternativas são descritas.
Antes de realizar o estudo dos impactos do sistema fotovoltaico na rede, é importante efetuar um estudo de alocação desta geração. Isto pode ser feito obtendo-se as perdas totais nas duas redes testes com o sistema interligado a cada barra, uma por vez. Os programas que foram utilizados neste trabalho para realizar as simulações são descritos também neste capítulo, sendo eles o Anarede, para efetuar as análises estáticas convencionais, o OpenDSS, que efetua as análises QSTS e o RADIASOL 2, que disponibiliza os dados de irradiância solar de um dado local.
No Capítulo 5, inicialmente foi feita a alocação da geração fotovoltaica. Percebeu-se que é necessário considerar condições mais realistas para as cargas e geração, pois através das análises estáticas convencionais, considerando apenas três condições de carga não foi possível determinar qual a melhor barra para realizar a alocação. Já as análises QSTS, por considerar as curvas de carga e geração, assim como a iteração de uma com a outra, possibilitaram determinar a melhor barra para alocar a geração, que fornece as menores perdas trifásicas totais da rede. Realizando o mesmo estudo com a operação do sistema fotovoltaico com fatores de potência indutivo e capacitivo, e comparando ao caso SGFV, contatou-se que as menores perdas são obtidas com o sistema operando com fator de potência capacitivo.
Em seguida, observou-se o comportamento do perfil de tensão das redes teste, comparando-se os casos SGFV e após a sua interligação. Analisando-se o fluxo de potência do sistema, observou-se uma inversão em seu sentido quando a potência
fornecida pelo sistema fotovoltaico excedeu a demanda total das cargas. Por isso é importante estar atento aos instantes de carga leve que podem coincidir com geração fotovoltaica próxima ou igual à máxima possível.
Percebeu-se que a interligação do sistema fotovoltaico à rede provoca um aumento no perfil de tensão quando há geração fotovoltaica, podendo ultrapassar o limite superior de tensão permissível. Apesar disso, como em muitos horários não há geração de energia elétrica pelo sistema fotovoltaico, o perfil de tensão da rede pode ultrapassar o limite inferior de tensão. Nestes períodos, desfavoráveis à operação do sistema, o valor da tensão pode ser elevado aumentando-se a magnitude da tensão na subestação, que pode ser efetuado com um ajuste no tap do transformador, manualmente ou automaticamente.
O perfil de tensão de uma das redes testes foi também observado considerando-se a operação do sistema fotovoltaico com diferentes fatores de potência, indutivo e capacitivo. Percebeu-se que a operação com fator de potência indutivo ajuda a reduzir a magnitude de tensão da rede com geração fotovoltaica, o que pode evitar tensões acima do limite superior permissível. Já com a operação com fator de potência capacitivo apresenta a vantagem de ajudar a reduzir o fluxo de potência reativa na rede, porém, não evita magnitudes de tensão acima do limite superior na rede, há um aumento ainda maior no perfil de tensão nos períodos em que há geração fotovoltaica.
Nas análises estáticas convencionais, foi necessário efetuar o fluxo de potência para os três cenários de operação para obter as tensões em cada barra, o que exigiu um maior número de simulações e não considerou outros cenários possíveis que possam ocorrer na realidade. As análises QSTS possibilitaram considerar diferentes cenários, e assim visualizar as condições críticas e as condições mais favoráveisde operação.
Finalmente efetuou-se uma análise da curva de variação do tap ao longo do período em estudo, para verificar como o sistema fotovoltaico pode afetar sua operação. A primeira análise considerou a variação automática do tap do primário da subestação para manter a tensão no secundário da subestação no nível de tensão desejado, respeitando a largura de banda. Verificou-se que a influência do sistema fotovoltaico sobre a curva de variação do tap é pequena. Já no caso do TR, essa influência foi maior, uma vez que o ponto monitorado pelo transformador é o próprio ponto de conexão do sistema fotovoltaico.
Analisando os resultados apresentados no capítulo 5, é possível concluir que avaliar os impactos de um sistema fotovoltaico interligado à rede é necessário, especialmente com altos níveis de penetração na rede como no caso deste estudo. As análises QSTS possibilitaram uma melhor avaliação do comportamento das redes teste através da consideração de curvas de carga e geração ao longo de um período de 168 horas, não exigindo grandes esforços computacionais, o que ocorreria caso fossem utilizadas simulações no domínio do tempo. Esta análise permite garantir a qualidade da energia elétrica fornecida ao consumidor e a confiabilidade da operação do sistema elétrico.