Análise dos Impactos Técnicos Resultantes da Intermitência de Geração de Sistemas Fotovoltaicos na Qualidade da Tensão

Análise dos Impactos Técnicos Resultantes da Intermitência de Geração de Sistemas Fotovoltaicos na Qualidade da Tensão Mariana G. Lopes, Thiago S. D. Ferreira, Fernanda C. L. Trindade, Walmir Freitas Departamento de Sistemas e Energia Faculdade de Engenharia Elétrica e Computação Universidade Estadual de Campinas Campinas-SP {mglopes, sonne, fernanda, walmir}@dsee.fee.unicamp.br Resumo A presença da energia fotovoltaica na matriz energética mundial tem aumentado nos últimos anos devido a incentivos ambientais e governamentais. Este tipo de geração é sensível às variações na irradiação solar, de modo que a passagem de nuvens sobre os painéis causa transitórios na potência de saída. Por conseguinte, o aumento da penetração deste tipo de geração em redes de distribuição pode afetar a qualidade da tensão nos alimentadores, bem como causar atuação excessiva de reguladores de tensão. Este trabalho propõe o estudo dos impactos técnicos associados aos transitórios causados pela passagem de nuvens em sistemas de distribuição com alta penetração de geração fotovoltaica na qualidade de energia, utilizando um método simplificado, adequado para o uso no cotidiano das concessionárias. Palavras-chave Qualidade de tensão, sistemas de distribuição de energia elétrica, sistemas fotovoltaicos. I. INTRODUÇÃO Impulsionada por incentivos ambientais e econômicos, a capacidade instalada de energia solar fotovoltaica (F) aumentou consideravelmente nos últimos anos. A capacidade instalada, no mundo, passou de cerca de 1,3 GW em 2 para quase 139 GW ao final de 213, destacando-se, nos últimos anos, um rápido desenvolvimento do mercado asiático, liderado pela China [1]. Em 28, foi conduzida uma pesquisa entre os engenheiros de concessionárias norteamericanas, na qual estes foram convidados a compartilhar suas principais preocupações a respeito de possíveis impactos causados por altos níveis de penetração de geração F [2]. Dentre as principais preocupações citadas está a necessidade de reduzir os impactos causados pelos transitórios associados à passagem de nuvens sobre os painéis, mostrando que o aumento da penetração da geração F na rede tem intensificado as preocupações das concessionárias sobre possíveis impactos técnicos. A geração de energia F depende diretamente da irradiação solar e como os painéis fotovoltaicos não possuem inércia, quaisquer variações, associadas com a passagem de nuvens sobre o local instalado, podem causar mudanças rápidas e significativas na potência que os painéis fornecem. Estas alterações geram um desbalanço entre carga e geração, de modo que a subestação deve fornecer (absorver) a potência gerada a menos (a mais), o que pode levar a alterações na tensão. Os autores agradecem o apoio financeiro da FAPESP (Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo), CAPES (Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior) e CNPq (Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico). Os transitórios causados por nuvens podem afetar a rede de diferentes maneiras, de acordo com sua duração, como pode ser visto na Tabela I [3], na qual os problemas associados à qualidade de energia podem ser entendidos como impactos na magnitude da tensão, frequência, harmônicos de corrente e tensão, efeito flicker e fator de potência. TABELA I. POTENCIAIS IMPACTOS DOS TRANSITÓRIOS DE NUEM SEGUNDO SUA DURAÇÃO [3]. Duração do Transitório Potencial Impacto na Rede Segundos Minutos Minutos a horas Horas a dias Qualidade de energia Gerenciamento das reservas Acompanhamento da carga Despacho das unidades de geração A intensidade destes impactos depende do nível de penetração da geração fotovoltaica na rede. Como ainda não há um consenso sobre os reais impactos e a melhor solução, alguns países adotaram medidas conservativas, como interromper a instalação de novas gerações renováveis, devido à falta de informação sobre possíveis impactos técnicos. Dois importantes fatores para determinar a intensidade dos impactos são a irradiação solar e a dispersão espacial. A primeira depende fortemente das condições climáticas e da localização geográfica da planta fotovoltaica, enquanto a segunda varia com a rede, dependendo do número de painéis e de como eles estão alocados. De acordo com [4], a variação da geração F é quase insignificante para dias sem nuvem e dias nublados. Os impactos são mais importantes nos dias considerados parcialmente nublados, que podem apresentar variações, em segundos, de mais de 6% da capacidade instalada [5]. Quanto maior a penetração de geração F na rede, maiores as mudanças abruptas na geração, o que pode levar a problemas operacionais em dispositivos como reguladores de tensão e geradores tradicionais. Conforme discutido em [6], a quantidade de mudanças de tap devido a transitórios causados por nuvens pode chegar a 4 por dia, levando a mais de 15. operações por ano. Atualmente os estudos destes impactos são feitos caso a caso, com o uso de diversas simulações de fluxo de carga, o que demanda um tempo demasiadamente longo, não sendo prático para o uso diário nas concessionárias. Neste trabalho, propõem-se índices para que uma análise prévia dos possíveis impactos possa ser feita de maneira simples,

permitindo identificar se estudos mais detalhados são necessários. Este trabalho está dividido como segue. A Seção II apresenta o estudo e a caracterização do fenômeno físico da passagem de nuvens pelos painéis. A Seção III apresenta a caracterização dos impactos técnicos nos sistemas de distribuição de energia elétrica, enquanto estudos de caso são mostrados na Seção I, exemplificando os índices definidos anteriormente. As principais conclusões são discutidas na Seção. II. CARACTERIZAÇÃO DOS TRANSITÓRIOS CAUSA- DOS PELA PASSAGEM DE NUENS SOBRE OS PAINÉIS FOTOOLTAICOS Para possibilitar o estudo dos impactos dos transitórios causados pela passagem de nuvens sobre os painéis fotovoltaicos é necessário, primeiramente, caracterizá-los. Neste trabalho é proposta uma caracterização através do uso de índices que podem ser utilizados em estudos elétricos para analisar possíveis impactos operacionais e de qualidade de tensão. A. Estudo do fenômeno físico A Fig. 1 mostra os transitórios na potência ativa gerada por um sistema fotovoltaico devido à passagem de nuvens pelos painéis durante um dia parcialmente nublado (curva de linha cheia). A curva de potência esperada para um dia limpo (sem nuvens, curva tracejada) é fornecida juntamente com a curva de geração durante um dia parcialmente nublado com o objetivo de facilitar a comparação. Estas curvas foram obtidas através de medições realizadas em um sistema fotovoltaico real de 2,46 kw p. Potência Ativa (W) 25 2 15 1 5 Dia Parcialmente Nublado Dia Limpo 2 4 6 8 1 12 14 16 18 2 22 24 Fig. 1. Potência ativa gerada por painéis solares. (Fonte: Dados medidos em um sistema fotovoltaico real (213)). Observando o comportamento da potência de saída do sistema F durante a passagem de nuvens pelo sistema, é possível caracterizar esta passagem através de três estados físicos principais e cinco parâmetros, como mostrado na Fig. 2 (esses estados são mais bem discutidos a seguir). Fig. 2. Caracterização dos eventos. Os transitórios causados pela passagem de nuvens sobre o sistema F são caracterizados utilizando-se o conceito de estados físicos. Com isto é possível obter parâmetros representativos, que permitem a modelagem dos transitórios em estudos elétricos. Baseado na Fig. 2 é possível definir os seguintes estados: Aproximação da nuvem: estado caracterizado por uma redução na potência ativa, seguindo uma rampa de descida, que pode ser abrupta, durando poucos segundos. Este estado é descrito pelos parâmetros P queda, em Watts (ou pu) e t queda, em segundos. De acordo com a Fig. 2, nota-se que o parâmetro P queda refere-se à queda no valor da potência ativa gerada enquanto t queda refere-se à duração dessa queda. Permanência da nuvem: estado caracterizado por um período no qual a potência ativa entregue pelo sistema permanece reduzida, sendo representado pelo parâmetro t duração, em segundos. Saída da nuvem: estado caracterizado por um aumento na potência ativa, seguindo uma rampa ascendente, que pode ser abrupta, assim como na aproximação da nuvem, durando poucos segundos. É representado pelos parâmetros P subida, em Watts (ou pu) e t subida, em segundos. De acordo com a Fig. 2, nota-se que o parâmetro P subida refere-se ao aumento no valor da potência ativa gerada enquanto t subida refere-se à duração dessa queda. Do ponto de vista do fenômeno físico, um evento completo pode ser definido como a nuvem se aproximando dos painéis, permanecendo por um determinado intervalo de tempo e deixando o local onde a geração fotovoltaica está instalada. Nas análises computacionais realizadas neste trabalho, o evento completo será traduzido através dos seguintes parâmetros, de acordo com a classificação da Fig. 2: ariação na potência (P queda e P subida ), em Watts (ou pu); Duração de rampa (T queda e T subida ) em segundos; Duração de um evento completo (T evento ), em segundos. Tendo-se definido os parâmetros que caracterizam os transitórios, necessita-se obter valores representativos para os mesmos a partir de um conjunto de dados disponíveis para a região sob estudo. Esses valores são definidos com o objetivo de auxiliar na avaliação de possíveis impactos técnicos causados pela passagem das nuvens na qualidade de energia. B. Descrição do conjunto de dados e do algoritmo de classificação Os valores utilizados neste trabalho são obtidos através de medições realizadas em um sistema fotovoltaico real. Este conjunto de dados é composto por medidas de tensão e corrente adquiridas em dois períodos do ano de 213: de 25 de fevereiro a 12 de março e de 17 de junho a 2 de julho. Os dados foram obtidos a cada 3 segundos, sendo que foram selecionados oito dias parcialmente nublados. Ressalta-se que quanto menor o intervalo de tempo entre as medidas e maior a base de dados de medição, melhor é a caracterização dos fenômenos físicos característicos das nuvens.

Foi desenvolvido um método para detectar automaticamente todos os estados e obter os valores representativos dos parâmetros para um conjunto de medição de diversos dias. O fluxograma desse algoritmo é apresentado na Fig. 3 e o resultado de sua aplicação pode ser observado na Fig. 4, na qual o segmento entre cada uma das medições é classificado de acordo com o estado correspondente. No fluxograma da Fig. 3, t fim refere-se ao instante do último valor de potência medido; P nom é o valor da potência nominal da geração F; P limpo(t) refere-se ao valor da potência esperada no instante t para um dia de céu limpo (sem nuvens); e X é igual a 5%. Após definir o conjunto de medições a ser utilizado, valores representativos para os parâmetros de caracterização dos transitórios podem ser obtidos. A descrição destes parâmetros, bem como seus valores representativos é apresentada abaixo. 1) ariação de potência ( P): Este índice indica a intensidade das variações (rampas) na potência de saída do sistema fotovoltaico quando este está sujeito à passagem de nuvens. A Fig. 5 apresenta a distribuição acumulada de todas as variações de potência registradas (P queda e P subida ), para o conjunto de medidas disponíveis. Observa-se que, na maioria dos casos (em 95% das variações registradas), as variações na potência são de até 77%. Este índice pode ser utilizado para quantificar as variações na tensão do alimentador durante um dia parcialmente nublado. Probabilidade (%) 1 9 8 7 6 5 4 3 2 77% 1 2 4 6 8 1 P(%) Fig. 5. Distribuição acumulada das variações de potência. 2) Duração da variação de potência (t P ): Este índice indica a duração das variações (rampas) de potência. A distribuição acumulada da duração da variação de potência é apresentada na Fig. 6, na qual é possível observar que a maioria (95%) das variações mais severas tem duração de até 6 segundos. Para este parâmetro, o pior caso está associado com alterações de baixa duração, sendo que será utilizado o valor de 3 segundos para representa-lo, pois 75% das variações tem esta duração. 1 9 8 6 s Fig. 3. Fluxograma do algoritmo de classificação. Probabilidade (%) 7 6 5 4 3 2 Potência de Saída Normalizada (p.u.) 1,,9,8,7,6,5,4,3,2,1 12:2 12:3 12:4 12:5 12:6 12:7 12:8 12:9 12:1 12:11 Horário Fig. 4. Resultado da aplicação do algoritmo desenvolvido para classificar os estados durante os eventos de transitório. C. Índices de caracterização Saída de Nuvem Aproximação de Nuvem Permanência de Nuvem 1 3 6 9 12 Duração (s) Fig. 6. Distribuição acumulada da duração das variações de potência. 3) Duração de um evento completo (t evento ): Este índice contabiliza o tempo transcorrido desde o momento no qual a potência de saída do sistema F começa a decair até que a mesma retorne ao valor nominal. A Fig. 7 mostra a distribuição acumulada para a duração de um evento completo, na qual é possível observar que 95% destes eventos tem duração de até 15 minutos, tendo uma duração típica de,5 a 1, minuto. Probabilidade (%) 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 15 min 1 2 3 4 5 6 7 75 Duração (min) Fig. 7. Distribuição acumulada da duração de eventos.

4) Potência de saída mínima (P min ): este índice indica a menor potência que o sistema fotovoltaico tipicamente entrega durante os dias nublados. Analisando o conjunto de dados verifica-se que esta potência mínima é de aproximadamente 2,5% da potência nominal do sistema fotovoltaico. A Fig. 8 ilustra este índice. Embora os transitórios maiores sejam observados durante os dias parcialmente nublados, os dias nublados mostram os casos extremos em que um valor de potência muito menor que o esperado para um dia limpo é observado. A. Sistemas fotovoltaicos concentrados Na Fig. 9 tem-se a representação simplificada de um sistema de distribuição, com uma fonte conectada a uma carga e a uma instalação fotovoltaica, através de uma linha de transmissão, que é utilizado neste trabalho para ilustrar como as variações na potência de um sistema F concentrado podem afetar a tensão da rede. Potência Ativa Normalizada (pu) 1,,9,8,7,6,5,4,3,2,1 ~2,5% Fig. 8. Potência ativa normalizada durante dias nublados. 5) Número de variações de potência (N P ): O último índice que caracteriza os transitórios é o número de variações de potência que ocorrem ao longo de um dia. Ele pode ser utilizado para estimar o número de alterações na tensão em dias parcialmente nublados. Para o conjunto de medições adotado foi obtido um número máximo de 248 alterações em um dia, mínimo de 135 alterações e uma média de 174 alterações em um único dia. A Tabela II apresenta, resumidamente, os valores dos parâmetros obtidos anteriormente para o cenário mais conservador (pior caso), que é utilizado nos estudos elétricos de impacto na qualidade de energia. Estes valores podem variar de acordo com as condições climáticas de cada dia, já que, mesmo entre dias parcialmente nublados, as variações apresentadas podem diferir entre si consideravelmente. Além disso, a própria localização dos painéis influencia fortemente a potência gerada. Assim, recomenda-se que estes parâmetros sejam obtidos para cada local a ser estudado ou utilizando-se dados com características parecidas. TABELA II. PARÂMETROS DE CARACTERIZAÇÃO DAS NUENS. Parâmetro alor P 77% t P t evento 3 segundos [,5 15, minutos] P min 2,5% N P [135-248] III. CARACTERIZAÇÃO DOS IMPACTOS NA QUALIDADE DA ENERGIA Tendo-se caracterizado o cenário mais conservador, os índices obtidos serão utilizados para realizar uma análise conceitual, com o propósito de obter uma visão preliminar de quais aspectos são críticos e como eles podem afetar a tensão do sistema, causando possíveis problemas de qualidade de energia. 28 Fev 5 Mar 2 4 6 8 1 12 14 16 18 2 22 24 Fig. 9. Representação de um sistema de distribuição com geração fotovoltaica concentrada. Assumindo-se operação em regime permanente e que os sistemas fotovoltaicos operam com fator de potência unitário para maximizar a injeção de potência ativa, a tensão na barra L pode ser escrita, aproximadamente, como em (1). ( P ) C PF jqc ˆ Z (1) L S Quando ocorre uma variação na potência ( P), a tensão na barra L passa para. Considerando que a defasagem angular entre os fasores e ˆL ˆL 1 é pequena, a variação na magnitude da tensão na barra L é dada por (2), na qual I CC é a cor- ˆL 1 rente de curto circuito para uma falta sólida no local onde está instalada a geração fotovoltaica. ˆ ˆ = L L1 L L1 nom P P Z = nom ICC Considerando (2), nota-se que a variação na tensão é diretamente proporcional à variação de potência ( P) na barra na qual está instalada a geração fotovoltaica e inversamente proporcional à corrente de curto-circuito (I CC ) para uma falta sólida na barra que tem a geração fotovoltaica. B. Sistemas fotovoltaicos distribuídos A Fig. 1 mostra um sistema de distribuição com geração fotovoltaica uniformemente distribuída ao longo do alimentador, com uma distância l. Este sistema é utilizado para mostrar como as alterações na potência ativa entregue pelos geradores fotovoltaicos podem afetar a tensão do alimentador. Considerando as características do sistema apresentadas acima e (2), a variação de tensão em cada segmento l devido a uma alteração na potência entregue pelos geradores fotovoltaicos pode ser escrita como apresentado em (3), onde Z é dado em Ω por unidade de comprimento e n é o número de barras com painéis instalados. (2)

A. Casos estudados Fig. 1. Representação de um sistema de distribuição com geradores fotovoltaicos distribuídos. Z' l 1 Z P + total 1 = = + (3) 1 1 2 n 2 nom n Quando n é suficientemente grande, (3) se torna equivalente a um sistema fotovoltaico com metade da variação total de potência localizada na barra terminal, assim como mostra (4). P Z 2 I. AALIAÇÃO DOS IMPACTOS NA QUALIDADE DE TENSÃO Abaixo são apresentados estudos de caso em um sistema teste de distribuição. Esses estudos ilustram os impactos da variabilidade da potência fornecida pelo sistema F na rede, assim como maneiras de avaliá-los. total nom (4) O estudo dos impactos é baseado em fluxos de carga sequenciais, utilizando uma rede de distribuição real de 25 k, com carga total de 16,39 MW, nível de curto-circuito de 35 MA e topologia apresentada na Fig. 11, para a qual é possível assumir que: Todas as cargas variam simultaneamente, seguindo o perfil de carga residencial apresentado na Fig. 12. O nível de penetração de geração fotovoltaica é de 4%, sendo que a penetração é definida como a razão entre a potência nominal da geração fotovoltaica e a potência aparente de pico da carga total do alimentador. No caso base, a geração fotovoltaica é instalada no final do alimentador, de forma concentrada, na barra 16. A potência ativa entregue pelo sistema F corresponde à curva de geração de um dia parcialmente nublado, como apresentado na Fig. 13. O regulador de tensão possui uma banda de 3 (±1,5 em uma tensão nominal de 12 ). Fig. 11. Sistema utilizado para realizar as simulações. Retirado de [7]. B. ariação na tensão A Fig. 14 mostra a tensão na barra de menor tensão no sistema, sendo que no primeiro caso não há regulador de tensão no sistema. Observa-se que a presença do regulador (entre as barras 97 e 99) diminui consideravelmente a magnitude das variações de tensão, porém é preciso avaliar a operação excessiva do regulador. Considerando um sistema que não possua regulador de tensão, o número e a duração das rampas na magnitude de tensão estão diretamente associados com o número e a duração das rampas da potência ativa causadas pela variação na geração do sistema F. A Fig. 15 mostra a relação entre as alterações na tensão e na potência, para a geração F instalada em três diferentes barras do sistema teste (143, 165 e 16). As variações na tensão podem ser estimadas, com baixo erro, através do uso de (2). A Fig. 16 mostra o erro entre a variação estimada da tensão na barra onde está instalada a geração F (barra 16) utilizando (2) e a variação obtida através de simulações. Estas simulações foram feitas utilizando-se fluxos de carga sequenciais sendo que, para a resolução de dados disponível (3 segundos), foram necessárias 288 simulações. A partir da Fig. 16 é possível observar que o erro entre a tensão simulada e a tensão estimada é menor que 1%, validando o método proposto. Potência Ativa Normalizada 1,,8,6,4,2 2 4 6 8 1 12 14 16 18 2 22 24 Fig. 12. Perfil de carga utilizado nas simulações.

Fig. 13. Potência de saída para um dia parcialmente nublado. Magnitude de Tensão (pu) Potência Ativa Normalizada (pu) 1,,98,96 1,,8,6,4,2 2 4 6 8 1 12 14 16 18 2 22 24,94 Sem Regulador,92 2 4 6 8 1 12 14 16 18 2 22 24 1,,98,96,94 Com Regulador,92 2 4 6 8 1 12 14 16 18 2 22 24 Fig. 14. Mínima magnitude de tensão no sistema teste sem regulador de tensão (acima) e com regulador de tensão (abaixo). (%) Fig. 15. Relação entre as alterações na tensão e na potência. Simulado - estimado (%) 4,5 4, 3,5 3, 2,5 2, 1,5 1,,5 1 2 3 4 5 6 7 8 P (%) 1,,9,8,7,6,5,4,3,2,1 F Barra 165 F Barra 16 F Barra 143 2 4 6 8 1 12 14 16 18 2 22 24 Fig. 16. Erro nas variações de tensão. Para a avaliação preliminar, é possível considerar o pior caso definido na Seção II e a caracterização dos impactos apresentada na Seção III. Por exemplo, assumindo-se uma variação de tensão da ordem de 77%, é possível estimar a variação da tensão na barra 16 através de (5), em que Z é a impedância acumulada até a barra na qual está instalada a geração F (barra 16), nominal é a tensão nominal de fase do circuito teste descrito no início desta seção e P é a variação na potência ativa por fase. Assumindo-se a queda abrupta na potência gerada, variações de 4% no módulo da tensão podem ocasionar problemas de subtensão ou voltage sag, de acordo com a duração do evento. P, 77 = Z = 5, 9 14434 nom ( 6 218, 1 ) = 593 ( ~ 4% ). CONCLUSÃO Ao longo de um dia parcialmente nublado podem ser registrados centenas de transitórios causados pela passagem de nuvens sobre sistemas F, os quais podem ocasionar variações de potência de até aproximadamente 8% da potência nominal de geração F instalada, sendo que as mesmas podem ocorrer em intervalos tão pequenos quanto 3 segundos. Através dos parâmetros utilizados para descrever estes transitórios foi possível verificar o efeito dos mesmos na qualidade da tensão da rede. Os transitórios causados por nuvens podem produzir variações significativas na tensão, deteriorando sua qualidade. Estas variações podem ser reduzidas com o uso de reguladores de tensão, porém estes terão um aumento na sua atuação, reduzindo sua vida útil. Os índices propostos neste trabalho conseguem, de maneira satisfatória, estimar o impacto da geração F na rede. Por serem simples, estes índices são adequados para o uso rotineiro por engenheiros em concessionárias, apontando cenários que não apresentam grandes impactos e casos que necessitam de uma avaliação mais detalhada. A metodologia apresentada também pode ser utilizada para identificar a necessidade de adoção e a escolha de métodos que ajudem a reduzir os impactos destes transitórios na rede, como a instalação de baterias junto aos inversores, revisão de parametrização de reguladores de tensão (por exemplo, alteração de seu tempo de atraso), uso de inversores para controle de tensão, etc. I. REFERÊNCIAS [1] European Photovoltaic Industry Association, Global Market Outlook for Photovoltaics 214-218, [Online]. Disponível em: <http://www.epia.org/fileadmin/user_upload/publications/44_epia_gm o_report_ver_17_mr.pdf>. [Jan., 215]. [2] C. Whitaker, J. Newmiller, M. Ropp, B. Norris, Renewable Systems Interconnection Study: Distributed Photovoltaic Systems Design and Technology Requirements, Sandia Report SAND28-946 P, Fevereiro 28. [3] S. Sayeef et al. "Solar intermittency: Australia s clean energy challenge Characterising the effect of high penetration solar intermittency on Australian electricity networks," CSIRO Report, Junho 212. [4] D. Lew, N. Miller, K. Clark, G. Jordan, Z. Gao, "Impact of High Solar Penetration in the Western Interconnection," NREL Technical Report NREL/TP-55-49667, Dezembro 21. [5] A. Mills et al. "Understanding ariability and Uncertainty of Photovoltaics for Integration with the Electric Power System," Berkeley Lab Report LBNL-2855E, Dezembro 29. [6] D. J. Rogers, T. C.; Green, "An Active-Shunt Diverter for On-load Tap Changers," IEEE Transactions on Power Delivery, vol.28, no.2, pp.649-657, Abril 213. [7] Trindade, F. C. L.; Do Nascimento, K..; ieira, J. C. M. "Investigation on oltage Sags Caused by DG Anti-Islanding Protection." IEEE Transactions on Power Delivery, v. 28, p. 1-1, 213 (5)