universidade federal do paranÁ thaÍs marzalek blasi · trabalho de conclusão de curso...

UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ

THAÍS MARZALEK BLASI

ANÁLISE ELÉTRICA DOS IMPACTOS DA CONEXÃO DE SISTEMAS

FOTOVOLTAICOS COM BATERIAS NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO

CURITIBA

2017




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




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


Prof. Dr. Odilon Luís Tortelli


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


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



CENÁRIO 3 CASO 1. ................................................................................................ 80



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



CENÁRIO 3 CASO 2. ................................................................................................ 83



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 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.


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


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.


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.


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


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.


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.


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.


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.


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


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.


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).


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.


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.


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.


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.


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.


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

17

00:0

001

:00

02:0

003

:00

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005

:00

06:0

007

:00

08:0

009

:00

10:0

011

:00

12:0

013

:00

14:0

015

:00

16:0

017

:00

18:0

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.


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.


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


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.


FIGURA 40 - GRÁFICO DAS POTENCIAS ATIVAS NO SISTEMA DURANTE O FINAL DE SEMANA

DO PERÍODO ANALISADO.


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

4

9

14

19

24

29

34

39

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:00

02

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00

:15

03

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:00

16

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19

:30

22

:15

Po

tên

cias

(kW

)

Tempo (h)

Geração Fotovoltaica Carga Barracão Rede Elétrica

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3

5

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19

:45

21

:00

22

:15

23

:30

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.


FIGURA 42 - BALANÇO DE POTÊCIA REATIVA SEGUNDA-FEIRA.


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

4

9

14

19

24

29

34

39

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Po

tên

cia

(kW

)

Tempo (h)

Geração Fotovoltaica Carga Perdas Transformador Rede

-113579

1113151719

00

:00

01

:00

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:00

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:00

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:00

22

:00

23

:00

Po

tên

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.


FIGURA 44 - PERFIL DE TENSÃO NA BARRA BT MICROGRID.


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.

132,5

132,6

132,7

132,8

132,9

133

133,1

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:00

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Ten

são

(V)

Tempo (h)

Barra Conexão

132,5

132,6

132,7

132,8

132,9

133

133,1

133,2

00

:00

01

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:45

20

:00

21

:15

22

:30

23

:45

Ten

são

(V)

Tempo (h)

Barra BT

72

FIGURA 45 - CARREGAMENTO DO TRANSFORMADOR DE CONEXÃO COM A REDE.


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.

0

2

4

6

8

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12

14

16

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:00

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:00

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:00

23

:00

Car

rega

me

nto

(%)

Tempo (h)

Carregamento Transformador

73

FIGURA 46 - PERFIL DO FATOR DE POTÊNCIA DO PV.


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.


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

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:00

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:45

Fato

r d

e P

otê

nci

a

Tempo (h)

Fator de Potência PV

-1,5

-1

-0,5

0

0,5

1

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:00

01

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:00

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:15

12

:30

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15

:00

16

:15

17

:30

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


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.


-3

2

7

12

17

22

27

32

37

420

0:0

0

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

Po

tên

cia

(kW

)

Tempo (h)

Rede Elétrica com BAT Bateria Geração Carga

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

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.


FIGURA 51 - PERFIL DE TENSÃO PARA A BARRA BT MICROGRID PARA O CENÁRIO 2 CASO 1.


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

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

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

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

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.


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.


0

2

4

6

8

10

12

14

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

Car

rega

me

nto

(%)

Tempo (h)

0,75

0,8

0,85

0,9

0,95

1

1,05

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

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.



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.


-0,6

-0,1

0,4

0,9

1,4

1,9

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

Po

tên

cia

(kW

)

Tempo (h)

Série1

-2

3

8

13

18

23

28

33

38

43

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

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.


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.


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

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

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

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

Ten

são

(V)

Tempo (h)

Conexão

79

FIGURA 58 - CARREGAMENTO DO TRAFO PARA O CENÁRIO 2 CASO 2.


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.



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

8

10

12

14

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

Car

rega

me

nto

(%)

Tempo (h)

0,7

0,75

0,8

0,85

0,9

0,95

1

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

Fato

r d

e P

otê

nci

a

Tempo (h)

FP Carga FP Rede Limite Mínimo de 0,92

80



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.



-7

-5

-3

-1

1

3

5

7

9

11

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

Po

tên

cia

(kW

)

Tempo (h)

Série1

-10-505

1015202530354045

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

Po

tên

cia

(kW

)

Tempo (h)


81



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.


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

16

18

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

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

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

Ten

são

(V)

Tempo (h)

Conexão

82

FIGURA 64 - PERFIL DE CARREGAMENTO DO TRANSFORMADOR PARA O CENÁRIO 3 CASO 1.


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.



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

4

6

8

10

12

14

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

Car

rega

me

nto

(%)

Tempo (h)

carregamento

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

Fato

r d

e P

otê

nci

a

Tempo (h)

FP Rede FP Carga Limite Mínimo de 0,92

83



Verifica-se para o sistema em análise o balanço de potência ativa e reativa

conforme as FIGURA 67 e FIGURA 68.



-4

-2

0

2

4

6

8

10

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

Po

tên

cia

(kW

)

Tempo (h)

Série1

-505

1015202530354045

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

Po

tên

cia

(kW

)

Tempo (h)


84



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.


Segue-se para a análise da curva de carregamento do transformador no

caso em estudo, de modo a obter-se a FIGURA 70.

-202468

101214161820

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

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:00

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:00

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:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

Po

tên

cia

(kV

Ar)

Tempo (h)


132,35

132,4

132,45

132,5

132,55

132,6

132,65

132,7

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

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:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

Ten

são

(V)

Tempo (h)

Conexão

85

FIGURA 70 - PERFIL DE CARREGAMENTO DO TRANSFORMADOR PARA O CENÁRIO 3 CASO 2.


Por fim, verifica-se o comportamento do perfil de potência para o caso em

estudo, apresentando o comportamento retratado na FIGURA 71.



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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23

:00

Fato

r d

e P

otê

nci

a

Tempo (h)

FP Rede FP Carga Limite Mínimo de 0,92

86

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


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.


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Po

tên

cia

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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.


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.

5

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Po

tên

cia

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Tempo (h)

Rede Cenário 1 Rede Cenário 2 Caso 2 Rede Cenário 3 Caso 2

88

FIGURA 75 - COMPARAÇÃO ENTRE A ENERGIA FORNECIDA PELA REDE PARA OS CENÁRIOS

1, 2 E 3.


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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18:00 19:00 20:00 21:00 22:00

Po

tên

cia

(kW

)

Tempo (h)

Rede Cenário 3 Rede Cenário 2 Rede Cenário 1

89

FIGURA 76 - COMPARAÇÃO ENTRE A DEMANDA DE REATIVO DA REDE NOS CASOS 1 E 2

PARA O CENÁRIO 3.


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.


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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0,60,65

0,70,75

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Fato

r d

e P

otê

nci

a

Tempo (h)

Carga Caso 1 Caso 2

91


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


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

ifecycle%3D0%26p_p_state%3Dnormal%26p_p_mode%3Dview%26p_p_col_id%3D

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