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Projecto do curso 2018 Marques Pedro Marques-Final

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FACULDADE DE ENGENHARIA 
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELECTROTÉCNICA 
CURSO DE ENGENHARIA ELÉCTRICA 4° NÍVEL 
 
 
 
 
 
ANÁLISE DO DESEMPENHO DA REDE DE TRANSPORTE CENTRO-NORTE COM 
A ENTRADA DA CENTRAL FOTOVOLTÁICA DE MOCUBA EM 2019 
 
 
 
 
AUTOR: 
Marques, Marques Pedro 
 
 
 
 SUPERVISOR: 
 Professor Doutor Manuel Cumbi 
 
 
 
 
 
 
 
Maputo, Novembro de 2018 
 
 UEM-Faculdade de Engenharia Projecto do Curso 2018 
 
MARQUES, MARQUES PEDRO i 
 
 
 
 
 
Marques Pedro Marques 
 
 
 
 
 
 
Análise do desempenho da rede de transporte centro-norte da 
Electricidade de Moçambique (EDM) com a entrada da central 
fotovoltaica de mocuba em 2019. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Trabalho de projecto do curso apresentado 
como pré-requisito para obtenção do grau de 
licenciatura pelo programa de graduação em 
Engenharia Eléctrica do Departamento de 
Engenharia Electrotécnica da Universidade 
Eduardo Mondlane 
 UEM-Faculdade de Engenharia Projecto do Curso 2018 
 
MARQUES, MARQUES PEDRO ii 
 
DEDICATÓRIA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 À memória da minha mãe Cecília Joaquim 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 UEM-Faculdade de Engenharia Projecto do Curso 2018 
 
MARQUES, MARQUES PEDRO iii 
 
AGRADECIMENTOS 
 
 
Agradeço primeiramente ALLAH S.W que tem me concedido saúde, sabedoria e força 
para combater as adversidades nessa etapa da minha vida. Ele está sempre presente! 
À memoria da minha mãe Ceciclia Joaquim, por todo o seu esforço para colocar a 
educação de seus filhos em primeiro lugar. . 
A minha professora do ensino basico Flora, que sempre acreditou em mim me 
incentivando a buscar meus objectivos. 
Ao Professor Doutor Manuel Cumbi, por ter aceite ser o meu tutor neste trabalho e pela 
disponibilidade e paciência que sempre teve. 
A todos os Professores do DEEL que tem contribuido para a minha formação em especial 
ao Prof. Dr. Eng° Zacarias Chillengue, Eng° Zefanias Mabote, Eng° Manuel Telles, e ao 
Eng° Albino Bernardo Cuinhane. 
 
Por fim, agradeço aos meus irmãos António Pedro Marques, Guerra Pedro Marques e 
Sérgio Pedro Marques, pelos conselhos valiosos que me dão dia após dia.
 UEM-Faculdade de Engenharia Projecto do Curso 2018 
 
MARQUES, MARQUES PEDRO iv 
 
RESUMO 
O presente trabalho apresenta alguns aspectos teóricos e técnicos resultante do estudo 
feito na Rede eléctrica de Transporte da zona Centro-Norte de Moçambique com 
inserção da central fotovoltaica de Mocuba prevista em 2019. O principal objectivo deste 
trabalho é o de analisar o desempenho do sistema de transporte centro–norte da EDM 
com a integração da central fotovoltaica. A metodologia usada para alcançar o principal 
objectivo citado, baseou-se na pesquisa bibliográfica, onde esta pequisa consistiu na 
consulta de literaturas; levantamento de dados técnicos da Rede de Transporte Centro-
Norte (RTCN) e finalmente buscou-se o software Power would Simulator (PWS) versão 
20 para simular a Rede de Transporte Centro-Norte. primeiramente, este trabalho de 
projecto do curso fornece uma base teórica sobre a constituição da Rede de Transporte 
Centro acompanhado por uma avaliação da evolução(crescimento) da carga nesta 
Região do país e seguinda da descrição das cracteristicas de operação de uma central 
fotovoltaica e as condições técnicas que devem ser levado em conta para a sua 
integração a rede. Por fim, expõe os resultados das simulações realizados no software 
POWER WORLD SIMULATOR(PWS) versão 20, e tece conclusões e recomendações a 
respeito dos mesmos. Sendo assim, com base na metodologia usada, observou-se que 
com a entrada da central Fotovoltaica na rede de transporte da região Centro-Norte do 
País há um melhoramento do ponto de vista de carregamento do sistema desta região. 
 
 
 
 
 
 
Palavras chave: Qualidade de energia, Transmissão, sistema eléctrico de potência 
,PWS.
 UEM-Faculdade de Engenharia Projecto do Curso 2018 
 
MARQUES, MARQUES PEDRO v 
 
ABSTRACT 
The present work presents some theoretical and technical aspects resulting from the 
study done in the Electric Transmission Network of the Central-North zone of 
Mozambique with insertion of the Mocuba photovoltaic power plant scheduled for 2019. 
The main objective of this work is to analyze the performance of the EDM's north-central 
transport with the integration of the photovoltaic power station. The methodology used to 
achieve the main objective was based on bibliographical research, where this study 
consisted of the consultation of literatures; data collection from the North Central 
Transport Network (RTCN) and finally the Power Would Simulator (PWS) version 20 
software was searched to simulate the North-Central Transport Network. First, this course 
design work provides a theoretical basis on the constitution of the Central Transport 
Network accompanied by an evaluation of the evolution (growth) of the load in this Region 
of the country and following the description of the operating characteristics of a 
photovoltaic power plant and the conditions techniques that must be taken into account 
for their integration into the network. Finally, it presents the results of the simulations 
carried out in the POWER WORLD SIMULATOR (PWS) software version 20, and draws 
conclusions and recommendations about them. Thus, based on the methodology used, 
it was observed that with the entry of the Photovoltaic plant in the transportation network 
of the Center-North of the Country there is an improvement from the point of view of 
loading the system of this region. 
 
 
 
 
 
 
Keywords: Power quality, Transmission, power system, PWS.
 UEM-Faculdade de Engenharia Projecto do Curso 2018 
 
MARQUES, MARQUES PEDRO vi 
 
Índice 
1. Introdução ............................................................................................................................................ 1 
2. Formulação do problema .................................................................................................................. 2 
3. Justificativa .......................................................................................................................................... 2 
4. Objectivos ............................................................................................................................................ 3 
4.1. Geral .............................................................................................................................................. 3 
4.2. Específicos .................................................................................................................................. 3 
5. Metodologia ......................................................................................................................................... 3 
CAPÍTULO I ................................................................................................................................................ 4 
1.1. Caracterização da rede de transporte Centro-Norte ............................................................4 
1.2. Previsão do crescimento da carga na Zona Centro-Norte ............................................................ 5 
1.3. Disponibilidade energética na região centro-norte ............................................................... 7 
CAPITULO II ............................................................................................................................................. 10 
2. Características da Geração Fotovoltaica Conectada à Rede ................................................... 10 
2.1. Introdução .................................................................................................................................. 10 
2.2. Funcionamento real de um sistema fotovoltaico ligado à rede ......................................... 10 
2.3. Impacto de Gerações Fotovoltaicas em Redes de energia ............................................... 11 
2.3.1. Fluxo de energia bidirecional. ........................................................................................ 12 
2.3.2. Impacto na tensão do sistema ....................................................................................... 12 
2.3.3. Impacto na proteção do sistema. ................................................................................... 12 
2.3.4. Impacto na operação e controle das redes de energia .............................................. 13 
2.3.5. Impacto no projeto, panejamento e operação da rede de transmissão/ distribuição
 13 
2.4. Princípio e Estrutura da Geração Fotovoltaica .................................................................... 13 
2.4.1. Módulo fotovoltaico. ......................................................................................................... 15 
2.4.2. Inversor. ............................................................................................................................. 16 
2.4.3. Transformador. ................................................................................................................. 16 
2.4.4. Sistema de rastreamento solar (MPPT) ....................................................................... 16 
CAPÍTULO III ............................................................................................................................................ 17 
3. Condições técnicas de integração de uma central fotovoltáica a uma rede ........................... 17 
3.1. Introdução .................................................................................................................................. 17 
3.2. Normalização de Qualidade de Energia ............................................................................... 17 
 UEM-Faculdade de Engenharia Projecto do Curso 2018 
 
MARQUES, MARQUES PEDRO vii 
 
3.3. Normas de Qualidade de Energia para Geração Fotovoltaica Conectada à Rede ....... 18 
3.4. Requisitos de qualidade de energia estipulados em normas geração fotovoltaica 
conectada rede ..................................................................................................................................... 18 
3.4.1. Desvio de tensão .............................................................................................................. 19 
3.4.3. Fator de desequilíbrio de tensão ................................................................................... 20 
3.4.4. Injecção de corrente continua ........................................................................................ 20 
3.4.5. Correntes harmônicos ..................................................................................................... 21 
3.5. Estrutura do sistema FV conectado a rede .......................................................................... 22 
3.5.1. Topologias do sistema fotovoltaico conectado à rede ............................................... 22 
3.5.2. Topologias de sistemas FV conectados à rede sem transformadores .................... 24 
3.6. Técnicas de controlos aplicados em sistemas fotovoltaicos conectados a rede ........... 25 
3.6.1. Objetivos de controle do sistema FV conectado à rede ............................................. 26 
3.6.2. Técnicas de controle da rede ......................................................................................... 27 
3.6.3. Técnicas actuais de controle no sistema fotovoltaico conectado à rede ................ 28 
3.6.3.1. Controle de corrente PI (Proportional Integral) ........................................................ 29 
3.6.3.2. Controle de corrente dq ............................................................................................... 29 
3.6.3.3. Controlador Proporcional-ressonante ....................................................................... 30 
3.6.4. Técnicas de controle de corrente não linear ................................................................ 31 
3.6.4.1. Controlo de corrente de histerese ............................................................................. 31 
3.6.4.2. Operação de frequência de comutação constante do controle de corrente de 
histerese 31 
3.6.4.3. Controle do tipo de rampa modificado ...................................................................... 31 
3.6.4.4. Modo deslizante ........................................................................................................... 32 
3.6.4.5. Controle de potência DC ............................................................................................. 32 
3.6.5. Técnicas de sincronização de fases ............................................................................. 32 
3.6.5.1. PLL ( Phase locked Loop ou Malha de captura de fase) ....................................... 32 
3.6.5.2. Zero cross detection ( Detecção da interceção do ponto zero) ........................... 32 
3.6.5.3. Função tangente do arco ............................................................................................ 33 
CAPÍTULO IV ............................................................................................................................................ 34 
4. Análise o fluxo de potência em regime permanente sem e com a central fotovoltáica no 
sistema ....................................................................................................................................................... 34 
4.1. Carregamento da rede de transporte centro-norte ............................................................. 34 
CAPITULO V ............................................................................................................................................. 36 
 UEM-Faculdade de Engenharia Projecto do Curso 2018 
 
MARQUES, MARQUES PEDRO viii 
 
5. Análise de contingencia .................................................................................................................. 36 
5.1. Contingência 1: ......................................................................................................................... 36 
5.1.1. Curto-circuito monofásico no barramento de 220 kV na subestação de Matambo 
com abertura da linha Matambo-Caia (B03) ................................................................................ 36 
5.1.2. Análise do impacto da nova central fotovoltaica no barramento de Mocuba. ........ 40 
5.1.3. Análise de contingencia com a central FV no sistema ............................................... 41 
CAPÍTULO VI ............................................................................................................................................ 42 
6. Análise harmônica para geração fotovoltaica conectada à rede .............................................. 42 
6.1. Fundamentos daAnálise Harmônica .................................................................................... 42 
6.1.1. Plataforma de Simulação Harmônica ............................................................................ 42 
6.1.1.1. Análise no domínio do tempo ..................................................................................... 42 
6.1.1.2. Análise do domínio da frequência: ............................................................................ 43 
CAPÍTULO VII........................................................................................................................................... 45 
7. Conclusões e Recomendações ..................................................................................................... 45 
7.1. Conclusão .................................................................................................................................. 45 
7.2. Recomendações ....................................................................................................................... 46 
8. Referencia Bibliográfica .................................................................................................................. 47 
22. Anexos ........................................................................................................................................... 49 
Anexo 1 .................................................................................................................................................. 49 
Anexo 2 ...................................................................................................................................................... 49 
Anexo 3 ...................................................................................................................................................... 50 
Anexo 4 ...................................................................................................................................................... 52 
Anexo 5 ...................................................................................................................................................... 52 
Anexo 6 ...................................................................................................................................................... 53 
Anexo 7 ...................................................................................................................................................... 54 
Anexo 8 ...................................................................................................................................................... 55 
 
 
 UEM-Faculdade de Engenharia Projecto do Curso 2018 
 
Marques, Marques Pedro ix 
 
Lista de figuras 
Figura 1:Area de estudo da rede de transporte centro-norte (RTCN) ............................................... 5 
Figura 2:Previsao de carga na RTCN. Fonte : Autor ............................................................................ 7 
Figura 3 .......................................................................................................... Error! Bookmark not defined. 
Figura 4:Um dos sistema fotovoltaico típico ligado à rede [10] adaptado pelo Autor ................... 14 
Figura 5: Topologia do Inversor Central [1], [adaptado]..................................................................... 22 
Figura 6:Topologia String ........................................................................................................................ 23 
Figura 7:Topologia do Módulo ............................................................................................................... 23 
Figura 8: Topologia sem transformador com impulso de estagio duplo .......................................... 24 
Figura 9: Topologia com transformador na saida ............................................................................... 25 
Figura 10: Topologia com transformador central ................................................................................ 25 
Figura 11: Objetivos de controle existentes do sistema fotovoltaico conectado à rede ............... 26 
Figura 12: Classificação de técnicas de controle da rede [adaptado pelo autor] .......................... 28 
Figura 13: Controle PI ............................................................................................................................. 29 
Figura 14: Controle de correte dq .......................................................................................................... 30 
Figura 15: Controle de Histerese ........................................................................................................... 31 
Figura 16: Estado da RTCN com a central Fotovoltaica em standby .............................................. 35 
Figura 17: Oscilações angulares dos geradores. Fonte:Autor ..................................................... 37 
Figura 18: Oscilação da potencia activa e reactiva na HCB. Fonte:Autor ................................. 38 
Figura 19: Oscilacao da frequencia na HCB fonte :Autor ................................................................ 39 
Figura 20: Carregamento da RTCN com a central FV no sistema ................................................... 40 
Figura 21: Respostas dos sistemas de geração fonte: Autor .......................................................... 41 
 
 
 
 
 
 
 
 UEM-Faculdade de Engenharia Projecto do Curso 2018 
 
Marques, Marques Pedro x 
 
Lista de símbolos e abreviaturas 
DTC---------------------------------------Direcção de Transporte Centro 
RTCN-------------------------------------Rede de Transporte Centro Norte 
EDM---------------------------------------Electricidade de Moçambique 
MPPT-------------------------------------Maxim Power Point Tracker/ Rastreio do ponto de 
máxima potência 
PI-------------------------------------------Proportional Integral 
dq----------------------------------------- Eixo de quadratura directo 
FV -----------------------------------------Fotovoltaico 
IEC-----------------------------------------Comissão Electrotécnica Internacional 
IEEE---------------------------------------Instituto de Engenheiros Eléctricos e Electrónicos 
PCC---------------------------------------Ponto de acoplamento comum 
CA-----------------------------------------Corrente Alternada 
CC-----------------------------------------Corrrente Continua 
GFV---------------------------------------Gerador Fotovoltaico 
PLL----------------------------------------Phase Locked Loop 
PR-----------------------------------------Proportional Ressonant 
PWM--------------------------------------Modulação por largura do pulso 
DC-----------------------------------------Direct Current 
HCB---------------------------------------Hidroeléctrica de Cahora Bassa
 UEM-Faculdade de Engenharia Projecto do Curso 2018 
 
Marques, Marques Pedro 1 
 
1. Introdução 
A matriz energética Moçambicana cresce de uma forma exponencial, prevê se que até 
ao ano 2030 possa ter uma matriz energética em que 55% provém das energias 
renováveis, 25% provirá do carvão e 25% do gás, esta diversificação da malha de 
geração tornará os sistemas eléctricos de potencia mais complexo, esta complexidade 
dos sistemas eléctricos de potencia tornam cada vez mais exigente no que concerne ao 
conhecimento de engenharia quando há necessidade de integrar mais centros de 
geração de energia eléctrica ao sistema para preservar a qualidade do fornecimento de 
energia eléctrica, pois a integração das usinas fotovoltaicas, hídricas, térmica ouquaisquer que seja, devem atender a requisitos técnicos, como manutenção da 
estabilidade da frequência, preservando a capacidade de regulação da potência ativa, 
taxa admissível da distorção harmónica até mesmo durante flutuações da geração 
devido as variações das fontes primarias de modo a atender a demanda nos centros 
urbanos. O projecto aque desenvolvido tras resultados do estudo feito sobre os aspectos 
técnicos da integração da central fotovoltaica de Mocuba ao sistema eléctrico da 
Electricidade de Moçambique, para que não haja prejuízo na qualidade de energia do 
sistema. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 UEM-Faculdade de Engenharia Projecto do Curso 2018 
 
Marques, Marques Pedro 2 
 
2. Formulação do problema 
A interligação de uma central fotovoltáica a uma rede passa por vários procedimentos 
que necessitam de uma análise prévia uma vez que os geradores fotovoltaicos geram 
energia em corrente continua e o funcionamento convencional de uma rede é em 
corrente alternada. Essa divergência faz com que a corrente continua seja convertida em 
corrente alternada através dos inversores das centrais fotovoltaicas, pois esta energia 
convertida quando é injectado na rede afecta diversos parâmetros relacionados a 
qualidade de energia tais como, harmónicas, perfil de tensão nos barramentos, 
estabilidade transitória, Carregamento das linhas de transmissão, Correntes de curto-
circuito. medidas previas deverão ser tomadas através da emulação do modelo icónico 
da rede de energia para optimizar o fluxo de potencia no sistema. 
 
3. Justificativa 
A procura da resposta do crescimento da demanda energética, decorrente do recente 
desenvolvimento económico do pais, torna-se imprescindível que se passe a investir em 
fontes alternativas de energia, para que se possa complementar a geração de 
electricidade através da construção de uma malha de geração mais diversificada e 
resiliente de modo a responder a demanda futura. 
A operação dos sistemas híbridos esta cada vez mais a ganhar campo no ramo da 
eletricidade mas ainda há escassez no que tange ao conhecimento sobre as suas 
características técnicas de funcionamento, tendo em vista este cenário, este trabalho 
apresentara um estudo dos principais fenómenos referente a qualidade de energia 
eléctrica, com base nos resultados, possibilitarão uma avaliação pontual e global dos 
efeitos da inserção de um sistema de geração solar fotovoltáica na rede de transporte da 
Electricidade de Moçambique.
 UEM-Faculdade de Engenharia Projecto do Curso 2018 
 
Marques, Marques Pedro 3 
 
4. Objectivos 
4.1. Geral 
 Analisar o desempenho da rede de transporte centro e norte com a entrada da 
central fotovoltáica de mocuba em 2019. 
 
4.2. Específicos 
 Caracterizar a rede de transporte Centro e Norte; 
 Descrever as características de operação de uma central fotovoltáica; 
 Descrever as condições técnicas para interligar uma central fotovoltáica a uma 
rede; 
 Analisar o fluxo de potência em regime permanente sem e com a central 
fotovoltáica no sistema; 
 Analisar a contingência com a central fotovoltáica no sistema; 
 Analisar a estabilidade transitória no barramento de mocuba com a central 
fotovoltaica no sistema; 
 Analisar o conteúdo das harmónicas nos barramentos com a central fotovoltaica 
no sistema; 
 
5. Metodologia 
A metodologia usada na elaboração do projecto: 
 Revisão bibliográfica -Desenvolvida com base no material já elaborado formado 
tipicamente por livros e artigos científicos,; 
 Recolha de dados técnicos da Rede de Transporte Centro e Norte feito na 
Electricidade de Moçambique - Direcção de Rede de Transporte (DRT); 
 Simulação- análises feitas ao longo do trabalho com auxílio de programas de 
cálculo e de modelação de sistemas de energia para modelar a Rede de 
Transporte Centro e Norte 
 , Power world Simulator (PWS) versão 20, Electrical Transient and Analysis 
Program (ETAP) versão 16 e MATrix LABoratory (MATLAB) versão R2016a. 
 UEM-Faculdade de Engenharia Projecto do Curso 2018 
 
Marques, Marques Pedro 4 
 
CAPÍTULO I 
1.1. Caracterização da rede de transporte Centro-Norte 
A Rede de Transporte de energia eléctrica em Moçambique é constituída por quatro (4) 
Divisões de Transporte, nomeadamente a Divisão de Transporte Sul, Centro, Centro-
Norte e Norte, sendo a rede da Divisão de Transporte Centro-Norte o objecto de estudo 
deste trabalho. 
O sistema abrange as províncias de Tete,Zambezia,Nampula,Lichinga e Pemba, 
localizadas na região centro-norte do país e através desta faz-se interligação com o 
Zimbabwe, por meio da linha aérea de alta tensão de 330kV entre Songo e Bindura (AL1). 
Actualmente esta Divisão compreende as subestações de Matambo, Nampula,Nampula 
central, Lichinga, Gurue, Alto Molocue, Moma, Pemba, Nicoadala, Mocuba, Caia, 
Cuamba, Auasse, Metoro e Monapa [Vide anexo 2]. 
É constituída por nove (9) linhas aéreas de 220kV, isto é, duas (2) Songo-Matambo (B01 
e B02) com as quais faz-se a transferência de potência da HCB para alimentar a região, 
duas (2) Matambo-Caia (B03 e B04), uma (1) Caia-Nicoadala (B05), uma (1) Nicoadala-
Mocuba, uma (1) Mocuba-Alto Molócue, uma (1) Nicoadala-Quelimane (B51) e uma (1) 
Alto Molocue-Nampula [Vide anexo 2]. 
Apresenta linhas de 110kV sendo estas as mais predominante na rede [Vide anexo 8]. 
Actualmente o Sistema de Transporte Centro-Norte é alimentado pela central hídrica da 
HCB através das linhas B01 e B02 a 220kV , Central Termoeléctrica flutuante de Nacala 
da empresa Karpowership. 
A figura 1 apresenta a constituição da RTCN e a área descrita pela corresponde a DTCN. 
 
 
 
 
 UEM-Faculdade de Engenharia Projecto do Curso 2018 
 
Marques, Marques Pedro 5 
 
 
Figura 1:Area de estudo da rede de transporte centro-norte (RTCN) 
 
1.2. Previsão do crescimento da carga na Zona Centro-Norte 
 
A previsão do crescimento da carga na zona Centro-Norte, baseou-se em dois factores 
fundamentais apresentados no Plano Diretor de Electricidade Actualizado, 2012-2026: 
 
 
1. A carga regular , que consiste nas diferentes categorias do consumidor geral de 
electricidade na Região Centro do país. 
 
2. Grandes consumidores discretos , que constituem um pequeno número dos que já 
existem na Região Centro do país. 
 
A previsão do crescimento da carga na DTCN foi elaborada para um período de cinco 
(7) anos compreendidos de 2018 a 2025. Foi usado como dado de partida o somatório 
 UEM-Faculdade de Engenharia Projecto do Curso 2018 
 
Marques, Marques Pedro 6 
 
de todas as pontas registadas em 2017 no mês de setembro, isto é, 207,86MW [EDM] 
de consumo doméstico e industrial na região. 
A equação 1 apresenta a expressão usada para prever o crescimento da carga e os 
resultados encontram-se na tabela 1 
 
.(1 )nn aP P  
 (1) 
Onde: 
nP
- e a carga prevista; 
aP
- e a carga actual; 
n
- Período da previsão em anos 

- Factor de evolução da carga 
 
Tabela 1: Previsão de Carga. Fonte : Autor 
Ano 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 
Carga 
( MW) 207.86 230.93 285.04 390.89 
 
595.54 1008.05 1895.68 3960.63 9193.42 
 
 
Para o factor de evolução (

) de carga annual foi considerado 11,1% de acordo com 
˝final master plan update report 2012-2027˝ [EDM], tendo em vista a entrada massiva de 
novos projectos ao longo do Corredor de Desenvolvimento daBeira e Nacala. 
O gráfico 2 apresentado a seguir ilustra a previsão do crescimento da carga na Divisão 
de Transporte Centro-Norte para o período compreendido de sete (7) anos. 
Verifica-se através do gráfico que a curva da previsão do crescimento da carga apresenta 
um crescimento quase exponencial e para o ano de 2018 a carga atinge o seu valor 
máximo, para o intervalo de tempo previsto. 
Grandes consumidores discretos compõem a maior percentagem de carga na região e 
com a previsão do crescimento da carga, esta continua assumindo proporções ainda 
maiores. 
 UEM-Faculdade de Engenharia Projecto do Curso 2018 
 
Marques, Marques Pedro 7 
 
O principal foco desta previsão é a carga total da RTCN, não constituindo no entanto as 
cargas parciais menos importantes. 
 
Figura 2:Previsao de carga na RTCN. Fonte : Autor 
 
Segundo mostra o gráfico da previsão do crescimento da carga (gráfico 2), a Região 
Centro do país atenta para um crescimento de carga muito rápido ao longo dos próximos 
cinco anos. 
Este crescimento denota-se pela entrada massiva de vários empreendimentos ao longo 
do corredor da Beira. Neste contexto, a curva de previsão do crescimento de carga 
mostra o que poderá vir a ser a realidade do crescimento da carga nesta região. 
 
1.3. Disponibilidade energética na região centro-norte 
 
Segundo a estratégia da EDM 2018-2028, as necessidades de consumo de energia 
eléctrica na Região Centro-norte do país têm vindo a mostrar tendências de crescimento 
durante os últimos anos, como resultado da taxa acentuada de crescimento da carga ao 
longo do Corredor de Desenvolvimento da Beira e Nacala. 
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
207.86MW 230.93 285.04
390.89
595.54
1008.05
1895.68
3960.63
9193.42MW
1 2 3 4 5 6 7 8 9Ano Carga ( MW)
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A tabela 1 a seguir apresenta a carteira de projecto de energia da EDM que estarão 
concluído entre 2018-2027 de modo a diversificar a matriz energética da região centro-
norte para responder a previsão do crescimento da demanda na regiao. 
Tabela 1:Carteira de projectos de energia da EDM 2018-2028 
Nome do 
Projecto Tipo 
Capacidade 
(MW) 
Início da 
Construcao Conclusão 
Mocuba Solar 40 2018 2018 
Metoro Solar 40 2018 2019 
Jindal Coal 150 2019 2022 
Nacala Coal 200 2021 2025 
Tete Coal 300 2019 2023 
Mphanda Nkuwa Hydro 1500 2020 2024 
Tsate Hydro 50 2020 2025 
Tete Coal 300 2023 2026 
Boroma Hydro 200 2022 2027 
Lupata Hydro 600 2022 2027 
Cuamba Coal 300 2021 2025 
 
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Marques, Marques Pedro 9 
 
 
Figura 3: previsão da disponibilidade energética da RTCN. Fonte: Autor 
 
A disponibilidade da energia a ser fornecida pelo Sistema , apresentado através do 
gráfico 1, mostra a capacidade de responder a procura de energia eléctrica na Região 
Centro-norte do país ao longo dos próximos anos. Este indicador ajuda a prespectivar 
da melhor maneira a energia que estará disponível na RTCN.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
Hydro Coal Coal Hydro Solar Solar Hydro Coal Coal Hydro
BoromaCuamba Jindal Lupata MetoroMocubaMphanda.NkNacala Tete Tsate
Capacidade (MW) X Nome do Projecto
 
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CAPITULO II 
2. Características da Geração Fotovoltaica Conectada à Rede 
2.1. Introdução 
Um sistema fotovoltaico conectado à rede converte a saída CC dos paines FVs em 
energia CA por meio de um inversor, a energia CA é então alimentada na rede eléctrica. 
Devido às características regionais desequilibradas, aleatórias e voláteis do recursos 
solares, a própria geração FV não é despachável [11]. 
 
Devido a influência mútua entre um sistema fotovoltaico conectado à rede e a rede ainda 
está sendo pesquisada, e os padrões de gerenciamento e manuais técnicos 
abrangentes, claros e operacionais ainda não foram estabelecidos. 
É difícil para as concessionárias fazerem uma avaliação completa e confiável, cobrindo 
os aspectos de qualidade de energia, confiabilidade, estabilidade, segurança e 
gerenciamento padrão. Portanto, conectar sistemas fotovoltaicos à rede elétrica pode ser 
complexo e difícil [11]. 
De acordo com a capacidade projetada, um sistema fotovoltaico pode ser conectado à 
rede de transmissão/distribuição a um nível de tensão de 33 kV, 11 kV ou 400 V. 
 
2.2. Funcionamento real de um sistema fotovoltaico ligado à rede 
 
O funcionamento real de um sistema fotovoltaico ligado à rede tem as seguintes 
características: 
a) um inversor conectado à rede FV é controlado principalmente pelo controle de 
corrente para rastrear a tensão do ponto de acoplamento comum (PCC) e sincronizar 
com a rede elétrica controlando a saída do Conversor. 
 
b) Para explorar eficientemente a energia solar, o rastreamento do ponto de potência 
máxima (MPPT) é normalmente usado para maximizar a potência de saída do 
sistema fotovoltaico conectado à rede. 
 
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Marques, Marques Pedro 11 
 
c) A saída da geração fotovoltaica é fortemente dependente do clima. Em dias nublados, 
a saída do PV pode ser muito volátil. 
 
d) Quando a potência de saída de um inversor fotovoltaico é pequena, os componentes 
harmônicos se tornam mais significativos. 
 
e) A correlação entre a proteção anti-ilhamento de um inversor conectado à rede e o 
nível de carga é complexa. Devido à baixa taxa de PV / carga no momento, a proteção 
pode identificar o ilhamento detectando a rápida queda de tensão e frequência 
quando a alimentação elétrica da concessionária é interrompida. Quando a geração 
fotovoltaica estiver próxima do nível de demanda de carga, a detecção anti-ilhamento 
demorará muito mais tempo ou até falhará. 
 
f) Com o aumento na capacidade dos geradores fotovoltaicos conectados à rede, as 
tecnologias de proteção dos inversores terão um grande impacto na operação segura 
e estável da rede elétrica e se tornarão um fator-chave que limitará a integração da 
geração fotovoltaica. 
Portanto, é necessário estudar o impacto de sistemas de geração fotovoltaica de alta 
penetração na rede elétrica. 
 
2.3. Impacto de Gerações Fotovoltaicas em Redes de energia 
 
Os métodos de integração, a geração FV conectada à rede pode ser categorizada em 
sistemas FV centralizados e distribuídos. 
 
central fotovoltaica centralizada é geralmente composta de unidades fotovoltaicas de 
larga escala e alimenta directamente a saída em uma rede de alta tensão por meio da 
inversão, a desvantagem é que eles precisam de transmissão de longa distância em 
grande escala para fornecer sua potência de saída e por ter uma saída intermitente e 
aleatória pode causar graves influências na frequência e na operação da rede. 
 
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Central fotovoltaica distribuídos são geralmente conectados a redes de distribuição 
de baixa e média tensão. Um gerador fotovoltaico distribuído está próximo da carga; 
portanto, não requer transmissão de longa distância, e as perdas de transmissão podem 
ser significativamente reduzidas. No entanto, as desvantagens da geração de energia 
fotovoltaica distribuída são de baixa densidade de energia,baixa estabilidade, ajuste 
inadequado, e sua potência de saída pode ser muito influenciada pelo ambiente isso 
pode induzir as seguintes influências [10]: 
 
2.3.1. Fluxo de energia bidirecional. 
Quando a potência de saída do FV for maior que a demanda de carga na rede de 
distribuição, a energia extra será devolvida à rede de transmissão (fluxo bidirecional), o 
que pode afetar negativamente a operação dos reguladores de tensão e a coordenação 
entre os dispositivos de proteção. 
 
2.3.2. Impacto na tensão do sistema 
A potência de saída da geração de energia fotovoltaica distribuída é fortemente 
influenciada pelo clima e é intermitente. Assim, com alta penetração de PV, o fluxo de 
potência reversa pode aumentar a tensão ou até causar sobretensão em alguns nós. O 
aumento da tensão está intimamente relacionado à posição e à capacidade total do 
sistema fotovoltaico. 
 
2.3.3. Impacto na proteção do sistema. 
Se a geração fotovoltaica contribuir com a maior parte da corrente de curto-circuito. O 
pico da corrente de curto-circuito é determinado pelos controladores do inversor FV. E 
quando a proteção dispara para isolar e eliminar a falha, se a geração fotovoltaica ainda 
estiver conectada ao alimentador, uma ilha de energia isolada alimentada pela geração 
fotovoltaica pode ser formada, o que pode levar ao religamento assíncrono de uma trava 
de religamento automático. 
. 
 
 
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Marques, Marques Pedro 13 
 
2.3.4. Impacto na operação e controle das redes de energia 
A geração fotovoltaica e turbulenta oque leva a imprecisão da previsão de carga de curto 
prazo é reduzida, o que dificulta o panejamento e a operação da geração tradicional e o 
controle da troca de energia. 
O aumento significativo do número de geração FV na rede, mas esses pontos são 
dispersos e pequenos, aumenta a complexidade da coordenação entre as fontes de 
energia e faz com que as estratégias convencionais de despacho reativo e controle de 
tensão sejam ineficazes. 
 
2.3.5. Impacto no projeto, panejamento e operação da rede de transmissão/ 
distribuição 
Com mais e mais geração FV na rede, o carregamento das subestações diminui, o que 
pode resultar em uma mudança significativa na estrutura e nos padrões de controle da 
rede actual, isso exigem uma actualização da rede em muitos aspectos, tais design, 
panejamento, operação e controle. 
Quando o nível de penetração da geração de energia fotovoltaica distribuída é alto, o 
lado do cliente pode participar activamente da gestão de energia e da operação do 
sistema, o que mudará a operação tradicional e o modo de vendas da rede de 
distribuição. 
 
2.4. Princípio e Estrutura da Geração Fotovoltaica 
O avanço tecnológico dos sistemas FV tem crescido muito rapidamente recentemente. 
A geração fotovoltaica basicamente transforma a energia solar em energia elétrica por 
meio de conversão foto-térmica, conversão fotoelétrica ou conversão fotoquímica. A 
conversão FV é a mais aplicada na geração de energia eléctrica. 
 
Efeito fotovoltaico é a criação de tensão e corrente nas células solares após a 
exposição à luz, causando a excitação de um eletrão ou outro portador de carga para um 
estado de energia mais alto depois que a energia solar é absorvida. 
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Marques, Marques Pedro 14 
 
Vantagens da geração fotovoltaica: isenta de combustível, limpa e renovável, livre de 
restrições geográficas, escalável em tamanho, fácil de manter, segura e confiável em 
operação, e assim por diante. 
Desvantagens: baixa densidade de energia, alto investimento, alta sensibilidade ao 
clima etc 
 
Figura 3:Um dos sistema fotovoltaico típico ligado à rede [10] adaptado pelo Autor 
 
A geração FV conectada à rede pode ser categorizada em FVs centralizados e FVs 
distribuídos. 
Geração fotovoltaica distribuída é normalmente instalada na rede de distribuição com 
um nível de tensão inferior a 63 kV e um tamanho normalmente não superior a 10MW. 
O diagrama simplificado da figura 4 mostra o processo de geração FV distribuída 
conectada à rede onde os módulos fotovoltaicos convertem a energia solar em energia 
elétrica 
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Marques, Marques Pedro 15 
 
A tensão CC necessária na entrada do inversor/conversor e conseguida através de um 
conversor DC / DC, e depois é invertida para AC. No final, após a filtragem, a energia CA 
é devolvida à rede de distribuição ou consumida localmente. Como mostrado na Figura 
1, o sistema consiste principalmente de módulos fotovoltaicos, inversores, controladores 
e transformadores, e talvez baterias e um sistema de rastreamento solar em algumas 
aplicações [12]. 
2.4.1. Módulo fotovoltaico. 
Elemento chave de qualquer geração fotovoltaica que define a qualidade e o custo de 
todo o sistema. Um módulo fotovoltaico é formado através de conexões em série e 
paralelas de células fotovoltaicas, Para obter uma tensão de saída adequada, Como os 
sistemas fotovoltaicos são comumente operados em múltiplos de 12V. 
Para tensões ou correntes mais altas do que as disponíveis em um único módulo, os 
módulos devem ser conectados em matrizes. Conexões em série resultam em tensões 
mais altas, enquanto conexões paralelas resultam em correntes mais altas. 
 
2.4.1.1. Características eléctricas dos módulos fotovoltaicos 
 
As principais características elétricas dos modúlos fotovoltaicos são as seguintes: 
 Voltagem de Circuito Aberto (Voc) 
 Corrente de Curto Circuito (Isc) 
 Potência Máxima (Pm) 
 Voltagem de Potência Máxima (Vmp) 
 Corrente de Potência Máxima (Imp) 
A condição padrão para se obter as curvas características dos módulos é definida para 
radiação de 1000W/m2 (radiação recebida na superfície da Terra em dia claro, ao meio 
dia), e temperatura de 25ºC na célula (a eficiência da célula é reduzida com o aumento 
da temperatura). 
 
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Marques, Marques Pedro 16 
 
2.4.1.2. Factores que afectam as características electricas dos módulos 
Os principais fatores que influenciam nas características elétricas de um painel 
é a Intensidade Luminosa e a Temperatura das Células. A corrente gerada nos módulos 
aumenta linearmente com o aumento da Intensidade luminosa. Por outro lado, o aumento 
da temperatura na célula faz com que a eficiência do módulo caia abaixando assim os 
pontos de operação para potência máxima gerada 
2.4.2. Inversor. 
Os módulos fotovoltaicos produzem energia CC, que precisa ser convertida em 
CA, para atender às necessidades de carga CA, por meio de um inversor. Além da função 
principal de conversão de energia de CC para CA, o inversor geralmente possui outras 
funções, como MPPT e proteção. A função MPPT pode ser realizada através do 
conversor DC / DC mostrado na Figura 1. 
2.4.3. Transformador. 
Se a tensão de saída de um sistema fotovoltaico não for alta o suficiente para a conexão 
a rede, um transformador elevador pode ser considerado para aumentar ainda mais a 
tensão para atender às necessidades de carga e / ou fornecer os requisitos da rede. 
2.4.4. Sistema de rastreamento solar (MPPT) 
 Para uma área específica, o ângulo de altitude do sol muda de acordo com a hora do 
dia e as estações do ano. Um sistema de rastreamento solar mantém os painéis sempre 
apontando diretamente para o sol para maximizar a geração de eletricidade e melhorar 
a eficiência.Em um sistema fotovoltaico conectado à rede, o armazenamento de energia da bateria 
geralmente não é necessário, e a eficiência da geração fotovoltaica depende 
principalmente da eficiência das estratégias de controle de células fotovoltaicas, 
inversores e MPPT.
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Marques, Marques Pedro 17 
 
CAPÍTULO III 
3. Condições técnicas de integração de uma central fotovoltáica a uma rede 
3.1. Introdução 
Uma grande quantidade de pesquisas foi feita no sistema fotovoltaico conectado à rede, 
mas mesmo assim devido as suas características turbulentas de operação ainda 
prevalecem alguns aspectos para uma utilização eficiente é necessário uma pesquisa 
abrangente e profunda sobre tecnologias de conexão à rede de geração FV distribuída. 
 
Os requisitos de conexão à rede dos sistemas fotovoltaicos variam com base na 
capacidade do FV, no modo de conexão à rede ou seja, na rede de destino. Do ponto de 
vista da rede eléctrica, por um lado, como a geração fotovoltaica difere da geração 
tradicional, as técnicas convencionais e os métodos de cálculo para conexão à rede não 
são adequados para sistemas fotovoltaicos [10] 
 
A Flutuação da fonte primária e a energia CC gerada nos sistemas fotovoltaica trás 
muitos desafios para os investigadores na área de energias renováveis, principalmente 
na qualidade de energia e o sistema de controlo. Este capítulo trás alguns aspectos 
técnicos que devem ser considerados para atender aos requisitos de qualidade de 
energia e o sistema de controlo. 
 
3.2. Normalização de Qualidade de Energia 
Os requisitos de qualidade de energia são baseados em normas chineses e 
internacionais, mas aque será levado em consideração apenas as normas internacionais. 
 
De salientar que as normas chineses e internacionais diferem no cálculo e na avaliação 
dos valores-limite de qualidade de energia. Portanto, a avaliação de um projeto de 
geração FV conectado à rede para a rede de distribuição/transmissão requer normas 
aplicáveis claramente definidos e os métodos de avaliação da qualidade da energia. 
 
 
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Marques, Marques Pedro 18 
 
3.3. Normas de Qualidade de Energia para Geração Fotovoltaica Conectada à 
Rede 
Os requisitos de qualidade de energia para geração de energia fotovoltaica conectados 
à rede são estipulados pelas normas IEEE Std 929-2000 e IEC 61727-2004. 
A Administração de normalização da República Popular da China (SAC) especifica os 
requisitos de qualidade de energia para geração de energia fotovoltaica conectada à 
rede em GB / T 19939-2005 (Technical requirements for grid integration of PV system) e 
GB / T 20046-2006 (Photovoltaic (PV) systems – characteristics of the utility interface). 
As principais normas internacionais para a qualidade de energia da geração PV 
conectada à rede são[ 10]: 
• IEEE Std 929-2000 IEEE recommended practice for utility interface of 
photovoltaic (PV) systems 
• IEEE Std 1547-2003 IEEE standard for interconnecting distributed resources with 
electric power systems 
• IEC 61727-2004 Photovoltaic (PV) systems – characteristics of the utility 
interface. 
3.4. Requisitos de qualidade de energia estipulados em normas geração 
fotovoltaica conectada rede 
Os requisitos de qualidade de energia sob normas técnicas para geração de energia 
fotovoltaica conectada à rede são divididos em duas perspectivas: 
As normas de qualidade de energia para a rede pública de abastecimento baseados em 
[3 ] e [4 ] são utilizados diretamente para a geração de energia fotovoltaica. Nestas 
normas, a geração FV é tratada igualmente com usuários comuns de energia. 
Por exemplo a norma em [3 ] afirma: “na integração da rede de geração FV, a corrente 
harmônica injetada na rede deve atender aos requisitos especificados em [5] (Qualidade 
do fornecimento de energia elétrica - harmônicos na rede pública de fornecimento). 
 As restrições de qualidade de energia exigidas em GB / T 19939-2005, IEC 61727-2004 
e IEEE Std 1547-2003 são da perspectiva das especificações do equipamento e, nessas 
normas, os valores-limite são relacionados apenas à capacidade do painel fotovoltaico. 
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Marques, Marques Pedro 19 
 
Quando a capacidade é fixa, os valores-limite especificados nos padrões são fixos, 
independentemente de onde a geração fotovoltaica esteja instalada. Os padrões 
estabelecem requisitos para a geração fotovoltaica, que deve atender aos padrões do 
produto. Mas não há consideração pela integração da rede. 
Por exemplo, em termos de flutuação de voltagem e flicker, o GB / T 20046-2006 usa o 
IEC 61000-3-3 e estipula o método de teste para a cintilação de saída do equipamento 
de consumo de energia quando as condições do circuito de teste de consistência são 
atendidas. 
As normas em [1] , [2] e [7] têm mais aplicações do que outras normas similares porque 
são relativamente justos e fáceis de implementar com uma orientação técnica clara. Uma 
comparação dos principais normas técnicas com diferentes requisitos de qualidade de 
energia é fornecida na Tabela 8.1 do anexo 1, e os métodos de aplicação relativos 
também são recomendados. 
3.4.1. Desvio de tensão 
Após a integração do sistema fotovoltaico o desvio de tensão no ponto de conexão deve 
atender aos requisitos de desvio de tensão de alimentação enquanto o sistema 
fotovoltaico está integrado à rede elétrica. 
É estipulado em [8] que o desvio trifásico da tensão de alimentação de 20 kV e abaixo 
deve estar dentro de ± 7% da tensão nominal, e o desvio de tensão permitido da tensão 
monofásica de 220 V deve estar entre + 7% e -10% da tensão nominal. 
3.4.2. flutuação de tensão 
Na operação contínua ou comutação da geração fotovoltaica, o valor limite de variação 
de tensão d% não deve ser superior a 3%. É necessário que a oscilação do PCC na rede 
causada pela geração de energia fotovoltaica seja maior que o valor definido pelo 
operador da rede, que pode ser calculado através do processo de avaliação. 
Nos requisitos do IEEE Std 1547-2003, a geração FV de média e alta tensão conectada 
à rede não deve levar a oscilação de tensão, e seu método de avaliação é baseado no 
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Marques, Marques Pedro 20 
 
padrão IEC 61000-3-7. O ponto chave da norma é a estipulação do método de avaliação 
de três níveis para avaliar a flutuação de tensão e a oscilação de um usuário, o método 
de distribuição de limite de usuário e um método simplificado para a previsão do grau 
severo de oscilação. 
3.4.3. Fator de desequilíbrio de tensão 
Normas internacionais como IEC 61727-2004 e IEEE Std 1547-2003 não possuem 
requisitos para o fator de desequilíbrio de tensão. Em certas aplicações a seguinte 
atenção deve ser dada aos dois aspectos seguintes: 
 (1) No plano de projeto de integração da rede FV, a rotação da sequência de fases deve 
ser considerada para reduzir a injeção de correntes desequilibradas e evitar sobrecarga 
na linha neutra. 
(2) A norma GB / T 15543-2008 estipula apenas a tensão, mas as empresas da rede 
devem estipular os indicadores de corrente de desequilíbrio de corrente ou sequência-
negativa e sequência-zero pertinentes da perspectiva do planejamento. 
3.4.4. Injecção de corrente continua 
É delineado na norma chinesa GB / T 19964-2012 que a componente de corrente 
contínua alimentado à rede elétrica por painéis fotovoltaicos conectados à rede deveser 
maior que 0,5% da corrente CA nominal. 
Na norma GB / T 19939-2005, o valor limite do componente de corrente CC deve ser 
maior que 1% da corrente nominal CA. No entanto, o componente de corrente CC não 
está estipulado no padrão GB / T 29319-2012. 
De acordo com o IEEE Std 1547-2003, o transformador isolado deve ser instalado no 
terminal de saída do inversor conectado à rede para limitar o componente DC injetado 
no inversor e o componente DC alimentado à rede elétrica não deve ser maior que 0,5% 
do inversor. a corrente CA nominal 
 
 
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Marques, Marques Pedro 21 
 
3.4.5. Correntes harmônicos 
GB / T 19939-2005 e IEC 61727-2004 usam o método atual de avaliação harmônica 
fornecido no IEEE Std 929 como referência. Eles estipulam que HRI2 a HRI33 devem 
ser classificados em quatro categorias - ou seja, 4%, 2%, 1,5%, 0,6%. E que na saída 
nominal da corrente THD do inversor deve ser superior a 5% ; isto é, THDi% ≤ 5%. O 
padrão IEEE Std 1547 é mais rigoroso que o padrão IEEE Std 929 porque estipula que 
o HRIh (h> 33) deve ser menor que 0,3%. Enquanto isso, no IEEE Std 1547, o valor limite 
do THD atual (THDi%) é alterado para a distorção total da demanda (TDDi%), que não 
deve ser superior a 5%. A diferença entre THDi% e TDDi% é o valor base, mas seus 
indicadores de avaliação são consistentes entre si. 
As fórmulas de cálculo dos indicadores relevantes são as seguintes: 
 Relação harmônica para ordem hth 
1
h
h
I
I
(%)HRI 
 
Onde h representa a ordem 
 Corrente harmônica total 



40
2
2
hI(A)THD
h
i
 
 THD de corrente 



40
2
2
h
1
I
I
1
(%)THD
h
i
 
 Distorção de demanda total para corrente 



40
2
2
h
L
I
I
1
(%)TDD
h
i
 
Onde: 
I1 é a corrente fundamental; 
 IL é a corrente de demanda de carga, que é equivalente à maior entre a corrente de 
carga nominal e a corrente de carga máxima. 
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3.5. Estrutura do sistema FV conectado a rede 
3.5.1. Topologias do sistema fotovoltaico conectado à rede 
As topologias do sistema fotovoltaico conectado à rede ocorrem em três formas, como 
mostrado na Fig. 5 a topologia do Inversor Central, Fig. 6 a topologia String e Fig. 7 a 
topologia do módulo. 
 
Figura 4: Topologia do Inversor Central [1], [adaptado] 
 
Na topologia do inversor central, o arranjo integrado do módulo fotovoltaico é conectado 
a um inversor centralizado à rede. A escolha da topologia do inversor central e da string 
é feita para sistemas fotovoltaicos de grande escala. 
 
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Marques, Marques Pedro 23 
 
 
Figura 5:Topologia String 
 
Na topologia de string, cada string fotovoltaica é conectada a um inversor que finalmente 
fornece a rede. 
 
 
Figura 6:Topologia do Módulo 
 
Na topologia do módulo cada módulo FV é conectado a um inversor e por fim para a 
rede. 
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A seleção de cada topologia acima referida é feita tendo em conta a capacidade da 
potência do sistema FV que se pretende instalar. Recomenda-se a topologia de módulos 
de sistemas fotovoltaicos para sistemas de baixa potência 
Para sistemas FV de grande escala tanto como para máxima optimização da potencia a 
topologia string é a mais preferida do que a topologia do inversor central onde o factor 
custo é comprometido. 
3.5.2. Topologias de sistemas FV conectados à rede sem transformadores 
 Topologias sem transformadores são classificadas como topologias com impulso de 
estágio único e impulso de estágio duplo. 
 
Figura 7: Topologia sem transformador com impulso de estagio duplo 
O sistema de duplo estagio acima, como visto na Fig. 8, tem inúmeras vantagens, como 
ampla faixa de MPPT, menor valor de capacitância DC e menor número de sensores. 
Uma das desvantagem está na ondulação do valor da corrente de entrada. 
 
3.5.3. Topologias de sistemas FV conectados à rede baseado em transformadores. 
Ambas as tecnologias baseadas em transformadores estão prevalecendo atualmente e 
a eficiência está em torno de 93 a 95%. 
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Figura 8: Topologia com transformador na saida 
 
Figura 9: Topologia com transformador central 
Os benefícios da topologia mostrada na Fig. 9 e Fig. 10 incluem baixa oscilação do valor 
da corrente, ausência de capacitância eletrolítica e é eficiente, quando comparado com 
os modelos de duplo impulso e isolado. 
A única desvantagem está no mecanismo de controle onde os pulsos do gate para os 
switches do conversor são derivados. O controle de ciclo de trabalho ou o controle de 
tensão de referência é feito pelo conversor CC-CC onde, o inversor é responsável pelo 
mecanismo de controle da corrente. 
3.6. Técnicas de controlos aplicados em sistemas fotovoltaicos conectados a 
rede 
À medida que os sistemas fotovoltaicos integram o modo de corrente continua e o modo 
de corrente alternada, o controle do lado CC (do lado FV) e do lado da rede (CA) entra 
em acção. 
Dos dois controles acima, o controle do lado CA apresenta mais complexidade e é mais 
difícil de implementar. O tema que abordado será útil para pesquisadores iniciantes com 
a projeção de desafios técnicos e solução para sistemas fotovoltaicos conectados em 
rede. 
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3.6.1. Objetivos de controle do sistema FV conectado à rede 
O objectivo de controle do sistema conectado à rede está focado principalmente no 
controle do lado de CC e no controle do lado de CA. representado na Fig. 11. 
As funções comuns da GFV incluem controle de tensão DC adaptando variações de 
tensão de entrada, sincronização da rede para controle do fator de potência unitário e 
controle de corrente da rede para estabilidade do sistema. 
 
Figura 10: Objetivos de controle existentes do sistema fotovoltaico conectado à rede 
A aplicação específica do sistema fotovoltaico conectado à rede inclui o controle MPPT, 
anti-ilhamento, controlo do fator de potência unitário, controle harmônico de corrente de 
falha e controle de flutuação de tensão mantendo assim os padrões de qualidade de 
energia. 
Outras aplicações secundárias incluem rastreamento solar, monitoramento da planta e 
controle de potência activa ou reactiva. 
 
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Marques, Marques Pedro 27 
 
A. Função do lado DC específica 
1. Controle do MPPT (Rastreamento do ponto da máxima potencia) 
A potência de saída do FV é máxima apenas em um ponto específico correspondente ao 
nível máximo de tensão, e varia com a irradiação de entrada e a temperatura, que deve 
ser rastreada para a máxima extração de energia durante a operação da central. O MPPT 
ocorre em três modos diferentes de controle, ou seja, a tensão de referência, a corrente 
de referência e o controle do ciclo de serviço (duty cycle) para garantir a potência de pico 
instantânea mantendo, assim, a saída de tensão constante. 
B. Técnicas de controle anti-ilha. 
1. Método de controle passivo.Este método mede a tensão na extremidade do inversor, pos o fluxo de energia entre o 
sistema FV e a rede causa desequilíbrio, levando a uma flutuação no nível de tensão. 
Um relé de tensão detecta a variação na tensão e leva à separação do sistema FV da 
rede. Para uma resposta rápida, um relé de surto de tensão é o mais empregue . 
2. Método de controlo activo. 
Métodos de controle activo são métodos de pré-previsão pelos quais o sistema é testado 
antes da sua exploração, submetendo-o a perturbações. As respostas do sistema são 
estudadas para os distúrbios injectados. 
3. Métodos baseados em telecomunicação 
Um canal de comunicação computadorizado é estabelecido entre as estruturas de 
proteção e os sensores para o Geradores Distribuídos. Taxa de mudança de frequência 
é outro método. 
3.6.2. Técnicas de controle da rede 
As técnicas de controle da rede de energia formam a função essencial e complexa para 
a operação padronizada do sistema fotovoltaico conectado à rede, conforme descrito na 
Fig 12. 
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Marques, Marques Pedro 28 
 
 Estas técnicas concentram-se nas metodologias para a geração de pulsos PWM para 
os interruptores do conversor ou inversor, que garantem a injeção de corrente senoidal 
da rede FV para o sistema. Esta secção inclui detalhes superficiais das técnicas de 
controle revisadas nas literaturas, seguida de uma comparação das diferentes técnicas 
de controlo. 
3.6.3. Técnicas actuais de controle no sistema fotovoltaico conectado à rede 
Estas técnicas são responsável pela estabilidade da corrente da rede. O projecto do 
controlador para comparação da corrente de referência da rede com o atual traz a 
evolução da técnica de controle de corrente linear e não linear. 
Elas são ainda subdivididos em estratégias como o controle de corrente PI, controle de 
corrente ressonante PR, controle de corrente de dq com compensação de harmônica 
com avanço de alimentação. 
 
Figura 11: Classificação de técnicas de controle da rede [adaptado pelo autor] 
 
 
 
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Marques, Marques Pedro 29 
 
3.6.3.1. Controle de corrente PI (Proportional Integral) 
Um sistema típico para controle de corrente PI (Proportional Integral) é mostrado na 
Fig.13. O erro de estado estacionário do controlador PI é eliminado pela adição de um 
componente integral à função de transferência. 
A corrente medida na saida do inversor é comparada com a referência acima e o erro é 
controlado por um controlador de corrente PI. A parte integral do compensador PI 
minimiza os erros em baixa freqüência, enquanto o ganho proporcional está relacionado 
à quantidade de oscilação ou reduz a resposta transitória. 
 
Figura 12: Controle PI 
3.6.3.2. Controle de corrente dq 
A maioria dos controladores PI estão em controle dq, já que eles têm um desempenho 
aceitável ao regular a variável DC. como mostrado na Fig. 14, 
Os componentes do vetor atual abc ou seja as fases abc são definidos em coordenadas 
síncronas de rotação d e q.. A corrente de saída controlada tem que estar em fase com 
a tensão da rede e, portanto, a transformação (abc para dq) usa o ângulo de fase gerado 
a partir da tensão da rede. Os vectores de tensão d e q obtidos são finalmente 
transformados em quadros síncronos para a geração de impulsos PWM para o inversor. 
O PLL é usado para sincronização de fase ou operação do fator de potência unitário. 
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Marques, Marques Pedro 30 
 
 
Figura 13: Controle de correte dq 
3.6.3.3. Controlador Proporcional-ressonante 
O controlador proporcional-ressonante (PR) é um dos controladores mais populares 
usados para inversores conectados à rede para regular a corrente injetada na rede. o 
controlador de corrente PR é projetado e implementado para inversores trifásicos. 
Um controlador PR é a combinação de um termo proporcional e um termo ressonante 
dado por: 
2 2
( )PR p i
s
C s K K
s 
 

 
Onde: 
ω é a frequência de ressonância; 
Kp e Ki são os ganhos de controle proporcional e integral. 
 
 
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Marques, Marques Pedro 31 
 
3.6.4. Técnicas de controle de corrente não linear 
3.6.4.1. Controlo de corrente de histerese 
O controlo de histerese limita a faixa de histerese que é ajustada pelo erro na corrente 
de referência e a corrente de saída medida como visto na Fig.15 . O menor erro é definido 
pelo limite inferior da banda de histerese e o erro mais alto é definido pelo limite superior 
da banda de histerese. Embora tenha algumas desvantagens, que são a variação na 
frequência de chaveamento do conversor com a tensão do inversor de saída e a 
operação aproximada devido à aleatoriedade inerente causada pelo ciclo limite ou pela 
banda de histerese, a proteção do conversor torna-se difícil. 
 
Figura 14: Controle de Histerese 
3.6.4.2. Operação de frequência de comutação constante do controle de corrente 
de histerese 
A banda de tolerância ou a amplitude da banda de histerese podem ser variadas de 
acordo com a tensão do lado CA ou por meio de um controle PLL. A outra maneira de 
manter a frequência de comutação é dissociar os sinais de erro, subtraindo um sinal de 
interferência derivado da tensão média do inversor, como mostrado na Fig. abaixo. 
3.6.4.3. Controle do tipo de rampa modificado 
O controlador de rampa envolve a comparação dos sinais triangulares de amplitude fixa. 
Os sinais triangulares agem como uma onda portadora com sinais de erro modulando-o. 
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Marques, Marques Pedro 32 
 
Frequência de chaveamento constante é alcançada como sinais triangulares com 
frequência fixa são empregados. A desvantagem deste controle é que a corrente de 
saída tem erros de amplitude e fase. 
3.6.4.4. Modo deslizante 
O controle do modo deslizante é um controle não linear ou um controle de movimento do 
sistema que é robusto na presença de incertezas e perturbações de parâmetro. É mais 
adequado para sistemas com variação de tempo. O movimento do sistema à medida que 
ele desliza ao longo dessas trajetórias é chamado de modo deslizante e o locus 
geométrico que consiste nos limites ou trajetórias é chamado de superfície deslizante. O 
projeto da superfície de deslizamento depende da tensão do arranjo fotovoltaico e da 
corrente do indutor e tem o papel de controlar a potência do arranjo solar e a corrente do 
indutor. 
 
3.6.4.5. Controle de potência DC 
O controle de potência direta convencional envolve as coordenadas transformadas de 
forma síncrona d e q e os circuitos de controle de corrente para derivar a potência ativa 
e reativa. 
3.6.5. Técnicas de sincronização de fases 
3.6.5.1. PLL ( Phase locked Loop ou Malha de captura de fase) 
Phase locked Loop é empregue para controle de fator de potência unitário em sistemas 
fotovoltaicos conectados à rede. O ângulo de fase correspondente à frequência síncrona 
e à tensão da rede elétrica é derivado, o que é responsável pela sincronização de fase 
da tensão da rede e da corrente da rede. 
3.6.5.2. Zero cross detection ( Detecção da interceção do ponto zero) 
Consiste em detectar o cruzamento zero da onda de modo a conhecer a faze de uma 
onda sinusoidal. Um filtro digital detecta a primeira mudança de sinal dos valores 
amostrados para marcar instante de cruzamento zero.além disso, as vezes um filtro de 
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Marques, Marques Pedro 33 
 
banda de histerese também é usado para eliminar o cruzamento de zero falso. O objetivo 
final é obter a componente fundamental correspondente à frequência da linha. Embora o 
método tenha algumas vantagens, o rastreamento de fase não é viável com a detecção 
dos pontos que levam a um desempenho dinâmico lento. Distorção significativa da 
tensão de linha causada por comutação de dispositivos pode facilmente corromper a 
saída de um detector de cruzamento zero. Portanto, o rastreamento preciso da tensão 
da rede não pode ser obtido pelo ZCD (zero crossing detection) quando aplicado a 
sistemas conectados a rede. 
3.6.5.3. Função tangente do arco 
Esta é uma técnica adicional para detectar o ângulo de fase e a frequência da tensão da 
rede. Um sistema trifásico é necessário para implementar esta técnica. Este método é 
aplicado principalmente a acionamentos de velocidade ajustáveis que requerem a 
transformação dos sinais de realimentação para um quadro de referência adequado para 
propósitos de controle. No entanto, este método tem a desvantagem de exigir filtragem 
adicional para obter uma detecção precisa do ângulo de fase e da frequência no caso de 
uma tensão de rede distorcida. Portanto, esta técnica não é mais adequada para 
sistemas fotovoltaicos conectados à rede, que são sempre não fiáveis. 
 
 
 
 
 
 
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Marques, Marques Pedro 34 
 
CAPÍTULO IV 
4. Análise do fluxo de potência em regime permanente sem e com a central 
fotovoltáica no sistema 
O estudo do fluxo de potência é importante e fundamental para as várias análises das 
redes que integram sistemas FV, portanto permite avaliar o status operacional das redes 
com base na estrutura da rede e nas condições de operação, tendo uma visão geral com 
base na análise quantitativa da viabilidade, confiabilidade, analise economia para o 
planejamento e operação do sistema e estabelecer as bases para a análise da 
estabilidade do sistema. 
 
4.1. Carregamento da rede de transporte centro-norte 
 
Nas condições normais de operação da rede as tensões em todo o sistema devem 
manter-se no intervalo de variação de 5% da tensão nominal, isto é, de 0.95pu a 1.05pu. 
Para as tensões de 66kV devem situar-se numa faixa de 62.7kV a 69.3kV, para 110kV 
devem situar-se numa faixa de 104.5kV a 115.5kV e para 220kV devem situar-se numa 
faixa de 209kV a 231kV. A tabela 1 mostra os limites de tensão para cada nível de tensão 
e a sua classificação. 
Tabela 2: Classificacao dos niveis de tensao admissivel 
Nível de tensão Limites Classificação 
 
 
220 kV/110 kV/66 kV 
Valor 1,05 p.u Crítica 
1,00 p.u Valor 1,05 p.u. Favorável 
0,95 p.u Valor 1,00 p.u Precária 
Valor 0,95 p.u Critica 
 
 
 
 
 
 
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Figura 15: Estado da RTCN com a central Fotovoltaica em standby 
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Marques, Marques Pedro 36 
 
CAPITULO V 
5. Análise de contingencia 
Será avaliado o desempenho da Rede de Transporte Centro-Norte(RTCN) diante de 
1 contingências que estão representadas na tabela seguinte 
 Tabela 3:Contingência a ser analisada 
Nºda 
contingência 
Identificação da 
contingência 
Subestação 
1 Curto–circuito monofásico no 
barramento de 220kV com abertura 
da linha 
Matambo-Caia(B03) 
 
Matombo 
 
5.1. Contingência 1: 
5.1.1. Curto-circuito monofásico no barramento de 220 kV na subestação de 
Matambo com abertura da linha Matambo-Caia (B03) 
Primeiramente deve-se ressaltar que dentre os curtos-circuitos existente o curto-
circuito trifásico é o mais severo e causa mais danos no sistema, porém o curto-circuito 
monofásico ocorre com mais frequência. 
A tabela 6 mostra em termos estatístico os valores médios sobre curto- 
circuitos que ocorrem num Sistema Eléctrico de de potência[3] 
 
Tabela 4:Tipos de curto-circuito e % de ocorrência 
Tipo de defeito Ocorrência[%] 
Curtos-circuitos trifásicos 5 
Curtos- circuitos bifásicos sem contacto de terra 15 
Curtos- circuitos bifásicos com contacto de terra 10 
Curtos-circuitos monofásicos 70 
 
A figura 7 mostra o carregamento do sistema diante de um curto-circuito monofásico 
no barramento de Matambo com abertura da linha Matambo-Caia (B03). 
 
 
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Marques, Marques Pedro 37 
 
 
Figura 16: Oscilações angulares dos geradores. Fonte:Autor 
Para o caso da figura 17, conclui-se que a resposta dos geradores da HCB face a 
perturbação demora 5 segundos, há uma estabilização dos ângulos dos rotores que 
começam a se verificar no instante 5 segundos depois, tal que apos este intervalo de 
tempo as oscilações começam a ser amortecidas pelos enrolamentos dos geradores 
síncronos 
 
 
 
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Figura 17: Oscilação da potencia activa e reactiva na HCB. Fonte:Autor 
 
Para o caso da figura 18, conclui-se que face a perturbação a potencia activa e reactiva 
na HCB também oscila de modo a compensar a perda de energia devido a perturbação 
,este é um comportamento típico dos geradores síncronos quando há uma falha no 
sistema consequentemente provoca se uma perda considerável de energia de modo a 
alimentar a falha e os geradores síncronos conectados com os seus governadores e por 
sua vez estes controlados por reguladores de velocidades responsáveis pelo mecanismo 
de abertura das válvulas de admissão de agua para a turbina em resposta a perturbação 
em causa caso os dispositivos de protecção demorem por alguns ciclos. 
 
 
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Marques, Marques Pedro 39 
 
 
Figura 18: Oscilacao da frequencia na HCB fonte :Autor 
 
Quando ocorre uma perturbação no sistema vários parâmetros de operação do sistema 
se desfazem dos seus valores nominais, Para o caso da figura 19, conclui-se que a 
frequência dos geradores da HCB face a perturbação fica fora do seu valor nominal por 
alguns segundos, há uma estabilização que começam a se verificar no instante 5 
segundos depois. 
 
 
 
 
 
 
 
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5.1.2. Análise do impacto da nova central fotovoltaica no barramento de Mocuba. 
Carregamento da rede de Transporte Centro-Norte 
 
Figura 19: Carregamento da RTCN com a central FV no sistema 
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5.1.3. Análise de contingencia com a central FV no sistema 
Será avaliado o desempenho da Rede de Transporte Centro-Norte(RTCN) diante de 
1 contingências que estão representadas na tabela seguinte 
 Tabela 5:Contingência a ser analisada 
Nºda 
contingência 
Identificação da 
contingência 
Subestação 
1 Curto–circuito monofásico no 
barramento de 220kV com abertura 
da linha 
Matambo-Caia(B03) 
 
Matombo 
 
 
Figura 20: Respostas dos sistemas de geração fonte: