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Universidade Federal de Uberlândia Faculdade de Engenharia Elétrica ANA CAROLINA MEDEIROS LABECA UMA VISÃO GERAL SOBRE A CAPACIDADE DE HOSPEDAGEM DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA EM REDES DE DISTRIBUIÇÃO Uberlândia 2016 ANA CAROLINA MEDEIROS LABECA UMA VISÃO GERAL SOBRE A CAPACIDADE DE HOSPEDAGEM DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA EM REDES DE DISTRIBUIÇÃO Trabalho apresentado como requisito parcial de avaliação na disciplina Trabalho de Conclusão de Curso 2 (Trabalho de Conclusão de Curso) do Curso de Engenharia Elétrica da Universidade Federal de Uberlândia. Orientador: Ivan Nunes dos Santos ______________________________________________ Assinatura do Orientador Uberlândia 2016 Dedico este trabalho aos meus pais, pelo estímulo, carinho e compreensão. AGRADECIMENTOS Ao Prof.Ivan pelo incentivo, motivação e imensa compreensão durante o período de orientação deste trabalho. Ao professor Santiago Grijalva, que durante meu tempo na Georgia Institute of Technology me introduziu a esse tema tão relevante e atual, além de sempre oferecer conselhos e me motivar a fazer meu trabalho de conclusão de curso nesta área. Aos amigos da engenharia elétrica, conquistados ao longo desse árduo período da graduação, agradeço pelos momentos de relaxamento a ajuda e as broncas dadas no momento certo. Aos professores da FEELT muito importantes na minha formação académica, profissional e como cidadã. Finalmente à minha família, pela paciência e compreensão durante todo esse período, seu apoio incondicional foi muito importante para a realização desse trabalho. RESUMO Este trabalho tem como principal objetivo apresentar uma visão geral sobre o que é capacidade de hospedagem, quais principais benefícios e problemas de se introduzir tecnologias de geração distribuída no sistema de distribuição vigente, falar sobre algumas formas de mitigação desses problemas e apresentar uma ferramenta de simulação (OpenDSS) adequada e poderosa para lidar com estudos de inserção. Visando ser uma referência introdutória em português ao assunto, para todos que desejam entender um pouco mais sobre a geração distribuída, seus benefícios e suas limitações no cenário atual. ABSTRACT This paper has as its main goal to present an overview of what it is hosting capacity, what are the main benefits and problems of introducing distributed generation technologies in the distributed system in force, present some forms of mitigations for these problems and introduce a powerful and suitable software (OpenDSS) to handle assessment studies. Aiming to be a good introductory reference for the subject in Portuguese, for anyone who wishes to understand a bit more about distributed generation, its benefits and limitation in the current scenario LISTA DE ILUSTRAÇÕES Figura 1 - Representação gráfica do conceito de Capacidade de Hospedagem....... 17 Figura 2 - Exemplo de ilhamento ............................................................................... 19 Figura 3 - Perfil de tensão em um sistema elétrico ................................................... 23 Figura 4 - Efeito de alta concentração de PV em reguladores LDC .......................... 24 Figura 5 - Como o OpenDSS modela os elementos do circuito ................................ 27 Figura 6 - Estrutura do OpenDSS ............................................................................. 27 Figura 7 - Representação de um elemento de entrega de potência no OpenDSS.... 28 Figura 8 - Representação de um elemento de conversão de potência no OpenDSS29 Figura 9 - Representação de uma barra no OpenDSS ............................................. 29 Figura 10 - Representação de um terminal no OpenDSS ......................................... 30 Figura 11 – Estrutura da simulação no OpenDSS ..................................................... 32 Figura 12 - Circuito IEE13 barras. ............................................................................. 33 Figura 13 - Sistema fotovoltaico no OpenDSS .......................................................... 35 Figura 14 - Fluxograma da metodologia de simulação .............................................. 36 Figura 15 - Circuito IEE13 barras, com sistema fotovoltaico. .................................... 39 Figura 16 - Perfil de tensão do sistema, em cada uma das situações simuladas ..... 40 Figura 17 - Gráfico Perdas v.s. Potência do sistema FV ........................................... 42 LISTA DE TABELAS Tabela 1 - Transformador da subestação ................................................................. 33 Tabela 2 - Carregamento do Sistema ....................................................................... 34 Tabela 3 - Transformador do circuito de BT .............................................................. 34 Tabela 4 - Dados dos Capacitores do circuito ........................................................... 34 Tabela 5 - Parâmetros do Painel fotovoltaico no OpenDSS ...................................... 36 Tabela 6 - Dados do sistema fotovoltaico ................................................................. 36 Tabela 7 - Pontos de conexão em Tensão Nominal superior a 1 kV e inferior a 69 kV .............................................................................................................................. 37 Tabela 8 - Tensão LN nas barras do circuito, a cada iteração .................................. 40 Tabela 9 - Perdas totais do circuito a cada iteração .................................................. 42 Tabela 10 - Elementos em sobrecarga, nos níveis de injeção de potência pelo FV entre 0 - 2500KVA ..................................................................................................... 44 Tabela 11 - Elementos em sobrecarga, nos níveis de injeção de potência pelo FV entre 3000 - 5000KVA ............................................................................................... 44 LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS UFU – Universidade Federal de Uberlândia FEELT – Faculdade de Engenharia Elétrica ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas e-mail – eletronic mail CH – Capacidade de Hospedagem OpenDSS - Open Distribution System Simulation EPRI - Electric Power research institute GD – Geração Distribuída AT – Alta tensão MT – Media Tensão BT – Baixa Tensão RT – Regulador de Tensão IEEE – Institute of Electrical and Electronic Engineers PRODIST – Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica FV – Fotovoltaico PCC – Ponto de Comutação Comum OLTC – On load TAP change LTC – Load TAP Change LDC – Line Drop Compensation (Compensador de queda na linha) PWM – Modulação por lagura de pulso TC – Transformador de corrente Pmpp – Ponto de máxima potência p.u – por unidadeSUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO ................................................................................................................................... 13 1.1 ANTECEDENTES ................................................................................................................................ 13 1.2 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA ..................................................................................................................... 14 1.3 CAPACIDADE DE HOSPEDAGEM ......................................................................................................... 14 1.4 SIMULAÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS ............................................................................................... 15 1.5 OBJETIVOS ....................................................................................................................................... 15 1.6 ESTRUTURA DO TRABALHO ............................................................................................................... 16 2 CAPACIDADE DE HOSPEDAGEM ................................................................................................... 17 2.1 BENEFÍCIOS DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA ............................................................................................. 17 2.2 POSSÍVEIS IMPACTOS NEGATIVOS ...................................................................................................... 18 2.2.1 Limites térmicos (Sobrecarga) ........................................................................................... 18 2.2.2 Ilhamento .............................................................................................................................. 19 2.2.3 Fluxo Reverso ...................................................................................................................... 20 2.2.4 Qualidade da energia .......................................................................................................... 21 2.2.5 Regulação da Tensão .......................................................................................................... 22 3 SIMULAÇÃO DO SISTEMA ELÉTRICO USANDO OPENDSS ....................................................... 25 3.1 HISTÓRIA DO OPENDSS .................................................................................................................... 25 3.2 ESTRUTURA DO SOFTWARE ............................................................................................................... 25 3.2.1 Elementos de Transporte de energia ................................................................................ 27 3.2.2 Elementos de conversão de energia ................................................................................. 27 3.2.3 Barras ................................................................................................................................... 28 3.2.4 Terminal ............................................................................................................................... 29 3.3 MODOS DE SIMULAÇÃO ..................................................................................................................... 29 4 ESTUDO DE CASO ........................................................................................................................... 30 4.1 INTRODUÇÃO .................................................................................................................................... 30 4.2 SISTEMA EMPREGADO....................................................................................................................... 30 4.3 DADOS DO CIRCUITO ......................................................................................................................... 31 4.4 SISTEMA FOTOVOLTAICO ................................................................................................................... 32 4.4.1 Modelo no OpenDSS ........................................................................................................... 32 4.4.2 Dados do Sistema fotovoltaico ......................................................................................... 34 4.5 MODO SNAPSHOT DO OPENDSS ....................................................................................................... 34 4.6 METODOLOGIA DE SIMULAÇÃO .......................................................................................................... 34 4.6.1 Regulação da tensão ........................................................................................................... 35 4.6.2 Sobrecarga .......................................................................................................................... 35 4.6.3 Perdas totais do Sistema ................................................................................................... 36 4.6.4 Fluxo Reverso ..................................................................................................................... 36 5 RESULTADOS E DISCUSSÕES ....................................................................................................... 37 5.1 INTRODUÇÃO ..................................................................................................................................... 37 5.2 REGULAÇÃO DA TENSÃO .................................................................................................................... 37 5.3 PERDAS DO CIRCUITO E FLUXO REVERSO ............................................................................................ 39 5.4 SOBRECARGA ................................................................................................................................... 41 5.5 CAPACIDADE DE HOSPEDAGEM .......................................................................................................... 43 6 CONCLUSÕES .................................................................................................................................. 44 7 REFERÊNCIAS ................................................................................................................................. 46 ANEXO I ................................................................................................................................................ 48 13 1 INTRODUÇÃO 1.1 Antecedentes O sistema elétrico se tornou um dos aspectos mais importantes da sociedade moderna sendo inclusive um indicador de desenvolvimento dos países, pois quanto mais desenvolvido um país é, maiores são suas necessidades e demanda por energia. E essa crescente demanda por energia foi responsável pelas constantes evoluções na configuração das redes de energia e no tipo de geração da mesma. Atualmente a configuração de um sistema elétrico mais comum consiste na geração, geralmente de grande escala e afastada dos centros de consumo, transmissão responsável por transportar a energia produzida na geração, em níveis de tensão mais alto, até locais mais próximos de onde será consumida, e a distribuição que então reduz o nível de tensão e distribui a energia que será finalmente consumida nas indústrias, comércios e residências da região. Porém esse modelo de sistema elétrico já não está conseguindo suprir toda a demanda de energia, que só vem crescendo ao longo dos anos. Com isso houve muito incentivo na busca por novas fontes de energia, mais eficientes e que também afetassem menos o meio ambiente, e de tecnologias que ajudassem na melhoria e eficiência do sistema elétrico existente e de seu serviço. Assim as fontes de energia renováveis ganharam popularidade e destaque mundial, com vários países investindo cada vez mais na utilização dessas tecnologias, tendo a energia obtida através de painéis fotovoltaicose da geração eólica como grandes protagonistas dessa tendência. O uso dessas tecnologias impulsionou também uma mudança na configuração sistema elétrico, trazendo novamente a geração para mais próximo dos consumidores, como acontecia nos primórdios do sistema elétrico, o que trouxe a popularização da chamada geração distribuída (GD). Onde pequenas fontes de geração de energia são instaladas próximas ou até mesmo nos próprios consumidores, que podem, portanto, além de gerar energia para o próprio consumo, vender o excedente para a distribuidora. Esse tipo de sistema possuiu várias vantagens tanto para o consumidor final que economiza na conta de energia, quanto para a distribuidora que pode utilizar a energia gerada por esse pequeno consumidor para tornar o seu sistema mais confiável e garantir a continuidade do seu serviço. Porém também significa vários desafios que devem ser superados, pois o sistema elétrico atual está preparado para transportar energia em apenas uma direção e a inserção de geração distribuída pode causar fluxo reverso de potência o que seria muito prejudicial ao 14 sistema elétrico como um todo, podendo inclusive afetar a continuidade do serviço e significar grandes prejuízos para as fornecedoras de energia elétrica. Por isso é muito importante o chamado estudo de inserção, que prevê os possíveis efeitos que uma unidade de geração distribuída pode causar no sistema e a sua viabilidade. Porém esses estudos podem acabar sendo demorados e onerosos, pois a maneira como a inserção de uma GD pode afetar o sistema varia bastante, dependendo por exemplo, da tecnologia da GD, configuração do sistema, características de equipamentos instalados em ambos os lados, e vários outros fatores. Com isso busca por uma forma mais simples e rápida de determinar a capacidade de hospedagem de GD em uma barra, tem ganhado cada vez mais importância e relevância, por todo o mundo, pesquisas estão sendo conduzidas tanto por centros universitários quanto pelas próprias distribuidoras de energia, mostrando a relevância desse assunto para a evolução do sistema elétrico e por consequência da própria sociedade. 1.2 Geração distribuída Como mencionado anteriormente geração distribuída é o termo usado para designar a geração elétrica que é realizada junto ou próxima aos consumidores, essa designação independe de tecnologia, fonte de energia ou potência (Lopes & Fernandes, n.d.). A principal vantagem da geração distribuída sobre a geração central, é a economia de recursos econômicos e a redução das perdas do sistema, pois não é necessário a construção de longas linhas de transmissão para transportar energia elétrica de onde ela é gerada até onde está sendo consumida, consequentemente melhorando a estabilidade do serviço de energia elétrica como um todo. 1.3 Capacidade de Hospedagem O conceito de capacidade de hospedagem (CH) de acordo com as referências (Barker & Mello, 2000; Santos, Ćuk, Almeida, Bollen, & Ribeiro, 2015) é que ela representa a quantidade de geração distribuída que pode ser conectada ao sistema de energia elétrica em um determinado ponto, sem ultrapassar limites aceitáveis de performance da rede. Entre algum dos principais fatores que podem limitar a inserção de recursos de geração distribuída (GD) nas redes de distribuição de energia elétrica, estão limites térmicos dos componentes da rede (sobrecarga), regulação da tensão, nível de curto-circuito e considerações sobre problemas de qualidade de energia. Outros tipos de fatores limitantes a serem considerados também incluem a possibilidade de ocorrer fluxo de potência reverso e ilhamento. 15 Muitos desses fatores limitantes são regulamentados por agências que publicam normas que garantem a qualidade do serviço. No Brasil temos a ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) que regulamenta e fiscaliza o sistema elétrico e a qualidade da energia. Portanto, as concessionarias devem garantir que a energia entregue esteja dentro dos limites de performance estabelecidos por essas normas. 1.4 Simulação de Sistemas Elétricos Um dos aspectos mais importantes do planejamento, otimização e automação de sistemas elétricos está na capacidade de prever e analisar possíveis cenários da rede. Para isso se faz muito importante a utilização de softwares capazes de modelar os elementos do circuito, fazer cálculos complexos e que tenha a capacidade de simular essas possibilidades. Sendo essencial para o planejamento de expansões, operações e controle do sistema e que atualmente é cada vez mais importante na estimação da capacidade de hospedar geração distribuída. Concessionarias investem muito dinheiro e estudo na escolha da melhor ferramenta que seja capaz de atender todas as suas necessidades da melhor maneira. Existem muitos softwares disponíveis no mercado, que vão desde programas mais caros usados pelas companhias de energia até excelentes softwares de licença livre utilizados em vários centros de pesquisas da área. Para este trabalho será utilizado o OpenDSS, principalmente pela sua capacidade de simular redes que possuam unidades de geração distribuída, realizar cálculo do fluxo de potência e diversas outras funcionalidades que podem ser aproveitadas em trabalhos mais complexos. Assim como mencionado na referencia (De Freitas, 2015) também é o software adotado pela ANEEL segundo norma Nota Técnica no 057/2014-SRD/ANEEL, para calcular o fluxo de potência das distribuidoras. 1.5 Objetivos O objetivo desse trabalho e explicar e exemplificar de forma simples as vantagens e principalmente os possíveis problemas que a conexão de GD podem causar na rede elétrica, discutindo como esses problemas afetam a capacidade de hospedagem dessas tecnologias e finalmente citando algumas formas de mitigação e aumento da CH. Por fim o software de simulação de redes de distribuição OpenDSS será utilizado para demonstrar algumas das limitações da rede em hospedar geração distribuída, usando um circuito pequeno com poucas barras, para exemplificação. 16 1.6 Estrutura do Trabalho O trabalho de conclusão de curso estará dividido em x seções, organizadas da seguinte forma: Na seção 2 será apresentada as principais vantagens e problemas relacionados com a inserção de geração distribuída nos sistemas elétricos de distribuição existentes, porém o foco da seção será mesmo nos problemas, apresentando-os com mais detalhes e descrevendo algumas formas de mitigação para o mesmo. Na seção 3 um poderoso software de simulação de sistemas de distribuição, o OpenDSS, é apresentado, com suas principais características e estrutura. Objetos do tipo de conversão e transporte de energia são mostrados com mais detalhes, pois serão posteriormente utilizados na simulação nas seções 4 e 5. A seção 4 tem como principal objetivo detalhar o circuito que será utilizado, descrever um sistema fotovoltaico e como representa-lo no OpenDSS e, por fim, detalhar quais critérios serão utilizados na análise do circuito elétrico IEE13 barras. Finalmente a seção 5 irá mostrar os resultados obtidos a partir da simulação do circuito descrito na seção 4 em tabelas e gráficos, que ajudaram a ilustrar o que foi discutido sobre geração distribuída e capacidade de hospedagem na seção 2. 17 2 Capacidade De Hospedagem Na seção 1.3 deste trabalho, vimos a definição de capacidade de hospedagem, e quais os principais fatores que podem limitar a inserção de GD no sistema elétrico. Abaixo vemos uma figura que ilustra esse conceito. Figura 1 - Representação gráfica do conceito de Capacidade de Hospedagem Nela temos o comportamento deum indicador específico qualquer, sendo que a faixa verde representa o nível já existente desse indicador no sistema em estudo, assim se um ponto da curva entre o eixo da quantidade de geração e o eixo do indicador de performance, estiver abaixo dessa linha isso ira representar uma melhora de performance se comparado ao nível já existente, porém se essa curva estiver em qualquer ponto acima da linha verde representara uma deterioração desse sistema em relação a esse indicador, a linha vermelha representa o limite dessa deterioração. Reforçando então o conceito de que a capacidade de hospedagem é o limite da quantidade de geração distribuída que um sistema pode ter sem perder performance (deterioração inaceitável). 2.1 Benefícios da Geração Distribuída Antes de citar e explicar os fatores que limitam a conexão de GD, é importante frisar que também trazem vários benefícios para a rede elétrica, assim como a referência (Barker & Mello, 2000) cita se a GD a ser inserida na rede for confiável, bem dimensionada e instalada no local apropriado, elas podem ajudar na redução de perdas, oferecer suporte para manter a tensão em níveis 18 adequados e melhorar a qualidade da energia, além de melhorar a confiabilidade do sistema elétrico e adiar investimentos na infraestrutura do mesmo. 2.2 Possíveis Impactos negativos As próximas seções visão explicar de maneira simples e concisa os principais problemas que a inserção de geração distribuída pode causar nas redes de distribuição de energia, existem vários outros fatores, como o aumento do nível de curto-circuito do sistema, que podem limitar a quantidade de geração distribuída que pode ser conectada à um sistema, porém abaixo iremos citar os principais e mais comuns desses fatores. 2.2.1 Limites térmicos (Sobrecarga) Todo elemento de um sistema elétrico seja ele de distribuição, transmissão, geração ou até mesmo um equipamento elétrico residencial possui um limite térmico que costuma ser caracterizado pelo máximo de corrente que ele pode aguentar sem sofrer deformações, má funcionamento ou redução em sua vida útil, daí o motivo desse fenômeno também ser conhecido como sobrecarga. A introdução de um gerador distribuído na rede afeta o fluxo de correntes do sistema a qual foi conectado, podendo ser responsável por violar o nível de corrente nominal de alguns elementos conectados ao sistema, principalmente em condições de máxima geração e carga mínima. Podendo ser responsável pela atuação indevida de reles de sobre corrente e em casos mais extremos, caso a proteção não atue corretamente levar a queima de algum equipamento mais sensível. Assim como mostrado na referência (Barker & Mello, 2000) distribuidoras geralmente fazem estudos antes de autorizar a interconexão de um GD, avaliando se essa conexão poderá causar a violação do limite térmico de algum elemento da rede. Verificações tais como conferir o valor da corrente nominal de transformadores abaixadores de alta para média tensão e de média para baixa tensão e os limites térmicos do barramento, são práticas comuns. A referência (Working Group, 2014) também cita que Várias concessionarias definem a capacidade de hospedagem como uma porcentagem da capacidade do transformador de AT/MT geralmente 50% ou 65%, outras utilizam o transformador de MT/BT que pode variar de 50% a 100% de sua capacidade ou até mesmo o limite térmico dos barramentos de media tensão. 19 2.2.2 Ilhamento O ilhamento ocorre quando um gerador continua a suprir energia a parte da rede de distribuição que foi desconectada do sistema principal (como mostra a figura 2), e, portanto, deveria estar desenergizada (Barker & Mello, 2000; CIRED, Working Group, 2014; Melo Jr, 2011). E embora possam existir casos em que o ilhamento seja desejado, por exemplo, para melhorar a confiabilidade do circuito e garantir a continuidade da entrega de energia no caso de alguma falha no sistema principal, podendo a GD alimentar o circuito de uma região até que a falha seja resolvida. Isso requer que o gerador seja confiável e gere energia suficiente para suprir a demanda daquela região além de estar cuidadosamente coordenado com a operação da proteção do sistema ao qual está conectado. Portanto, na maioria dos casos o ilhamento, não é algo desejado, pois pode levar a problemas de segurança e até problemas na qualidade da energia que iram afetar a rede e as cargas (Barker & Mello, 2000). Figura 2 - Exemplo de ilhamento Os principais problemas do ilhamento, de acordo com as referências (Barker & Mello, 2000; CIRED Working Group, 2014; Melo Jr, 2011) são citados abaixo: Parte da rede permanece energizada sem conhecimento da concessionaria, o que oferece riscos a segurança do pessoal técnico da mesma. A qualidade da energia fornecida fornecida na região ilhada também está ameaçada, uma vez que a concessionaria não tem controle sobre tensão e frequência dos GD. Dispositivos de proteção contra curto-circuto que estejam na ilha podem perder completamente a coordenação entre si, uma vez que a corrente de curto tende a ser reduzida drasticamente na região. 20 Da mesma forma o subsistema ilhado pode apresentar aterramento inadequado, dificultando a detecção de curtos fase-terra. Os GD podem sofrer graves danos, caso haja um religador automático na rede elétrica, uma vez que o gerador está fora de sincronismo com o sistema. Outro problema seria o surgimento de altas correntes que podem danificar outros equipamentos elétricos ligados na região ilhada. Sobre tensão pode surgir, quando o gerador estiver conectado a uma linha com capacitância suficiente para suprir excesso de potência reativa, devido ao carregamento e descarregamento da capacitância do sistema ilhado pela reatância magnetizante de geradores de indução. Ilhas podem também interferir na restauração do suprimento de energia aos consumidores. Atualmente, reles de tensão e frequência são os dispositivos mais comumente utilizados na detecção de ilhamento. Na maior parte dos casos quando um gerador tenta suprir uma área ilhada, ele não conseguirá satisfazer imediatamente a mudança repentina das cargas conectadas na região, sem haver uma mudança significante de frequência e tensão, e então os reles já presentes no sistema atuarão retirando o gerador, essa forma de proteção anti-ilhamento e considerada do tipo passivo. No caso se o desbalanceamento entre a potência ativa e reativa for muito pequeno, as tensões e a frequência não iram variar significamente, portanto os reles da proteção não atuarão. Outra forma de detectar ilhamento é de forma ativa através de métodos de detecção, onde a operação é controlada usando feedback positivo de tensão ou corrente (CIRED, Working Group, 2014). 2.2.3 Fluxo Reverso Grande parte dos sistemas elétricos, foram construídos a partir do princípio de que a potência sempre iria fluir do circuito com maior tensão, ao circuito de menor tensão. Porém com a introdução crescente de geradores distribuídos, essa condição pode mudar, quando sua geração for maior que a demanda da rede local, os transformadores locais iram experimentar um fluxo de potência reversa em direção ao circuito de maior tensão ( SWECO, The European Commission, 2015). As principais preocupações da ocorrência de fluxo de potencia reversa para o sistema elétrico, são listadas abaixo: ( CIRED, Working Group, 2014; Seguin, Woyak, Costyk, Hambrick, & Mather, 2016; SWECO, The European Commission, 2015): 21 Caso haja fluxo de potência contrário no transformador da subestação, o relé de fluxo reverso irá atuar, desconectando o circuito. O que acaba diminuindo a confiabilidade dosistema e pode até resultar em multas para a concessionaria, caso as interrupções sejam superiores as estabelecidas por normas locais. O numero constante de mudança na quantidade de potência injetada pela geração distribuída, irá atingir a operação dos TAP’s dos transformadores locais, fazendo com que ele mude mais constantemente do que o inicialmente planejado, especialmente se forem controlados por reguladores de tensão, o que pode exigir que sejam feitas manutenções mais regulares, aumentando, portanto, o custo de operação. Da mesma maneira que o do transformador da subestação, a proteção do próprio sistema local pode acabar atuando excessivamente, causando interrupções regulares. Fundamentalmente o fenômeno do fluxo reverso muda a topologia e a administração de um sistema de distribuição, já que eles devem ser projetados para além de operar em condições de carga máxima, operar também para o caso de pico na geração. O que acaba sendo muito oneroso para as concessionárias, pois investimentos devem ser feitos para adaptar a rede e o controle da operação. Com isso evitar fluxo de potência reverso é um dos principais fatores que limitam a quantidade de injeção de geração distribuída no sistema. 2.2.4 Qualidade da energia Nos circuitos com alta integração de GD, problemas de qualidade de energia tais como flicker, flutuações de tensão e harmônicas podem surgir. Sistemas fotovoltaicos, por exemplo, podem causar flutuações de tensão e potência devido a variação da radiação solar, o que poderá fazer com que haja uma operação excessiva do regular de tensão da subestação. Para reduzir esse problema, tem sido proposto que os próprios equipamentos da geração FV ajudem na regulação da tensão no PCC (Ponto de comutação comum), porém esses reguladores podem não ser capazes de compensar a queda de tensão no alimentador do próprio painel, o que irá resultar numa redução da tensão nas cargas desse alimentador. Outro problema que pode surgir é no caso de o número de sistemas FV na rede aumentar significativamente, sem haver mudanças na potência reativa disponível, fazendo com que o fator de potência do alimentador diminua nos locais próximos a subestação (CIRED, Working Group, 2014). No caso dos geradores eólicos, a variação de potência ativa e reativa gerada pela turbina eólica pode impactar a tensão do sistema e fazer com que aconteça flicker, que se refere à percepção, 22 pelo olho humano, das cintilações luminosas provocadas pela flutuação de tensão na alimentação (Pomilio, n.d.).Técnicas de mitigação desse fenômeno incluem, reduzir a tensão de partida nos geradores a indução e ajuste de velocidade, geradores síncronos podem necessitar de uma melhor sincronização e casamento de impedâncias, inversores podem ser controlados para limitar correntes de inrush e mudanças nos níveis da saída (Barker & Mello, 2000).Outra preocupação está no fato de que a potência ativa gerada pela turbina eólica, pode diminuir a relação entre potência ativa e reativa fluindo da rede para a carga no alimentador, afetando dessa maneira o fator de potência deste sistema. Por fim o uso de equipamentos com eletrônica de potência, como é o caso dos inversores utilizados nos sistemas fotovoltaicos e na geração eólica, mesmo que geralmente possuam um filtro harmônico e tecnologias avançadas de PWM, podem no caso de uma rede com alta agregação dessas tecnologias, causar distorções na forma de onda da tensão e exceder os limites de distorção estabelecidos em norma, gerando penalidades para a concessionaria. Vale ressaltar que a avaliação do impacto das harmônicas são um assunto bastante complexo e geralmente não fazem parte dos procedimentos padrões de análise de impactos de GD no sistema elétrico, pelas concessionárias de energia elétrica (CIRED, Working Group, 2014). 2.2.5 Regulação da Tensão A regulação da tensão em um sistema elétrico geralmente é atingida através de mudança nos TAP’s dos transformadores na subestação, reguladores de tensão (RT) suplementares nas linhas e barras e através de capacitores variáveis, conectados aos barramentos (Barker & Mello, 2000; CIRED, Working Group, 2014). Esse controle geralmente é feito para manter os níveis de tensão em todo o sistema em valores aceitáveis, que são determinados em normas regulamentarias características de cada região, no Brasil tem-se o modulo 8 do PRODIST (ANEEL, PRODIST Módulo 8, 2010), referente a qualidade do serviço e do produto, regulamentado pela ANEEL. Tradicionalmente a regulação de tensão é baseada no fluxo de potência radial, que vai da subestação às cargas, a geração distribuída insere no sistema um fluxo de potência “em malha”, o que pode acabar interferindo na eficácia das normas de regulação de tensão (Barker & Mello, 2000). E embora GD podem afetar de maneira positiva o sistema, compensando quedas de tensão em alguns pontos, quando há uma alta inserção dessas tecnologias, elas complicam o controle da tensão o que pode resultar em situações de sobre tensão. A integração de geração distribuída em sistemas de média e baixa tensão mudam o perfil de tensão da mesma. No PCC a injeção de potência, faz com que aja um aumento na tensão da 23 região. Se a demanda não conseguir consumir toda a potência gerada, pode haver violações nos níveis de tensão, esse problema pode ser pior caso a GD injete potência reativa na rede sem usar uma função de controle de tensão ( SWECO, The European Commission, 2015). A localização relativa da geração distribuída no sistema elétrico, influência no quanto a tensão poderá ser afetada. Quanto mais próximo à subestação, menor o impacto que ela terá sob o perfil de tensão da região. Em partes mais remotas da rede, onde a capacidade de transferência de potência é considerada mais fraca, o impacto da GD é mais crítico ( Seguin, Woyak, Costyk, Hambrick, & Mather, 2016). Um exemplo de impacto de PV no perfil de tensão de um sistema é mostrado na figura abaixo. Figura 3 - Perfil de tensão em um sistema elétrico A figura 3 mostra o perfil de tensão, de um sistema elétrico qualquer, em três situações diferentes, na primeira temos na cor azul o perfil de tensão sem utilizar compensação por capacitores e sem sistemas FV no circuito, como pudemos perceber o nível de tensão é bem baixo nos pontos mais afastados da subestação. Na segunda situação, em cor preta, temos o mesmo sistema agora já utilizando compensação com capacitores para obter um perfil de tensão melhor, onde até os pontos mais afastados da subestação não apresentam tensões tão mais baixas. Por fim, o gráfico em vermelho é quanto temos este sistema, já se utilizando de 24 compensação por capacitores, e adicionamos a ele uma alta penetração de FV, como pode ser visto pela figura isso causou um aumento geral do nível de tensão em todo o sistema, sugerindo inclusive que pode ter ocorrido violações em alguns pontos. Outro aspecto a ser considerado é o caso de equipamentos de regulação de tensão que usam compensação de queda de linha (LDC) para controlar o nível de tensão no alimentador, eles podem ser particularmente afetados pela alta concentração de GD, que reduz a carga observada pelo controle do compensador, confundindo o regulador e fazendo com que ele estabeleça uma tensão menor do que a necessária, afetando principalmente as regiões mais afastadas do alimentador.(Barker & Mello, 2000; Seguin, Woyak, Costyk, Hambrick, & Mather, 2016.) A figura abaixo mostra representação gráfica desse problema, quando o sistema fotovoltaico é instalado próximo ao regulador de tensão, uma parte da carga é mascarada, o que resulta no gráfico que mostra que há baixa tensão nos locais mais longes da subestação.Figura 4 - Efeito de alta concentração de PV em reguladores LDC Esse problema pode ser resolvido fazendo a instalação, quando possível, do gerador distribuído de maneira que fique mais afastado do LDC, ou até mesmo colocar um controle de regulação de tensão adicional para compensar o efeito do GD (Barker & Mello, 2000), outra solução seria a instalação de transformadores de corrente (TC) de cancelamento para os OLTCs. Por fim a instalação de banco de capacitores com controle variável ou de reatores na rede, podem ser aplicadas para prevenir sobre tensões (CIRED, Working Group, 2014). 25 3 Simulação do Sistema elétrico usando OpenDSS O OpenDSS é uma poderosa ferramenta open source de simulação de sistemas elétricos, atualmente desenvolvida e distribuída pelo Electric Power Research Institute (EPRI), inicialmente voltado para o nível de distribuição. Suporta quase todos os domínios de frequência (senoidais, em regime permanente) e possui algumas funcionalidades especiais para criação de modelos do sistema de distribuição e para performance de diversos tipos de análises relacionados com o planejamento e qualidade de energia, além disso também suporta grande parte dos novos tipos de análise de sistemas projetados para suprir necessidades futuras, como, por exemplo, estudos sobre Smart Grids, modernização de redes, pesquisas em energias renováveis, entre outras (Dugan, 2016). 3.1 História do OpenDSS O OpenDSS vem sendo usado desde 1997 em suporte a várias pesquisas e projetos de consultoria que requeriam uma análise de sistemas de distribuição de energia. A ferramenta vem sendo usada principalmente para análise de agregação de sistemas interconectados de energia renováveis, a chamada geração distribuída, outros usos vão deste estudo da eficiência energética na entrega de potência até o estudo do fluxo de corrente harmônica na rede. O OpenDSS foi projetado para ser indefinidamente expandido, para que seja facilmente modificado e supra qualquer necessidade futura. (Dugan, 2016) Assim podemos ver como o OpenDSS é uma ferramenta poderosa na análise de sistemas de distribuição de energia elétrica, especialmente para estudos de agregação de energia distribuída e os efeitos na qualidade da energia, em especial por ter um modo de análise de harmônicas. E foi o software escolhido para fazer as simulações e estudos presentes nesse trabalho. 3.2 Estrutura do Software O DSS representa cada elemento dos circuitos em uma matriz nodal de admitância (Y), cada matriz Y é então adicionada a um sistema maior de matriz Y e o sistema de equações que representa o sistema de distribuição é resolvido usando matriz esparsa. Características não lineares de alguns elementos são modelados na forma de injeção de fontes de corrente, o que é conhecido por alguns como correntes de compensação. A maior vantagem dessa metodologia é que ela permite modelos de cargas bastante flexíveis, o que é indispensável para alguns tipos de analises como é o caso de estudos de eficiência energética. 26 Figura 5 - Como o OpenDSS modela os elementos do circuito A arquitetura do software na figura 6. A DSS executive é a ferramenta principal de simulação que controla a simulação do sistema de distribuição. Já os outros diversos componentes de uma rede de distribuição são divididos em uma dessas cinco classes de objeto abaixo: Elementos de Transporte de Energia Elementos de conversão de Energia Controles Medidores Geral Figura 6 - Estrutura do OpenDSS 27 3.2.1 Elementos de Transporte de energia Elementos de Transporte de energia possuem terminais com várias fases e são elementos responsáveis por transportar energia de um ponto a outro do sistema, linhas e transformadores são os elementos de transporte mais comuns num sistema elétrico. Esse tipo de elemento costuma ser completamente definido em regime permanente por suas impedâncias, com isso eles podem ser satisfatoriamente representados pela matriz primitiva de suas admitâncias Y. Figura 7 - Representação de um elemento de entrega de potência no OpenDSS 3.2.2 Elementos de conversão de energia Elementos de conversão de energia geralmente fazem apenas uma conexão com o sistema de potência, por isso possuem apenas um terminal com várias fases, são responsáveis por converter energia elétrica em outro tipo de energia e vice-versa, também podem temporariamente armazenar energia em alguma forma por um curto período de tempo como é o caso dos reatores. Podem ser descritos por uma simples impedância ou por um complicado número de equações diferenciais, que resulta em uma equação da forma: Equação 1.0 A função F irá variar de acordo com o tipo de simulação que está sendo realizada. 28 Figura 8 - Representação de um elemento de conversão de potência no OpenDSS 3.2.3 Barras No OpenDSS a barra é o elemento do circuito que possui um ou mais nós (Como mostrado na figura 9). A barra é responsável por ser o ponto de conexão de todos os outros elementos do circuito. A tensão é a característica principal de uma barra. Cada nó terá uma tensão em relação a referência tensão zero (terra remoto), que não necessariamente será o terra do circuito. No OpenDSS as barras são definidas como consequência da criação de novos elementos. Figura 9 - Representação de uma barra no OpenDSS 29 3.2.4 Terminal Qualquer elemento elétrico num sistema de energia possui um ou mais terminais. Cada terminal possui um ou mais condutores. Sendo que cada terminal deve ser conectado a apenas uma barra. Figura 10 - Representação de um terminal no OpenDSS 3.3 Modos de simulação O OpenDSS oferece uma varia gama de modos de simulação Snap: Resolve apenas um fluxo de potência, do sistema nas condições atuais. Daily: Faz uma serie de resoluções baseado nas curvas diárias das cargas. Direct: Resolve o circuito usando modelo de admitância para todas as cargas. DutyCycle: Segue curvas duty cycle com um incremento temporal pré-definido. Dynamics: Modo de solução muda para solução dinâmica, porém um fluxo de potência tem que ter convergido antes. FaultStudy: Faz estudo de curto, determinando os equivalentes de Thenvenin para cada barra do circuito ativo. Harmonics: Faz estudo de fluxo harmônico do sistema. Um fluxo de potência deve ser realizado antes, para poder inicializar as fontes de harmônicas, como motores e geradores. Yearly: Faz uma serie de resoluções baseado em curvas anuais. 30 4 ESTUDO DE CASO 4.1 Introdução O objetivo desse capitulo como citado anteriormente é mostrar usando modelos simplificados de sistemas elétricos e de geração distribuída, nesse caso um painel fotovoltaico, como seria um estudo de inserção e como chegar na capacidade de hospedagem de um alimentador baseado em sua regulação de tensão, sobrecarga e efeitos na perda do sistema. A figura abaixo representa a metodologia utilizada para obter os resultados, primeiro entramos com os dados do circuito elétrico e do sistema fotovoltaico no OpenDSS, que então irá realizar o cálculo do fluxo de potência, no modo Spnashot, depois poderemos então obter os valores das tensões em cada elemento e saber se algum elemento de transporte de energia está sobrecarregado. Este processo é repetido 11 vezes, sendo a primeira com o circuito sem FV, depois aumentado a potência do sistema FV até atingir 5MVA. Finalmente esses resultados são exportados para o Excel que será utilizado para fornecer os resultados gráficos a partir dos dados fornecidos pelo OpenDSS. Figura 11 – Estrutura da simulação no OpenDSS 4.2 Sistema Empregado Ocircuito que será utilizado nos estudos deste capítulo é o IEEE13Bus, um circuito de treze barras, que vem implementado junto ao OpenDSS. Ele foi escolhido por ser um circuito relativamente pequeno, portanto de fácil visualização dos efeitos da inserção de sistemas fotovoltaicos no mesmo, porém ainda bastante diversificado sendo que o circuito tem um carregamento relativamente pesado, um regulador de tensão na subestação, uma mistura de linhas áreas e subterrâneas e cargas trifásicas e monofásicas (cargas desbalanceadas), também possui capacitores shunt e transformadores de potência. Abaixo temos uma figura representando o circuito: 31 Figura 12 - Circuito IEE13 barras. 4.3 Dados do circuito Abaixo são apresentadas as características do transformador da subestação e das cargas conectadas ao circuito, o script completo do circuito se encontra no Anexo I: Nível de tensão (KV) Conexão KVA 115/4,16 Delta - Estrela 5000 Tabela 1 - Transformador da subestação Carregamento 1-ϕ 1-ϕ 2-ϕ 2-ϕ 3-ϕ 3-ϕ Nó Modelo kW kWAr kW kWAr kW kWAr 634 Y-PQ 160 110 120 90 120 90 645 Y-PQ 0 0 170 125 0 0 646 D-Z 0 0 230 132 0 0 652 Y-Z 128 86 0 0 0 0 671 D-PQ 385 220 385 220 385 220 32 675 Y-PQ 485 190 68 60 290 212 692 D-I 0 0 0 0 170 151 611 Y-I 0 0 0 0 170 80 670 Y-PQ 17 10 66 38 117 68 Total 1175 616 1039 665 1252 821 Tabela 2 - Carregamento do Sistema Nível de tensão (KV) Conexão KVA 4,16/0.48 Estrela - Estrela 500 Tabela 3 - Transformador do circuito de BT Fase A Fase B Fase C Nó kVAr kVAr kVAr 675 200 200 200 611 100 Total 200 200 300 Tabela 4 - Dados dos Capacitores do circuito O regulador de tensão da subestação, será mostrado com mais detalhes no anexo 1, juntamente ao script utilizado para defini-lo no OpenDSS. O carregamento total do circuito para essas condições é de 3967.6 KVA 4.4 Sistema fotovoltaico Para esta simulação, por ter a intenção de ser simplificada, iremos considerar um sistema fotovoltaico concentrado, injetando máxima potência e com fator de potência unitário. Ele será inserido na barra 675, que opera em média tensão e possua uma carga trifásica e um capacitor conectadas a mesma. 4.4.1 Modelo no OpenDSS Um painel fotovoltaico é representado no OpenDSS, como mostra a figura 13. A presente versão deste modelo combina o gerador fotovoltaico e o inversor, capazes de realizar simulações de tempo maior ou igual a 1 segundo. Com isso, pode-se assumir que o inversor é capaz de encontrar o ponto de máxima potência (Pmpp) do painel rapidamente, simplificando a modelagem do painel, do inversor e de seus componentes individuais. Essa abordagem é adequada para grande parte dos estudos de interconexão. (De Freitas, 2015) 33 Figura 13 - Sistema fotovoltaico no OpenDSS O sistema fotovoltaico é um elemento de conversão de energia. Basicamente, o seu modelo apresenta uma potência ativa injetada no ponto de interconexão, , que é função da irradiação, temperatura, eficiência do conversor, tensão da rede e da Potência nominal do painel no ponto de máxima potência, sendo esta última definida pela temperatura selecionada, normalmente 25⁰C, e a irradiação de 1,0KW/m2. (De Freitas, 2015) Na tabela 5 encontram-se os principais parâmetros utilizados para definição de um sistema fotovoltaico no OpenDSS Parâmetro Descrição kV Tensão de linha nominal em KV Bus1 Nome da barra que sera conectada o terminal PF Fator de potência Pmpp Pôtencia nominal no ponto de máxima potência, Pmpp (1kW/m2) kVA Potência nominal do inversor em kVA Irrad Irradiancia Temperature Temperatura nominald o painel 34 Effcurve Curva de eficiencia vs potência P – tcurve Potência vs temperatura, Pmpp(pu,T(t)) Daily Irradancia(pu)(t) Tdaily Temperatura ao longo de 1 dia Tabela 5 - Parâmetros do Painel fotovoltaico no OpenDSS 4.4.2 Dados do Sistema fotovoltaico Na tabela 6 encontram-se os dados do sistema fotovoltaico que será utilizado para simulações deste trabalho. Tensão Nominal (kV) 4,16 Potencia nominal no ponto de máxima potência (kW) 500 Potência aparente nominal do inversor (kVA) 500 Fator de potencia 1 Temperatura Nominal (⁰C) 25 Irradiação Base (kW/m2) 1 Tabela 6 - Dados do sistema fotovoltaico 4.5 Modo Snapshot do OpenDSS Assim como comentado na subseção 3.3 deste trabalho, o modo Snapshot do OpenDSS resolve apenas um fluxo de potência do sistema nas suas condições atuais. Como não iremos fazer uma simulação sob um certo período de tempo, este modo foi escolhido para os casos de estudos neste trabalho. Com isso iremos fazer 11 simulações diferentes no OpenDSS e exportar os dados de cada uma delas para uma planilha do Excel. 4.6 Metodologia de simulação A figura abaixo é um fluxograma que representa a metodologia utlizada para cada simulação do circuito IEEE 13 barras. Figura 14 - Fluxograma da metodologia de simulação 35 A cada simulação o OpenDSS nos oferece vários relatórios, para este trabalho iremos nos ater aos relatórios de tensões fase neutro em pu, nas barras, outros relatórios incluem os de elementos de transporte de energia (linhas e transformadores) que se encontram em sobrecarga e o que mostra as perdas totais do circuito. Em cada um desses casos vamos, discutir o impacto da inserção do sistema fotovoltaico nos mesmos e a capacidade de hospedagem baseada na melhora do circuito e no limite de deterioração estabelecidos por norma. 4.6.1 Regulação da tensão Para regulação de tensão, usaremos os limites de sub e sobre tensão estabelecidos no modulo 8 do PRODIST ((“Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica,” 2010)) . O circuito utilizado para simulação, encontra-se nas seguintes faixas de tensão 4,16/2,4KV no circuito de media tensão e 480/277V para a baixa tensão, porém esta ultima não se encontra na norma da ANEEL, portanto iremos considerar os mesmo limites da MT. Abaixo estão as tabelas do PRODIST modulo 8 para esses níveis de tensão. Tensão de atendimento (TA) Faixa de variação da Tensão de Leitura (TL) em relação à tensão de referência (TR) Adequada 0,93TR≤TL≤1,05TR Precaria 0,90TR≤TL≤0,93TR Critica TL<0,90TR ou TL>1,05TR Tabela 7 - Pontos de conexão em Tensão Nominal superior a 1 kV e inferior a 69 kV 4.6.2 Sobrecarga A sobrecarga, ocorre quando uma corrente maior do que a nominal passa por algum elemento do circuito, o OpenDSS tem a capacidade de monitorar os elementos de transporte de energia e procurar por violações, retornando o elemento em sobrecarga, e a porcentagem acima da nominal que a corrente passando por este elemento se encontra. Usaremos essas informações para determinar os níveis de injeção de FV, que se tornam mais benéficos para o circuito e qual ponto poderemos considerar a capacidade de hospedagem do sistema em relação a este quesito. 36 4.6.3 Perdas totais do Sistema A geração distribuída é conhecida por melhorar as perdas totais de um sistema de distribuição, por isso se torna valida a investigação da melhoria que ela pode proporcionar e determinar também em que ponto o aumento de potência fornecida pelo sistema fotovoltaico ira ser mais prejudicial do que benéfico para o circuito. O OpenDSS fornece um relatório com as perdas totais do sistema, em termos de potência ativa e porcentagem total, usaremos isso para nos auxiliar na investigação da capacidade de hospedagem do circuito. 4.6.4 Fluxo Reverso Na seção 2.2.3 discutimosos principais problemas de acontecer fluxo reverso de potência em um sistema de distribuição. Como o OpenDSS irá realizar o cálculo de fluxo de potência no sistema escolhido, em cada uma das 11 simulações em snapshot, usaremos essa informação para saber quando o circuito começa a ter fluxo reverso. Será considerado que o sistema não pode atuar em fluxo reverso e, portanto, chegaremos ao limite de inserção de FV em relação a esse quesito na barra em estudo. 37 5 RESULTADOS E DISCUSSÕES 5.1 Introdução Nessa seção iremos apresentar e discutir os resultados obtidos pela simulação do circuito IEE13 barras, detalhado na seção 4 deste documento. A configuração final do circuito é mostra na figura abaixo, com as cargas, capacitores e o local do instalação do sistema fotovoltaico: Figura 15 - Circuito IEE13 barras, com sistema fotovoltaico. Nas próximas seções serão discutidas os impactos do sistema FV na regulação da tensão, sobrecarga e nas perdas do circuito e fluxo reverso. 5.2 Regulação da tensão A tabela abaixo, mostra a tensão fase neutro em p.u de cada uma das barras do circuito, em todas as 11 condições de tamanho do sistema fotovoltaico: 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Source 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 650 0.9999 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 38 RG60 1.05 1.048 1.046 1.042 1.04 1.035 1.033 1.033 1.031 1.027 1.027 633 1.013 1.014 1.014 1.013 1.013 1.011 1.011 1.013 1.012 1.009 1.011 634 0.9926 0.9934 0.9939 0.9921 0.9923 0.9901 0.99 0.9919 0.9915 0.9887 0.9902 671 0.9957 0.9988 1.002 1.002 1.004 1.004 1.006 1.01 1.011 1.01 1.013 645 1.02 1.021 1.021 1.015 1.016 1.01 1.01 1.011 1.011 1.004 1.004 646 1.018 1.019 1.02 1.014 1.014 1.008 1.009 1.009 1.009 1.003 1.002 692 0.9957 0.9988 1.002 1.002 1.004 1.004 1.006 1.01 1.011 1.01 1.013 675 0.9937 0.9981 1.002 1.004 1.008 1.009 1.012 1.017 1.02 1.02 1.024 611 0.9608 0.9679 0.9675 0.9737 0.9726 0.9779 0.9761 0.9803 0.9851 0.9818 0.9852 652 0.9753 0.976 0.9832 0.9836 0.9902 0.9905 0.9966 1.003 1.002 1.008 1.014 670 1.008 1.01 1.011 1.01 1.011 1.01 1.01 1.013 1.013 1.011 1.013 632 1.016 1.017 1.017 1.015 1.015 1.013 1.013 1.015 1.015 1.012 1.013 680 0.9957 0.9988 1.001 1.002 1.004 1.004 1.006 1.01 1.011 1.01 1.013 684 0.9809 0.9815 0.9888 0.9892 0.9958 0.9961 1.002 1.008 1.008 1.014 1.02 Tabela 8 - Tensão LN nas barras do circuito, a cada iteração Como podemos perceber pela tabela, o sistema fotovoltaico não teve um impacto muito negativo no perfil de tensão do sistema. Da mesma forma que obtido no estudo feito pela referência (Afandi, Ciufo, Agalgaonkar, & Perera, 2016) em diferentes condições de carga e inserção de geração distribuída. O tamanho (potência fornecida) do painel FV não altera muito o perfil de tensão do circuito, sendo até benéfico para o mesmo, deixando a tensão da maior parte das barras mais próximo a 1 pu e ainda abaixo da tensão da barra do regulador. O gráfico abaixo visa representar melhor visualmente o perfil de tensão do sistema, em cada uma das situações, reforçando as informações fornecidas pela tabela 8. Figura 16 - Perfil de tensão do sistema, em cada uma das situações simuladas 39 Portanto a regulação de tensão não será um fator limitante para a inserção de painéis fotovoltaicos neste sistema em particular e não irá afetar a capacidade de hospedagem da barra 675. Vale lembrar que este resultado é particular para esse circuito, nessas condições, pois como ja foi discutido na seção 2. O sistema fotovoltaico pode não ter tido muito efeito na regulação de tensão, pelas seguintes razões: Devido ao tamanho do circuito, fazendo com que o painel não estivesse tão afastado da Subestação e, portanto, afetando menos o perfil de tensão do mesmo. Outra observação e que no caso nenhuma das tensões do circuito estavam perto do limite máximo de tensão, sendo que a inserção da geração distribuída terminou sendo benéfico em termos de nível de tensão, mesmo quanto em condições de fluxo reverso de potência. Com a necessidade da subestação de fornecer mais potência reativa se tem tensões menores do que no caso base, para algumas das barras. O circuito em questão, tem como característica ser consideravelmente desequilibrado, portanto mesmo que as tensões trifásicas das linhas estejam dentro dos limites impostos por norma, ainda pode haver violações de tensão nas fases individualmente. O sistema fotovoltaico possuía um fator de potência unitário e, portanto, não injetava potência reativa na rede, o que assim como discutido na seção 2.2.5 faz com que tenha menor efeito no perfil de tensão do circuito. Porém é importante observar que esta é uma simulação do tipo snapshot, e os resultados foram obtidos para cada estado do circuito, e que provavelmente no caso de um modo de simulação mais dinâmico em que cargas e a injeção de potência variam em um intervalo de tempo, poderíamos ter observado também o comportamento da operação do regulador de tensão, e o efeito que o sistema FV teria no número de operações do regulador e se representaria uma quantidade excessiva capaz de prejudicar a vida útil do mesmo. 5.3 Perdas do circuito e fluxo reverso A tabela 9, mostra as perdas totais do circuito, em cada uma das situações de injeção de potência do sistema fotovoltaico. Perdas em % Potência de saída FV em KVA 3.26 0 2.51 500 1.94 1000 40 1.54 1500 1.3 2000 1.22 2500 1.3 3000 1.51 3500 1.88 4000 2.43 4500 3.08 5000 Tabela 9 - Perdas totais do circuito a cada iteração Como pode ser percebido pelos resultados obtidos na simulação e representados na tabela acima, a integração do sistema fotovoltaico ajudou a reduzir a perdas totais do sistema em ate 37% do valor original, atingindo quando o painel FV injetava 2500KVA de potência no sistema. Porém podemos perceber também que essa melhora nas perdas, tem um limite e a partir de um dado momento as perdas voltam a crescer com a quantidade de potência injetada pela GD. O que resulta num gráfico em forma de “banheira”, mostrado na figura 17. Figura 17 - Gráfico Perdas v.s. Potência do sistema FV Esse é um formato típico, para esse tipo de gráfico, sendo que pode variar um pouco de acordo com a tecnologia da geração distribuída e do local de instalação da mesma na rede elétrica (Ogunjuyigbe, Ayodele, & Akinola, 2016). 41 Portanto considerando, a melhora nas perdas do sistema elétrico como um fator para capacidade de hospedagem temos que o melhor nível de injeção de potencia pelo sistema fotovoltaico é atingindo em 2500KVA, ou seja cerca de 63% do carregamento do circuito. Outro aspeto mostrado no gráfico é o momento em que começa a haver fluxo reverso de potência na rede, ou seja, potencia flui da parte do circuito em media tensão para à subestação, que é atingido a partir da sétima iteração ou seja quando o painel FV injeta 3500 KVA de potência no sistema, o que ja era esperado pois esse valor representa cerca de 88% do carregamento do circuito. Como discutido na seção 2.2.3 o fluxo reverso afeta a topologia do circuito e o circuito deve estar preparado para essas mudanças, os efeitos do fluxo reverso poderiam ser melhores observados em uma simulação com intervalos de tempos maiores, capazes de representar a intermitência da injeção de potência por um sistema fotovoltaico e portanto capazes de analisar melhor o comportamento do circuito e das tecnologias de regulação de tensão empregadas neste circuito. Porém como foi escolhida o uso de uma simulação estática, iremos considerar que o circuito não suporta fluxo reverso, e portanto com respeito aofluxo reverso de potencia a capacidade de hospedagem da barra em questão deve ser menor do que 3500KVA. 5.4 Sobrecarga Como mencionado na seção 4.6.2 o OpenDSS é capaz de monitorar e mostrar quais elementos de transporte de energia estão em sobrecarga, as tabelas abaixo mostram os elementos em sobrecarga e o valor dessa sobrecarga em relação a corrente nominal suportada pelo elemento a cada iteração da simulação: Elemento SC % Sem FV Transformador XFM1 7.3 Linha entre (REG-60 e 632) 48 Linha entre (632 e 670) 20.5 Linha entre (670 e 671) 18.5 500KVA Transformador XFM1 7.36 Linha entre (REG-60 e 632) 30.9 Linha entre (632 e 670) 3.9 Linha entre (670 e 671) 1.8 1000KVA Transformador XFM1 7.1 Linha entre (REG-60 e 632) 14.9 1500KVA Transformador XFM1 7.4 42 2000KVA Transformador XFM1 7 2500KVA Transformador XFM1 7.4 Tabela 10 - Elementos em sobrecarga, nos níveis de injeção de potência pelo FV entre 0 - 2500KVA Elemento SC % 3000 KVA Transformador XFM1 7.4 3500 KVA Transformador XFM1 6.7 Linha entre (692 e 675) 10.5 Linha entre (671 e 692) 10.5 4000 KVA Transformador XFM1 7 Linha entre (692 e 675) 26.8 Linha entre (671 e 692) 26.8 4500 KVA Transformador XFM1 6.7 Linha entre (670 e 671) 4.4 Linha entre (692 e 675) 43.8 Linha entre (671 e 692) 43.8 5000 KVA Transformador XFM1 6.4 Linha entre (632 e 670) 14.7 Linha entre (670 e 671) 20.9 Linha entre (692 e 675) 60.1 Linha entre (671 e 692) 60.1 Tabela 11 - Elementos em sobrecarga, nos níveis de injeção de potência pelo FV entre 3000 - 5000KVA Pelos dados nas tabelas podemos ver a inserção do sistema fotovoltaico é benéfica para o circuito até um certo ponto, pois alivia a corrente que passa entre as barras REG-60 até a 671, devido a menor demanda de potência do circuito das barras 692 e 675. Porém com o aumento da potência fornecida pelo painel FV, a corrente no PCC começa a subir, como o esperado, e há sobrecarga nas linhas próximas a ele. Outra observação é que o transformador de BT está operando em sobrecarga e é pouco afetado pela inserção da geração distribuída. Assim em termos de sobrecarga chegamos à conclusão que o melhor nível de potência fornecida pelo sistema fotovoltaico se dá há 3000KVA, sendo esse o valor da capacidade de hospedagem da barra em relação a violações no nível de corrente. 43 5.5 Capacidade de hospedagem A partir dos resultados obtidos podemos fazer algumas observações com respeito a capacidade de hospedagem: Primeiramente temos que para este estudo o fluxo reverso foi considerado o índice mais crítico que afeta a interconexão de GD do tipo fotovoltaica. Isso porque o fluxo reverso afeta toda a filosofia de proteção de um sistema elétrico, o que exigiria um grande investimento por parte da concessionaria para adequação de sua proteção para situações de fluxo de potência atípicos. Pudemos observar também que a introdução do sistema fotovoltaico teve um impacto positivo tanto nas perdas totais do sistema como no aliviamento da sobrecarga em alguns pontos do sistema elétrico em questão, porém em ambos os casos observamos também que essa melhora possui um limite e que no caso de um forte carregamento de FT, as perdas totais do sistema voltam a subir e que também começam a aparecer elementos em sobrecarga nos locais próximos a instalação da GD. E embora para este sistema em questão a sobretensão não foi um problema, vale ressaltar que essa é uma das maiores preocupações na determinação da capacidade de hospedagem de geração distribuída em sistemas elétricos. Lembrando que, existem outras condições que não foram analisadas como a qualidade da energia, desequilíbrio e o efeito no nível de curto circuito do sistema, que poderiam afetar a capacidade de hospedagem. 44 6 CONCLUSÕES Com a crescente demanda por energia elétrica, o uso da geração distribuída tem se popularizado por todo o mundo, especialmente no caso das energias renováveis, como a energia solar e a eólica. Por isso introduzir um tipo de topologia diferentes das dos sistemas elétricos atuas, é cada vez mais importante o estudo do impacto que essas tecnologias podem vir a ter na rede já existente e que esses estudos sejam rápidos e ao mesmo tempo bastante confiáveis. Nesse cenário o uso de softwares capazes de representar bem o complexo sistema elétrico e seus componentes é de grande importância. Este trabalho descreve os principais benefícios e possíveis malefícios da integração de tecnologias de geração distribuída na rede, de forma a servir como uma referência em português para qualquer um que deseje começar a entender sobre esse assunto que é cada vez mais importante no cenário atual. Da mesma forma ele apresenta um software de licença livre, bem completo e utilizado em varias pesquisas por todo o mundo nos estudos de inserção. Também é mostrado um estudo de caso utilizando o software OpenDSS e seu modo de simulação em snapshot num circuito pequeno de treze barras, onde é conectado um sistema fotovoltaico e analisado os efeitos que ele provoca na regulação de tensão, fluxo de potência, sobrecarga e perdas totais a medida que a potência injetada pelo mesmo cresce até atingir 100% do valor do transformador da subestação. A partir dai podemos fazer varias observações tais como: No caso do circuito simulado, vemos que a sobrecarga se torna um problema mais importante que a sobre tensão no ponto de conexão, sendo ela o real fator limitante para esse sistema. A geração distribuída realmente contribui para a melhoria das perdas no sistema em que esta conectada, porém essa contribuição benéfica possui um limite, tendo esse comportamento um gráfico em formato de “banheira”. A capacidade de hospedagem varia bastante com o critério analisado, topologia do circuito, características da geração distribuída e das cargas conectadas no sistema, sendo que determinar-la se torna um desafio, por isso a importância dos estudos nessa área para a melhoria das técnicas de determinação da mesma. Ressalta-se também que a capacidade de hospedagem pode variar se medidas forem aplicadas para aumentá-la, tais como instalação de cabos mais grossos para lidar com problemas de sobre tensão e sobrecarga ou o uso de controle da potência reativa do 45 sistema através de capacitores ou de controles na própria GD, entre outras medidas que podem ser tomadas com objetivo de aumentar a capacidade de hospedagem. Observa-se também que a introdução de GD modifica o paradigma de que alimentadores mais afastados da subestação sofrem com subtensão e, portanto, deve ser alterada também a forma de planejamento e controle do sistema elétrico. Por fim, concluísse que o uso crescente de energias renováveis ira encorajar cada vez mais estudos na área de geração distribuída e de topologias de sistemas elétricos modernas (smart grids) para lidar com os desafios introduzidos por essas mudanças. Assim é cada vez mais importante para profissionais e pesquisadores da área entenderem sobre GD e a capacidade de hospedagem das mesmas nos sistemas de distribuição existentes. 46 7 REFERÊNCIAS ANEEL. No sistema elétrico nacional (prodist): Módulo 8-qualidade da energia elétrica. ANEEL Resolução Normativa, 2010.v.424, p.2010, 2010 DE FREITAS, Paulo Ricardo. Modelos Avançados de análise de redes elétricas inteligentes utilizando o software OpenDSS. 191f. (Trabalho de formatura) – Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, 2015. CHIONG, Lau Ngie. Network losses with penetration of photovoltaic (PV) as distribution generation (DG) resource. 76 f. (Undergraduate tesis) – Faculty of Electrical Engineering Universiti Teknologi Malaysia, 2012. RAMACHANDRAN, Vaidyanath. Modeling of utility distribution feeder in OpenDSS and Steady State impact analysis of distributed generation. 100 f. (Master of science tesis) – West Virginia University, 2011. 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No prelo. 48 ANEXO I Clear //----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- --------- ----------------------------- //-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ----------------------------- //---------------------------------------------------------------Sistema de Distribuição------------------------------------- ------------------------------ //----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- --------- ----------------------------- //-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ----------------------------- new circuit.IEEE13Nodeckt ~ basekv=115 pu=1.0001 phases=3 bus1=SourceBus ~ Angle=30 ! advance angle 30 deg so result agree with published angle ~ MVAsc3=20000 MVASC1=21000 ! stiffen the source to approximate inf source !SUB TRANSFORMER DEFINITION ! Although this data was given, it does not appear to be used in the test case results ! The published test case starts at 1.0 per unit at Bus 650. To make this happen, we will change the impedance ! on the transformer to something tiny by dividing by 1000 using the DSS in-line RPN math New Transformer.Sub Phases=3 Windings=2 XHL=(8 1000 /) ~ wdg=1 bus=SourceBus conn=delta kv=115 kva=5000 %r=(.5 1000 /) XHT=4 ~ wdg=2 bus=650 conn=wye kv=4.16 kva=5000 %r=(.5 1000 /) XLT=4 //------------------------------------------------------------------------------------------------ -------------------------------------- ----------------------------- //-----------------------------------------------------------------Regulador de Tensão-------------------------------------- ------------------------------ //-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ----------------------------- New Transformer.Reg1 phases=1 XHL=0.01 kVAs=[1666 1666] ~ Buses=[650.1 RG60.1] kVs=[2.4 2.4] %LoadLoss=0.01 new regcontrol.Reg1 transformer=Reg1 winding=2 vreg=122 band=2 ptratio=20 ctprim=700 R=3 X=9 New Transformer.Reg2 phases=1 XHL=0.01 kVAs=[1666 1666] ~ Buses=[650.2 RG60.2] kVs=[2.4 2.4] %LoadLoss=0.01 new regcontrol.Reg2 transformer=Reg2 winding=2 vreg=122 band=2 ptratio=20 ctprim=700 R=3 X=9 New Transformer.Reg3 phases=1 XHL=0.01 kVAs=[1666 1666] ~ Buses=[650.3 RG60.3] kVs=[2.4 2.4] %LoadLoss=0.01 new regcontrol.Reg3 transformer=Reg3 winding=2 vreg=122 band=2 ptratio=20 ctprim=700 R=3 X=9 //----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- --------- ----------------------------- //------------------------------------------------------------------Tranformador de BT--------------------------------------- ------------------------------ 49 //----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- --------- ----------------------------- New Transformer.XFM1 Phases=3 Windings=2 XHL=2 ~ wdg=1 bus=633 conn=Wye kv=4.16 kva=500 %r=.55 XHT=1 ~ wdg=2 bus=634 conn=Wye kv=0.480 kva=500 %r=.55 XLT=1 !LINE CODES redirect IEEELineCodes.dss // these are local matrix line codes // corrected 9-14-2011 New linecode.mtx601 nphases=3 BaseFreq=60 ~ rmatrix = (0.3465 | 0.1560 0.3375 | 0.1580 0.1535 0.3414 ) ~ xmatrix = (1.0179 | 0.5017 1.0478 | 0.4236 0.3849 1.0348 ) ~ units=mi New linecode.mtx602 nphases=3 BaseFreq=60 ~ rmatrix = (0.7526 | 0.1580 0.7475 | 0.1560 0.1535 0.7436 ) ~ xmatrix = (1.1814 | 0.4236 1.1983 | 0.5017 0.3849 1.2112 ) ~ units=mi New linecode.mtx603 nphases=2 BaseFreq=60 ~ rmatrix = (1.3238 | 0.2066 1.3294 ) ~ xmatrix = (1.3569 | 0.4591 1.3471 ) ~ units=mi New linecode.mtx604 nphases=2 BaseFreq=60 ~ rmatrix = (1.3238 | 0.2066 1.3294 ) ~ xmatrix = (1.3569 | 0.4591 1.3471 ) ~ units=mi New linecode.mtx605 nphases=1 BaseFreq=60 ~ rmatrix = (1.3292 ) ~ xmatrix = (1.3475 ) ~ units=mi New linecode.mtx606 nphases=3 BaseFreq=60 ~ rmatrix = (0.7982 | 0.3192 0.7891 | 0.2849 0.3192 0.7982 ) ~ xmatrix = (0.4463 | 0.0328 0.4041 | -0.0143 0.0328 0.4463 ) ~ Cmatrix = [257 | 0 257 | 0 0 257] ~ units=mi New linecode.mtx607 nphases=1 BaseFreq=60 ~ rmatrix = (1.3425 ) ~ xmatrix = (0.5124 ) ~ cmatrix = [236] ~ units=mi //-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
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