ANÁLISE DO DESEMPENHO DINÂMICO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO/SUBTRANSMISSÃO COM ALTA PENETRAÇÃO DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICA Cristian F. T. Montenegro 1, Mauricio B. C. Salles 1, Renato M. Monaro 1 1 Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas PEA Av. Prof. Luciano Gualberto, travessa 3, 380 São Paulo/SP cristiantomo@usp.br Resumo Este trabalho tem por objetivo analisar o desempenho dinâmico de redes de distribuição/subtransmissão com alta penetração de geração fotovoltaica (PV) durante perturbações na radiação solar. Para esse fim, uma usina PV com capacidade de 30 MW foi modelada. Essa potência correspondente à capacidade de 29 projetos fotovoltaicos que estão em curso no Brasil. As perturbações na radiação solar estudadas são as causadas pelo ciclo diário e pela passagem de nuvens. Nas primeiras, estuda-se sua relação com a ocorrência de fluxos reversos de potência e incrementos nos níveis de tensão na rede. Nas segundas, analisa-se seu efeito sobre a regulação de tensão do sistema. Finalmente, são investigadas alternativas para atenuar os efeitos negativos. Essas alternativas correspondem a reforços na rede e estratégias de controle local na usina fotovoltaica que visam regular a potência reativa injetada na rede. Palavras-chave: geração fotovoltaica; radiação solar; redes de distribuição e subtransmissão. Abstract This work aims to analyze the dynamic performance of distribution/subtransmission networks subjected to high penetration of photovoltaic generation (PV) during disturbances in solar radiation. For that purpose, a 30 MW photovoltaic plant was modeled. This power corresponds to the capacity of 29 projects that are underway in Brazil. The disturbances that are under study are those caused by the daily cycle and by passing clouds. In the former, it
is studied their relation with the occurrence of reverse power flows and increasing voltage levels. In the latter, it is analyzed their effect on voltage regulation. Finally, they are investigated alternatives to mitigate the negative effects of the disturbances in the system. These alternatives correspond to grid reinforcements and local control strategies imposed on the PV plant aimed to regulate the reactive power injected into the grid. Keywords: networks. photovoltaic generation; solar radiation; subtransmission and distribution 1. INTRODUÇÃO Durante a última década, a capacidade mundial instalada de energia solar fotovoltaica tem aumentado exponencialmente de 3.7 GW em 2004 a 178 GW em 2014 (MASSON et al., 2015). Nos próximos anos é esperado que essa capacidade continue crescendo, com previsões de alcançar 400 GW em 2020, onde a China, Alemanha, Estados Unidos e Japão estão previstos como os principais mercados (IEA, 2014). No Brasil, o crescimento da energia fotovoltaica não seguiu a tendência global, para outubro de 2015, a matriz energética do país tinha em torno de 25,2 MW de capacidade fotovoltaica em operação representando apenas 0,02% do total (ANEEL, 2015). No entanto, nos próximos anos prevê-se um maior crescimento da capacidade fotovoltaica no país, baseado, principalmente, no Leilão de Energia de Reserva realizado em outubro de 2014 (CCEE, 2014). Nele, foi anunciada a construção de 31 empreendimentos de energia solar fotovoltaica com uma potência total de 889 MW. Destes projetos, 29 correspondem a usinas com capacidade individual de 30 MW. Como resultado da crescente penetração da energia fotovoltaica diferentes problemas podem surgir nos sistemas de potência. Entre estes problemas estão os chamados fluxos reversos de potência. Esses fluxos acontecem quando a geração fotovoltaica excede a carga local de uma rede de distribuição, ocasionando fluxos de potência em direção a níveis de tensão a montante e causando, geralmente, incrementos nos níveis de tensão da rede (VON APPEN et al., 2013). Além disso, uma das principais características dos sistemas fotovoltaicos é a variabilidade da sua fonte de energia, a radiação solar, que é afetada principalmente pelo ciclo diário e por fenômenos meteorológicos, como as nuvens.
Assim, este trabalho analisa o efeito das variações na radiação solar na operação de uma usina fotovoltaica, estudando sua relação com a ocorrência de fluxos reversos de potência e com problemas na regulação de tensão do sistema. Para isso, é modelada uma usina fotovoltaica com potência nominal de 30 MW, o que permite estudar alguns eventos que podem ocorrer nos 29 projetos fotovoltaicos dessa potência que estão em curso no Brasil. Além disso, são investigadas alternativas para mitigar os efeitos negativos. 2. ESTRUTURA DA USINA FOTOVOLTAICA A usina fotovoltaica modelada neste trabalho é constituída por vinte grupos idênticos de 1,5 MW ligados em paralelo, para um total aproximado de 30 MW. O esquema desses grupos é apresentado na figura 1. A escolha de 1,5 MVA como potência nominal dos grupos foi feita com base nas estações de conversão DC/AC existentes no mercado, as quais podem chegar aos 2 MW (ABB, 2015). O sistema da figura 1 é baseado no modelo proposto em Yazdani et al. (2011) e os seus principais componentes são um gerador fotovoltaico, um conversor de fonte de tensão VSC (Voltage Source Converter) e um sistema de controle com base em uma estratégia de controle de corrente, trabalhando em coordenadas d-q. O controle é composto por um MPPT (Max Power Point Tracking), que é responsável de fornecer a referência de tensão DC que garante a máxima geração possível para cada valor de radiação solar; um PLL (Phase-Locked Loop), que permite a sincronização da usina com a rede; e um controlador da tensão DC, Kv(z). Além disto, a usina é ligada a uma rede de média tensão no PCC (Point of Common Coupling) mediante um filtro RL e um transformador elevador. Uma descrição detalhada do modelo pode ser encontrada em Yazdani et al. (2011). 3. METODOLOGIA 3.1 Rede teste Os vinte grupos da usina fotovoltaica são ligados na barra 6 de uma rede de distribuição de 33 kv através de um transformador de 33/12,47 kv ligado em Yg/Yg, como é mostrado na figura 2. A rede de distribuição é alimentada por um sistema de subtransmissão
de 132 kv e nível de curto circuito de 1500 MVA via dois transformadores de 132/33 kv conectados em D/Yg. Figura 1. Esquema do grupo fotovoltaico de 1,5 MW. A cor azul é usada para representar ao sistema de controle. Figura 2. Diagrama unifilar da rede teste. 3.2 Perturbações na radiação solar A figura 3-a mostra uma curva de radiação solar diária típica que permite observar as perturbações na radiação solar estudadas neste trabalho. Por um lado, a variação pelo ciclo diário corresponde a uma forma semelhante a uma parábola com máximo ao meio-dia. Por outro, a passagem de nuvens ocasiona variações aleatórias de menor duração que distorcem a forma da curva. Neste trabalho é estudado separadamente o efeito dessas perturbações, utilizando curvas de radiação diferentes em cada caso.
(a) (b) Figura 3-a. Curva de radiação diária típica. Fonte: NREL, 2015. Figura 3-b. Estratégia de injeção dinâmica de potência reativa. 3.3 Estratégias para o controle de tensão As estratégias para o controle de tensão empregadas estão baseadas nas propostas em Von Appen et al., 2013. Elas são: Reforços na rede: são reforçadas as linhas mostradas em vermelho na figura 2. Fator de potência constante: a usina PV trabalha com fator de potência de 0,95 indutivo. Injeção dinâmica de potência reativa (fator de potência dinâmico): feita segundo a curva da figura 3-b. Os valores para Qmax e Qmin correspondem a uma porção da potência nominal da usina. 4. ANÁLISE E RESULTADOS 4.1 Efeito do ciclo diário A curva da figura 4-a corresponde ao comportamento típico da radiação solar em um dia de verão para uma localização geográfica nos Estados Unidos 1 (SOLARANYWHERE, 2015). A informação foi coletada num dia ensolarado, sem nuvens ou chuva, com um 1 Coordenadas geográficas: Latitude 31,35; Longitude -103,75. Data: março 22 de 2012.
período de amostragem de uma hora. A radiação atinge o seu valor máximo (945 W/m^2) ao meio dia e é nula nas horas da noite. Na figura 4-c é apresentada a curva da potência injetada pela usina fotovoltaica operando com fator de potência unitário e com a mesma radiação (figura 4-a) nos vinte grupos que a compõem. A figura também mostra a carga na rede, supondo-a constante e igual a 15 MW. Ao comparar as figuras 4-a e 4-c observa-se que a potência gerada pela usina fotovoltaica durante o dia segue a mesma forma da radiação solar. Além disso, a potência gerada é maior do que o valor da carga no período das 10 ás 17 horas, o que leva ao surgimento de fluxos de potência reversa. Isto é corroborado na figura 4-b, na qual mostra-se que a potência ativa na barra 2 é negativa das 10 ás 17 horas, indicando uma mudança no sentido do fluxo de potência ativa na barra nesse período. Figura 4. Ciclo diário de operação do sistema. a) Radiação solar diária. b) Potência ativa na barra 2. c) Potência gerada pela usina PV e carga na rede. d) Tensão na barra 6. Por sua vez, na figura 4-d é apresentada a tensão no ponto de ligação da usina fotovoltaica á rede (barra 6). Nela, observa-se que a tensão do barramento aumenta à medida que a potência gerada cresce, atingindo um valor máximo em torno de 1,1 pu ao meio-dia. Para aprofundar neste aspecto e mostrar a influência dos fluxos reversos de potência na regulação tensão foram simulados os cinco casos mostrados na figura 5-a. Nessa figura, são apresentadas as tensões máximas alcançadas nas barras da rede durante
um dia de operação, com a usina PV trabalhando nas mesmas condições da figura 4. Em cada caso a carga é mantida constante, com magnitudes que variam desde 3,5 vezes a um terço da potência nominal da usina fotovoltaica. A figura 5-a permite observar o incremento das tensões nas barras como função da carga do sistema, sendo maior á medida que a carga diminui e nas barras mais próximas ao ponto de ligação da usina PV. Do mesmo modo, nos casos de ocorrência de fluxos reversos de potência (amarelo, vermelho e azul) o incremento é mais significativo, superando o limite típico de 1,05 pu em várias barras. Feito isto, foram implementadas as estratégias discutidas na seção 3.3 para o controle da tensão. (a) (b) Figura 5. Tensões máximas com: a) diferentes condições de carga e fator de potência unitário, b) diferentes estratégias de controle de tensão e carga constante. Na figura 5-b são mostrados os resultados obtidos para as três estratégias estudadas, comparando-as com a condição operativa base na qual o sistema PV trabalha com fator de potência unitário. Nos resultados da figura 5-b a carga é mantida constante com um valor igual à metade da potência nominal da usina PV. Assim, é de notar que todas as estratégias são capazes de reduzir os níveis de tensão na rede, com variações significativas entre elas. A menos eficaz, embora na prática pode ser a mais custosa, é o reforço da rede de distribuição, a qual só tem um efeito pequeno sobre as barras 5 e 6. A estratégia de injeção dinâmica de potência reativa baseada na figura 3-b trabalha apropriadamente, pois mantém os valores de tensão abaixo do limite máximo típico de 1,05 pu. Por sua vez, a estratégia de fator de potência constante e igual a 0,95 consegue a maior redução nos níveis de tensão.
Porém, o funcionamento da usina com este fator de potência pode ser desnecessário em alguns períodos do dia. Para discutir isso, na figura 6 são mostradas as tensões máximas alcançadas na rede para diferentes condições de carga com a usina PV trabalhando com fator de potência de 0,95. A figura permite observar que para a condição na qual a carga é 3,5 maior á potencia nominal da usina, as tensões máximas nas barras 4, 5 e 6 caem abaixo do limite mínimo típico de 0,95 pu. Tendo em conta a variabilidade da potencia gerada por uma usina PV, condições semelhantes ás da figura 6 podem apresentar-se durante o decorrer do dia. Desta maneira, a estratégia de manter um fator de potência constante pode ser inadequada para garantir a regulação de tensão. Figura 6. Tensões máximas com diferentes condições de carga e FP=0,95 indutivo. 4.2 Efeito das nuvens passageiras Para simular o efeito das nuvens passageiras foi aplicada a curva da figura 7-a nos vinte grupos da usina PV. Essa curva representa um comportamento aleatório da radiação solar que atinge o sistema fotovoltaico durante 60 segundos. A potência gerada nesse período segue a forma da radiação, como é mostrado na figura 7-c. Isto é devido ao adequado desempenho do sistema de controle, principalmente do MPPT que mantém a usina trabalhando na sua máxima capacidade em função da radiação solar incidente. Na figura 7-b são mostradas as tensões na barra 6 para duas condições de carga. Em cores claras são apresentadas as tensões obtidas quando o sistema fotovoltaico trabalha com fator de potência unitário. Por sua vez, as cores escuras representam as tensões após aplicar a estratégia de injeção dinâmica de potência reativa da figura 3-b. Mostra-se na figura 7-b que as tensões seguiram a forma da radiação e que a estratégia de injeção de reativos funciona adequadamente, diminuindo os níveis da tensão quando a carga é menor
que a geração PV (vermelho) e aumentando-os quando a carga é maior (azul). No entanto, a estratégia não é suficiente para diminuir os valores de tensão abaixo do limite máximo de 1,05 durante alguns períodos, isto mostra a importância na parametrização dos limites máximos e mínimos da estratégia, os quais afetam sua eficácia ao aumentar o diminuir a quantidade de reativos injetados. Finalmente, a figura 7-d mostra as potências reativas injetadas pela usina nas duas condições de carga. Figura 7. Efeito das nuvens passageiras. a) Radiação solar. b) Tensões na barra 6 para duas condições de carga. c) Potência ativa gerada pela usina PV. d) Potência reativa na barra 6 para duas condições de carga. 4. CONCLUSÃO Neste trabalho foi simulada uma rede de distribuição/subtransmissão na qual uma usina fotovoltaica de 30 MW é ligada. Foi estudado o comportamento do sistema frente a variações na radiação solar causadas pelo ciclo diário e pela passagem de nuvens. Os resultados mostraram que para manter a regulação de tensão no sistema durante o decorrer do dia é necessário fornecer potência reativa na barra de ligação da usina fotovoltaica em
função dos níveis de tensão do barramento. Mostrou-se também que esse fornecimento pode ser feito pela própria usina com a implementação de controles locais. Além disso, mostrou-se que o reforço das linhas na rede de distribuição tem um efeito menos significativo sobre a regulação de tensão que o conseguido pelos controles locais. 5. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ABB ASEA Brown Boveri. ABB solar inverters. Brochure BCB.00076 Rev. D, 2015. ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica. Capacidade de Geração do Brasil. 2015, outubro 1. Disponível em: < http://www.aneel.gov.br> CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Info Leilão. Nº 009 6º Leilão de Energia de Reserva 31 de outubro, 2014. IEA International Energy Agency. Technology roadmad solar photovoltaic energy, 2014. KOURO, S. et al. Grid-Connected Photovoltaic Systems: An Overview of Recent Research and Emerging PV Converter Technology. Industrial Electronics Magazine, IEEE, v. 9, n. 1, p. 47-61, 2015. MASSON, G. et al. Global market outlook for solar power 2015-2019. Solar Power Europe, 2015. NREL National Renewable Energy Laboratory. MIDC Research Stations. 2015, abril 10. Disponível em: <http://www.nrel.gov/midc/research/>. SOLARANYWHERE. Irradiance and weather data. 2015, janeiro 20. Disponível em: <http://www.solaranywhere.com> STETZ, T. et al. Technical and economical assessment of voltage control strategies in distribution grids. Progress in Photovoltaics: Research and Applications, v. 21, n. 6, p. 1292-1307, 2013. VON APPEN, J. et al. Time in the sun: the challenge of high PV penetration in the German electric grid. Power and Energy Magazine, IEEE, v. 11, n. 2, p. 55-64, 2013. YAZDANI, A. et al. Modeling guidelines and a benchmark for power system simulation studies of three-phase single-stage photovoltaic systems. Power Delivery, IEEE Transactions on, IEEE, v. 26, n. 2, p. 1247 1264, 2011.