UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ
THAÍS MARZALEK BLASI
ANÁLISE ELÉTRICA DOS IMPACTOS DA CONEXÃO DE SISTEMAS
FOTOVOLTAICOS COM BATERIAS NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO
CURITIBA
2017
THAÍS MARZALEK BLASI
ANÁLISE ELÉTRICA DOS IMPACTOS DA CONEXÃO DE SISTEMAS
FOTOVOLTAICOS COM BATERIAS NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO
Trabalho de Conclusão de Curso
apresentado ao Curso de Engenharia
Elétrica, Área de Concentração
Eletrotécnica, Departamento de
Engenharia Elétrica, Setor de Tecnologia,
Universidade Federal do Paraná, como
parte das exigências para a obtenção do
título de Engenheira Eletricista.
Orientador: Prof. Dr. Alexandre Rasi Aoki
Coorientadora: M.Sc. Kristie Kaminski
Küster
CURITIBA
2017
TERMO DE APROVAÇÃO
THAÍS MARZALEK BLASI
ANÁLISE ELÉTRICA DOS IMPACTOS DA CONEXÃO DE SISTEMAS
FOTOVOLTAICOS COM BATERIAS NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO
Trabalho de Conclusão de Curso aprovado como requisito parcial para obtenção do
título de Engenheira Eletricista do Curso de Graduação em Engenharia Elétrica,
Setor de Tecnologia da Universidade Federal do Paraná, pela seguinte banca
examinadora:
Orientador: Prof. Dr. Alexandre Rasi Aoki
Departamento de Engenharia Elétrica, UFPR
Prof. Dra. Elizete Maria Lourenço
Departamento de Engenharia Elétrica, UFPR
Prof. Dr. Odilon Luís Tortelli
Departamento de Engenharia Elétrica, UFPR
Curitiba, 05 de dezembro de 2017.
“A sabedoria dos homens é proporcional não à sua experiência, mas à sua
capacidade de adquirir experiência.”
George Bernard Shaw
AGRADECIMENTOS
A Deus, pelo dom da vida e por me mostrar os caminhos a seguir na vida.
Agradeço à minha família, meus pais Marília e Paulo Blasi e ao meu irmão Raphael
Blasi pelo amor, incentivo e dedicação em sempre me apoiarem.
Agradeço ao Prof. Dr. Alexandre Rasi Aoki pela orientação, dedicação e amizade.
Agradeço também a Kristie Kaminski Küster pela coorientação do presente trabalho
e pela amizade.
Agradeço aos colegas dos Institutos Lactec pela disposição, paciência, ajuda e
dedicação.
Agradeço aos professores do curso de Engenharia Elétrica pelos ensinamentos
passados, contribuindo para a minha formação.
RESUMO
O aumento da geração distribuída, principalmente utilizando energia solar fotovoltaica é uma realidade cada vez maior para o sistema elétrico brasileiro. Além disso, a instalação de sistemas capazes de armazenar energia e permitir um maior gerenciamento do atendimento da demanda da carga são uma tendência para o setor elétrico. Dessa forma, compreender os impactos causados por esses sistemas na rede elétrica de distribuição é muito imprescindível. Com esse intuito foi realizada a busca por conhecimento a respeito do funcionamento desses sistemas e suas principais características, a fim de permitir a elaboração da modelagem desse sistema na ferramenta computacional DIgSILENT PowerFactory. O sistema modelado consiste na Usina Fotovoltaica dos Institutos Lactec, situada em Curitiba, Brasil, e onde foi possível realizar medições a fim de validar o modelo desenvolvido na ferramenta. Com o modelo desenvolvido, foi possível elaborar diferentes cenários de simulação, sendo um apenas com o sistema fotovoltaico e outros dois com o sistema fotovoltaico mais baterias, estas com diferentes dimensões. Foram realizadas para cada um dos cenários as análises de balanço de potência ativa e reativa, perfil de tensão, carregamento do transformador e análise do fator de potência, além da análise do fator de carga para os três casos. Com esse trabalho foi possível verificar como o sistema se comporta e quais são os pontos em que o mesmo causa maior impacto na rede elétrica de distribuição. Palavras-chave: Sistemas Fotovoltaicos. Baterias. DIgSILENT PowerFactory.
ABSTRACT
The increase in distributed generation, mainly using photovoltaic solar energy, is a growing reality for the Brazilian electric system. In addition, the installation of systems capable of storing energy and allowing greater management of the demand for the load are a trend for the electric sector. In this way, understanding the impacts caused by these systems in the distribution grid is very important. In order to allow the elaboration of the modeling of this system in the computational tool DIgSILENT PowerFactory, this work focuses on the search for knowledge about the operation of these systems and their main characteristics was carried out. The modeling system consists of the Photovoltaic Plant of the Lactec Institutes, located in Curitiba, Brazil, and where it was possible to carry out measurements in order to validate the model developed in the tool. With the developed model, it was possible to elaborate different scenarios of simulation, being only one with the photovoltaic system and another two with the photovoltaic system plus batteries, these with different dimensions. For each of the scenarios, the analysis of active and reactive power balance, voltage profile, transformer load and power factor analysis were performed, as well as load factor analysis for the three cases. With this work it was possible to verify how the system behaves and what are the points at which it causes greater impact in the distribution network.
Key words: Photovoltaic. Battery. DIgSILENT PowerFactory.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
FIGURA 1 - CONEXÕES DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICA POR ESTADO EM
23/05/2017. ............................................................................................................... 14
FIGURA 2 - CRESCIMENTO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA FOTOVOLTAICA NO
ESTADO DO PARANÁ.............................................................................................. 14
FIGURA 3 - TIPOS DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS. .......................................... 18
FIGURA 4 - PROCESSO DE CONVERSÃO FOTOVOLTAICA. ............................... 19
FIGURA 5 - TECNOLOGIAS DE CÉLULAS FOTOVOLTAICAS. .............................. 20
FIGURA 6 - REPRESENTAÇÃO DO MODELO EQUIVALENTE DO MÓDULO
FOTOVOLTAICO ...................................................................................................... 20
FIGURA 7 - CURVA CARACTERÍSTICA DE CORRENTE E TENSÃO DE UM
PAINÉL FOTOVOLTAICO......................................................................................... 22
FIGURA 8 - INFLUÊNCIA DA RADIAÇÃO SOLAR NA CURVA I-V DO MÓDULO
FOTOVOLTAICO ...................................................................................................... 23
FIGURA 9 - INFLUÊNCIA DA TEMPERATURA NA CURVA I-V DO MÓDULO
FOTOVOLTAICO. ..................................................................................................... 23
FIGURA 10 - CURVA POTÊNCIA-TENSÃO DO MÓDULO FOTOVOLTAICO. ........ 24
FIGURA 11 - CURVAS I-V RESULTANTES DE ASSOCIAÇÕES (a) SÉRIE (b)
PARALELO DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS. ...................................................... 25
FIGURA 12 - CURVA I-V RESULTANTE DA ASSOCIAÇÃO SÉRIE E PARALELO
DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS. .......................................................................... 25
FIGURA 13 - ESTRUTURA BÁSICA DO INVERSOR EM PONTE COMPLETA. ..... 27
FIGURA 14 - ESQUEMÁTICO CONSTRUTIVO DE BATERIA CHUMBO-ÁCIDO
ESTACIONÁRIA. ....................................................................................................... 29
FIGURA 15 - NÚMERO DE CICLOS DE CARGA E DESCARGA POSSÍVEIS EM
FUNÇÃO DA PROFUNDIDADE DE DESCARGA DA BATERIA. ............................. 30
FIGURA 16 - ESQUEMA DE SELEÇÃO DOS ARTIGOS PARA LEITURA. ............. 33
FIGURA 17 - REPRESENTAÇÃO DAS INTERFACES GRÁFICAS DO
POWERFACTORY. (A) INTERFACE GRID. (B) DIAGRAMA DE BLOCOS. (C)
INTERFACE VIRTUAL INSTRUMENT PAINEL. ....................................................... 38
FIGURA 18 - ILUSTRAÇÃO DO MÉTODO DE CÁLCULO IEC 60909. .................... 41
FIGURA 19 - CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO DC EM FUNÇÃO DO TEMPO
PARA DIFERENTES FONTES. ................................................................................ 42
FIGURA 20 - RESULTADO DA SIMULAÇÃO QUASE-DINÂMICA APRESENTADO
OS RESULTADOS DE MAGNITUDE DE TENSÃO NAS BARRAS DE UM SISTEMA.
.................................................................................................................................. 43
FIGURA 21 - MODELAGEM DE CÁLCULO DA SIMULAÇÃO QUASE-DINÂMICA. 44
FIGURA 22 - REPRESENTAÇÃO DA MODELAGEM DE SISTEMAS
FOTOVOLTAICOS. ................................................................................................... 46
FIGURA 23 - REPRESENTAÇÃO DO MODELO DE FONTE DE CORRENTE CC. . 47
FIGURA 24 - MODELO EQUIVALENTE DA BATERIA DC. ...................................... 48
FIGURA 25 - ESQUEMA ELÉTRICO DA USINA FOTOVOLTAICA DOS
INSTITUTOS LACTEC. ............................................................................................. 51
FIGURA 26 - ESQUEMA DE INSTALAÇÃO DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS EM
CONJUNTOS. ........................................................................................................... 52
FIGURA 27 - ESQUEMA DOS MODOS DE OPERAÇÃO DA UFV DOS INSTITUTOS
LACTEC. ................................................................................................................... 53
FIGURA 28 - REPRESENTAÇÃO DA UFV DOS INSTITUTOS LACTEC (A)
CONJUNTO DE PAINEIS FOTOVOLTAICOS (B) INVERSORES E
CONTROLADORES DE CARGA, JUNTO COM O QUADRO CC E SISTEMA DE
GERENCIAMENTO. .................................................................................................. 54
FIGURA 29 - EQUIPAMENTO MARH-21 (A) INSTALADO NO PONTO DE
MEDIÇÃO (B) EQUIPAMENTO INSTALADO EM CAMPO. ...................................... 55
FIGURA 30 - MEDIDORES INTELIGENTES (a) INSTALAÇÃO NO QUADRO DE
SAÍDA CA (b) MEDIÇÃO DE POTÊNCIA GERADA NO DISPLAY. .......................... 56
FIGURA 31 - PONTOS DE MEDIÇÃO NA PLANTA DO SISTEMA DE GERAÇÃO
DISTRIBUÍDA. ........................................................................................................... 57
FIGURA 32 - PERFIL DE RADIAÇÃO EM UM DIA TOTALMENTE ENSOLARADO,
SEM NUVENS. .......................................................................................................... 58
FIGURA 33 - DADOS DE RADIAÇÃO NA SEMANA DE 22 A 28 DE OUTUBRO DE
2017. ......................................................................................................................... 58
FIGURA 34 - DADOS DE RADIAÇÃO NA SEMANA DE 05 A 11 DE NOVEMBRO DE
2017. ......................................................................................................................... 59
FIGURA 35 - DADOS DE RADIAÇÃO NA SEMANA DE 06 A 12 DE FEVEREIRO DE
2017. ......................................................................................................................... 59
FIGURA 36 - COMPARAÇÃO DAS CURVAS DE GERAÇÃO COM CADA OPÇÃO
DE MODELAGEM. .................................................................................................... 61
FIGURA 37 - MODELO EQUIVALENTE DO SISTEMA DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
SEM BATERIA. ......................................................................................................... 62
FIGURA 38 - REPRESENTAÇÃO DOS CENÁRIOS DE CARGA E DESCARGA DA
BATERIA. .................................................................................................................. 65
FIGURA 39 - GRÁFICO DAS POTÊNCIAS ATIVAS NO SISTEMA DURANTE OS
DIAS ÚTEIS NO PERÍODO ANALISADO. ................................................................ 69
FIGURA 40 - GRÁFICO DAS POTENCIAS ATIVAS NO SISTEMA DURANTE O
FINAL DE SEMANA DO PERÍODO ANALISADO. .................................................... 69
FIGURA 41 - BALANÇO DE POTENCIA ATIVA SEGUNDA-FEIRA. ........................ 70
FIGURA 42 - BALANÇO DE POTÊCIA REATIVA SEGUNDA-FEIRA. ..................... 70
FIGURA 43 - PERFIL DE TENSÃO NA BARRA DE CONEXÃO. ............................. 71
FIGURA 44 - PERFIL DE TENSÃO NA BARRA BT MICROGRID. ........................... 71
FIGURA 45 - CARREGAMENTO DO TRANSFORMADOR DE CONEXÃO COM A
REDE. ....................................................................................................................... 72
FIGURA 46 - PERFIL DO FATOR DE POTÊNCIA DO PV. ...................................... 73
FIGURA 47 - DISTRIBUIÇÃO DA CARGA E DESCARGA DAS 8 BATERIAS
CENÁRIO 2 CASO 1. ................................................................................................ 73
FIGURA 48 - BALANÇO DE POTÊNCIA ATIVA PARA O SISTEMA COM 8
BATERIAS................................................................................................................. 74
FIGURA 49 - BALANÇO DE POTÊNCIA REATIVA CENÁRIO 2 CASO 1. ............... 74
FIGURA 50 - PERFIL DE TENSÃO NA BARRA CONEXÃO PARA O CENÁRIO 2
CASO 1. .................................................................................................................... 75
FIGURA 51 - PERFIL DE TENSÃO PARA A BARRA BT MICROGRID PARA O
CENÁRIO 2 CASO 1. ................................................................................................ 75
FIGURA 52 - PERFIL DO CARREGAMENTO DO TRANSFORMADOR PARA O
CENÁRIO 2 CASO 1. ................................................................................................ 76
FIGURA 53 - PERFIL DO FATOR DE POTÊNCIA PARA O CENÁRIO 2 CASO 1. .. 76
FIGURA 54 - DISTRIBUIÇÃO DA CARGA E DESCARGA DAS 8 BATERIAS
CENÁRIO 2 CASO 2. ................................................................................................ 77
FIGURA 55 - BALANÇO DE POTÊNCIA ATIVA PARA O CENÁRIO 2 CASO 1. ..... 77
FIGURA 56 - BALANÇO DE POTÊNCIA REATIVA PARA O CENÁRIO 2 CASO 1. 78
FIGURA 57 - PERFIL DE TENSÃO PARA A BARRA CONEXÃO PARA O CENÁRIO
2 CASO 2. ................................................................................................................. 78
FIGURA 58 - CARREGAMENTO DO TRAFO PARA O CENÁRIO 2 CASO 2. ......... 79
FIGURA 59 - PERFIL DO FATOR DE POTÊNCIA PARA O CENÁRIO 2 CASO 2. .. 79
FIGURA 60 - DISTRIBUIÇÃO DA CARGA E DESCARGA DAS 40 BATERIAS
CENÁRIO 3 CASO 1. ................................................................................................ 80
FIGURA 61 - BALANÇO DE POTÊNCIA ATIVA PARA O CENÁRIO 3 CASO 1. ..... 80
FIGURA 62 - BALANÇO DE POTÊNCIA REATIVA PARA O CENÁRIO 3 CASO 1. 81
FIGURA 63 - PERFIL DE TENSÃO NA BARRA CONEXÃO PARA O CENÁRIO 3
CASO 1. .................................................................................................................... 81
FIGURA 64 - PERFIL DE CARREGAMENTO DO TRANSFORMADOR PARA O
CENÁRIO 3 CASO 1. ................................................................................................ 82
FIGURA 65 - PERFIL DO FATOR DE POTÊNCIA PARA O CENÁRIO 3 CASO 1. .. 82
FIGURA 66 - DISTRIBUIÇÃO DA CARGA E DESCARGA DAS 40 BATERIAS
CENÁRIO 3 CASO 2. ................................................................................................ 83
FIGURA 67 - BALANÇO DE POTÊNCIA ATIVA PARA O CENÁRIO 3 CASO 2. ..... 83
FIGURA 68 - BALANÇO DE POTÊNCIA REATIVA PARA O CENÁRIO 3 CASO 2. 84
FIGURA 69 - PERFIL DE TENSÃO NA BARRA DE CONEXÃO PARA O CENÁRIO 3
CASO 2. .................................................................................................................... 84
FIGURA 70 - PERFIL DE CARREGAMENTO DO TRANSFORMADOR PARA O
CENÁRIO 3 CASO 2. ................................................................................................ 85
FIGURA 71 - PERFIL DO FATOR DE POTÊNCIA PARA O CENÁRIO 3 CASO 2. .. 85
FIGURA 72 - VERIFICAÇÃO DO HORÁRIO DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICA E DE
AUMENTO DA CARGA ............................................................................................. 86
FIGURA 73 - COMPARAÇÃO ENTRE OS PERFIS DE POTÊNCIA INJETADA PELA
REDE PARA OS TRÊS CENÁRIOS E CASO 1. ....................................................... 86
FIGURA 74 - COMPARAÇÃO ENTRE OS PERFIS DE POTÊNCIA INJETADA PELA
REDE PARA OS TRÊS CENÁRIOS E CASO 2. ....................................................... 87
FIGURA 75 - COMPARAÇÃO ENTRE A ENERGIA FORNECIDA PELA REDE PARA
OS CENÁRIOS 1, 2 E 3. ........................................................................................... 88
FIGURA 76 - COMPARAÇÃO ENTRE A DEMANDA DE REATIVO DA REDE NOS
CASOS 1 E 2 PARA O CENÁRIO 3. ......................................................................... 89
FIGURA 77 - COMPARAÇÃO NO PERFIL DE CARREGAMENTO DO
TRANSFORMADOR PARA O CENÁRIO 3............................................................... 90
FIGURA 78 - COMPARAÇÃO DO FATOR DE POTÊNCIA DA CARGA E DA REDE
PARA OS CASOS 1 E 2 DO CENÁRIO 3. ................................................................ 90
LISTA DE TABELAS
TABELA 1 - GERAÇÃO SOLAR POR PAÍS (%) ....................................................... 13
TABELA 2 - NORMAS E REGULAMENTOS PARA MÓDULOS FOTOVOLTAICOS.
.................................................................................................................................. 26
TABELA 3 - DEFINIÇÃO DAS PALAVRAS-CHAVE. ................................................ 32
TABELA 4 - RESULTADOS DA BUSCA DE PERIÓDICOS...................................... 32
TABELA 5 - VALORES DO EXPOENTE ALPHA DE ACORDO COM A ORDEM
HARMÔNICA. ........................................................................................................... 45
TABELA 6 - DEFINIÇÃO DOS CENÁRIOS DE SIMULAÇÃO E ANÁLISE. .............. 68
TABELA 7 - RESULTADOS FATOR DE CARGA ..................................................... 91
LISTA DE SIGLAS
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
ANSI American National Standards Institute
BIG Banco de Informações da Geração
CA Corrente Alternada
CC Corrente Contínua
DoD Depth of Discharge
EPE Empresa de Pesquisa Energética
HF HarmonicFactor
HVDC High Voltage Direct Current
GD Geração Distribuída
IEC International Eletrotechnical Commission
IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers
Inmetro Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia
IRENA International Renawable Energy Agency
kW Quilo-Watt
MME Ministério de Minas e Energia
MPP Maximum Power Point
MWh Mega-Watt Hora
PNE Plano Nacional de Energia
p.u. Por unidade
PV Fotovoltaico (Photovoltaic)
REN Resolução Normativa
SFCR Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede
SFI Sistema Fotovoltaico Isolado
THD Total Harmonic Distortion
THF Total Harmonic Factor
TUSD Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição
TUST Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão
TWh Tera-Watt Hora
UFV Usina Fotovoltaica
VDE Verband der Eletrotechnick Elektronik Und Informationstechnik
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ................................................................................................ 12
1.1 CONTEXTO ................................................................................................. 12
1.2 OBJETIVOS ................................................................................................. 15
1.3 JUSTIFICATIVA ........................................................................................... 16
1.4 ESTRUTURA DO TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO ................... 17
2 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS COM BATERIAS ........................................... 18
2.1 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ....................................................................... 18
2.1.1 NORMAS PARA MÓDULOS FOTOVOLTAICOS .................................. 26
2.1.2 INVERSORES ....................................................................................... 26
2.2 ARMAZENAMENTO DE ENERGIA COM BATERIAS ..................................... 28
2.2.1 CONTROLADORES DE CARGA .......................................................... 30
2.3 REVISÃO DE LITERATURA ........................................................................... 31
2.4 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO ................................................... 35
3 FERRAMENTA DE ANÁLISE E MODELAGEM ELÉTRICA ............................ 37
3.1 VISÃO GERAL DA FERRAMENTA ................................................................. 37
3.2 ANÁLISES ELÉTRICAS .................................................................................. 39
3.2.1 Fluxo de Carga ...................................................................................... 39
3.2.2 Curto-Circuito......................................................................................... 40
3.2.3 Quase-dinâmica ..................................................................................... 42
3.2.4 Qualidade de Energia ............................................................................ 44
3.2.5 Proteção ................................................................................................ 46
3.3 MODELAGEM DE EQUIPAMENTOS ............................................................. 46
3.4 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO ................................................... 48
4 MATERIAIS E MÉTODO ................................................................................. 50
4.1 MATERIAIS .................................................................................................. 50
4.1.1 Usina Fotovoltaica dos Institutos Lactec ................................................ 50
4.1.2 Medidores .............................................................................................. 54
4.1.3 Dados Obtidos nas Medições ................................................................ 56
4.1.4 Software ................................................................................................ 57
4.2 MÉTODOS ................................................................................................... 57
4.2.1 Análise das Medições e de Dados Meteorológicos ............................... 57
4.2.2 Modelagem Fase 1 ................................................................................ 60
4.2.3 Modelagem Fase 2 ................................................................................ 62
4.2.4 Análises ................................................................................................. 65
4.3 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO ................................................ 66
5 ANÁLISE DE RESULTADOS .......................................................................... 68
5.1 CENÁRIO 1 ..................................................................................................... 68
5.2 CENÁRIO 2 ..................................................................................................... 73
5.2.1 Caso 1 ................................................................................................... 73
5.2.2 Caso 2 ................................................................................................... 77
5.3 CENÁRIO 3 ..................................................................................................... 79
5.3.1 Caso 1 ................................................................................................... 79
5.3.2 Caso 2 ................................................................................................... 82
5.4 DISCUSSÃO DOS RESULTADOS ................................................................. 85
6 CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS ................................................... 92
12
1 INTRODUÇÃO
1.1 CONTEXTO
A energia elétrica tornou-se um item indispensável para o ser humano,
dependendo desta para realização de quase todas as suas atividades. O
crescimento do consumo de energia encontra-se vinculado ao desenvolvimento
econômico e ao nível de qualidade de vida da sociedade. Em 1980 o mundo
consumia aproximadamente 7.000 TWh de energia elétrica, passando a 19.000 TWh
em 2013 e segundo previsões da International Energy Agency (IEA) poderá alcançar
a demanda de 30.000 TWh em 2020 (VILLALVA, 2015). No Brasil, o consumo de
energia elétrica em 2015 foi de 519 TWh e poderá chegar a aproximadamente 633
TWh em 2020, segundo previsões da Empresa de Pesquisa Energética (EPE)
(EPE/MME, 2015).
O crescimento na demanda energética retrata, além do desenvolvimento
econômico e social, alguns aspectos negativos como o esgotamento de recursos
energéticos e o impacto ambiental existente na produção de energia. A fim de
reduzir essas características investe-se no desenvolvimento de equipamentos com
maior eficiência energética e em fontes renováveis de energia, ou seja, aquelas que
se renovam em um curto espaço de tempo de maneira sustentável (ANEEL, 2008).
A geração de energia por fontes renováveis de energia tem se expandido
significativamente nos últimos anos ao redor do mundo. Grande parte dos incentivos
para a implementação de fontes verdes de energia visam combater as mudanças
climáticas por meio da redução de gases de efeito estufa e a preservação ambiental.
Parte dessa transformação no setor elétrico tem se dado por meio do
aproveitamento da energia solar, a qual pode ser realizada de duas maneiras:
através de painéis fotovoltaicos ou de painéis solares térmicos. Em 2016, cerca de
2% de toda a eletricidade gerada em nível mundial foi decorrente de painéis
fotovoltaicos e a tendência é de que em 2030, essa geração corresponda a 13% do
total de energia elétrica gerada. E esse crescimento do setor de geração fotovoltaica
não deverá parar, segundo Eicke Weber, diretor do Fraunhofer ISE, entre 2030 e
2050, cerca de 10 a 30% da demanda global de energia será atendida por geração
solar fotovoltaica (IRENA et al., 2016).
13
Essa geração a partir da conversão da irradiação solar no painel em
eletricidade ocorre nos dias de hoje em grande parte nos países mais
desenvolvidos, concentrados principalmente na Europa, América do Norte e na Ásia,
sendo encontrados nas demais regiões do mundo percentuais inferiores de geração
solar, conforme mostra o gráfico da TABELA 1.
TABELA 1 - GERAÇÃO SOLAR POR PAÍS (%)
FONTE: MME, 2016.
O Brasil possui um elevado potencial de geração a partir de fontes solares
de energia, uma vez que apresenta elevados índices de radiação, inclusive
superiores a países onde essa tecnologia já é amplamente utilizada. Segundo dados
do Banco de Informações da Geração (BIG), em agosto de 2017, a capacidade de
geração solar fotovoltaica instalada corresponde a 0,15% da matriz energética
brasileira, apresentando 55 usinas geradoras e 14.756 geradores residenciais e
comerciais, sendo Minas Gerais e São Paulo os estados com maior número de
conexões, conforme mostra a FIGURA 1 (ANEEL, 2017a, 2017b, 2017c).
14
FIGURA 1 - CONEXÕES DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICA POR ESTADO EM 23/05/2017.
FONTE: ANEEL (2017c).
O crescimento das instalações de sistemas de geração distribuída
fotovoltaica no estado do Paraná está representado na FIGURA 2, gerado a partir da
base de dados da Aneel, verificando-se o amplo crescimento no período de 2013 a
novembro de 2017 (ANEEL, 2017d).
FIGURA 2 - CRESCIMENTO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA FOTOVOLTAICA NO ESTADO DO
PARANÁ.
FONTE: A AUTORA (2017).
Estudos mostraram que o crescimento da inserção de geração fotovoltaica
está correlacionado com o crescimento da geração distribuída de energia,
15
especialmente na autoprodução comercial e residencial, principalmente quando a
tecnologia apresenta redução nos custos da energia gerada frente aos valores
praticados pelas concessionárias (EPE/MME, 2014). Em 2012, a Aneel aprovou
duas Resoluções Normativas, a nº482 e a nº517, as quais estabelecem as
condições gerais para microgeração de energia elétrica e a existência do sistema de
compensação de energia elétrica (net metering). Em 2015, a agência aprovou a
Resolução Normativa (REN) nº687, a fim de completar as expedidas anteriormente,
a qual estabelece os critérios de micro e minigeração (ANEEL, 2015).
Com a intenção de promover a expansão dessa tecnologia de geração no
país, o Governo aprovou uma série de incentivos, como por exemplo: ProGD,
lançado em 2015 pelo Ministério de Minas e Energia (MME) com o objetivo de
aprofundar a geração pelos próprios consumidores com base em fontes renováveis,
especialmente a solar fotovoltaica; isenção de IPI; isenção de ICMS para operações
com equipamentos e componentes para o aproveitamento de energia solar e eólica,
sendo válida até o final de 2021; desconto na tarifa de uso do sistema de
transmissão (TUST) e na tarifa de uso do sistema de distribuição (TUSD) para
empreendimentos com potência inferior a 30 MW, entre outros. Esses incentivos
visam contribuir para o atendimento da meta estabelecida pelo Plano Nacional de
Energia – PNE 2050, elaborado pela EPE, em que 18% dos domicílios brasileiros
em 2050 contarão com geração fotovoltaica, sendo 13% do consumo residencial
(MME, 2016).
Esses sistemas de geração de energia elétrica são a tendência vistas nos
dias atuais para um futuro próximo, dessa forma fomenta-se a realização de estudos
que busquem compreender o funcionamento adequado desse sistema em diferentes
configurações e seus impactos quando conectados à rede de distribuição já
existente. Para avaliar esses impactos, são utilizadas ferramentas computacionais
que permitem realizar estudos a partir da modelagem de um sistema real.
1.2 OBJETIVOS
O objetivo geral deste trabalho consiste em desenvolver um modelo
computacional de um sistema fotovoltaico com baterias conectado à rede de
distribuição de energia elétrica.
Por sua vez, os objetivos específicos consistem em:
16
Analisar o comportamento do sistema fotovoltaico quando o mesmo possui
sistema de armazenamento (baterias) e está conectado à rede elétrica;
Compreender o funcionamento da ferramenta de simulação DIgSILENT
PowerFactory;
Desenvolver um modelo de um sistema fotovoltaico com baterias
conectado a rede de distribuição;
Implementar o modelo desenvolvido na ferramenta computacional
estudada;
Validar e testar o modelo frente a UFV Institutos Lactec, formada por
painéis fotovoltaicos com baterias;
Avaliar os impactos da penetração de sistemas fotovoltaicos com baterias
na rede de distribuição.
1.3 JUSTIFICATIVA
A utilização de sistemas de geração com fontes renováveis é uma tendência
crescente nos próximos anos, principalmente utilizando sistemas fotovoltaicos, uma
vez que os mesmos vêm apresentado avanços tecnológicos significativos e redução
dos custos de sua implementação.
Sendo assim, é necessário estudar quais são os principais impactos gerados
na rede de distribuição já existente quando esses sistemas são ligados a mesma.
Para tanto, faz-se necessário realizar simulações computacionais que permitam
conhecer o comportamento dessas fontes de geração sob diversos pontos de vista,
sendo um deles o estudo elétrico.
Um diferencial encontrado na realização deste projeto consiste na utilização
da ferramenta computacional DIgSILENT PowerFactory, disponibilizada pelos
Institutos Lactec para o desenvolvimento desse modelo computacional. Com o
desenvolvimento do modelo deverá ser realizada a validação do estudo com a
simulação da UFV dos Institutos Lactec, cujos resultados serão confrontados com
medições realizadas no sistema in loco.
Um dos maiores desafios consiste na definição de parâmetros dos
equipamentos que serão simulados da UFV dos Institutos Lactec para realização da
17
simulação. Para isso, serão utilizados trabalhos já realizados sobre a mesma usina
de geração, assim como estudos e avaliação dos parâmetros em campo.
1.4 ESTRUTURA DO TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO
Este documento está dividido em seis capítulos. O capítulo 1, Introdução,
aborda o contexto do tema da pesquisa, quais os objetivos a serem alcançados e a
justificativa para realização do projeto. O capítulo 2, Sistemas Fotovoltaicos com
Baterias, apresenta-se a fundamentação teórica do projeto, com a descrição de
sistemas fotovoltaicos, sistemas de armazenamento de energia com baterias, a
operação e principais topologias de sistemas de geração fotovoltaica com baterias e
a revisão de literatura sobre os temas de estudo do projeto.
Já o capítulo 3, Ferramenta de Análise e Modelagem Elétrica, compreende
uma visão geral da ferramenta de simulação utilizada no projeto, com a descrição
das análises que serão realizadas no modelo desenvolvido e como o modelo poderá
ser implementado na ferramenta. O capítulo 4, Materiais e Métodos, descreve os
equipamentos de medição e a UFV dos Institutos Lactec, assim como o modelo
desenvolvido para a planta. O capítulo 5, Testes e Análise de Resultados, apresenta
os testes realizados e os resultados obtidos no estudo. Por fim, a Conclusão,
apresentada no capítulo 6, aborda as considerações finais e as perspectivas de
trabalhos futuros.
18
2 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS COM BATERIAS
A geração distribuída pode ser caracterizada pela instalação de geradores
de pequeno porte, geralmente capazes de prover energia de fontes renováveis e
que se encontram localizados próximos aos centros de consumo. Segundo dados da
Aneel, em agosto de 2017, tinha-se 13.499 usinas de geração distribuída no Brasil,
sendo 19 hidroelétricas, 52 eólicas, 57 térmicas e 13.371 fotovoltaicas. Segundo a
Aneel, pode-se classificar a geração distribuída em micro e mini geração, de modo
que a microgeração consiste em centrais geradoras com potência instalada menor
ou igual a 75kW, enquanto que a minigeração compreende as centrais geradoras
com potência instalada acima de 75kW e menor igual a 3MW para fontes hídricas e
5MW para as demais fontes (ANEEL, 2016).
Os sistemas fotovoltaicos são divididos em diferentes tipos, conforme a
FIGURA 3.
FIGURA 3 - TIPOS DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS.
FONTE: ADAPTADO DE URBANETZ-JUNIOR (2010).
Os principais componentes que compõem esses sistemas estão descritos no
presente capítulo.
2.1 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS
A conversão de energia solar em eletricidade foi observada pela primeira vez
por Edmond Becquerel, em 1839, quando o mesmo constatou uma diferença de
19
potencial entre as extremidades de um material semicondutor exposto a luz, mas
apenas em 1956 iniciou-se a produção industrial de elementos capazes de realizar
tal conversão de energia.
A geração solar fotovoltaica pode ser definida como a geração de energia a
partir da incidência de radiação solar sobre um painel constituído de material
semicondutor, geralmente o silício. Esse processo se dá de forma que ao incidir a
radiação eletromagnética do sol sobre os materiais semicondutores, surge uma
diferença de potencial sobre a célula. Se a célula for conectada a dois eletrodos,
existirá tensão entre eles e, portanto, quando o circuito for fechado fluirá uma
corrente elétrica, conforme esquema representado na FIGURA 4 (VILLALVA, 2015).
FIGURA 4 - PROCESSO DE CONVERSÃO FOTOVOLTAICA.
FONTE: CRESESB (2008).
As células fotovoltaicas são constituídas de elementos semicondutores, os
quais não podem ser classificados como condutores nem isolantes, uma vez que
suas propriedades elétricas modificam-se conforme são adicionados materiais
dopantes ou impurezas. O material semicondutor mais utilizado para a fabricação de
células fotovoltaicas é o silício, uma vez que sua tecnologia já está bastante
difundida no mercado e por ser um elemento barato e abundante (VILLALVA, 2015).
Atualmente existem diferentes tipos de células fotovoltaicas no mercado,
destacando-se as de silício monocristalino, policristalino e filme fino de silício,
representados na FIGURA 5. As células de silício monocristalino são as mais
comuns entre as tecnologias utilizadas e sua fabricação começa com a extração do
cristal dióxido de silício que deve atingir elevados graus de pureza e uma
20
organização molecular homogênea, vindo a receber uma série de tratamentos
químicos que permitem melhor eficiência no processo de conversão de energia,
nesse caso podendo variar sua eficiência entre 15 e 18%. As células policristalinas
por sua vez apresentam um processo de fabricação mais barato que as células
monocristalinas, uma vez que os cristais podem apresentar estrutura heterogênea, e
essas apresentam menor eficiência, variando de 13 a 15%. Por fim, os filmes finos
são uma tecnologia mais recente e por serem finos apresentam maior maleabilidade
sendo possível construir uma única célula do tamanho do módulo, apresentando
eficiência na faixa de 14% (VILLALVA, 2015).
FIGURA 5 - TECNOLOGIAS DE CÉLULAS FOTOVOLTAICAS.
FONTE: A AUTORA (2017).
Os módulos fotovoltaicos são compostos por agrupamento de células
fotovoltaicas conectadas em série de modo a aumentar o valor da tensão de saída
do módulo. Já a corrente fornecida pelo módulo varia de acordo com a dimensão
das células que o compõem.
A representação das células fotovoltaicas é dada conforme a FIGURA 6,
sendo representada por uma fonte de corrente em paralelo com um diodo
diretamente polarizado. As resistências série e paralelo representam as perdas da
conversão fotovoltaica.
FIGURA 6 - REPRESENTAÇÃO DO MODELO EQUIVALENTE DO MÓDULO FOTOVOLTAICO
FONTE: CABRAL et al. (2004).
21
Aplicando a lei dos nós de Kirchoff tem-se a eq. 1.
𝐼𝐿 = 𝐼𝐷 + 𝐼𝑝 + 𝐼 → 𝐼 = 𝐼𝐿 − 𝐼𝐷 − 𝐼𝑝 (1)
Onde 𝐼𝐿 corresponde a corrente gerada pelo efeito da conversão
fotovoltaica, sendo, portanto dependente da radiação solar incidente e da
temperatura do módulo, podendo ser escrita conforme a eq.2, onde G corresponde a
radiação solar, sendo 𝐺𝑟𝑒𝑓 = 1.000 W/m², 𝑇𝐶 corresponde a temperatura da célula
fotovoltaica e 𝑇𝑟𝑒𝑓 é a temperatura ambiente de referência (25°C) e 𝐾𝑂 é o coeficiente
da temperatura da corrente de curto-circuito, obtido por meio do datasheet do
módulo (VIDAL; BARRA; PINHÃO, 2013).
𝐼𝐿 = 𝐺𝑎 𝐼𝑝𝐺𝑟𝑒𝑓
+ 𝐾𝑂(𝑇𝐶 − 𝑇𝑟𝑒𝑓 ) (2)
Por sua vez, a corrente do diodo, 𝐼𝐷, pode ser descrita pela equação de
Schockley, expressa pela eq.3.
𝐼𝐷 = 𝐼𝑠𝑎𝑡 exp 𝑞
𝑛𝑘𝑇𝐶
𝑉 + 𝑅𝑠𝐼 − 1 (3)
Onde 𝐼𝑠𝑎𝑡 corresponde a corrente de saturação reversa do diodo, 𝑛 é o fator
de idealidade do diodo, geralmente entre 1 e 2, 𝑞 corresponde a carga do elétron
(1,6𝑥10−19𝐶), 𝑘 é a constante de Boltzmann (1,38𝑥10−23𝐽/𝐾), 𝑉 a tensão de saída da
célula fotovoltaica e 𝑅𝑠 é a resistência série do painel, a qual representa a queda de
tensão existente, podendo ser calculada pela eq. 4, onde 𝑉𝑂𝐶 e 𝑉𝑚𝑝𝑝 correspondem a
tensão de circuito aberto da célula e a tensão na máxima transferência de potência,
respectivamente (VIDAL; BARRA; PINHÃO, 2013).
𝑅𝑆 =𝑉𝑂𝐶 − 𝑉𝑚𝑝𝑝
𝐼𝑚𝑝𝑝
(4)
Por fim, a corrente paralela 𝐼𝑝 pode ser calculada pela eq. 5, sendo 𝑅𝑝 a
resistência paralelo, a qual representa a corrente de fuga do painel.
𝐼𝑝 =𝑉 + 𝑅𝑠𝐼
𝑅𝑝
(5)
𝑅𝑝 =𝑉𝑂𝐶
𝐼𝑐𝑐 − 𝐼𝑚𝑝𝑝
(6)
No caso da representação de módulos fotovoltaicos, realiza-se a associação
das células e as equações continuam sendo válidas, sendo apenas multiplicadas a
corrente I e a tensão V conforme a associação série ou paralelo das células. Com as
equações expressas é possível realizar a simulação da curva I-V da célula e do
22
módulo fotovoltaico. O ponto de operação dos módulos fotovoltaicos depende do
que está conectado em seus terminais, uma vez que a tensão e a corrente
fornecidas são interdependentes e essa relação é demonstrada pela curva da
FIGURA 7, onde Isc representa a corrente de curto-circuito, Voc a tensão de circuito
aberto (VIDAL; BARRA; PINHÃO, 2013; VILLALVA, 2015).
FIGURA 7 - CURVA CARACTERÍSTICA DE CORRENTE E TENSÃO DE UM PAINÉL
FOTOVOLTAICO.
FONTE: ADAPTADO DE FERREIRA (2008).
Ainda na FIGURA 7 é possível constatar que o módulo fotovoltaico
comporta-se de maneira não linear. Além disso, a curva com decaimento 1/R
corresponde a potência entregue a uma carga resistiva, dependendo do valor da
mesma. Caso essa reta esteja entre a região demarcada pelos pontos M-N, ou seja,
para R pequeno, o módulo é considerado uma fonte de corrente constante, cujo
valor é o mesmo da corrente de curto-circuito (Isc). Caso a reta 1/R esteja na região
P-S, ou seja, com R elevado o módulo terá o comportamento similar ao de uma
fonte de tensão constante, com valor igual a tensão de circuito aberto (Voc). O ponto
da curva onde se encontram as linhas de Imax e Vmax corresponde ao ponto de
máxima potência, sendo o ponto de funcionamento ótimo (FERREIRA, 2008).
O funcionamento do módulo fotovoltaico depende de uma série de
características ambientais como a temperatura e a incidência de radiação solar. A
FIGURA 8 demonstra a influência da radiação solar nas características de tensão e
corrente do módulo, onde MPP representa o ponto de potência máxima para cada
valor de incidência de radiação, dada em W/m². Verifica-se que a radiação incidente
23
no módulo provoca uma variação considerável na capacidade de potência fornecida
pelo mesmo, sendo quanto menor a radiação, menor a potência gerada, uma vez
que varia-se significativamente na corrente provida pelo módulo (FERREIRA, 2008).
FIGURA 8 - INFLUÊNCIA DA RADIAÇÃO SOLAR NA CURVA I-V DO MÓDULO FOTOVOLTAICO
FONTE: ADAPTADO DE FERREIRA (2008).
A temperatura do módulo influencia principalmente na tensão terminal do
mesmo e, consequentemente na potência fornecida, conforme mostra a FIGURA 9
(FERREIRA, 2008).
FIGURA 9 - INFLUÊNCIA DA TEMPERATURA NA CURVA I-V DO MÓDULO FOTOVOLTAICO.
FONTE: ADAPTADO DE FERREIRA (2008).
Ainda com relação ao comportamento do módulo fotovoltaico e possível
desenhar a curva de potência em relação a tensão nos terminais do mesmo,
conforme a FIGURA 10. Nesse caso fica evidente o ponto de máxima potência do
módulo, sendo recomendada a atuação do sistema o mais próximo possível desse
ponto (FERREIRA, 2008).
24
FIGURA 10 - CURVA POTÊNCIA-TENSÃO DO MÓDULO FOTOVOLTAICO.
FONTE: ADAPTADO DE FERREIRA (2008).
Geralmente quando são analisados catálogos de fabricantes de painéis
fotovoltaicos, tem-se as características do módulo, como tensão de circuito aberto,
corrente de curto-circuito, tensão e corrente de máxima potência, máxima potência,
eficiência do módulo, dadas sob algumas condições específicas, denominadas STC
(Standard Test Conditions), como intensidade de irradiação de 1.000W/m² e a
temperatura da célula solar a 25ºC, condições estas adotadas pela maioria dos
fabricantes (VILLALVA, 2015).
Os módulos fotovoltaicos podem ser associados em série ou em paralelo,
compondo painéis, de modo a aumentar a potência máxima fornecida. Essa
conexão pode ser realizada conectando os módulos em série ou em paralelo,
utilizando-se preferencialmente os mesmos modelos de módulos, de modo a reduzir
as perdas. No caso da associação em série, obtém-se tensões mais elevadas,
enquanto a corrente permanece a mesma estipulada pelo módulo, conforme é
possível verificar na FIGURA 11. Já no caso da associação em paralelo, obtém-se
uma corrente mais elevada e o nível de tensão é mantido o mesmo dos módulos
individuais, conforme é possível constatar na mesma figura. São permitidas ainda
associações mistas, ou seja, série e paralelo de módulos fotovoltaicos, resultando
em correntes e tensões maiores do que as oferecidas por cada módulo e sendo o
resultado da sobreposição das curvas da FIGURA 11, conforme mostra a FIGURA
12 (CARNEIRO, 2010).
25
FIGURA 11 - CURVAS I-V RESULTANTES DE ASSOCIAÇÕES (a) SÉRIE (b) PARALELO DE
MÓDULOS FOTOVOLTAICOS.
FONTE: CARNEIRO (2010).
FIGURA 12 - CURVA I-V RESULTANTE DA ASSOCIAÇÃO SÉRIE E PARALELO DE MÓDULOS
FOTOVOLTAICOS.
FONTE: CARNEIRO (2010).
Além da curva de corrente e tensão dos módulos e painéis fotovoltaicos,
outro parâmetro importante é a eficiência (η) que pode ser definida por meio da eq.7,
onde 𝑃𝑀𝑃 corresponde à potência máxima do módulo, G é a irradiância, dada em
W/m² e 𝐴𝑀 a área do módulo em m² (PINHO; GALDINO, 2014).
𝜂 =𝑃𝑀𝑃
𝐺. 𝐴𝑀 100 [%]
(7)
26
2.1.1 NORMAS PARA MÓDULOS FOTOVOLTAICOS
Existem algumas normas e regulamentações nacionais e internacionais para
os módulos fotovoltaicos, conforme apresentado na TABELA 2.
TABELA 2 - NORMAS E REGULAMENTOS PARA MÓDULOS FOTOVOLTAICOS.
FONTE: PINHO, GALDINO (2014).
2.1.2 INVERSORES
O inversor consiste no equipamento capaz de realizar a conversão de
corrente CC em CA. Esse equipamento é indispensável no caso de sistemas
fotovoltaicos, uma vez que a geração ou a energia proveniente de baterias é em
corrente contínua e os consumidores devem ser alimentados em corrente alternada
(VILLALVA, 2015).
27
Os inversores são construídos com base em elementos da eletrônica de
potência, principalmente tiristores (SCR, TRIAC e GTO) e transistores (BJT,
MOSFET e IGBT), conforme a FIGURA 13, podendo ser colocados em estado de
condução ou de bloqueio por meio de um sinal de controle, permitindo a conversão
do sinal,. Esse processo de conversão de energia muitas vezes insere harmônicos
no sistema, sendo necessário aplicar filtros, os quais, em contra partida reduzem a
eficiência dos inversores (PINHO; GALDINO, 2014).
FIGURA 13 - ESTRUTURA BÁSICA DO INVERSOR EM PONTE COMPLETA.
FONTE: VILELA (2017).
As principais características de um inversor são: potência nominal, potência
máxima, tensão de entrada CC e de saída CA, frequência de saída, regulação de
tensão, eficiência, distorção harmônica, proteção de curto-circuito e proteção de
reversão de polaridade, sendo os dois últimos encontrados apenas no caso de
inversores mais robustos (VILLALVA, 2015).
No caso de sistemas fotovoltaicos os inversores podem ser divididos em
dois grupos, os SFIs (Sistemas Fotovoltaicos Isolados), os quais fornecem tensão e
SFCRs (Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede) os quais fornecem corrente
elétrica. Ambos funcionam de maneira similar, mas os SFCRs possuem maior rigor
quanto a qualidade da energia injetada na rede e termos de segurança, uma vez que
estão conectados aos sistemas das concessionárias. De modo geral, os inversores
conectados a rede com potências individuais de até 5kW possuem saída monofásica
e no caso de potências superiores utilizam-se inversores com saídas trifásicas ou
saída monofásica com associação trifásica (PINHO; GALDINO, 2014).
28
No caso dos inversores para sistemas SFCRs os mesmos atuam como
fontes de corrente senoidal sincronizada com a tensão da rede na qual está
conectado. Convém ressaltar que nos momentos em que a rede é desligada, o
inversor deve desconectar o sistema fotovoltaico da rede, evitando a ocorrência de
acidentes com operários que estejam realizando manutenção na rede. Esses
inversores podem ser equipados com chave de desconexão de corrente contínua a
qual permite o usuário, por meio de uma chave manual, desconectar internamente
os módulos fotovoltaicos do circuito do inversor; sistema de proteção contra fuga de
corrente, monitorando a existência de fuga de corrente para terra, desconectando o
sistema quando os valores obtidos ultrapassam limites estabelecidos e por fim,
podem apresentar o sistema de rastreamento do ponto de máxima potência (MPPT).
O rastreamento do MPPT é uma característica apresentada por todos os tipos de
inversores para SFCRs, apresentando como objetivo garantir que instantaneamente
os módulos fotovoltaicos operem no ponto de máxima potência, independentemente
das condições de operação, maximizando a produção de energia (VILLALVA, 2015).
2.2 ARMAZENAMENTO DE ENERGIA COM BATERIAS
Existem diferentes tecnologias de sistemas de armazenamento de energia,
como supercapacitores, flywheels, sistemas de ar comprimido, bombeamento de
água, células combustível e as baterias. Atualmente o modo de armazenamento
mais utilizado com sistemas fotovoltaicos são as baterias.
A presença de baterias junto com sistemas de geração intermitente de
energia é necessária para proporcionar fornecimento de energia constante ao
consumidor nos casos de sistemas off-grid, além de permitir o gerenciamento de
energia nos casos on-grid, permitindo definir os instantes de carga e descarga do
sistema. (VILLALVA, 2015).
Pode-se também utilizar baterias para sistemas fotovoltaicos conectados a
rede elétrica, contribuindo para melhorar a qualidade da energia entregue a rede,
uma vez que contribuí para melhorar o perfil de tensão e de frequência, podem
realizar o deslocamento do pico da carga, além de fornecer energia no caso de
operação ilhada, respeitando as especificações da REN 687/2015 (ENERGY
STORAGE ASSOCIATION, [s.d.]; PINHO; GALDINO, 2014).
29
As baterias são conjuntos de células de baterias conectadas em série ou em
paralelo, capazes de armazenar energia por meio de um processo eletroquímico
realizando reações de oxirredução. As baterias podem ser classificadas dependendo
do tipo de célula de que são compostas. Atualmente, em conjunto com sistemas
fotovoltaicos a tecnologia de bateria mais utilizada é a chumbo-ácido, enquanto
tecnologias mais modernas, como íons de lítio, por exemplo, ainda não são
amplamente empregadas devido aos elevados custos (PINHO; GALDINO, 2014).
As baterias de chumbo-ácido estacionárias com eletrólito líquido
correspondem ao modelo de baterias mais difundido com sistemas fotovoltaicos e
cujo esquema está apresentado na FIGURA 14. As baterias estacionárias são
constituídas com placas metálicas mais espessas que as baterias de chumbo-ácido
automotivas, uma vez que são projetadas para fornecer correntes constantes por
períodos longos de tempo e possuírem a capacidade de sofrerem descarregadas até
atingir pequenas porcentagens de cargas sem se danificar (PINHO; GALDINO,
2014; VILLALVA, 2015).
FIGURA 14 - ESQUEMÁTICO CONSTRUTIVO DE BATERIA CHUMBO-ÁCIDO ESTACIONÁRIA.
FONTE: OSORIO; ROSA; GARCIA (2008).
A vida útil das baterias é determinada pelo número de ciclos de carga e
descarga que a mesma pode realizar e esta característica depende da profundidade
de descarga, ou seja, qual a porcentagem da carga máxima que a bateria atinge ao
final da descarga. De acordo como o sistema fotovoltaico é dimensionado uma
bateria pode apresentar maior ou menor vida útil. Profundidades de descarga
maiores reduzem o tempo de vida da bateria. Uma bateria que descarregue pouco
30
pode durar muito, enquanto uma que descarregue muito irá durar pouco, conforme
mostra o gráfico da FIGURA 15 (VILLALVA, 2015).
FIGURA 15 - NÚMERO DE CICLOS DE CARGA E DESCARGA POSSÍVEIS EM FUNÇÃO DA
PROFUNDIDADE DE DESCARGA DA BATERIA.
FONTE: FREEDOM ([s.d.]).
As principais características nos casos das baterias estacionárias de
chumbo-ácido são a capacidade de carga, expressa em Ah; as características de
flutuação, quando a bateria se encontra carregada e deve ser mantida nessa faixa
de tensão para que sua durabilidade seja aumentada; valor de tensão de carga da
bateria, representando o nível de carga da bateria e o coeficiente de compensação
de temperatura, o qual representa como as tensões variam em função da
temperatura (VILLALVA, 2015).
2.2.1 CONTROLADORES DE CARGA
Os controladores de carga, também denominados conversores CC/CC,
gerenciador de carga ou regulador de carga, são dispositivos responsáveis por
regular e gerenciar o fluxo de energia dos geradores fotovoltaicos para os sistemas
de baterias, bem como proteger os dispositivos de armazenamento de energia de
uma descarga profunda decorrente de um longo período sem geração, além de
maximizar a operação do sistema. No caso de sistemas fotovoltaicos isolados, os
controladores de carga são dispositivos críticos, pois, uma vez que venham a falhar,
a bateria poderá sofrer danos irreversíveis (VILLALVA, 2015).
Segundo Villalva(2015) as principais funções do controlador de carga são:
31
proteção de sobrecarga, ou seja, deve impedir que a bateria seja
sobrecarregada, monitorando o valor das tensões nos terminais da bateria e
impedindo que a mesma continue sendo carregada;
proteção de descarga excessiva, também chamada de função de desconexão
com baixa tensão, em que o controlador faz com que o consumo de energia
do sistema fotovoltaico seja interrompido quando a bateria atinge um nível
crítico de carga;
gerenciamento de carga da bateria, permitindo o carregamento da bateria
com seu perfil natural, otimizando a durabilidade da bateria;
estágio de carregamento pesado, busca-se extrair a máxima potência que os
módulos fotovoltaicos consigam entregar durante o início do processo de
carga das baterias;
estágio de absorção, quando a tensão da bateria atinge um determinado
nível, a bateria entra no estado de absorção, nesse momento a bateria já está
praticamente carregada, mas ainda é possível carregá-la lentamente até
100%, reduzindo-se o valor da corrente;
estágio de flutuação, ao final do estágio de carregamento, o controlador
detecta essa condição e passa para o estágio de flutução.
Os controladores de carga podem diferir entre si com relação a grandeza e a
estratégia utilizada para controle e a forma de desconexão do painel fotovoltaico. As
grandezas de controle mais utilizadas são estado de carga, tensão e densidade do
eletrólito da bateria. Já a forma utilizada para desconectar o painel fotovoltaico da
bateria, o controlador basicamente pode ser série ou paralelo, variando de acordo
com a aplicabilidade. No que tange as estratégias de controle, os controladores de
carga podem ser classificados como controle com chave série, chave paralela, PWM
(Pulse Width Modulation) o qual permite otimizar o processo de carregamento das
baterias e MPPT (Maximum Power Point Tracking) que faz o módulo operar em seu
ponto de máxima potência (VILLALVA, 2015).
2.3 REVISÃO DE LITERATURA
As palavras-chave do estudo em questão foram definidas a partir dos eixos
de pesquisa, sendo eles Problema e Método, conforme a TABELA 3. O processo de
32
busca foi realizado utilizando a ferramenta Publish or Perish, a qual realiza buscas
de publicações com as palavras-chave definidas, utilizando a base de dados do
Google Scholar e da Microsoft Academic Search.
TABELA 3 - DEFINIÇÃO DAS PALAVRAS-CHAVE.
Eixos Problema Método
Palavras-Chave Sistemas Fotovoltaicos DIgSILENT
Baterias
FONTE: A AUTORA (2017).
As buscas foram realizadas com os termos: Photovoltaic AND Battery,
Photovoltaic AND DIgSILENT, Battery AND DIgSILENT, de modo a abordar o
problema e o método. Após obter os resultados do Publish or Perish, utilizou-se o
software Mendeley para continuar o processo de filtragem das buscas realizadas. O
Mendeley por sua vez, consiste em uma ferramenta de gerenciamento de
referências, permitindo vínculo com o Microsoft Word, utilizado para escrita do
trabalho. Foram excluídos documentos duplicados entre os resultados obtidos, além
de livros e citações. Foram retirados do campo de resultados artigos publicados em
fontes não relevantes e em eventos, correspondendo esse processo ao primeiro
filtro aplicado a busca, o qual resultou em uma quantidade 1.670 artigos, conforme
explicitado na TABELA 4.
TABELA 4 - RESULTADOS DA BUSCA DE PERIÓDICOS.
Palavras-Chaves Resultado da Busca Primeiro Filtro
Photovoltaic AND Battery 990 documentos 533 artigos
PhotovoltaicANDDIgSILENT 920 documentos 872 artigos
Battery AND DIgSILENT 468 documentos 265 artigos
Total 1.670 artigos
FONTE: A AUTORA(2017).
Na sequência foi realizada a leitura dos títulos dos 1.670 artigos,
selecionando apenas os títulos correlacionados com o objetivo do trabalho presente,
resultando em 245 artigos. A partir de então, optou-se por realizar dois novos filtros,
33
um em que foram utilizados apenas os artigos publicados desde 2015 e o outro em
que foram buscados os artigos em que o título possuía a palavra DIgSILENT,
conforme o esquema representado na FIGURA 16.
FIGURA 16 - ESQUEMA DE SELEÇÃO DOS ARTIGOS PARA LEITURA.
FONTE: A AUTORA (2017).
A partir da seleção foi realizada a leitura dos abstracts dos artigos até então
selecionados e foram determinados os artigos mais relevantes para leitura. Destes,
foram selecionados os mais relevantes para o desenvolvimento do presente
trabalho.
Devido ao crescimento dos sistemas fotovoltaicos, Fei, Mingchang e Junjun
(2013) desenvolveram a modelagem e simulação utilizando DIgSILENT
PowerFactory de um sistema fotovoltaico de 10MW conectado a rede, no noroeste
da China, com o objetivo de verificar o modelo dinâmico e a estratégia de controle
mais adequada para o sistema de geração. Nesse trabalho o fotovoltaico foi
modelado utilizando uma fonte controlada de corrente utilizando a linguagem de
programação do software, DIgSILENT Simulation Language (DSL), cujas variáveis
de entrada correspondem a radiação solar e a temperatura dos painéis e sendo
parametrizadas as características de tensão e corrente referentes a curva
característica do fotovoltaico modelado. Foram realizadas simulações considerando
o sistema em condições normais de operação e sob a ocorrência de uma falta no
ponto de conexão com a rede. As estratégias de controle abordadas foram
satisfatórias, assim como o sistema de proteção dimensionado.
O trabalho de Hernandez, Arredondoe Vallejo (2015) avalia o impacto
gerado pela inserção massiva de geração fotovoltaica na rede de distribuição de
baixa tensão, enfatizando os parâmetros de tensão, corrente e perdas. Nesse
trabalho, todo o estudo foi desenvolvido utilizando a ferramenta DIgSILENT
34
PowerFactory, onde desenvolveu-se um modelo para a representação do sistema
fotovoltaico, a caracterização do modelo com a definição dos parâmetros, a
modelagem da rede de distribuição, considerou-se cenários aleatórios de geração e
analisou-se os impactos obtidos pela inserção fotovoltaica na rede. A modelagem na
ferramenta computacional foi realiza utilizando a DIgSILENT Programming
Language (DPL), a qual permite personalizar as rotinas de simulação. Neste caso o
fotovoltaico foi modelado como sendo uma carga com potência negativa e o sistema
foi modelado para duas aplicações, uma comercial e outra residencial, com
dimensões e curvas de carga diferentes, ambas situadas na cidade de Bogotá, na
Colômbia. O processo de análise consiste em um processo iterativo onde o fluxo de
potência é rodado seguidamente e verificado os níveis de tensão, a corrente e as
perdas do sistema, assim como os dados de temperatura e irradiância nos painéis e
a potência ativa injetada. Esse processo foi repetido por 1000 vezes para cada
sistema, residencial e comercial, considerando-se os horários entre às 6 e 17 horas
e diferentes cenários de penetração de geração fotovoltaica. O estudo realizado
permitiu determinar a potência ideal de geração que reduz as perdas na rede, sedo
essa geração ótima dada para cada hora do dia. Dessa forma verificou-se que seria
adequado implementar esses sistemas em redes inteligentes de modo que esse
controle e monitoramento possa ser realizado.
O trabalho de Hemsuree e Chaitusaney (2015) é baseado na simulação de
um sistema fotovoltaico conectado a rede com o intuito de verificar os impactos
gerados na rede e como o sistema de geração distribuída pode ser utilizado para
correção do fator de potência. O sistema simulado consiste no modelo IEEE 19
barras com a inserção de um sistema de geração fotovoltaica de 1,2MW, modelado
na ferramenta PowerFactory como um gerador estático. Foram realizadas
simulações e verificou-se diferentes resultados a partir da inserção da geração
fotovoltaica no sistema, como a operação normal em algumas barras e o
desequilíbrio de tensão em outras. Como conclusão do artigo foi verificado o não
cumprimento dos limites pelo perfil de tensão e a análise dos custos para correção
do fator de potência diante da instalação de sistemas fotovoltaicos conectados a
rede.
Hartmann e Lipták (2015) desenvolveram um modelo genérico de sistemas
de armazenamento de energia na ferramenta DIgSILENT PowerFactory, capaz de
ser simulado em regime permanente e dinâmico. Utilizou-se o modelo de gerador
35
estático onde os parâmetros foram variados de maneira a possibilitar a comparação
entre diferentes tecnologias de sistemas de armazenamento e diferentes estudos de
casos foram realizados de maneira a comprovar a eficiência do modelo
desenvolvido.
A quantidade de energia gerada por um sistema fotovoltaico depende da
radiação solar, a qual é intermitente. Com base nesta afirmação, Shivashankar et al.
(2016) realizaram um estudo sobre os impactos provenientes dessa intermitência e
como esses efeitos podem ser amortizados por meio da utilização de sistemas de
armazenamento de energia, mais especificamente baterias, por meio da revisão de
literatura existente. A intermitência da fonte de geração pode contribuir para
problemas na rede onde o sistema fotovoltaico está conectado, como a flutuação de
tensão, o fluxo reverso de potência, variações de frequência e a inserção de
harmônicos de tensão e de corrente na rede.
O trabalho de Viola, Silva e Rider (2017) aborda a modelagem matemática
de programação não linear inteiro mista de sistemas de armazenamento de energia
e fontes renováveis de geração conectados a rede elétrica e seu gerenciamento, de
modo a encontrar a operação ótima do sistema de distribuição de energia elétrica
com esses elementos. Embora o foco do trabalho consista na modelagem de
sistemas de armazenamento com Hidrogênio, os autores apresentam o
equacionamento dos sistemas de baterias, modelando o processo de carga e
descarga com a injeção e consumo de energia da rede. Apresenta-se também no
trabalho o equacionamento para sistemas de geração renovável solar e eólica, além
da modelagem de curvas de demanda e custo da eletricidade.
2.4 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
Compreender o funcionamento dos sistemas de geração fotovoltaica e dos
elementos que o constituem é essencial para que seja possível analisar os principais
impactos que esse sistema pode causar na rede. Sabendo-se da necessidade de
realizar a modelagem do sistema de geração é indispensável conhecer os
elementos, seus principais parâmetros e seu comportamento, de modo que seja
36
possível retratar da maneira mais fidedigna possível e obter os resultados de modo a
retratar a realidade.
Os artigos buscados demonstram a eficiência do software PowerFactory
para realização da simulação e análise do comportamento do sistema fotovoltaico de
geração conectado a rede de distribuição. Diferentes abordagens foram realizadas
nos trabalhos lidos, inclusive diferentes modelos de simulação utilizando
principalmente interfaces de programação, por meio das linguagens DPL e DSL,
diferentemente da abordagem do presente trabalho, em que a interface gráfica da
ferramenta será utilizada.
Não foram encontrados resultados na literatura técnico-científica que
envolvessem a simulação do sistema fotovoltaico com o mesmo objetivo do presente
trabalho, além disso, a ferramenta DIgSILENT PowerFactory não é muito utilizada
no cenário nacional por ser uma ferramenta comercial de alto custo para aquisição.
37
3 FERRAMENTA DE ANÁLISE E MODELAGEM ELÉTRICA
A ferramenta escolhida para implementação da modelagem do sistema
fotovoltaico com baterias em estudo foi o PowerFactory, desenvolvido pela empresa
DIgSILENT GmbH – Digital Simulation and Electrical Network, cuja sede está situada
em Gomaringen, na Alemanha. Fundada em 1985, a empresa realiza consultorias e
desenvolvimento de softwares voltados para sistemas elétricos de potência,
incluindo geração, transmissão, distribuição e sistemas industriais.
3.1 VISÃO GERAL DA FERRAMENTA
O software PowerFactory consiste em uma ferramenta matemática com
interface gráfica que permite a representação de sistemas de potência utilizando
diagramas unifilares. O software pode ser utilizado para realizar simulações nas
áreas de sistemas de geração, transmissão, distribuição, sistemas industriais,
geração distribuída e fontes renováveis (DIGSILENT, 2017a).
O programa permite realizar estudos detalhados da integração de sistemas
fotovoltaicos, termosolares e de armazenamento, com a rede elétrica. As principais
análises realizadas nesse tipo de estudo consistem na análise do nível de tensão,
desbalanços na rede, cálculo de faltas no sistema e análise da seletividade dos
sistemas de proteção (DIGSILENT, 2014).
A ferramenta baseia-se principalmente na utilização de interfaces gráficas
que podem ser divididas em Grid, na qual o usuário pode construir redes de
sistemas de potência com seus diagramas unifilares, BlockDiagram, permite a
configuração e implementação de modelos na montagem dos blocos de controle e, a
Virtual Instrument Painel, onde os gráficos resultantes das simulações são plotados,
conforme ilustrado na FIGURA 17 (OLIVEIRA, 2006).
38
FIGURA 17 - REPRESENTAÇÃO DAS INTERFACES GRÁFICAS DO POWERFACTORY. (A)
INTERFACE GRID. (B) DIAGRAMA DE BLOCOS. (C) INTERFACE VIRTUAL INSTRUMENT
PAINEL.
FONTE: A AUTORA (2017).
Tudo o que é feito nas interfaces gráficas é armazenado em um banco de
dados vinculado ao projeto criado pelo usuário e que pode ser acessado e
gerenciado pelo Data Manager. Nesse banco de dados o usuário consegue criar e
acessar as configurações e padronizações dos elementos. Acima da biblioteca do
projeto existe a biblioteca global, onde são encontrados os elementos
disponibilizados pelo fabricante do software e que muitas vezes são fornecidos pelos
fabricantes dos equipamentos desejados.
A biblioteca de equipamentos disponibilizada pelo software compreende uma
série de modelos de motores e geradores síncronos e assíncronos, máquinas de
indução com dupla alimentação, geradores estáticos para modelagem de geradores
eólicos, sistemas fotovoltaicos, células combustível, microturbinas, entre outros;
fontes externas CA e CC de tensão e corrente; modelos de cargas em média e baixa
tensão; compensadores estáticos; filtros harmônicos; transformadores; parâmetros
de cabos; conversores; elementos de eletrônica de potência; elementos de proteção;
FACTS e sistemas HVDC, entre outros, sendo possível encontrar modelos
desenvolvidos pelos próprios fabricantes de equipamentos (DIGSILENT, 2017a).
No que tange as opções de simulação, o software permite realizar as
análises de fluxo de carga, análise de queda de tensão, curto-circuito, qualidade de
39
energia e harmônicos, contingências, self-healing, fluxo de potência ótimo,
estimação de estados, proteção, quase-dinâmica e simulações RMS e EMT, sendo
as utilizadas nesse trabalho descritas na seção 3.3 (DIGSILENT, 2017b).
3.2 ANÁLISES ELÉTRICAS
Dentre as análises possíveis de serem realizadas na ferramenta
computacional PowerFactory, destacam-se os cálculos de fluxo de potência, curto-
circuito, quase-dinâmica, qualidade de energia e de proteção, detalhadas na
sequência.
3.2.1 Fluxo de Carga
A simulação de fluxo de carga permite realizar a análise do sistema em um
determinado momento, no qual as variáveis são consideradas estáticas,
representando o comportamento do sistema para um dado momento de operação.
Essa análise resulta no fluxo de potência ativa e reativa entre as barras e a
magnitude e fase da tensão em cada nó do sistema (DIGSILENT, 2017b).
O método de cálculo do fluxo de potência possibilita a simulação de
sistemas balanceados e desbalanceados, inclusive com a determinação do número
de iterações a serem realizada no processo de cálculo. Considera limites de
potência ativa e reativa dos elementos do sistema, incluindo as dependências de
tensão, considera também os tipos de controle das barras (PQ, PV ou slack) e
permite controle primário e secundário local ou remoto (DIGSILENT, 2017b).
Para o cálculo de fluxo de carga CA, o software utiliza o método de Newton-
Raphson, podendo ser com a formulação por equações de corrente ou pelas
equações de potência, sendo a escolha das mesmas realizada pelo software de
acordo o tipo de rede que será simulada e, portanto, qual sistema de equações será
adotado para que o sistema venha a convergir mais rapidamente. Em conjunto com
o método de Newton-Raphson para solução, o software utiliza de um loop externo
quando são considerados controle automático de tap dos transformadores ou
quando há elementos shunt chaveáveis no sistema. Esse loop externo é
responsável por validar os resultados encontrados no método por meio da variação
dos taps dos transformadores, do chaveamento dos elementos shunt e dos limites
40
de potência reativa das máquinas síncronas presentes no sistema. O software
apresenta também a possibilidade de calcular o fluxo de carga CC o qual não é
utilizado no caso de sistemas CC, mas aplicados quando o fluxo de carga CA possui
dificuldades em convergir e apresenta um resultados satisfatório, uma vez que utiliza
o método de solução de equações lineares ao invés de um método iterativo
(DIGSILENT, 2017b).
3.2.2 Curto-Circuito
Para o cálculo de curto-circuito, o software suporta os métodos de cálculo
das normas: IEC 60909, IEEE 141/ANSI C37, VDE 0102/0103, G74 e IEC 61363. No
que tange o cálculo de curto-circuito em sistemas CC a ferramenta utiliza os
métodos definidos pelas normas IEC 61660 e ANSI/IEEE 946. Nessa simulação a
ferramenta permite realizar a análise de faltas isoladas ou múltiplas e de diferentes
tipos de falta, como curto-circuito fase-terra, fase-fase, trifásico, fase-fase-terra, fase-
neutro, fase-fase-neutro para terra, trifásico-neutro, trifásico-neutro para terra e
trifásico desbalanceado. Caso estejam dimensionados no sistema equipamentos de
proteção, pode-se analisar o comportamento destes diante do curto-circuito
(DIGSILENT, 2017b).
O curto-circuito pode ser calculado nas condições de operação e de
planejamento do sistema elétrico. No caso de sistemas em que a operação é
conhecida o software usa o método de cálculo de superposição, apresentando
valores mais exatos que o cálculo realizado por meio de métodos de aproximação,
desde que o sistema tenha apresentado uma modelagem precisa (DIGSILENT,
2017b).
Utilizando a norma IEC 60909 para o cálculo de curto-circuito, o método de
cálculo realizado consiste na definição de um modelo equivalente de fonte de tensão
na barra onde está localizada a falta e uma simplificação do método de
superposição é realizada. A vantagem de utilização deste método é a realização do
cálculo sem a necessidade de simular o fluxo de carga previamente. A FIGURA 18
ilustra como o modelo de equivalente de tensão pode ser aplicado ao método de
superposição. Convém destacar que este método não é adequado para o caso de
circuitos monofásicos.
41
FIGURA 18 - ILUSTRAÇÃO DO MÉTODO DE CÁLCULO IEC 60909.
FONTE: DIGSILENT (2017b).
O cálculo do curto-circuito por meio da norma ANSI C37.010 é aplicado para
sistemas em alta ou média tensão e considera a classificação dos geradores em
local ou remoto de acordo com a localização da falta, assim como considera a
contribuição dos motores existentes no sistema. Já a ANSI C37.13 é aplicada para
sistemas em baixa tensão.Alguns valores de premissas são assumidos para o
cálculo como a tensão nominal pré-falta igual a 1 p.u., o valor de X/R no ponto de
falta, calculado baseado na queda no valor da resistência durante o momento da
falta.
Por sua vez, o método IEC 61660 corresponde ao método para cálculo do
curto-circuito em sistemas ancilares CC em sistemas de potência e subestações.
Geralmente esse método de cálculo é aplicado a sistemas que possuem
retificadores trifásicos conectados, baterias de chumbo-ácido estacionárias,
capacitores e motores CC com excitação independente conectados ao sistema.
Nesse caso a norma define equações de circuitos equivalentes resultando em
modelagem tempo-dependente das correntes de curto-circuito, conforme mostra a
42
FIGURA 19. No PowerFactory, a corrente de falta CC é calculada considerando que
todas as fontes DC alimentam o curto no ponto da falta (DIGSILENT, 2017b).
FIGURA 19 - CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO DC EM FUNÇÃO DO TEMPO PARA
DIFERENTES FONTES.
FONTE: DIGSILENT (2017b).
Por fim, a norma ANSI/IEEE 946 também realiza o cálculo de curto-circuito
CC, sendo aplicada para os casos de serviços auxiliares em centrais nucleares e
não nucleares, considerando-se os equipamentos de geração no que tange as
características de instrumentação, controle e proteção, além de intercomunicação
entre os equipamentos (DIGSILENT, 2017b).
Convém destacar que embora todos os modelos já estejam definidos no
software, para a realização do cálculo de curto-circuito por uma das normas
necessita-se que sejam parametrizadas apenas as variáveis do método desejado.
3.2.3 Quase-dinâmica
Corresponde a análise do fluxo de carga durante vários instantes de tempo,
podendo ser definidas a duração da análise a dimensão de cada passo em que o
fluxo de carga é simulado. Para isso a rede deverá ser modelada utilizando-se as
variáveis dependentes do tempo, sempre que possível, como por exemplo: a carga
ao invés de apresentar um valor estático deverá apresentar uma curva de demanda
diária; fontes renováveis de energia, como a solar e eólica, devem ser modeladas
considerando-se a radiação solar e a velocidade do vento em função do tempo;
variações na rede como interrupções programadas e não programadas também
apresentam dependência temporal (DIGSILENT, 2017b).
43
Utilizando a simulação quase-dinâmica é possível identificar ao longo do
período simulado, que pode variar de minutos e horas para dias e meses, os
momentos em que o sistema apresentará pontos críticos de operação e como o
mesmo se comporta ao longo do tempo, conforme representado no exemplo da
FIGURA 20. Após rodar a simulação quase-dinâmica, se necessário pode-se rodas
as simulações dinâmicas (RMS ou EMT) para verificar mais detalhadamente o que
ocorre em um intervalo menor de tempo no circuito (DIGSILENT, 2017b).
FIGURA 20 - RESULTADO DA SIMULAÇÃO QUASE-DINÂMICA APRESENTADO OS
RESULTADOS DE MAGNITUDE DE TENSÃO NAS BARRAS DE UM SISTEMA.
FONTE: DIGSILENT (2017b).
Na simulação quase-dinâmica é possível acrescentar eventos no sistema em
um dado instante de tempo, como eventos de despacho, medições externas,
eventos nas cargas, chaveamentos, mudanças de tap de transformadores e
transferências durante a passagem do tempo. O algoritmo de cálculo adotado pela
ferramenta para a realização da simulação quase-dinâmica está representado na
FIGURA 21, onde o ponto seguinte (𝑡𝑘+1) depende do ponto anterior (𝑡𝑘) e do passo
definido pelo usuário nas configurações da simulação (Step) (DIGSILENT, 2017b).
44
FIGURA 21 - MODELAGEM DE CÁLCULO DA SIMULAÇÃO QUASE-DINÂMICA.
FONTE: Adaptado de DIGSILENT (2017b).
3.2.4 Qualidade de Energia
Uma das principais características analisadas nos estudos de qualidade de
energia consiste em verificar a existência de componentes harmônicas nas ondas de
tensão e de corrente do sistema. Os harmônicos geralmente são analisados no
domínio da frequência e as análises possíveis de serem realizadas consistem no
fluxo de carga com harmônicos e na varredura de frequência, além de medições de
flickers no sistema. As fontes de harmônicos no sistema são considerados quaisquer
elementos em que ocorra algum processo de chaveamento, podendo ser modelado
como uma fonte de corrente ou de tensão, além de geradores estáticos, máquinas
síncronas, conversores, retificadores, cargas ou até mesmo redes externas
conectadas ao sistema (DIGSILENT, 2017b).
O fluxo de carga com harmônicos calcula as componentes harmônicas
relacionadas com a distorção de tensão e corrente, assim como as perdas
harmônicas ocasionadas por fontes de harmônicos presentes no sistema, além de
calcular a distorção harmônica total (THD), o fator harmônico (HF) e o fator
harmônico total (THF). Nesse caso o PowerFactory realiza o cálculo, executando o
fluxo de carga invariável no tempo, podendo o sistema ser balanceado ou
desbalanceado trifásico, para cada frequência em que as fontes de harmônicos são
definidas (DIGSILENT, 2017b).
45
O processo de cálculo utiliza como base a norma IEC 61000 a qual retrata
os limites de emissões harmônicas em diversas situações, dentre elas sistemas
conectados aos sistemas de baixa, média, alta e extra-alta tensão, além de sistemas
de geração distribuída. Segundo a mesma norma a magnitude do harmônico de
tensão ou de corrente gerados pela fonte de harmônico podem ser calculados
segundo a eq.8, demonstrada para o cálculo de tensão, onde 𝑈ℎ corresponde a
magnitude da tensão harmônica considerando um agrupamento de N fontes de
ordem h e o expoente α é definido pela norma conforme a TABELA 5, onde a ordem
harmônica pode assumir valores inteiros ou fracionados (DIGSILENT, 2017b; IEC,
2017).
𝑈ℎ = 𝑈ℎ ,𝑚𝛼
𝑁
𝑚=0
𝛼
(8)
TABELA 5 - VALORES DO EXPOENTE ALPHA DE ACORDO COM A ORDEM HARMÔNICA.
Valor do Expoente Alpha Ordem Harmônica
1 h < 5
1.4 5<= h<= 10
2 h > 10
FONTE: DIGSILENT (2017b).
As medições de flickers no sistema é realizada segundo a norma IEC 61400-
21, sendo utilizada geralmente para medições de qualidade de energia quando há
geradores eólicos conectados ao sistema.No caso da varredura de frequência o
software realiza a análise contínua no domínio da frequência. Uma das aplicações
desse tipo de análise consiste no cálculo das impedâncias da rede facilitando a
identificação de ressonâncias série e paralelo existentes no sistema, permitindo
identificar as frequências nas quais os harmônicos de corrente originam harmônicos
de tensão, dados estes necessários para projetos de filtros, por exemplo
(DIGSILENT, 2017b).
46
3.2.5 Proteção
No que tange a análise de proteção, o software permite verificar o
comportamento de equipamentos de proteção instalados na rede, assim como
realizar estudos de coordenação entre os equipamentos. Dentre os principais
elementos de proteção aplicados a rede estão fusíveis e relés, sendo englobados no
modelo deste último os transformadores de corrente e de potencial necessários para
aquisição dos dados do sistema e cujas configurações podem ser acessadas dentro
dos modelos dos relés. Dentre os sistemas de proteção possíveis o software permite
a modelagem da proteção de sobrecorrente, podendo a mesma ser amplamente
detalhada. Além desta análise é possível ainda configurar os relés de proteção para
desvios de frequência no sistema, assim como sub ou sobretensão no sistema
(DIGSILENT, 2017b).
3.3 MODELAGEM DE EQUIPAMENTOS
A ferramenta computacional possui uma vasta gama de elementos que
podem ser modelados de acordo com as características do sistema a ser analisado.
A modelagem do sistema fotovoltaico no PowerFactory pode ser realizada
de duas maneiras distintas: como um gerador estático ou como um painel
fotovoltaico, ambas ilustradas na FIGURA 22. Em ambos os casos, as
características básicas para modelagem são: tecnologia trifásica ou monofásica,
número de unidades em paralelo, potência nominal e fator de potência.
FIGURA 22 - REPRESENTAÇÃO DA MODELAGEM DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS.
FONTE: A AUTORA (2017).
No caso da modelagem como gerador estático, é possível escolher a opção
fotovoltaico dentre outras fontes que também podem ser representadas por esse
modelo, como termoelétricas, nuclear, hidráulica, eólica e biogás. No caso da
modelagem utilizando o PVSystem, o mesmo é baseado no modelo do gerador
47
estático, que por ser mais específico permite acessar algumas configurações como a
curva de radiação solar sobre o painel e a temperatura do mesmo. Em ambos os
casos, o modelo contempla as placas fotovoltaicas e o inversor, resultando como
saída uma corrente CA (DIGSILENT, 2017c, 2017d).
Para os casos em que o sistema fotovoltaico é conectado a um barramento
CC, o mesmo deve ser modelado como uma fonte de corrente, uma vez que as
demais representações englobam o elemento de conversão de energia. A
modelagem da fonte de corrente, ilustrada na FIGURA 23, retrata a inserção de
corrente e a consideração de uma condutância (G>= 0) interna ao modelo.Para o
caso de simulações dinâmicas, o modelo leva em consideração o efeito capacitivo
shunt em paralelo com a condutância no domínio do tempo (DIGSILENT, 2017e).
FIGURA 23 - REPRESENTAÇÃO DO MODELO DE FONTE DE CORRENTE CC.
FONTE: DIGSILENT(2017c).
Nesse caso, a corrente de saída do modelo é dada pela eq.9, a qual
representa igualmente o comportamento da fonte para sistemas balanceados e
desbalanceados (DIGSILENT, 2017e).
𝐼 = 𝐼𝑠𝑒𝑡𝑝 + 𝑈 𝑥 𝐺 (9)
Para a modelagem da bateria no software, pode-se utilizar a representação
da bateria ou utilizar um gerador estático o qual pode representar elementos
armazenadores de energia como células combustíveis, baterias, pumpstorage e
armazenamento em geral, sendo especificadas por meio da inserção das
características técnicas (DIGSILENT, 2017b).
No caso da bateria, tem-se dois modelos, um deles, denominado Bateria
com Controle de Frequência, na qual a bateria pode ser conectada diretamente a um
barramento CA, uma vez que engloba o conversor CC/CA. Já o segundo modelo
48
consiste em uma bateria CC, modelada conforme a FIGURA 24. Convém destacar
que no caso do fluxo de carga em corrente alternada, a modelagem da bateria
desconsidera a indutância (L).
FIGURA 24 - MODELO EQUIVALENTE DA BATERIA DC.
FONTE: DIGSILENT (2017d).
Equipamentos como o controlador de carga e o inversor podem ser
representados no software como conversores de energia, CC/CC e CC/CA
respectivamente. O conversor CC/CC utiliza os modelos Buck e Boost de
conversores conforme os mesmos sejam elevadores ou abaixadores de tensão. Em
sua representação ideal, os mesmos não levam em consideração perdas e são
controlados por pulsos PWM. Os principais parâmetros de entrada para a
modelagem desses tipos de sistema são a corrente nominal e a relação entre as
tensões de cada lado do conversor (DIGSILENT, 2017g). O conversor CA/CC por
sua vez pode operar como retificador ou como inversor, dependendo da
temporização do sinal da porta em relação à onda de tensão CA, por meio de um
retificador de seis pulsos (DIGSILENT, 2017h).
3.4 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
Conforme demonstrado neste capítulo, a ferramenta computacional
PowerFactory apresenta uma série de simulações e análises possíveis de serem
realizadas. Verificou-se a robustez em como o mesmo realiza os cálculos e
parametrizações, baseando-se em normas internacionais.
Destaca-se o processo de definição dos parâmetros dos equipamentos no
software de simulação em que é o mesmo é realizado em separado para cada tipo
49
de simulação que deseja-se realizar. Há a parametrização de elementos base do
componente, geralmente com dados que representem a instalação do mesmo no
sistema elétrico, como número de elementos em paralelo, número de fases em que
está conectado, entre outros.
Um dos motivos pelo qual o PowerFactory foi adotado para realização do
presente trabalho consiste na possibilidade de realizar simulações em regime
permanente e simulações dinâmicas utilizando a mesma modelagem e plataforma
computacional. Além disso, a possibilidade de trabalhar com a vasta biblioteca de
modelos oferecida pelo software permitindo a fácil modelagem dos sistemas em
estudo, assim como a parametrização dos elementos que compõem os sistemas.
50
4 MATERIAIS E MÉTODO
No presente capítulo serão apresentados os materiais utilizados para o
desenvolvimento do projeto, os quais consistem na UFV dos Institutos Lactec, os
medidores utilizados para aquisição de dados na planta e a ferramenta
computacional utilizada para verificação dos resultados de cada cenário. Além disso,
a metodologia para o desenvolvimento do trabalho consistiu em analisar os dados
obtidos nas medições e a definição do modelo computacional, sendo esta etapa
subdividida em duas fases, onde a primeira consiste na elaboração do sistema
apenas com geração solar fotovoltaica e a segunda onde o sistema de
armazenamento de energia é acrescentado. Com os modelos dos elementos da
rede bem definidos foram determinados os cenários de simulação e as principais
análises a serem realizadas.
4.1 MATERIAIS
4.1.1 Usina Fotovoltaica dos Institutos Lactec
A usina fotovoltaica (UFV) dos instalada nos Institutos de Tecnologia para o
Desenvolvimento, será utilizada no presente trabalho para a aquisição de dados e
validação do modelo desenvolvido, para tanto, é necessário conhecer as
características da mesma. Esse sistema fotovoltaico inicialmente fez parte de um
projeto de P&D sobre Smart Grids da Light SESA (Código ANEEL: PD-0382-
0061/2010; Light SESA; Institutos Lactec), além de já ter contribuído com a
realização de outros trabalhos acadêmicos. O sistema elétrico da UFV está ilustrado
na FIGURA 25 de maneira simplificada, apresentado como principais elementos:
módulos fotovoltaicos, controlador de carga, baterias, inversor e a carga.
51
FIGURA 25 - ESQUEMA ELÉTRICO DA USINA FOTOVOLTAICA DOS INSTITUTOS LACTEC.
FONTE: A AUTORA (2017).
A UFV dos Institutos Lactec está conectada a rede de distribuição por meio
de um acoplamento CC, de modo que os módulos fotovoltaicos e as baterias são
conectados por meio de um barramento CC, para ser convertida em CA por meio do
inversor e então ser ligadoa rede da concessionária e as cargas. Uma das principais
vantagens de se utilizar esse tipo de arquitetura consiste em não ser necessário
haver sincronismo entre os equipamentos conectados no barramento CC.
No que tange a estrutura da UFV, a mesma possui uma potência instalada
de 30,36kWp, sendo composta por 132 módulos fotovoltaicos do fabricante WSolar,
modelo YZM230M-60, com 230W e apresentado tensão máxima de saída de 29,9V
e corrente máxima de 7,69A. O conjunto dos módulos, instalados conforme
apresentado na FIGURA 26, são divididos em nove conjuntos, sendo oito deles com
quinze módulos e um conjunto com doze módulos. Já o banco de baterias é
constituído por 24 baterias estacionárias de chumbo ácido regulado por válvula,
modelo Moura Clean 220Ah, dispostas em seis grupos em paralelo,sendo cada
grupo composto por quatro baterias em série, de modo a totalizar uma capacidade
de 2640Ah e uma referência de 48 V para cada sistema.
O sistema possui nove controladores de carga FLEXmax 80 Charge
Controller da Outback Power, sendo cada um dele conectado a um conjunto de
módulos fotovoltaicos. Esse modelo possui a função MPPT e apresenta capacidade
de operar em sua corrente nominal máxima de 80A em ambientes com temperaturas
de até 40°C. Como a UFV é conectada a rede de distribuição, a mesma apresenta
nove inversores, sendo divididos em três grupos, cada um com três inversores,
52
operando no regime mestre-escravo, onde o mestre é conectado a fase A e os
escravos as fases B e C. Esses inversores são da Outback Power, modelo
GVFX3648LA, com 3600VA, tensão nominal contínua de 48V, tensão nominal
alternada de 120V e frequência de 60Hz, com uma corrente nominal de saída de
30A.
A carga alimentada pelo sistema de geração distribuída corresponde ao
barracão de ensaios e laboratórios dos Institutos Lactec, de modo a apresentar uma
curva de carga comercial. Já o ponto de acoplamento (PAC) do sistema de com a
rede elétrica da concessionária compreende um transformador de 300kVA da
subestação aérea da entrada de serviço.
FIGURA 26 - ESQUEMA DE INSTALAÇÃO DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS EM CONJUNTOS.
FONTE: FERRONATO (2014).
Quanto a operação, a UFV pode operar em três configurações distintas:
fornecendo energia para a rede elétrica, fornecendo energia para a carga (barracão
técnico dos Institutos Lactec) ou armazenado energia no banco de baterias,
conforme esquema apresentado na FIGURA 27.
53
FIGURA 27 - ESQUEMA DOS MODOS DE OPERAÇÃO DA UFV DOS INSTITUTOS LACTEC.
FONTE: FREHNER (2017).
Quando foram realizadas as medições no sistema, apenas dois terços do
mesmo estavam em operação, totalizando 90 painéis de geração, o que representa
uma capacidade de geração de 20,7kWp.Com relação as baterias, apenas duas
strings estão em operação, totalizando uma capacidade de 1760 Ah. A estrutura do
sistema em operação está representada na FIGURA 28, onde é possível verificar a
estrutura de geração com as strings dos painéis fotovoltaicos instalados na
cobertura do estacionamento e a estrutura de conversão e gerenciamento, composta
pelos inversores, na parte superior, os controladores de carga, na parte inferior, os
painéis de corrente contínua e os controladores do sistema, sendo os MATE 3, os
quais são responsáveis por gerenciar e configurar os inversores e controladores de
carga, apresentando interface amigável ao usuário.
54
FIGURA 28 - REPRESENTAÇÃO DA UFV DOS INSTITUTOS LACTEC (A) CONJUNTO DE PAINEIS
FOTOVOLTAICOS (B) INVERSORES E CONTROLADORES DE CARGA, JUNTO COM O QUADRO
CC E SISTEMA DE GERENCIAMENTO.
FONTE: A AUTORA (2017).
4.1.2 Medidores
Para aquisição das medições no sistema foram utilizados dois
equipamentos, um MARH 21 para medição da carga e os medidores IMS PowerNET
T-500 instalados no painel de saída CA.
O MARH 21, representado na FIGURA 29, consiste em um analisador de
energia, harmônicas e oscilografia de perturbações, suportando tensões CA de 70 a
600V, nas frequências de 50 ou 60 Hz e apresentando isolamento de 2kV. O
equipamento é capaz de medir e registrar grandezas em tempo real de harmônicos
de tensão e de corrente, potências ativas, reativas e aparentes, valores eficazes de
tensão e de corrente, fator de potência, entre outros, bem como registros de sinais
de tensão e corrente trifásicos, bifásicos e monofásicos (GSI, 2017). O equipamento
55
foi ligado no ponto de acoplamento entre a geração distribuída com a rede elétrica
da concessionária, mais especificadamente nos barramentos correspondentes a
carga, a qual corresponde ao barracão de laboratórios dos Institutos Lactec. Os
dados armazenados na memória de massa do equipamento, são coletados por meio
de comunicação RS-232 e por meio do software ANAWIN.
FIGURA 29 - EQUIPAMENTO MARH-21 (A) INSTALADO NO PONTO DE MEDIÇÃO (B)
EQUIPAMENTO INSTALADO EM CAMPO.
FONTE: A AUTORA (2017).
Já o IMS PowerNET T-500 consiste em um medidor de grandezas elétricas,
projetado para aplicações relacionadas a monitoração e controle de sistemas de
geração e distribuição de energia elétrica, estando no caso da UFV em estudo
instalados no painel de saída CA, conforme a FIGURA 30. O equipamento é capaz
de medir tensão e corrente RMS e frequência, além de potência, demanda de
potência e consumo de energia, sendo possível medir a energia gerada e a
consumida. O IMS possibilita também obter os dados de distorção harmônica total
segundo a norma IEC 61000-4-7 tanto para tensão quanto para corrente. Para
aquisição dos dados armazenados na memória de massa do equipamento, é
necessário utilizar o software PowerMANAGER Desktop LITE.
56
FIGURA 30 - MEDIDORES INTELIGENTES (a) INSTALAÇÃO NO QUADRO DE SAÍDA CA (b)
MEDIÇÃO DE POTÊNCIA GERADA NO DISPLAY.
FONTE: A AUTORA (2017).
4.1.3 Dados Obtidos nas Medições
Os dados obtidos nas medições realizadas com o IMS e com o MARH-21
consistem em:
tensão em cada fase e de linha;
corrente em cada fase;
potência ativa em cada fase e a trifásica;
potência reativa em cada fase e a trifásica;
potência aparente em cada fase;
fator de potência;
frequência.
Convém destacar que em ambos os casos o intervalo de medição é de 15
min, conforme recomendação dos próprios equipamentos, sendo necessário realizar
medições com intervalos menores de tempo apenas se a análise desejada fosse a
respeito de qualidade de energia.
57
4.1.4 Software
A possibilidade de utilizar o software DIgSILENT PowerFactory foi
decorrente da aquisição do mesmo pelos Institutos Lactec, no inicio de 2017. Como
o software abrange a possibilidade de simular diferentes sistemas, dentre eles
sistemas de geração distribuída, conforme abordado no capítulo 3, buscou-se
realizar a modelagem do sistema de maneira fidedigna, realizando a validação do
mesmo por meio dos dados de medição.
4.2 MÉTODOS
4.2.1 Análise das Medições e de Dados Meteorológicos
A realização de medições no sistema consistiu na instalação do MARH 21 e
na habilitação dos IMS para início de coleta de medições, sendo realizada a
aquisição dos dados nos pontos da planta demonstrados na FIGURA 31.
FIGURA 31 - PONTOS DE MEDIÇÃO NA PLANTA DO SISTEMA DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA.
FONTE: A AUTORA (2017).
As medições no sistema foram realizadas no período de 23/10 a 11/11/2017,
de modo que a semana de 29/10 a 04/11 foi desconsiderada tendo em vista o
feriado nacional de 02/11, portanto não sendo válida para representação de uma
semana típica. Sendo assim, obteve-se os dados correspondentes a duas semanas
de geração, nas quais os índices de radiação obtidos foram baixos, conforme é
58
possível verificar nos dados coletados pela estação meteorológica do Instituto
Nacional de Metereologia (INMET) em Curitiba, situada no Campus Centro
Politécnico da UFPR a cerca de 630m do ponto onde os painéis estão instalados,
segundo distância medida no Google Maps. Em um dia ensolarado, sem nuvens, a
radiação apresenta distribuição gaussiana deve atingir valores próximos a 4000
kJm², conforme é possível verificar na FIGURA 32, diferentemente do que ocorre
nas semanas em que as medições foram realizadas, conforme é possível constatar
nas FIGURA 33 e FIGURA 34.
FIGURA 32 - PERFIL DE RADIAÇÃO EM UM DIA TOTALMENTE ENSOLARADO, SEM NUVENS.
FONTE: INMET (2017).
FIGURA 33 - DADOS DE RADIAÇÃO NA SEMANA DE 22 A 28 DE OUTUBRO DE 2017.
FONTE: INMET(2017).
59
FIGURA 34 - DADOS DE RADIAÇÃO NA SEMANA DE 05 A 11 DE NOVEMBRO DE 2017.
FONTE: INMET(2017).
Dessa forma optou-se por utilizar os dados obtidos na medição realizada da
mesma maneira na semana de 06 a 12/02/2017, de modo que a mesma representa
uma semana típica e com maior radiação solar, conforme a FIGURA 35,
consequentemente, apresentando valores maiores de geração do sistema. Como o
trabalho consiste em avaliar os impactos do sistema de geração distribuída na rede,
quanto maior for a geração, maior será o impacto do mesmo no sistema elétrico.
FIGURA 35 - DADOS DE RADIAÇÃO NA SEMANA DE 06 A 12 DE FEVEREIRO DE 2017.
FONTE: INMET (2017).
60
4.2.2 Modelagem Fase 1
O desenvolvimento da modelagem iniciou-se pela implementação e análise
dos modelos de representações oferecidas pelo software. A priori determinou-se a
escolha do sistema fotovoltaico, onde apenas um elemento do circuito representa
toda a planta fotovoltaica de maneira equivalente. Nesse caso, para a
parametrização do elemento de simulação existem duas maneiras distintas, “Active
Power Input” e “Solar Calculation”. Na primeira é necessário fornecer os dados de
potência na saída do sistema, e para tanto é necessário conhecer este valor de
geração. Nesse caso, o sistema não precisa ser especificado em grandes detalhes,
uma vez que insere-se o resultado final de saída do conjunto.Já no caso da
configuração do modelo utilizando a opção do “Solar Calculation”, o software irá
calcular os dados de geração baseando-se nos parâmetros do painel fotovoltaico e
do inversor, assim como os dados de coordenadas geográficas e fuso horários, a fim
de poder obter as informações a cerca da radiância no local.
De forma a definir qual a modelagem mais satisfatória para a análise,
realizou-se a comparação entre ambos os modelos, simulando-os sob as mesmas
condições de geração. No caso do “Active Power Input”, foram fornecidos ao
software os dados de potência ativa e reativa das medições realizadas em fevereiro
na planta da UFV para representar a saída do sistema. Já para a modelagem com
“Solar Calculation”, foram definidas as coordenadas geográficas de Curitiba e a
mesma data em que as medições foram realizadas. Neste caso foi parametrizado o
modelo do painel fotovoltaico conforme as características do catálogo do WSolar
230W e o inversor com as características do equipamento instalado na planta, com
fator de potência fixado em 0,85 e eficiência de 93%.Também foram configuradas as
condições da instalação, ou seja, o ângulo de inclinação dos painéis em 30° e com
azimute de 140°SE, os quais diferem do ideal1, devido ao aproveitamento da
estrutura da cobertura do estacionamento para alocação dos painéis. Esses dados
são referentes às strings que estão com funcionamento adequado, correspondendo
as da esquerda na FIGURA 26. Entrando as informações na modelagem do sistema
e considerando as mesmas condições de geração é possível comparar o
1Condições ideais de uma instalação fotovoltaica apresentam azimute zero, ou seja, voltados para o
norte, no caso de instalações no hemisfério sul e com inclinação igual ao valor da latitude do local.
61
desempenho de ambas as modelagens, obtendo-se as curvas de geração
representadas na FIGURA 36.
FIGURA 36 - COMPARAÇÃO DAS CURVAS DE GERAÇÃO COM CADA OPÇÃO DE MODELAGEM.
Fonte: A AUTORA (2017).
Verifica-se que no caso em que a simulação é feita por meio da modelagem
“Solar Calculation”, o software simula um dia perfeito, em que a curva é gaussiana,
não levando em consideração sombreamentos que ocorrem durante o dia, os quais
acarretam quedas bruscas na potência gerada, como é possível verificar na curva
dos dados medidos. Sendo assim, optou-se por realizar a modelagem do sistema
com a curva de geração medida, de modo a obter um comportamento realista do
sistema.
Sendo definida a modelagem mais adequada para o sistema fotovoltaico,
modelou-se a rede de maneira a desconsiderar, a princípio, os bancos de baterias.
Dessa forma, o sistema ficou conforme a FIGURA 37. A modelagem da carga foi
realizada com base em medições realizadas no barramento da carga utilizando o
MARH-21.
-1
1
3
5
7
9
11
13
15
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:00
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:00
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017
:00
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019
:00
20:0
021
:00
22:0
023
:00
Potê
ncia
(kW
)
Tempo (h)
Valores Medidos Valores Simulados
62
FIGURA 37 - MODELO EQUIVALENTE DO SISTEMA DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA SEM BATERIA.
Fonte: A AUTORA (2017).
4.2.3 Modelagem Fase 2
Tendo a modelagem do sistema fotovoltaico, na sequência partiu-se para a
modelagem do sistema considerando a inserção de baterias no barramento BT
Microgrid mostrado na FIGURA 37. Para representação deste sistema foi realizada a
modelagem da bateria como um gerador estático, modelo este que engloba o
elemento de conversão de energia, de modo que sua saída é CA. Tendo em vista
que o inversor do sistema de armazenamento é o mesmo do sistema fotovoltaico na
planta real, a modelagem de ambos foi realizada da mesma maneira, uma vez que a
representação se da separadamente. O modelo da bateria ainda engloba o
controlador de carga, pois no modelo disponível na ferramenta é possível determinar
a estratégia de controle de carga e descarga das baterias.
Para a modelagem da bateria o software não requer informações a cerca da
configuração de ligação das baterias. Dessa forma, apenas os parâmetros de saída
são necessários. Foi realizada uma modelagem inicial do sistema de baterias
utilizando controle automático das mesmas por meio do monitoramento da potência
que flui da GD para a rede da concessionária. Nesse caso, nos momentos que a
geração excede a demanda e passa a exportar para a rede, a bateria carrega e nos
63
momentos em que a geração do PV é insuficiente para atender a carga, a bateria
descarrega e contribui para o atendimento a carga. A implementação desta
modelagem não foi satisfatória tendo em vista que o sistema simulado não chega a
exportar energia para a rede, sendo toda consumida pela carga. Dessa forma a
lógica de controle da bateria compreende que a mesma deva ser descarregada a
todo instante e para tanto passa a realizar cargas da bateria em momentos
inadequados, como os casos em que a demanda da rede já é elevada.
Dessa forma foi implementado o controle horário das baterias, que de
maneira similar ao “Active Power Input” do painel fotovoltaico, consiste em fornecer o
quanto de potência é consumida ou fornecida pelo conjunto de baterias a cada
instante de tempo. Portanto optou-se por realizar a análise por meio da capacidade
de armazenamento (Wh) do sistema de armazenamento de energia, o qual pode ser
calculado conforme a eq.10.
𝑆𝐶 = 𝑛 . 𝑉 . 𝐶𝑛 (10)
Onde, n corresponde ao número de elementos do sistema, V é a tensão em
voltz de cada bateria e Cn corresponde a capacidade nominal de cada elemento,
dada em Ah e SC é a capacidade de armazenamento em Wh. Para tanto, buscou-se
o catálogo do fabricante das baterias instaladas na planta da UFV dos Institutos
Lactec a fim de obter mais informações a respeito das características das mesmas
que permitam calcular a capacidade de armazenamento do sistema.
Convém ressaltar que nesta abordagem a tecnologia do sistema de
armazenamento não está sendo considerada, uma vez que a escolha da
profundidade de descarga (DoD) da bateria interfere na capacidade de
armazenamento do mesmo. Por exemplo, para baterias de uma tecnologia A é
possível considerar um DoD de 100%, o que corresponde que para ter uma
capacidade de armazenamento de 1.000Wh, é necessário ter um sistema com
capacidade instalada de 1.000Wh. Já para baterias da tecnologia B, as quais
apresentam um Dod de 50% é necessário que o sistema tenha uma capacidade
instalada de 2.000Wh. O tipo de bateria define qual o Dod que pode ser aplicado,
por exemplo, para as baterias de chumbo ácido convém realizar um Dod de 25%,
baterias de fluxo geralmente realizam um Dod de 50%, enquanto as baterias de íons
de lítio suportam um Dod de 80%. Todos estes valores representam capacidades de
profundidade de descarga que as baterias conseguem desempenhar sem perder
bruscamente sua vida útil, uma vez que para algumas tecnologias, DoD altos
64
representam o fim da capacidade da bateria realizar ciclos de carga e descarga.
Geralmente para as baterias que apresentam efeito memória2, como é o caso das
baterias de chumbo ácido, os valores de profundidade de descarga aplicados são
menores, visando prolongar sua vida útil, diferentemente das baterias de íons de lítio
que não apresentem efeito memória e, portanto, permitem aplicar um DoD maior.
Realizando o cálculo para o sistema instalado, com 8 baterias, e com DoD
máximo, a capacidade de armazenamento é de 20.928Wh. Destaca-se que
considerando a eficiência do processo, no período de carga consome-se 110% da
potência horária e na descarga tem-se 100%, sendo 10% perdas decorrentes do
processo. Para calcular a potência consumida é necessário definir o tempo de carga
e de descarga da bateria. Dessa forma foram definidos dois cenários distintos,
representados ilustrativamente na FIGURA 38, sendo um em que as baterias
carregam durante a madrugada e são descarregadas no horário de pico e o outro
cenário onde as baterias são carregadas no horário em que há geração solar e são
descarregadas no horário de pico. Convém destacar que para a Copel o horário de
pico é definido por três horas consecutivas, sendo de segunda a sexta-feira das 18h
às 21h, correspondendo das 19h às 22h no horário de verão (COPEL, 2017). Com
relação ao período de carregamento das baterias, adotou-se o maior possível, de
forma a suavizar o processo de carga. A potência das baterias em cada hora no
sistema é definida considerando a energia que deseja-se armazenar com relação ao
período disponível para carga ou descarga das mesmas.
2 O efeito memória corresponde a perda de capacidade de armazenamento nas baterias devido ao
aumento da resistência interna, decorrente da degradação dos materiais que a compõem durante a realização dos ciclos de carga e descarga.
65
FIGURA 38 - REPRESENTAÇÃO DOS CENÁRIOS DE CARGA E DESCARGA DA BATERIA.
FONTE: A AUTORA (2017).
Além de considerar diferentes cenários de carga e descarga das baterias,
desejou-se verificar o comportamento de um sistema maior de armazenamento, de
modo a compreender como o mesmo passaria a impactar na rede. Para tanto
considerou-se um sistema com 40 baterias, ou seja, cinco vezes maior do que o
sistema original e portanto apresentando uma capacidade de armazenamento cinco
vezes maior, ou seja, 104.640Wh. Esse novo sistema foi simulado sob as mesmas
condições do anterior, em que a geração fotovoltaica não foi alterada, apenas o
sistema de armazenamento e ambos os cenários de carga e descarga foram
considerados.
4.2.4 Análises
Iniciou-se a análise considerando apenas a geração solar fotovoltaica em
que foram fornecidos os dados de medição e realizadas as simulações para cada
66
dia da semana, verificando os dados de potência, tensão e fator de potência em
diferentes pontos do sistema.
Com esse sistema sem baterias, foi realizada a análise de penetração do
sistema de geração fotovoltaica no sistema. Esse percentual pode ser calculado
segundo a eq. 11. Esse valor corresponde ao percentual da carga que consegue ser
atendido pela geração distribuída. Determinado o valor de penetração do sistema
original, também foi verificado o comportamento do sistema quando o percentual de
penetração é maior.
𝑃𝑒𝑛𝑒𝑡𝑟𝑎çã𝑜 % = 𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐺𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑃𝑒𝑙𝑎 𝐺𝐷
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑑𝑜 𝑆𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 . 100
(11)
Partiu-se para a análise do sistema de geração com baterias, iniciando pelo
sistema com as dimensões originais e posteriormente realizada a análise do sistema
aumentado. Nesse caso foram verificadas as mesmas variáveis de quando a GD é
puramente fotovoltaica, a fim de constatar o impacto do sistema de armazenamento.
4.3 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
Embora tenha sido buscado realizar medições atualizadas, o fator climático não
permitiu utilizar os valores atualizados e devido ao cronograma de realização do
projeto não foi possível coletar medições por um período maior de tempo. Dessa
forma buscou-se com pesquisadores dos Institutos Lactec os dados de medições
anteriores, permitindo a escolha do período explicitado anteriormente. Além disso,
verificou-se qual foi o procedimento de medição adotado para a coleta dos dados e
constatou-se que foi o mesmo adotado nos dados históricos.
No que tange a modelagem do sistema fotovoltaico o mesmo foi realizado com
sucesso, de modo que o comportamento encontrado é fidedigno ao real,
considerando a intermitência existente na geração devido a sombreamentos no
sistema.
Com relação a modelagem das baterias, verificou-se que a modelagem por meio
do controle automatizado não era o mais indicado para o sistema uma vez que a
planta em análise não consegue exportar energia para a rede, portanto optou-se por
realizar a modelagem horária e a consideração de que a bateria consegue realizar
uma profundidade de descarga de 100%. Optou-se por considerar uma bateria
genérica, em que não é levada em consideração a tecnologia da mesma, permitindo
67
aplicar uma profundidade de descarga máxima. Em sistemas com baterias de
chumbo ácido, geralmente a profundidade de descarga é de 25%, mas tendo em
vista que o sistema é de pequeno porte, se o percentual de 25% de DoD fosse
adotado não seriam verificadas alterações e impactos na rede, os quais são os
principais objetivos do presente trabalho. Além disso, as perdas decorrentes do
processo de conversão de energia, tanto na bateria quanto no inversor, são levadas
em conta quando a quantidade de energia consumida da rede no momento de carga
das baterias é considerada 110% do valor da energia armazenada.
68
5 ANÁLISE DE RESULTADOS
Foram definidos três cenários distintos de simulação, conforme a TABELA 6.
Nos cenários 2 e 3 consideram-se os sistemas de baterias de diferentes dimensões,
sendo em ambos os casos analisados diferentes momentos de carga e de descarga,
sendo definido o momento de carga das baterias na madrugada (1h00 às 6h00) ou
durante a geração do PV (7h00 às 18h00) sendo o período de descarga para ambos
os casos durante o horário de pico.
TABELA 6 - DEFINIÇÃO DOS CENÁRIOS DE SIMULAÇÃO E ANÁLISE.
Cenário Estrutura Casos
Cenário 1
Apenas o sistema
fotovoltaico é
considerado na geração
distribuída
Único
Cenário 2
Considera-se o sistema
fotovoltaico e o banco de
baterias composto por 8
baterias
Caso 1
Carga Madrugada e Descarga no Pico
Caso 2
Carga Geração PV e Descarga no Pico
Cenário 3
Considera-se o sistema
fotovoltaico e o banco de
baterias composto por
40 baterias
Caso 1
Carga Madrugada e Descarga no Pico
Caso 2
Carga Geração PV e Descarga no Pico
FONTE: A AUTORA (2017).
Com a análise dos cenários e casos definidos conforme a TABELA 6 é
possível verificar diferentes comportamentos do sistema e seus comportamentos.
5.1 CENÁRIO 1
Iniciando a análise do sistema sem baterias e considerando apenas o
sistema de geração fotovoltaica, com os dados de medição da semana de 06 a
12/02/2017. Fornecendo estes dados ao sistema verificou-se as curvas de potência
ativa referentes à geração solar fotovoltaica, a carga e a quantidade de potência
inserida pela rede de modo a realizar o balanço de potência no sistema, conforme os
gráficos ilustrados nas FIGURA 39 e FIGURA 40. Os dados traçados no gráficos
correspondem aos valores obtidos na medição para a carga e para a geração do PV,
69
enquanto a parcela injetada pela rede foi calculada de modo a fechar o balanço de
potência.
FIGURA 39 - GRÁFICO DAS POTÊNCIAS ATIVAS NO SISTEMA DURANTE OS DIAS ÚTEIS NO
PERÍODO ANALISADO.
FONTE: A AUTORA (2017).
FIGURA 40 - GRÁFICO DAS POTENCIAS ATIVAS NO SISTEMA DURANTE O FINAL DE SEMANA
DO PERÍODO ANALISADO.
FONTE: A AUTORA (2017).
Verifica-se que durante os dias úteis o perfil da carga analisada é comercial,
tendo crescimento da demanda no período entre às 7 e 18hs. No mesmo período
em que há o acréscimo da carga do sistema, há a inserção da geração solar
-1
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)
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Geração Fotovoltaica Carga Barracão Rede Elétrica
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Po
tên
cia
(kW
)
Tempo (h)
Geração Fotovoltaica Carga Barracão Rede
70
fotovoltaica, de modo que a mesma contribui significativamente para a redução da
potência consumida da rede durante o período. Observa-se que a potência gerada
pelo sistema fotovoltaico não é suficiente para suprir a demanda da carga
completamente, sendo necessário, em todos os dias da semana analisada, importar
energia da rede elétrica da concessionária.
Sendo segunda-feira o dia em que há maior carga, realizou-se a análise
mais detalhada para este dia, a fim de verificar o comportamento do sistema. Neste
dia o balanço de potência ativa e reativa pode ser verificado nas FIGURA 41 e
FIGURA 42.
FIGURA 41 - BALANÇO DE POTENCIA ATIVA SEGUNDA-FEIRA.
FONTE: A AUTORA (2017).
FIGURA 42 - BALANÇO DE POTÊCIA REATIVA SEGUNDA-FEIRA.
FONTE: A AUTORA (2017).
Na sequência deseja-se verificar o comportamento da tensão nas barras que
compõem o sistema, conforme a FIGURA 37. Com a injeção de potência no sistema
-1
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Geração Fotovoltaica Carga Perdas Transformador Rede
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cia
(kW
)
Tempo (h)
Geração Fotovoltaica Carga Rede
71
convém analisar o comportamento da tensão nas barras, verificando suas variações,
conforme as FIGURA 43 e FIGURA 44.
FIGURA 43 - PERFIL DE TENSÃO NA BARRA DE CONEXÃO.
FONTE: A AUTORA (2017).
FIGURA 44 - PERFIL DE TENSÃO NA BARRA BT MICROGRID.
FONTE: A AUTORA (2017).
Verifica-se que a tensão possui pequenas variações nas barras, não
chegando a 1V de variação entre o máximo e mínimo. Constata-se também que a
variação no perfil da tensão ocorre apenas nos momentos em que se tem a injeção
de potência do sistema fotovoltaico. Para conectar o sistema de geração distribuída
com a rede elétrica da concessionária há o transformador de conexão, sendo
interessante verificar o comportamento do carregamento do transformador ao longo
do tempo, conforme a FIGURA 45.
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(V)
Tempo (h)
Barra Conexão
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:30
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:45
Ten
são
(V)
Tempo (h)
Barra BT
72
FIGURA 45 - CARREGAMENTO DO TRANSFORMADOR DE CONEXÃO COM A REDE.
FONTE: A AUTORA (2017).
O carregamento do transformador é maior no período em que a carga
também é elevada. Como a presença do fotovoltaico nos momentos em que a carga
possui seus maiores valores, o carregamento do transformador consegue
permanecer baixo, de modo que durante o dia não ultrapassa 14%.
Verifica-se que para a carga existente, o sistema fotovoltaico não consegue
supri-la em sua totalidade e portanto a penetração do sistema na carga deve ser
analisado. Tomando como base as curvas de carga e de geração da semana
analisada, foram calculadas as energias correspondentes e verificado o percentual
de penetração de 37%. Convém ressaltar que no período a planta não estava
operando em sua totalidade, correspondendo a um percentual menor de penetração
em relação à carga. Buscou-se o percentual de penetração que seria capaz de fazer
com que o sistema exportasse energia para a rede, sendo possível para percentuais
acima de 50%.
Analisando o fator de potência do fotovoltaico, apresentado na FIGURA 46
verifica-se que inicialmente o mesmo é negativo, não significando que o mesmo é
capacitivo, mas retratando que a inversão do sentido da potência, verificando-se a
inversão no momento em que o sistema fotovoltaico começa a apresentar geração.
Nos momentos sem radiação solar, há um baixo consumo de energia por parte do
inversor que está conectado.
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23
:00
Car
rega
me
nto
(%)
Tempo (h)
Carregamento Transformador
73
FIGURA 46 - PERFIL DO FATOR DE POTÊNCIA DO PV.
FONTE: A AUTORA (2017).
5.2 CENÁRIO 2
5.2.1 Caso 1
Iniciando pelo cenário onde as 8 baterias são carregadas durante a
madrugada e descarregadas no horário de pico do sistema, verifica-se que a
potência no momento de carga é de 1.161,6kW e na descarga é 1.760kW,
distribuído conforme a FIGURA 47.
FIGURA 47 - DISTRIBUIÇÃO DA CARGA E DESCARGA DAS 8 BATERIAS CENÁRIO 2 CASO 1.
FONTE: A AUTORA (2017).
O balanço de potência ativa para o sistema é dado pela FIGURA 48, onde
verifica-se que o conjunto de baterias adotado causa pouca diferença na potência
advinda da rede quando em comparação com o caso em que há apenas o sistema
-0,8
-0,6
-0,4
-0,2
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
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:00
01
:15
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21
:15
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:30
23
:45
Fato
r d
e P
otê
nci
a
Tempo (h)
Fator de Potência PV
-1,5
-1
-0,5
0
0,5
1
1,5
2
00
:00
01
:15
02
:30
03
:45
05
:00
06
:15
07
:30
08
:45
10
:00
11
:15
12
:30
13
:45
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16
:15
17
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18
:45
20
:00
21
:15
22
:30
23
:45Po
tên
cia
(kW
)
Tempo (h)
Potência das Baterias
74
fotovoltaico, proporcionando uma pequena redução na demanda no horário de pico
e um pequeno aumento na potência demandada durante a madrugada.
FIGURA 48 - BALANÇO DE POTÊNCIA ATIVA PARA O SISTEMA COM 8 BATERIAS
FONTE: A AUTORA (2017).
Analisando o balanço de potência reativa do sistema, apresentado na
FIGURA 49 verifica-se que as baterias consomem reativo do sistema em ambos os
instantes em que estão operando.
FIGURA 49 - BALANÇO DE POTÊNCIA REATIVA CENÁRIO 2 CASO 1.
FONTE: A AUTORA (2017).
-3
2
7
12
17
22
27
32
37
420
0:0
0
01
:00
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23
:00
Po
tên
cia
(kW
)
Tempo (h)
Rede Elétrica com BAT Bateria Geração Carga
0
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:00
01
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18
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19
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20
:00
21
:00
22
:00
23
:00
Po
tên
cia
(kV
Ar)
Tempo (h)
Rede Carga PV Baterias
75
Parte-se para a análise do perfil de tensão nas barras do sistema, iniciando
pela tensão na barra Conexão na FIGURA 50 e verificando também o
comportamento na barra BT Microgrid na FIGURA 51.
FIGURA 50 - PERFIL DE TENSÃO NA BARRA CONEXÃO PARA O CENÁRIO 2 CASO 1.
FONTE: A AUTORA (2017).
FIGURA 51 - PERFIL DE TENSÃO PARA A BARRA BT MICROGRID PARA O CENÁRIO 2 CASO 1.
FONTE: A AUTORA (2017).
Analisa-se também o carregamento do transformador com entrada das
baterias no sistema, de modo que o carregamento comporta-se conforme a FIGURA
52.
132,3
132,35
132,4
132,45
132,5
132,55
132,6
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21
:00
22
:00
23
:00
Ten
são
(V)
Tempo (h)
CONEXÃO
132,35
132,4
132,45
132,5
132,55
132,6
132,65
00
:00
01
:00
02
:00
03
:00
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:00
05
:00
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08
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17
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20
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21
:00
22
:00
23
:00
Ten
são
(V)
Tempo (h)
bt
76
FIGURA 52 - PERFIL DO CARREGAMENTO DO TRANSFORMADOR PARA O CENÁRIO 2 CASO
1.
FONTE: A AUTORA (2017).
Na sequência verifica-se o comportamento do fator de potência da rede e da
carga, apresentado na FIGURA 53, onde é possível constatar que durante o período
em que ocorre a entrada da geração solar fotovoltaica o fator de potência da rede
piora significativamente, ficando abaixo do valor mínimo de 0,92 estipulado pela
REN 414/2010.
FIGURA 53 - PERFIL DO FATOR DE POTÊNCIA PARA O CENÁRIO 2 CASO 1.
FONTE: A AUTORA (2017).
0
2
4
6
8
10
12
14
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:00
01
:00
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:00
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23
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Car
rega
me
nto
(%)
Tempo (h)
0,75
0,8
0,85
0,9
0,95
1
1,05
00
:00
01
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23
:00
Fato
r d
e P
otê
nci
a
Tempo (h)
FP Carga FP Rede Limite Minimo de 0,92
77
5.2.2 Caso 2
Ainda para o cenário 2, apenas alterando o horário de carga e descarga das
baterias o qual passa a ser conforme apresentado na FIGURA 54.
FIGURA 54 - DISTRIBUIÇÃO DA CARGA E DESCARGA DAS 8 BATERIAS CENÁRIO 2 CASO 2.
FONTE: A AUTORA (2017).
Para esse comportamento das baterias tem-se os balanços de potência ativa
e reativa do sistema conforme apresentado na FIGURA 55 e FIGURA 56.
FIGURA 55 - BALANÇO DE POTÊNCIA ATIVA PARA O CENÁRIO 2 CASO 1.
FONTE: A AUTORA (2017).
-0,6
-0,1
0,4
0,9
1,4
1,9
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01
:00
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Po
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cia
(kW
)
Tempo (h)
Série1
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01
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23
:00
Po
tên
cia
(kW
)
Tempo (h)
Carga PV Baterias Rede
78
FIGURA 56 - BALANÇO DE POTÊNCIA REATIVA PARA O CENÁRIO 2 CASO 1.
FONTE: A AUTORA (2017).
Segue-se para a verificação do impacto no perfil de tensão das barras do
sistema, verificado na
FIGURA 57. De modo similar ao caso anterior constata-se que a variação de
tensão é menor que 1V em ambas as barras, mas que ocorre uma variação no perfil
traçado.
FIGURA 57 - PERFIL DE TENSÃO PARA A BARRA CONEXÃO PARA O CENÁRIO 2
CASO 2.
FONTE: A AUTORA (2017).
Verificando o comportamento do perfil de carga no trafo, tem-se a curva
demonstrada na FIGURA 58.
-0,5
1,5
3,5
5,5
7,5
9,5
11,5
13,5
15,5
17,5
19,5
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:00
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:00
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Po
tên
cia
(kV
Ar)
Tempo (h)
Carga PV Baterias Rede
132,35
132,4
132,45
132,5
132,55
132,6
00
:00
01
:00
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Ten
são
(V)
Tempo (h)
Conexão
79
FIGURA 58 - CARREGAMENTO DO TRAFO PARA O CENÁRIO 2 CASO 2.
FONTE: A AUTORA (2017).
Ainda no caso em estudo, verifica-se o comportamento do fator de potência
quando as baterias são carregadas durante a geração solar fotovoltaica, resultando
no gráfico apresentado na FIGURA 59.
FIGURA 59 - PERFIL DO FATOR DE POTÊNCIA PARA O CENÁRIO 2 CASO 2.
FONTE: A AUTORA (2017).
5.3 CENÁRIO 3
5.3.1 Caso 1
Considerando novamente a carga das baterias durante a madrugada, mas agora
para um sistema com maior capacidade instalada, tem-se o perfil do comportamento
do sistema de armazenamento conforme a FIGURA 60.
0
2
4
6
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Car
rega
me
nto
(%)
Tempo (h)
0,7
0,75
0,8
0,85
0,9
0,95
1
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:00
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:00
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09
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Fato
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e P
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nci
a
Tempo (h)
FP Carga FP Rede Limite Mínimo de 0,92
80
FIGURA 60 - DISTRIBUIÇÃO DA CARGA E DESCARGA DAS 40 BATERIAS CENÁRIO 3 CASO 1.
FONTE: A AUTORA (2017).
Analisando o sistema com um conjunto maior de baterias é possível verificar
o impacto desse sistema no balanço de potência ativa e reativa, apresentado
respectivamente nas FIGURA 61 e FIGURA 62, onde verifica-se que há o aumento
da carga no período da madrugada e há a redução acentuada da potência
consumida no horário de pico.
FIGURA 61 - BALANÇO DE POTÊNCIA ATIVA PARA O CENÁRIO 3 CASO 1.
FONTE: A AUTORA (2017).
-7
-5
-3
-1
1
3
5
7
9
11
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:00
01
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Po
tên
cia
(kW
)
Tempo (h)
Série1
-10-505
1015202530354045
00
:00
01
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Po
tên
cia
(kW
)
Tempo (h)
Rede Carga PV Baterias
81
FIGURA 62 - BALANÇO DE POTÊNCIA REATIVA PARA O CENÁRIO 3 CASO 1.
FONTE: A AUTORA (2017).
Partindo para a análise do perfil de tensão nesse caso, com o intuito de
poder verificar o impacto das baterias de maior porte nas barras Conexão o perfil
traçado na FIGURA 63.
FIGURA 63 - PERFIL DE TENSÃO NA BARRA CONEXÃO PARA O CENÁRIO 3 CASO 1.
FONTE: A AUTORA (2017).
Para esse caso, o carregamento do transformador ao longo do dia analisado
está representado na FIGURA 64.
0
2
4
6
8
10
12
14
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23
:00
Po
tên
cia
(kV
Ar)
Tempo (h)
Rede Carga PV Bateria
132,4
132,45
132,5
132,55
132,6
132,65
132,7
00
:00
01
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Ten
são
(V)
Tempo (h)
Conexão
82
FIGURA 64 - PERFIL DE CARREGAMENTO DO TRANSFORMADOR PARA O CENÁRIO 3 CASO 1.
FONTE: A AUTORA (2017).
Para o sistema em estudo o fator de potência apresenta o comportamento
demonstrado na FIGURA 65, onde é possível verificar a piora brusca no fator de
potência quando o sistema de maior porte de baterias descarrega.
FIGURA 65 - PERFIL DO FATOR DE POTÊNCIA PARA O CENÁRIO 3 CASO 1.
FONTE: A AUTORA (2017).
5.3.2 Caso 2
Verificando o comportamento do sistema de maior porte de baterias com o
período de carga definido durante a geração solar fotovoltaica, tem-se o perfil de
carga e descarga do sistema de armazenamento apresentado na FIGURA 66.
0
2
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Car
rega
me
nto
(%)
Tempo (h)
carregamento
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
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:00
01
:00
02
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03
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05
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Fato
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e P
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nci
a
Tempo (h)
FP Rede FP Carga Limite Mínimo de 0,92
83
FIGURA 66 - DISTRIBUIÇÃO DA CARGA E DESCARGA DAS 40 BATERIAS CENÁRIO 3 CASO 2.
FONTE: A AUTORA (2017).
Verifica-se para o sistema em análise o balanço de potência ativa e reativa
conforme as FIGURA 67 e FIGURA 68.
FIGURA 67 - BALANÇO DE POTÊNCIA ATIVA PARA O CENÁRIO 3 CASO 2.
FONTE: A AUTORA (2017).
-4
-2
0
2
4
6
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Rede Carga PV Baterias
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FIGURA 68 - BALANÇO DE POTÊNCIA REATIVA PARA O CENÁRIO 3 CASO 2.
FONTE: A AUTORA (2017).
O perfil de tensão na barra de conexão do sistema é dado pela FIGURA 69,
perfil este muito similar ao apresentado no caso 1 do mesmo cenário.
FIGURA 69 - PERFIL DE TENSÃO NA BARRA DE CONEXÃO PARA O CENÁRIO 3 CASO 2.
FONTE: A AUTORA (2017).
Segue-se para a análise da curva de carregamento do transformador no
caso em estudo, de modo a obter-se a FIGURA 70.
-202468
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Rede Carga PV Baterias
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Ten
são
(V)
Tempo (h)
Conexão
85
FIGURA 70 - PERFIL DE CARREGAMENTO DO TRANSFORMADOR PARA O CENÁRIO 3 CASO 2.
FONTE: A AUTORA (2017).
Por fim, verifica-se o comportamento do perfil de potência para o caso em
estudo, apresentando o comportamento retratado na FIGURA 71.
FIGURA 71 - PERFIL DO FATOR DE POTÊNCIA PARA O CENÁRIO 3 CASO 2.
FONTE: A AUTORA (2017).
5.4 DISCUSSÃO DOS RESULTADOS
Com base nos resultados apresentados nas seções anteriores,
correspondentes a cada um dos casos estudados, é possível verificar o
comportamento do sistema quando este possui diferentes configurações no que
tange o sistema de geração distribuída, permanecendo-se inalterada as
configurações da carga e da rede.
Com relação ao balanço de potência ativa, foi possível verificar que em o
sistema não consegue exportar potência para a rede pelo fato de que a penetração
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Tempo (h)
FP Rede FP Carga Limite Mínimo de 0,92
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na carga é baixa (37%) e também o horário de aumento de carga coincide com o
período de geração fotovoltaica, como é possível verificar na FIGURA 72.
FIGURA 72 - VERIFICAÇÃO DO HORÁRIO DE GERAÇÃO FOTOVOLTAICA E DE AUMENTO DA
CARGA
FONTE: A AUTORA (2017).
Quando o caso 1 é analisado para os cenários 2 e 3 é possível notar que o
perfil de potência ativa consumida do alimentador tende a apresentar um perfil mais
constante, com elevação na demanda durante a madrugada redução no horário de
pico, conforme é possível verificar na FIGURA 73, onde são comparados os três
perfis de potência ativa injetada pela rede da concessionária.
FIGURA 73 - COMPARAÇÃO ENTRE OS PERFIS DE POTÊNCIA INJETADA PELA REDE PARA OS
TRÊS CENÁRIOS E CASO 1.
FONTE: A AUTORA (2017).
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Tempo (h)
Rede Cenário 1 Rede Cenário 2 Caso 1 Rede Cenário 3 Caso 1
87
Já no caso 2, também olhando para ambos os cenários em que o mesmo é
aplicado e comparando com o caso em que tem-se apenas o PV, verifica-se a
elevação da demanda durante o período de geração fotovoltaica, o que
caracterizaria o deslocamento da carga da rede para este horário. Quanto maior o
sistema de baterias, maior é a potência injetada pela rede, como é possível
constatar na comparação realizada na FIGURA 74.
FIGURA 74 - COMPARAÇÃO ENTRE OS PERFIS DE POTÊNCIA INJETADA PELA REDE PARA OS
TRÊS CENÁRIOS E CASO 2.
FONTE: A AUTORA (2017).
Ambos os casos mostram-se interessantes para consumidores com tarifas
horossasonais onde o valor da mesma seja mais elevado no horário de pico,
principalmente quando analisa-se o cenário 3 com maior número de baterias onde a
demanda atendida pela rede no horário de ponta é bastante reduzida frente ao
cenário sem baterias, comportamento este evidenciado no gráfico da FIGURA 75,
onde é verificada a redução da potência entregue a medida que é aumentado o
sistema de armazenamento. Convém destacar que no cenário 1 a potência fornecida
pela rede no horário de ponta corresponde a demanda da carga. Em todos os
cenários com baterias foi adotada a descarga no horário entre às 19 e 22hs, por ser
economicamente melhor quando a carga apresenta tarifas horossasonais.
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Rede Cenário 1 Rede Cenário 2 Caso 2 Rede Cenário 3 Caso 2
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FIGURA 75 - COMPARAÇÃO ENTRE A ENERGIA FORNECIDA PELA REDE PARA OS CENÁRIOS
1, 2 E 3.
FONTE: A AUTORA (2017).
No caso da potência reativa do sistema, verifica-se que as baterias e o
painel fotovoltaico não injetam reativo no sistema, mas consomem essa potência
nos momentos em que encontram-se em operação, aumentando a demanda de
potência reativa fornecida pela rede. Esse comportamento é decorrente do fato do
fator de potência do inversor ser fixado em 0,85. Dessa forma, o painel apresenta
um consumo de reativo maior a medida que a potência ativa injetada é maior,
variando conforme a geração do mesmo. Como as baterias estão conectadas ao
mesmo inversor que o conjunto fotovoltaico, o fator de potência é o mesmo.
Portanto, como a potência ativa das baterias foi estipulado para cada instante de
tempo, foi calculada a potência reativa correspondente, sendo consumida somente
nos momentos em que o sistema de armazenamento encontra-se em operação.
Com relação a injeção de potência reativa, uma vez que toda ela é realizada
pela rede é preferível o comportamento adotado no caso 1, onde a demanda de
potência reativa das baterias durante o processo de carga fica deslocada da
demanda de reativo do restante do sistema, permitindo que o pico de reativo a ser
fornecido durante o dia seja inferior, conforme é possível verificar na FIGURA 76,
onde a análise foi realizada para o cenário 3 onde a demanda é maior.
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Tempo (h)
Rede Cenário 3 Rede Cenário 2 Rede Cenário 1
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FIGURA 76 - COMPARAÇÃO ENTRE A DEMANDA DE REATIVO DA REDE NOS CASOS 1 E 2
PARA O CENÁRIO 3.
FONTE: A AUTORA (2017).
Quando comparados os perfis de tensão nas barras verifica-se que há uma
variação muito pequena em relação aos valores, alterando-se apenas o perfil
traçado pelos valores da tensão. Quando as baterias entregam potência ao sistema,
a tensão nas barras eleva-se e quando as mesmas são drenam potência do sistema,
a tensão assume valores ligeiramente inferiores aos casos em que as mesmas não
estão operando. Quando o sistema de baterias apresenta um dimensionamento
maior, a variação de tensão provocada na barra também é maior, mas não
chegando a ultrapassar 1 V.
Na análise realizada para o carregamento do transformador, verificou-se em
todos os casos que o mesmo apresenta um carregamento bem abaixo dos limites de
operação do mesmo, ficando em percentuais em torno de 10% da potência nominal
do equipamento, conforme é possível verificar na FIGURA 77. Esse percentual é
obtido uma vez que parte da carga é alimentada pela própria GD, não necessitando
a passagem de potência advinda da rede pelo transformador, como é possível
verificar ainda na FIGURA 77, onde as baterias são descarregadas e portanto a
demanda de energia da rede é reduzida, de modo que nesse período o
carregamento de transformador apresenta valores em torno de 4 e 5%.
90
FIGURA 77 - COMPARAÇÃO NO PERFIL DE CARREGAMENTO DO TRANSFORMADOR PARA O
CENÁRIO 3.
FONTE: A AUTORA (2017).
Com relação a análise do fator de potência é possível verificar o quanto a
inserção de sistema de geração distribuída e, principalmente sistemas de
armazenamento impactam negativamente no valor do mesmo, ficando na grande
maioria das vezes com valores abaixo do permitido pela REN 414, chegando a
assumir valores bem baixos, como 0,6 nos casos do cenário 3. Nesse caso o fator
de potência é piorado todas as vezes em que há a operação dos painéis
fotovoltaicos e das baterias devido ao funcionamento do inversor. O fator de
potência da carga varia entre 0,81 e 0,94, apresentando o perfil retratado na
FIGURA 78, enquanto o fator de potência da rede irá apresentar o perfil também
exposto na FIGURA 78 variando de 0,52 a 0,94 no caso 1 e de 0,52 a 0,95 no caso
2.
FIGURA 78 - COMPARAÇÃO DO FATOR DE POTÊNCIA DA CARGA E DA REDE PARA OS
CASOS 1 E 2 DO CENÁRIO 3.
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Tempo (h)
Carga Caso 1 Caso 2
91
FONTE: A AUTORA (2017).
Dessa forma, verifica-se a necessidade da regulação por parte das agências
competentes com relação ao fator de potência que poderá ser aceito para as GDs,
de modo a reduzir e evitar esse impacto na rede.
Foi ainda verificado o impacto sobre o fator de carga para cada um dos
cenários, uma vez que o mesmo independe do horário de carga e descarga das
baterias. O fator de carga consiste na razão entre a demanda média e a demanda
máxima. Sendo assim, obteve-se os resultados apresentados na TABELA 7, onde é
possível verificar que a medida em que acrescentam-se elementos de
armazenamento, o fator de carga da rede é melhorado.
TABELA 7 - RESULTADOS FATOR DE CARGA
Cenário 1 Cenário 2 Cenário 3 Carga
Fator de Carga 0,583967 0,584662787 0,587445777 0,58061889
FONTE: A AUTORA (2017).
92
6 CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS
Com o intuito de analisar o comportamento do sistema fotovoltaico com e
sem sistemas de armazenamento, no caso, baterias, foi necessário desenvolver um
modelo utilizando dados e estudos bibliográficos acerca do tema. Dessa forma
verificou-se diferentes modelagens de sistemas fotovoltaicos e quais são as
principais características apresentadas por esses equipamentos, permitindo a
compreensão do sistema a ser modelado.
Para iniciar a modelagem era necessário adotar uma ferramenta
computacional que permitisse a realização das análises pretendidas. Portanto, foi
realizada a busca de informações acerca da ferramenta DIgSILENT PowerFactory,
assim como o aprendizado acerca de sua utilização, por meio da realização de
curso, leitura de material técnico científico e testes no próprio ambiente de
simulação. Com isso foi possível iniciar o desenvolvimento da modelagem da UFV
dos Institutos Lactec e na sequência realizar sua validação por meio de dados de
medições em campo. Devido a fatores climáticos foram utilizados para a validação
do modelo dados históricos, coletados em fevereiro de 2017, escolhendo-se uma
semana onde os índices de radiação foram elevados.
Com o modelo desenvolvido, testado e validado, foi possível definir três
cenários distintos de simulação, consistindo em um sistema onde a GD é composta
apenas pelo sistema fotovoltaico, outro onde são acrescentadas oito baterias,
correspondendo esse valor a quantidade de baterias instaladas na planta física e um
terceiro cenário onde a quantidade de elementos armazenadores de energia é
aumentada em cinco vezes de modo a permitir verificar o impacto de cada um
destes sistemas. Para os cenários onde foram conectadas baterias foram supostos
ainda dois casos distintos, um primeiro onde as baterias são carregadas durante a
madrugada e descarregadas no horário de pico e um segundo onde as baterias não
carregadas com a geração do PV e descarregadas, também, no horário de pico.
Para cada um dos cenários e casos simulados foram realizadas as análises de
balanço de potência ativa e reativa, perfil de tensão nas barras do sistema,
carregamento do transformador e a análise do fator de potência.
93
Por meio da modelagem desenvolvida e das análises realizadas foi possível
compreender os principais impactos que os sistemas de geração distribuída
utilizando geração solar fotovoltaica com ou sem bateria podem causar na rede
elétrica de distribuição.
Como sugestão para trabalhos futuros, destaca-se a simulação do sistema
para cargas residenciais e a simulação de um alimentador com alguns desses
sistemas instalados, verificando o impacto causado na rede quando aplicado em
larga escala.
94
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%2Foutorgas%2Fgeracao%3Fp_p_id%3D101_INSTANCE_mJhnKIi7qcJG%26p_p_l
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