Análise de Problemas de Qualidade da Energia Elétrica Causados pela Proteção Anti-Ilhamento de Geradores Distribuídos

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1 Universidade de São Paulo Escola de Engenharia de São Carlos Departamento de Engenharia Elétrica Análise de Problemas de Qualidade da Energia Elétrica Causados pela Proteção Anti-Ilhamento de Geradores Distribuídos Vinícius Orsi Valente São Carlos 2013

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3 VINÍCIUS ORSI VALENTE Análise de Problemas de Qualidade da Energia Elétrica Causados pela Proteção Anti-Ilhamento de Geradores Distribuídos Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à Escola de Engenharia de São Carlos, da Universidade de São Paulo Curso de Engenharia Elétrica com ênfase em Sistemas de Energia e Automação ORIENTADOR: Prof. José Carlos de Melo Vieira Júnior São Carlos 2013

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8 Resumo Valente, V. O. Análise de Problemas de Qualidade da Energia Elétrica Causados pela Proteção Anti-Ilhamento de Geradores Distribuídos p. Trabalho de Conclusão de Curso Escola de Engenharia de São Carlos, Universidade de São Paulo, São Carlos, Este trabalho de conclusão de curso analisará como a qualidade de energia fornecida aos consumidores finais é afetada com a atuação da proteção anti-ilhamento de geradores distribuídos. Para isso, serão feitas simulações de um modelo de rede de distribuição de energia elétrica, definido como caso base, através do aplicativo SimPowerSystems, contido no programa Matlab. Após as simulações e discussões dos resultados obtidos, será concluído qual o melhor ajuste para que o sistema seja menos afetado e uma potencial solução para minimizar os problemas relacionados à qualidade da energia elétrica. Foram realizadas novas análises com a inserção de um banco de capacitores em cada barra com gerador distribuído para diferentes condições de cargas no sistema elétrico e constatado que tal procedimento é uma potencial solução para mitigar os problemas encontrados. Palavras-chaves: distribuição de energia elétrica, geração distribuída, proteção antiilhamento, qualidade da energia elétrica, regulação de tensão de tensão.

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10 Abstract Valente, V. O. Problem Analysis of Power Quality Caused by Anti-Islanding Protection of Distributed Generators p. Final Paper, São Carlos School of Engineering, University of São Paulo, São Carlos, 2013 This completion of course work aims at investigating how the power quality is affected by the anti-islanding protection of distributed generators. For this, simulations of a power distribution system will be carried out by using SimPowerSystems a toolbox of the Matlab software. After the simulations and discussions of the results, the best settings of network equipment can be defined, and a potential solution to mitigate the impacts of anti-islanding protection on power quality is analyzed. New analyses were performed with the insertion of capacitor banks on each distributed generator busbar for different load conditions, confirming that the procedure is a potential solution for reducing the problems found. Keywords: distribution of electric energy, distributed generation, anti-islanding protection, power quality, voltage regulation voltage.

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12 Lista de figuras Figura 1.1 Perspectiva de crescimento do consumo de energia elétrica brasileiro para diferentes cenários Figura 2.1 Sistema elétrico contendo transformador sem comutação de taps Figura 2.2 Sistema elétrico contendo transformador com comutação de taps Figura 2.3 Sistema elétrico contendo transformador com comutação de taps e regulador de tensão Figura 2.4 Ponto de acoplamento comum Figura 2.5 Ilhamento Figura 2.6 Fluxo de potência com geradores distribuídos Figura 2.7 Fluxo de potência sem geradores distribuídos Figura 2.8 Perfil de tensão com a atuação dos dispositivos reguladores Figura 3.1 Diagrama unifilar da rede elétrica modelada Figura 3.2 Variação de taps para carga máxima Figura 3.3 Variação de taps para carga média Figura 3.4 Variação de taps para carga leve Figura 4.1 Variação de taps na condição de carga máxima Figura 4.2 Variação da tensão de linha na barra 12 na condição de carga máxima Figura Variação de taps na condição de carga média Figura Variação da tensão de linha na barra 12 na condição de carga média Figura Variação de taps na condição de carga leve Figura Variação da tensão de linha na barra 12 na condição de carga leve Figura 4.7 Comportamento genérico da tensão pelo tempo Figura 5.1 Representação da conexão do banco de capacitores... 45

13 Figura 5.2 Tensão de linha na barra 12 para condição de carga máxima com o banco de capacitores de 0,7 MVAr Figura Tensão de linha na barra 12 para condição de carga máxima com o banco de capacitores de 2,1 MVAr Figura Tensão de linha na barra 12 para condição de carga média com o banco de capacitores de 2,1 MVAr Figura Tensão de linha na barra 12 para condição de carga leve com o banco de capacitores de 2,1 MVAr... 49

14 Sumário 1. Introdução Objetivos do trabalho Organização do documento Contextualização Impactos da geração distribuída na regulação de tensão em redes de distribuição de energia elétrica Regulação de tensão Recomendação IEEE Ilhamento Afundamentos de tensão causados pela desconexão de geradores distribuídos Metodologia Modelo do sistema elétrico Tempos Ajuste de tap iniciais Análise dos resultados Carga máxima Carga média Carga leve Discussão dos resultados Proposta de solução Conclusão Referências bibliográficas... 53

15 Apêndice... 55

16 1. Introdução Desde a década de 1950, principalmente a partir do governo de Juscelino Kubistchek, o Brasil encontra-se em um crescente processo de industrialização. Como qualquer crescimento industrial só é possível se acompanhado de investimentos no setor elétrico para suprir o aumento da demanda, a matriz energética elétrica brasileira vem sofrendo constantes transformações para acompanhar tais mudanças. Com o objetivo de garantir o fornecimento adequado de energia elétrica para todo o país, muitos programas foram criados pelo governo brasileiro durante esse tempo. Entre eles, pode-se destacar o Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (Procel). Criado em 1985 e em vigor até os dias de hoje, o programa tem como principais objetivos diminuir o desperdício de energia elétrica no país e buscar a eficiência energética no setor elétrico. O programa representa um enorme sucesso quando se avaliam os dados referentes à economia de energia no Brasil ([1] e [2]). Os programas e incentivos do governo brasileiro para que o país pudesse manter o fornecimento de energia elétrica nos padrões adequados obtiveram êxito até 2001, quando as atenções se voltaram novamente ao setor elétrico em vista de uma nova ameaça: o risco de apagão. O termo apagão foi designado à crise de abastecimento de energia elétrica que perdurou no Brasil entre julho de 2001 e setembro de Nesse período, existiam rumores de que havia um risco iminente de cortes forçados no fornecimento de energia para regularizar a crítica situação do setor energético do país durante o período. As causas da crise foram uma combinação de reservatórios vazios por falta de chuvas, falta de planejamento e ausência de investimentos em geração e transmissão de energia elétrica. O país teve, então, que elaborar um plano de contingência, baseado no racionamento forçado do consumo de energia e investimentos no setor, para se reestruturar e regularizar a situação em um curto prazo [3]. Embora nos dias atuais o governo brasileiro garanta que não há risco de novos apagões, a situação energética no país deve ser encarada com cautela. De acordo com o Plano Nacional de Energia 2030, elaborado pela Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE), pode-se observar pelas projeções baseadas nos últimos índices de crescimento do país que a população brasileira deverá ultrapassar o número de 238 milhões de habitantes 13

17 até 2030 [4]. A tabela 1.1 representa uma estimativa, realizada pelo IBGE, do crescimento populacional brasileiro para o período. Tabela 1.1 Projeção de crescimento da população brasileira até Fonte: EPE, [4]. Ainda de acordo com o estudo, os cenários mais otimistas para os próximos anos conduzem as perspectivas para um crescimento de consumo preocupante, visto que uma população em crescimento muito provavelmente acarretará na elevação de consumo de energia elétrica [4]. A figura 1.1 representa a estimativa da evolução do consumo de energia elétrica, até 2030, para vários cenários econômicos nacionais e mundiais. Figura 1.1 Perspectiva de crescimento do consumo de energia elétrica brasileiro para diferentes cenários [4] Fonte: EPE, [4]. 14

18 Entre as várias previsões de crescimento econômico para o Brasil, considerando o Cenário A como o cenário nacional e internacional mais favorável para o desenvolvimento do país, o Cenário C como o menos favorável e os cenários B1 e B2 como intermediários, pode-se observar um aumento no consumo de energia elétrica variando de 137,29% a 243,92% entre 2005 e 2030 [4]. Para que a oferta de energia elétrica possa acompanhar o ritmo de crescimento da demanda no Brasil, tornam-se imprescindíveis investimentos no setor elétrico do país. Novas fontes geradoras devem ser exploradas, novas redes e equipamentos instalados e técnicas já existentes de fornecimento necessitam ser constantemente atualizadas. Um dos conceitos que cresce há alguns anos e parece inexorável é a geração distribuída, que basicamente é a geração elétrica realizada de forma descentralizada, marcada pela presença de pequenos geradores distribuídos próximos aos centros consumidores. Porém, apesar de ser a grande promessa para o futuro, devem ser analisados com cautela os diversos impactos resultantes do funcionamento deste tipo de geração e eventuais problemas que podem afetar os consumidores de energia elétrica. Um dos principais problemas da geração distribuída é a dificultade de detecção de uma situação conhecida como ilhamento. Esta situação é caracterizada quando as cargas de uma rede elétrica são desconectadas da alimentação principal provida pelas concessionárias de energia, devido a alguma falta ou falha no sistema, e passam a ser alimentadas exclusivamente pelos geradores distribuídos conectados à rede. A ocorrência do ilhamento deve ser evitada pois pode acarretar em problemas para o fornecimento de energia elétrica. Dessa forma, as concessionárias determinam que os responsáveis pelos geradores distribuídos conectados em uma rede elétrica utilizem esquemas de proteção anti-ilhamento para deconectar esses geradores assim que a situação de ilhamento for detectada. Porém, a desconexão dos geradores pode resultar em variações de tensão de curta duração que afetam a qualidade de energia entregue aos consumidores e, portanto, deve ser amplamente estudada. Nesse intuito, este trabalho é focado em investigar como a qualidade de energia elétrica fornecida em uma rede contendo geradores distribuídos é afetada devido à proteção anti-ilhamento [5]. 15

19 1.1. Objetivos do trabalho Utilizando um modelo de sistema de distribuição, serão feitas diversas simulações variando valores de cargas e regulagens dos taps de um regulador de tensão e analisando, através de gráficos, como o fornecimento foi afetado. Dessa forma, será possível escolher os melhores ajustes e propor soluções para que o sistema elétrico em questão possa funcionar de forma eficiente, minimizando possíveis problemas e tornando o sistema mais confiável. Uma vez que a melhor configuração do sistema seja definida, este estudo poderá servir como base para a análise de outras redes reais, melhorando a qualidade do fornecimento de energia elétrica para os consumidores finais. 1.2 Organização do documento Este documento está organizado da seguinte forma: No capítulo 2, descreve-se detalhadamente o problema abordado, apresentando uma contextualização sobre os impactos da geração distribuída na regulação de tensão em redes de distribuição de energia elétrica. Neste capítulo também é elucidado como é afetada a regulação de tensão e como ocorre o ilhamento, destacando a principal norma a ser seguida em redes com geradores distribuídas. Por fim, é caracterizado o problema dos afundamentos de tensão resultantes da proteção anti-ilhamento. No capítulo 3, apresenta-se a metodologia usada para analisar o problema retratado no capítulo 2 e o modelo utilizado é exposto no formato de diagrama unifilar. Para analisar o problema, é proposta uma simulação através do aplicativo SimPowerSystems, contido no programa Matlab, e a cronologia dos eventos é apresentada. Por último, são descritas as regulagens de taps iniciais para diferentes condições de cargas. No capítulo 4 são apresentados os resultados das simulações para as diferentes cargas na forma de gráficos sobre a variação dos taps e de tensões nodais. Através dos gráficos das variações de tensão são calculados índices para os afundamentos de tensão ocorridos. 16

20 No capítulo 5, propõe-se uma solução através do uso de bancos de capacitores para o problema constatado. São feitas novas simulações com o chaveamento dos bancos no momento da desconexão dos geradores para diferentes condições de cargas. Os índices referentes aos afundamentos são calculados para as diferentes cargas e é feita uma comparação do comportamento de tensão simulada com a variação da tensão de fornecimento permitida pelas normas da ANEEL. Por fim, no capítulo 6, são apresentadas as conclusões finais a respeito do problema e a solução proposta. 17

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22 2. Contextualização 2.1. Impactos da geração distribuída na regulação de tensão em redes de distribuição de energia elétrica A grosso modo, geração distribuída pode ser definida como a geração de energia junto ou próxima dos centros consumidores, em contrapartida àquela visão clássica de grandes centrais produtoras interligadas por longas linhas até as cargas. É por estar perto dos consumidores que a geração distribuída se diz tão promissora: economizam-se investimentos em transmissão de energia e as perdas no sistema elétrico podem ser reduzidas. Nesse cenário se destacam, ainda, o uso de co-geradores, painéis fotovoltaicos, pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), entre outros e todos os equipamentos de medida, controle e comando responsáveis por articular a operação desses geradores [5]. Apesar dos altos custos associados à instalação dos geradores distribuídos [6], a inserção desse tipo de gerador em uma rede pode acarretar muitos benefícios ao sistema elétrico. Entre os motivos pelos quais a instalação desses geradores deve ser incentivada, pode-se destacar [7]: O sistema elétrico torna-se mais robusto, visto que não depende mais unicamente de uma fonte de alimentação; Geradores distribuídos promovem uma maior independência para o consumidor autoprodutor de energia elétrica na questão do planejamento e desenvolvimento de suas instalações; O custo da energia elétrica advinda da produção por geração distribuída vem caindo, ao ponto de se tornar competitiva com a energia elétrica que é fornecida pela rede de distribuição; Em períodos em que a tarifa da energia elétrica fornecida pela rede esteja elevada, os autoprodutores podem ser beneficiados utilizando sua geração interna, economizando, assim, na fatura da energia elétrica; 19

23 Caso haja excesso de energia produzida pela geração interna, esta poderá ser comercializada diretamente com a concessionária, gerando lucro ao produtor. Além dos fatores acima citados, geradores distribuídos possuem a versatilidade de injetar potência ativa e reativa na rede elétrica, a depender do seu modo de controle e, por isso, podem ser utilizados como suporte de potência reativa em sistemas de distribuição. A utilização da geração distribuída também é uma importante ferramenta para auxiliar no controle de tensão, estabilidade da rede de distribuição, entre outros [7]. Porém, para não degradar o perfil de tensão do sistema elétrico em que são instalados, os geradores distribuídos devem ser coordenados com outros dispositivos reguladores de tensão, como banco de capacitores, transformadores com comutação tap e autotransformadores reguladores de tensão [5]. 2.2 Regulação de tensão Quando conectado a um sistema elétrico, o gerador distribuído altera o fluxo de potência e os níveis de tensão da rede, pois estará injetando potência ativa e/ou reativa, e também pode consumir potência reativa [5]. Essas alterações nos níveis de tensão podem alcançar patamares indesejados e infringir os limites recomendados pelas normas de fornecimento de energia elétrica. No Brasil, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) define em suas normas os limites de tensão admissíveis para o fornecimento de energia elétrica (PRODIST Módulo 8). A tabela 2.1 demonstra a faixa de variação de tensão em regime permanente recomendada para as redes de distribuição com tensões nominais entre 1kV e 69kV [8]. Tensão de Atendimento Faixa de variação de tensão (em p.u.) Adequada 0,93 V 1,05 Precária 0,90 V 0,93 Crítica V 0,90 ou V 1,05 Tabela 2.1 Limites de tensão em regime permanente admissíveis para redes de distribuição com tensões nominais entre 1kV e 69kV [8] 20

24 Para que os níveis de tensão de fornecimento mantenham-se nos patamares adequados, são usados dispositivos reguladores de tensão ao longo das redes de distribuição de energia elétrica. Tais dispositivos são, basicamente, responsáveis por manter a tensão de saída em níveis pré-estabelecidos, atenuando possíveis variações ocorridas na tensão de entrada. Esta regulação é frequentemente realizada por transformadores com comutação de taps (de forma automática ou manual) nos sistemas elétricos de potência [9]. Para analisar os impactos da regulação de tensão entre uma subestação e uma rede secundária, foi considerado um alimentador contendo um transformador com regulação de taps, representado na figura 2.1. Na mesma figura, é apresentada uma ilustraçãp do perfil de tensão ao longo do alimentador. Para o caso de nenhuma comutação de taps, a tensão diminui gradativamente com as perdas associadas ao longo da linha e a regulagem do transformador permanece em TAP1. Figura 2.1 Sistema elétrico contendo transformador sem comutação de taps. Considerando-se, agora, uma regulagem TAP 2 com uma relação de transformação de 0,95 p.u. : 1 p.u., a rede elétrica apresentará uma elevação de 5% na tensão do secundário do transformador com relação à regulagem TAP 1. A figura 2.2 ilustra o ganho de tensão resultante da comutação do TAP 1 para TAP 2. 21

25 Figura 2.2 Sistema elétrico contendo transformador com comutação de taps. A instalação de um regulador de tensão na rede elétrica, aliada à comutação automática dos taps de forma adequada pode garantir o melhor funcionamento do sistema. O regulador de tensão é responsável por manter a sua tensão de saída dentro de uma faixa pré-ajustada, de acordo com sua regulagem, atenuando a variação de tensão da rede elétrica. A figura 2.3 demonstra o funcionamento do regulador de tensão atuando em conjunto com o transformador com comutação automática de taps ao longo da linha. 22

26 Figura 2.3 Sistema elétrico contendo transformador com comutação de taps e regulador de tensão. Como é possível observar pela figura 2.3, a inserção do regulador de tensão em um sistema elétrico permite reduzir as variações nas tensões de alimentação, visto que este dispositivo é responsável por manter os valores de tensão dentro de limites pré-ajustáveis. Dessa forma, problemas relacionados à qualidade de energia com relação às violações dos níveis de tensão de regime permanente podem ser atenuados beneficiando os consumidores finais. 2.3 Recomendação IEEE 1547 Diante da necessidade crítica de existir um padrão sobre os requisitos técnicos a respeito das conexões entre os geradores distribuídos e o sistema de distribuição de energia elétrica, foi criada a norma internacional IEEE 1547 (2003) [10]. Nela são apresentados os critérios e requisitos técnicos relacionados ao desempenho, testes, operação, segurança e 23

27 manutenção dessas conexões e que podem ser universalmente aplicados para a instalação de geradores distribuídos. O documento [10] apresenta uma análise do sistema no ponto em que as cargas e geradores distribuídos se conectam ao sistema elétrico de potência, também chamado de ponto de acoplamento comum. Uma representação gráfica do ponto de acoplamento comum é apresentada na figura 2.4. Figura 2.4 Ponto de acoplamento comum. Caso o sistema opere, neste ponto, em uma faixa de tensão efetiva (valor eficaz) fora dos valores permitidos por determinado período de tempo, o sistema de proteção deve atuar desconectando os geradores distribuídos do sistema elétrico de potência. Os tempos entre a detecção da operação do sistema elétrico fora da faixa de tensão permitida e a desconexão dos geradores distribuídos devem seguir os valores apresentados na tabela

28 Faixa de tensão (% em relação à tensão nominal) Tempo para desconexão (em segundos) V < 50 0,16 50 V < 88 2, < V < 120 1,00 V 120 0,16 Tabela 2.2 Tempos de desconexão em relação aos níveis de tensão [10]. Para o sistema elétrico de potência operando fora da faixa permitida de frequência, a desconexão dos geradores distribuídos deve ocorrer de acordo com a tabela 2.2. Potência do Gerador Distribuído Faixa de Frequência (Hz) Tempo para desconexão (em segundos) 30 kw > 60,5 0,16 < 59,3 0,16 > 30 kw > 60,5 0,16 < {59,8 57,0} (ajustável) Ajustável entre 0,16 a 300 < 57,0 0,16 Tabela 2.3 Tempos de desconexão em relação às faixas de frequência [10]. No caso de Ilhamento não-intencional, a recomendação do IEEE determina que o sistema de proteção deve detectar o Ilhamento e desconectar os geradores distribuídos presentes na área em até 2 segundos desde a formação da ilha. 25

29 Depois de desconectados, o sistema de proteção deve aguardar que as faixas de tensão e frequência voltem aos níveis aceitáveis de fornecimento por determinados períodos de tempo pré-estabelecidos antes de reconectar os geradores distribuídos ao sistema elétrico. Esses períodos de tempo podem variar de acordo com as concessionárias locais responsáveis pela distribuição da energia elétrica e podem chegar a até 60 minutos [5]. 2.4 Ilhamento A atuação dos sistemas de proteção em uma rede elétrica contendo geradores distribuídos pode ocasionar efeitos indesejáveis ao sistema, como o chamado Ilhamento. O ilhamento ocorre quando, devido a uma falta ou outro problema em uma rede contendo geradores distribuídos, o sistema de proteção nela presente atua deixando parte da rede isolada da alimentação principal. Se os geradores distribuídos não forem desconectados assim que o sistema de proteção da rede atuar, as cargas em determinados pontos do sistema elétrico não mais serão supridas pela alimentação principal e passam a ser alimentadas exclusivamente pelos geradores distribuídos contidos nesses pontos, como mostrado na figura 2.5. Figura 2.5 Ilhamento. 26

30 Esse tipo de ocorrência é altamente indesejável e deve ser evitada, pois pode ocasionar distúrbios no fornecimento da energia, como afundamentos e elevações de tensão, que violam os parâmetros de qualidade aceitáveis para a distribuição de eletricidade até as cargas consumidoras. Além disso, esta configuração pode oferecer sérios riscos às equipes de manutenção, assim como aos consumidores em geral, pois certas áreas continuam energizadas sem o conhecimento da concessionária. Para que este efeito seja mitigado, as concessionárias responsáveis pela distribuição de energia na região determinam que esses geradores devam ser desconectados o mais rápido possível assim que o sistema de proteção atuar e resultar em uma ilha energizada. As concessionárias não permitem que produtores independentes operem sob a condição de Ilhamento, pois a concessionária continua sendo a responsável legal pela qualidade da energia elétrica fornecida. Dessa forma, os produtores independentes devem se conectar ao sistema elétrico respeitando as normas de conexão e por meio de esquemas de proteção para evitar o Ilhamento. Entre os esquemas de proteção para a detecção do ilhamento, os mais tradicionais utilizam sistemas de transferência de disparo, os quais possuem elevado custo de implantação, inviabilizando, muitas vezes, a conexão de pequenos produtores à rede elétrica. Em razão disto, proteções mais simplificadas estão sendo estudadas e utilizadas para conexão de pequenas centrais produtoras à rede contendo geradores distribuídos. A desconexão de geradores distribuídos pelos sistemas de proteção presentes nas redes elétricas pode alterar os níveis de tensão em determinados pontos do sistema, ocasionando distúrbios relacionados à qualidade da energia elétrica. Entre os distúrbios resultantes, podem ser destacados os afundamentos de tensão. 2.5 Afundamentos de tensão causados pela desconexão de geradores distribuídos Segundo o módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição da Agência Nacional e Energia Elétrica (PRODIST/ANEEL), as variações de tensão com valores na faixa entre 0,1 p.u. e 0,9 p.u. em relação a uma tensão de referência e com duração entre um ciclo e três segundos são caracterizadas como afundamentos momentâneos de tensão. Já as variações de tensão na faixa entre 0,1 p.u. e 0,9 p.u. em relação a tensão de referência mas com uma 27

31 duração entre três segundos e três minutos são denominadas afundamentos temporários de tensão [8]. Geralmente, os afundamentos de tensão estão associados a faltas na rede elétrica, porém a desconexão abrupta de geradores distribuídos pode ocasionar tal afundamento ou até mesmo uma elevação de tensão na rede, dependendo do comportamento do gerador no sistema [5]. No caso particular deste trabalho, será estudada a relação entre a atuação da proteção anti-ilhamento, presente nas redes contendo geradores distribuídos, e os afundamentos de tensão resultantes. Para o caso de um sistema, tomado como exemplo de [5], operando em condições normais com uma carga total de 5MW a jusante do regulador e com geradores distribuídos fornecendo 3MW ao sistema, tem-se o fluxo de potência indicado na figura 2.6. Figura 2.6 Fluxo de potência com geradores distribuídos. Como as cargas do sistema consomem 5MW de potência ativa e os geradores distribuídos suprem 3MW de tal demanda, a subestação fica responsável por fornecer os 2MW restantes para alimentar as cargas de forma adequada. Neste cenário, o tap do regulador de tensão será automaticamente ajustado para manter os níveis de tensão dentro dos limites normativos. Supondo, agora, que ocorra uma falta no sistema elétrico e, como orientado pelas concessionárias, a proteção anti-ilhamento desconecta os geradores distribuídos presentes na rede e, após a eliminação da falta e o restabelecimento do sistema elétrico, o fluxo de potência para essa situação é mostrado na figura 2.7. Nessa situação, as cargas totais do sistema demandarão uma potência de 5MW que, agora, é fornecida exclusivamente pela alimentação da subestação, e tap do regulador de tensão se manterá inalterado por alguns 28

32 segundos. Como a demanda de potência ativa pelas cargas continua a mesma (5MW), porém sem os geradores distribuídos injetando potência, o valor da tensão medida pelo regulador de tensão se reduzirá inicialmente. E como a ação dos reguladores tensão é relativamente lenta, após a desconexão dos geradores distribuídos haverá certo período de tempo entre a extinção da falta e a atuação dos reguladores em que a tensão ficará reduzida, até que os taps sejam comutados na tentativa de elevar o perfil da tensão. Dessa forma, o perfil de tensão no local é caracterizado por um afundamento de tensão até que os reguladores estabilizem a tensão em patamares adequados para a futura reconexão dos geradores distribuídos. A figura 2.8, retirada de [5], exemplifica a atuação dos dispositivos reguladores de tensão. Figura 2.7 Fluxo de potência sem geradores distribuídos. Figura 2.8 Perfil de tensão com a atuação dos dispositivos reguladores. Fonte: NASCIMENTO, K. V, 2013 [5]. 29

33 O problema descrito anteriormente é uma consequência indesejada da atuação da proteção anti-ilhamento de geradores distribuídos, e pode resultar em afundamentos de tensão severos a depender da potência injetada pela geração distribuída e do nível de carregamento do sistema de distribuição de energia [5]. Logo, trata-se de um novo problema associado à qualidade da energia elétrica que merece ser analisado detalhadamente para que soluções eficazes possam ser propostas. 30

34 3. Metodologia No presente trabalho serão analisadas as variações de tensão causadas pela proteção anti-ilhamento de geradores distribuídos instalados em um sistema de distribuição de energia elétrica. A análise de como a rede elétrica é afetada tem foco nos afundamentos de tensão que ocorrem ao desconectar os geradores distribuídos e como o sistema se recupera até os níveis aceitáveis de fornecimento. Não compete a este trabalho analisar variações na frequência, perdas de sincronismo e injeção de harmônicos devido à presença e desconexão dos geradores distribuídos, embora também possam ocorrer. Para o estudo, será analisado um modelo de rede baseado em um sistema real. 3.1 Modelo do Sistema Elétrico Como modelo inicial, denominado Caso Base, foi utilizada uma modelagem em blocos para o aplicativo SimPowerSystems, contido no programa Matlab. O modelo escolhido foi o mesmo estudado como Sistema-teste 02 em [5] com uma pequena alteração: foram utilizados seis geradores distribuídos de 1,7 MW e 0,7 MVAr cada, ao invés de dois geradores originais. Dessa forma, pode-se analisar melhor a geração distribuída e seus efeitos no sistema elétrico. A figura 3.1 representa o diagrama do modelo a ser analisado, sendo que os dados completos desse sistema são apresentados no apêndice. 31

35 Figura 3.1 Diagrama unifilar da rede elétrica modelada. 32

36 O estudo do sistema elétrico consistiu em simular uma falta trifásica franca na barra 167, seguida da abertura do religador automático, a desconexão dos geradores distribuídos e o posterior religamento automático. Após o religamento, o sistema apresenta tensões nodais com valores menores em comparação aos valores de tensão antes da incidência da falta, caracterizando um afundamento de tensão. Este fenômeno se justifica devido ao fato de que foram desconectados os geradores distribuídos, que antes injetavam potência ativa e reativa na rede. Para facilitar o entendimento e visualização do problema, foi tomada como referência a barra 12 como objeto de estudo, uma vez que é a barra com menor valor de tensão em regime permanente. Foram realizadas simulações para três situações distintas, denominadas Carga Máxima, Carga Média e Carga Leve. As três situações simuladas referem-se, respectivamente, a valores de carga total conectada à rede elétrica de 100%, 50% e 30% em relação aos valores apresentados no apêndice. 3.2 Tempos As simulações foram realizadas obedecendo à seguinte sequência de eventos: t=0 s: A simulação é iniciada com todo o sistema elétrico conectado e funcionando normalmente; t=10 s: Ocorre um curto-circuito trifásico franco na barra 167; t=10,116 s: O religador atua (abre); t=10,333 s: Todos os geradores distribuídos à jusante do religador são desconectados. Admite-se que as proteções anti-ilhamento dos geradores distribuídos atuaram corretamente e no mesmo instante; t=10,633 s: O religador fecha novamente; t=10,753 s: A falta é eliminada e a tensão é restabelecida com os geradores distribuídos desconectados (e assim permanecem até o fim da simulação); t=40 s: Fim da simulação. 33

37 Foi admitido um tempo de 3 segundos para cada alteração de tap do regulador de tensão. Tal valor se justifica pelo fato de que este trabalho se baseia em um regulador eletromecânico com o intuito de gerar resultados mais conservadores. Apesar de existirem reguladores de tensão mais modernos, assistidos eletronicamente ou totalmente eletrônicos, com menores tempos de atuação [11], os resultados e conclusões aqui obtidos podem ser generalizados para os mesmos. Para uma melhor vizualização do problema, o tempo de espera até o regulador de tensão começar a comutar os taps também foi mantido em 3 segundos. Dessa forma, é possível analisar de forma mais clara as variações de tensão ao longo da simulação, visto que o foco deste trabalho são as intensidades dos afundamentos. 3.3 Ajustes de tap iniciais Antes de começar a análise para as condições de Carga Máxima, Média e Leve, é necessário saber quais são as posições iniciais do comutador automático tap do transformador em cada situação. Para descobrir qual o ajuste ideal, que pode variar discretamente entre -8 e +8, foram realizadas três simulações com tap inicial zero, uma para cada condição de carga. As simulações utilizam o modelo descrito anteriormente, porém a falta trifásica não é simulada com o objetivo de analisar o comportamente da tensão na barra de referência em regime permanente. Dessa forma, verifica-se que, em cada caso, o valor de tap do regulador de tensão, inicialmente em zero, é alterado até permanecer constante em um valor até o final da simulação. Neste valor, é suposto que o sistema atinge a estabilidade em regime permanente e, portanto, é considerado o melhor valor de tap para o ínicio de novas simulações, agora com a ocorrência da falta trifásica. Os gráficos referentes às variações dos taps nos casos de carga máxima, média e leve, são apresentados, respetivamente, nas figuras 3.2, 3.3 e

38 TAP TAP 4 Carga Máxima Tempo (s) Figura 3.2 Variação de taps para carga máxima. 5 Carga Média Tempo (s) Figura 3.3 Variação de taps para carga média. 35

39 TAP 7 Carga Leve Tempo (s) Figura 3.4 Variação de taps para carga leve. As posições iniciais de tap são, então, apresentadas na Tabela 3.1. Carga Tap inicial Máxima 0 Média 5 Leve 7 Tabela 3.1 Valores dos taps iniciais. 36

40 TAP 4. Análise dos resultados Uma vez determinados os valores de taps iniciais, foram realizadas simulações com a ocorrência da falta trifásica para as três condições de cargas. Para cada caso, foram analisadas as alterações nos valores dos taps do transformador e das tensões da barra 12. Os resultados obtidos serão expostos neste capítulo sob a forma de gráficos e discutidos na seção Carga máxima Para carga total do sistema elétrico (carga máxima), foi realizada uma simulação e obteve-se o gráfico da figura 4.1, referente à variação dos valores de taps do transformador para tal condição de carga. 0 Carga Máxima Tempo (s) Figura 4.1 Variação de taps na condição de carga máxima. 37

41 Tensão de linha na barra 12 (p.u.) Através dessa simulação também foi possível analisar o comportamento da tensão de linha na barra 12. O gráfico obtido é exposto na figura Carga Máxima X: 10 Y: X: Y: X: Y: Tempo (s) Figura 4.2 Variação da tensão de linha na barra 12 na condição de carga máxima. 4.2 Carga média Com apenas metade da carga conectada à rede elétrica modelada (Carga Média), foi realizada uma nova simulação para analisar o comportamento dos valores de taps neste caso e como a tensão de linha na barra 12 variou ao longo do tempo da simulação. Os resultados para a variação do tap e da tensão na barra 12 são apresentados, respectivamente, nas figuras 4.3 e 4.4 a seguir. 38

42 Tensão de linha na barra 12 (p.u.) TAP 5 Carga Média Tempo (s) Figura Variação de taps na condição de carga média. 1 Carga Média X: 10 Y: X: Y: X: Y: Tempo (s) Figura Variação da tensão de linha na barra 12 na condição de carga média. 39

43 TAP 4.3 Carga leve No caso de apenas 30% da carga conectada à rede elétrica de distribuição (Carga Leve), mais uma simulação foi realizada com o objetivo de demonstrar como se deu a variação dos taps e da tensão de linha na barra 12. Os gráficos obtidos com relação à variação dos taps e da tensão na barra 12 são mostrados, respectivamente, nas figuras 4.5 e Carga Leve Tempo (s) Figura Variação de taps na condição de carga leve. 40

44 Tensão de linha na barra 12 (p.u.) 1 Carga Leve X: 10 Y: X: Y: X: Y: Tempo (s) Figura Variação da tensão de linha na barra 12 na condição de carga leve. 4.4 Discussão dos resultados Pela simples observação dos gráficos dos gráficos apresentados anteriormente nas seções 4.1 a 4.3, nota-se que o comportamento da tensão é semelhante para as três condições de carga. No início da simulação, o sistema elétrico apresenta uma pequena oscilação referente aos processamentos e cálculos de todas as condições iniciais pelo programa. As oscilações cessam e os valores de tensão são mantidos na condição de regime permanente até que a falta é simulada (no instante de tempo de 10 segundos), quando o fornecimento de tensão é interrompido e os geradores distribuídos são desconetados. A tensão é, então, restabelecida sem a presença dos geradores distribuídos na rede elétrica. Nota-se, também, uma pequena oscilação da tensão quando o fornecimento de tensão é restabelecido pois neste momento, todo o sistema elétrico é alimentado novamente. A partir deste ponto, o regulador de tensão tenta corrigir os 41

45 afundamentos de tensão resultantes com a comutação dos taps, até que o sistema se estabilize em um novo valor de tensão de regime permanente. Dessa forma, pode-se avaliar os afundamentos de tensão causados pela proteção anti-ilhamento através da criação de simples índices de desempenho [5]. De maneira genérica, o comportamento da tensão de linha na barra 12, nas três condições de carga, pode ser representado da seguinte forma: Figura 4.7 Comportamento genérico da tensão pelo tempo. Pela figura 4.7, pode-se observar que quanto maior o afundamento de tensão representado por ΔV1, mais afetada será a distribuição de energia até as cargas consumidoras finais. Dessa forma, o índice ΔV1 permite analisar a severidade dos afundamentos de tensão nas três condições de cargas descritas anteriormente. Com o índice ΔTtap é possível observar quanto tempo demora para ocorrer a primeira alteração de tap do regulador de tensão, e o tempo até a tensão se estabilizar em um novo valor de regime permanente é denotado, na figura 4.7, por ΔTR. Este último reflete o tempo total de 42

46 duração do afundamento de tensão. Como descrito na seção 3.2, o índice ΔTtap referente ao tempo de espera para a atuação do regulador é adotado neste trabalho como 3 segundos. Os marcadores numéricos presentes nas figuras 4.2, 4.4 e 4.6 possibilitam calcular os valores de ΔV1 (valores em p.u.) e ΔTR para os afundamentos em cada condição de carga. O cálculo de ΔV1 consiste na diferença entre o valor da tensão de linha na barra 12 logo após o fornecimento de energia ser restabelecido (sem a presença dos geradores distribuídos), descrito como V1 na figura 4.7, e antes da ocorrência da falta (com os geradores distribuídos conectados), representado por V0 na mesma figura. O valor de ΔV1 também pode ser expresso em porcentagem, que representa o desvio em relação a 1 p.u.. Já o índice ΔTR é calculado através da diferença entre o instante de tempo que o sistema se estabiliza após o chaveamento dos taps do transformador em relação ao instante da ocorrência da falta. Os resultados de ΔV1 e ΔTR para cada condição de carga são apresentados a seguir. Carga Máxima: ΔV1 = 0,873-0,9652 = -0,0922 p.u. (-9,22%) ΔTR = 34,54 10 = 24,54 s Carga Média: ΔV1 = 0,8825-0,9673 = -0,0848 p.u. (-8,48%) ΔTR = 34,54 10 = 24,54 s Carga Leve: ΔV1 = 0,8897-0,9757 = -0,0860 p.u. (-8,60%) ΔTR = 31,47 10 = 21,47 s 43

47 Com esses índices calculados, é possível observar que o afundamento de tensão mais severo ocorre para o caso da carga máxima, com o valor absoluto de 9,22%, e o mais leve ocorre no caso da carga média, com 8,48%. Como é determinado pela ANEEL, as tensões de fornecimento em regime permanente podem variar de 93% até 105% em relação ao valor nominal das tensões de distribuição [8]. Portanto, é necessário elaborar uma alternativa para mitigar o afundamento de tensão decorrente da atuação da proteção anti-ilhamento. Uma potencial solução para este problema é apresentada no capítulo 5. 44

48 5. Proposta de solução Uma vez que os geradores distribuídos são desconectados, o sistema elétrico deixa de receber a potência ativa e reativa que estava sendo gerado por eles, o que explica o afundamento de tensão já que as cargas continuam conectadas e demandando a mesma potência. Dessa forma, justifica-se a inserção de dispositivos elétricos capazes de injetar mais potência na rede na tentativa de atenuar o problema retratado no capítulo 4. O chaveamento de banco de capacitores pode ser uma importante alternativa para corrigir os afundamentos de tensão gerados causados pela proteção anti-ilhamento, pois, se bem dimensionados, são capazes de entregar potência reativa à rede no momento de desconexão dos geradores distribuídos e, assim, reduzir os afundamentos de tensão. Na tentativa de mitigar tais afundamentos, foi associado antes de cada gerador um disjuntor, programado para conectar o banco de capacitores assim que os geradores distribuídos são desconectados, como exemplificado na figura 5.1. Figura 5.1 Representação da conexão do banco de capacitores Inicialmente, o valor da potência escolhido para cada banco de capacitores foi o mesmo valor que cada gerador fornecia de potência reativa antes do seu desligamento: 0,7 MVAr. Através de uma simulação com a potência escolhida para o banco de capacitores, foi 45

49 Tensão de linha na barra 12 (p.u.) constatado que o valor não foi suficiente para elevar os níveis de tensão até que atingissem os limites aceitáveis de fornecimento propostos em [8]. A figura 5.2, a seguir, ilustra a variação da tensão com o banco de capacitores de 0,7 MVAr. 1 Carga Máxima com Banco de Capacitores X: Y: X: Y: X: Y: Tempo (s) Figura 5.2 Tensão de linha na barra 12 para condição de carga máxima com o banco de capacitores de 0,7 MVAr. Através dos marcadores presentes na figura 5.2, pode-se observar que o afundamento de tensão para este valor de banco de capacitores ultrapassa o limite inferior permitido pela ANEEL de 93% [8]. O valor foi, então, aumentado gradativamente e novas simulações foram realizadas até que se chegasse a um valor de potência reativa que satisfizesse os requisitos necessários: 2,1 MVAr. Além de ratificar que a tensão de linha na barra não ultrapasse os limites desejáveis, as simulações são capazes de identificar se ocorre uma possível sobretensão resultante da injeção de potência reativa na rede pelos bancos de capacitores. Para analisar se a técnica escolhida pode atenuar o problema dos afundamentos de tensão teve a eficiência desejada, 46

50 Tensão de linha na barra 12 (p.u.) foram realizadas simulações para as três condições de cargas do sistema e considerando as respectivas regulagens de taps iniciais, apresentadas na tabela 3.1. Após a simulação, foram traçados os gráficos das tensões de linha na barra 12 para cada caso e os resultados obtidos são apresentados nas figuras 5.3 a 5.5. Carga Máxima 1 Carga Máxima com Banco de Capacitores 0.98 X: Y: X: 14.5 Y: X: Y: Tempo (s) Figura 5.3 Tensão de linha na barra 12 para condição de carga máxima com o banco de capacitores de 2,1 MVAr. Com a figura 5.3, é possível calcular um novo índice ΔV1, referente ao afundamento de tensão no caso da carga máxima com o banco de capacitores: ΔV1 = 0,9516 0,9652 = -0,0136 p.u. (-1,36%) 47

51 Tensão de linha na barra 12 (p.u.) Pode-se, ainda, calcular um novo índice ΔV1 relacionando a tensão de linha na barra com o banco de capacitores após a ocorrência da falta e a tensão sem o banco de capacitores. Este novo índice representa o ganho de tensão ocorrido na barra devido à entrada do banco de capacitores na rede elétrica. ΔV1 = 0,9516 0,873 = 0,0786 p.u. (+7,86%) Carga Média 1 Carga Média com Banco de Capacitores X: Y: X: 17.9 Y: X: Y: Tempo (s) Figura Tensão de linha na barra 12 para condição de carga média com o banco de capacitores de 2,1 MVAr. Calculando ΔV1 e ΔV1 para a condição de carga média, obtém-se: ΔV1 = 0,9465 0,9673 = -0,0208 p.u. (-2,08%) ΔV1 = 0,9465 0,8825 = 0,064 p.u. (+6,40%) 48

52 Tensão de linha na barra 12 (p.u.) Carga Leve 1 Carga Leve com Banco de Capacitores X: Y: X: Y: Tempo (s) Figura Tensão de linha na barra 12 para condição de carga leve com o banco de capacitores de 2,1 MVAr. Para a condição de carga leve, tem-se os índices calculados a seguir: ΔV1 = 0,9661-0,9672 = -0,011 p.u. (-1,10%) ΔV1 = 0,9661 0,8897 = 0,0764 p.u. (+7,64%) Comparando-se os novos valores de ΔV1 para os casos de carga máxima e carga leve, obtém-se, respectivamente, variações de tensão de 1,36% e 1,10% com relação à tensão medida antes da ocorrência da falta. Como não houve uma sobretensão para as diferentes condições de carga e ambos valores encontram-se na faixa de variação de 49

53 tensão permitida pela ANEEL [8], a solução aqui apresentada utilizando o banco de capacitores mostra-se válida para a correção do problema apresentado, quando aplicada no sistema elétrico sob análise. Para outros sistemas elétricos, os procedimentos aplicados neste trabalho devem ser utilizados para determinar a capacidade ideal dos bancos de capacitores para atender às condições de carregamento do sistema elétrico sem causar problemas de qualidade de energia elétrica. É importante salientar, também, que ocorreram transitórios no perfil da tensão no momento que o fornecimento é restabelecido nas três condições de carga. Esses transitórios se devem, possivelmente, ao fato de que, no momento em que a tensão é restaurada, os bancos de capacitores são conectados ao sistema. Essa conexão pode gerar oscilações no sistema devido ao impacto dessas grandes cargas capacitivas conectadas. Porém, como a magnitude dessas oscilações é relativamente pequena, os transitórios não comprometem seriamente a qualidade da energia elétrica nesses casos. 50

54 6. Conclusão Em um mundo tão dependente de energia, é constante a busca por sistemas mais eficientes de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. Não somente a busca por aproveitar melhor os recursos e tecnologias atualmente disponíveis para garantir que a energia elétrica possa atender toda a demanda sem interrupções, mas também para que todos os consumidores possam usufruir de uma energia elétrica dentro dos padrões de qualidades estabelecidos. Como a demanda por energia elétrica é cada vez maior, as redes elétricas tornam-se mais complexas e assim surge a necessidade de novos estudos e pesquisas para garantir que a eficiência desses sistemas acompanhe o aumento da demanda. Dessa forma, novas alternativas vão ganhando espaço no setor elétrico. A geração distribuída é uma dessas alternativas que, se comparada em relação à geração de energia convencional, ainda ocupa uma tímida parcela da geração total dentro do território brasileiro. Segundo o Banco de Informações de Geração (ANEEL, 2013) [12], este tipo de geração representa menos de 6% do montante de potência gerada no Brasil quando consideradas a geração por pequenas centrais hidrelétricas, centrais geradoras hidrelétricas, centrais geradoras solares fotovoltaicas e co-geração. Embora seja uma alternativa pouco explorada porém promissora para os próximos anos, é imprescindível que sejam realizados novos estudos e pesquisas sobre os impactos que este tipo de geração pode acarretar em uma rede elétrica convencional. No caso deste trabalho, foi realizado um estudo de como a geração distribuída se comporta frente a faltas no sistema e como a proteção anti-ilhamento, obrigatória para este tipo de geração, afeta a qualidade da energia elétrica. Para que o resultado do estudo esteja próximo de situações reais, foram utilizadas simulações computacionais para diferentes valores de cargas, assim como em uma rede elétrica real que também apresenta variação no consumo. No decorrer das simulações, foi observado que ocorreram afundamentos de tensão, após a atuação da proteção anti-ilhamento e que a intensidade desses afundamentos variaram de acordo com a carga do sistema. Ao comparar a magnitude dos afundamentos de tensão com relação à variação permitida pelas normas da ANEEL, foi constatado que os valores violaram os patamares de tensão permitidos e que, portanto, este é um problema que necessita ser solucionado. 51

55 Para a solução, foi proposta a inserção de bancos de capacitores na rede elétrica assim que os geradores distribuídos fossem desconectados. O chaveamento desses bancos na rede elétrica funciona como um suporte de potência reativa com a saída dos geradores distribuídos e poderiam reduzir ou até mesmo extinguir os afundamentos de tensão. Com as simulações para cada condição de carga, obteve-se que os bancos de capacitores foram suficientes para mitigar as magnitudes dos afundamentos de tensão sem que os limites de variação da tensão fossem infringidos. O problema foi, portanto, corrigido com uma alternativa relativamente simples e viável e essa solução poderá servir de base para estudos sobre a implantação destes dispositivos em redes que apresentam problemas parecidos. 52