TÓPICOS ESPECIAIS EM SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃOtarang/COE888/Slides_GNT_2019.pdf · A solução de...

18/06/2019 Curso COE888 - Glauco Taranto 1

COE888

TÓPICOS ESPECIAIS EM

SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO

Prof. Glauco Taranto

Universidade Federal do Rio de Janeiro

COPPE

[email protected]

O Desenvolvimento de um

Simulador

2

Eólica

A Rede Inteligente

SIN

SE

Cargas

Convencionais

Cargas

Controláveis

MicroturbinasPCH

Armazenagem

3

Histórico do Desenvolvimento

Pesquisa e Implementação de

Simulação Dinâmica Trifásica

nas Redes de Distribuição com

Geração Distribuída

Desempenho Dinâmico da Geração

Distribuída Frente a Perturbações

no SIN e de Manobras na Rede de

Distribuição

Simulador para Análise das Dinâmicas de

Curto e Longo Prazo em Redes de

Subtransmissão e Distribuição com Geração

Distribuída

3º Projeto

Ciclo 2008/2009

2º Projeto

Ciclo 2005/20061º Projeto

Ciclo 2001/2002

> 18 Anos de

Desenvolvimento

Modelagem dinâmica para avaliação

do impacto de fontes

alternativas no sistema de

distribuição de energia

4º Projeto

Ciclo 2014/2016

4

Histórico de Estudos de CasosCENPES IIPCH Mello

Análise da Dinâmica de Longo Prazo da

Coordenação do Controle de Tensão

em Alimentador Rural com a Presença

de um Grande Produtor Independente

de Energia.5

Análise Estática e Dinâmica da

Reconfiguração Automática da Rede e

da Conexão de Fontes Renováveis no

Sistema Elétrico da Ilha de Fernando

de Noronha

http://images.google.com.br/imgres?imgurl=http://profile.ak.fbcdn.net/hprofile-ak-snc4/187931_205412509470454_595521_n.jpg&imgrefurl=http://pt-br.facebook.com/pages/Light-Sesa/205412509470454&usg=__HsAGoP60oqwjK7m7IYVZaFluE6A=&h=160&w=160&sz=9&hl=pt-BR&start=4&zoom=1&tbnid=lsHlW2_uLREwZM:&tbnh=98&tbnw=98&ei=fSi4TaHmCYrV0QHZz9gD&prev=/search?q=light+sesa&hl=pt-BR&gbv=2&tbm=isch&itbs=1

http://images.google.com.br/imgres?imgurl=http://www.delgrande.com.br/cases/logos/ampla.jpg&imgrefurl=http://www.delgrande.com.br/cases/ampla.html&usg=__OB5tOIr3oFstZ9xKydBF9C0UePw=&h=80&w=112&sz=4&hl=pt-BR&start=1&zoom=1&tbnid=-kJKhc6N3ciigM:&tbnh=61&tbnw=86&ei=qSi4TeTaM8XL0QHtrdC2CA&prev=/search?q=ampla+energia&hl=pt-BR&gbv=2&tbm=isch&itbs=1

... acabou se tornando um produto comercial.

6

Fonte:

Revista Saber da Light

No.3 - 2011

Clipping

7Fonte: Revista Saber da Light

No.5 - 2013

Baixe a versão acadêmica em:

www.coep.ufrj.br/~tarang/Simulight


VISÃO GERAL DE SISTEMAS

ELÉTRICOS DE POTÊNCIA


A Estrutura de um SEP

• São constituídos essencialmente de:

– Sistemas CA trifásicos;

– Máquinas síncronas;

– Variadas fontes de energia;

– Transmissão a longas distâncias

Fonte: Nabeel Kouka (google images)

A Estrutura de um SEP

Geração Transmissão

Subtransmissão

Distribuição

Pesadelo ou Nirvana ?

10Curso COE888 - Glauco Taranto

Arquivo

do SIN

Arquivo

do GIS

Transmissão

Subtransmissão

e Distribuição

A Estrutura de um SEP (cont.)

11

12

Querendo ou não, o paradigma está

mudando!

Curso COE888 - Glauco Taranto

16

Matriz Elétrica Brasileira

Anos de 2014 e 2024 (%)

100% Renewables

50%

20%

14%

6%

4%

4%

1%

1%

____

100%

Fonte: IEEE Spectrum – Outubro/2011 by Mark Delucchi 17

A Rede Inteligente

Fonte: Smart Grid Center – Texas A&M University 18

Medição

Eletrônica AutomaçãoGeração

Distribuída e

Microgeração

Comunicação e

Tecnologia da

Informação

Armazenamento

de Energia

Interoperabilidade

Microrredes

Segurança

Cibernética

Eólica

A Rede Inteligente

SIN

SE

Cargas

Convencionais

Cargas

Controláveis

MicroturbinasPCH

Armazenagem

19

... e se essa onda pegar

também?

20

Agosto 2012


MODELAGEM TRIFÁSICA

21

18/06/2019 22 / 66

Simuladores para SEE

EMTP / ATP

EMTDC

PSS/E

ANATEM

EUROSTAG

SIMPOW

NETOMAC

EMTRMS3ph

DIgSILENT

ORGANON

RMS1ph

MATLAB / SimPowerSystems

ASTRE

POWERWORLD

PSAT

Simulight

18/06/2019 23 / 66

Motivação para o Tema

Análise de condições desbalanceadas:

• ... há ocasiões onde defeitos desbalanceados devem ser

analisados. É possível desenvolver modelos trifásicos para

todos os equipamentos do SEE mas o esforço de

desenvolvimento e o custo computacional extra restringem

este tipo de programa a sistemas muito simples.J. ARRILLAGA et al, 1983, Computer Modelling of Electrical Power Systems, pag 295.

• ... calculando as variáveis em somente uma das fases, de

forma similar a circuitos monofásicos. A solução de circuitos

trifásicos desbalanceados não permite esta simplificação.

Uma representação trifásica poderia ser usada ao invés,

mas ela complicaria demais o problema.P. KUNDUR, 1994, Power System Control and Stability, pag 872.

18/06/2019 24 / 66

Desbalanço entre FasesEm alimentadores de distribuição• há ocasiões em que o desbalanço entre fases em

alimentadores da MT não é desprezível e inevitável

• nesses casos a modelagem que considera o sistema trifásicobalanceado pode levar a resultados aproximados, e o pior, àsvezes, otimistas

18/06/2019 25 / 66

Formulação do Problema

Algebrização para

Regime Permanente

( )( )

=

=

yx,g0

yx,f0

Fluxo de Potência Generalizado

Simulação Rápida no Tempo

Algebrização pela

Regra Trapezoidal

( )

( )

=

+

+−=

yx,g0

histyx,fx02

t

Simulação Dinâmica Completa

(Alternado ou Simultâneo)

( )( )

=

=

−=

yg/xg/

yF/xF/

JJ

JJJ

y

x

yg/xg/

yF/xF/

yx,g

yx,F

43

21

Solução pelo

Método de Newton-Raphson

Pleno

(exceto método alternado)

( )

( )

,=

=

x f x y

0 g x, y

f = equações diferenciais dos dispositivos

g = equações algébricas da rede trifásica

x = variáveis de estado diferenciais

y = variáveis de estado algébricas

Sistema

de Equações

Algébrico-Diferencial

18/06/2019 26 / 66

Modelo de Linha de Transmissão

aa aa ab ab ac ac

ser ser ser ser ser ser

ba ba bb bb bc bc


ca ca cb cb cc cc


G jB G jB G jB

G jB G jB G jB

G jB G jB G jB

+ + +

+ + + + + +

2

aa ab ac

sht sht sht

ba bb bc

sht sht sht

ca cb cc

sht sht sht

B B Bj

B B B

B B B

2

aa ab ac

sht sht sht

ba bb bc

sht sht sht

ca cb cc

sht sht sht

B B Bj

B B B

B B B

k m

18/06/2019 27 / 66

Transformador de 2 enrolamentos

p s

pp Y ssY

ps Y

sp Y

sVp

V

p I sI

pp psp p

sp sss s

=

Y YI V

Y YI V

T

sp ps = Y Y

p s

2

1 1pp ps

+ Y Y 2

1 1ss sp

+ Y Y

1

,ps sp

− Y Y

18/06/2019 28 / 66

Transformador de 2 enrolamentos

I II III

2

2

2

t t t t t t

t t t t t t

t t t t t t

y y y y y y

y y y y y y

y y y y y y

− − −

= = − − = − − − −

Y Y Y

conexão admitância própria admitância mútua

barra p barra s ppYss

Y ,ps spY Y

aterradoY

aterradoY

aterradoY

aterradoY

Y

Y Y

Y

Δ

Δ

Δ Δ

IY IY − IY

1 3− IIY1 3II

Y1 3II

Y

IYII

YIII

Y

1 3− IIY1 3II

Y1 3II

Y

IIY

IIIY1 3

IIY

IIY

IIY −

IIY

18/06/2019 29 / 66

Máquinas Síncronas – Regime Permanente

PK

s

QK

s

+

+

-

-

refV

V

ref

P

Q

Barra

Barra V

QK

s+-

refV

V

P

Q

Barra

Barra PV

P

Q

Barra

Barra PQ

Representação de Barras – Monofásico Equivalente

18/06/2019 30 / 66

Máquinas Síncronas – Inclusão na Rede

ˆ pos pos posI Y E=

a

b

c

V

V

V

m2Ym1Y

m1Y

sY

sY

sY

m2Y

m2Ym1Y

012 ABC→

ˆ 0zerI =

ˆ 0negI =

ˆ pos pos posI Y E=

posY posV

seqüência positiva

negV

seqüência negativa seqüência zero

ˆ 0negI =

negY

ˆ 0zerI =

zerY zerV

posE

posR posX

posV

seqüência positiva

negR negX

negV

seqüência negativa

zerR zerX

zerV

seqüência zero

18/06/2019 31 / 66

Máquinas SíncronasImpedâncias de Sequência

012

zer zer

pos pos

neg neg

R jX

R jX

R jX

+

= + +

Z

1012 012

zer zer

pos pos

neg neg

G jB

G jB

G jB

−

+

= = + +

Y Z

1 2

1012 2 1

1 2

s m m

abc S S m s m

m m s

Y Y Y

Y Y Y

Y Y Y

−

= =

Y T Y T

%5.1a2.0→posR

%60a1.1→negR

poszer RR

dd

pos XXX "→

2

""

qdnegXX

X+

=

XX zer

Valores típicos:

18/06/2019 32 / 66

Gerador V Trifásico

QK

s

PK

s

+

+

-

-

espV

reg

esp

regV

SEQ2FAS

ˆ pos

reI

ˆ pos

imI

0

0

ˆzer

reI

ˆzer

imI

0

0

ˆneg

reI

ˆneg

imI

ˆa

imI

ˆa

reI

ˆb

imI

ˆb

reI

ˆc

imI

ˆc

reI

m2Ym1Y

m1Y

sY

sY

sY

m2Y

m2Ym1Y

Barra

( ), ,a b c

Vf V V V

( ), ,a b cf V V V

QK

s

PK

s

ˆ pos

reI

ˆ pos

imIPOL2RET

pos

GI

pos

G

+

+

-

-

espV

reg

esp

regV

18/06/2019 33 / 66

Gerador PV Trifásico

( ) ( ) ( )2 2 2

ˆ ˆ3 pos pos pos pos pos pos neg neg zer zer

reg re re im imP V I V I G V G V G V = + − − −

QK

s

PK

s

+

+

-

-

espV

injP

espP

regV

SEQ2FAS

ˆ pos

reI

ˆ pos

imI

0

0

ˆzer

reI

ˆzer

imI

0

0

ˆneg

reI

ˆneg

imI

ˆa

imI

ˆa

reI

ˆb

imI

ˆb

reI

ˆc

imI

ˆc

reI

m2Ym1Y

m1Y

sY

sY

sY

m2Y

m2Ym1Y

Barra

( ), ,a b c

Vf V V V

18/06/2019 34 / 66

Gerador PQ Trifásico

( ) ( ) ( )2 2 2

ˆ ˆ3 pos pos pos pos pos pos neg neg zer zer

reg re im im reQ V I V I B V B V B V = − − − −

QK

s

PK

s

+

+

-

-

espQ

injP

espP

SEQ2FAS

ˆ pos

reI

ˆ pos

imI

0

0

ˆzer

reI

ˆzer

imI

0

0

ˆneg

reI

ˆneg

imI

ˆa

imI

ˆa

reI

ˆb

imI

ˆb

reI

ˆc

imI

ˆc

reI

m2Ym1Y

m1Y

sY

sY

sY

m2Y

m2Ym1Y

injQ

Barra

Simulação Dinâmica Trifásica

35

18/06/2019 36 / 66

Defeitos Shunt

aZ bZ cZ

gZ

a b c

( )

( )

( )

a b c g a b a c

a b b a c g b c

sht

a c b c c a b g

Y Y Y Y Y Y Y Y

Y X Y Y Y Y Y Y Y Y

Y Y Y Y Y Y Y Y

+ + − − = − + + − − − + +

1 1 1 1 1, , , ,a b c g

a b c g a b c gY Y Y Y X

Z Z Z Z Y Y Y Y= = = = =

+ + +

18/06/2019 37 / 66

Modelo Dinâmico para o Gerador

Trifásico

+

+

-

-

refV

ref

regV

SEQ2FAS

ˆ pos

reI

0

0

ˆzer

reI

ˆzer

imI

0

0

ˆneg

reI

ˆneg

imI

ˆa

imI

ˆa

reI

ˆb

imI

ˆb

reI

ˆc

imI

ˆc

reI

REGULADOR

DE

TENSÃO

DQ2RI ˆ pos

imI

m2Ym1Y

m1Y

sY

sY

sY

m2Y

m2Ym1Y

MODELO

DE

PARK

dI

qI

RI2DQ

dV

qV

EXCITATRIZ

fdEFAS2SEQ

pos

reV

pos

imV

FV

REGULADOR

DE

VELOCIDADE

TURBINAmTTA

1

2Hs D+

0

s

eT

+

--

aneg RT T+

0+

+

Barra

( ), ,a b c

Vf V V V

aT

18/06/2019 38 / 66

Motor de Indução

SEQ2FAS

ˆ pos

reI

ˆ pos

imI

ˆzer

reI

ˆzer

imI

ˆneg

reI

ˆneg

imI

ˆa

imI

ˆa

reI

ˆb

imI

ˆb

reI

ˆc

imI

ˆc

reI

Barra

FAS2SEQ

pos

reV

pos

imV

zer

reVzer

imV

neg

reV

neg

imV

a

imV

a

reV

b

imV

b

reV

c

imV

c

reV

1

jzer zerR X+

mT

1

2Hs

negT

+

-aTslip

( ) ( )2

1 1A B slip C slip+ − + −

+posT

'XsR

sX

mX2

rR

slip−

rX

posV

negV

'E

posI

negI

sR

X 0mT

Sistema Máquina x Barra Infinita

(recordação)

39

40

Estabilidade Transitória

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

(graus)

P

Pe com LT #2

fora de serviçoPe com ambas

LT's em serviço

c10

Pm a

b

c

de

Pe durante

a falta

m

f

Sistema Máquina x Barra Infinita

(CC na subestação UG2)

41

42

Estabilidade Transitória

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

(graus)

P

Pe com LT #2

fora de serviçoPe com ambas

LT's em serviço

c10

Pm a

b

c

de

Pe durante

a falta

m

f

43

Ações de controle que tendem a

manter o sincronismo

• Aumento rápido e elevado da excitação da máquina (regulador de tensão)

• Rápida eliminação da falta

• Abertura monopolar

• Ação rápida do regulador de velocidade (fast valving – máquinas térmicas)

• Uso dos braking resistors, lâminas defletoras, etc.)

• Corte de carga e/ou corte de geração

• Rápida compensação série e/ou shunt

44

Abertura Monopolar

Arquivo: S2_3ph_abertura_monopolar.fdx

• S3Ø = 210 MW / 90 Mvar• CC monofásico de 100 msno ponto 55 da SE-05 (Fase

C)• Eliminado pela abertura monopolar da Fase C• Fechamento monopolar após 1 s

Evento: abertura_fase_c.fex

A Interface MonoTri

45

Entra 1 fio e

saem 3 ?

Caso Ilustrativo


arquivo: MonoTri_4barras.fdx

1 2 3 4

Linha de transmissão Alimentador

Barra

Infinita

Elemento de

Interface

Modelagem

Trifásica

Modelagem

Monofásica

Carga

trifásica

ou

36

1081

interface

de rede

105

109

110

2

3

4

5 8 11 14 17 20 23 26 29 32 35

6

9

12

15

18

21

24

27

30

33

7

10

13

16

19

22

25

28

31

34

37

Simulação MonoTriRepresentação Trifásica

Representação

Monofásica

47

Interface em Componentes Simétricas

SINGLE-PHASE

EQUIVALENT

SUBSYSTEM

possery

positive sequence

k

posshty

m

posshty

negsery

negative sequence

k

negshty

m

negshty

negnrty

zersery

zero sequence

k

zershty

m

zershtyzer

nrty

THREE-PHASE

SUBSYSTEM

+

poskV pos

mV

negmV

zermV

Bus k Bus m

48

Múltiplos Elementos de Interface

pos

k m

neg

zer

p q

neg

zer

pos

SINGLE-PHASE

SUBSISTEM

THREE-PHASE

SUBSYSTEMElement 2

Element 1

49

Interface Componentes de Fase

THREE-PHASE

SUBSYSTEM

SINGLE-PHASE

EQUIVALENT

SUBSYSTEM

abc

ser Y

a pos

k kV V =

a

m

b

m

c

m

V

V

V

k

abc

sht Y

m

abc

sht Y

+ ,neg zernrt nrty y

Bus k Bus m

( ) ( )

( ) ( )k

m

abc abc abc abc abc abc

k sht ser k ser m

abc abc abc abc abc abc

m ser k sht ser m

= + + −

= − + +

I Y Y V Y V

I Y V Y Y V 3 33 3

3 3 3 3

k

m

abc abc abc

sht ser ser

abc abc abc

ser sht ser

+ − − +

Y Y Y

Y Y Y

k

k

m

m

Injeção de corrente e coordenadas retangulares

50

Relação da tensão e corrente

em componentes de fase e de sequência no terminal k

51

A Matriz Y_barra

52

Sistema 9 Barras x 3 Máquinas

G2 TF2 TF3 G3

C8

G1

TF1

C5 C6

90+j30 MVA

1

4

5 6

2 7 8 9 3

LT1LT2

LT3 LT4

LT5LT6

7'

SW1

5'

SW2

53

Sistema 14 Barras x 4 Máquinas

G2 TF2 TF3 G3

C3

G1

TF1

C1 C2

60+j20 MVA

1

4

5 6

2 7 8 9 3

LT1LT2

LT3 LT4

LT5LT6

7'

SW1

5'

SW2

TF4

10

11

12

13

14

G4

C10

9+j3 MVA

C11

9+j3 MVA

C12

9+j3 MVA

C13

9+j3 MVA

C14

9+j3 MVA

15+j5.9 MVA

Modelos

trifásicos

Modelos

monofásicos

Interface

mono-tri

54

WSCC (Caso 1)

TF-04

G-04

C-11

1+j0.75MVA

101

11

10

6230kV

34.5kV

RML-10-11

C-12

1+j0.75MVA

12

RML-11-12

1+j0.75MVA 1+j0.75MVA

13

C-13

1+j0.75MVA

RML-12-13 RML-13-14

14 REG-14-15 15 16

RML-15-16

17 18 19 20

151

1+j0.75MVA

C-16

1+j0.75MVA 1+j0.75MVA

C-17

1+j0.75MVA 1+j0.75MVA

C-18

1+j0.75MVA

13.8kV

201RML-16-17 RML-17-18 RML-18-19

TF-G-04

152

C-15

15+j9MVA

55

WSCC (Caso 2 ou 3)

TF-04

G-04

C-11

1+j0.75MVA

101

11

10

6230kV

34.5kV

RML-10-11

C-12

1+j0.75MVA

12

RML-11-12

1+j0.75MVA 1+j0.75MVA

13

C-13

1+j0.75MVA

RML-12-13 RML-13-14

14 REG-14-15 15 16

RML-15-16

17 18 19 20

151

1+j0.75MVA

C-16

1+j0.75MVA 1+j0.75MVA

C-17

1+j0.75MVA 1+j0.75MVA

C-18

1+j0.75MVA

13.8kV

201RML-16-17 RML-17-18 RML-18-19

TF-G-04

152

C-15

15+j9MVA

56

15

Sistema Rural (Zoom 1)

58

Sistema Rural (Zoom 2)

59

60

A Possível Inversão dos Papéis


61

Controle Carga-Frequência• Filosofia baseada nas leis do movimento

2ª. Lei – o somatório das forças num objeto é proporcional à sua massamultiplicada por sua aceleração

• A frequência do sistema é determinada pela velocidade dos geradores síncronos

• A velocidade dos geradores síncronos é determinada pelo balanço do torque mecânico de entrada com o torque elétrico de saída (reação da armadura)


62

Curva Típica da Carga


63

Curva típica da carga em um dia

de jogo do Brasil em Copas do

Mundo

Fonte: ONS


64

Eclipse Solar (20/03/2015)


Fonte: entso-e

• Houve uma perda rápida de 17 GW

• Uma reintegração ainda mais rápida de 25 GW

65

Frequência


66

Regulador de Velocidade

Controle Automático da Geração

Xisto Vieria Filho


67

A inversão dos papéis

• Por 120 anos a geração segue a carga.

• Será que no futuro a carga passe a seguir a geração?

• Para que isso aconteça os consumidores terão que ter acesso aos custos de energia em tempo real.

• Vultosos investimentos em TI são necessários.

• Quem paga a conta?


68

Sistemas com pouca ou nenhuma

inércia

• Sistemas eólicos, fotovoltaicos, ou seja,

fontes geradoras conectados via conversores

eletrônicos.

• Nos sistemas não inerciais a frequência é

imposta pelas pontes inversoras.

• Problemas com a repartição de potência

entre fontes geradoras

• Problemas com o balanço geração-carga


Sistema Máquina x Barra

Infinita



Infinita (Perda de uma LT)



Infinita (Curto-circuito)


Ilhamento e Aumento de

Carga(arquivo: smec.fdx)


Potências Elétrica x Mecânica


Frequência (zoom)

0 10 20 30 40 50 60 70 8035

40

45

50

55

60

65

Tempo (segundos)

Fre

qu

ên

cia

(H

z)

10 20 30 40 50 60 70 8057

57.5

58

58.5

59

59.5

60

60.5

61

Tempo (segundos)

Fre

quência

(H

z)


Parâmetros da

Máquina SíncronaParâmetro Valor

H 3,302

D 0

Sbase 192

unids 1

R 0

Xd 165,1%

Xq 159%

Xld 23,2%

Xlld 17,1%

Xllq 17,1%

Tldo 5,9

Tlldo 0,033

Tllqo 0,078

Modelo: Arrillaga & Watson

Parâmetros típicos: Anderson & Fouad

Nome no Simulight: (MaqSincr#Mdl:IV)



GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

Normas e Padrões de Acesso

IEEE Standards

78

Prodist


Normas de Conexão de Acessantes

80

125 páginas 137 páginas


Análise Expedita da Factibilidade

de Conexão da GD


The “de minimus” concept• O quão seguro é o nível de penetração?

• Definindo (por exemplo, por alimentador):

– Cdg = capacidade de geração distribuída

– Lmin = carga mínima anual

– Se [Cdg / Lmin < K] o efeito é insignificante, a GD pode ser conectada ao alimentador sem estudos detalhados da concessionária, nem há necessidade de instalação de novos equipamentos de proteção.

– Se [Cdg / Lmin > K] uma análise cuidadosa deve ser feita.

– K é definido como um pequeno percentual de Lmin (por exemplo 20%)


Análise Expedita x Análise Detalhada• A análise expedita (AE) sempre deve ser feita

• A análise detalhada (AD) nem sempre é viável ou necessária

• A AD deve ser feita quando [Cdg / Lmin > K]

• A AE requer:– Parâmetros básicos da rede elétrica (impedâncias, cargas, etc)

– Parâmetros da GD (tipo, potência nominal, fator de potência, etc)

• A AD também deve ser feita se a AE mostrar potencial de interação com o sistema de distribuição

• A AD requer:– Além dos parâmetros necessários para a AE, parâmetros do

gerador, dos reguladores de tensão e de velocidade (se possível seus respectivos diagramas de blocos), modelo dos OLTCs, ligação dos transformadores, esquemas de proteção, etc.

83OBS: Baseado em uma análise proposta pelo EPRI.

Conceitos Úteis• Grau de penetração (penetration ratio)

• Grau de robustez (stiffness ratio)

84

Cálculo do grau de penetração (GP) =

Soma da capacidade das GDs no alimentador ( kVA ou MVA)

Demanda máxima do alimentador (kVA ou MVA)

OBS: Uma baixa penetração pode ser considerada quando GP for menor

ou igual a 30%.


Grau de Robustez

85

Cálculo do grau de robustez (GR) =

Potência de curto-circuito no ponto de conexão

+

Potência de curto-circuito da GD

Potência de curto-circuito da GD

OBS: O GR é calculado no ponto de conexão.


Grau de Robustez

• Com base na literatura, a experiência tem mostrado que se o GR > 200, é muito pouco provável que a presença da GD cause algum problema relacionado a flutuações de tensão, perfil de tensão, proteção, estabilidade ou controle.

• Entretanto, se o GR for baixo (< 50), a probabilidade de problemas aumenta significativamente, e requisitos mais restritivos de conexão devem ser impostos ao acessante.


AMPACIDADE E

REGULAÇÃO DE TENSÃO


A relação X/R

Por exemplo, uma linha típica de 345 kV tem a relação X/R próxima

a 10 e uma de 500 kV tem a relação X/R próxima a 18.

Entretanto, por exemplo, no Cabo 1/0 CA essa relação reduz para 0,7.

As leis de Kirchoff, Newton, e outros mais, continuam as

mesmas, porém os resultados esperados, devido ao vício com

os parâmetros típicos dos sistemas de geração/transmissão, são

muitas vezes surpreendentes.

Regulação de tensão: Na distribuição, passa a ser relevante

também:


Geração máxima permissível

em função de sua localização

Regulação de tensão:


Considerações sobre os aspectos de

sobretensão da Geração Distribuída• Uma das maiores preocupações da utilização de GD é

seu potencial de criar sobretensões na rede de distribuição, e com isso danificar equipamentos da rede e dos consumidores.

• Alguns dos aspectos de precauções são:– Sobretensões nas fases sãs, no caso de curto-circuito

monofásico. Pode ou não ser evitada pela ligação do transformador de acoplamento.

– Sobretensões proporcionadas pela elevada injeção de potência das GD.

– Sobretensões causadas pela descoordenação entre bancos de capacitores, reguladores de tensão do alimentador (LTC) e do gerador (AVR)

– Sobretensões causadas por circuitos ressonantes durante a operação ilhada (autoexcitação).


Sobretensões devido a presença de GD

• Sobretensões nas fases sãs, no caso de curto-circuito monofásico.

91

Fonte: P. Barker


Sobretensões proporcionadas pela

elevada injeção de potência das GD

Queda aproximada de

tensão:

92

R + j X


93

Cálculo Aproximado da Queda de

Tensão em Alimentadores• Não é incomum utilizar a seguinte expressão aproximada para

calcular a queda tensão em uma rede de distribuição:

• Na figura abaixo a Barra 1 representa a subestação primária, cuja

tensão é mantida constante e geralmente igual a 1 pu.

2

21V

QXPRVVV LL +

−=



elevada injeção de potência das GD

Elevação aproximada de tensão:

94

V1

PG+jQG GD

R + j X

PL+jQL

V2

( ) ( )

2

21V

QQXPPRVVV GLGL −+−

−=



descoordenação entre controladores de tensão


Sobretensões causadas por circuitos ressonantes

durante a operação ilhada (autoexcitação)

• Uma análise completa desse fenômeno não pode ser feita com modelos na frequência fundamental.


Uma análise quantitativa

Em função:• Dos cabos

• Localização da GD

• Da potência ativa gerada

• Da potência reativa gerada/absorvida

• Da tensão nominal (13,8 kV ou 11,9 kV)

97

Ref.: R. C. de Carvalho, “Uma Metodologia para Análise Expedita da Máxima Injeção de Potência Ativa

por Gerador Distribuído”, Tese de Doutorado, COPPE/UFRJ, Junho 2015.


Potência Máxima e Perdas

• Análise da potência máxima despachável e perdas no alimentador de acordo com a quantidade de potência reativa associada

• Premissas:– Potência calculada para o limite de variação de tensão de ±5%

– Perdas elétricas calculadas para a potência máxima injetada

– Cabo 477 CA

• Limite térmico de 646A

• Resistência de 0,1342Ω/km e Reatância de 0,3743Ω/km

– Cabo 336,4 CA



– Cabo 4/0 CA



– Cabo 1/0 CA


• Resistência de 0,6047Ω/km e Reatância de 0,4338Ω/km R > X


Geração máxima permissível

em função de sua localização

Regulação de tensão:


Cabo 477 CA - 13,8kV

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

5

10

15

20

25

comprimento (km)

Potê

ncia

ativa (

MW

) e P

erd

as (

%)

Cabo 477 CA, 13,8kV - Potência ativa máxima e perdas

Q = 50%P

Q = 40%P

Q = 30%P

Q = 20%P

Q = 10%P

Q = 0%P

Resistência de 0,1342 Ω/kmReatância de 0,3743 Ω/km


Cabo 477 CA - 11,9kV

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

5

10

15

20

25

comprimento (km)

Potê

ncia

ativa (

MW

) e P

erd

as (

%)

Cabo 477 CA, 11,9kV - Potência ativa máxima e perdas

Q = 50%P

Q = 40%P

Q = 30%P

Q = 20%P

Q = 10%P

Q = 0%P



Cabo 336,4 CA - 13,8kV

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

5

10

15

20

25

30

35

comprimento (km)

Potê

ncia

ativa (

MW

) e P

erd

as (

%)

Cabo 336,4 CA, 13,8kV - Potência ativa máxima e perdas

Q = 50%P

Q = 40%P

Q = 30%P

Q = 20%P

Q = 10%P

Q = 0%P



Cabo 336,4 CA - 11,9kV

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

5

10

15

20

25

30

35

comprimento (km)

Potê

ncia

ativa (

MW

) e P

erd

as (

%)

Cabo 336,4 CA, 11,9kV - Potência ativa máxima e perdas

Q = 50%P

Q = 40%P

Q = 30%P

Q = 20%P

Q = 10%P

Q = 0%P



Cabo 4/0 CA - 13,8kV

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

5

10

15

20

25

30

35

40

45

comprimento (km)

Potê

ncia

ativa (

MW

) e P

erd

as (

%)

Cabo 4/0 CA, 13,8kV - Potência ativa máxima e perdas

Q = 50%P

Q = 40%P

Q = 30%P

Q = 20%P

Q = 10%P

Q = 0%P




0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

5

10

15

20

25

30

35

40

45

comprimento (km)

Potê

ncia

ativa (

MW

) e P

erd

as (

%)


Q = 50%P

Q = 40%P

Q = 30%P

Q = 20%P

Q = 10%P

Q = 0%P




0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

2

4

6

8

10

12

comprimento (km)

Potê

ncia

ativa (

MW

) e P

erd

as (

%)


Q = 50%P

Q = 40%P

Q = 30%P

Q = 20%P

Q = 10%P

Q = 0%P



Potência Máxima Gerada (MW)fp = 1, Vnom = 13,8 kV

Cabo 477 CAResistência de 0,1342 Ω/kmReatância de 0,3743 Ω/km

Cabo 1/0 CAResistência de 0,6047 Ω/kmReatância de 0,4338 Ω/km


SISTEMAS PADRÃO


Características

• Sistema Urbano (13,8 kV – 25 MVA)– Co-geração térmica (5 MVA)

– Maior carregamento

– Bancos de capacitores

– 4 alimentadores (curto, médio, longo e muito longo)

• Sistema Rural (13,8 kV – 15 MVA)– PCH (2,5 MVA)

– Alimentadores longos com reguladores de tensão

– Bancos de capacitores

– 3 alimentadores (médio, longo e muito longo)


Sistema Teste – Rural


Sistema Teste – Urbano

112

BUS-SE-MT

13800.0 V

S

PTRAFO-SE

20000.0 kVA /25000.0 kVA

BCP -SE-1

2400.0 kvar

DJ-TF

BUS-SE-AT

138000.0 V

EQ-SISTEMA

250.000 MVA225.000 MW

RELE-TF

DJ-AL1

RELE-AL1

LOAD-AL1.1

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL1.2

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL1.3

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL1.4

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL1.5

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL1.6

843.7 kWPF 0.90 Lag

DJ-AL2

RELE-AL2

LOAD-AL2.1

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL2.2

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL2.3

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL2.4

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL2.5

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL2.6

843.7 kWPF 0.90 Lag

DJ-AL4

RELE-AL4

LOAD-AL4.1

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL4.2

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL4.3

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL4.4

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL4.5

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL4.6

843.7 kWPF 0.90 Lag

DJ-AL3

RELE-AL3

LOAD-AL3.1

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL3.2

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL3.3

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL3.4

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL3.5

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL3.6

843.7 kWPF 0.90 Lag

BUS-AP MT01

13800.0 V

BUS-AP MT02

13800.0 V

SP

TF-LINK

3000.0 kVA /4000.0 kVA

GEN-AP

5.000 MVA4.000 MW

LEQ-APBT01

350.0 kWPF 0.95 Lag

RELE-AP

DJ-BCP

RELE-BCP

BCP -AL3-2

1200.0 kvar

BCP -AL3-1

1200.0 kvar

BCP -AL2-1

600.0 kvar

BCP -AL4-1

600.0 kvar

BCP -AL4-2

600.0 kvar

S

P

RT-AL4

5234.6 kVA /5234.6 kVA

BUS-AP BT01

480.0 V

S

PTF-APEQ1

3000.0 kVA /3000.0 kVA

MEQ-APBT01

1400.0 kWPF 0.80 Lag

LEQ-APBT02

350.0 kWPF 0.95 Lag

BUS-AP BT02

480.0 V

S

PTF-APEQ2

3000.0 kVA /3000.0 kVA

MEQ-APBT02

1400.0 kWPF 0.80 Lag

AL-1.1

AL-1.2

AL-1.3

AL-1.4

AL-1.5

AL-1.6

AL-2.1

AL-2.2

AL-2.3

AL-2.4

AL-2.5

AL-2.6

AL-3.1

AL-3.2

AL-3.3

AL-3.4

AL-3.5

AL-3.6

AL-4.1

AL-4.2

AL-4.3

AL-4.4

AL-4.5

AL-4.6

AL-BCP

3#4/0 CA5.0 m

BUS-BCP-SE

13800.0 V

AL-AP

BCP -SE-2

2400.0 kvar

01

02

03

04

05

06

07

08

09

10

11

12

13

14

15 21

2216

17

18

20

19

23

24

25

26

2735

37

36

38


sobretensão da Geração Distribuída

• Uma das maiores preocupações da utilização de GD é seu potencial de criar sobretensões na rede de distribuição, e com isso danificar equipamentos da rede e dos consumidores.

113


sobrefrequência da Geração Distribuída

• Uma das maiores preocupações da utilização de GD é seu potencial de criar sobrefrequência na rede de distribuição, quando da operação ilhada, e com isso danificar equipamentos da rede e dos consumidores.


ILHAMENTO


Quando ilhar?

• Quando for técnica e financeiramente viável.

115

• Tem que ser uma situação ganha-ganha

Quando ilhar?Em alguns lugares do mundo essa pergunta

nem faz sentido• Ilha de Creta (Grécia) – 650 MW* (2012)

• Ilhas Guadalupe (Caribe) – 260 MW* (2010)

• Ilha de Fernando de Noronha – 2,5 MW* (2012)

116* Demanda máxima

Benefícios


PCH Areal

119

Ficha Técnica:- Alimentador: 25 kV

- Capacidade: 5,5 MVA

- Turbina Francis

horizontal

- RAT brushless


O Sistema de Distribuição

120

Possível área de ilhamento

Até Jan 2015, foram 14 ilhamentos

Considerações técnicas para o ilhamento

• Os geradores devem ser capazes de manter a carga.

• Geradores com capacidade de geração de potência reativa, e capacidade de seguir as variações de carga

• Reguladores de tensão e de velocidade de respostas rápidas

• Quantidade de inércia rotacional significativa

• Sistemas de comunicação

• Possibilidade de black start

• Cargas intermitentes dificultam o ilhamento no quesito qualidade do suprimento


Possibilidades de Ilhamento


Ilhamento intencional

• Pode ser decidido com base no GP (grau de penetração)

– Por exemplo, se o GP > 100% (empresa pouco conservadora)

• Requer alterações:– Em chaves (troca do tipo e posicionamento);

– Na proteção (via mudança de setpoints, inclusão de novas funções);

– Nos modos de controle da malha de regulação de tensão e de regulação de velocidade dos geradores síncronos.


Ilhamento intencional

• Duas estratégias podem ser utilizadas:– Sem descontinuidade de suprimento (SDS)

– Com descontinuidade de suprimento (CDS)

• No caso do ilhamento CDS há necessidade do PIE ter capacidade de black-start

• Quando usar uma ou outra?

• Se a fonte do PIE for firme, ou seja, uma PCT com estocagem de combustível ou uma PCH com capacidade de armazenamento, deve-se tentar viabilizar a estratégia SDS.

• A estratégia SDS deve ser tentada se o GP > 200% (uma proposta).


Características da Estratégia SDS• Prover energia firme

• GP > 200%

• Haver telecomando entre a concessionária e o PIE quando da abertura do disjuntor do alimentador da SE

• Mudança automática:– de setpoints de relés de proteção

– do controle do regulador de tensão do gerador do modo controle de fator de potência para o modo controle de tensão

– do controle do regulador de velocidade do modo controle de potência para o modo controle de frequência.

• Isso significa nos reguladores atuais fazer a mudança do modo “grid” para o modo “ilha”.

• Haver verificação de sincronismo no disjuntor da SE (Relé 25)


Características da Estratégia CDS

• Normalmente mais econômica em termos de custo de capital, pois não há tanta necessidade de links automáticos

• Mais cara em termos de custo operacional, pois necessita a intervenção de uma equipe de campo

• Mudança manual:– de setpoints de relés de proteção

– do controle do regulador de tensão do modo controle de fator de potência para o modo controle de tensão

– do controle do regulador de velocidade do modo controle de potência para o modo controle de frequência.

• Haver verificação de sincronismo no disjuntor da SE (Relé 25)

• Menor impacto nos índices de confiabilidade (DIC, FIC)


Utilizando o conceito “de minimus”

para permissão de ilhamento

• BC Hydro (Canadá) utiliza a regra “Two-to-One”

• O ilhamento é permitido se (Cdg / Lmin) > 2, ou seja, a capacidade de geração via GD tem que ser maior que o dobro da carga mínima anual (do alimentador, da subestação, etc.)

• Outras concessionárias mais conservadoras utilizam a regra “Three-to-One”


Proteção contra perda de

sincronismo• Oscilações eletromecânicas instáveis levam a perda de

sincronismo de unidades geradoras.

• Podem surgir após um curto-circuito no sistema.

• A PPS pode ser realizada com relés de distância convencionais.

128

ZA ZL ZB

VC VD

IL

EB 0EA

( )A

ZjLZ

BZ

AZ

LI

CV

CZ −

−

++==

2cot1

2



sincronismo

129

Centro elétrico (CE)



sincronismo

130

ZR = ZA

ZS = ZB


Localização do Centro Elétrico

131

ZR é a impedância da GD

ZL é a impedância do trafo de acoplamento

ZS é a impedância do alimentador em série

com a impedância de Thevenin na barra de baixa

da subestação

• Normalmente (ZR + ZL) é muito maior do que ZS

• O CE fica no ponto elétrico central, isto é, quando a impedância “à esquerda” é igual a impedância “à direita”

• Ou seja, normalmente o CE acontece na “jurisprudência” da GD.

• Se o CE acontecer no alimentador, a concessionária deverá ter PPS, e seu disjuntor deverá ter capacidade de abertura com tensões em oposição de fase.


• Normalmente (ZR + ZL) é muito maior do que ZS

• O CE fica no ponto elétrico central, isto é, quando a impedância “à esquerda” é igual a impedância “à direita”

• Ou seja, normalmente o CE acontece na “jurisprudência” da GD.

• Se o CE acontecer no alimentador, a concessionária deverá ter PPS, e seu disjuntor deverá ter capacidade de abertura com tensões em oposição de fase.

Localização do Centro Elétrico

132

ZS

ZR + ZL

Geração Eólica


134

Desempenho nos Leilões• Participação crescente

• Preço em queda


136

Matriz Elétrica Brasileira

Anos de 2014 e 2024 (%)

137

Potencial Eólico Brasileiro


138

Complementariedade Hidro-Eólica


139

Gerador de Velocidade Fixa

(fixada pelo vento)


140

Gerador de Velocidade Variável

(Full Converter)


141

Gerador de Velocidade Variável

(duplamente alimentado)


Geração Fotovoltaica


UFRJ

➢ Descoberto pelo francês Edmond

Becquerel em 1839 quando tinha 19

anos.

Efeito fotovoltaico – é a criação de

uma tensão ou uma corrente elétrica

em um material quando exposto à

luz (irradiação solar).


144

Reportagem do caderno Morar Bem

do Jornal O Globo (Dom – 06/10/2013)



Valor Anual de Referência Específico (VRES)

• Solar fotovoltaica – R$454,00/MWh*

• Cogeração a gás natural – R$329,00/MWh** valores de 2016

147

Espaço + estrutura + $ (2012)

Características do Painel:

12 kg – 150x68x3,5 (cm)

770 painéis – 100 kWp

10 ton – 30x27 (m)

R$ 818,00 x 770 = R$ 629.860,00 (só os painéis)


148

1 ano depois ...



12,9 kg – 150x67x4,6 (cm)715 painéis – 100 kWp

9,2 ton – 30x27 (m)

R$ 719,00 x 715 = R$ 514.085,00 (só os painéis)

REDUÇÃO DE: (R$629.860,00 – R$514.085,00)/(R$629.860,00) =

= 18%


149

4 anos depois ...




8,0 ton

R$ 689,00 x 667 = R$ 459.563,00 (só os painéis)


150

4 anos depois ...




8,0 ton

R$ 689,00 x 667 = R$ 459.563,00 (só os painéis)


Redução em relação a 2013:

(R$514.085,00 – R$459.563,00)/(R$514.085,00) = 11%

Redução em relação a 2012:

(R$629.860,00 – R$459.563,00)/(R$629.860,00) = 27%

Redução em relação a 2012 (considerando uma

inflação anual de 5%): (R$629.860,00x1.05^3 – R$459.563,00)/(R$629.860,00x1.05^3) =

(R$729.142,00 – R$459.563,00)/(R$729.142,00) = 37%

Instalo ou não?


Custo do Material (approx.)para uma instalação de 1 kWp


Suporte = R$860,00

Grampos = R$19,90 x 4 = R$79,60

Painel Solar (250 W) = R$1.263,85 x 4 = R$5.055,40

Inversor (1 kW) = R$1.239,00

Controlador de carga (MPPT) = R$1.439,00

Interface computacional = R$449,00

Caixa de proteção = R$2.090,00

Cabos p/ o inversor = R$119,90

Cabos = R$19,90/m x 20m = R$398,00

Bateria = R$1009,00

Total = R$12.738,90

Área necessária


1 m2 ≈ 100 Wp

Campo do Maracanã = 8250 m2 ≈ 0,8 MWp

120 campos do Maracanã ≈ 1 km2 ≈ 100 MWp

1 lagoa Rodrigo de Freitas ≈ 220 MWp

Área necessária


1 m2 ≈ 100 Wp

1 Ilha do Fundão ≈ 520 MWp

Ilha do Fundão = 5,2 km2

Ilha do Governador = 36 km2

1 Ilha do Governador ≈ 3600 MWp

MW Máximo por Região


05/04/2016

161

Irradiação Solar

Brasil x Alemanha

Fonte: solarpaces.org

Alguns fatos relatados da experiência alemã *

• Aproximadamente todos os

geradores PV com

capacidade < 100 kWp (

total > 10 GWp) são

conectados na BT;

• Limite térmico da rede e de

equipamentos em muitos

casos não é o fator limitante!

• Violação dos limites de

tensão (superior) é o

principal fator limitante!

– A variação de tensão devido a

todos geradores não pode

exceder 2% na MT e 3% na BT

comparado com a situação sem

geração.

162

* G. Arnold, “Challenges of Integrating Multi-GW solar power into the

German distribution grids”, Fraunhofer Institute, XVII PSCC, 2011.

Procedimentos adotados na Alemanha*

• A geração PV tem que prover potência reativa – fp 0,95

(MT) e fp 0,9 (BT)

• Controle da potência ativa dependendo de:

– Gargalo na rede

– Ameaça de blecaute

– Reparo ou manutenção na rede

– Sobrefrequência

• Ter capacidade de sobrevivência em afundamentos de

tensão ocasionados por curtos-circuitos (LVRT)

163

* G. Arnold, “Challenges of Integrating Multi-GW solar power into the

German distribution grids”, Fraunhofer Institute, XVII PSCC, 2011.

164

Nota Técnica da EPE

64 páginas

166

Produtividade Média Específica da Geração

Fotovoltaica em Áreas Selecionadas do

Território Brasileiro

Área Produtividade

Média

(Wh/Wp/ano)

Fator de

Capacidade

Média

# 5 1260 14,4%

# 6 1320 15,1%

# 7 1370 15,6%

# 8 1420 16,2%

Fonte: EPE

Incentivos Governamentais

Resolução Normativa 481/2012 (ANEEL)

• Fica estipulado, para a fonte solar com potência

injetada nos sistemas de transmissão ou

distribuição menor ou igual a 30 MW, o

desconto de 80% para os empreendimentos que

entrarem em operação comercial até

31/12/2017, aplicável nos 10 primeiros anos de

operação da usina, na TUST e TUSD, sendo

esse desconto reduzido para 50% após o

décimo ano de operação da usina.

167

Eficiência das Células

168Fonte: NREL

Curvas Características

169Fonte: Nota Técnica da EPE – 2012

Variabilidade intra-anual menor do que as

fontes eólicas ou hidrelétricas

170

Fonte: Nota Técnica da EPE – 2012

Curvas Características em função da

temperatura das células e níveis de

irradiação

171


Comportamento Temporal da Insolação

172


Mais previsível no longo prazo,

porém menos previsível no curto

prazo do que as fontes eólicas e

hídricas.

Aproveitamento Energético

Heliotérmico

173


Diagrama unifilar padrão de um

sistema fotovoltaico

174

A. Yazdani, et. al., “Modeling Guidelines and a Benchmark for Power System Simulation Studies of Three-Phase

Single-Stage Photovoltaic Systems”, TF on Modeling and Analysis of Electronically-Coupled Distributed Resources

IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 26, No. 2, April 2011.

Modelo Equivalente

175

onde

• G é a irradiação solar

• T é temperatura da célula

Diagrama esquemático da ponte

inversora

176

onde

• G é a irradiação solar

• T é temperatura da célula

Possíveis Localizações

1MW no

Alimentador 1

Configuração simultânea solicitada

400kW no

Alimentador 2

550kW no

Alimentador 3

Possíveis LocalizaçõesEfeito das Nuvens

Em 10 minutos

400kW – 40kW – 400kW

Em 10 minutos

550kW – 55kW – 550kW

Efeito das Nuvens (cont.)

Tempo (min)

Potência (kW)

10

40

55

400

550

Possíveis LocalizaçõesEfeito das Nuvens (cont.)

Em 10 minutos

400kW – 40kW

Em 10 minutos

550kW – 55kW

Efeito das Nuvens (cont.)

Tempo (min)

Potência (kW)

10

40

55

400

550


182

BUS-SE-MT

13800.0 V

S

PTRAFO-SE

20000.0 kVA /25000.0 kVA

BCP -SE-1

2400.0 kvar

DJ-TF

BUS-SE-AT

138000.0 V

EQ-SISTEMA

250.000 MVA225.000 MW

RELE-TF

DJ-AL1

RELE-AL1

LOAD-AL1.1

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL1.2

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL1.3

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL1.4

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL1.5

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL1.6

843.7 kWPF 0.90 Lag

DJ-AL2

RELE-AL2

LOAD-AL2.1

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL2.2

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL2.3

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL2.4

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL2.5

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL2.6

843.7 kWPF 0.90 Lag

DJ-AL4

RELE-AL4

LOAD-AL4.1

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL4.2

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL4.3

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL4.4

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL4.5

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL4.6

843.7 kWPF 0.90 Lag

DJ-AL3

RELE-AL3

LOAD-AL3.1

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL3.2

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL3.3

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL3.4

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL3.5

843.7 kWPF 0.90 Lag

LOAD-AL3.6

843.7 kWPF 0.90 Lag

BUS-AP MT01

13800.0 V

BUS-AP MT02

13800.0 V

SP

TF-LINK

3000.0 kVA /4000.0 kVA

GEN-AP

5.000 MVA4.000 MW

LEQ-APBT01

350.0 kWPF 0.95 Lag

RELE-AP

DJ-BCP

RELE-BCP

BCP -AL3-2

1200.0 kvar

BCP -AL3-1

1200.0 kvar

BCP -AL2-1

600.0 kvar

BCP -AL4-1

600.0 kvar

BCP -AL4-2

600.0 kvar

S

P

RT-AL4

5234.6 kVA /5234.6 kVA

BUS-AP BT01

480.0 V

S

PTF-APEQ1

3000.0 kVA /3000.0 kVA

MEQ-APBT01

1400.0 kWPF 0.80 Lag

LEQ-APBT02

350.0 kWPF 0.95 Lag

BUS-AP BT02

480.0 V

S

PTF-APEQ2

3000.0 kVA /3000.0 kVA

MEQ-APBT02

1400.0 kWPF 0.80 Lag

AL-1.1

AL-1.2

AL-1.3

AL-1.4

AL-1.5

AL-1.6

AL-2.1

AL-2.2

AL-2.3

AL-2.4

AL-2.5

AL-2.6

AL-3.1

AL-3.2

AL-3.3

AL-3.4

AL-3.5

AL-3.6

AL-4.1

AL-4.2

AL-4.3

AL-4.4

AL-4.5

AL-4.6

AL-BCP

3#4/0 CA5.0 m

BUS-BCP-SE

13800.0 V

AL-AP

BCP -SE-2

2400.0 kvar

01

02

03

04

05

06

07

08

09

10

11

12

13

14

15 21

2216

17

18

20

19

23

24

25

26

2735

37

36

38


183

SE Urbana com

Duas Plantas

Fotovoltaicas

184

Influência da ligação dos

transformadores de

acoplamanto

185

Configurações em Análise

186Fonte: P. Barker

Sobretensões devido a presença

de GD • Sobretensões nas fases sãs, no caso de curto-circuito

monofásico.

187

Fonte: P. Barker

Configuração 1 (Yg/Delta) • Vantagens

– Configuração eficaz de aterrar o gerador

– Proporciona bom isolamento do gerador nos cc com envolvimento da terra no lado da concessionária

– Isolamento do terceiro harmônico do/para o gerador

• Desvantagens– Pode dessensibilizar relés de neutro da concessionária

– Pode manter correntes de sequência zero em regime permanente nos enrolamentos do Delta

188

Nota: Considerada por muitos como a melhor configuração.

Configuração 2 (Yg/Yg) • Vantagens

– Configuração muito eficaz de aterrar o gerador em relação à concessionária (desde que, obviamente, o gerador seja aterrado)

• Desvantagens– Alguns geradores não são aterrados

– Terceiro harmônico do/para o gerador não é filtrado

189

Configurações 3 (Delta/Yg) e 4 (Delta/Delta)

• Vantagens– Têm menos interferência na proteção de terra da concessionária

– Filtram terceiro harmônico do/para o gerador

• Desvantagens– Não proporcionam terra eficaz para a concessionária

independentemente se o gerador é aterrado ou não

– Não devem ser usados se a rede elétrica é de quatro fios com neutro aterrado.

– Sobretensão nas fases sãs nos cc monofásicos onde o neutro é aterrado e há abertura do disjuntor da concessionária antes da abertura do disjuntor da GD (tensões de fase virando tensões de linha)

190

TÓPICOS ESPECIAIS EM SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃOtarang/COE888/Slides_GNT_2019.pdf · A solução de...

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