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ANAIS DO SisPot 2010 ENCONTRO DE PESQUISADORES EM SISTEMAS DE POTÊNCIA Carlos A. Castro, Walmir de Freitas Filho, Luiz C.P. da Silva Campinas, março de 2010. Sumário x Prefácio 5 Programa final 6 Resumos dos trabalhos apresentados 11 Estudo dos parâmetros elétricos de condutores múltiplos de linhas de transmissão por meio de um método alternativo [001]; E.C.M. Costa (D), S. Kurokawa (PE), J. Pissolato (P) . 12 Small-Signal Stability Modeling of Inverter-Based Distributed Generators with Positive-Feedback Anti-Islanding Protection [002]; Tiago R. Ricciardi (M), Walmir Freitas (P) . . . . . . . 14 Small-Signal Stability Analysis of Inverter-Based Distributed Generators with Positive-Feedback Anti-Islanding Protection [003]; Tiago R. Ricciardi (M), Walmir Freitas (P) . . . . . . . 16 Conversor Eletrônico de Potência para Geração Distribúıda com Painéis Solares Fotovoltaicos [004]; Marcelo G. Villalva (D), Ernesto Ruppert (P) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 Sistema Automático de Corte de Carga em Instalações Industriais com Geradores Śıncronos Após Ocorrência de Ilhamento [005]; Fernanda C.L. Trindade (D), Madson C. de Almeida (P), Walmir de Freitas (P) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 Estudo de Métodos Numéricos Utilizados em Simulações de Transitórios Eletromagnéticos [006]; Rodrigo C. da Silva (IC), Sérgio Kurokawa (PE), José Pissolato (P) . . . . . . . 22 Método Baseado em Lógica Nebulosa para Inserção de Geração Distribúıda sob a Óptica do Perfil de Tensão [007]; Leonardo A. Gomes (M), Carlos A. F. Murari (P), Ahda P. G. Pavani (PE) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 Fluxo de Carga Trifásico para Análise de Distorções Harmônicas em Redes de Distribuição de Energia Elétrica [008]; Marina B. Duque (M), Carlos A. F. Murari (P) . . . . . . . . . . 26 Análise de Redes de Distribuição Trifásicas com Incertezas Representadas por Conjuntos Ne- bulosos [009]; Patŕıcia L. Cavalcante (M), Carlos A. F. Murari (P), Silvio S. Segura (D) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 Practical Method for Computing the Maximum Loading Point Based on Load Flow with Step Size Optimization [010]; Beatriz L. Tavares (M), Manfred F. Bedriñana (D), Carlos A. Castro (P) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 Análise da Influência da Prática de Eliminação de Faltas nos Principais Índices de Confiabilidade e Qualidade de Energia em Modernos Sistemas de Distribuição [011]; Eline A. C. Barbosa (M), Fernanda C. L. Trindade (D), Paulo C. M. Meira (D), Walmir Freitas (P) . . . . . 32 Método Experimental para Determinação das Capacitâncias Parasitas do Motor de Indução Trifásico Acionado por Inversor MLP [012]; Rudolf R. Riehl (D), Ernesto Ruppert (P) . 34 – 2 – Estudos para instalação de um Filtro Ativo de Potência Trifásico a quatro fios na FEEC [013]; João Inácio Y. Ota (M), Marcelo G. Villalva (D), Fujio Sato (P), Ernesto Ruppert (P) . 36 Método Prático Para a Avaliação do Impacto da Partida Direta de Motores de Indução no Afundamento de Tensão [014]; Cećılia F. Morais (M), Diogo Salles (D), Paulo C. M. Meira (D), Ahda G. P. Pavani (PE, UFABC), Walmir Freitas (P) . . . . . . . . . . . . 38 Solution of the Power Flow Problem: A Robust Approach Using Synthetic Dynamics and Optimal Multiplier [015]; J. F. Gutierrez (D), C. A. Castro (P) . . . . . . . . . . . . . . 40 SysPrev – Sistema de Suporte para Previsão de Carga por Barramento [016]; Ricardo M. Salgado (PE), Takaaki Ohishi (P), Rosangela Ballini (PE) . . . . . . . . . . . . . . . . 42 Análise da propagação de ondas em linhas de transmissão utilizando transformadas inversas de Laplace [017]; A. R. J. Araújo (IC), S. Kurokawa (PE), J. Pissolato (P), A. J. Prado (PE), L. F. Bovolato (PE) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 Estudo sobre a redução do consumo de energia no horário de pico via gerenciamento de refrigeradores [018]; Glauco Niro (M), Luiz C. P. da Silva (P) . . . . . . . . . . . . . . 46 A Second-Order Method to Estimate the Active Power Losses Regarding the Presence of Distributed Generation [019]; Hugo M. Ayres (D), Marcos J. R. Flores (P), Luiz C. P. da Silva (P), Walmir Freitas (P) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 Estudo Comparativo entre Modelos Estocástico e Determińıstico para o Planejamento da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional [020]; André E. Toscano (D), Secundino Soares Filho (P) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 Análise de uma Estratégia de Controle e Dimensionamento de um Filtro H́ıbrido com Potência Reduzida no Inversor [021]; Newton da Silva (D), José A. Poḿılio (P), Edson A. Ven- drusculo (C) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 Análise de Abordagens para Incorporação das Restrições Elétricas na Programação Diária do Sistema Interligado Nacional [022]; Makoto Kadowaki (D), Anibal T. de Azevedo (PE), Takaaki Ohishi (P), Secundino Soares (P) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 Abordagem Prática para Implementação de Modulação por Vetores Espaciais para Inversor de Três Ńıveis [023]; Marcos Espindola (M), Ernesto Ruppert (P) . . . . . . . . . . . . . . 56 Geração Descentralizada de Reservas Operativas A partir de Reśıduos Sólidos Urbanos, Fonte de Energia Renovável [024]; Gerardo M.A. Lescano (D), Mariella R.C. Aurich (D), Ta- kaaki Ohishi (P) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 A Review of Wind Power Development in Brazil [025]; João G. Dedecca (M), Vivaldo F. da Costa (P) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 Optimal power generation scheduling in multi-area interconnected hydrothermal systems [026]; L. S. A. Martins (PD), A. T. Azevedo (PE), S. Soares (P) . . . . . . . . . . . . . . . . 62 Metodologia Agregada para Previsão de Carga por Barramento [027]; Ricardo M. Salgado (PE), Takaaki Ohishi (P), Rosangela Ballini (PE) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 Preliminary results of a real time estimation tool for the voltage stability margin using PMU data [028]; Luiz C. P. da Silva (P), Madson C. de Almeida (P), Rodrigo Garcia-Valle (PE), Alexandre H. Anzai (D) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66 Alocação Ótima de Bancos de Capacitores em Redes de Distribuição Primária e Secundária Incluindo Restrições de Ressonância [029]; S. S. Segura (D), L. C. P. da Silva (P), R. Romero (PE) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 – 3 – Micro Turbinas Eólicas de Baixo Custo [030]; L. Molon (G), J. F. Fortes (G), D. A. A. Moori (G) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 Palestras convidadas 72 Medição Sincronizada de Fasores e suas Aplicações; Dr. Rui Menezes de Moraes, ONS/UFF . 73 Tendências Tecnológicas do Setor de Energia; Prof. Dr. Gilberto De Martino Jannuzzi, FEM/UNICAMP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 Sistemas de Geração de Energia Eólica: Uma comparação com foco na integração a redes elétricas; Prof. Dr. Selênio Rocha Silva, UFMG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 – 4 – Prefácio O SisPot 2010 – Encontro de Pesquisadores em Sistema de Potência – foi realizado entre os dias 29 e 31 de março de 2010, na Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação (FEEC) da Universidade Estadual de Campinas. Os principais objetivos do evento foram: • divulgar os trabalhos de pesquisa em andamento ou recentemente conclúıdos na área de Energia Elétrica; • criaruma oportunidade para que os alunos apresentassem seus trabalhos de pesquisa, preparando-os para futuras apresentações em congressos e defesas de dissertações e teses; • criar uma oportunidade para que os alunos novos tomassem um primeiro contato com o ambiente de pesquisa no qual estão se inserindo; • estimular a interação entre docentes e alunos em um ambiente que propiciasse o desenvolvimento de trabalhos conjuntos. Uma maior aproximação entre a universidade e as empresas do setor elétrico é extremamente impor- tante para ambas as partes e o SisPot 2010 teve também o papel de ser uma mostra do potencial de pesquisa da nossa faculdade e de sua capacidade de fornecer produtos e soluções a serem aplicados no setor. Foram submetidos 30 resumos de trabalhos de pesquisa em andamento ou recentemente conclúıdos, realizados por alunos de doutorado, mestrado e graduação, estes últimos envolvidos em projetos de iniciação cient́ıfica. As apresentações, na sua grande maioria realizadas por alunos, foram de alto ńıvel, propiciando discussões construtivas. Foram também proferidas três palestras do maior interesse. A primeira, proferida pelo Dr. Rui Menezes de Moraes (ONS/UFF), teve como t́ıtulo “Medição Sincronizada de Fasores e suas Aplicações”. A segunda palestra foi apresentada pelo Prof. Dr. Gilberto De Martino Jannuzzi (FEM/UNICAMP) teve como tema “Tendências Tecnológicas do Setor de Energia”. A terceira palestra foi proferida pelo Prof. Dr. Selênio Rocha Silva (UFMG), intitulada “Sistemas de Geração de Energia Eólica: Uma comparação com foco na integração a redes elétricas”. A realização do SisPot 2010 só foi posśıvel devido ao incentivo e apoio irrestritos recebidos da diretoria da FEEC, na pessoa do Prof. Dr. Max H.M. Costa, ao qual expressamos o nosso mais profundo agradecimento. Desejamos também agradecer a todos as pessoas que de alguma forma contribúıram para o sucesso do evento. Carlos A. Castro, Walmir de Freitas Filho, Luiz C.P. da Silva, organização do SisPot 2010 . – 5 – Programa final – 6 – Início Atividade 09:00 Abertura: Prof. Dr. Edgar S. De Decca, Coordenador Geral da UNICAMP, Prof. Dr. Renato Pavanello, assessor da PRPG/UNICAMP, Prof. Dr. Max H.M. Costa, diretor da FEEC, Prof. Dr. Carlos A. Castro Sessão 1 (Coordenador: Prof. Dr. Carlos A. Castro) 09:40 Conversor Eletrônico de Potência para Geração Distribuída com Painéis Solares Fotovoltaicos [004]; Marcelo G. Villalva (D), Ernesto Ruppert (P) 10:00 Estudos para instalação de um Filtro Ativo de Potência Trifásico a quatro fios na FEEC [013]; João Inácio Y. Ota (M), Marcelo G. Villalva (D), Fujio Sato (P), Ernesto Ruppert (P) 10:20 Optimal power generation scheduling in multi-area interconnected hydrothermal systems [026]; L. S. A. Martins (PD), A. T. Azevedo (PE), S. Soares (P) 10:40 Café Sessão 2 (Coordenador: Prof. Dr. Luiz Carlos P. da Silva) 11:00 Sistema Automático de Corte de Carga em Instalações Industriais com Geradores Síncronos Após Ocorrência de Ilhamento [005]; Fernanda C.L. Trindade (D), Madson C. de Almeida (P), Walmir de Freitas (P) 11:20 Estudo de Métodos Numéricos Utilizados em Simulações de Transitórios Eletromagnéticos [006]; Rodrigo C. da Silva (IC), Sérgio Kurokawa (PE), José Pissolato (P) 11:40 Fluxo de Carga Trifásico para Análise de Distorções Harmônicas em Redes de Distribuição de Energia Elétrica [008]; Marina B. Duque (M), Carlos A. F. Murari (P) 12:00 Almoço Sessão 3 (Coordenador: Prof. Dr. Takaaki Ohishi) 14:00 Practical Method for Computing the Maximum Loading Point Based on Load Flow with Step Size Optimization [010]; Beatriz L. Tavares (M), Manfred F. Bedriñana (D), Carlos A. Castro (P) 14:20 Abordagem Prática para Implementação de Modulação por Vetores Espaciais para Inversor de Três Níveis [023]; Marcos Espindola (M), Ernesto Ruppert (P) 14:40 Estudo sobre a redução do consumo de energia no horário de pico via gerenciamento de refrigeradores [018]; Glauco Niro (M), Luiz C. P. da Silva (P) 15:00 Palestra: Medição Sincronizada de Fasores e suas Aplicações; Dr. Rui Menezes de Moraes, ONS/UFF 16:00 Café PROGRAMA 29 mar 2009 - Segunda-feira - 1 - – 7 – Início Atividade Sessão 4 (Coordenador: Prof. Dr. Carlos A.F. Murari) 09:00 Small-Signal Stability Modeling of Inverter-Based Distributed Generators with Positive-Feedback Anti-Islanding Protection [002]; Tiago R. Ricciardi (M), Walmir Freitas (P) 09:20 Small-Signal Stability Analysis of Inverter-Based Distributed Generators with Positive-Feedback Anti-Islanding Protection [003]; Tiago R. Ricciardi (M), Walmir Freitas (P) 09:40 Análise da propagação de ondas em linhas de transmissão utilizando transformadas inversas de Laplace [017]; A. R. J. Araújo (IC), S. Kurokawa (PE), J. Pissolato (P), A. J. Prado (PE), L. F. Bovolato (PE) 10:00 Micro Turbinas Eólicas de Baixo Custo [030]; L. Molon (G), J. F. Fortes (G), D. A. A. Moori (G) 10:20 Café Sessão 5 (Coordenador: Prof. Dr. Secundino Soares Filho) 10:40 Análise de Redes de Distribuição Trifásicas com Incertezas Representadas por Conjuntos Nebulosos [009]; Patrícia L. Cavalcante (M), Carlos A. F. Murari (P), Silvio S. Segura (D) 11:00 Estudo dos parâmetros elétricos de condutores múltiplos de linhas de transmissão por meio de um método alternativo [001]; E.C.M. Costa (D), S. Kurokawa (PE), J. Pissolato (P) 11:20 Análise da Influência da Prática de Eliminação de Faltas nos Principais Índices de Confiabilidade e Qualidade de Energia em Modernos Sistemas de Distribuição [011]; Eline A. C. Barbosa (M), Fernanda C. L. Trindade (D), Paulo C. M. Meira(D), Walmir Freitas (P) 11:40 Estudo Comparativo entre Modelos Estocástico e Determinístico para o Planejamento da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional [020]; André E. Toscano (D), Secundino Soares Filho (P) 12:00 Almoço Sessão 6 (Coordenadora: Profa. Dra. Maria Cristina D. Tavares) 14:00 A Review of Wind Power Development in Brazil [025]; João G. Dedecca (M), Vivaldo F. da Costa (P) 14:20 Alocação Ótima de Bancos de Capacitores em Redes de Distribuição Primária e Secundária Incluindo Restrições de Ressonância [029]; S. S. Segura (D), L. C. P. da Silva (P), R. Romero (PE) 14:40 Geração Descentralizada de Reservas Operativas A partir de Resíduos Sólidos Urbanos, Fonte de Energia Renovável [024]; Gerardo M.A. Lescano (D), Mariella R.C. Aurich (D), Takaaki Ohishi (P) 15:00 Palestra: Tendências Tecnológicas do Setor de Energia; Prof. Dr. Gilberto De Martino Jannuzzi, FEM/UNICAMP 16:00 Café PROGRAMA 30 mar 2009 - Terça-feira - 2 - – 8 – Início Atividade Sessão 7 (Coordenador: Prof. Dr. Walmir de Freitas Filho) 09:20 Metodologia Agregada para Previsão de Carga por Barramento [027]; Ricardo M. Salgado (PE), Takaaki Ohishi (P), Rosangela Ballini (PE) 09:40 SysPrev - Sistema de Suporte para Previsão de Carga por Barramento [016]; Ricardo M. Salgado (PE), Takaaki Ohishi (P), Rosangela Ballini (PE) 10:00 Método Prático Para a Avaliação do Impacto da Partida Direta de Motores de Indução no Afundamento de Tensão [014]; Cecília F. Morais (M), Diogo Salles (D), Paulo C. M. Meira (D), Ahda G. P. Pavani (PE, UFABC), Walmir Freitas (P) 10:20 Café Sessão 8 (Coordenador: Prof. Dr. Madson C. de Almeida) 10:40 Preliminary results of a real time estimation tool for the voltage stability margin using PMU data [028]; Luiz C. P. da Silva (P), Madson C. de Almeida (P), Rodrigo Garcia-Valle (PE), Alexandre H. Anzai (D) 11:00 Método Experimental para Determinação das Capacitâncias Parasitas do Motor de Indução Trifásico Acionado por Inversor MLP [012]; Rudolf R. Riehl (D), Ernesto Ruppert (P) 11:20 Método Baseado em Lógica Nebulosa para Inserção de Geração Distribuída sob a Óptica do Perfil de Tensão [007]; Leonardo A. Gomes (M), Carlos A. F. Murari (P), Ahda P. G. Pavani (PE) 11:40 Análise de Abordagens para Incorporação das Restrições Elétricas na Programação Diária do Sistema Interligado Nacional [022]; Makoto Kadowaki(D), Anibal T. de Azevedo (PE), Takaaki Ohishi (P), Secundino Soares (P) 12:00 Almoço Sessão 9 (Coordenador: Prof. Dr. Ernesto Ruppert Filho) 14:00 Solution of the Power Flow Problem: A Robust Approach Using Synthetic Dynamics and Optimal Multiplier [015]; J. F. Gutierrez (D), C. A. Castro (P) 14:20 A Second-Order Method to Estimate the Active Power Losses Regarding the Presence of Distributed Generation [019]; Hugo M. Ayres (D), Marcos J. R. Flores (P), Luiz C. P. da Silva (P), Walmir Freitas (P) 14:40 Análise de uma Estratégia de Controle e Dimensionamento de um Filtro Híbrido com Potência Reduzida no Inversor [021]; Newton da Silva (D), José.A. Pomílio (P), Edson A. Vendrusculo (C) 15:00 Palestra: Sistemas de Geração de Energia Eólica: Uma comparação com foco na integração a redes elétricas; Prof. Dr. Selênio Rocha Silva, UFMG 16:00 Café PROGRAMA 31 mar 2009 - Quarta-feira - 3 - – 9 – Início Atividade Sessão 5 (Coordenador: Prof. Dr. Secundino Soares Filho) 10:40 Análise de Redes de Distribuição Trifásicas com Incertezas Representadas por Conjuntos Nebulosos [009]; Patrícia L. Cavalcante (M), Carlos A. F. Murari (P), Silvio S. Segura (D) 11:00 Estudo dos parâmetros elétricos de condutores múltiplos de linhas de transmissão por meio de um método alternativo [001]; E.C.M. Costa (D), S. Kurokawa (PE), J. Pissolato (P) 11:20 Análise de Abordagens para Incorporação das Restrições Elétricas na Programação Diária do Sistema Interligado Nacional [022]; Makoto Kadowaki (D), Anibal T. de Azevedo (PE), Takaaki Ohishi (P), Secundino Soares (P) 11:40 Estudo Comparativo entre Modelos Estocástico e Determinístico para o Planejamento da Operação Energética do Sistema Interligado Nacional [020]; André E. Toscano (D), Secundino Soares Filho (P) 15:00 Palestra: Tendências Tecnológicas do Setor de Energia; Prof. Dr. Gilberto De Martino Jannuzzi, FEM/UNICAMP CANCELADA 15:00 Café Início Atividade Sessão 8 (Coordenador: Prof. Dr. Madson C. de Almeida) 10:40 Preliminary results of a real time estimation tool for the voltage stability margin using PMU data [028]; Luiz C. P. da Silva (P), Madson C. de Almeida (P), Rodrigo Garcia-Valle (PE), Alexandre H. Anzai (D) 11:00 Método Experimental para Determinação das Capacitâncias Parasitas do Motor de Indução Trifásico Acionado por Inversor MLP [012]; Rudolf R. Riehl (D), Ernesto Ruppert (P) 11:20 Método Baseado em Lógica Nebulosa para Inserção de Geração Distribuída sob a Óptica do Perfil de Tensão [007]; Leonardo A. Gomes (M), Carlos A. F. Murari (P), Ahda P. G. Pavani (PE) 11:40 Análise da Influência da Prática de Eliminação de Faltas nos Principais Índices de Confiabilidade e Qualidade de Energia em Modernos Sistemas de Distribuição [011]; Eline A. C. Barbosa (M), Fernanda C. L. Trindade (D), Paulo C. M. Meira(D), Walmir Freitas (P) 31 mar 2009 - Quarta-feira PROGRAMA - ERRATA 30 mar 2009 - Terça-feira - 1 - – 10 – Resumos dos trabalhos apresentados – 11 – 1 RESUMO M conduto múltiplo, ou feixe de subcondutores, consiste de dois ou mais subcondutores conectados em paralelo e separados por espaçadores ao longo da linha [1]. Essa configuração aplicada às fases de linhas de transmissão de alta tensão é um método eficiente de aumentar a capacidade da linha sem aumentar a seção transversal dos condutores, diminuindo a interferência eletromagnética em outros sistemas elétricos [2]. Ademais, a utilização de condutores múltiplos em linhas de alta e extra-alta tensão é uma ferramenta eficaz para mitigação das perdas de energia e radio interferência produzidas por efeito corona [3]. Atualmente as linhas de transmissão com tensão nominal superior a 230 kV são projetadas com fases constituídas por condutores múltiplos. O número de subcondutores por fase é função do nível de tensão da linha. As linhas de 230 kV são geralmente constituídas por feixes de dois subcondutores, linhas de 345 kV possuem fases com feixes constituídos por dois ou quatro subcondutores e as linhas de 440 kV são projetadas com condutores múltiplos compostos por quatro subcondutores. O espaçamento entre dois subcondutores consecutivos de um feixe geralmente é de 0,4 ou 0,6 m, no caso de linhas convencionais, podendo ser maior em linhas compactas [4]. Na referência [5] são mencionadas linhas experimentais em que as fases são constituídas por seis subcondutores com espaçamento entre subcondutores consecutivos de 1,2 m. Atualmente, as linhas de transmissão de potência natural elevada (LPNE), ou High Surge Impedance Loading (HSIL), têm sido gradualmente implementadas com o objetivo de aumentar a capacidade de transmissão baseando-se na manipulação dos subcondutores que compõe os condutores múltiplos. Esse procedimento é fundamentado na otimização do campo elétrico entre os subcondutores, que por sua vez reduz consideravelmente a reatância longitudinal da linha. Um exemplo prático e recente é a linha com potência natural E. C. M. Costa (educosta@dsce.fee.unicamp.br) e J. Pissolato (pisso@dsce.fee.unicamp.br) estão vinculados ao Depto. de Sistemas e Controle de Energia – Unicamp. S. Kurokawa (kurokawa@dee.feis.unesp.br) é professor do Depto. de Engenharia Elétrica, Faculdade de Engenharia de Ilha Solteira – Unesp. elevada entre Banabuiú e Fortaleza, que possui condutores múltiplos totalmente assimétricos e atípicos. Essa linha foi projetada pela CEPEL com parceria da ELETROBRAS, CHESF e FURNAS, representando um aumento de aproximadamente 25% na capacidade de transmissão, com um aumento no custo de apenas 1%. Vale salientar que a precisão no cálculo dos parâmetros elétricos de linhas de transmissão, em função da freqüência, não está somente associada à eficácia na transmissão de energia elétrica em regime permanente, mas também no estudo de transitórios eletromagnéticos e projeto de equipamentos de proteção e isolamento. Geralmente, um condutor múltiplo é representado por meio de um único condutor equivalente, cujo raio é igual ao Raio Médio Geométrico (RMG) entre os subcondutores e localiza- se no centro geométrico do feixe [6], [7]. É importante lembrar que os conceitos de RMG e DMG (Distância Média Geométrica) são aplicados no cálculo dos parâmetros de condutores múltiplos compostos por subcondutores iguais, possibilitando uma corrente distribuída uniformemente através do feixe. Dessa forma é possível reproduzir um fluxo magnético total, associado ao condutor equivalente, igual a soma do fluxo produzido pelos subcondutores do feixe. Nessas condições, o problema fica resumido apenas à determinação do RMG do feixe. Porém, para que a metodologia utilizando o conceito do RMG seja aplicada com aceitável precisão, duas considerações são necessárias. Primeiramente, a distância entre duas fases deve ser consideravelmente maior que o valor do raio do feixe que compõe o condutor múltiplo, de forma que as distâncias entre os subcondutores de duas fases distintas da linha possam ser consideradas iguais às distâncias entre os centros geométricos dos condutores múltiplos em questão. E, a segunda das consideração, diz respeito aos fluxos magnéticos produzidos individualmente pelas correntes que fluem através dos subcondutores de cada fase, formando um único campo magnético, de forma que a influência das diversas fases entre si é provocada pelos campos magnéticos compostos. Estes são deformados, pois os fluxos magnéticos enlaçados pelos subcondutores mais externos são menores do que aqueles dos subcondutores internos, resultando em indutâncias diferentes. Essa distribuição irregular pode, no entanto, ser desprezada. Estudo dos Parâmetros Elétricos de Condutores Múltiplos de Linhas de Transmissão por meio de um Método Alternativo E. C. M. Costa (D), S. Kurokawa (PE) e J. Pissolato (P) U – 12 – 2 Porém, considerando um valor para o raio do feixe excessivamente grande quando comparado comas distâncias entre as fases, como descrito na referência [5], essa assertiva não pode ser considerada totalmente verdadeira. Neste trabalho é descrita uma metodologia levando em conta o acoplamento mútuo entre os subcondutores que compõem o condutor múltiplo e a natureza distribuída dos parâmetros elétricos de cada um deles individualmente. Para isso, são calculados os parâmetros elétricos próprios e mútuos para cada um dos subcondutores da forma clássica, utilizando função de Bessel [8] e séries de Carson [3], e a partir das matrizes de indutância e admitância em função da freqüência e aplicação de algumas técnicas de decomposição modal, é possível obter os parâmetros elétricos do condutor múltiplo sem a utilização do conceito de RMG. Portanto proporcionando uma comparação entre metodologia clássica e alternativa. As duas metodologias são aplicadas no estudo dos parâmetros elétricos de um condutor múltiplo composto por quatro subcondutores, típico em algumas linhas de 345 KV e nas linhas de 440 kV. E, logo então, são calculados e analisados os parâmetros elétricos de um condutor múltiplo baseado na referência [9]. Trata-se de um condutor múltiplo composto por sete subcondutores, seis deles formando uma blindagem externa e um subcondutor central com maior diâmetro que os demais, e isolamento utilizando hexafluoreto de enxofre (SF6). De acordo com a referência [3], o conceito de RMG é aplicado a cabos e condutores múltiplos levando em conta um fluxo de corrente uniforme através dos filamentos ou subcondutores. Portanto, para analisar essa restrição, são aplicadas ambas metodologias para um condutor múltiplo convencional (quatro subcondutores iguais), considerando correntes iguais em todos os subcondutores do feixe, e para um condutor assimétrico [9], induzindo assim uma corrente não uniforme através do feixe. O presente trabalho consiste nos estudos introdutórios no desenvolvimento de uma possível nova metodologia para o cálculo dos parâmetros elétricos para modelagem de linhas de transmissão destinada à simulação de transitórios eletromagnéticos, uma vez que esses fenômenos abrangem uma ampla faixa de freqüências. Ademais, o desenvolvimento de novas tecnologias na transmissão de energia, como as linhas denominadas compactas e com potência natural elevada, e eventualmente para o cálculo dos parâmetros de cabos, motiva o desenvolvimento de técnicas mais precisas de cálculo e projeto de linhas de transmissão em geral. REFERÊNCIAS [1] L. E. Koolár and M. Farzaneh. “Vibration of bundled conductors following ice shedding”, IEEE Trans. Power Delivery, vol. 11, n. 2, pp. 2198-2206, April 2008. [2] G. E. Adams. “An analysis of the radio-interference characteristics of Bundled Conductors”, AIEE Trans. Power Apparatus and Systems, vol. 75, n..3, pp. 1569-1584, 1957. [3] R. D. Fuchs. Transmissão de energia elétrica:linhas aéreas e teoria das linhas em regime permanente. 2ª. Ed. Rio de Janeiro: Livros Técnicos e Científicos, 1979. [4] H. Wei-Gang. “Study on conductor configuration of 500-kV Chang- Fang compact line”. IEEE Trans. Power Delivery, vol. 18, n. 3, pp. 1002-1008, July 2003. [5] T. Nojima, M. Shimizu, I. Ogi, T. Okumura, K. Nagatomi, H. Ito. “Development of galloping endurance design for extra large 6-conductor bundle spacers by the experience of the full scale 500 kV test line”, IEEE Trans. Power Delivery, vol. 12, n. 4, pp. 1824-1829, 1997. [6] N. Watson and J. Arrilaga, Power Systems Electromagnetic Transients Simulation, London: Institution of Electrical Engineers, 2003, pp. 140- 142. [7] V. P. Tu and J. Tlusty. “The calculated methods of a frequency- dependent series impedance matrix of overhead transmission lines with a lossy ground for transient analysis problem”, in Proc. 2003 Large Engineering Systems Conference on Power Engineering, Montreal, Canada, pp. 159-163. [8] W. D. Stevenson. Elementos de análise de sistemas de potência. São Paulo: McGraw-Hill do Brasil. [9] N. G. Trinh and C. Vincent. “Bundled-conductors for EHV transmission systems with compressed SF6 insulation”, AIEE Trans. Power Apparatus and Systems, vol. 75, no 6, pp. 2198-2206, 1978. – 13 – 1 Abstract – This paper describes a small-signal model of an inverter-based distributed generator with frequency positive- feedback anti-islanding control connected in the electric distribution network. The linearized model is accurate and suitable for computational analysis of stability, dynamic interactions and grid connection studies in systems with multiple generators. Index Terms – Distributed Generation, Inverters, Islanding, Modeling, Positive-Feedback, Stability. I. INTRODUCTION HE INTEREST in the connection of generators directly in electric power distribution networks – a fact known as distributed generation – is a worldwide phenomenon that has increased considerably in recent years. Among the present technologies, it is expected that inverter-based distributed generation will increasingly be used in electrical power systems in the near future. One of the most challenging aspects of designing electric power distribution systems in the presence of distributed generation is the need to provide protection against islanding. The ability to detect when distributed generators (DGs) become islanded from the main source enables DGs to be quickly disconnected from the utility, guaranteeing that the network can be safely and orderly restored. The positive-feedback based schemes are introduced to improve the islanding detection of inverter-based distributed generators (IBDGs). Compared with the passive schemes and other active schemes, these techniques — which use the deviations of frequency and voltage from normal values as positive-feedback signals to influence the operation of the DG — has a better performance on islanding protection of grid- connected DGs. However, the positive-feedback schemes always attempt to destabilize a generator no matter if it is islanded or not. Consequently, if the positive-feedback gain is too high, the distributed generation system may become unstable even when it is connected to the main supply system. Moreover, the anti-islanding scheme may limit the amount of power that can be supplied by the DG and the penetration level of multiple IBDGs in some feeders. This paper presents a linearized model of IBDGs with positive-feedback anti-islanding control suitable to small- signal stability analysis. Through the eigenanalysis of this This work is supported by São Paulo Research Foundation (FAPESP) under the process # 2009/01736-5. T. R. Ricciardi and W. Freitas are with the Department of Electrical Energy Systems of the School of Electrical and Computer Engineering of the University of Campinas (DSEE/FEEC/UNICAMP), Campinas, São Paulo, Brazil (e-mails: {tiago,walmir}@dsee.fee.unicamp.br). state-space small-signal model, one can evaluate the impact of parameters values such as load level, distribution line impedance or positive-feedback gain over the system small- signal stability. The proposed model is validated through time domain dynamic simulations of a nonlinear model implemented in SimPowerSystems™/Matlab. II. SMALL-SIGNAL MODEL The DG is represented by a three-phase voltage source inverter (VSI). The pulse width-modulated (PWM) signal generator, the DC source and the switching power electronics devices such as IGBTs and MOSFETs from the inverter switching model are replaced by an average model of voltage sources controlled by a linear control system whose signal inputs are power (current) reference for the case of the constant power (current) injection controlled IBDG [1], [2]. The dynamic equations from this electric circuit approach plus the control systems are described inthe dq frame in order to decouple the active and reactive power injection control. The positive-feedback anti-islanding scheme is represented in the average model through a control loop in the voltage source control system. For example, to the Sandia Frequency Shift (SFS) scheme [3], the following equation implements the positive feedback loop between angular frequency (�) deviation and injected current phase (�f): � � � � � � � � �� � � �� � � + += ω π θ w w ff sT sT kcf 12 0 (1) Where Tw is the washout filter time constant, kf is the positive-feedback loop gain and cf0 is an SFS parameter called chopping fraction. This set of equations from the average model together with the algebraic nodal representation of the distribution system (Ybus) and the interface equations between the dq frame and the common reference frame (network) are the referred state- space small-signal model. The set of equations can be represented in matrix form. As the linearized model contains both algebraic and differential equations, the descriptor system techniques can be applied in the modal analysis [1]. The following small-signal descriptor system equation in state-space for the complete system therefore is achieved: uxxp ∆+∆=∆ BAE (2) Small-Signal Stability Modeling of Inverter-Based Distributed Generators with Positive-Feedback Anti-Islanding Protection Tiago R. Ricciardi (M) and Walmir Freitas (P) T – 14 – 2 � � � � ∆ ∆ =∆ ref ref Q P u (3) Where p is the derivative operator, �x is the state variables vector and �Pref and �Qref are the control signals input. The rows from the square and singular matrix E corresponding to the algebraic equations in the model are null. Matrix A is square and regular and B is the input matrix. III. MODEL VALIDATION A linear system represented in descriptor form such in (2) is formed by Differential-Algebraic Equations (DAEs). These equations can be integrated in time domain through specific numeric algorithms. To exemplify this procedure, consider an IBDG connected to the infinite bus through an impedance, with a parallel RLC local load and SFS anti-islanding scheme as shown in Fig. 1. ����������� ���� � ��� ����� ���� ����� �� ��� �� � �� � ��� �� ��� Fig. 1. IBDG connected to infinite bus. The linearized model is verified by comparing the dynamic responses for a reference step in time domain obtained from a nonlinear model set up in SimPowerSystems™/Matlab with those from the small-signal model. The verification results in Fig. 2 and Fig. 3 show that the dynamic responses of the developed small-signal models are very close to the results from the nonlinear model. Different system parameters and input references were tested for the models. The comparison results, which are not shown here, also indicate the same phenomenon while the step can be considered a small perturbation. This demonstrates the accuracy of the small- signal models. IV. CONCLUSIONS The proposed model is useful to analyze the impact of positive-feedback anti-islanding schemes on the stability of grid-connected inverter-based DG systems. The state-space representation allows the use of a whole set of linear control techniques to direct stability assessment, without the need of slow time domain simulations. 2 2.01 2.02 2.03 2.04 2.05 2.06 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 x 10 -3 Time (s) ∆ v d ( p .u .) P ref Step Response Nonlinear Model Small-Signal Model Fig. 2. Direct axis terminal voltage variation �vd after a 10% step in power reference. 2 2.01 2.02 2.03 2.04 2.05 2.06 0 0.001 0.002 0.003 0.004 0.005 0.006 0.007 0.008 0.009 0.01 Time (s) ∆ P ( p .u .) P ref Step Response Nonlinear Model Small-Signal Model Fig. 3. Active power injection variation �P after a 10% step in power reference. V. REFERENCES [1] X. Wang, “Investigation of Positive Feedback Anti-Islanding Scheme for Inverter-Based Distributed Generation” Ph.D. thesis, Dept. Elect. and Comp. Eng., Univ. Alberta, Edmonton, 2008. [2] X. Wang e W. Freitas, "Impact of Positive-Feedback Anti-Islanding Methods on Small-Signal Stability of Inverter-Based Distributed Generation" IEEE Transactions on Energy Conversion, vol.23, no.3, pp.923-931, Set. 2008. [3] Z. Ye, R. Walling, L. Garces, R. Zhou, L. Li e T. Wang, "Study and Development of Anti-Islanding Control for Grid-Connected Inverters" National Renewable Energy Laboratory (NREL), Golden, CO, Technical Report NREL/SR-560-36243, Mai. 2004. VI. BIOGRAPHIES Tiago R. Ricciardi received the Electrical Engineer degree from the School of Electrical and Computer Engineering of the University of Campinas, Campinas, SP, Brazil in 2008. Currently he is M.Sc. graduate student with the Department of Electrical Energy Systems of the same University. His research interests are distributed generation and power systems protection, stability and control. Walmir Freitas received the Ph.D. degree in Electrical Engineering from the University of Campinas, Campinas, SP, Brazil in 2001. He was a PDF at the University of Alberta, Edmonton, AB, Canada, from 2002 to 2003. Currently, he is an Associate Professor at the University of Campinas. His main research interests are distribution systems and distributed generation. – 15 – 1 Abstract – This paper describes a procedure for small-signal stability assessment of inverter-based distributed generators with frequency positive-feedback anti-islanding control based on the modal analysis of a linearized model. The procedure is computationally efficient, accurate and suitable for studies of stability and dynamic interactions in systems with multiple generators. The main contribution of the proposed method is a simple and direct curve from which is possible to evaluate the maximum power injection for each anti-islanding protection adjustment. Several electromagnetic time domain simulations validate the proposed curve. Index Terms – Distributed Generation, Inverters, Islanding, Modeling, Positive-Feedback, Stability. I. INTRODUCTION HE INTEREST in the connection of generators directly in electric power distribution networks – a fact known as distributed generation – is a worldwide phenomenon that has increased considerably in recent years. Among the present technologies, it is expected that inverter-based distributed generation will increasingly be used in electrical power systems in the near future. One of the most challenging aspects of designing electric power distribution systems in the presence of distributed generation is the need to provide protection against islanding. The ability to detect when distributed generators (DGs) become islanded from the main source enables DGs to be quickly disconnected from the utility, guaranteeing that the network can be safely and orderly restored. The positive-feedback based schemes are introduced to improve the islanding detection of inverter-based distributed generators (IBDGs). Compared with the passive schemes and other active schemes, these techniques — which use the deviations of frequency and voltage from normal values as positive-feedback signals to influence the operation of the DG — has a better performance on islanding protection of grid- connected DGs. However, the positive-feedback schemes always attempt to destabilize a generator no matter if it is islanded or not. Consequently, if the positive-feedback gain is too high, the distributed generation system may become unstable even when it is connected to the main supply system. Moreover, the anti-islanding scheme may limit the amount of power that can be supplied by the DG and the penetration level This work is supported by São Paulo Research Foundation (FAPESP) under the process # 2009/01736-5. T. R. Ricciardi and W. Freitas arewith the Department of Electrical Energy Systems of the School of Electrical and Computer Engineering of the University of Campinas (DSEE/FEEC/UNICAMP), Campinas, São Paulo, Brazil (e-mails: {tiago,walmir}@dsee.fee.unicamp.br). of multiple IBDGs in some feeders. This paper presents a procedure for small-signal stability assessment of IBDGs with positive-feedback anti-islanding control. Through the eigenanalysis of a state-space small- signal model of IBDGs connected on distribution system, one can evaluate the impact of parameters values such as load level, distribution line impedance or positive-feedback gain over the system small-signal stability. II. SMALL -SIGNAL MODEL The DG is represented by a three-phase voltage source inverter (VSI). The pulse width-modulated (PWM) signal generator, the DC source and the switching power electronics devices such as IGBTs and MOSFETs from the inverter switching model are replaced by an average model of voltage sources controlled by a linear control system whose signal inputs are power (current) reference for the case of the constant power (current) injection controlled IBDG [1], [2]. The dynamic equations from this electric circuit approach plus the control systems are described in the dq frame in order to decouple the active and reactive power injection control. The positive-feedback anti-islanding scheme is represented in the average model through a control loop in the voltage source control system. For example, to the Sandia Frequency Shift (SFS) scheme [3], the following equation implements the positive feedback loop between angular frequency (� ) deviation and injected current phase ( � f): + += ωπθ w w ff sT sT kcf 12 0 (1) Where Tw is the washout filter time constant, kf is the positive-feedback loop gain and cf0 is an SFS parameter called chopping fraction. This set of equations from the average model together with the algebraic nodal representation of the distribution system (Ybus) and the interface equations between the dq frame and the common reference frame (network) are the referred state- space small-signal model. The set of equations can be represented in matrix form. As the linearized model contains both algebraic and differential equations, the descriptor system techniques can be applied in the modal analysis [1]. The following small-signal descriptor system equation in state-space for the complete system therefore is achieved: uxxp ∆+∆=∆ BAE (2) Small-Signal Stability Analysis of Inverter-Based Distributed Generators with Positive-Feedback Anti-Islanding Protection Tiago R. Ricciardi (M) and Walmir Freitas (P) T – 16 – 2 ∆ ∆ =∆ ref ref Q P u (3) Where p is the derivative operator, � x is the state variables vector and � Pref and � Qref are the control signals input. The rows from the square and singular matrix E corresponding to the algebraic equations in the model are null. Matrix A is square and regular and B is the input matrix. The generalized eigenvalues of (2) provide information about the small-signal stability of the DG system: the system is asymptotically stable if the real part of all complex generalized eigenvalues is negative. Otherwise the system is unstable. III. PMAX-KF CURVE: THE STABILITY LIMIT For a given positive-feedback gain kf, there is an active power injection Pmax — corresponding to a system operation point x0 around which the system is linearized — that leads the IBDG to the stability limit. This maximum power injection can be determined through the system root locus. One can then through repeated root locus analysis plot the maximum power transfer limit versus positive-feedback gain curve (Pmax-kf), a useful tool to understand the parametric influences on the dynamic performance of DG systems and to investigate the system stability in the presence of IBDG with such positive- feedback anti-islanding protection. To exemplify this procedure, consider an IBDG connected to the infinite bus through an impedance, with a parallel RLC local load and SFS anti-islanding scheme as shown in Fig. 1. Distribution System Bus Local Load (RLC) Line Impedance DG Terminal Bus Fig. 1. IBDG connected to infinite bus. The DG injects 0.1 p.u. active power at unity factor into the terminal bus. Fig. 2 shows the root locus when the positive feedback gain is gradually varied from 0.00 to 0.05. There is a critical value that places a pair of complex eigenvalues in the right half-plane, corresponding to stability frontier. This critical value therefore leads to the pair (kfcrit ; Pmax). Repeating this procedure for each value of power injection, one can obtain the curve represented by a black solid trace in Fig. 3. This curve was validated by several time domain simulations of a nonlinear model of the same system implemented in SimPowerSystems™/Matlab, represented by a dotted red trace in Fig. 3. One can observe that the linearized model is accurate to investigate the small-signal stability of IBDGs. -400 -300 -200 -100 0 100 -2000 -1500 -1000 -500 0 500 1000 1500 2000 k f increases from blue * to red O k f crit =0.0375 Im ag ( ra d /s ) Real (1/s) Fig. 2. Root locus for Pref = 0.1 p.u. 0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 D G P o w er T ra n sf er L im it ( p .u .) Positive Feedback Gain - K f Small-Signal Model Nonlinear Model Fig. 3. Maximum power transfer limit versus positive-feedback gain curve. IV. CONCLUSIONS The proposed Pmax-kf curve is a useful tool to analyze the impact of the positive-feedback anti-islanding schemes on the stability of grid-connected inverter-based DG systems. This can be helpful to IBDG owners as well as utility engineers quickly assess the amount of generation that can be installed in a distribution feeder. The procedure based on modal analysis is computationally several times faster than that based on time domain simulations. V. REFERENCES [1] X. Wang, “Investigation of Positive Feedback Anti-Islanding Scheme for Inverter-Based Distributed Generation” Ph.D. thesis, Dept. Elect. and Comp. Eng., Univ. Alberta, Edmonton, 2008. [2] X. Wang e W. Freitas, "Impact of Positive-Feedback Anti-Islanding Methods on Small-Signal Stability of Inverter-Based Distributed Generation" IEEE Transactions on Energy Conversion, vol.23, no.3, pp.923-931, Set. 2008. [3] Z. Ye, R. Walling, L. Garces, R. Zhou, L. Li e T. Wang, "Study and Development of Anti-Islanding Control for Grid-Connected Inverters" National Renewable Energy Laboratory (NREL), Golden, CO, Technical Report NREL/SR-560-36243, Mai. 2004. VI. BIOGRAPHIES Tiago R. Ricciardi received the Electrical Engineer degree from the School of Electrical and Computer Engineering of the University of Campinas, Campinas, SP, Brazil in 2008. Currently he is M.Sc. graduate student with the Department of Electrical Energy Systems of the same University. His research interests are distributed generation and power systems protection, stability and control. Walmir Freitas received the Ph.D. degree in Electrical Engineering from the University of Campinas, Campinas, SP, Brazil in 2001. He was a PDF at the University of Alberta, Edmonton, AB, Canada, from 2002 to 2003. Currently, he is an Associate Professor at the University of Campinas. His main research interests are distribution systems and distributed generation. – 17 – Resumo—Este trabalho apresenta as características e os resultados experimentais de um protótipo de conversor eletrônico de energia para geração distribuída. O conversor permite fazer a conexão de um conjunto de painéis solares com a rede elétrica. O conversor recebe tensão e corrente contínuas e fornece correntes senoidais trifásicas sincronizadas com a rede. I. INTRODUÇÃO Este trabalho teve como principal objetivoa nacionalização da tecnologia de conversores eletrônicos para geração distribuída (GD) de energia elétrica. O uso de fontes alternativas de energia (solar, eólica e outras) em GD requer o emprego de conversores eletrônicos para compatibilizar as diversas formas de energia com a rede elétrica. Os painéis solares produzem tensões e correntes contínuas em seus terminais, que precisam ser convertidas em tensões e correntes alternadas sincronizadas com as da rede elétrica. Neste trabalho foi desenvolvido e construído um conversor eletrônico trifásico de 10 kW (Fig. 1) que permitiu a conexão de um conjunto de painéis solares à rede elétrica. O conversor foi testado durante dois meses na instalação de energia solar do IFGW (Fig. 2), com potência de pico de 7,8 kW. II. CARACTERÍSTICAS DO CONVERSOR o Conversor de dois estágios: CC-CC com transformador isolador de alta frequência (Fig. 3) e CC-CA trifásico (Fig. 4) o Potência nominal de projeto: 10 kW o Tensão de entrada: 200 V - 500 V (contínua) o Corrente de entrada nominal: 40 A (contínua) o Corrente de entrada máxima: 80 A (contínua) o Tensão de saída nominal: 127 V / 220 V (rede trifásica) o Corrente de saída nominal: senoidal, 30 A (pico), 60 Hz (frequência sincronizada com a rede) o Corrente de saída máxima: 145 A (pico) o Frequência de chaveamento: 10 kHz (módulo CC-CA), 20 kHz (módulo CC-CC) o Módulo de processamento: DSP (microprocessador) de ponto flutuante TMS320F28335 Este trabalho foi fomentado pela FAPESP por meio de um projeto de “Auxílio à Pesquisa”. O montante concedido, de cerca de R$70 mil, além de custear o projeto possibilitou equipar um laboratório de eletrônica na FEEC. O pesquisador recebeu bolsas de estudos do CNPq e da CAPES. FEEC/UNICAMP – mvillalva@gmail.com, ruppert@fee.unicamp.br Fig. 1. Conversor de potência trifásico para GD desenvolvido na FEEC. . Fig. 2. Instalação de painéis solares de 7,8 kW do IFGW/UNICAMP. III. ESTRUTURA E FUNCIONAMENTO DO CONVERSOR Fig. 3. Conversor CC-CC: ponte completa com transistores IGBT, transformador elevador de alta frequência, retificador com diodos rápidos e filtro indutivo na saída. O conversor CC-CC fornece energia para o link CC. Conversor Eletrônico de Potência para Geração Distribuída com Painéis Solares Fotovoltaicos Marcelo G. Villalva (D), Ernesto Ruppert (P) – 18 – Fig. 4. Conversor CC-CA: inversor fonte de tensão conectado à rede por meio de indutores. O conversor CC-CA retira energia do link CC e injeta na rede. Fig. 5. Organização dos sistemas de controle do conversor. IV. RESULTADOS Fig. 6. Conversor em teste nas dependências do IFGW/UNICAMP. Fig. 7. Formas de onda obtidas durante a operação do conversor. Magenta: corrente senoidal de uma fase injetada na rede, em sincronismo com a tensão de fase (20 A/div), Azul: corrente do conjunto de painéis solares (5 A/div), Amarelo: tensão dos painéis solares (100 V/div). V. REFERÊNCIAS Periódicos: [1] M. G. Villalva, J. R. Gazoli, E. Ruppert, “Comprehensive approach to modeling and simulation of photovoltaic arrays”, IEEE Transactions on Power Electronics”, EUA, Nova York, 2009. [2] M. G. Villalva, E. Ruppert, “Voltage Regulation of Photovoltaic Arrays: Small-Signal Analysis and Control Design”, IET Transactions on Power Electronics, UK, Londres, 2010. (aceito para publicação) [3] M. G. Villalva, E. Ruppert, “Regulação da Tensão de Dispositivos Fotovoltaicos e Análise em Diferentes Pontos de Operação”, Revista Eletrônica de Potência, SOBRAEP, Brasil, 2010. (artigo submetido) [4] M G. Villalva, E. Ruppert, “Modeling and Control of a Three-Phase Isolated Grid-Connected Converter for Photovoltaic Applications”, Revista Controle & Automação, SBA, Brasil, 2010. (artigo submetido) [5] M. G. Villalva, J. R. Gazoli, E. Ruppert, “Modeling and circuit-based simulation of photovoltaic arrays”, Revista Eletrônica de Potência, SOBRAEP, Brasil, 2009. [6] M. G. Villalva, E. Ruppert, “Dynamic analysis of the input-controlled buck-converter fed by a photovoltaic array”, Revista Controle & Automação, SBA, Brasil, 2008. Conferências: [7] M. G. Villalva, E. Ruppert, “Modeling and circuit-based simulation of photovoltaic arrays”, X Congresso Brasileiro de Eletrônica de Potência (COBEP), 2009. [8] M. G. Villalva, J. R. Gazoli, E. Ruppert, “Analysis and simulation of the P&O MPPT algorithm using a linearized photovoltaic array model”, X Congresso Brasileiro de Eletrônica de Potência (COBEP), 2009. [9] M. G. Villalva, J. R. Gazoli, E. Ruppert, “Modeling and control of a three-phase isolated grid-connected converter fed by a photovoltaic array”, X Congresso Brasileiro de Eletrônica de Potência (COBEP), 2009. [10] M. G. Villalva, E. Ruppert, “Input-controlled buck converter for photovoltaic applications: modeling and design”, 4th IET Conference on Power Electronics, Machines and Drives, UK, York, 2008. [11] M. G. Villalva, E. Ruppert, “Modeling and design of a step-down dc-dc converter with input voltage control for photovoltaic applications”, XVII Conferência Brasileira de Automática (CBA), Brasil, 2008. [12] M. G. Villalva, E. Ruppert, “Buck converter with variable input voltage for photovoltaic applications”, IX Congresso Brasileiro de Eletrônica de Potência (COBEP), Brasil, 2007. [13] M. G. Villalva, E. Ruppert, “Input voltage regulation of buck and boost converters in photovoltaic systems”, IEEE Energy Conversion Congress and Exposition, EUA, Atlanta, 2010. (resumo submetido) [14] M. G. Villalva, E. Ruppert, “Three-phase grid-connected photovoltaic converter: analysis and experimental results”, IEEE Energy Conversion Congress and Exposition, EUA, Atlanta, 2010. (resumo submetido) [15] M. G. Villalva, E. Ruppert, “Design of a Three-Phase Grid-Connected Converter and Operation with a 7.5 kW PV Installation”, 33rd IAEE International Conference, Rio de Janeiro, 2010. (resumo submetido) – 19 – 1 Resumo-- Sistemas industriais modernos são instalações com elevado grau de automatização. Tais instalações, na presença de geradores, são denominadas consumidores autoprodutores. As normas técnicas requeridas pelas concessionárias de energia elétrica obrigam a desconexão da instalação industrial logo após a ocorrência de um ilhamento na rede de distribuição. A possibilidade de operação isolada é uma alternativa bastante atrativa, pois permite o aumento da confiabilidade de operação dos autoprodutores. No entanto, após a separação dos sistemas, é necessário adotar uma série de medidas que garanta que o sistema industrial possa continuar operando isoladamente de forma adequada, dentre elas está a realização do corte do excesso de carga. Nesse contexto, o objetivo deste trabalho é apresentar um esquema automático de corte de carga que concilia a simplicidade dos métodos baseados em relés de freqüência e a flexibilidade dos métodos centralizados. Palavras-chave—Esquemas de Corte de Carga, Operação Isolada, Sistemas Autoprodutores. I. INTRODUÇÃO PÓS a ocorrência de um ilhamento seguida pela desconexão do sistema autoprodutor da rede ilhada, dependendo da capacidade de geração e da quantidade carga em operação no sistema industrial, é necessário desconectar algumas cargas caso não haja geração disponível suficiente para atender a demanda total, ou mesmo se a capacidade de tomada de carga dos geradores seja excedida temporariamente, de forma a garantir a operação estável do sistema ([1], [2]). Deseja-se que esse alívio de carga seja realizado minimizando a quantidade de cargas desconectadas e atendendo algum critério de priorização de cargas. De forma geral, os dois principais métodos de corte de carga são ([3]-[5]): (a) Métodos distribuídos baseados no uso de relés de subfreqüência (ou de taxa de variação de freqüência): promovem o desligamento de cargasde acordo com o nível de freqüência do sistema. Cada carga (ou conjunto de carga) é protegida por um relé de subfreqüência com um ajuste fixo e um esquema de priorização das cargas que devem ser desligadas pode ser implementado usando-se diferentes níveis de ajustes nos relés para as diversas cargas. A principal Este trabalho foi financiado pela Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (FAPESP), Brasil. F. C. L. Trindade, M. C. Almeida e W. Freitas são do Departamento de Sistemas de Energia Elétrica, Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP) C.P. 6101, 13081-970 Brasil (e-mail: fernanda@dsee.fee.unicamp.br; madson@dsee.fee.unicamp.br; walmir@dsee.fee.unicamp.br). vantagem desses métodos é a simplicidade de implementação, ao passo que a principal desvantagem refere-se à falta de flexibilidade da metodologia visto que sempre uma determinada quantidade fixa de carga será desconectada para cada nível de subfreqüência independentemente do nível de geração e carga, podendo ocasionar um corte excessivo de carga; (b) Métodos centralizados baseados no uso de CLPs (controladores lógicos programáveis): permitem determinar qual a quantidade de carga e a seqüência de corte a ser implementada utilizando-se alguma técnica de otimização, pré- programada ou inteligente. A principal vantagem desses métodos refere-se à flexibilidade de algoritmos (e.g., métodos analíticos, otimização clássica, metaheurística, etc) que podem ser utilizados na determinação das cargas a serem desligadas, ao passo que a principal desvantagem refere-se à complexidade de implementação e alteração desses algoritmos. Nesse contexto, a principal contribuição deste estudo é apresentar um novo método que concilia a característica de simplicidade dos métodos baseados em relés de freqüência e a flexibilidade dos métodos centralizados. O método proposto baseia-se no uso de uma equação analítica que permite determinar em tempo real quantidade de carga que deve ser cortada por nível de freqüência levando em consideração indiretamente as características de dependência de tensão e freqüência das cargas do sistema industrial e a capacidade de retomada de carga dos geradores. Detalhes dessa metodologia são apresentados nas próximas seções. II. METODOLOGIA DO CORTE DE CARGA AUTOMÁTICO Visto que o nível de geração, e mesmo o número de geradores em funcionamento, podem variar durante a operação da instalação industrial, não basta saber a capacidade máxima de geração instalada e desconectar a quantidade excedente de cargas com base no conhecimento dos valores nominais dessas caso ocorra um ilhamento. Portanto, um importante fator a ser conhecido é o desbalanço real de potência ativa durante a execução do corte de carga. Dessa forma, este trabalho propõe o uso de uma fórmula analítica para determinar em tempo real o desbalanço de potência ativa para cada nível de subfreqüência (equação (1)). Tal fórmula é obtida conforme descrito em [6]. t f f H f f H P ∆ ∆≅=∆ 00 2 dt d2 (1) Sistema Automático de Corte de Carga em Instalações Industriais com Geradores Síncronos Após Ocorrência de Ilhamento Fernanda Caseño Lima Trindade (D), Madson Cortes de Almeida (P), Walmir de Freitas Filho (P) A – 20 – 2 De acordo com a equação acima, conhecendo-se a taxa de variação de freqüência e a constante de inércia dos geradores, pode-se estimar em tempo real o desbalanço de potência ativa, determinando-se a quantidade de carga que deve ser cortada. A idéia básica do método é efetuar o alívio de carga por nível de subfreqüência em diversos estágios sendo que a quantidade de carga a ser cortada em cada nível é determinada em tempo real utilizando-se a expressão (1) e seguindo-se uma lista de prioridade de carga. Como exemplo da metodologia, a seguir, ela será descrita para uma situação de três níveis de subfreqüência (59, 58 e 57 Hz) e de priorização de carga (baixa, média e alta prioridade). Os seguintes passos devem ser seguidos para implementar a metodologia proposta: 1. Classificar todas as cargas do sistema em ordem de prioridade sendo que as cargas classificadas como baixa prioridade serão desligadas primeiramente, seguidas pelo desligamento das cargas de média prioridade e depois das cargas de alta prioridade. 2. Determinar a quantidade e os valores dos níveis de freqüência em que serão realizados os cortes de carga. 3. Deve-se monitorar a freqüência do sistema e, assim que esta for atingindo cada um dos níveis de subfreqüência pré-estabelecidos, deve-se calcular o desbalanço de potência utilizando-se a expressão (1), para isso a taxa de variação da freqüência também deve ser monitorada. Em seguida, percorre-se a lista de prioridade de cargas determinando qual a combinação de carga que reduz a demanda na mesma quantidade de desbalanço de potência ativa calculado e leva a um menor número de cargas desconectadas, considerando suas respectivas prioridades. Para o estudo do método utilizaram-se simulações de transitório eletromagnético em um sistema teste baseado em uma instalação real (Fig. 1) através do uso da plataforma computacional SimPowerSystems ([7]). Nesse sistema teste, três conjuntos turbina a vapor-gerador síncrono (TG-1, TG-2, TG-3) alimentam dois motores de indução do tipo gaiola de esquilo (M1 e M2) e um conjunto de cargas representadas por um modelo tipo impedância constante. Testaram-se três diferentes situações de carga: leve, normal e pesada, 75%, 100% e 125% do valor original de carregamento apresentado na Tabela 1, respectivamente. Ressalta-se ainda que a expressão (1) foi calculada ora por meio da medição de ∆f/∆t, ora por meio da função df/dt (conhecida também como ROCOF - do inglês Rate Of Change Of Frequency) existente na maioria dos relés de proteção utilizados em sistemas industriais. Para representar o tempo necessário de execução do algoritmo de corte de carga e envio efetivo do sinal de abertura para os disjuntores adotou-se um atraso de 100 ms. III. CONCLUSÕES Com base nos resultados relacionados a este trabalho, pode- se verificar que a metodologia de corte de carga proposta, embora bastante simples, apresenta resultados satisfatórios, visto que, com o cálculo em tempo real do déficit de potência ativa através da expressão (1) e o uso de vários estágios, é possível, em alguns casos, desligar uma quantidade de cargas em MW bastante próxima ao valor de excesso da carga existente respeitando a prioridade de cada uma das cargas e evitando o corte desnecessário, o que provavelmente não ocorreria com o uso de métodos baseados somente no conhecimento da potência nominal das cargas. IV. REFERÊNCIAS [1] Shokooh, F.; Dai, J.J.; Shokooh, S.; Taster, J.; Castro, H.; Khandelwal, T.; Donner, G., "An intelligent load shedding (ILS) system application in a large industrial facility," Industry Applications Conference, 2005. Fourtieth IAS Annual Meeting. Conference Record of the 2005 , vol.1, no., pp. 417-425 Vol. 1, 2-6 Oct. 2005 [2] W. Elmore, Protective Relaying Theory and Applications. CRC Press. 2nd ed. New York, 2004. [3] Delfino, B.; Massucco, S.; Morini, A.; Scalera, P.; Silvestro, F., "Implementation and comparison of different under frequency load- shedding schemes," Power Engineering Society Summer Meeting, 2001. IEEE , vol.1, no., pp.307-312 vol.1, 2001 [4] Anderson, P. M.; Mirheydar, M., "An adaptive method for setting underfrequency load shedding relays ," Power Systems, IEEE Transactions on , vol.7, no.2, pp.647-655, May 1992. [5] IEEE Guide for the Application of Protective Relays Used for Abnormal Frequency Load Shedding and Restoration, IEEE. Standard C37.117- 2007, 2007. [6] F. C. L Trindade, "Análise dos Sistemas de Proteção e Controle de Instalações Industriais com Geradores Síncronos Durante Operação Ilhada," Dissertação de Mestrado, Depto. De Sistemas de Energia Elétrica, Unicamp, Campinas-SP,2009. [7] TRANSÉNERGIE TECHNOLOGIES INC, SimPowerSystems User's Guide, 2006. Disponível em: <http://www.mathworks.com>. Acesso em: 12 de dezembro de 2007. Barramento 138 kV TR-2 138 kV- 11,5 kV TR-1 138 kV- 11,5 kV TR-3 138 kV- 11,5 kV TR-4 138 kV- 11,5 kV Concessionária SE Entrada Barramento COGER 11,5 kV TR-AUX1 11,5 kV- 0,46 kV TR-AUX2 11,5 kV- 0,46 kV TG-3 TG-1 TG-2 M1 M2 Carga 1 Carga 2 Carga 3 Carga 4 Carga 5 Carga 6 Carga 7 Fig. 1. Diagrama unifilar do sistema teste. TABELA I DADOS DAS CARGAS DO SISTEMA TESTE Carga Snominal (MVA) Fator de potência Pnominal (MW) Prioridade 1 14,000 0,92 12,880 alta 2 10,500 0,92 9,660 média 3 16,625 0,92 15,295 baixa 4 13,125 0,92 12,075 média 5 15,750 0,92 14,490 baixa 6 1,312 0,92 1,207 baixa 7 0,700 0,92 0,644 baixa M1 0,606 0,85 0,515 alta M2 1,508 0,85 1,282 alta Total 74,126 - 68,048 - – 21 – 1 Abstract—O objetivo deste trabalho é estudar alguns métodos numéricos que podem ser utilizados em simulações de transitórios eletromagnéticos. Serão estudados a fórmula de Heun e o método de Simpson. Estes métodos serão utilizados para simular as correntes e tensões nos terminais de uma linha de transmissão monofásica submetida a uma operação de chaveamento. Index Terms—Transitórios eletromagnéticos, Linhas de Transmissão, Métodos Numéricos. I. INTRODUÇÃO S soluções analíticas das equações diferenciais de correntes e tensões, no domínio do tempo, de uma linha de transmissão são conhecidas para o caso em que as perdas na mesma são desconsideradas [1,2]. No entanto, este modelo (sem perdas) não representa adequadamente uma linha real, que possui uma resistência e uma condutância distribuídas ao longo do seu comprimento [1,2]. Sabe-se que em algumas situações, uma linha de transmissão pode ser representada por meio de uma cascata de circuitos π [3]. Este modelo é desenvolvido diretamente no domínio do tempo e permite levar em conta o efeito da frequência nos parâmetros longitudinais da linha [4]. Quando uma linha é representada por meio de uma cascata de circuitos π, as correntes e tensões ao longo da mesma são obtidas por meio da solução das equações de estado. A integração das equações de estado geralmente são realizadas por meio do método de integração numérica denominado Fórmula de Heun ou método de integração trapezoidal. Neste trabalho será feita uma comparação do método de integração trapezoidal com um outro método numérico de integração denominado Regra de Simpson. Estes dois métodos de integração serão utilizados para calcular as correntes e tensões em uma linha de transmissão submetida a uma operação de energização. II. REPRESENTAÇÃO DE UMA LINHA MONOFÁSICA POR MEIO DE UMA CASCATA DE CIRCUITOS π Inicialmente considerando uma linha de transmissão ideal, em cada intervalo de tempo � t, necessário para energizar uma linha de transmissão de comprimento � x, a fonte precisa R. C. Silva e S. Kurokawa estão vinculados ao Departamento de Engenharia Elétrica da Faculdade de Engenharia de Ilha Solteira, UNESP (e- mail: rcleber@gmail.com; kurokawa@dee.feis.unesp.br). J. Pissolato está vinculado ao DSCE/FEEC/UNICAMP (e-mail: pisso@dsce.fee.unicamp.br). fornecer certa quantidade de energia e essa energia não é dissipada durante sua trajetória na linha, mas devido à característica da linha ser indutiva e capacitiva, tem-se o surgimento de campos elétricos e magnéticos. Esses campos interferem diretamente na tensão e corrente no fim da linha de transmissão. A partir da análise das equações de correntes e tensões de uma linha de transmissão, verifica-se que a uma linha com perdas pode ser representada por meio de uma cascata de circuitos � , conforme mostra a figura 1. Fig. 1. Linha de transmissão representada por cascata de n circuitos � . A partir do circuito mostrado na figura 1, é possível escrever as correntes e tensões na forma de equações de estado, conforme mostra a equação 1. �� � �� �� �� (1) Na equação (1), X representa as correntes e tensões em cada um dos circuitos � . E [A] e [B] são matrizes de estados da cascata de circuitos � . Sendo possível calcular as correntes e tensões ao longo da linha por meio de métodos de integração numérica. III. MÉTODOS NUMÉRICOS DE INTEGRAÇÃO Para a resolução da equação de estado, neste trabalho serão apresentadas resoluções utilizando os seguintes métodos numéricos: Fórmula de Heun (integração trapezoidal) e a regra de Simpson. A. Fórmula de Heun A Fórmula de Heun consiste em aproximar a função y’, em um pequeno intervalo de tempo, por uma função de 1º grau. A partir da aproximação, obtêm a equação 2. ����� � �� � � ���� � � � �� ���� � �� � (2) Onde, � t = tk+1 – tk. Estudo de Métodos Numéricos Utilizados em Simulações de Transitórios Eletromagnéticos Rodrigo Cleber da Silva (IC), Sérgio Kurokawa (PE, FEIS/UNESP), José Pissolato (P). A – 22 – 2 B. Regra de Simpson A Regra de Simpson consiste em aproximar a função y’, em um pequeno intervalo de tempo, por uma função de 2º grau. A partir da aproximação, obtêm a equação 3. ������ � � � �������� � ������ � ��������� (3) Onde, �� � � ���� � �� . IV. SIMULAÇÃO DA ENERGIZAÇÃO DE UMA LINHA MONOFÁSICA Foi considerado uma linha de transmissão monofásica em aberto de 10 km de comprimento e uma tensão aplicada de 20kV, conforme a figura 4. Fig. 4. Linha de transmissão monofásica em aberto. Neste trabalho serão apresentadas comparações entre os métodos de integração numérica trapezoidal e a regra de Simpson. As figuras 5 e 6 representam a comparação entre os métodos numérico estudados, variando os passos de cálculos para uma melhor visualização do comportamento entre o métodos. Fig. 5. Comparação entre a Regra de Simpson e Integração Trapezoidal para a resolução de transitório eletromagnético, utilizando um passo de cálculo de 0.1 us. Fig. 6. Comparação entre a Regra de Simpson e Integração Trapezoidal para a resolução de transitório eletromagnético, utilizando um passo de cálculo de 0.5 us. Na figura 5 foi utilizado um passo de calculo de 0.1 us, ambos os métodos numéricos apresentam praticamente a mesma resposta, tendo apenas uma diferencia significativa no tempo computacional maior para a resolução pelo método da Regra de Simpson. Já na figura 6, apresenta uma maior estabilidade utilizando a Regra de Simpson, porém a transição entre cada ciclo da forma de onda apresenta um menor pico de tensão pelo método da Integração Trapezoidal, sendo considerado um passo de cálculo de 0.5 us. V. CONCLUSÕES Utilizando o modelo proposto foi possível determinar o comportamento das correntes e tensões envolvidas em uma linha de transmissão monofásica com perdas. Os resultados obtidos estarão mais próximos da realidade do que os modelos já conhecidos das linhas de transmissão sem perdas. O resultado encontrado na literatura está coerente com os dois resultados obtidos, porem pode-se notar a diferença entre os dois métodos numéricos aplicados para a resolução deste problema. O método de integração trapezoidal apesar de ser um método que apresenta certa instabilidade devido a ondulações, tem uma melhor resolução quando aumenta o passo de calculo, porém, aumenta o tempo computacional e apresenta um surto na transição entre os períodos da forma de onda. O método de resolução pela regra de Simpson apresenta uma melhor resposta do que a integração trapezoidal em relação a ondulações, porém, é um método que é necessário de um tempo computacional maior para o processamento, pois apresenta o dobro do numero de pontos que o método anterior, além de que, necessita de um passo de calculo pequeno para que haja convergência no método numérico. Apesar dessa diferencia entre os métodos,ambos podem ser aplicados para resolução desse problema. VI. REFERÊNCIAS BIOGRAFIAS [1] R. D. Fuchs, Transmissão de Energia Elétrica: Linhas Aéreas; teoriadas Linhas em Regime Permanente, 2ª edição, Editora livros Técnicos e Científicos, Rio de Janeiro, R. J., 1979. [2] R. A. Chipman, Teoria e Problemas de Linhas de Transmissão, Editora Mc Graw-Hill do Brasil Ltda, São Paulo, SP, 1976. [3] R. M. Nelms, G. B. Sheble’, S. M. Newton e L. L. Grigsby, Using A Personal Computer To Teach Power System Transients, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 4, No. 3, August 1989. [4] S. Kurokawa, F. N. R. Yamanaka, A. J. Prado e J. Pissolato, “Inclusion of the frequency effect in the lumped parameters transmission line model: State space formulation”, Electric Power Systems Research, Vol. 79, No. 7, pp. 1155-1163, Julho 2009. 0 10 20 30 40 50 -20 -10 0 10 20 30 40 50 60 Tempo [us] T en sã o [k V ] R. Simpson I. Trapezoidal 0 10 20 30 40 50 -20 -10 0 10 20 30 40 50 60 Tempo [us] T en sã o [k V ] R. Simpson I. Trapezoidal – 23 – 1 Resumo -- Neste artigo é proposta uma metodologia baseada em lógica nebulosa para a obtenção de um índice que classifica as barras mais propícias para a instalação de geradores distribuídos em redes de distribuição de energia elétrica. A metodologia foi desenvolvida considerando-se a dificuldade em se manter um perfil de tensão adequado e, dessa forma, tende a contemplar com os maiores valores de índices, as barras nas quais a conexão de geradores tende a melhorar o perfil de tensão da rede. Outro aspecto considerado no desenvolvimento da metodologia, foi o de minimizar as perdas de potência ativa nas redes elétricas. De forma geral, a obtenção do índice consiste em associar graus de pertinência para as variáveis magnitudes das tensões e potências ativas consumidas pelas cargas nas barras das redes e, a partir de regras nebulosas, definir um valor numérico para o índice. A vantagem dessa metodologia é que tais variáveis são classificadas em conjuntos nebulosos, os quais traduzem linguisticamente o conhecimento humano e, assim, pode-se mais facilmente utilizar a experiência adquirida na operação de uma rede de distribuição para a definição das regras nebulosas para a obtenção dos índices a serem empregados na alocação dos geradores. Palavras Chave – Redes de distribuição, geração distribuída, conjuntos nebulosos, lógica nebulosa, incertezas. I. NOMENCLATURA GD Geração Distribuída PCH Pequena Central Hidroelétrica SIF Sistema de Inferência Fuzzy IGDVp Índice para Geração Distribuída de Variação do Perfil de Tensão II. INTRODUÇÃO TUALMENTE através do incentivo estabelecido pela ONU e incorporado por diferentes órgãos do setor energético e ambiental, as políticas energéticas contemplam a conexão nos sistemas de transmissão e distribuição, de geradores de energia elétrica que incorporam tecnologias pouco poluentes, especificamente as baseadas em fontes renováveis, devido à adequação a tratados internacionais como é o caso do protocolo de Kyoto [1], que com a inserção dos créditos de carbono [2] incentiva também financeiramente a Esta pesquisa teve o apoio financeiro do Conselho Nacional de Pesquisa Científica - CNPq . conexão de geradores que aproveitem gases que contribuem para o efeito estufa. As tecnologias empregadas em GD incluem turbinas eólicas, PCHs, células combustíveis e sistemas fotovoltaicos. Apesar de sua pequena dimensão, a geração distribuída está tendo um impacto significativo no mercado de energia, sendo comum fazer uso da GD em novos projetos, ao invés de redes de eletricidade mais caras. Constata-se um grande potencial de expansão de geração de energia elétrica na indústria sucroalcooleira que segundo Fonseca [3], esse tipo de geração em 2006 supriu entre 8,9% a 10,7% da demanda do estado de São Paulo e até 2015 pode chegar a atender entre 14,2% a 21,8% dessa demanda. Além disso, busca-se também a diversificação da matriz energética de cada país, podendo todos estes meios de geração postergar a necessidade de expansão do sistema de geração centralizada, melhorando o perfil de tensão e reduzindo consideravelmente as perdas devido à proximidade da carga. Não existindo reguladores de tensão ou banco de capacitores, os perfis de tensão ao longo dos alimentadores de uma rede de distribuição apresentam a seguinte característica: a magnitude da tensão corresponde ao valor nominal – ou até um pouco acima – nas subestações, onde estão instalados os transformadores, e nas demais barras, ao longo das linhas dos alimentadores, tem-se uma diminuição gradativa dessa magnitude devido à inerente queda de tensão devido às impedâncias dos condutores que compõem os alimentadores. Manter um perfil de tensão adequado, mesmo com a conexão de geradores distribuídos é, atualmente, um dos principais desafios das concessionárias de energia elétrica. Havendo a possibilidade da conexão de um gerador independente a um alimentador, tem-se como conseqüência o efeito da redução da queda de tensão ao longo do mesmo, podendo até ocasionar um aumento da tensão acima do valor nominal em alguns pontos [4]. Este cenário demanda diversos tipos de estudos com o intuito de determinar a melhor alocação de GD. Em geral, estes estudos ocorrem através da análise de resultados obtidos de repetitivos fluxos de potência que exigem grande esforço computacional e demandam muito tempo, pois é necessário considerar diversos níveis de carregamento e modos de operação dos geradores. Neste trabalho é proposto um método heurístico que, a partir da obtenção do estado de operação da rede através, por Método Baseado em Lógica Nebulosa para Inserção de Geração Distribuída sob a Óptica do Perfil de Tensão Leonardo A. Gomes (M), Carlos A. F. Murari (P) e Ahda P. G. Pavani (PE, UFABC) A – 24 – 2 exemplo, de um fluxo de potência ou estimador de estado, baseando-se na teoria dos conjuntos nebulosos (Fuzzy Sets), pode determinar de forma rápida, com mínimo esforço computacional e boa precisão, as melhores barras para a inserção de GD, sob a óptica do perfil de tensão. O método aproveita o conhecimento do operador sobre o sistema elétrico para classificar linguisticamente as variáveis do sistema, magnitude das tensões e potência ativa consumida pelas cargas nas barras. Em seguida, fazendo uso dessa experiência determinam-se funções de pertinência para representar tais variáveis na forma de conjuntos nebulosos. São apresentadas: as funções de pertinência utilizadas na classificação linguística das magnitudes das tensões e da potência ativa consumida pelas cargas, as regras nebulosas, o tipo de sistema de inferência utilizado, o método utilizado na defuzificação, e um índice apropriado para indicar os melhores pontos de inserção de GD. Os resultados são comparados com aqueles obtidos através de um método que faz uso de simulações exaustivas proposto na literatura [5]. III. CONTEXTO DA METODOLOGIA Alguns tipos de índices matemáticos [5, 7] têm sido propostos visando determinar de forma prática, o impacto da inserção de GD no sistema de distribuição. Através destes índices são identificados quais os melhores pontos para a conexão de geradores para melhorar a operação da rede, de acordo com critérios definidos. O presente estudo objetivou desenvolver um sistema de inferência fuzzy (SIF), que tem como variáveis de entrada as magnitudes das tensões e a potência ativa consumida pelas cargas nas barras da rede de energia elétrica, após a obtenção do estado de operação da rede através, por exemplo, de um fluxo de potência baseado no método de Newton [8]. A partir daí, levando-se em conta a experiência do operador do sistema, desenvolvem-se as funções de pertinência, as quais classificam os valores das magnitudes das tensões nodais e a potência
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