Impactos técnicos decorrentes da conexão de geradores fotovoltaicos com injeção de reativos em redes residenciais

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1 Impactos técnicos decorrentes da conexão de geradores fotovoltaicos com injeção de reativos em redes residenciais Alexandre C. Moreira, Danilo I. Brandão, Tiago Davi Curi Busarello, Jose Antenor Pomilio Luiz C. P. da Silva Helmo K. M. Paredes 1 Abstract As energias renováveis e não poluentes vêm desempenhando um papel cada vez mais importante dentro dos sistemas energéticos. Sua inserção no sistema elétrico está relacionada, principalmente, às reocupações no âmbito energético e ambiental. Dentre as quais se destaca o contínuo aumento da demanda energética. Em um cenário em que a penetração de geradores fotovoltaicos cresce consideravelmente, a instalação de tal dispositivo deve ser detalhadamente estudada. Quando instalado em grande quantidade no sistema de distribuição, alguns impactos técnicos podem sofrer alterações, como: aumento do perfil de tensão devido, principalmente, à baixa relação X/R das linhas de distribuição; desbalanço de potência devido ao uso de geradores monofásico em sistema trifásico; aumento das perdas técnicas devido à modificação do fluxo de corrente. Estas considerações exemplificam a importância de uma análise detalhada sobre os impactos técnicos causados pela acentuada penetração dos sistemas de geração distribuída para determinar sua capacidade de instalação ou sua não instalação no sistema elétrico. Palavras chaves Fotovoltaico, Geração distribuída, Impactos técnicos, Injeção de reativos, Perfil de tensão. A I. INTRODUÇÃO s energias renováveis e não poluentes vêm desempenhando um papel cada vez mais importante dentro dos sistemas energéticos. Sua inserção no sistema elétrico está relacionada, principalmente, às preocupações no âmbito energético e ambiental. Dentre as quais se destacam: o contínuo aumento da demanda energética [1,2,3]; os sistemas de transmissão sobrecarregados e as dificuldades em se construir novas linhas; o efeito estufa e o aquecimento global. Estas duas últimas são consequências diretas da queima de combustíveis fósseis como o carvão mineral e os derivados do petróleo. Os sistemas de geração distribuída despertam grande interesse, pois, podem utilizar diversos tipos de fontes primárias de energia, inclusive, as denominadas renováveis e não poluentes. A multiplicidade de fontes primárias pode agregar um maior grau de flexibilidade ao sistema energético, que passa a contar com várias formas de geração, muitas das quais são complementares, como por exemplo: hidráulica e eólica ou solar e eólica. Outra característica interessante dos sistemas de geração fotovoltaicos é a possibilidade de serem instalados rapidamente e próximo aos consumidores, sejam indústrias ou comércios e residências. A relativa facilidade para a instalação pode atenuar as necessidades imediatas dos governos em realizar investimentos onerosos no sistema energético e, a proximidade com os consumidores, tende a diminuir as perdas decorrentes da transmissão e da distribuição da energia. A energia fotovoltaica se destaca das outras fontes renováveis e não poluentes, principalmente, pelo fato de poder ser instalada rapidamente em zonas densamente urbanizadas, além de ser silenciosa, exigir mínima manutenção e ocupar um espaço físico ocioso, o telhado. A principal desvantagem dos sistemas fotovoltaicos é a baixa eficiência dos módulos comerciais de silício cristalino, que atualmente está em torno de 12% a 15%. Além do elevado custo financeiro para a instalação do sistema, devido ao preço dos módulos e dos conversores eletrônicos de potência [4]. No Brasil, a utilização da energia solar é possível praticamente em todo o território nacional, apresentando ótimas taxas de radiação solar o ano todo [5]. Em um cenário em que a instalação de geradores fotovoltaicos cresce consideravelmente, a penetração de tal dispositivo deve ser melhor detalhada. Quando instalado em grande quantidade no sistema de distribuição, alguns impactos técnicos podem sofrer alterações, como: (1) aumento do perfil de tensão devido, principalmente, à baixa relação X/R das linhas de distribuição; (2) desbalanço de potência devido ao uso de geradores monofásico em sistema trifásico; (3) aumento do aumento das perdas técnicas devido a modificação do fluxo de corrente; etc. Estas considerações exemplificam a importância de uma análise detalhada sobre os impactos técnicos causados pela acentuada penetração dos sistemas de geração distribuída para determinar sua capacidade de instalação ou sua não instalação no sistema elétrico [6,7]. Normas e regulamentações dedicadas à conexão de sistemas dispersos à rede elétrica ainda são muito recentes no Brasil [8,9]. No entanto, algumas organizações técnicas mundiais como o Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE), International Electrotechinal Commission (IEC), German Commission for Electrical, Electronic & Information Technologies (DKE-VDE) e Comitato Elettrotecnico Italiano (CEI) elaboraram normas e relatórios específicos dedicadas a esse assunto, que regem os projetos nos países afiliados às mesmas. Apesar disso, as normas não são definitivas e estão em constante evolução. Dentre os documentos mais indicados e utilizados atualmente no mundo pode-se citar: IEEE 1547: Standard For Interconnecting Distributed Resources With Electric Power Systems [10]; IEEE : Recommended Practice For Utility Interface Of Photovoltaic (PV) Systems [11]; VDE-AR-N 4105: Generators connected to the lowvoltage distribution network, 2011 [12]; CEI 0-21: Reference technical rules for connection of

2 2 active and passive users to the LV electrical utilities, 2012 [13]; IEC 61727: Characteristics of the Utiliy Interface; IEC 62116: Testing Procedure of Islanding Prevention Methods for Utility-Interactive Photo-voltaic Inverters. Este artigo analisa a influência dos impactos técnicos decorrentes na conexão de geradores distribuídos com diferentes capacidades de potência. E apresenta o uso benéfico da eletrônica de potência dos mesmos para atuar na melhoria da qualidade de energia da rede elétrica. II. MODELAGEM COMPUTACIONAL DO DISPOSITIVO FOTOVOLTAICO Geradores conectados por meio de inversores, independente de sua fonte primária, podem ser simplificadamente representados por uma fonte de corrente controlada para o estudo de desempenho de redes elétricas. Tal representação é válida e minimiza esforços computacionais, quando comparado com a utilização de modelos chaveados de inversores. No entanto, faz-se necessário que a eletrônica de potência desenvolva esses inversores visando a operação o mais próximo possível das fontes de correntes ideias. Nesta seção, será apresentada a modelagem de pequenos sinais do inversor eletrônico controlado em corrente em coordenadas dq. O controle digital do inversor é projetado a partir do modelo obtido. Neste trabalho, para a análise da rede elétrica foi utilizado uma fonte de corrente ideal controlada em tensão, uma para cada fase, representada na Fig. 1. A Fig. 2 apresenta o inversor trifásico utilizado na conexão de geradores com a rede que será modelado. VDC Figura 1. Fonte de corrente ideal controlada em tensão. Figura 2. Inversor trifásico utilizado na conexão de geradores com a rede. Deseja-se controlar a corrente de saída do inversor, portanto, deve-se obter a função de transferência que relaciona essa corrente com a razão cíclica do inversor. A equação diferencial temporal trifásica do circuito da Fig. 2 é dada por. ( ) 2 ( ) 1 = + ( ) ( ) (1) 2 tal que R representa a resistência intrínseca do indutor L e D a razão cíclica dos semicondutores. O inversor trifásico está representado por seu modelo médio equivalente [14] como apresentado em (2). ( ) = ( ) = ( ) = (2) Verifica-se que (2) é não linear devido o modelo equivalente do inversor trifásico. Para obter o modelo de pequenos sinais linear, deve-se perturbar e linearizar a equação. Perturbar e linearizar uma equação implica substituir as variáveis dependente e independente por um valor médio somado de uma pequena variação [15]. Para se obter o modelo do inversor em coordenadas dq, é suficiente aplicar a equação de transformação de abc para dq, dada por (3). ( ) = ( ) ( ) (3) onde, ( ) = ( ) + ( ) (4) ( ) = (5) ω é a frequência angular de rotação das coordenadas dq, neste caso igual à frequência da rede. Aplicando (3), (4) e (5) em (2), aplicando a perturbação e linearização, simplificando e separando as equações dos eixos d e q, obtêm-se respectivamente, (6) e (7). ( ) ( ) = + ( ) ( ) (6) ( ) ( ) = + ( ) + ( ) (7) Verifica-se que as equações dos eixos estão acopladas, ou seja, a equação do eixo d contém a variável da corrente do eixo q e vice-versa. Se o sistema é considerado balanceado pode-se desprezar o acoplamento [16]. Considerando o sistema balanceado e, portanto desprezando o termo acoplado, e aplicando a transformada de Laplace em (6) e (7), obtêm-se a funções de transferência do eixos d e q, dada por (8)., ( ), ( ) = (8) + Uma vez obtida a função de transferência que relaciona a corrente do inversor com sua razão cíclica pode-se projetar controladores que a corrente de saída siga a referência estabelecida. Nesse trabalho, a referência é uma onda senoidal. No entanto, dada a possiblidade de multifuncionalidade de conversores eletrônicos, pode-se somar à referências componentes harmônicas com o objetivo de contribuir para a qualidade da energia elétrica no sistema. O controle do inversor em coordenadas dq exige um circuito PLL (Phase-Locked Loop) para obter o sincronismo com as referências abc. O projeto dos controles será omitido por não pertencer ao objetivo deste trabalho.

3 3 III. RESULTADOS DE SIMULAÇÃO Para uma análise detalhada sobre os impactos técnicos (perfil de tensão, perdas e fator de potência) causados pela penetração dos geradores distribuídos em uma rede elétrica, implementou-se na plataforma de simulação PSIM/SIMCAD 9.0 o circuito elétrico representado na Fig. 3. Este circuito representa uma rede de distribuição real do sistema elétrico brasileiro para uma área residência/comercial com 21 barras e potência nominal de aproximadamente 50kVA. Os dados da fonte de tensão, da impedância da linha e do transformador são mostrados na Tabela I. Neste trabalho, o modelo de carga linear utilizado na rede elétrica de distribuição foi o modelo de impedância constante, uma vez que no sistema de distribuição as cargas possuem em sua maioria uma característica de impedância constante [17]. As cargas não lineares foram caracterizadas como fonte de tensão harmônica, uma vez que este tipo de carga é a que melhor representa as cargas residenciais e comerciais [18]. A Tabela II mostra o tipo, configuração e potência das cargas do circuito estudado. Os resultados de simulação estão divididos em três casos de estudo. Primeiro caso, um sistema fotovoltaico de geração distribuída, capaz de injetar a potência ativa disponível nos módulos e, potência reativa, é conectado à barra 10. Segundo caso, o mesmo sistema fotovoltaico do caso 1 é conectado à barra 26. Por fim, no terceiro caso, um sistema fotovoltaico de geração distribuída é conectado à barra 10 e outro à barra 26. TABELA I Tensões de fase, impedâncias de linha e parâmetros do transformador. Fonte elétrica V an[kv]=7,97 0 ; V bn[kv]=7, ; V cn[kv]=7, ; S cc=mva Transformador S=75kVA; 13,8kV/220V; Δ/Y; R=1%; X=4% Impedâncias de linha Z 1=Z 3=Z 9=Z 10=Z 12=Z 13=Z 15=Z 17= 7,02+j9,72mΩ Z 2=Z 11= 48,35+j10,31mΩ Z 4=Z 5=Z 8= 22,31+j11,39mΩ Z 6=Z 7=Z 14=Z 16= 20,29+j6,86mΩ Z 18=Z 19= 15,22+j5,14mΩ TABELA II Valores de potëncia ativa e reativa das cargas da rede. Barra de Tipo de P [kw] Q[kVAr] Tipo Conexão Conexão 04 Fase A 6,20 3,00 Linear 04 Fase B 6,20 3,00 Linear 04 Fase C 6,20 3,00 Linear 10 Fase A 4,62 1,40 Linear 10 Fase B 4,62 1,40 Linear 10 Fase C 4,62 1,40 Linear 12 Fase AB 5,22 1,72 Não-Linear 15 Fase BC 1,80 2,40 Linear 21 Fase C 0,80 1,72 Linear 22 Fase A 0,80 0,60 Linear 26 Fase ABC 5,53 4,43 Não-Linear Figura 3. Rede de distribuição para o estudo dos impactos técnicos causado pela penetração de geradores distribuídos. A. GD conectado à barra 10 Primeiro, considerou-se os geradores distribuídos (GD) injetando apenas potência ativa, iniciando em 0A de injeção até 90A. Por meio da Fig. 4 é claramente visível que com o aumenta da capacidade de potência, o perfil de tensão tende a aumentar. A Tabela III mostra o perfil de tensão, perdas da rede, potência (S trafo ) e fator de potência (FP trafo ) no transformador. Observe que a perda técnica na rede, inicialmente é 1,5kW e com 75A de corrente ativa injetada, na barra 10, torna-se 0,85kW, uma redução de 43%. Isto ocorre porque menos fluxo de potência ativa flui através das impedâncias de linha, uma vez que o gerador distribuído fornece energia próxima às cargas consumidoras. A partir de 75A, as perdas técnicas tendem a subir, devido à alteração no sentido do fluxo de corrente, que começa a alimentar cargas mais distantes.

4 4 Observa-se que a injeção de potência ativa pelo GD piora o fator de potência, uma vez que visto pelo ponto de acoplamento comum (trafo), a potência ativa sofre uma diminuição, enquanto que os distúrbios elétricos (potência não ativa) não se alteram. Uma solução passiva para elevar o perfil de tensão em uma rede de distribuição é a conexão de transformadores elevadores ou bancos de capacitores. Todavia, como o GD fotovoltaico representa uma fonte de corrente, pode-se controla-lo para injetar uma quantidade de reativo capacitivo, e o GD passa a também funcionar como um banco de capacitores. A Fig. 5 e Tabela IV apresentam o perfil de tensão nas barras do sistema, perdas e fator de potência no trafo para a injeção de potência reativa capacitiva na barra 10. Verifica-se que há uma elevação no perfil das tensões conforme a injeção de reativos capacitivos na barra 10 aumenta. Além disso, como a rede tem uma característica indutiva, a injeção de capacitivo além de elevar o perfil de tensão, executa uma compensação de potência reativa, o que eleva o valor do fator sem Comp 15 A 45 A 50 A 60 A 75 A 90 A Figura 4. Perfil de tensão com GD injetando potência ativa na barra 10. TABELA III Injeção de ativos na barra 10. GD na barra 10 Figura 5. Perfil de tensão com GD injetando potência ativa e potência reativa capacitiva na barra TABELA IV Injeção de reativos capacitivos na barra 10. sem Comp 15 A 45 A 50 A 60 A 75 A 90 A Figura 6. Perfil de tensão com GD injetando potência ativa na barra 26. TABELA V. Injeção de ativos na barra A cap + 10A cap + 15A cap de potência no secundário do transformador (FP trafo ) de 0,870 para 0,911, ou seja, um melhor aproveitamento da rede elétrica. B. GD conectado na barra 26. A seguir são apresentados os resultados para a simulação da rede, Fig. 1, com sistema fotovoltaico conectado na barra 26 ao lado de uma carga não-linear. A Fig. 6 e a Tabela V apresentam os resultados da simulação para a variação de potência ativa. Novamente, verifica-se que as perdas na rede diminuem com a injeção de potência ativa pelo GD e o nível de tensão nas barras eleva-se. Além disso, para a corrente injetada acima de, verifica-se que a tensão na barra 26 passa a ser maior do que a tensão da Barra 25, comprovando assim a inversão do fluxo de potência. Para injeção de corrente acima de 75 A, verifica-se que as tensões nas barras 24, 25 e 26 ultrapassam o valor de 1 pu. A Fig. 7 e a Tabela VI apresentam os resultados para a injeção de corrente ativa e reativos capacitivos na barra 26. Neste caso, somente a potência reativa capacitiva esta está sendo variada. Verifica-se que com o sistema fotovoltaico conectado e injetando apenas potência ativa (30A), o fator de potência do sistema é de 0,870 e ao injetar os mesmos 30A de corrente ativa mais 15A de corrente reativa capacitiva (90 adiantada da tensão), o fator de potência sobe para 0,910, devido à característica indutiva da rede de distribuição. Note que mesmo com a melhoria do fator de potência, a perda total do sistema, apresenta uma ligeira elevação. O que significa que o efeito da compensação de reativos é menos sensível do que o aumento da circulação de reativos no sistema.

5 5 C. GD conectado nas barras 10 e 26 A Fig. 8 e a Tabela VII mostram os resultados da simulação computacional para a conexão do sistema fotovoltaico nas barras 10 e 26, simultaneamente. Primeiramente, será analisado apenas a injeção de potência ativa. Verifica-se que para uma corrente ativa de 50A a perda na rede atinge o valor de 0,76kW, ou seja, uma redução de quase 50%. Para valores de corrente acima de 50A, tais perdas voltam a aumentar uma vez que há um aumento na magnitude da corrente que fluindo nos ramos. Verifica-se na Fig. 8 que as barras 10, 14, 18, 19, 20, 21, 22, 24, 25 e 26 ultrapassam o valor de 1pu para a tensão. + 5A cap + 10A cap + 15A cap Figura 7. Perfil de tensão com GD injetando potência ativa e potência reativa capacitiva na barra 26. TABELA VI Injeção de reativos capacitivos na barra 26. Note mais uma vez que a injeção de potência ativa diminui consideravelmente a fator de potência no ponto de conexão com a rede elétrica. A Fig. 9 e a Tabela VIII mostram os resultados de simulação para a conexão do sistema fotovoltaico nas barras 10 e 26, simultaneamente, com injeção de potência ativa e potência reativa capacitiva. Verifica-se a injeção de potência reativa capacitiva contribui para o aumento do perfil de tensão e do fator de potência no secundário do transformador (barra 2). + 5A cap + 10A cap + 15A cap Figura 9. Perfil de tensão com GD injetando potência ativa e potência reativa capacitiva nas barras 10 e 26. TABELA VIII Injeção de reativos capacitivos nas barras 10 e sem Comp A A A A 75 A 90 A Figura 8. Perfil de tensão com Fotovoltaico injetando potência ativa nas barras 10 e 26. TABELA VII. Injeção de ativos nas barras 10 e 26. Para finalizar, as Figs 10 e 11 mostram, respectivamente, uma comparação das perdas e do fator de potência para quatro sistemas analisados. Perdas [W] Corrente Ativa fixa em 30 - Injeção de Reativos Capacitivos Sem Compensação Compensação barra 10 Compensação barra 26 Compensação barras 10 e Corrente Capacitiva [A] Figura 10. Perdas na rede e localização do GD nas barras. O sistema com dois geradores distribuído instalados, respeitando os limites técnicos, apresentam as menores perdas técnicas e os melhores índices de qualidade de energia, quando os sistemas conseguem injetar reativos capacitivos.

6 6 Fator de Potência Barra Corrente Ativa fixa em 30 - Injeção de Reativos Capacitivos Corrente Capacitiva [A] Figura 11. Fator de potência no secundário do transformador e localização do GD nas barras. IV. CONCLUSÕES Conclui-se que a instalação de geradores distribuídos altera as características elétricas da rede. Tais alterações podem beneficiá-la ou prejudicá-la, dependo dos valores de potência instalada e da localização do gerador distribuído. Verificou-se que o aumento da potência ativa injetada aumenta o perfil de tensão e diminuí o fator de potência. Consequentemente, uma acentuada penetração de geradores distribuídos pode ultrapassar limites de tensão impostos/recomendados por órgãos reguladores caso deseja-se injeção de potência ativa relativamente elevada. Os valores das perdas na rede elétrica também são alterados conforme a localização e quantidade de potência ativa injetada pelos geradores distribuídos. No entanto, diferentemente do perfil de tensão que aumenta conforme se aumenta a potência ativa injetada, os valores das perdas apresentam comportamento quadrático inverso. Ou seja, as perdas diminuem com o aumento da potência injetada até determinado valor de potência injetada. Após, as perdas aumentam com a elevação da potência injetada. Desta forma, devem-se analisar detalhadamente os impactos técnicos causados pelos geradores distribuídos, em sua fase de instalação, para definir sua melhor localização na rede e para quantificar a máxima potência injetada que cause o menor impacto indesejável possível. A instalação de geradores distribuídos é uma solução de compromisso entre o que se deseja obter e os efeitos indesejáveis que eles causam na rede. Ainda, uma vez que o gerador está conectado via um conversor eletrônico de potência, é possível e recomendado fazer com que o gerador desempenhe outras funções, como injeção de reativos capacitivos, ou indutivos. Além disso, é possível executar uma compensação de correntes harmônicas. AGRADECIMENTOS Sem Compensação Compensação barra 10 Compensação barra 26 Compensação barras 10 e 26 Os autores agradecem a FAPESP (Proc. 13/ ) e CAPES pelo apoio financeiro. REFERÊNCIAS [1] Energy Information Administration, International Energy Outlook 2011, Energy Information Administration (EIA), Relatório técnico, 0484, [2] Energy Information Administration, Anual Energy Outlook 2012 with projection to 2035, Energy Information Administration (EIA), Relatório técnico, 0383(2012), [3] BP Energy Outlook, BP Energy Outlook 2030, BP Energy Outlook, Relatório técnico, [4] P. P. Barker and J. M. Bing, Advances in solar photovoltaic technology an applications perspective, IEEE Power Engineering Society General Meeting, vol. 2, pp , [5] UFPE e CHESF (2000) CRESESB [online]. Disponível em: metrico_do_brasil_2000.pdf acesso em 21/11/2012. Última consulta em xx de outubro de [6] H. M. Ayres, L. C. P. Silva and W. 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