Projeto Usina Solar 5MWAC

Prévia do material em texto

<p>MEMORIAL DESCRITIVO E CÁLCULO</p><p>PROJETO DE USINA SOLAR FV DE</p><p>MINIGERAÇÃO 5MWAC / 6,5MWP</p><p>PROJETO XXX</p><p>REV02 05/08/2018</p><p>CORREÇÃO DA</p><p>CORRENTA INRUSH</p><p>CONFORME</p><p>CONCESSIONÁRIA</p><p>MATEUS VINTURINI</p><p>DIRCEU FERREIRA</p><p>BRUNO</p><p>KIKUMOTO</p><p>REV01 05/08/2018</p><p>CORREÇÕES:</p><p>DETALHAMENTO DA</p><p>QUEDA DE TENSÃO</p><p>NO CIRCUITO AC;</p><p>COORDENADAS</p><p>GEOGRÁFICAS</p><p>ADIÇÃO DO PROJETO</p><p>DE MT</p><p>MATEUS VINTURINI</p><p>DIRCEU FERREIRA</p><p>BRUNO</p><p>KIKUMOTO</p><p>REV00 02/08/2018 REVISÃO INICIAL MATEUS VINTURINI</p><p>BRUNO</p><p>KIKUMOTO</p><p>REVISÃO DATA DESCRIÇÃO AUTOR REVISOR</p><p>Sumário</p><p>INTRODUÇÃO 3</p><p>NORMAS SEGUIDAS NO PROJETO 4</p><p>DOCUMENTOS ANEXADOS 5</p><p>ACRÔNIMOS E SÍMBOLOS 5</p><p>DADOS CLIMÁTICOS 6</p><p>MEMORIAL DESCRITIVO 6</p><p>DADOS DO SISTEMA 7</p><p>DADOS DO RESPONSÁVEL TÉCNICO 8</p><p>ARRANJO FÍSICO 8</p><p>DADOS TÉCNICOS DOS INVERSOR 9</p><p>DADOS TÉCNICOS DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS 11</p><p>CABINE DE ENTRADA E PROJETO DE MT 12</p><p>MEMORIAL DE CÁLCULO 14</p><p>Inversores e Módulos fotovoltaicos 14</p><p>Séries FV (Strings FV) 14</p><p>Arranjo FV 15</p><p>Condutores CC 16</p><p>Características dos módulos e efeitos da bifacialidade 17</p><p>Cálculo das proteções CC 17</p><p>Cálculo de capacidade de condução de corrente CC 18</p><p>Trecho entre módulos e string box 18</p><p>Trecho String Box até Inversor 18</p><p>Condutores CA - BT 19</p><p>Cálculo das proteções CA 19</p><p>Capacidade de condução de corrente dos condutores CA 20</p><p>Suportabilidade ao curto-circuito 20</p><p>Queda de tensão 22</p><p>Projeto de MT 23</p><p>Informações fornecidas pela concessionária 23</p><p>Cálculo da potência dos transformadores 24</p><p>Cálculo da Corrente Nominal em MT 24</p><p>Cálculo dos condutores do ramal de entrada 24</p><p>Cálculo dos eletrodutos do ramal de entrada 25</p><p>Cálculo dos TPs e TCs 25</p><p>Determinação dos parâmetros de proteção dos relés 27</p><p>Ajuste da função 51 - proteção de sobrecorrente temporizada de fase 27</p><p>Ajuste da função 50 – proteção de sobrecorrente instantânea de fase 27</p><p>Ajuste da função 51N – proteção de sobrecorrente temporizada de neutro 28</p><p>Ajuste da função 51GS – proteção de sobrecorrente sensível de neutro(GS) 28</p><p>Ajuste da função 50N – proteção de sobrecorrente instantânea de neutro 28</p><p>Ajuste da função 67 – proteção direcional de sobrecorrente de fase 29</p><p>Ajuste da função 51V – proteção de sobrecorrente com restrição de tensão 29</p><p>Ajuste da Função 59N – proteção de sobretensão de neutro 29</p><p>Ajuste da função 27 – proteção de subtensão de fase 30</p><p>Coordenogramas 34</p><p>Sistema de aterramento 36</p><p>CRONOGRAMA PREVISTO 37</p><p>INTRODUÇÃO</p><p>Este documento descreve o projeto de mini-gerador distribuído fotovoltaico conectado</p><p>à rede elétrica de média tensão (MT) administrada pela Cemig MT. O sistema será</p><p>instalado no terreno de unidade consumidora, conforme os seguintes:</p><p>Unidade Consumidora 283045</p><p>Titular da Conta xxxxx</p><p>CPF/CNPJ xxxxx</p><p>Endereço</p><p>RUA NOSSA SENHORA DAS MERCEDES, 911.</p><p>CEP: XXX</p><p>Cidade xxxx-MT</p><p>Coordenadas</p><p>Geográficas</p><p>-15.XXXXXX, -56.XXXXX</p><p>Figura 1 - Localização do sistema de minigeração</p><p>NORMAS SEGUIDAS NO PROJETO</p><p>▪ ANEEL PRODIST Módulo 3 - Acesso ao Sistema de Distribuição.</p><p>▪ ANEEL PRODIST Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica.</p><p>▪ Resolução Normativa Nº 482/2012.</p><p>▪ Resolução Normativa Nº 517/2012.</p><p>▪ Resolução Normativa Nº 687/2015.</p><p>▪ Resolução Normativa Nº 786/2017.</p><p>▪ Resolução Normativa Nº 414/2010.</p><p>▪ NDU-013 - Critérios para a Conexão de Acessantes de Geração</p><p>Distribuída ao Sistema de Distribuição para Conexão em Baixa Tensão.</p><p>▪ NDU 015 - CRITÉRIOS PARA CONEXÃO DE ACESSANTES DE</p><p>GERAÇÃO</p><p>▪ NDU-001 - FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA EM TENSÃO</p><p>SECUNDÁRIA.</p><p>▪ NDU 002 - Fornecimento de Energia Elétrica em Tensão Primária V5</p><p>▪ ABNT NBR 5410:2004 - Instalações Elétricas de Baixa Tensão</p><p>▪ ABNT NBR 14039:2005 - Instalações Elétricas de Média Tensão de 1,0</p><p>kV a 36,2 kV.</p><p>▪ ABNT NBR 10899:2013 - Energia Solar Fotovoltaica – Terminologia.</p><p>▪ ABNT NBR 16690:2019 – Instalações elétricas de arranjos fotovoltaicos</p><p>- Requisitos de projeto</p><p>▪ ABNT NBR 16612:2017 - Cabos de potência para sistemas fotovoltaicos,</p><p>não halogenados, isolados, com cobertura, para tensão de até 1,8 kV C.C. entre</p><p>condutores - Requisitos de desempenho</p><p>▪ ABNT NBR 16149:2013 - Característica da Interface de Conexão com a</p><p>Rede Elétrica de Distribuição.</p><p>▪ ABNT NBR 16274:2014 - Sistemas fotovoltaicos conectados à rede —</p><p>Requisitos mínimos para documentação, ensaios de comissionamento, inspeção</p><p>e avaliação de desempenho.</p><p>▪ ABNT NBR IEC 62116 – Procedimento de ensaio de anti-ilhamento para</p><p>inversores de sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica.</p><p>▪ ABNT NBR 5419:2000 - Proteção de Estruturas contra Descargas</p><p>Atmosféricas.</p><p>▪ CLC/TS 50539-12:2013 - Low-voltage surge protective devices — Surge</p><p>protective devices for specific application including d.c. Part 12: Selection and</p><p>application, principles — SPDs connected to photovoltaic installations.</p><p>▪ EN 62305-3:2011 - Protection against lightning - Part 3: Physical damage</p><p>to structures and life hazard.</p><p>▪ ABNT NBR IEC 60947:2014 - Dispositivos de manobra e controle de</p><p>baixa tensão.</p><p>▪ ABNT NBR 15920:2011 - Cabos elétricos — Cálculo da corrente nominal</p><p>— Condições de operação — Otimização econômica das seções dos cabos de</p><p>potência.</p><p>DOCUMENTOS ANEXADOS</p><p>Os seguintes documentos fazem parte deste memorial, da documentação do</p><p>projeto e solicitação de acesso ao sistema de distribuição:</p><p>▪ #1_MEMORIAL_DESCRITIVO_CALCULO_REV01.pdf</p><p>▪ #2_PROJETO_ELÉTRICO_DIAGRAMAS_REV01.pdf</p><p>▪ #2_PROJETO_ELÉTRICO_DIAGRAMAS_REV02.dwg</p><p>▪ #3_DATASHEET_SUNGROW_125kW</p><p>▪ #4_CERTIFICAÇÃO_INVERSORES_SUNGROW125.pdf</p><p>▪ #5_ART_PROJETO_1320180073116.pdf</p><p>▪ #6_ ART_EXECUÇÃO_1320180073116.jpeg</p><p>▪ #7_PROCURAÇÃO_CLIENTE-RESPONSÁVEL_TECNICO.pdf</p><p>▪ #8_FORMULÁRIO_REGISTRO_GERADOR_DISTRIBUÍDO_ANEEL</p><p>▪ #9_SOLICITAÇÃO_DE_ACESSO.pdf</p><p>▪ #10_LISTA_UCS_COMPENSAÇÃO_AUTOCONSUMO_REMOTO.pdf</p><p>▪ #11_DATASHEET_JA_ JAM78D10440.pdf</p><p>▪ #12_CREAMS_CERTIDÃO_PROJETISTA.pdf</p><p>▪ #13_CARTEIRA_CREA_PROJETISTA.pdf</p><p>ACRÔNIMOS E SÍMBOLOS</p><p>A – Ampere;</p><p>BT – Baixa Tensão;</p><p>CA – Corrente alternada;</p><p>CC – Corrente contínua;</p><p>FV – Fotovoltaico (a);</p><p>MT – Média Tensão;</p><p>STC – Standard Test Conditions (Condições Padrão de Teste);</p><p>V – Volts;</p><p>WAC – Watt em corrente anternada;</p><p>Wp – Watt pico.</p><p>DADOS CLIMÁTICOS</p><p>Para todas as considerações, projeções e cálculos foram utilizados os seguintes</p><p>dados climáticos do local de implantação do sistema:</p><p>Temperatura Ambiente Média Anual 25 Celsius</p><p>Temperatura Ambiente Máxima 40 Celsius</p><p>Temperatura Ambiente Mínima 10 Celsius</p><p>Temperatura do solo 25 Celsius</p><p>Irradiância Global Horizontal (GHI) 5,337 kWh/m2.dia</p><p>MEMORIAL DESCRITIVO</p><p>O sistema fotovoltaico será composto por 14.790 módulos fotovoltaicos bifaciais de 440</p><p>Wp, da marca JA Solar modelo JAM78D10440, ligados a 40 inversores Sungrow 125HV,</p><p>estes montados em 5 skids.</p><p>Cada skid possui 8 inversores e 1 transformador de acoplamento de 13,8/0,6 kV Dyn.</p><p>Cada inversor terá em sua entrada 14 strings de 26 módulos. Os painéis fotovoltaicos</p><p>serão instalados em estrutura do tipo móvel (tracker) em um terreno preparado.</p><p>Cada uma das 14 strings seguem para a string box de 14 entradas e uma saída, que</p><p>possui 1 dispositivo de proteção contra surtos eletromagnéticos e sobretensões (DPS),</p><p>1 chave seccionadora e 14 fusíveis, além dos barramentos corretamente dimensionados</p><p>para as correntes elétricas calculadas.</p><p>A saída da caixa de strings segue para a entrada CC do inversor. Cada 1 dos 8</p><p>inversores do skid se conecta ao quadro de BT do skid por meio de um disjuntor de</p><p>conforme projeto. A saída do quadro de BT possui um disjuntor geral.</p><p>A saída do quadro BT é conectada ao secundário do transformador de acoplamento. A</p><p>saída de MT de cada transformador segue para o cúbiculo de seccionamento de MT. O</p><p>cúbiculo de seccionamento segue para a cabine primária que contém a medição e a</p><p>proteção de MT da usina FV. A cabine primária fará</p><p>a conexão com a rede de MT da</p><p>Energisa, conforme projeto.</p><p>Os condutores de equipotencialização ao sistema de aterramento do inversor e dos</p><p>painéis serão ligados BPE da entrada da concessionária.</p><p>Figura 1 - Diagrama de blocos da UFV.</p><p>Figura 2 - Diagrama de blocos (Detalhamento skids).</p><p>DADOS DO SISTEMA</p><p>Inclinação dos Módulos FV: 5º</p><p>Azimute (Orientação dos Painéis): 0 graus (Norte)</p><p>Área do Terreno Utilizada: 5 ha</p><p>Potência Nominal do Sistema Fotovoltaico (CC): 6.507.600 Wp (6,5 MWp);</p><p>Potência Nominal do Sistema Fotovoltaico (CA): 5.000.000 WAC (5,0 MWAC).</p><p>Quantidade de Inversores: 40</p><p>Quantidade de Módulos FV: 14.790</p><p>Corrente Máxima (CA): 4.800 A (40x120A)</p><p>Tensão Nominal de Operação BT (CA): 600 V</p><p>Frequência Nominal: 60 Hz</p><p>Potência instalada do gerador: 5,0 MW;</p><p>DADOS DO RESPONSÁVEL TÉCNICO</p><p>Responsável Técnico: XXXXX</p><p>Telefone: XXXX</p><p>e-mail: xxxx@canalsolar.com.br</p><p>CPF: XXX</p><p>Carteira: SP69888062</p><p>Registro Nacional: 2515892787</p><p>ART Projeto: 1320180073116</p><p>ART Execução: 1320180073116</p><p>ARRANJO FÍSICO</p><p>Os módulos fotovoltaicos serão instalados no terreno apropriado. O layout dos módulos</p><p>no terreno é mostrado nas figuras abaixo. A instalação será feita em estrutura própria</p><p>para aplicações fotovoltaicas em solo.</p><p>Figura 2 - Layout simplificado dos módulos no terreno e padrão de entrada (vista superior).</p><p>Figura 3 – Layout detalhado de um bloco formador de skid (vista superior).</p><p>Os inversores, as string boxes e os quadros de proteção CA serão instalados em local</p><p>acessível com a altura do solo de no máximo 1,5 m.</p><p>DADOS TÉCNICOS DOS INVERSOR</p><p>Tabela 1 - Parâmetros dos inversores.</p><p>Parâmetro Valor</p><p>Potência Aparente Máxima de Saída CA 125 kVA</p><p>Potência Ativa Máxima de Saída CA 125 kW</p><p>Corrente Máxima de Saída CA 120 A</p><p>Conexão à Rede Elétrica CA 3F+ N+PE 600 V (320 V - 480 V)</p><p>Frequência 60 Hz</p><p>Tensão Máxima de Entrada CC 1.500 V</p><p>Corrente Máxima de Entrada 150 A</p><p>Eficiência Máxima 99,0%</p><p>Distorção Harmônica Total (DHT) ≤ 3%</p><p>Fator de Potência Ajustável 0,8 – 1 ind. / cap.</p><p>Grau de Proteção IP65</p><p>Consumo Noturno ≤ 2W</p><p>Temperatura de Operação -25 a 60 Celsius (> 50C derating)</p><p>Humidade Relativa de Operação 0 - 100%</p><p>Máxima Altitude de Operação 4.000 m (> 3.000 m derating)</p><p>Tabela 2 - Proteções dos inversores.</p><p>Proteção Possui</p><p>Elemento de Interrupção Sim</p><p>Proteção Sub/Sobre Tensão Sim</p><p>Proteção Sub/Sobre Frequência Sim</p><p>Desequilíbrio de Corrente Sim</p><p>Desbalanço de Tensão Sim</p><p>Proteção contra corrente de fuga Sim</p><p>Sincronismo Sim</p><p>Anti-Ilhamento Sim</p><p>O inversor Sungrow modelo SG125HV contempla os testes conforme ABNT NBR</p><p>16149, ABNT NBR 16150 e IEC 62116. Tais conformidades podem ser confirmadas no</p><p>anexo #4_CERTIFICAÇÃO_INMETRO_SUNGROW125.pdf.</p><p>O inversor somente injeta corrente elétrica na rede pública de distribuição após a leitura</p><p>dos parâmetros da rede e confirmação que estes parâmetros estão adequados. Em</p><p>casos de falha (queda, desligamento, etc.) da rede, o inversor deve permanecer</p><p>monitorando a rede, permitindo o restabelecimento do funcionamento normal após a</p><p>contagem de 180 segundos, quando as condições forem favoráveis (funcionamento</p><p>normal da rede).</p><p>Figura 4 - Inversor Sungrow modelo SG125HV (Imagem ilustrativa).</p><p>DADOS TÉCNICOS DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS</p><p>Serão utilizados 14.790 módulos fotovoltaicos de silício monocristalino bifaciais modelo</p><p>JAM78D10440, de 440 Wp, da JA Solar. Estes painéis são fabricados em</p><p>estabelecimentos com certificação ISO 9001, ISO 14001 e possuem certificações</p><p>internacionais IEC, UL e VDE, além de serem certificados pelo INMETRO dentro do</p><p>Programa Brasileiro de Etiquetagem, obtendo a mais alta classificação energética.</p><p>Tabela 3 – Dados técnicos dos módulos fotovoltaicos.</p><p>Parâmetro Valor</p><p>Potência Nominal 440 Wp</p><p>Tensão de Potência Máxima STC (Vmp) 44,68 V</p><p>Corrente de Potência Máxima STC (Imp) 9,85 A</p><p>Tensão de Circuito Aberto STC (Voc) 53,01 V</p><p>Corrente de Curto Circuito STC (Isc) 10,37 A</p><p>Coeficiente de Temperatura Voc -0,272%/C</p><p>Coeficiente de Temperatura Pmax -0,354%/C</p><p>Figura 5 - Módulos fotovoltaicos JA Solar (Imagem ilustrativa).</p><p>CABINE DE ENTRADA E PROJETO DE MT</p><p>A entrada de energia da rede da Energisa é feita por um poste localizado na parte frontal</p><p>da propriedade, onde também está localizada a Cabine de Entrada. A Cabine de</p><p>Entrada possui as unidades de medição e proteção, conforme layout abaixo. Os</p><p>condutores do ramal aéreo são de 185 mm2 e disjuntor geral de entrada em MT de 630</p><p>A. A tensão nominal do ponto de conexão é de 13,8 kV.</p><p>Os transformadores de acoplamento estarão nos skids, em um total de 5 (1 por skid)</p><p>com potência aparente nominal de 1.200 kVA conforme projeto.</p><p>A demanda contratada da usina será de 5.000 kW (5,0 MW).</p><p>Serão afixados avisos de geração própria conforme modelo recomendado na NDU-013</p><p>nas seguintes localidades:</p><p>● Porta da cabine de entrada;</p><p>● Porta do medidor na parte externa;</p><p>● Poste de entrada.</p><p>A Unidade Consumidora tem como principal função a geração de energia, sendo as</p><p>cargas, basicamente, de iluminação, climatização e tomadas de uso geral. Destaca-se</p><p>que não há nenhuma carga motórica, máquina de solda ou qualquer outra carga</p><p>especial.</p><p>Figura 6 - Diagrama unifilar simplificado.</p><p>Figura 7 - Aviso de geração própria.</p><p>MEMORIAL DE CÁLCULO</p><p>Inversores e Módulos fotovoltaicos</p><p>Séries FV (Strings FV)</p><p>Considerando a temperatura mínima de operação de 10C, é possível calcular o</p><p>número máximo de módulos em cada string.</p><p>VocSTC = 53,01V</p><p>Coeficiente de Temperatura Voc = -0,272%/C</p><p>DeltaT = 10 - 25 = -15C</p><p>Aumento % de Voc = -15C x -0,272 %/C = 4,08%</p><p>Voc@10C = (VocSTC) x (1 + Aumento % de Voc) = 53,01 x 1,0408 = 55,17 V</p><p>Nmáx-porstring = 1500 / 55,17 = 27</p><p>Para o projeto foi escolhido 26 módulos, com isso:</p><p>Vocmáx = 26 x 55,17V = 1.433,9</p><p>A última verificação diz respeito ao critério da faixa de operação do MPPT dos</p><p>inversores (860-1250V).</p><p>As temperaturas de operação dos módulos FV serão:</p><p>Top-máx = Tamb-máx + 25C = 40C + 25C = 65C</p><p>Top-min = Tam-bmin + 25C = 10C + 25C = 35C</p><p>Assim, utilizando o Coeficiente de Temperatura Voc temos:</p><p>Vmp-min = 26 x Vmp@65C = 26 x 39,81V = 1.035,2V</p><p>Vmp-máx = 26 x Vmp@35C = 26 x 43,47V = 1.130,1V</p><p>Portanto, o arranjo de 26 módulos atende também o critério da faixa de</p><p>operação do MPPT dos inversores.</p><p>Arranjo FV</p><p>Para este projeto, a relação CC/CA que minimiza o LCOE é de 1,3 para. Deste</p><p>modo:</p><p>Pcc = 125 kW * 1,3 = 162,5 kW</p><p>Assim o número de strings em paralelo é dado por:</p><p>Nst = 162,5 kW / 26 x 440 W = 14</p><p>Deste modo a corrente máxima Isc do arranjo é:</p><p>Isc-máx-do-arranjo = IscSTC x Nst x Fbifacial = 10,37 A x 14 x 1,15 =</p><p>166,96 A</p><p>Por fim, a Isc do arranjo de 14 strings é menor que o limite do inversor (240 A)</p><p>Tabela 4 - Comparação dos limites do inversor vs. limites dos módulos fotovoltaicos.</p><p>PARÂMETRO INVERSOR MÓDULOS FV</p><p>Tensão Máxima Absoluta (V) 1.500 1.433,9 (1)</p><p>Tensão Min. de Operação MPPT (V) 860 1.035,2 (2)</p><p>Tensão Máx. de Operação MPPT (V) 1.250 1.130,1 (3)</p><p>Corrente Máxima de Curto-circuito (A) 240 177,46 (4)</p><p>(1) VCO de 26 módulos em série a 10C;</p><p>(2) VMP de 26 módulos em série operando em 65C;</p><p>(3) VMP de 26 módulos em série operando em 35C de;</p><p>(4) ISC de 14 strings em paralelo a 1.000 W/m2 e 1,15 de fator de bifacialidade</p><p>Figura 8 - Limites do inversor vs limites do arranjo (PVsyst).</p><p>Condutores CC</p><p>Os condutores utilizados nos circuitos em corrente contínua são do tipo cabo</p><p>unipolar de potência, flexível, com condutor de cobre estanhado, isolação em</p><p>HEPR e cobertura com resistência a UVB, para tensões até 1500 V CC e</p><p>construídos conforme a norma NBR 16.612.</p><p>Tabela 5 - Especificação dos condutores em C.C.</p><p>Condutor Fios de cobre estanhado encordoado, classe</p><p>5.</p><p>Isolação</p><p>Composto termofixo à base de etileno-</p><p>propileno de alto módulo (HEPR),</p><p>apropriado para temperatura de operação</p><p>no condutor em regime permanente de até</p><p>90°C</p><p>Cobertura Camada extrudada de cloreto de polivinila –</p><p>PVC (ST2), com características especiais de</p><p>resistência à chama, resistente ao UVB e</p><p>livre de chumbo (isento de metais pesados)</p><p>Características dos módulos e efeitos da bifacialidade</p><p>Por se tratar de um módulo bifacial, teremos uma elevação de corrente Isc e Imp que</p><p>deverá ser levada em conta para o cálculo dos cabos e proteções. Com a geometria da</p><p>planta e o albedo do solo podemos estimar o ganho de corrente através do software</p><p>pvsyst:</p><p>Figura 9 – Bifacialidade dos módulos (PVsyst).</p><p>O software mostra ser possível uma elevação de 12% da corrente Isc e Imp do módulo.</p><p>Como existem incertezas de albedo e ganho bifacial, adotaremos um ganho de 15%</p><p>para os cálculos de corrente e proteções. Para a consideração de cabos e proteções</p><p>então, utilizaremos:</p><p>Isc’ = Isc * 1,15 = 10,37*1,15 = 11,92 A</p><p>Imp’ = Imp*1,15 = 9,85*1,15 = 11,32 A</p><p>Cálculo das proteções CC</p><p>Serão paralelizadas 14 strings por string box. Portanto, será necessário o</p><p>dimensionamento de fusíveis para proteção das séries contra corrente reversa. A</p><p>proteção por fusível é definida por:</p><p>1,5*Isc</p><p>Simétrica (A) 3400 2944 2800 169</p><p>Assimétrica (A) 3809 3299 3310 169</p><p>Tabela 9 – Impedâncias equivalentes no PAC fornecidas pela Concessionária.</p><p>R1 (Ω) X1 (Ω) R0 (Ω) X0 (Ω)</p><p>0,6291 1,9203 0,5749 3,2887</p><p>Tabela 10 – Parâmetros de ajuste da proteção conforme NDU-013.</p><p>Requisito de Proteção</p><p>Condição</p><p>t máx. de atuação</p><p>Proteção de subtensão (27) 0,85 p.u. 3 seg</p><p>Proteção de sobretensão (59) 1,1 p.u. 3 seg</p><p>Proteção de subfrequência (46) 59,5 Hz 3 seg</p><p>Proteção de sobrefrequência (47) 60,5 Hz 3 seg</p><p>Relé de sincronismo (25) 10°</p><p>10 % tensão</p><p>0,3 Hz</p><p>25 - Banda de 1</p><p>minuto</p><p>Relé de tempo de reconexão (62) 180 seg 180 seg</p><p>Cálculo da potência dos transformadores</p><p>5 Blocos de geração: 5x1000 kW (Total: 5000 kW)</p><p>Fator de potência considerado: 0,92</p><p>Transformadores TR1-5:</p><p>S(kVA) = 𝑃(𝑘𝑊) / 𝐹𝑃 = 1000/0,92 = 1087 𝑘𝑉𝐴</p><p>Considerando 5% de elevação de carga: 1141 kVA</p><p>Transformador escolhido: 1200 kVA</p><p>Transformador para cargas auxiliares: 30 kVA</p><p>Cálculo da Corrente Nominal em MT</p><p>Potência do parque: 5000 kW</p><p>Tensão de fornecimento local: 13,8 kV</p><p>Fator de potência considerado: 0,92</p><p>Margem de segurança de carga (FC): 105%</p><p>Cálculo da corrente nominal da Instalação</p><p>IN= (𝐹𝐶 x 𝑃) / (√3∗𝑉∗𝐹𝑃) = (1,05∗5000)/(√3∗13,8∗0,92) =239𝐴</p><p>Cálculo dos condutores do ramal de entrada</p><p>Condutor escolhido: EPR 105</p><p>Modo de Instalação: F</p><p>Resistividade Térmica do Solo: 3 K.m/W</p><p>Fator de correção para 25°C (FCT): 0,97</p><p>Fator de correção agrupamento (FCA): 0,88</p><p>I’proj = IN / 𝐹𝐶𝑇𝑥𝐹𝐶𝐴𝑥𝐹𝐶𝑅 = 239 / 0,97 x 0,88 x 0,94 = 297A</p><p>Cabo escolhido: unipolar de cobre de 240 mm2 com isolação 8,7/15 kV</p><p>Cálculo dos eletrodutos do ramal de entrada</p><p>Área de um condutor</p><p>A = (π.𝑑2)/4 = (π.38,82)/4 = 1182 mm2</p><p>Área total (3 condutores e 1 reserva)</p><p>Atotal = 4x1182 = 4727 mm2</p><p>Considerando limite de ocupação de 30%:</p><p>Aduto > 4727/0,3 Aduto > 15757 mm2</p><p>Dduto > 5,6”</p><p>Duto escolhido: 6”</p><p>Cálculo dos TPs e TCs</p><p>Corrente primária dos TCs</p><p>A corrente primária do TC deve atender a duas condições: corrente nominal da</p><p>instalação e corrente de curto-circuito trifásico assimétrica no ponto de instalação:</p><p>Corrente nominal da instalação:</p><p>Iprim ≥ IN Iprim ≥ 219,6 A</p><p>Corrente de curto-circuito trifásico assimétrica no ponto de conexão, conforme</p><p>informado pela Energisa:</p><p>Icc 3Φass = 1358 A</p><p>Iprim ≥ Icc3Φassim/(Fs ) ≥ 1358/(20 ) ≥ 68 A</p><p>Os TCs selecionados serão de relação 250/5, que atende a condição da</p><p>corrente nominal da instalação e a corrente de curto-circuito trifásico assimétrica no</p><p>ponto de conexão.</p><p>Impedâncias ligadas nos TCs</p><p>Relé</p><p>Zrele = Zfase + 3 x Zneutro</p><p>Zrele = 0,004+3 x 0,004</p><p>Zrele = 0,016 Ω</p><p>Cabo de ligação: cobre 4,0 mm2 – 12 m (ida e volta)</p><p>ρcobre = 0,0172 Ω.mm^2/m</p><p>Zcabo = (ρcobre x Compimento do cabo) / (Secção transversal do cabo )</p><p>Zcabo = (0,0172 x 12)/( 4)</p><p>Zcabo= 0,06 Ω</p><p>Impedância do TC:</p><p>Considerando-se um TC com baixa reatância de dispersão, apenas a resistência é</p><p>importante e pode ser considerada com 20 % da carga do TC (conforme GED 2858).</p><p>Assim, para o TC que estamos verificando, com impedância de carga de 1,0 (obtido</p><p>da tabela 10 da NBR 6856/2015):</p><p>Ztc = 0,20 x impedancia Carga TC = 0,2 x 1,0 = 0,2 Ω</p><p>Impedância Total:</p><p>Ztotal = Zrele+Zcabo+Ztc</p><p>Ztotal = 0,016+0,06+0,2</p><p>Ztotal = 0,276 Ω</p><p>Cálculo da tensão de saturação</p><p>Como o maior curto-circuito previsto, que pode acontecer na rede é 10 kA, então, os</p><p>cálculos de saturação do TC devem utilizar este valor como referência. Assim,</p><p>Vsat=(Icc x Ztotal) / (RTC ) = (10.000 x 0,276) / 30 = 92 V</p><p>Desta forma, é escolhido o TC com tensão de saturação de 100 V.</p><p>Especificação do TC</p><p>Assim, os TCs terão as seguintes especificações:</p><p>Relação: 250/5</p><p>Exatidão: 10B100</p><p>Carga nominal: 25 VA</p><p>Fator Térmico: 1,2</p><p>TC tipo a seco</p><p>Transformadores de Potencial – Cabine de Entrada</p><p>Para o relé</p><p>Serão instalados 3 Transformadores de Potencial ligados em estrela - estrela com as</p><p>seguintes especificações:</p><p>Tensão primária: 13800/√3 V</p><p>Tensão secundária: 115/√3 V</p><p>RTP: (13800/√3)/(115/√3) = 120</p><p>Exatidão: 0,6P75</p><p>Potência térmica nominal: 600 VA</p><p>Grupo de ligação: 3</p><p>Uso: interno</p><p>Nobreak</p><p>Potência de 1000 VA/220 V, com saída senoidal, autonomia de 2 horas, p/</p><p>alimentação auxiliar do relé URP 6000.</p><p>Determinação dos parâmetros de proteção dos relés</p><p>Ajuste da função 51 - proteção de sobrecorrente temporizada de fase</p><p>Esta proteção será ajustada pelo Grupo 1 do relé, com a direcionalidade</p><p>desabilitada. O pick-up será definido com base na corrente de demanda da instalação,</p><p>e deve estar coordenada com a proteção ENERGISA.</p><p>Ipu 51 ≥ 1,5xIdem</p><p>Ipu 51 ≥ 1,5x219,6 A</p><p>Ipu 51 ≥ 329,4 A</p><p>Ipu 51 = 330 A</p><p>Curva = 0,10 NI – IEC</p><p>Obs.: o ajuste da Energisa está em 180 A, abaixo do valor da corrente nominal</p><p>da Usina (219,6 A). Neste caso, foi tratado com a Energisa, elevar o pick-up de</p><p>fase para 350 A.</p><p>Ajuste da função 50 – proteção de sobrecorrente instantânea de fase</p><p>Para o ajuste da unidade instantânea é considerada uma margem de segurança de</p><p>20% sobre a corrente de inrush:</p><p>Ipu50 ≥ 1,2 x Iinrush</p><p>Ipu50 ≥ 1,2 x 604,34</p><p>Ipu50 ≥ 725,2 A</p><p>Ipu50 = 730 A</p><p>Tempo = 0 s</p><p>Ajuste da função 51N – proteção de sobrecorrente temporizada de neutro</p><p>De acordo com a Energisa, este parâmetro deve ser ajustado em até 80% da Corrente</p><p>Primária Temporizada de Neutro, conforme fornecido pela própria para o alimentador</p><p>em questão:</p><p>Ipu51N ≤ 0,8 x Ipu51N_ENERGISA</p><p>Ipu51N ≤ 0,8 x 30</p><p>Ipu51N ≤ 24 A</p><p>Ipu51N = 24 A</p><p>Curva = 0,08 MI – IEC</p><p>Ajuste da função 51GS – proteção de sobrecorrente sensível de neutro(GS)</p><p>Ipu51GS ≤ 0,8 x Ipu51GS_ENERGISA</p><p>Ipu51GS ≤ 0,8 x 8</p><p>Ipu51GS ≤ 6,4 A</p><p>Ipu51GS = 6 A</p><p>Curva = TD – 0,5 s</p><p>Ajuste da função 50N – proteção de sobrecorrente instantânea de neutro</p><p>Ipu50N ≤ 0,8 x Ipu50N_ENERGISA</p><p>Ipu50N ≤ 0,8 x 900</p><p>Ipu50N ≤ 720 A</p><p>Ipu50N = 350 A (para garantir seletividade com a concessionária para corrente</p><p>acima de 350 A)</p><p>Tempo = 0 s</p><p>Ajuste da função 67 – proteção direcional de sobrecorrente de fase</p><p>Esta função além de atuar para defeitos entre fases na rede da ENERGISA, deve</p><p>garantir a usina fotovoltaica exportar a potência ativa assumida junto à concessionária,</p><p>para a corrente de demanda calculada no item 6.1, ou seja, 219,6 A.</p><p>Potência de exportação da usina = 5000 kW</p><p>Ipu67 = 220 A</p><p>Curva = TD – 0,20 s</p><p>Ângulo máximo torque = 45°</p><p>Memória angular = 1</p><p>Reversão do elemento direcional de fase = on (sentido UFV para ENERGISA)</p><p>Ajuste da função 51V – proteção de sobrecorrente com restrição de tensão</p><p>São utilizados como referência, os mesmos ajustes de temporização e pick-</p><p>up da função 51. Assim, a curva de atuação é a mesma da função 51, sofrendo</p><p>deslocamento da curva para “esquerda” do gráfico tempo x corrente, de acordo com a</p><p>tensão de restrição estimada, quando da ocorrência de curto-circuito. Esta função é</p><p>aplicada com o objetivo de detectar curto-circuito na rede de distribuição da</p><p>concessionária e assim, atua como back-up da função 67.</p><p>Sendo:</p><p>● VFFsec = Vforn / RTP VFFsec = 13800/120 VFFsec = 115 V</p><p>Considerando que para curto-circuito próximo à subestação da ENERGISA</p><p>provoque uma redução de tensão no ponto de conexão de até 80%:</p><p>VFF partida da função = (80%*VFFsec) VFF partida da função = 0,8 *115</p><p>VTAP51V = 92 V</p><p>Vpu51V prim = VTAP51V x RTP = 92 x 120 = 11040 V</p><p>Ajuste da Função 59N – proteção de sobretensão de neutro</p><p>Tensão de fornecimento no ponto de conexão = 13800 V</p><p>VFNprim = 7976,9 V</p><p>TAP59N = 39,88 (x RTP) V</p><p>Tempo definido = 0,15 s</p><p>Ajuste da função 27 – proteção de subtensão de fase</p><p>Tensão de fornecimento no ponto de conexão</p><p>= 13800 V</p><p>Modo de operação = Fase-Fase</p><p>Vpu127 = 0,85*VFFprim Vpu127 = 0,85*13800</p><p>Vpu127 = 11730 V</p><p>TAP127 = 97,75 V</p><p>Tempo definido = 3 s</p><p>Vpu227 = 0,75*VFFprim Vpu227 = 0,75*13800</p><p>Vpu227 = 10350 V</p><p>TAP227 = 86,25 V</p><p>Tempo definido = 2 s</p><p>Ajuste da Função 59 – proteção de sobretensão de fase</p><p>Tensão de fornecimento no ponto de conexão = 13800 V</p><p>VFFsec = 13800/RTP VFFsec = 13800/120 VFFsec = 115 V</p><p>Modo de operação = Fase-Fase</p><p>Vpu159 = 1,1*VFFprim Vpu159 = 1,1*13800</p><p>Vpu159 = 14520 V</p><p>TAP159 = 121,0 V</p><p>Tempo definido = 3,0 s</p><p>Vpu259 = 1,15*VFFprim Vpu259 = 1,15*13800</p><p>Vpu259 = 15180 V</p><p>TAP259 = 126,5 V</p><p>Tempo definido = 0,5 s</p><p>Ajuste da função 32P – proteção direcional de potência ativa</p><p>O ajuste desta proteção deve permitir que a usina fotovoltaica exporte sua</p><p>potência ativa nominal, conforme solicitação de acesso. Assim, será considerada uma</p><p>margem de segurança de 5%.</p><p>Potência de exportação da usina = 5000 kW</p><p>Pativa x k = 5000*1,05 Pativa x k = 1100 kW</p><p>Pativa pu = 5250 kW</p><p>Tempo = 2 s</p><p>TAP32 = 875 W</p><p>Sentido de operação: UFV para ENERGISA</p><p>Ajuste da função 81 – proteção de frequência</p><p>Subfrequência</p><p>fpu = 59,5 Hz</p><p>Tempo = 3,0 s</p><p>Sobrefrequência</p><p>fpu = 60,5 Hz</p><p>Tempo = 3,0 s</p><p>df/dt</p><p>Frequência nominal: 60 Hz</p><p>Banda de frequência (Bf): 0,2 Hz</p><p>Tempo de recuperação (t): 5,0 s</p><p>Ajuste da função 47 – desbalanço de tensão</p><p>Habilitar esta função no relé Siemens Reyrolle 7SR5, com os seguintes ajustes:</p><p>Tensão: 5 V</p><p>Tempo = 5 s</p><p>Ajuste da função 46 (51Q) – desbalanço de corrente</p><p>Conforme referência [1], a geração solar não produz corrente de sequência negativa,</p><p>mesmo na ocorrência de curto-circuito. No entanto, considerando a possibilidade de</p><p>falta de fase no sistema é considerado um fator de desequilíbrio de 15%:</p><p>Ip46pri = (15%) x Idem = 0,15 x 219,6 = 32,94 A</p><p>Ip46pri = 33 A</p><p>TAP46 = 0,66 A</p><p>Tempo definido = 0,15 s</p><p>Ajuste da função 25 – sincronismo</p><p>Não habilitar no relé. Esta função será executada pelo inversor.</p><p>No inversor será utilizada a seguinte parametrização:</p><p>Ângulo: 10°</p><p>DV: 10%</p><p>Df: 0,3 Hz</p><p>Tmáx: 60 s</p><p>Ajuste da função 78 – relé de medição de ângulo de fase</p><p>Ângulo de partida: 8°</p><p>Máxima tensão de bloqueio: 40 V (xRTP) = 40*120 = 4800 V</p><p>Tempo: 0,2 s</p><p>Coordenogramas</p><p>Energisa Neutro 0,26 MI</p><p>UFV Neutro 0,08 MI</p><p>300</p><p>Energisa 1,5s 8 A</p><p>UFV GS 0,5s 6 A</p><p>0,01</p><p>0,10</p><p>1,00</p><p>10,00</p><p>100,00</p><p>1.000,00</p><p>0,1 1 10 100 1000 10000</p><p>UFV RADIANTE</p><p>Curvas de Proteção de Neutro</p><p>Tempo x Corrente</p><p>Energisa Neutro 0,26 MI UFV Neutro 0,08 MI Energisa 1,5s 8 A UFV GS 0,5s 6 A</p><p>Sistema de aterramento</p><p>A medição de resistividade do solo encontrou uma camada de profundidade de 10m com</p><p>resistividade média de 250 Ohm.m . O sistema de aterramento deve permitir que, na</p><p>ocorrência de um curto-circuito na cabine de média tensão o potencial de toque em toda a</p><p>usina não ultrapasse o limite aceitável definido pela equação abaixo:</p><p>Vt = (1000+1,5.).0,116/t</p><p>Para ⍴ = 250 Ohm.m e t= 0,1s, temos que o potencial de toque limite é de 503V. As simulações</p><p>realizadas no software CEDEGs para a malha de aterramento descritas na planta de</p><p>implantação do sistema mostra que os potenciais de toque ficarão controlados na usina. Em</p><p>suma, a malha de aterramento conta com:</p><p>• Anel perimetral em toda a planta, enterrado a 70cm feito de cabo de cobre nú 50mm²;</p><p>• Rabichos para equipotencialização de cada mesa ao anel de aterramento próximo,</p><p>construídos em cabo de cobre nú 50mm²</p><p>• Conexões de aterramento à compressão ou solda exotérmica</p><p>• Interligação das malhas das skids à malha geral da usina</p><p>• Não conexão com a cerca perimetral da usina</p><p>• Deve haver equipotencialização entre a estrutura que suporta os paineis com a</p><p>estrutura onde o eixo do tracker é suportado</p><p>• Todos os rabixos que interliguem o aterramento das string box à malha principal serão</p><p>enterrados, de cabo de cobre nú 50mm²</p><p>• O rabixo dos DPS CC e CA mínimo é de 16mm²</p><p>• Todos os quadros devem contar com barra BEL</p><p>CRONOGRAMA PREVISTO</p><p>Solicitação de Acesso de Microgeração: 10/08/2018</p><p>Parecer de Acesso: 10/09/2018</p><p>Montagem do sistema Fotovoltaico: 10/09/2018 – 10/12/2018</p><p>Solicitação de vistoria: 10/12/2018</p><p>Vistoria: 17/12/2018</p><p>Relatório de vistoria: 17/12/2018</p><p>Substituição do medidor de energia e início da operação: 17/12/2018</p>