A rede elétrica da ilha do Porto Santo inclui uma central fotovoltaica com quatro grupos inversores de 500 kW, prefazendo uma potência máxima total de 2 MW.
Tendo em conta a já elevada complexidade da simulação, para possibilitar a visualização de resultados em regime permanente no modo de simulação contínuo decidiu-se implementar um modelo relativamente simples para esta central. Os sistemas fotovoltaicos foram modelizados diretamente como fontes de corrente elétrica, como apresentado na figura 3.44.
Figura 3.44 – Modelização de um grupo solar de 500kW.
De acordo com o modelo implementado, cada grupo fotovoltaico é modelizado como uma fonte de corrente controlada por uma função, que consite no produto entre um sinal sinusoidal à frequência da rede e uma função de radiação. Esta função de radiação varia entre 0 e 1. Tendo em conta que a função sinusoidal gerada tem como amplitude a corrente máxima que cada grupo pode fornecer, ao multiplicá-la pela função de radiação tem-se uma variação de potência gerada de acordo com a intensidade de radiação solar: 1 – intensidade máxima; 0 – intensidade nula. Nesta simulação considera-se o sistema trifásico balanceado, com a corrente em cada uma das fases de valor idêntico.
Para garantir que não há nenhuma sobreintensidade de corrente é ainda aplicada uma função de saturação (com o nível de 76 A, corrente máxima) e é adicionada uma componente de ruído gaussiano branco, que simula o tremor induzido pelo inversor do sistema, de forma a haver uma onda menos ideal e mais semelhante aos sinais observados na rede.
Neste teste o sistema é ligado a uma rede representada por um barramento infinito de 6,6 kVrms.
59 Na figura 3.45 é apresentado o resultado obtido para as formas de onda de tensão e corrente em cada fase do sistema, para a variação da função de intensidade de radiação apresentada na figura 3.46.
Figura 3.45 – Tensão simples e corrente trifásica ao longo de uma simulação de 1,2s. É possível observar pela figura 3.45 que a corrente produzida
pelo sistema é dependente da função de radiação imposta. Na figura 3.46 é apresentada a intensidade aplicada. Ou seja, entre os 0 s e os 0,2 s de simulação a percentagem de radiação absorvida pelo sistema é de 50% (em relação ao seu valor máximo), logo a corrente gerada é de metade do valor máximo de 76 A, ou seja 38 A. A corrente máxima de cada grupo de 500 kW foi calculada de acordo com:
𝐼 =𝑃𝑉 =500𝑘𝑊6,6𝑘𝑉 = 76𝐴; (3.24) ou seja, a corrente máxima foi obtida a partir da relação entre potência ativa e tensão. Na figura 3.47 é apresentada uma vista de alguns períodos dos sinal observado nesta simulação.
Figura 3.47 – Tensão simples nas três fases e corrente nas três fases, por ordem descendente.
Na figura 3.47 é possível observar que o sinal de corrente apresenta um tremor associado, no sistema real introduzido pelo circuito de inversão de potência comutado.
Figura 3.46 – Função de radiação solar.
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Deve-se ainda salientar que neste sistema não foi introduzida uma limitação à variação de intensidade de radiação solar, ou seja, a variação de intensidade de radiação pode ser instantânea, como acontece na realidade.
3.5.4. Subestações
Modelizou-se também em Matlab/Simulink as três subestações da ilha do Porto Santo e a sua ligação em anel para tornar o modelo criado mais aproximado da realidade.
Cada uma das subestações é caracterizada por possuir um transformador que interliga os seus dois barramentos, o de mais alta tensão (30 kVrms), para interligação entre subestações
e o barramento de mais baixa tensão (6,6 kVrms) para interligação entre centrais e subestação e
subestação e postos de transformação (do lado da distribuição de energia).
3.5.5. Linhas de Transmissão e Cargas
As linhas de transmissão foram modelizadas segundo o modelo de linha curta, considerando-se a sua impedância total, exceto nas ligações entre a central fotovoltaica, cujo modelo não permite a ligação do modelo de linha curta em série, pois ambos são modelizados como fontes de corrente pelo programa. Neste caso usou-se o modelo de linha ideal, ou seja as perdas na linha foram desprezadas.
Foram colocadas ainda três cargas (uma em cada subestação) tendo-se por base o valor médio de carga em cada subestação (tabela 3.2), tendo-se ainda variado estes valores para efeitos de análise da resposta da rede a variação de carga.
3.5.6. Resultados obtidos
Procedeu-se à simulação do modelo completo da rede do Porto Santo, ao nível da geração e anel de distribuição entre subestações, cujo diagrama corresponde ao apresentado na figura 3.48.
O teste apresentado corresponde a um teste com um nível de carga na rede que corresponde a um nível médio de carga por subestação na ilha, ou seja, com uma carga de 1,4 MW na subestação CNP, uma carga de 1,9 MW ligada à subestação CPS e uma carga de 2,6 MW ligada à subestação VBL.
61 Como para este nível de carga apenas são necessários dois grupos geradores térmicos em funcionamento para a manutenção da rede (além das centrais renováveis), apenas ficaram ligados dois grupos térmicos nesta simulação, também para permitir diminuir o tempo de simulação. Começou-se por observar alguns parâmetros nos diversos pontos da rede, nomeadamente ao nível das formas de tensão na rede, como ilustrado na figura 3.49, e formas de corrente da rede, como ilustrado nas figuras 3.50 e 3.51. Nestas são apresentadas as formas de tensão composta e corrente na central térmica, no anel de ligação entre subestações e ao nível da carga e correntes nas centrais eólica e fotovoltaica.
Figura 3.49 – Tensão na rede trifásica por ordem descendente: tensão no barramento da central térmica; tensão no nó de ligação entre a central térmica e a subestação VBL; tensão no lado da carga da central VBL.
O comportamento do sistema ao nível da tensão da rede é o esperado, nas condições de simulação aplicadas, para o nível médio de carga na rede (em cada subestação). O sinal apresenta um baixo nível de distorção harmónica nas cargas (inferior a 1 % em regime permanente), sendo nestas condições a principal fonte de tremor do sinal a central fotovoltaica, que nesta simulação se encontra em funcionamento com radiação constante durante o período de simulação, fornecendo uma capacidade ao sistema de funcionar a 50% do seu valor de potência máxima.
As centrais eólicas foram consideradas também com velocidade de vento constante durante a simulação, mas na sua máxima capacidade.
A amplitude do sinal de tensão é a esperada nos diversos pontos da rede visto que: 𝑉𝑓−𝑓 𝑝𝑖𝑐𝑜= √2 × (√3 × 𝑉𝑓−𝑛 𝑅𝑀𝑆). (3.25) Sabendo que cada barramento relativo a cada gerador térmico trabalha a uma tensão fase-neutro ou simples de 6,6 kVf-nRMS, ou seja 11,432 kVfase-fase, ou seja 16,17 kVf-f pico, valor
próximo do medido na simulação de 15,55 kVf-f pico nestas condições de simulação. No sistema
pu esta tensão corresponde a 0,962 pu (à base de 16,17 kV).
Verifica-se a mesma situação para o anel de distribuição a 30 kVf-nRMS e para as zonas de
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Figura 3.50 – Formas de onda do sinal de corrente na rede trifásica por ordem descendente: corrente no barramento da central térmica; corrente no nó de ligação entre a central térmica e a subestação VBL; corrente no lado da carga
da central VBL.
Figura 3.51 - Formas de onda do sinal de corrente na rede trifásica por ordem descendente: corrente no barramento da central fotovoltaica e corrente no barramento das centrais eólicas, por ordem descendente.
Assim, é observável que, em termos de potências rms trifásica dos pontos de rede analisados, considerando o teste realizado com factor de potência unitário e com ligação em estrela [28]:
Potência gerada na central térmica:
𝑃𝑡é𝑟𝑚𝑖𝑐𝑎 = 3 × 𝑉𝑓𝑎𝑠𝑒−𝑛𝑒𝑢𝑡𝑟𝑜× 𝐼𝑓𝑎𝑠𝑒 = 3,96 𝑀𝑊; (3.26) Potência gerada nas centrais eólicas:
𝑃𝑒ó𝑙𝑖𝑐𝑎= 3 × 𝑉𝑓𝑎𝑠𝑒−𝑛𝑒𝑢𝑡𝑟𝑜× 𝐼𝑓𝑎𝑠𝑒 = 0,99 𝑀𝑊; (3.27) Potência gerada na central fotovoltaica:
63 Assim, nesta simulação verifica-se uma potência total gerada de 6,435 MW, para alimentar cargas que prefazem um valor total de 5,9 MW, havendo uma potência dissipada nas linhas de transmissão de 535 kW.