ESTUDO E SIMULAÇÃO DE UMA MICRORREDE DE ENERGIA ELÉTRICA NOS MODOS CONECTADO E ISOLADO

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1 ESTUDO E SIMULAÇÃO DE UMA MICRORREDE DE ENERGIA ELÉTRICA NOS MODOS CONECTADO E ISOLADO Reginaldo Vagner Ferreira 1, Hélio Marcos André Antunes 2, Thiago Mendes Germano Costa 3, Porfírio Cabaleiro Cortizo 4, Sidelmo Magalhães Silva 5 1 Instituto Federal de Minas Gerais campus Betim (reginaldo.ferreira@ifmg.edu.br) 2 Universidade Federal do Espírito Santo 3, 4 e 5 Universidade Federal de Minas Gerais Escola de Engenharia Resumo No Brasil, alguns fatores vêm contribuindo para fortalecer a tecnologia de microgeração e consequentemente de microrredes, dentre os quais estão a crise hídrica, a existência de áreas isoladas das redes de distribuição e o anseio por parte dos consumidores pelo aproveitamento de energias renováveis. Este trabalho realiza inicialmente, uma análise regulatória dos modos de operação de uma microrrede. Em seguida apresenta o modelo de microrrede proposto. O funcionamento da microrrede é então estudado em ambiente computacional, utilizando-se a técnica de controle de droop, a partir da qual são apresentados os resultados com operação nos modos conectado e isolado. Este artigo permite, portanto, compreender diversas questões técnicas relacionadas à implementação de uma microrrede. Palavras-chave: microrredes, geração distribuída, controle de droop. Abstract In Brazil, several factors have contributed to strengthen the technology of microgeneration and consequently microgrids, among which are the water crisis, the existence of isolated areas of distributed networks and the desire by consumers for use of renewable energy. This paper realize initially, a regulatory analysis of the microgrid operation modes. After, presents a microgrid model. The microgrid operation is simulated using the droop control technique and then are shown the results in the connected and island operation modes. This paper allows therefore understand many technical issues related to the implementation of a microgrid.

2 Keywords: microgrids, distributed generation, droop control. 1. INTRODUÇÃO A produção de energia elétrica no Brasil baseia-se em geração centralizada, principalmente a partir das usinas hidrelétricas. A crise hídrica, porém, tem estimulado esforços de diversificação da matriz energética e do aproveitamento de fontes renováveis, contribuindo para a expansão da geração distribuída e das microrredes. Uma microrrede é constituída por um conjunto de microgeradores e cargas, operando como um único sistema controlável. Os microgeradores podem ser de diversas tecnologias, incluindo fontes renováveis tais como fotovoltaica ou eólica. O termo microrrede refere-se a um conjunto de cargas e microfontes, operando como um único sistema controlável (Lasseter, 2002). Pequenas redes autônomas já existem há algumas décadas em regiões onde a conexão com a rede principal não é possível (Cañizares, 2014). Microrredes podem operar nos modos conectado e isolado da rede principal. No modo conectado, os microgeradores trocam energia com a rede. No modo isolado, são responsáveis por manter a integridade da rede sem o auxílio de uma fonte principal. Existem, porém, questões técnicas, políticas e comerciais relacionadas à interconexão de microrredes com redes de distribuição administradas por concessionárias de energia. O presente trabalho tem como objetivo mostrar as principais questões relacionadas à regulamentação de microrredes no Brasil e esclarecer as dificuldades de controle relacionadas às transições de desconexão e conexão da microrrede com a rede principal. 2. ANÁLISE REGULATÓRIA A microrrede em seu conceito, deve possibilitar que as cargas e gerações presentes no seu raio de funcionamento possam operar tanto em modo isolado quanto no modo conectado. A transição entre estes modos de operação deve ser feita suavemente e pode ser tanto intencional quanto não intencional, atrelada à um evento externo, como, por exemplo, a perda de um circuito alimentador ligado ao barramento da microrrede. Em termos de regulação, não existem normas ou padrões nacionais para este tipo de interação entre sistemas de geração e rede elétrica. No entanto, um primeiro passo foi dado após a publicação da Resolução 482/2012 (ANEEL, 2012), através da qual o sistema elétrico

3 brasileiro passou a permitir a conexão de fontes de GD (Geração Distribuída), incentivadas através de um sistema de compensação de energia. A criação de uma microrrede depende de um esforço conjunto entre os usuários da rede elétrica e a concessionária, o que no contexto nacional, não é facilmente atendido. A distribuição elétrica não é remunerada pela qualidade da energia prestada para os seus usuários e sim pelo montante de energia ativa entregue ao usuário. O mercado é regulado e os preços são controlados. Desta forma é possível afirmar que existe uma incompatibilidade regulatória entre o modelo de negócios das concessionárias e a criação de microrredes. Não obstante, com o crescimento da penetração de sistemas de geração nas redes de distribuição existe a possibilidade de sistemas deste tipo serem implementados em casos específicos. O padrão internacional fornecido pela IEEE da família IEEE 1547 (Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems) fornece várias definições, guias e sugestões quanto aos parâmetros que devem ser seguidos pelos projetistas, engenheiros e técnicos das concessionárias para permitir a correta implementação de uma microrrede (IEEE, 2011). Destaca-se na Tabela 1 uma síntese dos principais pontos de atenção, problemas e vantagens na implantação de uma microrrede. Tabela 1. Intervenções causadas na rede devido a implementação de uma microrrede. Mudanças provocadas pela microrrede - sentido e magnitude do fluxo de potência; Possíveis problemas causados - reconexão fora de fase nos pontos de conexão com a rede; Possíveis vantagens e melhorias - capacidade de operação em modo ilhado e conectado; - controle de magnitude de tensão e frequência; - danos aos equipamentos elétricos causados por freqüência e tensão anormais; - aumento da confiabilidade do sistema devido a capacidade de operação ilhada; - requisitos de controle e monitoramento de elos do sistema; - perda de confiabilidade devido ao aumento de complexidade operacional; - coordenação de proteção; - mudanças drásticas de potência de curto circuito entre os modos conectado e isolado; - capacidade de formação de ilhas intencionais visando melhor aproveitamento da rede. - condições de regime permanente e transitório; - aumento na complexidade de coordenação e proteção; - equilíbrio carga-geração. - desbalanceamento de fases.

4 Dentre todos os tipos de microrredes elencados em (IEEE, 2011) o que mais se assemelha ao modelo estudado é o tipo Facility Island (Ilha da Instalação), composto por uma carga (ou um conjunto ligado ao mesmo barramento), um Ponto de Acoplamento Comum (PAC) e unidades de geração. Neste tipo de conexão, a geração não pode ser desconectada em caso de perda de referência, o que atualmente é proibido pela normativa vigente. Conforme já explicitado, tanto o modelo de negócios quanto a normativa vigente não possuem previsão para a criação e operação de microrredes. De toda forma, cabe ressaltar quais são as normas vigentes e onde elas se aplicam. Do ponto de vista regulatório, a já citada Res. Normativa 482 (ANEEL, 2012) instituiu o sistema de compensação de energia e criou os conceitos de micro e minigeração, permitindo a conexão de sistemas de fontes renováveis (solar, eólica, hídrica e biomassa) de até 1 MW em paralelismo permanente com a rede elétrica de distribuição. A partir desta resolução, o Módulo 3 do PRODIST Acesso ao Sistema de Distribuição (PRODIST, 2012) foi revisto incluindo-se os procedimentos e critérios técnicos que as concessionárias deveriam adotar. Tendo o PRODIST como base, cada concessionária foi responsável por criar e emitir uma norma própria para disciplinar os detalhes técnicos de sua rede. Notadamente, os sistemas fotovoltaicos são os que possuem maior facilidade de adaptação, portanto representam o maior número de instalações conectadas no Brasil. Desta forma, em 2012 e 2013 criaram-se normas que disciplinam o funcionamento do inversor para conexão à rede para sistemas fotovoltaicos, sendo as mais importantes a NBR 16149, NBR e NBR IEC Esta última trata justamente da necessidade de desconexão dos inversores em caso de ilhamento. 3. Modelo computacional e técnicas de controle utilizadas A presente seção permite compreender de forma sucinta as técnicas de controle utilizadas em simulação e o modelo computacional de microrrede estudado. 3.1 Técnica de controle de droop O controle de droop permite um compartilhamento automático de potências ativa e reativa entre inversores que integram uma microrrede autônoma (PALIZBAN, 2013). Através

5 desta técnica, a frequência e a magnitude da tensão de saída são controladas pelas potências ativa e reativa respectivamente (COELHO, 2002), conforme descrito em (3) e (4): ω = ω 0 k p. P (3) E = E 0 k v. Q (4) onde ω 0 e E 0 são a frequência angular e a magnitude da tensão de saída, k p e k v são os coeficientes de droop, P e Q as potências médias ativa e reativa. As potências ativa e reativa são calculadas no referencial dq, obtidas a partir de medições trifásicas de tensão e corrente na saída do filtro do conversor c.c./c.a. (LEE, 2010). No modo conectado, a estratégia de controle consiste em controlar a corrente que deve ser injetada no ponto de acoplamento para garantir a máxima transferência de potência (VANDOORN, 2013). A figura 1 ilustra o controle de droop para determinação da tensão de referência. Vo io Power Calculator Q P E ω Q P E ω Tensão de referência Vo* Figura 1. Determinação da tensão de referência através do controle de droop. 3.2 Modelo computacional da microrrede O modelo computacional é apresentado em diagrama de blocos através da figura 2. É constituído de uma fonte principal (simulando a rede), dois microgeradores e seus respectivos filtros LCL, a carga e um dispositivo de seccionamento (S1). S1 Cargas Microgerador 1 PCC Filtro LCL Figura 2. Modelo computacional em diagrama de blocos. Microgerador 2

6 O controle de droop está implementado em de cada bloco microgerador, assim como o sistema de sincronismo, ilustrado na figura 3, utilizado para garantir condições idênticas de fase, frequência e amplitude da rede e da microrrede no momento da transição do modo ilhado para o conectado. Tal sincronismo inicia-se a partir do momento em que, na operação ilhada da microrrede, a rede torna-se disponível. No controle da frequência, figura 3(a), uma potência reativa fictícia é calculada utilizando a tensão da rede e da microrrede com a chave de conexão entre os sistemas aberta. A potência reativa fictícia é forçada a zero usando um controlador proporcional integral e é adicionada à ação de controle da malha P x f. Quando a potência fictícia chega a zero significa que as tensões estão sincronizadas, com mesma fase e frequência. Analisando a Figura 3(b) é possível notar que a técnica que permite controlar a amplitude da tensão é composta por uma tensão de referência eficaz igual a tensão da rede elétrica e a tensão da microrrede, na qual ambos os sinais passam por um somador, resultando em um erro. O erro passa por um controlador proporcional integral e é então gerado um sinal que é adicionado à ação da malha Q x E. Na condição em que a tensão da microrrede tiver mesma amplitude, fase e frequência da rede principal, a chave S1 pode ser ligada novamente, restabelecendo a conexão entre as fontes. As características nominais do sistema podem ser vistas na tabela 2. (a) (b) Figura 3. Diagramas de sincronismo: (a) da frequência; (b) da magnitude da tensão.

7 Tabela 2 Parâmetros elétricos da microrrede em estudo. Subsistema Rede elétrica Conversor ideal - I e II Filtro LCL Carga elétrica Características nominais 220 V, 60 Hz, Scc=1000 kva Pn=20 kw, Qn=15 kvar, f=2%, V=4%, KP=3, , Kv=4, , KpV_sinc=0,25, Kiv_sinc= 30, Kpw_sinc= 0, e Kiw_sinc = 0, L1= 600 μh, L2= 10 μh, Cf = 68,5 μf Pn=20 kw, Qn= 10 kvar 4. Resultados Nesta seção serão apresentados os principais resultados de operação (simulados no Matlab/ Simulink ) da microrrede em estudo, com as seguintes condições: t=0,25s: conexão da carga passiva (20 kw e 10 kvar) com a rede elétrica; t=0,5s: os conversores I e II passam a suprir a demanda da carga elétrica; t=0,7s: a microrrede passa operar ilhada; t=1s: a microrrede é sincronizada com a rede elétrica, em tensão e frequência; t=1,6s: a microrrede volta a operar conectada à rede elétrica. Analisando a figura 4(a) é possível notar que, no instante t=0,25s em que a carga é conectada na rede, ocorre uma pequena redução na amplitude da tensão, devido à queda de tensão na impedância da rede. Já quando os conversores I e II passam a suprir a carga a partir de t=0,5s essa queda de tensão é anulada. Para o instante em que a rede opera ilhada a tensão eficaz da microrrede cai para 122,5 V, devido ao droop de Q x E. Porém, com a sincronização da tensão em t=1s o valor eficaz é elevado para um valor próximo de 127 V, até que no instante t=1,6s a microrrede volta a operar conectada à rede elétrica. Observando a tensão no domínio do tempo na figura 4(b) e figura 4(c) é possível notar que nenhum transitório significativo ocorre, tanto para o instante em que a microrrede passa operar no modo ilhado, quanto para o momento em que ocorre a reconexão com a rede elétrica. Com relação a frequência elétrica da microrrede ilustrada na figura 4(d), deve ser destacado que não ocorre variação significativa no modo conectado à rede. Já com o

8 ilhamento, a frequência cai para 59,5 Hz, devido ao droop de P x f. No momento em que o sincronismo com a rede é ativado em t=1s, ocorre uma oscilação na frequência até que seja atingido 60 Hz. Na reconexão com a rede, a frequência oscila em torno de 0,2 Hz, durante aproximadamente 100ms. (a) (b) (c) (d) Figura 4. Resultados de simulação da microrrede: (a) valor eficaz da tensão por fase; (b) tensão no tempo para o instante do ilhamento; (c) tensão no tempo para o instante de reconexão com a rede elétrica; (d) frequência elétrica. Por fim, na figura 5 é apresentado o fluxo de potência na microrrede. Até o instante t=0,35s o fluxo de potência ativa e reativa na rede elétrica atende à demanda da carga. Porém, com a entrada em operação dos conversores I e II o fluxo de potência elétrica é zerado na rede elétrica. No instante em que ocorre o ilhamento o fluxo de potência ativa e reativa tem sua amplitude reduzida, devido à queda de tensão e de frequência na microrrede. Quando ocorre a sincronização da tensão e frequência com a rede em t=1s a potência demandada pela carga volta ao seu valor nominal. No momento em que a microrrede volta a operar conectada à rede em t=1,6s ocorre uma pequena oscilação no fluxo de potência dos conversores I e II, porém a potência na carga fica constante.

9 AGRENER GD 2015 (a) (b) (c) (d) Figura 5. Fluxo de potência ativa e reativa na microrrede: (a) rede elétrica; (b) conversor I; (c) conversor II; (d) carga elétrica. 5 - Conclusões O presente trabalho permitiu uma compreensão a respeito de questões regulatórias e técnicas relacionadas à inserção de microgeradores em redes de energia elétrica brasileiras. Do ponto de vista da regulação, o Brasil ainda precisa estabelecer regras que conciliem os interesses de fabricantes, consumidores e concessionárias, para permitir o funcionamento da microrrede na condição de ilhamento. Para que geradores inicialmente conectados, possam funcionar na condição ilhada, as referências de potência ativa e reativa do droop control precisam ser levadas a zero para permitir que os inversores se ajustem automaticamente nesta condição. No retorno da rede principal é absolutamente necessário implementar uma técnica de sincronismo entre microrrede e rede, para somente após confirmação do sincronismo, religar o dispositivo de seccionamento, evitando assim um transitório de corrente que possa levar a sensibilização de proteções do sistema.

10 Quanto à implementação, a técnica de controle de droop mostrou-se aplicável aos sistemas de geração distribuída, tanto para microgeração conectada a uma fonte principal, quanto no contexto de microrrede ilhada. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica. Índices de DEC e FEC para as concessionárias do Brasil, 1997 a ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica. Resolução Normativa Nº 482, de 17 de Abril de CAÑIZARES, C. A. et. al. Trends in Microgrid Control. IEEE Transactions on Smart Grid, vol. 5, no. 4, COELHO, E. A. A; CORTIZO, P. C.; GARCIA, P. F. D. Small-Signal Stability for Parallel- Connected Inverters in Stand-Alone AC Supply Systems. IEEE Transactions on Industry Applications, vol. 38, no. 2, IEEE IEEE Guide for Design, Operation, and Integration of Distributed Resource Island Systems with Electric Power Systems LASSETER, R.H. MicroGrids. IEEE Power Engineering Society Winter Meeting, vol. 1, pp , LEE, C. T.; CHU, C. C.; Cheng, P. T. A New Droop Control Method for the Autonomous Operation of Distributed Energy Resource Interface Converters, Energy Conversion Congress and Exposition (ECCE), 2010 IEEE, pp , PALIZBAN, O.; KAUHANIEMI, K. Microgrid Control Principles in Island Mode Operation. PowerTech (POWERTECH), 2013 IEEE Grenoble, pp. 1-6, PRODIST Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional. ANEEL, PUDJIANTO, D. et. al. Investigation of Regulatory, Commercial, Economic and Environmental Issues in Microgrids. IEEE Future Power Systems International Conference, VANDOORN, T. L.; MEERSMAN, B.; DE KOONING, J. D. M.; VANDEVELDE, L. Transition From Islanded to Grid-Connected Mode of Microgrids With Voltage-Based Droop Control. IEEE Transactions on Power Systems, vol. 28, no. 3, 2013.