REGISTRO DOI: 10.5281/zenodo.7547189
Danilo do Nascimento Souza
Resumo
A evolução dos sistemas elétricos, que estão se tornando mais descentralizados, com pequenas unidades de geração conectadas diretamente às redes de distribuição próximas à carga. A consciência ambiental e o desenvolvimento sustentável baseado na diversificação de fontes de energia a longo prazo são aspectos fundamentais na agenda dos responsáveis pela formulação de políticas energéticas e contribuem para o avanço das fontes de energias renováveis. A geração distribuída fotovoltaica é uma das formas de energia renovável de mais rápido crescimento sendo integradas aos sistemas de distribuição ao redor do mundo. O grande número de pedidos de interconexão está estimulando o desenvolvimento de métodos de triagem para identificar rapidamente casos com impacto limitado no sistema de distribuição. O estudo de caso a seguir apresenta uma proposta de simulação para avaliar o comportamento dos níveis de tensão em cada barramento, carregamento nos alimentadores e perdas a partir do nível de penetração das unidades de geração fotovoltaica. Para isso, foi utilizado o Benchmark IEEE-13 e o programa Matlab/Simulink.
Palavras – chave: Geração distribuída fotovoltaica, Capacidade de carregamento, Perdas no sistema fotovoltaico, Fluxo de potência reverso, Elevação de tensão e flutuações.
Abstract
The evolution of electric systems, which are becoming more decentralized, with small generation units connected directly to distribution networks close to load. Environmental awareness and sustainable development based on the diversification of long-term energy sources are fundamental aspects in the agenda of those responsible for energy policy formulation and contribute to the advancement of renewable energy sources. Distributed photovoltaic generation is one of the fastest growing forms of renewable energy being integrated into distribution systems around the world. The large number of interconnection requests is stimulating the development of screening methods to quickly identify cases with limited impact on the distribution system. The following case study presents a simulation proposal to evaluate the behavior of voltage levels at each bus, loading on feeders and losses from the penetration level of photovoltaic generation units. For this, the IEEE-13 Benchmark and the Matlab/Simulink program were used.
Keywords: Distributed photovoltaic generation, Loading capacity, Losses in the photovoltaic system, Reverse power flow, Voltage rise and fluctuations.
1. Geração Distribuída Fotovoltaica
1.1 Introdução
Sistemas Elétricos estão evoluindo dos sistemas centralizados, com plantas de geração conectadas a sistemas de transmissão, para um sistema mais descentralizado, com pequenas unidades de geração conectadas diretamente as redes de distribuição próximas a carga [2, 3]. Esses tipos de unidades de geração são conhecidas como Geração Distribuída. Muitas razões estão no cerne dessas mudanças. Consciência ambiental e o desenvolvimento sustentável baseados na diversificação de fontes de energia a longo prazo são aspectos fundamentais na agenda dos responsáveis pela formulação de políticas energéticas. Isso contribuiu para o avanço das fontes de energias renováveis.
Sistemas de Geração Distribuída Fotovoltaica são uma das formas de energia renovável de mais rápido crescimento sendo integradas aos sistemas de distribuição ao redor do mundo. O grande numero de pedidos de interconexão estimulou o desenvolvimento de métodos de triagem que podem rapidamente identificar casos com pouco (ou nenhum) impacto no sistema de distribuição versus aquelas aplicações que requerem um estudo mais detalhado [4, 5]. Típicas áreas de estudo incluem a investigação de possíveis impactos adversos no suprimento de energia, proteção, coordenação e operação dos alimentadores de distribuição.
A geração distribuída fotovoltaica pode ser classificada em três tipos como descrito abaixo.
1.1.1 Plantas Fotovoltaicas em Larga Escala
Plantas da ordem de Megawatt (MW) – ex. 1 – 10 MW – são ou ligadas diretamente nos alimentadores convencionais ou a subestações de distribuição via alimentadores dedicados [6, 7]. Plantas em larga escala possuem capacidades nominais compatíveis com os valores nominais das subestações. Esses tipos de instalações são trifásicas e tipicamente necessitam de um ou mais transformadores de interconexão. Uma
planta de geração de MW normalmente inclui diversos módulos de inversores em paralelo – usualmente chamados de sistemas de conversão de potência (SCP) – que variam em tamanho dependendo do modelo e fabricante. Cada SCP é equipado com esquemas de proteção interno e externos tais como proteção de sobrecorrente rápida e limites de sobre e subtensão, sobre e subfrequência bem como esquemas de
proteção anti-ilhamento para prevenir que o sistema fotovoltaico forneça potência a rede em situações de desconexão da mesma.
1.1.2 Plantas Fotovoltaicas em Média Escala
Possuem capacidades que variam entre 10 – 1000 kW. Suas configurações de interconexões típicas dependem da capacidade da planta fotovoltaica. Plantas maiores (com capacidades de centenas de kW) podem ter instalações típicas similares às plantas em larga escala, incluindo transformadores de interconexão separados, com a principal diferença sendo dos valores nominais dos equipamentos associados (transformadores e chaves). Plantas menores – dezenas de kW – em que a geração fotovoltaica é comparável a carga, podem ter instalações típicas similares as unidades de geração em pequena escala, com a utilização dos transformadores existentes; possivelmente com poucas mudanças de interconexão [8].
1.1.3 Plantas em Pequena Escala
Capacidades até 10 kW. Esta categoria inclui principalmente as unidades fotovoltaicas instaladas nos telhados de residências e conectadas a linha secundária (127/220 V) O sistema GDF ´e normalmente monofásico nesta categoria e pode produzir mais ou menos energia do que o necessário a carga. Instalações típicas não necessitam de um transformador de interconexão [9].
1.2 Análise em Regime Permanente da Geração Distribuída Fotovoltaica
Injeções de potência da GD modificam a magnitude e até o sentido do fluxo de potencia na rede. Isso causa um impacto na operação da rede e no planejamento das empresas de distribuição com implicações técnicas e econômicas [10]. À medida que a parcela de energia elétrica produzida pelas GD’s aumenta, preocupações aumentam no sentido do potencial dessas fontes em produzir violações de tensão e/ou corrente nos
alimentadores de distribuição [11, 12]. Quando a tensão da GD excede a carga em uma seção da linha de distribuição, as tensões podem aumentar naquela seção. Adicionalmente, um conjunto significativo de unidades de geração distribuída pode fazer com que as correntes de alimentação se aproximem ou excedam as limitações de condução e proteção [12].
Alguns dos impactos mais comuns da geração fotovoltaica no sistema de distribuição incluem os seguintes.
1.2.1 Fluxo de Potência Reverso
A proliferação da energia fotovoltaica pode levar a condições de fluxo reverso na seção, alimentador ou subestação como pode ser observado na Fig 1.1. Fluxo de potência reverso pode afetar negativamente a coordenação da proteção e operação dos reguladores de tensão da linha. Em cenários de elevada penetração de unidades fotovoltaica, a geração irá exceder a demanda da carga, o fluxo será revertido e o alimentador exportará potência para os alimentadores vizinhos ou para o sistema de transmissão. Em função dos sistemas de distribuição serem tipicamente projetados para um fluxo de potência unidirecional, essa situação pode eventualmente afetar coordenação de proteção contra sobrecorrente do sistema. Portanto, para levar em conta um possível fluxo de potência reverso, estudos específicos devem ser conduzidos de modo a selecionar a estratégia de proteção mais adequada caso uma elevada penetração de geração fotovoltaica seja esperada. O fluxo reverso ainda pode afetar a operação dos reguladores de tensão e eles devem ser determinados a partir de um modo de controle que permita o fluxo de potência bidirecional de modo a evitar violações de tensão [13].
Fig. 1.1: Fluxo de Potência Reverso para variados níveis de penetração da GDF [1].
1.2.2 Elevação de Tensão e Flutuações
Alguns dos mais notáveis impactos da geração distribuída fotovoltaica (GDF) são a elevação e variação de tensão devido a intermitência característica da energia solar. Ambas as situações são pioradas a medida que a penetração solar aumenta. Os efeitos são particularmente evidentes e problemáticos quando grandes plantas de geração fotovoltaicas são conectadas próximas ao fim de alimentadores levemente carregados [1, 14]. Fig. 1.2 mostra um exemplo do impacto da GDF nos perfis de tensões dos alimentadores. A amplitude do aumento de tensão depende da configuração de cada alimentador, da localização da GDF e dos bancos de capacitores.
Algumas soluções para mitigar esse problema são:
- Modificar as configurações de controle dos bancos de capacitores de modo a garantir que eles estejam desligados durante a geração máxima da GDF.
- Evitar o uso de bancos de capacitores fixos.
- Baixa tensão de referência nos LTCs e reguladores de tensão (VRs).
Uma solução mais efetiva seria operar a GDF com fator de potência diferente da unidade na condição de “absorver reativo”.
Fig. 1.2: Impacto da GDF no nível de tensão do alimentador [1].
1.2.3 Interação com Bancos de Capacitores, LTCs e Reguladores de Tensão
Elevação de tensão e flutuações têm um impacto direto nos perfis de tensão dos alimentadores, o que pode levar a operação frequente dos LTCs, VRs e bancos de capacitores controlados por tensão. Devido a atrasos associados com a metodologia de controle desses dispositivos (30 -90 s), uma variação em degrau de tensão pode ser observada na escala de minutos [15]. Além disso, uma quantidade maior de operação diminui a vida útil desses dispositivos e aumenta os requisitos necessários para manutenção [16]. Em uma situação especial de uso de compensadores de queda de tensão na linha (LDC) para os LTCs ou VRs, o impacto na tensão pode se tornar mais significativo porque a regulação de tensão ´e função da corrente de linha, que é compensada pela GDF [17].
1.2.4 Flutuações de Potência Reativa
O frequente chaveamento de capacitores controlados por tensão e a frequente operação de LTCs e VRs conduzem a uma flutuação de fluxo de potência reativa. Se o nível de penetração das plantas de GDF for grande e distribuída sobre uma grande área, isso pode também afetar os sistemas de transmissão e subtransmissão [18]. A desconexão de bancos de capacitores implica que essa potência reativa deve ser fornecida pelo sistema de transmissão. Isso pode ter impactos econômicos importantes para elevados níveis de penetração da GDF, uma vez que a transmissão de potência reativa é mais cara do que gerada localmente. Possui várias implicações para subestações de distribuições e linhas de transmissão, tais como aumento das perdas e sobrecarga das linhas da subestação/transmissão [19]. A Fig. 1.3 mostra um exemplo da flutuação de potencia reativa em um alimentador de distribuição causado pela operação de um banco de capacitores controlado por tensão devido uma elevação de tensão em função da GDF.
Fig. 1.3: Flutuação da Potência Reativa devido à interconexão da GDF [1].
1.2.5 Modificação do Carregamento dos Alimentadores
A localização da GDF pode significativamente afetar o carregamento das seções dos alimentadores. Assim, antes da instalação das plantas GDF é necessário a verificação que as seções dos alimentadores localizadas entre a GDF e a subestação possuem capacidade suficiente disponível para distribuir a energia excedente da GDF (depois de subtrair a carga local e a carga a jusante). Similarmente, é necessário verificar a capacidade nominal dos equipamentos da distribuição e em alguns casos devido à grande penetração da GDF pode ser necessário o recondutoramento de algumas seções. A Fig. 1.4 mostra o carregamento da seções iniciais de 15 alimentadores diferentes em função do nível de penetração da GDF. Pode-se observar que para baixos a médios níveis de penetração, a GDF supera a carga e diminui o carregamento da seção. Em penetrações mais elevadas, entretanto, o carregamento da seção é aumentado a medida que a contribuição da GDF ́e superior a carga.
Fig. 1.4: Carregamento da seção do alimentador em função do nível de penetração da GDF [1].
1.2.6 Aumento/Diminuição das Perdas
O impacto da GDF nas perdas é similar ao apresentado na seção sobre o carregamento. Para níveis de penetração baixos a moderados, as perdas na linha tendem a diminuir até atingir um mínimo. Para níveis de penetração mais elevados, as perdas na linha tendem a aumentar em função de diversas razões. Por exemplo, o carregamento das linhas de distribuição sobre elevados níveis de penetração da GDF pode ser superior do que nas condições normais de operação. Outro motivo pode ser o falta de injeção local de reativo via banco de capacitores (caso eles tenham sido chaveados na situação de aumento de tensão). Ademais, o aumento da tensão nodal causada pela elevada penetração aumentará as perdas sem carga dos transformadores de distribuição [20, 21]. Fig. 1.5 mostra um gráfico das perdas nos alimentadores em função dos níveis de penetração da GDF. Os resultados mostram que há a tendência inicial de decrescimento das perdas até atingir um mínimo, depois um aumento até exceder as perdas para o caso base (sem GDF).
Fig. 1.5: Perdas nos Alimentadores em função do nível de penetração da GDF [1].
2. Simulação – Estudo de Caso
A proposta de simulação é avaliar o comportamento das níveis de tensão em cada barramento, carregamento nos alimentadores e perdas a partir do nível de penetração das unidades de geração fotovaltaica. Para isso o Benchmark IEEE-13 foi utilizado. A Fig. 2.1 ilustra o esquema geral da estrutura do benchmark utilizada nas simulações. O programa utilizado para as simulações foi Matlab/Simulink.
Os parâmetros da subestação, alimentadores, cargas, transformadores bem como as informações de ampacidade dos condutores estão descritas no Apêndice A.
Fig. 2.1: Diagrama Unifilar do Benchmark IEEE13.
2.1 Cenários
2.1.1 1º Cenário
Neste cenário o flow foi rodado sem nenhuma penetração fotovaltaica de modo a ter um caso base para servir de comparação com os cenários seguintes.
A Fig. 2.2 ilustra as tensões nas fases A, B e C dos barramentos do Benchmark.
A Fase B apresenta o valor de 1.0519 pu no barramento 675, mas que ainda está dentro da margem aceitável para duas casas decimais.
A Fig. 2.3 mostra as correntes nas fases A, B e C para o caso base em cada cabo.
(c)
Fig. 2.2: a) Tensão na Fase A para o Caso Base. b) Tensão na Fase B para o Caso Base. c) Tensão na Fase C para o Caso Base
Pode-se observar que no caso base todas as correntes estão abaixo da curva de ampacidade de cada cabo. Os dados dos cabos de cada alimentador estão disponíveis no Apendice A.
Fig. 2.3: Correntes nas Fases A, B e C para o caso base
Tabela 2.1: Tabela de Potências para o Caso Base
| P(kW) | Q(kvar) | |
| Geração Total | 3518.74 | 1540.14 |
| Carga PQ Total | 3101.90 | 1880.42 |
| Zshunt Total | 363.47 | -479.42 |
| Perdas Totais | 53.36 | 139.14 |
A Tabela 2.1 ilustra as informações da geração total, a carga PQ total, Zshunt e as perdas totais para o caso base.
2.1.2 2º Cenário
Neste cenário a geração fotovoltaica foi colocada no barramento 675 por ser o barramento trifásico com carga mais distante da subestação.
O nível de penetração pode ser definido como:
Pode-se observar pelos gráficos das Figs. 2.4 a 2.6 que à medida que se aumentou o nível de penetração da geração fotovoltaica a partir do caso base (0%), houve um aumento de tensão nos demais barramentos do sistema. Pode-se observar também que os barramentos 632, 633 e 634 não sofreram alterações significativas de tensão a partir do nível de penetração fotovoltaica, justamente por estarem mais distantes do ponto de conexão do gerador.
Fig. 2.4: Tensão na Fase A para geração fotovoltaica no barramento 675.
Fig. 2.5: Tensão na Fase B para geração fotovoltaica no barramento 675.
Fig. 2.6: Tensão na Fase C para geração fotovoltaica no barramento 675.
As Figs. 2.7 e 2.9 descrevem as correntes nos alimentadores de distribuição para cada nível de penetração da geração fotovoltaica. Pode-se observar na Fase A que no alimentador 632-671 a corrente diminui à medida que se aumenta o nível de penetração, o mesmo acontece na fase C. No alimentador 692-675 (A), a corrente se inicia em 226.32 A e decresce até o nível de penetração 50%, após esse valor, a corrente passa a aumentar até ultrapassar o valor de corrente com penetração nula até atingir o valor de 441.78 A, correspondente a penetração de 100%. O mesmo comportamento pode ser observado na Fase C. Esse fato ocorre porque a medida que o nível de penetração aumenta, em algum momento esse valor excede a capacidade de carga do barramento em questão. Dessa forma, o fluxo de potência se inverte e a corrente passa a aumentar novamente. Na fase B não se observa esse comportamento por apresentar um nível de potência mais baixo (conforme dados da carga disponível no Apêndice A). Assim, a corrente apresenta um comportamento ascendente conforme pode ser observado no gráfico para o alimentador 692-675. A Fig. 2.10 mostra em detalhe o comportamento das correntes nas três fases de acordo com o nível de penetração fotovoltaica.
Fig. 2.7: Correntes na Fase A para geração fotovoltaica no barramento 675.
Fig. 2.8: Correntes na Fase B para geração fotovoltaica no barramento 675.
Fig. 2.9: Correntes na Fase C para geração fotovoltaica no barramento 675.
Fig. 2.10: Correntes na Fase A, B e C no alimentador 692-675 para geração foto-voltaica no barramento 675.
Análise de Perdas para a Geração Fotovoltaica no Barramento 675
A Fig. 2.11 ilustra o comportamento das perdas no sistema em função do nível de penetração da geração fotovoltaica. Pode-se observar que para valores de penetração entre 50 e 60% as perdas foram mínimas, a partir desse valor as perdas passaram a aumentar.
2.1.3 3º Cenário
Neste cenário a geração fotovoltaica foi colocada no barramento 634 do Benchmark de modo a avaliar as tensões, correntes e perdas em um barramento mais próximo da subestação.
As Figs. 2.12 e 2.14 ilustram as tensões nos barramentos do Benchmarck. Observa-se que em todas as fases as tensões no barramento 634 estão superior ao limite de 1.05 p.u. Na fase A para valores de penetração superiores a 80%, na fase B para valores a 40% e na fase C para valores de penetração superiores a 80%.
Fig. 2.11: Perdas Totais em função do nível de Penetração Fotovoltaica no Barramento 675.
Fig. 2.12: Tensão na Fase A para geração fotovoltaica no barramento 634.
Fig. 2.13: Tensão na Fase B para geração fotovoltaica no barramento 634.
As Figs. 2.15 a 2.17 ilustram o comportamento das correntes nos alimentadores do sistema. Pode-se observar nas figuras que, à exceção do alimentador 632-633, as correntes nos demais alimentadores permaneceram inalteradas. No alimentador 632-633 nota-se a variação da corrente nas três fases. A corrente diminui com a penetração de 20% e passa a aumentar à medida que a penetração aumenta. O alimentador em questão possui, de acordo com as informações do Apêndice A, capacidade máxima de corrente de 357 A, nota-se entretanto, que para valores de penetração iguais ou superiores a 65%, a corrente excede a capacidade máxima do alimentador como pode ser observado em detalhe na Fig. 2.18
Fig. 2.14: Tensão na Fase C para geração fotovoltaica no barramento 634.
Fig. 2.15: Correntes na Fase A para geração fotovoltaica no barramento 634.
Fig. 2.16: Correntes na Fase B para geração fotovoltaica no barramento 634.
Fig. 2.17: Correntes na Fase C para geração fotovoltaica no barramento 634.
Fig. 2.18: Correntes na Fase A, B e C no alimentador 632-633 para geração fotovoltaica no barramento 634.
Análise de Perdas para a Geração Fotovoltaica no Barramento 634
A Fig. 2.19 ilustra as perdas totais para a geração fotovoltaica no Barramento 634. Nota-se na figura que as perdas mínimas ocorrem na região entre 10 e 20% de penetração. Portanto, de acordo com os gráficos anteriores de limites de tensão e corrente, a região de melhor operação para a geração fotovoltaica no barramento 634 é a região determinada pelas menores perdas do sistema. Nesta região as perdas são de 1.8% da geração total, as tensões são inferiores a 1.05 p.u. e as correntes com limites inferiores a 357 A.
2.1.4 4º Cenário
Neste cenário a geração fotovoltaica será conectada ao barramento 646 do Bench-mark de modo a avaliar as tensões, correntes bem como as perdas em um sistema bifásico próximo à subestação.
As Figs. 2.20 e 2.21 ilustram as tensões nos barramentos do sistema. Observa-se uma elevação na Fase B para os barramento 645 e 646 para níveis superiores a 20%. Da mesma forma, na fase C ocorre elevação de tensão nos barramentos 645 e 646 para valores acima de 60%.
Fig. 2.19: Perdas Totais em função do nível de Penetração Fotovoltaica no Barramento 634.
As Figs. 2.22 e 2.23 representam as correntes nas fases B e C. Observa-se uma elevação das correntes nos alimentadores 632-645 e 645-646 à medida que o nível de penetração se aumenta. De acordo com as informações disponíveis no Apêndice A para os cabos dos alimentadores, a sua capacidade máxima de corrente é de 242 A (para ambos). Para este caso somente a penetração até 20% é aceitável.
Fig. 2.20: Tensão na Fase B para geração fotovoltaica no barramento 646.
Fig. 2.21: Tensão na Fase C para geração fotovoltaica no barramento 646.
Fig. 2.22: Correntes na Fase B para geração fotovoltaica no barramento 646.
Fig. 2.23: Correntes na Fase C para geração fotovoltaica no barramento 646.
Análise de Perdas para a Geração Fotovoltaica no Barramento 646
A Fig. 2.24 ilustra as perdas totais. Nota-se que as perdas são mínimas para a região de até 20% de penetração. Portanto, unindo as informações de tensão e corrente previamente calculadas, a região de melhor operação para a geração fotovoltaica no barramento em questão é no intervalo que varia de 0 a 20%.
2.1.5 5º Cenário
Neste cenário a geração fotovoltaica foi colocada no barramento 671 do Bench-mark de modo a avaliar tensões, correntes e perdas em um barramento com uma distância relativa média da subestação.
Fig. 2.24: Perdas Totais em função do nível de Penetração Fotovoltaica no Barramento 646.
As Figs. 2.25 a 2.27 ilustram as tensões nos barramentos do Benchmarck. Pode-se observar que nenhum limite é excedido neste cenário. Embora para a fase B, na barras 671 e 675, os valores se aproximam muito do limite superior de 1.05 p.u.
Fig. 2.25: Tensão na Fase A para geração fotovoltaica no barramento 671.
Fig. 2.26: Tensão na Fase B para geração fotovoltaica no barramento 671.
Fig. 2.27: Tensão na Fase C para geração fotovoltaica no barramento 671.
As Figs. 2.28 a 2.30 ilustram o comportamento das correntes nos alimentadores do sistema. Pode-se observar nas figuras que, à exceção dos alimentadores 632-671 e 671-680, as correntes nos demais alimentadores permaneceram inalteradas. No alimentador 632-671 pode-se visualizar a variação da corrente nas três fases. A corrente diminui para valores de penetração abaixo de 80% e aumenta para o valor total da geração fotovoltaica. O alimentador em questão possui, de acordo com as informações do Apêndice A, capacidade máxima de corrente de 726 A. O limite de corrente do alimentador não é superado para nenhum valor de geração, como pode ser observado em detalhe na Fig. 2.31.
Fig. 2.28: Correntes na Fase A para geração fotovoltaica no barramento 671.
Análise de Perdas para a Geração Fotovoltaica no Barramento 671
A Fig. 2.32 ilustra as perdas totais para a geração fotovoltaica no Barramento 671.
Nota-se na figura que as perdas mínimas ocorrem na região entre 70 e 80% de penetração. Portanto, de acordo com os gráficos anteriores de limites de tensão e corrente, a região de melhor operação para a geração fotovoltaica no barramento 671 é a região determinada pelas menores perdas do sistema. Nesta região as perdas são de 0.7% da geração total, as tensões são inferiores a 1.05 p.u. e as correntes com limites inferiores a 726 A.
Fig. 2.29: Correntes na Fase B para geração fotovoltaica no barramento 671.
Fig. 2.30: Correntes na Fase C para geração fotovoltaica no barramento 671.
Fig. 2.31: Correntes na Fase A, B e C no alimentador 632-671 para geração fotovoltaica no barramento 671.
Fig. 2.32: Perdas Totais em função do nível de Penetração Fotovoltaica no Barramento 671.
2.1.6 6º Cenário
Neste cenário a geração fotovoltaica foi colocada no barramento 611 de modo a avaliar o comportamento das correntes, tensões e perdas no sistema a partir de um barramento monofásico.
A Fig. 2.33 ilustra a tensão no barramento 611 para diferentes níveis de penetração. Como trata-se de um barramento monofásico na fase C, somente essa fase foi mostrado na figura, as demais tensões seguem conforme o caso base. Observa-se que todas as tensões estão dentro dos limites.
Fig. 2.33: Tensão na Fase C para geração fotovoltaica no barramento 611.
A Fig. 2.34 ilustra as correntes nos alimentadores do sistema. O alimentador 632-671 possui uma corrente máxima de 726 A, como à medida que se aumenta o nível de penetração, a corrente no alimentador diminui, não há limitação quanto à capacidade de corrente conforme pode ser visualizado na Fig. 2.35. Nos alimentadores 671684 e 684-611, a capacidade de corrente é de 242 A, portanto a nível de penetração fica limitado a um valor inferior a 60%, como pode ser observado no gráfico.
Fig. 2.34: Corrente na Fase C para geração fotovoltaica no barramento 611.
Fig. 2.35: Corrente na Fase C do alimentador 632-671 para geração fotovoltaica no barramento 611.
Análise de Perdas para a Geração Fotovoltaica no Barramento 611
A Fig.2.36 ilustra as perdas totais no sistema. Nota-se pela figura que o sistema apresenta perdas mínimas para a região entre 20 e 40%. Como pelo critério de corrente o sistema fica limitado para uma região inferior a 60%, a região de perdas mínimas é o fator limitante para a região de operação do sistema. Portanto, para a geração fotovoltaica monofásica no barramento 611 o sistema deve operar no intervalo de 20 a 40% de penetração.
2.1.7 7º Cenário
Neste cenário a geração fotovoltaica foi colocada nos barramentos 671 e 675 juntos.
A variação do nível de penetração da geração fotovoltaica foi igual em ambos os casos a título de simplificação.
Fig. 2.36: Perdas Totais em função do nível de Penetração Fotovoltaica no Barramento 611.
As Fig.2.37 a 2.39 ilustram as tensões nos barramentos do sistema a partir do cenário estudado. Observa-se que nas fases A e C as tensões permaneceram todas dentro dos limites estabelecidos para todos os barramentos. A fase B, no entanto, apresentou no barramento 675 uma pequena elevação de tensão para níveis de penetração superiores a 40%.
As Figs.2.40 a 2.42 ilustram as correntes nas três fases do sistema. O alimentador 632-671 possui um limite de 726 A de corrente. Assim, na fase A para o nível de penetração de 100% a corrente apresenta o valor de 760.90 A e, portanto superior ao limite. Na fase B, para valores de penetração próximos a 80% a corrente já apresenta valores de corrente acima do máximo. Na fase C para o alimentador 632-671 a corrente apresenta valores superiores a 726 A para 100% de penetração fotovoltaica. No alimentador 692-675, o limite de corrente é ultrapassado na fase A quando a penetração possui o valor de 100%; na fase B, em um valor acima de 60%; e na fase C, um valor acima de 80%. Tais valores podem ser visualizados com mais detalhes nas figuras Fig.2.43 e 2.44.
Fig. 2.37: Tensão na Fase A para geração fotovoltaica nos barramentos 671 e 675.
Fig. 2.38: Tensão na Fase B para geração fotovoltaica nos barramentos 671 e 675.
Fig. 2.39: Tensão na Fase C para geração fotovoltaica nos barramentos 671 e 675.
Fig. 2.40: Correntes na Fase A para geração fotovoltaica nos barramentos 671 e 675.
Fig. 2.41: Correntes na Fase B para geração fotovoltaica nos barramentos 671 e 675.
Fig. 2.42: Correntes na Fase C para geração fotovoltaica nos barramentos 671 e 675.
Fig. 2.43: Correntes na Fase A, B e C no alimentador 632-671 para geração fotovoltaica no barramento 671 e 675.
Análise de Perdas para a Geração Fotovoltaica nos Barramentos 671 e 675
A Fig.2.45 ilustra as perdas no sistema. Nota-se que a região de menor perdas é a região entre 30 e 40% que representa 0.65% da geração total. Portanto essa é a região de melhor operação desse sistema uma vez que pra essa região os limites de tensão e correntes permanecem dentro dos limites aceitos.
Fig. 2.44: Correntes na Fase A, B e C no alimentador 692-675 para geração fotovoltaica no barramento 671 e 675.
Fig. 2.45: Perdas Totais em função do nível de Penetração Fotovoltaica nos Barramentos 671 e 675.
2.1.8 8º Cenário
Neste cenário a geração fotovoltaica é colocada nos barramentos 634, 675 e 671 ao mesmo tempo com intervalos de penetração iguais a 20%.
As Figs. 2.46 a 2.48 ilustram as tensões nos barramentos do sistema para o cenário em análise. Nota-se que na fase A, para a penetração de 80%, a tensão atingiu o limite máximo. Na fase B as tensões apresentaram uma elevação maior para níveis de penetração superiores a 40%. Ao passo que na fase C, somente o barramento 634 apresentou níveis de tensão que atingiram o limite superior para a penetração próxima a 80%.
As Figs. 2.49 a 2.51 ilustram as correntes para os níveis de penetração fotovoltaica em cada barramento do cenário em análise. Observa-se que o alimentador 632-671 apresenta elevação de corrente na fase B, em níveis de penetração acima de 75%, o que pode ser visto na Fig. 2.52; as fases A e C para valores acima de 90%. No alimentador 692-675 as correntes ultrapassaram o limite de corrente (425 A) para a penetração de 100%. Na fase A a corrente medida foi de 435.81 A, na fase B de 663.43 A e na fase C de 552.76 A. O alimentador 632-633 também apresentou problemas de corrente para penetração no intervalo de 80 a 100% como pode ser observado nas figuras. A capacidade do alimentador é de 357 A.
Fig. 2.46: Tensão na Fase A para geração fotovoltaica nos barramentos 634, 671 e 675.
Fig. 2.47: Tensão na Fase B para geração fotovoltaica nos barramentos 634, 671 e 675.
Fig. 2.48: Tensão na Fase C para geração fotovoltaica nos barramentos 634, 671 e 675.
Fig. 2.49: Correntes na Fase A para geração fotovoltaica nos barramentos 634, 671 e 675.
Fig. 2.50: Correntes na Fase B para geração fotovoltaica nos barramentos 634, 671 e 675.
Análise de Perdas para a Geração Fotovoltaica nos Barramentos 634, 671 e 675
A Fig. 2.53 representa as perdas totais para o cenário em questão. Para este cenário as perdas foram mínimas para a região entre 20 e 30%. Como para esse intervalo as tensões e correntes estão dentro dos limites, a melhor região de operação para a geração fotovoltaica nesses três barramentos é a determinada pelas perdas mínimas.
Fig. 2.51: Correntes na Fase C para geração fotovoltaica nos barramentos 634, 671 e 675.
Fig. 2.52: Corrente nas Fases A, B e C do alimentador 632-671 para geração fotovoltaica nos barramentos 634, 671 e 675.
Fig. 2.53: Perdas Totais em função do nível de Penetração Fotovoltaica nos Barra- mentos 634, 671 e 675.
2.2 9º Cenário
Neste cenário a geração fotovoltaica foi colocada em todos os barramentos do Bench- mark com o objetivo de se avaliar a máxima capacidade de hospedagem do sistema como um todo. O nível de penetração foi variado em igual magnitude em todas as unidades de geração.
As Figs. 2.54 a 2.56 ilustram as tensões nas três fases do sistema. Na fase A o barramento 634 excede o limite para valores de penetração superiores a 60%, os demais barramentos se mantém dentro dos limites de tensão. Na fase B os barramentos 634, 645 e 646 excedem o limite máximo de tensão para penetração superior a 30%, os demais barramentos se mantém no limite superior de tensão. Na fase C o barramento 611 – monofásico – atingiu o limite para valores de penetração superiores a 40%, o barramento 634 para valores superiores a 60%, os barramentos 671, 675, 680, 684 e 692 atingiram os seus limites para níveis de penetração a partir de 50%. Portanto no critério de tensão a geração fotovoltaica fica limitada a 40% de penetração sem violar os limites operativos de cada barramento.
Fig. 2.54: Tensão na Fase A para geração fotovoltaica em todos os barramentos do sistema.
Fig. 2.55: Tensão na Fase B para geração fotovoltaica em todos os barramentos do sistema.
Fig. 2.56: Tensão na Fase C para geração fotovoltaica em todos os barramentos do sistema.
As Figs. 2.57 a 2.59 ilustram as correntes nos alimentadores do sistema para cada nível de penetração da geração fotovoltaica. Na fase A pode-se observar pelos alimentadores 632-633, 632-671 e 671-684 que a penetração máxima sem exceder a capacidade máxima desses alimentadores foi de 30%. Na fase B, a limitação de corrente é dada pelo alimentador 632-633 com 35% de penetração. Na fase C a limitação é nos alimentadores 632-633, 632-671 e 671-684. Para este caso a limitação é também de 35%. Portanto, pelo o critério de corrente a limitação máxima de penetração é de 30%.
Fig. 2.57: Correntes na Fase A para geração fotovoltaica em todos os barramentos.
Fig. 2.58: Correntes na Fase B para geração fotovoltaica em todos os barramentos.
Fig. 2.59: Correntes na Fase C para geração fotovoltaica em todos os barramentos.
Fig. 2.60: Perdas Totais para geração fotovoltaica em todos os barramentos do sistema.
Análise de Perdas para a Geração Fotovoltaica em todos os Barramentos
A Fig.2.60 ilustra as perdas totais para a geração fotovoltaica em todos os barramentos do sistema. Nota-se que as perdas mínimas foram de 0.4553% da geração. A região de perdas mínimas é a região situada entre 10 e 15%. Dessa forma, unindo os critérios de tensão, corrente e perdas, a penetração fotovoltaica máxima sem exceder os limites operativos tanto dos alimentadores quanto dos barramentos do Benchmark foi determinada pela região de menores perdas para o sistema. Assim, a penetração ideal para esta cenário seria de 15%, o que corresponderia a 520kW de geração solar.
2.3 Comparativo entre os Cenários
Nesta seção será feita uma comparação entre os cenários analisados. Como as perdas mostraram-se ser o fator determinante na escolha da melhor região de operação dos cenários propostos, a comparação será feita a partir desse dado.
A Tabela 2.2 ilustra o comparativo entre os cenários propostos nas subseções anteriores. As perdas mínimas são dadas em termos percentuais da geração total. A região de operação se refere ao nível de penetração onde ocorrem as perdas mínimas da geração fotovoltaica. Nota-se que o caso que apresentou o maior número de perdas foi o cenário 4 onde foi colocada a geração fotovoltaica no barramento monofásico 611. Os cenários que apresentaram as menores perdas foram o 5 , o 7 e 9 o primeiro com a geração no barramento 671 e o segundo com a geração no 671 e 675 e o terceiro com a geração em todos os barramentos do benchmark. No entanto o cenário 5 apresentou uma região de operação bem superior ao cenário 7. Uma região de operação maior indica que a geração fotovoltaica pode injetar mais potência no sistema atendendo uma maior quantidade de carga sem atingir os limites das restrições operativas do sistema de tensão e corrente e com perdas mínimas. Dessa forma, diante dos cenários propostos, a geração fotovoltaica única no barramento 671 mostrou-se mais satisfatória a partir das grandezas (tensão, corrente e perdas) que foram sugeridas durante o texto.
O cenário 9 se diferencia dos demais porque permitiu também avaliar a máxima capacidade de geração fotovoltaica que o Benchmark pode suportar sem a violação dos limites de tensão e carregamento dos alimentadores.
Tabela. 2.2: Tabela Comparativa dos Cenários
| Cenários | Perdas Mínimas (%) | Região de Operação (%) |
| 2 | 0.76 | 50 – 65 |
| 3 | 1.4 | 10 – 20 |
| 4 | 1.5 | 0 – 10 |
| 5 | 0.68 | 75 – 85 |
| 6 | 1.36 | 25 – 35 |
| 7 | 0.65 | 30 – 40 |
| 8 | 0.75 | 20 – 30 |
| 9 | 0.45 | 10 – 15 |
3. Conclusão
O impacto do crescimento da penetração fotovoltaica nos sistemas de distribuição foi abordado neste estudo. Observou-se que a geração fotovoltaica distribuída afetou significativamente o perfil de tensões e correntes do sistema. Um elevado nível de penetração proporcionou uma elevação de tensão nos barramentos do sistema em análise. A variação significativa de tensão pode se tornar um sério problema em redes de distribuição porque pode reduzir o tempo de vida útil ou até danificar uma série de equipamentos conectados à rede. Uma adequada análise das tensões nos barramentos e correntes nos alimentadores permitiu avaliar melhor a região de operação da geração fotovoltaica que atendesse às especificações. No tocante as correntes nos alimentadores, apesar de não ter sido um fator determinante na escolha da região de operação, torna-se uma análise interessante porque permite avaliar se as correntes nos alimentadores estão próximas ao limite de especificações do cabo. Assim, pode-se avaliar a possibilidade de recondutoramento dos cabos dos alimentadores.
As perdas analisadas no estudo foram o fator determinante na escolha da região de melhor penetração fotovoltaica para o sistema. O estudo apontou que os barramentos monofásicos e bifásicos não apresentaram resultados satisfatórios, relativamente aos demais, quanto à redução das perdas no sistema. Ao passo que os barramentos trifásicos apresentaram perdas menores, a exceção do barramento 634 que apresentou perdas próximas aos casos bifásico e monofásico. Notou-se também que as gerações colocadas nos barramentos mais distantes da subestação apresentaram menores perdas como foi o caso dos barramentos 675 e 671, ao passo que os barramentos mais próximos a` subestação apresentaram perdas maiores como foi o caso dos barramentos 646 e 634.
No geral, o barramento que apresentou menores perdas e um nível de penetração fotovoltaica maior sem afetar os limites de tensão e corrente foi o barramento 671 com única geração fotovoltaica. A máxima capacidade de hospedagem que o Benchmark pôde assumir sem violações dos seus limites operativos em regime permanente foi de 520 kW. Esse valor corresponde a 15% de penetração fotovoltaica em todo o sistema.
4. Referências Bibliográficas
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Apêndice A
Overhead Line Configuration Data:
| Config. | Phasing | Phase | Neutral | Spacing |
| ACSR | ACSR | ID | ||
| 601 | B A C N | 556,500 26/7 | 4/0 6/1 | 500 |
| 602 | C A B N | 4/0 6/1 | 4/0 6/1 | 500 |
| 603 | C B N | 1/0 | 1/0 | 505 |
| 604 | A C N | 1/0 | 1/0 | 505 |
| 605 | C N | 1/0 | 1/0 | 510 |
Underground Line Configuration Data:
| Config. | Phasing | Cable | Neutral | Space ID |
| 606 | A B C N | 250,000 AA, CN | None | 515 |
| 607 | A N | 1/0 AA, TS | 1/0 Cu | 520 |
Line Segment Data:
| Node A | Node B | Length(ft.) | Config. |
| 632 | 645 | 500 | 603 |
| 632 | 633 | 500 | 602 |
| 633 | 634 | 0 | XFM-1 |
| 645 | 646 | 300 | 603 |
| 650 | 632 | 2000 | 601 |
| 684 | 652 | 800 | 607 |
| 632 | 671 | 2000 | 601 |
| 671 | 684 | 300 | 604 |
| 671 | 680 | 1000 | 601 |
| 671 | 692 | 0 | Switch |
| 684 | 611 | 300 | 605 |
| 692 | 675 | 500 | 606 |
Transformer Data:
| kVA | kV-high | kV-low | R – % | X – % | |
| Substation: | 5,000 | 115 – D | 4.16 Gr. Y | 1 | 8 |
| XFM -1 | 500 | 4.16 – Gr.W | 0.48 – Gr.W | 1.1 | 2 |
Capacitor Data:
| Node | Ph-A | Ph-B | Ph-C |
| kVAr | kVAr | kVAr | |
| 675 | 200 | 200 | 200 |
| 611 | 100 | ||
| Total | 200 | 200 | 300 |
Regulator Data:
| Regulator ID: | 1 | ||
| Line Segment: | 650 – 632 | ||
| Location: | 50 | ||
| Phases: | A – B -C | ||
| Connection: | 3-Ph,LG | ||
| Monitoring Phase: | A-B-C | ||
| Bandwidth: | 2.0 volts | ||
| PT Ratio: | 20 | ||
| Primary CT Rating: | 700 | ||
| Compensator Settings: | Ph-A | Ph-B | Ph-C |
| R – Setting: | 3 | 3 | 3 |
| X – Setting: | 9 | 9 | 9 |
| Volltage Level: | 122 | 122 | 122 |
Spot Load Data:
| Node | Load | Ph-1 | Ph-1 | Ph-2 | Ph-2 | Ph-3 | Ph-3 |
| Model | kW | kVAr | kW | kVAr | kW | kVAr | |
| 634 | Y-PQ | 160 | 110 | 120 | 90 | 120 | 90 |
| 645 | Y-PQ | 0 | 0 | 170 | 125 | 0 | 0 |
| 646 | D-Z | 0 | 0 | 230 | 132 | 0 | 0 |
| 652 | Y-Z | 128 | 86 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| 671 | D-PQ | 385 | 220 | 385 | 220 | 385 | 220 |
| 675 | Y-PQ | 485 | 190 | 68 | 60 | 290 | 212 |
| 692 | D-I | 0 | 0 | 0 | 0 | 170 | 151 |
| 611 | Y-I | 0 | 0 | 0 | 0 | 170 | 80 |
| TOTAL | 1158 | 606 | 973 | 627 | 1135 | 753 |
Distributed Load Data:
| Node A | Node B | Load | Ph-1 | Ph-1 | Ph-2 | Ph-2 | Ph-3 | Ph-3 |
| Model | kW | kVAr | kW | kVAr | kW | kVAr | ||
| 632 | 671 | Y-PQ | 17 | 10 | 66 | 38 | 117 | 68 |
IEEE 13 NODE TEST FEEDER
Impedances
