ESTUDO DA FORMAÇÃO DE MINIRREDE COM PENETRAÇÃO DE
ENERGIA SOLAR NO COMPLEXO DO MARACANÃ
Allan Vinícius de Sousa Andrade
Rio de Janeiro
Setembro de 2016
Projeto de Graduação apresentado ao Corpo
Docente do Departamento de Engenharia
Elétrica da Escola Politécnica da Universidade
Federal do Rio de Janeiro, como parte dos
requisitos necessários à obtenção do título de
Engenheiro Eletricista.
Orientador: Robson Francisco da Silva Dias
ESTUDO DA FORMAÇÃO DE MINIRREDE COM PENETRAÇÃO DE
ENERGIA SOLAR NO COMPLEXO DO MARACANÃ
Allan Vinícius de Sousa Andrade
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA
DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS
REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE
ENGENHEIRO ELETRICISTA.
Examinado por:
_________________________________
Prof. Robson Francisco da Silva Dias, D.Sc.
_________________________________
Prof. Walter Issamu Suemitsu, Dr.-Ing.
_________________________________
Eng. José Rafael Batista Lebre Ferreira, M.Sc.
RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL
SETEMBRO DE 2016
iii
Andrade, Allan Vinícius de Sousa Estudo da Formação de Minirrede com Penetração de
Energia Solar no Complexo do Maracanã / Allan Vinícius de Sousa Andrade. – Rio de Janeiro: UFRJ / Escola Politécnica, 2016.
xi, 86 p.: il.; 29,7 cm. Orientador: Robson Francisco da Silva Dias Projeto de Graduação – UFRJ / Escola Politécnica /
Departamento de Engenharia Elétrica, 2016. Referências Bibliográficas: p. 82-83. 1. Maracanã. 2. Energia Solar. 3. Rede Elétrica
Inteligente. 4. Geração distribuída. I. Dias, Robson Francisco da Silva. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Departamento de Engenharia Elétrica. III. Estudo da Formação de Minirrede com Penetração de Energia Solar no Complexo do Maracanã.
iv
Agradecimentos
Primeiramente agradeço a Deus por ter me concedido saúde, paz, vida ao
longo desses anos, e Ele continua a me conceder. Me deu condições de chegar até
onde cheguei. Ao longo desses anos tem me guardado dos males nas minhas idas
e vindas da universidade. E Ele nunca permitiu que nada me faltasse, sempre
suprindo todas as minhas necessidades e desejos. Toda honra e glória seja dada
em Seu nome.
Agradeço também aos meus pais Milton Bastos de Andrade Junior e
Magali de Sousa Andrade que de tudo fizeram para eu estar hoje onde estou. Se
cheguei até aqui, foi pelo esforço e dedicação de meu pai e minha mãe. Desde o
meu nascimento, sempre planejando toda a minha trajetória estudantil, me
colocando nos melhores colégios e cursos que permitiram chegar até a UFRJ. E a
minha irmã pela paciência e carinho que ela tem comigo.
Agradeço ao professor Robson Dias, meu orientador, pela paciência, ajuda
e tempo dedicado para que eu pudesse concluir esse trabalho. E ao José Rafael
Lebre que me ajudou com a modelagem do sistema presente nesse trabalho.
Agradeço também a todos os professores que tive contato em minha trajetória
acadêmica, e que foram responsáveis pelo meu amadurecimento profissional.
Agradeço também a todos que direta ou indiretamente me ajudaram nessa
trajetória, seja dentro ou fora da UFRJ, me auxiliando no entendimento das
disciplinas e nos trabalhos.
v
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro
Eletricista
ESTUDO DA FORMAÇÃO DE MINIRREDE COM PENETRAÇÃO DE ENERGIA SOLAR NO COMPLEXO DO MARACANÃ
Allan Vinícius de Sousa Andrade
Setembro /2016
Orientador: Robson Francisco da Silva Dias Departamento: Engenharia Elétrica O presente trabalho consiste em um estudo por meio de simulação
computacional, da inserção da geração solar no complexo do estádio do
Maracanã, oriundo das obras de modernização necessárias para a Copa do
Mundo de 2014. A geração solar, para esse estudo, injeta a energia que não é
consumida pelo complexo, na rede da concessionária. E em possíveis situações
de contingências, mantém a continuidade no fornecimento de energia a cargas
prioritárias na região, se baseando no conceito de uma minirrede, e através de
um sistema elétrico inteligente. E através dessa medida, garantir uma energia de
qualidade para região.
vi
Sumário Agradecimentos iv
Sumário vi
Lista de Figuras viii
Lista de Tabelas xi
Introdução 1
Projeto Copa 1
Geração Fotovoltaica no Maracanã 2
Identificação do problema e objetivo 5
Estrutura do texto 6
Geração distribuída, minirrede e rede elétrica inteligente 8
Geração Distribuída 8
Minirrede 10
Rede elétrica inteligente 14
Conversor de Potência 15
Lógica do controle 16
Transformadas 17
3.2.1 Transformada de Clarke 17
3.2.2 Transformada de Park 18
Teoria das potências instantâneas 20
PWM 21
Modos de controle do conversor 22
3.5.1 Modo conectado 22
3.5.2 Modo ilhado 22
Modelagem do sistema 24
Sistema de Subtransmissão 24
Alimentador do Maracanã 28
Barramento de 13,8 kV do Maracanã 30
vii
Geração solar 32
Conversor de potência 34
Gerador a Diesel 38
Minirrede 40
Resultados 43
Simulação 1 43
5.1.1 O conversor 43
5.1.2 O painel solar 46
5.1.3 Medição de harmônicos na rede 47
Simulação 2 49
5.2.1 O conversor 49
5.2.2 O painel solar 52
5.2.3 Atendimento de cargas prioritárias (“Recortes”) 54
5.2.4 Medição de harmônicos na rede 59
5.2.5 Operação em desbalanço 62
Simulação 3 64
5.3.1 O conversor e gerador 64
5.3.2 O painel solar 68
5.3.3 Atendimento de cargas prioritárias (“Recortes”) 69
5.3.4 Medição de harmônicos na rede 74
Validação dos resultados 77
5.4.1 Análise dos limites de tensão 77
5.4.2 Análise harmônica 78
5.4.3 Conclusões parciais 80
Conclusão 81
Referências 82
Obras consultadas 83
viii
Lista de Figuras
Figura 1.1 - Vista superior do Estádio do Maracanã com o painel solar na cobertura ................................................................................................................ 2 Figura 1.2 - Nova área útil para a energia fotovoltaica .......................................... 3 Figura 1.3 - Área total para a energia fotovoltaica no complexo do Maracanã ..... 4 Figura 2.1 - Diagrama unifilar do barramento do Maracanã ................................ 9 Figura 2.2 - Minirrede do Maracanã ..................................................................... 11 Figura 2.3 - Esquema do modo 1 de operação ..................................................... 12 Figura 2.4 - Esquema do modo 2 de operação .................................................... 12 Figura 2.5 - Esquema do modo 3 de operação ..................................................... 13 Figura 2.6 - Esquema do modo 4 de operação .................................................... 13 Figura 3.1 - Topologia típica de um VSC para geração fotovoltaica .................... 15 Figura 3.2 – Blocos de controle ........................................................................... 16 Figura 3.3 - Transformada de Clarke ................................................................... 17 Figura 3.4 - Transformada de Park ...................................................................... 18 Figura 3.5 - Diagrama do PWM ........................................................................... 21 Figura 3.6 - Segundo modo de controle do conversor. ........................................ 23 Figura 4.1 - Diagrama unifilar desde a Subestação Grajaú até o Maracanã. ...... 25 Figura 4.2 - Diagrama unifilar desde a Subestação São José até o Maracanã. ... 26 Figura 4.3 - Sistema de Subtransmissão modelado no PSCAD. ......................... 27 Figura 4.4 - Diagrama unifilar do sistema Maracanã: alimentação principal e reserva. ................................................................................................................. 28 Figura 4.5 - Alimentadores do Estádio modelados no PSCAD. .......................... 29 Figura 4.6 - Modelagem dos cabos alimentadores subterrâneos do estádio no PSCAD .................................................................................................................. 30 Figura 4.7 - Modelagem do barramento de 13,8 kV do Maracanã no PSCAD .... 31 Figura 4.8 – Modelagem da geração solar no PSCAD ......................................... 32 Figura 4.9 - Arranjo painel solar. ......................................................................... 33 Figura 4.10 - Modelagem do VSC no PSCAD ....................................................... 34 Figura 4.12 – Controle para o modo conectado do chaveamento modelado no PSCAD .................................................................................................................. 35 Figura 4.11 – Blocos de controle .......................................................................... 35 Figura 4.13 - Operação do PWM .......................................................................... 37 Figura 4.14 - Operação para a transformada de Park (ABC p/ dq) ..................... 37 Figura 4.15 - Modelagem do PLL e conversões para PU ..................................... 37 Figura 4.16 - Controle para o modo ilhado do chaveamento modelado no PSCAD .............................................................................................................................. 38 Figura 4.17 - Modelagem do gerador a diesel no PSCAD .................................... 39 Figura 4.18 - Modelagem da minirede de Aldeia Campista no PSCAD .............. 41 Figura 4.19 - Modelagem da minirede de Campo Marte no PSCAD ................... 42
ix
Figura 5.1 - Gráfico da potência ativa injetada pelo conversor na simulação 1. . 44 Figura 5.2 - Gráfico da potência reativa injetada pelo conversor na simulação 1. .............................................................................................................................. 44 Figura 5.3 - Gráfico da tensão de saída do inversor para a simulação 1 ............. 45 Figura 5.4 - Gráfico da corrente de saída do inversor para a simulação 1 .......... 45 Figura 5.5 - Gráfico do erro da comparação das correntes em eixo DQ para a simulação 1 ........................................................................................................... 46 Figura 5.6 - Gráfico da potência do painel solar para a simulação 1 ................... 46 Figura 5.7 - Gráfico da tensão de saída do painel solar na simulação 1 .............. 47 Figura 5.8 - Gráfico da FFT da tensão do inversor para a simulação 1 ............... 48 Figura 5.9 - Gráfico da FFT da corrente do inversor para a simulação 1 ............ 48 Figura 5.10 - Gráfico da potência ativa injetada pelo conversor na simulação 2 49 Figura 5.11 - Gráfico da potência reativa injetada pelo conversor na simulação 2 .............................................................................................................................. 50 Figura 5.12 - Gráfico da tensão de saída do inversor para a simulação 2 ........... 51 Figura 5.13 - Gráfico da corrente de saída do inversor para a simulação 2 ........ 51 Figura 5.14 - Gráfico do erro da comparação das correntes em eixo DQ para a simulação 2 ........................................................................................................... 52 Figura 5.15 - Gráfico da potência do painel solar para a simulação 2 ................. 52 Figura 5.16 - Gráfico da tensão de saída do painel solar na simulação 2 ............ 53 Figura 5.17 - Gráfico da potência na carga prioritária do Maracanã para a simulação 2 ........................................................................................................... 54 Figura 5.18 – Circuitos desligados da minirrede para a simulação 2 ................. 55 Figura 5.19 - Gráfico da potência da ilha de Aldeia Campista para a simulação 2 .............................................................................................................................. 56 Figura 5.20 - Gráfico da tensão da ilha de Aldeia Campista para a simulação 2 56 Figura 5.21 - Gráfico da tensão na barra remota da ilha de Aldeia Campista para simulação 2 ........................................................................................................... 57 Figura 5.22- Gráfico da potência da ilha de Campo Marte para a simulação 2 .. 58 Figura 5.23 - Gráfico da tensão da ilha de Campo Marte para a simulação 2 .... 58 Figura 5.24 - Gráfico da tensão na barra remota da ilha de Campo Marte para simulação 2 ........................................................................................................... 58 Figura 5.25 - Gráfico da FFT da tensão do inversor para a simulação 2 ............. 59 Figura 5.26 - Gráfico da FFT da corrente do inversor para a simulação 2 ......... 59 Figura 5.27 - Gráfico da FFT da tensão na carga remota de Aldeia Campista para a simulação 2 ....................................................................................................... 60 Figura 5.28 - Gráfico da FFT da corrente na carga remota de Aldeia Campista para a simulação 2 ............................................................................................... 60 Figura 5.29 - Gráfico da FFT da tensão na carga remota de Campo Marte para a simulação 2 ........................................................................................................... 61 Figura 5.30 - Gráfico da FFT da corrente na carga remota de Campo Marte para a simulação 2 ........................................................................................................ 61 Figura 5.31 - Gráfico da tensão de Aldeia Campista para uma falta fase-terra na simulação 2 ........................................................................................................... 62 Figura 5.32- Gráfico da potência de Aldeia Campista para uma falta fase-terra na simulação 2 ...................................................................................................... 62
x
Figura 5.33 - Gráfico da tensão de Aldeia Campista para uma falta trifásica na simulação 2 ........................................................................................................... 63 Figura 5.34 - Gráfico da potência de Aldeia Campista para uma falta trifásica na simulação 2 ........................................................................................................... 63 Figura 5.35 - Gráfico da potência ativa injetada pelo conversor e gerador na simulação 3 ........................................................................................................... 65 Figura 5.36 - Gráfico da potência reativa injetada pelo conversor e gerador na simulação 3 ........................................................................................................... 66 Figura 5.37 - Gráfico da tensão de saída do inversor para a simulação 3 ........... 66 Figura 5.38 - Gráfico da corrente de saída do inversor para a simulação 3 ........ 67 Figura 5.39 - Gráfico do erro da comparação das correntes em eixo DQ para a simulação 3 ........................................................................................................... 67 Figura 5.40 - Gráfico da potência do painel solar para a simulação 3 ................ 68 Figura 5.41 - Gráfico da tensão de saída do painel solar na simulação 3 ............ 68 Figura 5.42 - Gráfico da potência na carga prioritária do Maracanã para a simulação 3 ........................................................................................................... 69 Figura 5.43 - Circuitos desligados da minirrede para a simulação 3 .................. 70 Figura 5.44 - Gráfico da potência da ilha de Aldeia Campista para a simulação 3 .............................................................................................................................. 71 Figura 5.45 - Gráfico da tensão da ilha de Aldeia Campista para a simulação 3 71 Figura 5.46 - Gráfico da tensão na barra remota da ilha de Aldeia Campista para simulação 3 ........................................................................................................... 72 Figura 5.47 - Gráfico da potência da ilha de Campo Marte para a simulação 3 . 72 Figura 5.48 - Gráfico da tensão da ilha de Campo Marte para a simulação 3 .... 73 Figura 5.49 - Gráfico da tensão na barra remota da ilha de Campo Marte para simulação 3 ........................................................................................................... 73 Figura 5.50 - Gráfico da FFT da tensão do inversor para a simulação 3 ............ 74 Figura 5.51 - Gráfico da FFT da corrente do inversor para a simulação 3 .......... 74 Figura 5.52 - Gráfico da FFT da tensão na carga remota de Aldeia Campista para a simulação 3 ........................................................................................................ 75 Figura 5.53 - Gráfico da FFT da corrente na carga remota de Aldeia Campista para a simulação 3 ................................................................................................ 75 Figura 5.54 - Gráfico da FFT da tensão na carga remota de Campo Marte para a simulação 3 ........................................................................................................... 76 Figura 5.55 - Gráfico da FFT da corrente na carga remota de Campo Marte para a simulação 3 ........................................................................................................ 76
xi
Lista de Tabelas
Tabela 1.1 - Edificações do Complexo do Maracanã Solar ..................................... 4 Tabela 1.2 - Comparativo entre energia solar produzida pelo Estádio e Complexo do Maracanã ........................................................................................................... 5 Tabela 4.1 - Especificações do painel Kyocera KD180GH-2P ............................. 32 Tabela 5.1 - Valores das tensões obtidos nas simulações .................................... 77 Tabela 5.2 - Níveis máximos de harmônicos nas tensões pelo PRODIST .......... 78 Tabela 5.3 - Níveis de harmônicos nas tensões para cada simulação ................. 79 Tabela 5.4 - Níveis máximos de harmônicos nas correntes pela IEEE 1547 ...... 80 Tabela 5.5 - Níveis de harmônicos nas correntes para cada simulação ............. 80
1
Capítulo 1
Introdução
Projeto Copa
A ideia desenvolvida nesse trabalho teve seu início no projeto de pesquisa
“Contribuição da Universidade Federal do Rio de Janeiro para o
Acompanhamento e Avaliação das Obras Destinadas a Copa do Mundo 2014:
Levantamento de Oportunidades e de Cadeias Produtivas”, no qual se apelidou
de Projeto Copa. Tal projeto consistiu em uma encomenda do Governo Federal,
através do Subprojeto Energia, à Universidade Federal do Rio de Janeiro para o
acompanhamento e avaliação das obras de energia destinadas à Copa do Mundo
2014, e também, identificar oportunidades de pesquisa de inovação tecnológica.
As obras tinham como objetivo o reforço da rede elétrica nas cidades sede
dos jogos da Copa do Mundo para aumentar a segurança, qualidade e
confiabilidade do suprimento de energia elétrica em tais regiões. Como não seria
possível investigar as obras de todas as cidades sede, e devido a uma maior
facilidade na obtenção das informações necessárias para a pesquisa, pelo fator
proximidade, o Projeto Copa se concentrou na cidade sede do Rio de Janeiro.
No Rio de Janeiro, o estádio do Maracanã teve como projeto inicial, além
das obras de reforço, a implantação da geração solar no estádio. O Projeto Copa
investigou os benefícios de tal implantação, e seguindo a cadeia de inovação e
pesquisa, começou-se a desenvolver um estudo da utilização da energia solar para
manter a continuidade do fornecimento a cargas prioritárias da região em uma
possível situação de contingência da rede de distribuição da concessionária,
através da formação de uma minirrede, o que atualmente ainda não é permitido
por norma.
Posteriormente, analisou-se a inserção da geração a diesel também
presente no estádio, para trabalhar em conjunto com a geração solar,
2
aumentando assim sua produção energética e também a área de abrangência de
carga atendida pela minirrede.
De acordo com os estudos desenvolvidos no Projeto Copa, observou-se que
a energia gerada no Maracanã pode ser de fato aproveitada para, em situações de
emergência na alimentação da concessionária de energia, fornecer energia
elétrica as cargas próximas ao estádio.
Geração Fotovoltaica no Maracanã
A implantação de geração fotovoltaica no Estádio do Maracanã, segue uma
nova tendência mundial de utilização de energia renováveis como fontes
primárias. O projeto inicial de acordo com [1], tinha como objetivo usar
praticamente toda a área de cobertura do estádio para a implantação dos painéis
solares, conforme pode ser visto na Figura 1.1 [2].
O Maracanã não dispõe de um sistema próprio de armazenamento de
energia. Ele segue a norma 482 da Aneel [3], na qual define o sistema fotovoltaico
conectado à rede na modalidade de compensação de energia. Ou seja, a energia
produzida é injetada na rede da concessionária, gerando créditos em quantidade
de energia que serão posteriormente consumidos. A própria rede da distribuidora
exerce o papel de armazenamento.
Figura 1.1 - Vista superior do Estádio do Maracanã com o painel solar na cobertura
3
Conforme pode ser visualizado na Figura 1.1 acima, de acordo com a ideia
inicial do projeto, a cobertura possuiria 60 gomos (indicados pela seta em
vermelho), que totalizariam em uma área útil de 15.480 m² para a aplicação dos
painéis solares.
Durante a reforma do estádio, tomou-se a decisão de substituir a cobertura
original do Maracanã por uma lona tensionada, que possui limitações para
suportar peso. Por conta disso, houve uma redução drástica da área útil para
aplicação dos módulos fotovoltaicos. Tal área de aplicação ficou restrita ao anel
de compressão, conforme ilustrado na Figura 1.2 [1] [4], o que acarretou uma
redução de 85% da área de aplicação dos painéis solares.
Figura 1.2 - Nova área útil para a energia fotovoltaica
A partir dessa nova configuração da cobertura do estádio [1] [4], a geração
solar presente, passou a possuir as características apresentadas abaixo:
Área útil dos módulos = 2.380 m²;
Potência instalada = 360 kWp;
Produção anual de energia = 488.138 kWh;
Equivale ao consumo de 240 residências por ano.
Com o intuito de contornar o problema de redução da área útil dos
módulos, o que acarretou em uma menor capacidade de geração de energia solar,
se propôs em [1] o aproveitamento de outras edificações do complexo do
Maracanã e seu entorno para aplicação dos painéis. Surgindo assim, o Complexo
do Maracanã Solar. A Tabela 1.1 e a Figura 1.3 , correlacionam tais edificações.
4
Tabela 1.1 - Edificações do Complexo do Maracanã Solar
Edificações Correlação com
a Figura 1.3 Estádio do Maracanã 1
Ginásio do Maracanazinho 2 Célio de Barros 3
Júlio de La Mare 4 UERJ 5
CEFET-RJ 6 Estação de metrô 7 Estação de trem 8
2
1
3 6 4
5 7 8
Figura 1.3 - Área total para a energia fotovoltaica no complexo do Maracanã
De acordo com a Tabela 1.2, que compara os dados da geração solar
fotovoltaica do estádio do Maracanã com do Complexo do Maracanã [1] [5], pode-
se notar um ganho na geração energética de 14 vezes com o uso de todas as
edificações do complexo.
5
Tabela 1.2 - Comparativo entre energia solar produzida pelo Estádio e Complexo do Maracanã
Dado Estádio
do Maracanã
Complexo do
Maracanã Ganho
Área útil dos módulos (m2) 2.380 29.500 12,4 Potência instalada (kWp) 360 5.235 14,5 Produção anual de energia (kWh)
488.138 7.078.000 14,5
Nº de residências atendidas com a energia produzida, por ano
240 3.480 14,5
Até o momento da realização desse estudo, só se encontra em operação a
geração solar do estádio do Maracanã. A geração do Complexo do Maracanã se
encontra disponível para investimentos futuros. Porém, ambas situações serão
abordadas nesse estudo.
Identificação do problema e objetivo
Atualmente, a norma 687 da Aneel [3], por medidas de segurança não
permite a operação em modo ilhado, isto é, não é possível que a geração
alternativa (no estudo em questão, solar e a diesel) alimente a rede ou parte da
rede sem a presença da geração primária. Contudo, atualmente tem-se evoluído
muito nos estudos de minirrede, que é exatamente a operação de uma porção da
rede elétrica contendo geração distribuída e que pode operar de forma isolada, ou
não, da rede principal. A possiblidade de operar essa porção de forma isolada,
permite que impactos causados por indisponibilidade da rede principal sejam
minimizados, pois é possível suprir as cargas prioritárias da minirrede através da
geração próxima as mesmas.
Nesse contexto, o presente trabalho visa avaliar a operação em modo ilhado
de uma minirrede formada pela geração presente no Maracanã (para o estádio, e
para o Complexo) e as cargas no entorno do mesmo. Uma vez que a geração
possui uma limitação em capacidade de atendimento de carga, a extensão da
minirrede deve ser definida de forma que a geração seja capaz de atender o maior
número de cargas possíveis. Assim, um estudo de levantamento de cargas
6
prioritárias foi feito com o intuito de garantir o fornecimento de energia em caso
de uma contingência com posterior desconexão da geração principal.
Com o objetivo de aumentar a capacidade de atendimento às cargas, foi
considerado um caso do uso da geração a diesel também presente, trabalhando
em concomitância com a solar. Nesse caso existe uma dificuldade de estabilidade
entre as 2 diferentes formas de geração.
Para permitir as análises foi desenvolvida uma modelagem no
PSCAD/EMTDC [6] de forma a simular o comportamento do sistema com a
geração solar e a diesel. Desta forma foi possível estudar a influência na minirrede
da geração solar trabalhando sozinha e em conjunto com a geração a diesel. Esse
estudo tem como objetivo avaliar a qualidade de energia entregue as cargas da
minirrede, bem como a operação em desbalanço causado por um possível curto,
por exemplo.
Estrutura do texto
O estudo se divide em seis capítulos, iniciados pela introdução, que mostra
como surgiu tal análise, bem como o porquê e objetivo da mesma, apresentando
o estudo de uma forma geral.
Já no capítulo 2 são apresentados os conceitos de geração distribuída,
minirrede e redes elétricas inteligentes, assuntos chaves para o desenvolvimento
do estudo em questão. Também são apresentados os dados do estádio do
Maracanã, suas fontes de energia, seus alimentadores, bem como o sistema
elétrico de subtransmissão em sua vizinhança.
O capítulo 3 aborda de um ponto de vista teórico a modelagem do conversor,
seu controle, o modelo matemático, e todos os componentes envolvidos no
sistema. Também é apresentado o modo de operação conectado e ilhado do
conversor.
Pode ser visualizada no capítulo 4 toda a modelagem do sistema no
PSCAD/EMTDC [6] com base nos dados apresentados no capítulo 2. Cada parte
do sistema tem sua modelagem detalhada nas subseções do capítulo 4.
7
No capítulo 5 são apresentados resultados de simulação para dois sistemas
fotovoltaicos conectados à rede, um baseado na atual potência de geração solar
de 360 kW e o outro considerando todo potencial do Maracanã 4 MW. Para este
último avaliou-se a operação em modo ilhado apenas com a geração solar (4 MW)
e também em conjunto com a geração a diesel (6 MVA) existente no local. Os
resultados indicam que nos 3 casos analisados, foi possível a operação da rede
com uma energia entregue com baixo conteúdo harmônico às cargas.
Por fim, a conclusão do estudo no capítulo 6, bem como a apresentação de
alguns trabalhos futuros para dar continuidade ao projeto.
8
Capítulo 2
Geração distribuída, minirrede e rede elétrica inteligente
Geração Distribuída
Geração distribuída consiste na geração de energia próxima à carga. Essa
geração trabalha conectada à rede de distribuição da concessionária de energia.
Tal conceito, possui uma série de vantagens, tais como: redução de perdas na rede
de distribuição; bem como o alívio de carga nos alimentadores devido à
proximidade da carga a geração; ajuda na regulação da tensão e outros aspectos
de controle do sistema elétrico da distribuição, o que melhora a confiabilidade do
fornecimento de energia. Além de, em uma possível situação de contingência na
rede da concessionária de energia, utilizar essa geração para suprir as cargas de
forma independente da rede principal, minimizando o impacto da contingência.
Atualmente, por norma, não é permitido a continuidade na operação da
geração (para geração inferior a 5 MVA) em uma situação de contingência, salvo
em casos especiais. O motivo para tal, está na preocupação com a segurança de
quem vai fazer uma manutenção na rede, e também cumprir com as restrições de
controle e proteção nos sistemas de distribuição.
Embora a geração distribuída traga uma série de vantagens ao sistema
elétrico, é necessária uma mudança no paradigma de operação do mesmo. O fluxo
de potência que antes era unidirecional, ou seja, partia das usinas geradoras para
as cargas (no sentido do montante para jusante), com a geração distribuída passa
a ter um fluxo bidirecional. O que representa um novo desafio para a rede já
existente que não foi projetada para esse modo de operação (dimensionamento,
componentes, proteção, etc), pois acaba alterando os perfis de tensão nos
barramentos; aumenta a taxa de harmônicos na rede (na geração que usa
conversores de potência); aumenta a potência de curto-circuito; dentre outros. O
índice de harmônicos aumenta devido ao uso de conversores estáticos
9
principalmente em redes fracas, de baixa tensão, como é a maioria dos casos de
geração distribuída, o que diminui a qualidade de energia entregue as cargas.
No caso estudado no Maracanã, o conceito de geração distribuída é
empregado com o uso das fontes de energia solar e a diesel presentes no estádio.
Por meio da Figura 2.1 é representado o diagrama do barramento de 13,8 kV do
estádio. Pode-se ver os 2 tipos de geração, além da carga do próprio Maracanã. A
carga é dividida em “carga prioritária”, que representa a carga que necessita de
energia ininterrupta, e a “carga Np” que representa a parcela não prioritária de
carga.
Figura 2.1 - Diagrama unifilar do barramento do Maracanã
O inversor se conecta ao barramento de 13,8 kV do Maracanã por meio de
um transformador que transforma a tensão de 220V dos painéis para 13,8 kV do
barramento. Pode-se visualizar, por meio do diagrama unifilar da Figura 2.1, o
barramento de 13,8 kV do Maracanã, com a geração solar conectada a ele. Esse
sistema de geração é atualmente operado pela concessionária LIGHT.
O estádio também dispõe da geração a diesel. Possui uma potência de
geração instalada de 6 MVA, divididos em 4 geradores de 1,5 MVA cada. Os 4
geradores estão ligados ao barramento de 13,8 kV do Maracanã por meio de
transformadores de 1.750 KVA que transforma a tensão de 380V, dos geradores,
10
para 13,8 kV do barramento. Através da Figura 2.1 é possível visualizar, também,
como eles se conectam ao barramento.
Essas fontes podem ser acionadas para atender cargas presentes no
entorno do estádio em uma ausência da geração primária. Tanto o Maracanã,
quanto as cargas, fazem parte de uma parcela de rede de distribuição da
concessionária de energia. A tal parcela é dado o nome de minirrede, que será
abordado com mais detalhes na subseção 2.2.
Minirrede
De acordo com [7], minirrede é uma definição de um sistema de energia
que possui limitações regionais, ou seja, uma parcela da rede de distribuição,
constituídos por recursos de geração distribuída, com armazenamento ou não, e
consumidores, ou seja, cargas. Pode atuar de forma autônoma à concessionária
de energia ou de forma conectada, usando o seu excedente, caso haja, devolvendo
para a rede da concessionária.
Na região do Maracanã a minirrede adotada para o estudo pode ser
visualizada na Figura 2.2. Ela fica compreendida no sentido das subestações de
onde partem os alimentadores principal e reserva do Maracanã, para as cargas.
Subestação de Aldeia Campista e Campo Marte, respectivamente. A parte da
minirrede de Aldeia Campista é a representada na cor azul, já a parte da
minirrede de Campo Marte é a representada na cor verde. No capítulo 4 será
mostrado com mais detalhes a topologia da rede, bem como o sistema de
subtransmissão que alimenta tais subestações.
O sistema estudado trabalha conectado à rede da distribuidora, aliviando
a carga nos horários de geração de energia solar. Além do modo conectado, a ideia
proposta pelo estudo é trabalhar também de forma isolada, em momentos de
contingência na rede, atendendo as cargas prioritárias da minirrede, nesse caso
pode ser acionado além da geração solar, a geração a diesel. Levando em
consideração as formas de operação do sistema, foram desenvolvidos quatro
modos de operação que serão descritos nos parágrafos a seguir.
12
O modo 1, consiste na energia solar trabalhando em conjunto com a rede
da concessionária de energia. Este modo de operação também é chamado de
“operação diurna”, já que ocorre no momento da incidência solar. É um modo
conectado e normal de operação. Não se considera a geração a diesel do estádio,
e pode ser visualizado na Figura 2.3.
Figura 2.3 - Esquema do modo 1 de operação
No modo 2, o sistema possui somente a energia solar como geração. Seu
esquema pode ser visualizado na Figura 2.4. É um modo ilhado, característico de
uma possível contingência na rede de distribuição, que operava no modo 1, e o
painel solar é o único responsável por manter o atendimento das cargas
prioritárias tanto do estádio, como da minirrede estudada.
Figura 2.4 - Esquema do modo 2 de operação
Carga da Minirrede de Aldeia Campista
Carga prioritária do estádio
Rede de distribuição da concessionária de
energia
Carga da Minirrede de Campo Marte
Geração solar
barramento do Maracanã
Carga da Minirrede de Aldeia Campista
Carga prioritária do estádio
Carga da Minirrede de Campo Marte
Geração solar
barramento do Maracanã
13
Supondo um possível desligamento programado da rede, o modo 3 consiste
na operação da energia solar, da geração a diesel do estádio, e da rede da
concessionária. Seu esquema pode ser visualizado na Figura 2.5. É um modo
conectado de operação, porém não comum. O preço elevado da geração a diesel
torna inviável, do ponto de vista econômico, a operação constante desse tipo de
geração. Este é um modo programado, ou seja, é um preparatório para o modo 4,
em um possível desligamento programado da rede de distribuição. Este modo é
alcançado quando, o sistema está operando no modo 1 e então é acionado o
sistema de geração a diesel.
Figura 2.5 - Esquema do modo 3 de operação
O modo 4 é a etapa posterior ao desligamento da rede de distribuição no
modo 3. Consiste na operação da energia solar e da geração a diesel presente no
estádio. É um modo ilhado, da mesma forma que o modo 2, porém com uma
maior capacidade de atendimento às cargas. Seu esquema, pode ser visualizado
na Figura 2.6.
Figura 2.6 - Esquema do modo 4 de operação
Carga da Minirrede de Aldeia Campista
Carga prioritária do estádio
Rede de distribuição da concessionária de
energia
Carga da Minirrede de Campo Marte
Geração a diesel Geração solar
barramento do Maracanã
Carga da Minirrede de Aldeia Campista
Carga prioritária do estádio
Carga da Minirrede de Campo Marte
Geração a diesel Geração solar
barramento do Maracanã
14
Rede elétrica inteligente
Rede elétrica inteligente (REI) é um conceito usado para caracterizar uma
rede elétrica com elevada integração da tecnologia de informação,
telecomunicações, sensoriamento, medição e automação, de forma a aumentar a
sua velocidade de resposta para atender cenários com fontes intermitentes e
distribuídas de energia. O que acaba gerando uma maior confiabilidade, menor
impacto no meio ambiente, dentre outros benefícios.
As fontes intermitentes, como é o caso da geração solar, possuem um alto
grau de variabilidade de produção energética no decorrer do dia, em virtude de
alterações climáticas, temperatura, luminosidade solar. Devido a essa grande
variabilidade, para um melhor aproveitamento da energia, é necessário um
sistema inteligente que coordene toda a rede atendida por essa geração. Sistema
esse capaz de ter uma ampla visão da rede por meio de sensoriamento e medições,
e capaz de tomar ações rápidas mediante ao comportamento da rede elétrica em
um determinado momento.
Na minirrede do Maracanã, para que se tenha o controle total do sistema,
são necessários dispositivos de medição inteligentes, chaves e disjuntores
inteligentes, dispositivos de proteção em geral inteligentes. Ou seja, dispositivos
capazes de se comunicarem entre si por meio de uma rede de dados dedicada e
uma central, capaz de gerenciar todos os dados e acionar tais dispositivos. Esse
sistema é necessário para direcionar a geração do Maracanã para cargas
prioritárias, cargas que requerem suprimento ininterrupto de energia, tais como
hospitais, delegacias de polícia, postos de saúde, dentre outros. Tal
direcionamento se dá, acionando chaves, ligando e desligando circuitos
alimentadores, para que a energia atinja tais cargas.
Embora os componentes da REI não sejam abordados nas simulações
dessa monografia, eles são de suma importância para o correto funcionamento
de todo o sistema. As análises feitas a seguir, partirão do pressuposto que os
componentes da REI já estão funcionando na rede elétrica em questão. Fato esse
que até o momento desse estudo não se encontra em funcionamento. Tal análise
de implantação pode ser feita em um futuro estudo.
15
Capítulo 3
Conversor de Potência
Conforme exposto anteriormente, o foco do estudo é a análise da minirrede
com base na geração distribuída, através da geração solar presente no Maracanã.
Os painéis da geração solar são conectados à rede por meio de dispositivos
conversores de potência. Tais dispositivos, convertem a tensão contínua dos
painéis em tensão alternada e, no caso da rede em questão, trifásica. Os
dispositivos que realizam essa conversão CC-CA são chamados de inversores.
Existem muitas formas de desenvolver o modelo e controle do inversor,
porém não foi possível obter informações sobre o tipo exato do usado no estádio.
Então, adotou-se o modelo de conversor VSC (Voltage Sourced Converter), como
na Figura 3.1, com chaveamento por PWM (Pulse Width Modulation). A lógica de
chaveamento se dá pelo controle da corrente de referência com base na teoria da
potência ativa e reativa instantânea (teoria pq) [8], para o conversor conectado à
rede de distribuição. Tal controle é detalhado a seguir.
Figura 3.1 - Topologia típica de um VSC para geração fotovoltaica
Vca
S1 S3 S5
S4 S6 S2
Vcc
+
-
16
Lógica do controle
Pode-se visualizar na Figura 3.2 o diagrama de blocos do controle em
questão, bem como as transformações de eixo que serão explicadas nas seções
seguintes e o chaveamento por PWM das chaves do VSC.
O controle funciona a partir das medidas das tensões trifásicas abc no ponto
de conexão do inversor com a rede, tais tensões passam pela transformada de
Clarke (seção 3.2.1) (bloco 1).
As tensões transformadas, agora no eixo α, β, são convertidas em correntes
de referência do controle, também no eixo α, β, com base nos valores desejados
de potência ativa e reativa, por meio da teoria pq (seção 3.3) (bloco 2).
As correntes α, β passam pela transformada de Park (seção 3.2.2),
convertendo-as para o eixo dq (bloco 3).
As correntes de referência no eixo dq são comparadas com as correntes
medidas no ponto de conexão do inversor com a rede (também no eixo dq) (bloco
4).
Tal comparação tem seu erro agregado, que será minimizado, na etapa
seguinte, pelo PI (bloco 5).
A saída do PI retorna as tensões de controle de chaveamento do PWM, no
eixo dq, tais tensões passam pela transformada inversa de Park (seção 3.2.2),
convertendo-as novamente em tensões trifásicas (bloco 6).
Assim, as tensões trifásicas entram no PWM que gerará o controle das
chaves do VSC (bloco 7).
Figura 3.2 – Blocos de controle
17
Transformadas
Para desenvolver o controle do inversor, é necessário realizar uma
transformação de coordenadas, que transforma um sistema trifásico de 3 eixos,
em um sistema mais simples, bifásico, a 2 eixos, para assim poder aplicar a teoria
pq e controlar a injeção de potência ativa e reativa no sistema.
A seguir, o modelo matemático das 2 transformadas utilizadas no controle do inversor.
3.2.1 Transformada de Clarke
A transformada de Clarke, realiza uma conversão dos eixos do sistema
trifásico abc, em um sistema de eixos estacionários α, β e 0, no domínio do tempo.
A Figura 3.3 exemplifica como a conversão dos eixos ocorre. A seguir serão
mostradas as equações na forma matricial da transformação. O objetivo desse
trabalho não é mostrar o desenvolvimento matemático para tais equações, um
estudo mais completo é apresentado em [8].
A transformada de Clarke é exemplificada:
𝑓𝑓𝛼𝛼𝛼𝛼0(𝑡𝑡) = 𝑇𝑇𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑓𝑓𝐶𝐶𝑎𝑎𝑎𝑎(𝑡𝑡) (3.1)
Figura 3.3 - Transformada de Clarke
18
�𝑓𝑓𝛼𝛼(𝑡𝑡)𝑓𝑓𝛼𝛼(𝑡𝑡)𝑓𝑓0(𝑡𝑡)
� = �23
⎣⎢⎢⎢⎡1 −1
2− 1
2
0 √32
− √32
1√2
1√2
1√2 ⎦
⎥⎥⎥⎤ �𝑓𝑓𝐶𝐶(𝑡𝑡)𝑓𝑓𝑎𝑎(𝑡𝑡)𝑓𝑓𝑎𝑎(𝑡𝑡)
� (3.2)
Para um sistema trifásico equilibrado a 3 fios, como o sistema em questão,
não existe a componente de sequência zero do sistema, resultando na seguinte
simplificação da equação (3.2):
�𝑓𝑓𝛼𝛼(𝑡𝑡)𝑓𝑓𝛼𝛼(𝑡𝑡)� = �2
3 �
1 −12
− 12
0 √32
− √32
� �𝑓𝑓𝐶𝐶(𝑡𝑡)𝑓𝑓𝑎𝑎(𝑡𝑡)𝑓𝑓𝑎𝑎(𝑡𝑡)
� (3.3)
Lembrando que isso só válido para um sistema trifásico equilibrado a 3 fios.
3.2.2 Transformada de Park
A transformada de Park realiza uma conversão dos eixos do sistema
trifásico abc, em um sistema de eixos girantes síncronos d, q e 0, no domínio do
tempo. Na Figura 3.4 pode-se ver uma representação de tal transformação.
Figura 3.4 - Transformada de Park
19
A transformada de Park tem suas equações na forma matricial abaixo:
𝑓𝑓𝑑𝑑𝑑𝑑0(𝑡𝑡) = 𝑇𝑇𝑃𝑃𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶 𝑓𝑓𝐶𝐶𝑎𝑎𝑎𝑎(𝑡𝑡) (3.4)
�𝑓𝑓𝑑𝑑(𝑡𝑡)𝑓𝑓𝑑𝑑(𝑡𝑡)𝑓𝑓0(𝑡𝑡)
� = �23
⎣⎢⎢⎢⎡ 𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 𝜃𝜃 𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 �𝜃𝜃 − 2𝜋𝜋
3� 𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 �𝜃𝜃 + 2𝜋𝜋
3�
− 𝑐𝑐𝑠𝑠𝑠𝑠 𝜃𝜃 −𝑐𝑐𝑠𝑠𝑠𝑠 �𝜃𝜃 − 2𝜋𝜋3� − 𝑐𝑐𝑠𝑠𝑠𝑠 �𝜃𝜃 + 2𝜋𝜋
3�
1√2
1√2
1√2 ⎦
⎥⎥⎥⎤ �𝑓𝑓𝐶𝐶(𝑡𝑡)𝑓𝑓𝑎𝑎(𝑡𝑡)𝑓𝑓𝑎𝑎(𝑡𝑡)
� (3.5)
O cálculo dessa transformada necessita de mais um dado do sistema que é
o ângulo de sincronismo 𝜃𝜃, conforme pode ser visualizado na equação (3.5)
acima. Tal necessidade decorre dos eixos de referência dq girarem em
sincronismo com o sistema.
Para um sistema trifásico equilibrado a 3 fios, como o sistema em questão,
resulta na seguinte simplificação da equação (3.5):
�𝑓𝑓𝑑𝑑(𝑡𝑡)𝑓𝑓𝑑𝑑(𝑡𝑡)� = �2
3 �
cos𝜃𝜃 cos �𝜃𝜃 − 2𝜋𝜋3� cos �𝜃𝜃 + 2𝜋𝜋
3�
− sen𝜃𝜃 − sen �𝜃𝜃 − 2𝜋𝜋3� − sen �𝜃𝜃 + 2𝜋𝜋
3�� �𝑓𝑓𝐶𝐶(𝑡𝑡)𝑓𝑓𝑎𝑎(𝑡𝑡)𝑓𝑓𝑎𝑎(𝑡𝑡)
� (3.6)
Para o controle também é necessário o cálculo da transformada inversa de
Park de acordo com as equações abaixo.
𝑓𝑓𝐶𝐶𝑎𝑎𝑎𝑎(𝑡𝑡) = 𝑇𝑇𝑃𝑃𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶−1𝑓𝑓𝑑𝑑𝑑𝑑0(𝑡𝑡) (3. 7)
�𝑓𝑓𝐶𝐶(𝑡𝑡)𝑓𝑓𝑎𝑎(𝑡𝑡)𝑓𝑓𝑎𝑎(𝑡𝑡)
� = �23
�
cos 𝜃𝜃 − sen𝜃𝜃cos �𝜃𝜃 − 2𝜋𝜋
3� − sen �𝜃𝜃 − 2𝜋𝜋
3�
cos �𝜃𝜃 + 2𝜋𝜋3� − sen �𝜃𝜃 + 2𝜋𝜋
3�� �𝑓𝑓𝑑𝑑(𝑡𝑡)𝑓𝑓𝑑𝑑(𝑡𝑡)� (3. 8)
Devido a simplificação feita anteriormente, retirada da componente de
sequência zero, essas equações só são válidas para um sistema trifásico
equilibrado a 3 fios.
20
Teoria das potências instantâneas
A teoria das potências instantâneas, ou teoria pq se baseia na definição dos
valores das potências instantâneas, ativa e reativa, do sistema no domínio do
tempo. Ou seja, através dessa teoria pode-se controlar as potências injetadas na
rede pelo inversor definindo os valores para as mesmas. A teoria pq utiliza a
Transformada de Clarke (seção 3.2.1) para transformar o sistema trifásico de
eixos em um sistema de eixos estacionários αβ0.
𝑝𝑝3∅(𝑡𝑡) = 𝑣𝑣𝐶𝐶𝑖𝑖𝐶𝐶 + 𝑣𝑣𝑎𝑎𝑖𝑖𝑎𝑎 + 𝑣𝑣𝑎𝑎𝑖𝑖𝑎𝑎 = 𝑣𝑣𝛼𝛼𝑖𝑖𝛼𝛼 + 𝑣𝑣𝛼𝛼𝑖𝑖𝛼𝛼 = 𝑝𝑝(𝑡𝑡) (3.9)
𝑞𝑞(𝑡𝑡) = 𝑣𝑣𝛼𝛼𝑖𝑖𝛼𝛼 − 𝑣𝑣𝛼𝛼𝑖𝑖𝛼𝛼 (3.10)
Novamente, como o sistema em questão é trifásico e equilibrado, não existe
a componente de sequência zero, simplificando as equações. Nas equações (3.9)
e (3.10) está representada a propriedade de invariância da potência,
independente do eixo adotado como referência. Com isso, a igualdade é verificada
através da potência instantânea trifásica, sendo igual a soma da potência nas
componentes αβ.
Uma abordagem mais apurada da origem das equações pode ser
visualizada em [8].
�𝑖𝑖𝛼𝛼(𝑡𝑡)𝑖𝑖𝛼𝛼(𝑡𝑡)� = 1
𝑣𝑣𝛼𝛼(𝑡𝑡)2+𝑣𝑣𝛽𝛽(𝑡𝑡)2�𝑣𝑣𝛼𝛼(𝑡𝑡) 𝑣𝑣𝛼𝛼(𝑡𝑡)𝑣𝑣𝛼𝛼(𝑡𝑡) −𝑣𝑣𝛼𝛼(𝑡𝑡)� �
𝑝𝑝𝐶𝐶𝐶𝐶𝑟𝑟(𝑡𝑡)𝑞𝑞𝐶𝐶𝐶𝐶𝑟𝑟(𝑡𝑡)� (3.11)
A equação (3.11) é a base do controle das correntes pela teoria pq. Nela
entra-se com os valores das potências ativas e reativas desejadas que o inversor
injete no sistema (𝑝𝑝𝐶𝐶𝐶𝐶𝑟𝑟 e 𝑞𝑞𝐶𝐶𝐶𝐶𝑟𝑟), já as tensões 𝑣𝑣𝛼𝛼 e 𝑣𝑣𝛼𝛼 são obtidas pela transformada
de Clarke das tensões medidas no ponto de conexão do inversor com a rede,
resultando nas correntes de referência 𝑖𝑖𝛼𝛼 e 𝑖𝑖𝛼𝛼 que serão posteriormente
comparadas com as correntes injetadas na rede.
�𝑖𝑖𝑑𝑑(𝑡𝑡)𝑖𝑖𝑑𝑑(𝑡𝑡)� = 1
𝑣𝑣𝛼𝛼(𝑡𝑡)2+𝑣𝑣𝛽𝛽(𝑡𝑡)2� cos𝜃𝜃 sen𝜃𝜃− sen𝜃𝜃 cos 𝜃𝜃� �
𝑖𝑖𝛼𝛼(𝑡𝑡)𝑖𝑖𝛼𝛼(𝑡𝑡)� (3.12)
21
Para realizar a comparação das correntes de referência 𝑖𝑖𝛼𝛼 e 𝑖𝑖𝛼𝛼 com as
injetadas na rede, é necessário transformar tais correntes de referência para o
sistema de eixo dq através da Transformada de Park (seção 3.2.2). Essa
transformação é mostrada pela equação (3.12).
PWM
O controle das chaves do VSC é feito através do PWM (Pulse With
Modulation). O PWM recebe a tensão trifásica de controle e compara com sinal
de uma onda triangular de frequência constante. A saída do comparador é
dividida em 2 partes. Uma das partes é o próprio sinal de controle, que irá acionar
as chaves superiores de VSC. Já a outra parte passa por um inversor lógico, de
forma a gerar um sinal complementar ao original, que irá acionar as chaves
inferiores no VSC.
Seu diagrama esquemático pode ser visualizado na Figura 3.5 e as
respectivas chaves acionadas podem ser visualizadas na Figura 3.1.
Figura 3.5 - Diagrama do PWM
22
Modos de controle do conversor
Para esse estudo foram desenvolvidos 2 modos de controle do conversor. Os
modos são descritos a seguir.
3.5.1 Modo conectado
Esse modo de operação ocorre quando se tem a geração solar trabalhando
de forma a complementar à energia da rede da concessionária, ou seja, a geração
solar trabalhando conectada à rede de distribuição.
O controle trabalha de forma a forçar o conversor a atuar como uma fonte
de corrente e com isso controlar a injeção de potência na rede com base na teoria
PQ, conforme descrito nas seções 3.1 a 3.3.
De acordo com [9], tal tipo de controle apresenta a vantagem de ser menos
susceptível à distorção de tensão da rede, resultando em menor conteúdo
harmônico e melhor qualidade de energia gerada.
3.5.2 Modo ilhado
Embora ainda não seja um modo permitido por norma, e trata-se de uma
contribuição do estudo em questão, nesse modo de operação o conversor trabalha
em conjunto ou não com o gerador a diesel de forma a suprir as cargas prioritárias
da microrrede, uma vez que a rede de distribuição é desconectada. Com a
operação do gerador a diesel, o controle do conversor permanece igual ao do
modo conectado, uma vez que o gerador passa a ser a referência de tensão do
sistema.
Para a operação sem o gerador a diesel, não se possui mais o controle de
injeção de potência pela teoria PQ, a lógica de controle nesse modo é diferente da
descrita em 3.1. O controle do chaveamento passa a ser de tensão consistindo de
senóides de referência com a amplitude nominal defasadas de 120°, com
sequência de fase ABC.
23
Para manter a mesma fase inicial do sistema, durante o modo conectado,
através do PLL é capturado constantemente e armazenado em um buffer o valor
de theta. Para que no momento do ilhamento, em que é comutado o controle, o
novo modo de operação parta do valor de theta armazenado no último instante
anterior ao ilhamento. A entrada de dados do controle do modo ilhado é então o
theta do último instante do modo conectado. Através desse modo a carga não
percebe variação de fase do sistema. Na Figura 3.6 pode-se ver tal lógica de
controle.
Figura 3.6 - Segundo modo de controle do conversor.
24
Capítulo 4
Modelagem do sistema
A seguir será apresentada a topologia do sistema elétrico que alimenta a
minirrede do Maracanã, bem como sua modelagem de forma a obter uma
representação mais fiel do sistema em questão. Através da modelagem será
possível simular o comportamento para os diferentes cenários conforme serão
discutidos no capítulo 5.
O software usado para a simulação do sistema é o PSCAD/EMTDC [6]. A
escolha de seu uso se deve ao fato da capacidade de permitir uma modelagem
detalhada do circuito chaveado no domínio de tempo, para análise dos
transitórios eletromagnéticos, e também analisar a propagação de harmônicos na
rede.
Todos os dados necessários para o detalhamento da modelagem de toda a
rede que se segue, foram obtidos juntos ao Operador Nacional do Sistema Elétrico
(ONS), a concessionária de distribuição LIGHT, além das informações do próprio
complexo esportivo do Maracanã por meio de visitas técnicas.
Sistema de Subtransmissão
Compreende-se como sistema de subtransmissão, a rede elétrica que parte
das subestações de transmissão, e recebe as linhas de 500 kV do SIN [10], para
as subestações de distribuição de 138 kV da LIGHT.
Para o estudo em questão foram identificadas as 2 subestações de
transmissão de 500 kV responsáveis por alimentar o sistema do Maracanã e seu
entorno. São as subestações de Grajaú e São José. Tais subestações pertencem ao
sistema de FURNAS.
Os detalhes do sistema de subtransmissão, foram obtidos através do banco
de dados do ONS, o qual disponibiliza todas as informações dos circuitos. Tais
25
dados foram obtidos do banco de dados para o cálculo do fluxo de potência no
programa ANAREDE [11].
Através dos dados obtidos, pode-se fazer a modelagem do sistema de
subtransmissão, que parte das subestações do Grajaú e São José até as
subestações de Aldeia Campista e Campo Marte, respectivamente, de onde saem
os alimentadores para o Maracanã. O diagrama unifilar de tais redes, pode ser
visualizado na Figura 4.1 e na Figura 4.2.
38 44107
179 110
178
1670
1649
1650
1651
1652
1655
1653
284
A.CAMPISTA
F.CANECA
GRAJAU---500 kVGRAJAU-2-1CS GRAJAU-1-1CS
345 kV
J.BOTA-A
J.BOTA-B
LEOPOLDO
MANGUEIRA
URUGUAI
R.COMPRI
Linha Principal
MARACANÃ
GRAJAU---138 kV
138 kV
345 kV
138 kV
138 kV
138 kV
138 kV
138 kV
138 kV
138 kV
1,3 + j0 MVA 1,3 + j0 MVA
14,8 + j6,3 MVA
28,4 + j6,7 MVA
89,9 + j23,3 MVA
32,2 + j4,7 MVA
57,3 + j4,8 MVA
26,7 + j4,3 MVA
GTR1: 100 MVA, 345-500/138 kVGTR2: 100 MVA, 500/138 kVGTR3: 100 MVA, 500/138 kVGTR4: 100 MVA, 345-500/138 kV
GTR1 GTR2 GTR3 GTR4
Figura 4.1 - Diagrama unifilar desde a Subestação Grajaú até o Maracanã.
26
108
4200
169
1605
272
1617
TROVÃO—138 kV
271
4113
1616
C.MARTE—138 kV
S.JOSE---500 kV
CAXIAS—138 kV
FIOCRUZ—138 kV
S.JOSE1—138 kV
S.JOSE2—138 kV
TRIAGEM—138 kV
MERITI—138 kV
ReservaLinha
MARACANÃ
1764 + j1014 MVA
59,9 + j3,8 MVA72,9 + j31,9 MVA
8,8 + j3,7 MVA 38,4 + j1,4 MVA
31,9 + j4,4 MVA41 + j10,1 MVA
SJTR1: 600 MVA, 500/138 kVSJTR2: 600 MVA, 500/138 kVSJTR3: 600 MVA, 500/138 kVSJTR4: 600 MVA, 500/138 kV
SJTR2SJTR1
SJTR4SJTR3
Figura 4.2 - Diagrama unifilar desde a Subestação São José até o Maracanã.
Partindo dos barramentos das subestações de Grajaú e São José, que
foram considerados como barramentos infinitos, ou seja, capazes de suprir todo
o sistema de subtransmissão modelado no PSCAD. Já as cargas são modeladas,
por pontos fixos de potência ativa e reativa.
Os transformadores foram modelados considerando o modelo com a
variação do tape. Já as linhas de transmissão, tiveram sua modelagem por seções
π-equivalentes, com uma resistência e indutância em série, e capacitância em
paralelo à linha.
27
Na Figura 4.3 pode-se visualizar o sistema em questão modelado no
PSCAD. Os barramentos de cor preta possuem tensão de 500 kV, já os de cor azul,
possuem tensão de 345 kV, e os de cor verde, possuem tensão de 138 kV.
Figura 4.3 - Sistema de Subtransmissão modelado no PSCAD.
28
Alimentador do Maracanã
O alimentador principal do Maracanã tem sua origem na subestação de
Aldeia Campista. Já o alimentador secundário tem sua origem na subestação de
Campo Marte. Os dados desses alimentadores foram obtidos junto à LIGHT.
Ambos alimentadores são detalhados, conforme o diagrama unifilar da
Figura 4.4. A subestação de Aldeia Campista possui 3 transformadores, e o
alimentador principal do estádio parte do transformador ALCTR3. Já a
subestação de Campo Marte possui quatro transformadores, e o alimentador
reserva parte do transformador CMTTR2. Ambos alimentadores chegam até o
Maracanã pelo sistema de distribuição subterrâneo.
1655
1
CARGA DE ALCTR1
A. CAMPISTA
574
575
CARGA DE ALCTR2
545
546
3
4
ALCTR1 ALCTR2 ALCTR3
2
1616
1
C.MARTE
710
711
CARGA DE CMTTR5
671
672
3
4
CMTTR1CMTTR5CMTTR2
2
688
689
CMTTR3
CARGA DE CMTTR3
CARGA DE CMTTR1
newCR1616newCR1655
14,39 + j4,4635,86 + j4,10
ALCTR1: 40 MVA, 138/13,8 kVALCTR2: 40 MVA, 138/13,8 kVALCTR3: 20 MVA, 138/13,8 kV
CMTTR1: 40 MVA, 138/13,8 kVCMTTR2: 40 MVA, 138/13,8 kVCMTTR3: 20 MVA, 138/13,8 kVCMTTR5: 20 MVA, 138/13,8 kV
MARACANÃ
Figura 4.4 - Diagrama unifilar do sistema Maracanã: alimentação principal e reserva.
A seguir a modelagem dos 2 alimentadores no PSCAD. O alimentador
principal oriundo da subestação de Aldeia Campista pode ser visualizado com
mais detalhes na parte esquerda da Figura 4.5, além do alimentador secundário,
oriundo da subestação de Campo Marte, a direita da mesma figura.
29
O alimentador principal é conectado na barra 1655 de Aldeia Campista de
138 kV. Seu circuito possui um transformador 138/13,8 kV (ALCTR3) de 20 MVA,
que alimenta o barramento bac_8, ainda em Aldeia Campista. De tal barramento,
parte o cabo subterrâneo que alimenta o estádio, e também parte o alimentador
que fornece energia para a minirrede de Aldeia Campista (NO8) que será
detalhada na seção 4.7.
Já o alimentador reserva é conectado na barra 1616 da subestação de
Campo Marte de 138 kV. Seu circuito possui também um transformador 138/13,8
kV (CMTTR2) de 20 MVA, que alimenta o barramento bcm_8, de Campo Marte.
De tal barramento parte um cabo subterrâneo que faz a alimentação reserva do
estádio, e também parte o alimentador que fornece energia para a minirrede de
Campo Marte (NO8_CM) que será detalhada na seção 4.7.
Os cabos subterrâneos, tanto do alimentador principal, quanto reserva do
estádio, são cabos duplos com seções nominais de 240 mm2 e foram considerados
também na modelagem através do modelo de um cabo de cobre coaxial que
possuí um núcleo condutor, um revestimento isolante e uma blindagem na
Figura 4.5 - Alimentadores do Estádio modelados no PSCAD.
30
camada externa. Os valores de espessura, em metros, equivalentes de cada
camada adotados podem ser visualizados na Figura 4.6.
Figura 4.6 - Modelagem dos cabos alimentadores subterrâneos do estádio no PSCAD
Os cabos ficam enterrados a uma profundidade de 1 m do solo e possuem
as 3 fases separadas a 1 m de distância, conforme pode ser visualizado na
geometria da Figura 4.6 acima. Eles possuem um comprimento aproximado de
1,5 kM para o alimentador principal e 2,4 kM para o alimentador reserva.
Barramento de 13,8 kV do Maracanã
O barramento do estádio do Maracanã é o local onde se conectam os cabos
alimentadores, tanto o principal quanto o reserva, por meio de disjuntores
(BRK_), conforme pode ser visto na parte superior da Figura 4.7.
Na parte inferior da Figura 4.7 são conectados os 2 tipos de geradores
elétricos disponíveis no estádio, a geração solar e a diesel. Também na mesma
Figura 4.7 são conectadas as 2 cargas do próprio estádio, que representam a
parcela de carga prioritária de 0,9 MW e necessita de suprimento de energia
ininterrupto, e a parcela não prioritária.
31
O inversor será detalhado na seção 4.5, e é conectado ao barramento do
Maracanã por meio de um transformador 0,22/13,8 kV de 10 MVA, já o gerador
a diesel, é detalhado em 4.6, e se conecta direto ao barramento.
Figura 4.7 - Modelagem do barramento de 13,8 kV do Maracanã no PSCAD
32
Geração solar
O modelo do painel solar adotado é o incluso na própria biblioteca do
PSCAD. Para essa modelagem foi utilizado os dados técnicos do painel Kyocera
KD180GH-2P [12] que possui as seguintes especificações para as condições
padrão de operação (1000 W/𝑚𝑚2 e 25 ºC) na Tabela 4.1:
Tabela 4.1 - Especificações do painel Kyocera KD180GH-2P
Potência máxima 𝑃𝑃𝑚𝑚𝐶𝐶𝑚𝑚 180W (+5%/-5%) Tensão 𝑉𝑉𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 23,6 V
Corrente 𝐼𝐼mpp 7,63 A Tensão 𝑉𝑉oc 29,5 V
Corrente 𝐼𝐼sc 8,35 A Coeficiente de Temperatura em 𝑉𝑉oc −1,06 x 10−1 V/ºC Coeficiente de Temperatura em 𝐼𝐼sc 5,01 x 10−3A/ºC
Conforme pode ser visualizado na Figura 4.8, o painel solar é conectado ao
inversor por meio de um capacitor que serve de filtro para a tensão CC de saída
do painel. Foram testados diversos valores de capacitância durante a simulação
com o objetivo de manter a tensão no elo CC a mais filtrada possível, de forma
que valores de capacitância abaixo de 7.2 mF provocam um “ripple” maior na
tensão CC, e faz com que, o inversor não consiga desempenhar corretamente seu
controle e tenha uma drástica redução na potência injetada.
Figura 4.8 – Modelagem da geração solar no PSCAD
Para injetar uma potência de 0.36 MW no barramento do Maracanã,
correspondente a potência total do estádio, foram necessários 2000 painéis. Os
painéis foram arranjados conforme Figura 4.9, com Ns = 20 em série para manter
uma tensão no elo CC de aproximadamente 0,5 kV, e Np = 100 em paralelo para
atender a potência desejada.
c1
BRK_ilha_AC
inversorFase_DC
Neutro_DC
Controle
ABC
GT
+
TbarraF
TbarraLF
Ipv
Vpv45.0
800.0
7.2
[mF]
33
Para injetar uma potência de 4 MW no barramento do Maracanã,
correspondente a potência total de todo o complexo, foram necessários 23.600
painéis. Os painéis foram arranjados conforme Figura 4.9, com Ns = 40 em série
para manter uma tensão no elo CC de aproximadamente 1 kV, e Np = 590 em
paralelo para atender a potência desejada.
Figura 4.9 - Arranjo painel solar.
...
...
...
... ... ... ... ... ...
...
Np
Ns
34
Conversor de potência
Com base na modelagem já descrita no capítulo 3, o inversor e seu controle
foram modelados no PSCAD, conforme as figuras que se seguem.
Na Figura 4.10 é apresentada a modelagem do VSC e conta com um reator
que assume 2 valores por meio de uma chave que realiza o by-pass de parte do
reator, mediante ao controle utilizado. No caso da operação em modo conectado
a chave é fechada e o reator assume uma indutância de 0,02 mH, já para o modo
ilhado de operação, a chave é aberta e ele assume um valor de 0,073 mH. Esses 2
valores foram obtidos de forma empírica, de forma a ser um valor pequeno o
suficiente para maximizar a potência injetada e também o suficientemente
grande para filtrar as correntes de saída.
Figura 4.10 - Modelagem do VSC no PSCAD
As tensões e correntes necessárias para a realimentação do controle são
medidas no ponto de conexão do VSC com o sistema, de forma que o controle
manterá sempre nesse ponto os níveis de tensão e correntes estabelecidos.
Conforme já descrito em 3.1, a lógica de controle modelada no PSCAD pode
ser visualizada na Figura 4.12, que segue respectivamente a ordem da Figura 4.11,
já apresentada em 3.1. Salvo os itens 8 e 9 que foram introduzidos para selecionar
entre os diferentes modos de operação.
35
Figura 4.12 – Controle para o modo conectado do chaveamento modelado no PSCAD
No item 8 da Figura 4.12, acontece a comutação entre os 2 modos de
controle do chaveamento, ou seja, através de um sinal de controle é possível
comutar entre o modo de operação conectado e o modo ilhado. Caso o modo seja
o conectado, segue a lógica descrita de 3.1 a 3.3 e na Figura 4.12. Caso o modo seja
o ilhado, segue a lógica descrita na seção 3.5.2 e na Figura 3.6.
Já no item 9 da Figura 4.12, ocorre a comutação entre o valor da injeção de
potência, para o caso o valor de injeção correspondente ao Complexo do
Maracanã (4 MW) ou do estádio do Maracanã (0,36 MW).
Os valores das constantes do controlador PI no item 5 são mostrados
abaixo. Tais valores foram obtidos de forma empírica para permitir um controle
mais eficiente e com baixo conteúdo harmônico.
𝐾𝐾𝑚𝑚 = 1;
𝜏𝜏 = 0,01 𝑐𝑐;
Na parte 1 da Figura 4.12 é apresentada a operação matemática necessária
para a transformada de Clarke descrita na seção 3.2.1 dentro do PSCAD. As
Figura 4.11 – Blocos de controle
36
tensões nos eixos ABC são transformadas em tensões nos eixos αβ. Tal sistema
tem como entrada as tensões em PU medidas no ponto de conexão do inversor
com a rede da concessionária.
A parte 2 da Figura 4.12 consiste na teoria PQ apresentada em 3.3. As
entradas do sistema são as tensões nos eixos αβ resultantes da parte 1, e os valores
de potência ativa e reativa desejados que o inversor injete. Já a saída do sistema
são as correntes de controle nos eixos αβ.
Na parte 3 da Figura 4.12 ocorre a operação matemática necessária para a
transformada de eixos αβ para dq descrita em 3.3. As correntes de controle nos
eixos αβ, entrada da operação, são transformadas em correntes de controle nos
eixos dq, saída da operação. Para essa transformação também se faz necessário
como entrada, o theta gerado pelo PLL.
Na parte 6 da Figura 4.12 é apresentada a operação matemática necessária
para a transformada inversa de eixos dq para ABC descrita em 3.2.2. As tensões
nos eixos dq, entrada da operação, são transformadas em tensões nos eixos ABC,
saída da operação. Novamente, para essa transformação também se faz
necessário como entrada, o theta gerado pelo PLL.
Conforme descrito em 3.4, o sistema modelado do PWM no PSCAD pode
ser visualizado na Figura 4.13. Tal operação é realizada na parte 7 da Figura 4.12.
A entrada tem como as tensões nos eixos ABC resultantes da parte 6 e a saída são
os sinais de controle dos IGBTs do VSC. A onda triangular é comparada com as
tensões de entrada, possui uma frequência de 5000 Hz, e uma amplitude de 1
unidade.
37
Figura 4.13 - Operação do PWM
Na parte 4 da Figura 4.12 é realizado uma comparação entre a corrente de
controle obtida na parte 3 com as correntes medidas no ponto de conexão do
inversor com a rede da concessionária. Para trabalhar com a mesma referência,
as correntes medidas são transformadas dos eixos ABC para os eixos dq, através
da transformada de Park descrita em 3.2.2, e que pode ser visualizada na Figura
4.14.
Figura 4.14 - Operação para a transformada de Park (ABC p/ dq)
O PLL descrito em 3.4 foi adicionado ao sistema através do PLL da própria
biblioteca do PSCAD, e pode ser visualizado Figura 4.15.
Também na Figura 4.15, pode ser observado as conversões da tensão e
corrente do sistema em PU utilizando as bases de 1 MVA e 0,22 kV.
Figura 4.15 - Modelagem do PLL e conversões para PU
38
Na Figura 4.16 é modelado o controle do chaveamento do VSC para o modo
ilhado, conforme descrito na seção 3.5.2. Sua saída serão as tensões em
coordenadas ABC, com amplitude de 1 unidade e frequência de 60 Hz, que por
meio do chaveamento do item 8 da Figura 4.12, serão conectados ao item 9, o
PWM.
Figura 4.16 - Controle para o modo ilhado do chaveamento modelado no PSCAD
Gerador a Diesel
Embora o enfoque do trabalho seja a análise da geração solar presente no
estádio, um dos modos de operação estudado necessita da modelagem de um
gerador a diesel. Tal modo é necessário para estudar o comportamento de todo o
sistema no momento em que a geração solar e a diesel estão funcionando em
conjunto. Em 2.1 é mostrado que o estádio possui 4 geradores a diesel, porém na
modelagem do sistema foi utilizado um único gerador equivalente a potência
injetada pelos 4 geradores.
Para a modelagem do gerador a diesel no PSCAD, foi utilizado como base
um modelo já pronto de um gerador a diesel, que possui uma máquina síncrona
controlada pelos controles disponíveis na biblioteca do PSCAD. Tal gerador
equivalente possui a potência de 6MVA, uma tensão de linha de 13,8 kV, sendo
possível conecta-lo diretamente ao barramento do estádio, e constante de inércia
de 2,9 s.
39
Na Figura 4.17 é possível visualizar tal gerador equivalente e sua
modelagem. Na parte inferior à máquina síncrona, na Figura 4.17, está o controle
de torque e velocidade do gerador, levando em conta a dinâmica de uma máquina
a diesel. Já na parte superior, está o controle da excitação de campo.
Figura 4.17 - Modelagem do gerador a diesel no PSCAD
40
Minirrede
A modelagem da minirrede de acordo com 2.2, compreendida no sentido
das subestações de Aldeia Campista e Campo Marte, para as cargas, foi
desenvolvida no PSCAD da mesma forma que o sistema de subtransmissão, e
pode ser visualizada na Figura 2.2. Novamente, com base nos dados de 4.1, as
linhas de transmissão, tiveram sua modelagem por seções π-equivalentes, com
uma resistência e indutância em série, e capacitância em paralelo a linha.
Todos as barras dessa minirrede possuem a tensão de 13,8kV. Já as cargas,
foram modeladas por pontos fixos de potência ativa e reativa. Cada uma possui
um disjuntor associado de forma a fazer o controle de carga no momento do
ilhamento. Tal controle se baseia no corte de carga, ou seja, fazer o desligamento
das cargas não prioritárias de forma a manter a continuidade no fornecimento de
energia para as cargas prioritárias. Os disjuntores representam, na verdade, os
dispositivos inteligentes da rede elétrica inteligente.
Nessa minirede, já considerado com um sistema de distribuição, pelo fato
das linhas possuírem um comprimento menor em relação as linhas do sistema de
subtransmissão, o efeito capacitivo das mesmas é menor. A relação X/R agora
também é menor já que o nível de tensão é menor, o que acarreta correntes mais
elevadas nas linhas, que devem apresentar resistência considerável.
Na Figura 4.18 pode se visualizar com mais detalhes a parte da minirede
alimentada pela subestação de Aldeia Campista. Já na Figura 4.19 pode se
visualizar com mais detalhes, a parte da minirede alimentada pela subestação de
Campo Marte. Conforme mencionado na seção 4.2 e ilustrado na Figura 4.5, são
indicados os pontos de alimentação das 2 minirredes. Pontos estes que se
conectam nos barramentos das subestações de Aldeia Campista e Campo Marte.
41
Figura 4.18 - Modelagem da minirede de Aldeia Campista no PSCAD
bac_10
PI Section
_31
_34
_3PI Section
PI Section
_50
PI Section
_5
_5
PI Section
c_60PI Section
PI Section
c_71
_
_75
c_89
PI Sectionc_93
_115
PI Section
_ 0
P+jQ
_ 38PI Section
_136
_145
PI Section
_149
_150PI Section
_ 5 _163
PI Section
_ 0
_ 66
PI Section
_ 68
_182
_186
PI Section
_209
_213
PI Section
P+jQ
_
PI Section
_ 5PI Section
P+jQ
PI Section
_ 5
PI Section
_340PI Section
_338
_ 39
_244PI Section
_242
PI Section
_261
_267 PI Section
_264
PI Section
PI Section_266
_279PI Section
_283
PI Section
_258
PI Section
PI Section
_284
PI Section
_ 86
P+jQ
_30
PI Section
PI Section
_3
_3 0
_322
PI Section
PI Section
_324
_8_
P+jQ
_540
PI Section
_436
BRK_LDS4886
BRK_
LDS4
242
c_27
0 [o
hm]
0 [o
hm]
0 [o
hm]
0 [o
hm]
0 [o
hm]
0 [o
hm]
0 [o
hm]
0 [ohm]
0 [ohm]
0 [o
hm]
0 [o
hm]
0 [ohm]
0 [ohm]
PI Section
_140
PI Section
PI Section
PI Section
Ea_8ac
V A
P+jQ
P+jQ
P+jQ
P+jQ
P+jQ
P+jQ P+jQ
P+jQ
P+jQ
P+jQ
P+jQ
P+jQ
P+jQ
P+jQ
P+jQP+jQ
P+jQ P+jQ
P+jQ
P+jQ
BRK_
540
BRK_
34
BRK_37
BRK_
77
BRK_60
BRK_
57
BRK_150
BRK_170
BRK_120
BRK_
93
BRK_136
BRK_
152
BRK_
168
BRK_
214
BRK_
186
BRK_215
BRK_340
BRK_284
BRK_258
BRK_244
BRK_267
BRK_266
BRK_
324
BRK_
322
BRK_
302
NO8
0 [o
hm]
Ec_8ac
Eb_8
ac
Ea_8ac_rem
Ec_8ac_rem
Eb_8
ac_r
em
VA
Ponto de conexão com a subestação de Aldeia Campista
42
Figura 4.19 - Modelagem da minirede de Campo Marte no PSCAD
bcm_8_2
bcm_1
PI Section
_
PI SectionBR
K_LDS837
_8
m_83
PI Section
PI Section
m_93
P+jQ P+jQBR
KCM
_93
BRKC
M_8
3
_ 5
PI Section
_160
PI Section
P+jQ
BRKC
M_1
60
PI Section
m_118
_ 5PI Section
P+jQ
BRKCM_152
PI Section_ 5
_129PI Section
P+jQ
BRKCM_129
_ 9PI Section
P+jQ
BRKCM_149
_198
_162
PI SectionBR
K_LDSPED
RO
AL
_ 0
PI Section
P+jQ
BRKC
M_2
10
_ 0
_386
PI Section
PI Section
_38
PI Section
P+jQ
BRKC
M_3
87P+jQ
BRKC
M_3
86
_ 9
PI Section
_ 3
PI Section
P+jQ
BRKC
M_2
34
_270
PI Section
P+jQ
BRKC
M_2
70
PI Section
_
P+jQ
BRKC
M_2
71
PI Section
_272
_336
PI Section
_355
PI Section
_38
PI Section
P+jQ
BRKC
M_3
82
PI Section
PI Section
_3 0
PI Section_3
PI Section
P+jQ
BRKC
M_3
47P+jQ
BRKC
M_3
40
_ 6
_356
_358
PI Section
P+jQ
BRKC
M_3
58PI Section
_359
P+jQ
BRKC
M_3
59
_363
PI Section
P+jQ
BRKC
M_3
63
_364
PI Section
P+jQ
BRKC
M_3
64
PI Section
_365
_366
PI Section
P+jQ
BRKC
M_3
66
PI Section
_36
_379
PI Section
P+jQ
BRKC
M_3
79
PI Section
_368
PI Section
_3 0
P+jQ
BRKC
M_3
68
_373
PI Section
P+jQ
BRKC
M_3
73
PI Section
_374
_3 5
PI Section
P+jQ
BRKC
M_3
75P+jQ
BRKC
M_3
74
P+jQ
BRKC
M_276
_ 8PI Section
P+jQ
BRKC
M_278
_ 9PI Section
P+jQ
BRKC
M_279
_ 83PI Section
_335
PI Section
P+jQ
BRKC
M_335
PI Section_284
_333
PI S
ectio
n
P+jQ
BRKC
M_3
33
PI Section_285
P+jQ
BRKC
M_2
85PI Section
_ 86
P+jQ
BRKC
M_2
86
PI Section_ 90
P+jQ
BRKC
M_2
90
PI Section_ 9
P+jQ
BRKC
M_2
91
PI Section_ 9
_ 9
PI S
ectio
nBR
KCM
_294
PI Section_295
_ 98
PI Section
P+jQ
BRKC
M_2
98PI
Sec
tion
P+jQ
_ 99
P+jQ
BRKC
M_2
99
_300
PI Section
P+jQ
BRKC
M_300
_30
PI Section
P+jQ
BRKCM_301
_305
PI SectionPI Section_310
P+jQ
BRKC
M_3
10
_309PI Section
P+jQ
BRKCM_309
PI Section_315
BRKC
M_3
15
P+jQ
PI Section_316
PI Section_317
_331
PI Section
P+jQ
BRKC
M_331_321
P+jQ
BRKC
M_321
PI Section_322
P+jQ
BRKC
M_3
22
PI Section_323
_324
PI Section
P+jQ
BRKC
M_324
_328PI Section
P+jQ
BRKCM_328
PI Section
V A
NO8_CM
0 [o
hm]
Ea_8cm
Ec_8cm
Eb_8
cm
Ea_8
cm_r
em
Ec_8cm_rem
Eb_8cm_rem
VA
Ponto de conexão com a subestação de Campo Marte
43
Capítulo 5
Resultados
Com base nos modos de operação apresentados na seção 2.2, foram feitas 3
simulações para analisar o comportamento de todo o sistema em tais modos.
Simulação 1
A primeira simulação, envolve o uso do modo 1. A potência gerada pelo
painel solar é a produzida pelo estádio, ou seja, 360 kW.
O objetivo dessa simulação é analisar o comportamento do sistema para a
configuração de geração atual do estádio do Maracanã. Conforme já mencionado
anteriormente, a geração solar trabalha somente no modo conectado com a rede,
e em uma possível desconexão da geração principal, a geração solar também é
desconectada. Além da potência gerada pela geração solar não conseguir nem
suprir a carga prioritária de 0,9 MW do estádio. Logo, para essa simulação não se
tem o processo de ilhamento e formação da minirrede.
Para esse caso, o tempo total de simulação é de 2 segundos. Apenas para a
inicialização da simulação, o conversor é conectado ao sistema em 0,3 segundos.
A potência base e a tensão de base para esse caso tem os valores de 1 MVA e 0,22
kV, respectivamente, referenciados ao lado do conversor.
5.1.1 O conversor
Na Figura 5.1 é mostrada a potência ativa injetada pelo conversor na barra
do Maracanã. Tal medida é realizada no ponto de conexão da geração solar com
o barramento, ponto 1 da Figura 4.7.
44
Figura 5.1 - Gráfico da potência ativa injetada pelo conversor na simulação 1.
Conforme mencionado anteriormente, o conversor é conectado em 0,3
segundos, e o sistema trabalha no modo 1, com o controle de chaveamento do
conversor com base na teoria PQ, seção 3.5.1.
Na Figura 5.1 pode-se perceber que o conversor injeta os 0,36 MW, curva
Pinv. Já a curva PG representa a potência gerada pelo gerador a diesel, desligado
para essa simulação.
Abaixo, na Figura 5.2, pode-se visualizar a potência reativa injetada pela
geração solar, curva Qinv, medida no ponto 1 da Figura 4.7. Já a curva QG
representa o reativo do gerador a diesel medido no ponto 5 da Figura 4.7,
desligado para essa simulação.
Figura 5.2 - Gráfico da potência reativa injetada pelo conversor na simulação 1.
45
Também na Figura 5.2, é mostrada a curva Qinv_antraf, tal curva
representa a potência reativa injetada somente pelo conversor, medido no ponto
2 da Figura 4.7. Já a curva Qinv é o resultante do sistema conversor mais
transformador. Ou seja, o conversor é conectado ao barramento do Maracanã
através de um transformador que consome 0,1 MVar da rede. No tempo 0,3
segundos, partida do conversor, ele supre a carga do transformador, gerando o
pico na curva Qinv a partir de 0,3 segundos. Já a partir de 0,5 segundos, o sistema
se estabiliza e o transformador volta a consumir 0,1 MVar da rede.
Na Figura 5.3 abaixo pode-se ver o gráfico da tensão trifásica em PU de
saída do inversor. A tensão do sistema se mantém em 1 PU.
Figura 5.3 - Gráfico da tensão de saída do inversor para a simulação 1
Já na Figura 5.4, é mostrado a corrente de saída do inversor que se mantém
em 0,36 PU, com o controle utilizado.
Figura 5.4 - Gráfico da corrente de saída do inversor para a simulação 1
46
Com o objetivo de mostrar o rastreamento do erro no controle do modo 1,
é mostrado na Figura 5.5, tanto o gráfico do erro em eixo direto, como em
quadratura.
Figura 5.5 - Gráfico do erro da comparação das correntes em eixo DQ para a simulação 1
Percebe-se que o controle do inversor trabalha de forma a injetar a
potência desejada, uma vez que o erro da comparação entre as correntes
desejadas e medidas é zero.
5.1.2 O painel solar
Abaixo, é mostrado na Figura 5.6, a potência de saída do painel solar,
potência essa injetada no conversor pelo painel.
Figura 5.6 - Gráfico da potência do painel solar para a simulação 1
47
A seguir na Figura 5.7 é mostrado o gráfico da tensão no elo CC do painel
com o conversor. Antes do conversor ser ligado, a tensão de circuito aberto do
arranjo do painel solar desenvolvido, gerou uma tensão de aproximadamente
0,59 kV no elo CC. Já com o sistema operando conectado à rede, essa tensão
diminui para o valor aproximado de 0,49 kV. Como não foi implementado um
sistema de MPPT, a tensão é definida pelas características e arranjo das placas do
painel solar.
Figura 5.7 - Gráfico da tensão de saída do painel solar na simulação 1
5.1.3 Medição de harmônicos na rede
O nível de distorção harmônica é um dos critérios levados em conta para a
análise da qualidade de energia. A seguir, foi feita uma medição dos valores das
componentes harmônicas da tensão e corrente, através da decomposição de tais
sinais através da Transformada Rápida de Fourier (FFT), que determina a
amplitude das componentes harmônicas em função do tempo. Esses valores
foram medidos no instante final da simulação que para o presente caso é o
instante t = 2,0 s. Suas medidas foram tomadas na saída do inversor (ponto 2 da
Figura 4.7).
Na Figura 5.8 e Figura 5.9 pode-se ver o valor das componentes
harmônicas da tensão e corrente em PU no conversor, respectivamente.
48
A componente harmônica de maior valor para a tensão de saída do
conversor, além da fundamental, é a componente de 5ª ordem. Tal componente,
possui um percentual de 0,004% em relação à componente fundamental (que
possui um valor de 1,02 PU).
Para a corrente, a componente harmônica de maior valor, além da
fundamental, é também a de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual
de 2,6% em relação à componente fundamental (que possui um valor de 0,35 PU).
Figura 5.8 - Gráfico da FFT da tensão do inversor para a simulação 1
Figura 5.9 - Gráfico da FFT da corrente do inversor para a simulação 1
49
Simulação 2
A segunda, envolve o uso dos modos 1 e 2. O sistema, no modo 1, é ilhado
passando para o modo 2. A potência gerada pelo painel solar é a produzida pelo
complexo, ou seja, 4 MW.
Em essa simulação se concentra o objetivo principal do estudo que é a
operação ilhada e a formação da minirrede através da geração solar. Para o
momento da operação ilhada, além da medição do índice de distorção harmônica,
também são feitos testes de desbalanço para a análise da qualidade de energia.
Para esse caso, o tempo total de simulação é de 2 segundos, e a passagem do
modo 1 para o modo 2, ou seja, o sistema é ilhado em 1,2 segundos. Apenas para
a inicialização da simulação, o conversor é conectado ao sistema em 0,3 segundos.
Diferente da simulação 1, a potência base e a tensão base para essa simulação tem
os valores de 4 MVA e 0,22 kV, respectivamente, referenciados ao lado do
conversor.
5.2.1 O conversor
Na Figura 5.10 é mostrada a potência ativa injetada pelo conversor no
barramento do sistema. Para essa simulação é considerado apenas um único
ponto de geração com a potência total equivalente do complexo, e tal ponto é
conectado diretamente ao barramento do Maracanã. Conforme na simulação
anterior, tal medida é realizada no ponto de conexão da geração solar com o
barramento, ponto 1 da Figura 4.7.
Figura 5.10 - Gráfico da potência ativa injetada pelo conversor na simulação 2
50
Conforme mencionado anteriormente, o conversor é conectado em 0,3
segundos, e de 0,3 a 1,2 segundos o sistema trabalha no modo 1, com o controle
de chaveamento do conversor com base na teoria PQ, seção 3.5.1. A partir de 1,2
segundos o sistema passa para o modo 2, e o controle de chaveamento do
conversor passa a ser o apresentado na seção 3.5.2.
Na Figura 5.10 pode-se perceber que o conversor injeta os 4 MW com os 2
tipos de controle, curva Pinv. Apenas é notada uma queda de aproximadamente
0,8 MW de duração de 0,05 segundos, devido ao tempo de chaveamento de um
controle para o outro. Já a curva PG representa a potência gerada pelo gerador a
diesel, desligado para essa simulação.
A Figura 5.11 mostra a potência reativa injetada pela geração solar, curva
Qinv, medida no ponto de conexão com o barramento do Maracanã, ponto 1 da
Figura 4.7. Já a curva QG representa o reativo do gerador a diesel medido no
ponto 5 da Figura 4.7, desligado para essa simulação.
Figura 5.11 - Gráfico da potência reativa injetada pelo conversor na simulação 2
Semelhante a simulação 1, o transformador do conversor consome 0,1
MVar da rede no modo 1. Já no modo 2, após o ilhamento, esse valor é suprido
pelo painel, somado aos 0,45 MVar fornecido para a minirrede, já que o sentido
da potência reativa foi invertido. O total de reativo gerado pelo painel pode ser
visualizado na curva Qinv_antraf, medido entre o conversor e o seu
transformador, ponto 2 da Figura 4.7. No momento de conexão do painel é gerado
um transitório no reativo, que estabiliza no segundo 0,7.
51
Abaixo é mostrado, na Figura 5.12, o gráfico da tensão trifásica em PU de
saída do inversor. A tensão de saída com o sistema no modo 1 e no modo 2 se
mantem em 1 PU.
Figura 5.12 - Gráfico da tensão de saída do inversor para a simulação 2
No momento da comutação de controles (1,2 segundos), a tensão sofre
uma deformidade devido ao tempo de chaveamento entre os controles.
Já na Figura 5.13, é mostrado a corrente que se mantém em 1 PU, tanto no
modo 1, como no modo 2.
Figura 5.13 - Gráfico da corrente de saída do inversor para a simulação 2
Novamente, devido a comutação entre os controles a corrente também
sofre uma deformação no momento da comutação (1,2 segundos).
52
Com o objetivo de mostrar o rastreamento do erro no controle do modo 1,
é mostrado abaixo, na Figura 5.14, tanto o gráfico do erro em eixo direto, como
no eixo em quadratura, para o intervalo de tempo de atuação de tal controle (0,3
a 1,2 segundos).
Figura 5.14 - Gráfico do erro da comparação das correntes em eixo DQ para a simulação 2
O controle do inversor trabalhou de forma a injetar a potência desejada. O
erro da comparação entre as correntes desejadas e medidas foi zero para o modo
1 de operação.
5.2.2 O painel solar
Abaixo, é mostrado na Figura 5.15, a potência de saída do painel solar,
potência essa injetada no conversor pelo painel.
Figura 5.15 - Gráfico da potência do painel solar para a simulação 2
53
Em 1,2 segundos é notado uma queda de 2 MW em um intervalo de tempo
de 0,02 segundos, novamente devido ao chaveamento de um controle para o
outro. Conforme na Figura 5.10 essa queda de potência no lado da carga foi menor
devido a impedância de conexão do conversor ao barramento e seu
transformador que suavizaram a variação na corrente, e por sua vez, a potência.
A seguir, Figura 5.16, é mostrado o gráfico da tensão no elo CC do painel
com o conversor. Antes do conversor ser ligado, a tensão de circuito aberto do
arranjo do painel solar desenvolvido, gerou uma tensão de aproximadamente 1,2
kV no elo CC. Já com o sistema operando em modo 1, essa tensão cai para o valor
aproximado de 1 kV. E o sistema operando em modo 2, essa tensão vai para 0,85
kV aproximado.
Figura 5.16 - Gráfico da tensão de saída do painel solar na simulação 2
54
5.2.3 Atendimento de cargas prioritárias (“Recortes”)
Na Figura 5.17, pode-se ver a potência fornecida a carga prioritária de 0,9
MW do estádio do Maracanã medida no ponto 3 da Figura 4.7, tanto para o
momento do modo 1, como para o de modo 2.
Figura 5.17 - Gráfico da potência na carga prioritária do Maracanã para a simulação 2
Com a potência gerada de 4 MW não é possível atender a carga prioritária
do estádio e de toda a minirrede. Com isso foi feito um “recorte” nas cargas da
minirrede, desligando as cargas não prioritárias. Porém como não se conseguiu
obter informações de quais cargas de fato são prioritárias na minirrede, foi feito
um levantamento aleatório das cargas, combinando-as de forma, a somar com a
prioritária do estádio, e totalizar 4 MW.
Para a parte da minirrede compreendida na subestação de Aldeia
Campista, foi feito o desligamento das cargas através dos disjuntores próximos as
mesmas. E as cargas desligadas podem ser visualizadas na Figura 5.18, na qual os
segmentos que estão com a cor verde, mostram os circuitos desligados no
momento do ilhamento. Já os segmentos que estão com a cor vermelha, revelam
os circuitos que foram considerados como prioritários e permaneceram
conectados após o ilhamento.
56
A seguir, na Figura 5.19 pode ser visualizado o gráfico da potência injetada
de 4,1 MW e 3,3 Mvar, quando o sistema opera no modo 1. Esses valores
representam o valor total de potência consumida pela minirrede de Aldeia
Campista. Quando o sistema é ilhado, passando para o modo 2, e ocorre o
“recorte” das cargas, tal potência é reduzida para 1,6 MW e 1,2 Mvar.
Figura 5.19 - Gráfico da potência da ilha de Aldeia Campista para a simulação 2
Abaixo, na Figura 5.20, é mostrada a tensão trifásica, e entre fases (rms)
na barra 8, que é a barra de alimentação da minirrede de Aldeia Campista, e
possui uma tensão de base de 13.8 kV. Já na Figura 5.21 é mostrada a tensão na
barra da carga mais distante da barra 8, que no caso é a barra 322.
Figura 5.20 - Gráfico da tensão da ilha de Aldeia Campista para a simulação 2
57
Figura 5.21 - Gráfico da tensão na barra remota da ilha de Aldeia Campista para simulação 2
Na Figura 5.21 percebe-se uma leve elevação na tensão após o ilhamento.
Isso se deve ao aumento do efeito capacitivo do circuito com o desligamento das
cargas não prioritárias com o ilhamento.
Para a parte da minirrede compreendida na subestação de Campo Marte,
da mesma forma que na minirrede anterior, foi feito o desligamento das cargas
através dos disjuntores próximos as mesmas. E as cargas desligadas podem ser
visualizadas na Figura 5.18, na qual os segmentos que estão com a cor verde,
mostram os circuitos desligados no momento do ilhamento. Já os segmentos que
estão com a cor vermelha, revelam os circuitos que foram considerados como
prioritários e permaneceram conectados após o ilhamento.
A seguir, na Figura 5.22, pode ser visualizado o gráfico da potência injetada
de 7,2 MW e 1,8 Mvar, quando o sistema opera no modo 1. Esses valores
representam o valor total de potência consumida pela minirrede de Campo
Marte. Quando o sistema é ilhado, passando para o modo 2, e ocorre o “recorte”
das cargas, tal potência é reduzida para 1,45 MW. E devido ao desligamento das
cargas não prioritárias, o efeito capacitivo do circuito acaba fazendo com que a
minirrede injete 0,6 Mvar.
58
Figura 5.22- Gráfico da potência da ilha de Campo Marte para a simulação 2
Na Figura 5.23 é mostrada a tensão trifásica, e entre fases (rms) na barra
8, que é a barra de alimentação da minirrede de Campo Marte. Já na Figura 5.24
é mostrada a tensão na barra da carga mais distante da barra 8, que no caso é a
barra 328.
Figura 5.23 - Gráfico da tensão da ilha de Campo Marte para a simulação 2
Figura 5.24 - Gráfico da tensão na barra remota da ilha de Campo Marte para simulação 2
59
5.2.4 Medição de harmônicos na rede
Para essa simulação, novamente, os valores apresentados abaixo, foram
medidos no instante final que para o presente caso é o instante t = 2,0 s.
Através da Figura 5.25 e Figura 5.26 pode-se ver o valor das componentes
harmônicas da tensão e corrente no conversor, respectivamente.
A componente harmônica de maior valor para a tensão de saída do
conversor, além da fundamental, é a componente de 5ª ordem. Tal componente,
possui um percentual de 0,37% em relação à componente fundamental (que
possui um valor de 0,98 PU).
Para a corrente, a componente harmônica de maior valor, além da
fundamental, é a de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual de 1% em
relação à componente fundamental (que possui um valor de 1,01 PU).
Figura 5.25 - Gráfico da FFT da tensão do inversor para a simulação 2
Figura 5.26 - Gráfico da FFT da corrente do inversor para a simulação 2
60
Na Figura 5.27 e Figura 5.28 pode-se ver o valor das componentes
harmônicas da tensão e corrente na carga remota de Aldeia Campista,
respectivamente. Tal carga remota, é a carga de maior distância do barramento
do Maracanã.
A componente harmônica de maior valor para a tensão na carga remota de
Aldeia Campista, além da fundamental, é a componente de 5ª ordem. Tal
componente, possui um percentual de 0,41% em relação à componente
fundamental (que possui um valor de 0,93 PU).
Para a corrente, a componente harmônica de maior valor, além da
fundamental, é a de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual de 0,28%
em relação à componente fundamental (que possui um valor de 0,21 PU).
Figura 5.27 - Gráfico da FFT da tensão na carga remota de Aldeia Campista para a simulação 2
Figura 5.28 - Gráfico da FFT da corrente na carga remota de Aldeia Campista para a simulação 2
61
Já na Figura 5.29 e Figura 5.30 pode-se ver o valor das componentes
harmônicas da tensão e corrente na carga remota de Campo Marte,
respectivamente. Tal carga remota, é a carga de maior distância do barramento
do Maracanã.
A componente harmônica de maior valor para a tensão na carga remota de
Campo Marte, além da fundamental, é a componente de 5ª ordem. Tal
componente, possui um percentual de 0,35% em relação à componente
fundamental (que possui um valor de 0,98 PU).
Para a corrente, a componente harmônica de maior valor, além da
fundamental, é a de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual de 0,03%
em relação à componente fundamental (que possui um valor de 0,012 PU).
Figura 5.29 - Gráfico da FFT da tensão na carga remota de Campo Marte para a simulação 2
Figura 5.30 - Gráfico da FFT da corrente na carga remota de Campo Marte para a simulação 2
62
5.2.5 Operação em desbalanço
Com o objetivo de testar a capacidade de reestabilização do controle do
conversor, foram feitos 2 testes de operação em desbalanço do sistema. Em
ambos testes, o instante t = 1,5 s é o momento que ocorre o desbalanço no sistema.
Tal desbalanço é causado por uma falta, ao barramento de alimentação da
minirrede de Aldeia Campista e programado para durar 0,1 s.
Para o 1º teste foi simulado um curto monofásico (fase-terra) na fase A. A
tensão na barra de Aldeia Campista pode ser visualizada na Figura 5.31.
Figura 5.31 - Gráfico da tensão de Aldeia Campista para uma falta fase-terra na simulação 2
A seguir, o gráfico da potência com o efeito do curto monofásico na fase A.
Figura 5.32- Gráfico da potência de Aldeia Campista para uma falta fase-terra na simulação 2
63
De acordo com a Figura 5.31 e Figura 5.32, o controle do conversor
conseguiu recompor o sistema após a falta de 0,1 segundos. O sistema se
reestabilizou por completo no segundo 1,65 aproximadamente.
Para o 2º teste foi simulado um curto trifásico (fase-fase-fase). A tensão na
barra de Aldeia Campista pode ser visualizada na Figura 5.33.
Figura 5.33 - Gráfico da tensão de Aldeia Campista para uma falta trifásica na simulação 2
O gráfico da potência com o efeito do curto trifásico é mostrado na Figura 5.34.
Figura 5.34 - Gráfico da potência de Aldeia Campista para uma falta trifásica na simulação 2
Novamente, de acordo com a Figura 5.33 e Figura 5.34, o controle do
conversor conseguiu recompor o sistema após a falta de 0,1 segundos. O sistema
se reestabilizou por completo no segundo 1,7 aproximadamente. Em comparação
com a falta anterior, o sistema levou mais tempo para se recompor, pois a falta
trifásica é uma falta mais severa em relação a monofásica.
64
Simulação 3
A terceira envolve o uso dos modos 3 e 4. O sistema, no modo 3, é ilhado
passando para o modo 4. Nessa simulação a potência gerada pelo painel solar
continua com os 4 MW produzido pelo complexo, em conjunto com os 6 MVA
produzido pelo gerador a diesel.
Embora não usual, a operação contínua do gerador a diesel conectado à rede
nessa simulação tem o objetivo de analisar o comportamento da dinâmica
hidráulica dos geradores com turbinas trabalhando em conjunto com o conversor
do painel solar. No lugar do gerador a diesel, por exemplo, poderia existir uma
PCH (pequena central hidrelétrica) de mesma potência conectada a minirrede,
ou qualquer outro tipo de geração com turbina. Apenas foi simulado o conjunto
para uma análise de atendimento das cargas da minirrede, expandindo a extensão
da mesma. Uma análise mais profunda pode ser desenvolvida em futuros estudos.
Para esse caso, o tempo total de simulação é de 15 segundos, e a passagem
do modo 3 para o modo 4, ou seja, o sistema é ilhado em 9,5 segundos. Esse tempo
é necessário devido ao tempo do gerador a diesel se estabilizar e sincronizar com
a rede da concessionária, o que leva aproximadamente 8,5 segundos. Apenas para
a estabilização do conjunto gerador, o conversor é conectado ao sistema em 6
segundos. Semelhante a 2ª simulação, a potência base e a tensão base tem os
valores de 4 MVA e 0,22 kV, respectivamente, referenciados ao lado do conversor.
5.3.1 O conversor e gerador
Na Figura 5.36 é mostrada a potência ativa injetada pelo conversor e
gerador a diesel no barramento do sistema. Semelhantemente à simulação
anterior, é considerado apenas um único ponto de geração solar com a potência
total equivalente do complexo, assim como também é considerado um único
ponto para a geração a diesel. Tais pontos são conectados diretamente ao
barramento do Maracanã, conforme pode ser visualizado na Figura 4.7. No ponto
1, da Figura 4.7, é realizada a medida de potência da geração solar, e no ponto 5 a
medida da geração a diesel.
65
Conforme mencionado anteriormente, o conversor é conectado em 6
segundos, e durante toda a simulação, tanto no modo 3 quanto no modo 4, o
controle de chaveamento do conversor trabalha com base na teoria PQ, 3.5.1.
Figura 5.35 - Gráfico da potência ativa injetada pelo conversor e gerador na simulação 3
Na Figura 5.35 pode-se perceber que o conversor injeta os 4 MW a partir
do segundo 6, curva Pinv. Já a curva PG representa a potência gerada pelo
gerador a diesel, que devido a sua dinâmica de modelagem e simulação, leva
aproximadamente 8,5 segundos para estabilizar sua potência em 6 MVA. A partir
do ilhamento que ocorre em 9,5 segundos é observada uma leve elevação na
potência produzida pelo gerador que a partir do segundo 12, volta a estabilizar
em 6 MVA.
As oscilações de potência do gerador a diesel podem ser mitigadas através
de técnicas de controle do conversor, porém tais técnicas não foram
implementadas, pois o objetivo do estudo é a simulação do conversor como é
implementado atualmente. Mas podem ser desenvolvidas em trabalhos futuros.
A Figura 5.36 mostra a potência reativa injetada pela geração solar, curva
Qinv. Já a curva QG representa o reativo injetado pelo gerador a diesel.
66
Figura 5.36 - Gráfico da potência reativa injetada pelo conversor e gerador na simulação 3
O transformador do conversor continua consumindo 0,1 MVar da rede
tanto no modo 3, quanto no modo 4. Já o gerador a diesel a partir do momento
que ocorre o ilhamento, instante t = 9,5 s, passa a fornecer 4,1 MVar a toda
minirrede.
Abaixo, Figura 5.37, pode-se ver o gráfico da tensão trifásica em PU de
saída do inversor. A tensão de saída com o sistema no modo 3 e no modo 4 se
mantem em 1 PU.
Figura 5.37 - Gráfico da tensão de saída do inversor para a simulação 3
Já na Figura 5.38, é mostrado a corrente que se mantém em 1 PU, tanto no
modo 3, como no modo 4.
67
Figura 5.38 - Gráfico da corrente de saída do inversor para a simulação 3
Com o objetivo de mostrar o rastreamento do erro no controle do modo 3
e modo 4, é mostrado abaixo, na Figura 5.39, tanto o gráfico do erro em eixo
direto, como no em eixo em quadratura, para o intervalo de tempo de atuação de
tal controle (6 a 15 segundos).
Figura 5.39 - Gráfico do erro da comparação das correntes em eixo DQ para a simulação 3
Durante o tempo de atuação do controle, o erro foi zero, para a comparação
das correntes desejadas com as medidas, mostrando que o inversor atuou
injetando a potência desejada.
68
5.3.2 O painel solar
A potência de saída do painel solar, potência essa injetada no conversor
pelo painel, pode ser visualizada na Figura 5.40.
Figura 5.40 - Gráfico da potência do painel solar para a simulação 3
A partir do momento que o painel solar é ligado, segundo 6, esse passa a
injetar a potência de 4 MW de forma estável, mesmo após o ilhamento no segundo
9,5.
A seguir é mostrado, na Figura 5.41, o gráfico da tensão no elo CC do painel
com o conversor. Antes do conversor ser ligado, a tensão de circuito aberto do
arranjo do painel solar desenvolvido, gerou uma tensão de aproximadamente 1,17
kV no elo CC. Já com o sistema conectado à rede e ilhado, essa tensão vai para 1
kV aproximado.
Figura 5.41 - Gráfico da tensão de saída do painel solar na simulação 3
69
5.3.3 Atendimento de cargas prioritárias (“Recortes”)
Na Figura 5.42, pode-se ver a potência fornecida à carga prioritária de 0,9
MW do estádio do Maracanã, tanto para o momento do modo 3, como para o de
modo 4.
Figura 5.42 - Gráfico da potência na carga prioritária do Maracanã para a simulação 3
Até o momento do ilhamento a carga é suprida com uma potência
ligeiramente superior à sua demanda (0,93 MW), devido a sua proximidade com
a geração. Após o ilhamento a sua curva “acompanha” a curva do gerador a diesel,
com uma leve elevação na potência novamente, e se estabiliza no segundo 12 em
0,9 MW.
Já com a potência gerada de 4 MW do painel solar mais os 6 MVA do
gerador a diesel é possível atender a carga de quase toda minirrede. Porém,
novamente, foi feito um “recorte” nas cargas da minirrede, desligando algumas
cargas não prioritárias, combinando-as de forma, a totalizar a potência gerada.
Para a parte da minirrede compreendida na subestação de Aldeia
Campista, todas as cargas foram supridas. Ou seja, após o ilhamento foi possível
manter a continuidade no fornecimento de energia a todas as cargas
compreendidas nessa parte da minirrede. E pode ser visualizado na Figura 5.43
através dos segmentos de cor vermelha.
71
A seguir, na Figura 5.44 pode ser visualizado o gráfico da potência injetada
de 4,1 MW e 3,3 Mvar, quando o sistema opera no modo 3. Esses valores
representam o valor total de potência consumida pela minirrede de Aldeia
Campista. Quando o sistema é ilhado, passando para o modo 4, a potência sofre
uma queda passando para 4,0 MW e 3,2 Mvar.
Figura 5.44 - Gráfico da potência da ilha de Aldeia Campista para a simulação 3
Na Figura 5.45 é mostrada a tensão trifásica, e entre fases (rms) na barra
8, que é a barra de alimentação da minirrede de Aldeia Campista. Já na Figura
5.46 é mostrada a tensão na barra da carga mais distante da barra 8, que no caso
é a barra 322.
Figura 5.45 - Gráfico da tensão da ilha de Aldeia Campista para a simulação 3
72
Figura 5.46 - Gráfico da tensão na barra remota da ilha de Aldeia Campista para simulação 3
É possível perceber que a tensão se manteve constante mesmo após o
ilhamento tanto na barra 8, quanto na barra remota 322.
Já para a parte da minirrede compreendida na subestação de Campo
Marte, foi necessário fazer o desligamento de algumas cargas através dos
disjuntores próximos as mesmas. E as cargas desligadas podem ser visualizadas
na Figura 5.43, na qual os segmentos que estão com a cor verde, mostram os
circuitos desligados no momento do ilhamento. Já os segmentos que estão com a
cor vermelha, revelam os circuitos que foram considerados como prioritários e
permaneceram conectados após o ilhamento.
A seguir, na Figura 5.47 pode ser visualizado o gráfico da potência injetada
de 7,2 MW e 1,8 Mvar, quando o sistema opera no modo 3. Esses valores
representam o valor total de potência consumida pela minirrede de Campo
Marte. Quando o sistema é ilhado, passando para o modo 4, e ocorre o “recorte”
das cargas, tal potência é reduzida para 5 MW e 0,8 MVar.
Figura 5.47 - Gráfico da potência da ilha de Campo Marte para a simulação 3
73
Na Figura 5.48 é mostrada a tensão trifásica, e entre fases (rms) na barra
8, que é a barra de alimentação da minirrede de Campo Marte. Já na Figura 5.49
é mostrada a tensão na barra da carga mais distante da barra 8, que no caso é a
barra 328.
Figura 5.48 - Gráfico da tensão da ilha de Campo Marte para a simulação 3
Figura 5.49 - Gráfico da tensão na barra remota da ilha de Campo Marte para simulação 3
Novamente, é possível perceber que a tensão se manteve constante mesmo
após o ilhamento tanto na barra 8, quanto na barra remota 328.
74
5.3.4 Medição de harmônicos na rede
Já para essa simulação, os valores apresentados abaixo, foram medidos no
segundo 15, ou seja, o instante final.
Na Figura 5.50 e Figura 5.51 pode-se ver o valor das componentes
harmônicas da tensão e corrente no conversor, respectivamente.
A componente harmônica de maior valor para a tensão de saída do
conversor, além da fundamental, é a componente de 5ª ordem. Tal componente,
possui um percentual de 0,19 em relação à componente fundamental (que possui
um valor de 0,99 PU).
Para a corrente, a componente harmônica de maior valor, além da
fundamental, é a de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual de 0,60 em
relação à componente fundamental (que possui um valor de 1,0 PU).
Figura 5.50 - Gráfico da FFT da tensão do inversor para a simulação 3
Figura 5.51 - Gráfico da FFT da corrente do inversor para a simulação 3
75
Na Figura 5.52 e Figura 5.53 pode-se ver o valor das componentes
harmônicas da tensão e corrente na carga remota de Aldeia Campista,
respectivamente. Tal carga remota, é a carga de maior distância do barramento
do Maracanã.
A componente harmônica de maior valor para a tensão na carga remota de
Aldeia Campista, além da fundamental, é a componente de 5ª ordem. Tal
componente, possui um percentual de 0,14 em relação à componente
fundamental (que possui um valor de 0,80 PU).
Para a corrente, a componente harmônica de maior valor, além da
fundamental, é a de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual de 0,15 em
relação à componente fundamental (que possui um valor de 0,21 PU).
Figura 5.52 - Gráfico da FFT da tensão na carga remota de Aldeia Campista para a simulação 3
Figura 5.53 - Gráfico da FFT da corrente na carga remota de Aldeia Campista para a simulação 3
76
Na Figura 5.54 e Figura 5.55 pode-se ver o valor das componentes
harmônicas da tensão e corrente na carga remota de Campo Marte,
respectivamente. Tal carga remota, é a carga de maior distância do barramento
do Maracanã.
A componente harmônica de maior valor para a tensão na carga remota de
Campo Marte, além da fundamental, é a componente de 5ª ordem. Tal
componente, possui um percentual de 0,22 em relação à componente
fundamental (que possui um valor de 0,95 PU).
Para a corrente, a componente harmônica de maior valor, além da
fundamental, é a de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual de 0,12 em
relação à componente fundamental (que possui um valor de 0,01 PU).
Figura 5.54 - Gráfico da FFT da tensão na carga remota de Campo Marte para a simulação 3
Figura 5.55 - Gráfico da FFT da corrente na carga remota de Campo Marte para a simulação 3
77
Validação dos resultados
Para a análise da qualidade de energia e validação dos resultados obtidos
foi adotado os procedimentos de distribuição da Aneel, o PRODIST [13] que
normatiza os limites de tensão e distorção harmônica para o sistema elétrico.
Também foi utilizado a IEEE 1547 [14], para a análise da distorção harmônica nas
correntes do ponto de conexão e das cargas.
A seguir serão apresentados os valores de referência das 2 normas
adotadas e a comparação com os resultados obtidos para os limites de tensão e
distorção harmônica.
5.4.1 Análise dos limites de tensão
De acordo com a Aneel, através do PRODIST [13], os limites de tensão
aceitáveis para os pontos de conexão com a rede de distribuição e as cargas devem
permanecer na faixa de 0,95 PU a 1,05 PU.
A Tabela 5.1, apresenta os valores máximos das tensões em PU, para os
diferentes pontos medidos nas 3 simulações realizadas. As medições foram
realizadas no ponto de conexão do conversor com a rede; no ponto de conexão do
alimentador de Aldeia Campista e Campo Marte; e na carga remota (carga mais
distante da geração) de Aldeia Campista e Campo Marte.
Tabela 5.1 - Valores das tensões obtidos nas simulações
Simulação Local da medida Figura
correspondente Valor da tensão (PU)
1 conversor Figura 5.3 1,01 2 conversor Figura 5.12 1,00 2 alimentador A.C. Figura 5.20 0,99 2 carga remota A.C. Figura 5.21 0,92 2 alimentador C.M. Figura 5.23 1,00 2 carga remota C.M. Figura 5.24 0,99 3 conversor Figura 5.37 1,03 3 alimentador A.C. Figura 5.45 1,02 3 carga remota A.C. Figura 5.46 0,83 3 alimentador C.M. Figura 5.48 1,00 3 carga remota C.M. Figura 5.49 0,98
78
Como se pode perceber, as tensões e correntes estavam dentro de seus
limites de operação, salvo a tensão na carga remota de Aldeia Campista, que
apresentou uma subtensão. Tal subtensão foi gerada devido ao próprio ponto de
operação do sistema estudado, o qual não foi alterado. Porém depois de cada
ilhamento, todas as tensões se mantiveram na mesma faixa de antes do
ilhamento, ou seja, o ilhamento não causou uma diferença significativa no nível
de tensão entregue as cargas que permaneceram conectadas.
5.4.2 Análise harmônica
A análise harmônica das tensões e correntes foi feita tanto no conversor,
como nas cargas remotas, de forma a assegurar que a geração está fornecendo
uma energia de qualidade e a mesma é entregue para as cargas pelo sistema de
distribuição.
Para a análise harmônica das tensões, será usado como referência a Tabela
5.2, que apresenta os níveis máximos de distorção harmônica na tensão aceitáveis
pelo PRODIST [13].
Tabela 5.2 - Níveis máximos de harmônicos nas tensões pelo PRODIST
Ordem Harmônica (H)
% de distorção harmônica de tensão em relação a fundamental
V ≤1 kV 1 kV < V ≤ 13,8 kV
Ímpares não múltiplas de 3
5 7,5 6 7 6,5 5 11 4,5 3,5 13 4 3 17 2,5 2 19 2 1,5 23 2 1,5 25 2 1,5
H >25 1,5 1
Ímpares múltiplas de 3
3 6,5 5 9 2 1,5 15 1 0,5 21 1 0,5
H >21 1 0,5
79
Pares
2 2,5 2 4 1,5 1 6 1 0,5 8 1 0,5 10 1 0,5 12 1 0,5
H >12 1 0,5
Na Tabela 5.3 a seguir, são apresentados os valores das maiores distorções
harmônicas nas tensões do conversor e nas cargas remotas de cada simulação.
Tabela 5.3 - Níveis de harmônicos nas tensões para cada simulação
Simulação Conversor ou carga remota
Ordem do harmônico de maior valor
% em relação a fundamental
1 conversor 5ª 0,004 2 conversor 5ª 0,37 2 carga de A.C. 5ª 0,41 2 carga de C.M. 5ª 0,35 3 conversor 5ª 0,19 3 carga de A.C. 5ª 0,14 3 carga de C.M. 5ª 0,22
Comparando os valores da Tabela 5.2 e Tabela 5.3, e usando como base a
coluna “V ≤1 kV" da Tabela 5.2 para os valores obtidos no conversor (uma vez que
o conversor opera a 220 V entre fases), e a coluna “1 kV < V ≤ 13,8 kV" da Tabela
5.2 para os valores obtidos nas cargas (uma vez que operam a uma tensão de 13,8
kV entre fases), os valores apresentados pela tensão do conversor, e das cargas
remotas nas 3 simulações, estão dentro dos limites aceitáveis pelo PRODIST [13].
Já para a análise harmônica das correntes será usada a Tabela 5.4, que
apresenta os níveis máximos de harmônicos nas correntes permitidos pela IEEE
1547 [14].
80
Tabela 5.4 - Níveis máximos de harmônicos nas correntes pela IEEE 1547
Ordem Harmônica (H)
% de distorção harmônica da corrente em relação a
fundamental H < 11 4,0
11≤ H <17 2,0 17≤ H <23 1,5 23≤ H <35 0,6
35 ≤ H 0,3
Os valores das maiores distorções das correntes no conversor e nas cargas
remotas de cada simulação são apresentados na Tabela 5.5.
Tabela 5.5 - Níveis de harmônicos nas correntes para cada simulação
Simulação Conversor ou carga remota
Ordem do harmônico de maior valor
% em relação a fundamental
1 conversor 5ª 2,6 2 conversor 5ª 1,0 2 carga de A.C. 5ª 0,28 2 carga de C.M. 5ª 0,03 3 conversor 5ª 0,60 3 carga de A.C. 5ª 0,15 3 carga de C.M. 5ª 0,12
De acordo com a Tabela 5.4 e Tabela 5.5, os valores apresentados pela
corrente do conversor, e das cargas remotas nas 3 simulações, estão dentro dos
limites aceitáveis da norma IEEE 1547 [14] (menor que 4,0% para harmônicos
abaixo da 11ª ordem).
5.4.3 Conclusões parciais
De acordo com os resultados apresentados nesse capítulo, pode-se dizer
que as 3 simulações obtiveram resultados satisfatórios na análise da qualidade de
energia, tanto para os limites de tensão, quanto para o nível de distorção
harmônica nos momentos antes e após o ilhamento. Todos os resultados foram
compatíveis com as normas adotadas como referência, PRODIST [13] e IEEE
1547 [14], salvo a tensão na carga remota de Aldeia Campista que já possuía uma
subtensão devido ao próprio ponto de operação do sistema.
81
Capítulo 6
Conclusão
O objetivo do presente estudo, teve como finalidade, com base nos
conceitos de geração distribuída e redes elétricas inteligentes, formar uma
minirrede com o estádio do Maracanã e seu entorno. Tal sistema aproveitaria a
energia solar e a diesel disponível para, em momentos de contingência na rede
elétrica da distribuidora, manter a continuidade no fornecimento de energia para
as cargas prioritárias da minirrede.
Toda a rede de distribuição e alimentação foi modelada com detalhes no
PSCAD tendo como base os dados reais fornecidos pelo ONS, a concessionária de
distribuição LIGHT e as informações do próprio estádio.
Embora não modelados, o controle das cargas, bem como os dispositivos
de manobra necessitam de um acionamento remoto, com base no conceito de
redes elétricas inteligentes. E tais dispositivos, são necessários para o correto
funcionamento de toda a minirrede. Para esse estudo foram utilizados
disjuntores para representar os mesmos.
De acordo com os resultados obtidos, é possível observar que a energia
gerada pode sim ser aproveitada para anteder as cargas prioritárias em situações
adversas, garantindo confiabilidade e qualidade no fornecimento de energia para
a região. E dependendo da forma de geração é possível atender a quase toda
minirrede. Tal energia gerada possui um baixo nível de harmônicos, garantindo
um maior nível de qualidade.
Para trabalhos futuros, pode-se pensar em uma forma de automatizar o
controle das cargas de forma a fazer um corte automático, se ajustando a
quantidade de energia elétrica disponível para ser gerada e levando em
consideração a prioridade das mesmas. Além de aperfeiçoar o modelo do painel
solar com base nas curvas solarimétricas da região, variando o nível de potência
gerado pelo painel no decorrer do dia. E também adicionar o modo de operação
“noturna”, em que o conversor trabalha como um Statcom, compensando os
reativos da rede de distribuição.
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Referências
[1] DE PAULA, E.L., Projeto Maracanã Solar – Lançamento do selo solar, Light-ESCO, Apresentação, Disponível em: http://pt.scribd.com/, Acessado em Setembro de 2013.
[2] RÜTHER, R., “Eletricidade Solar: O Potencial da Geração Solar Fotovoltaica Integrada a Edificações e Conectada à Rede Elétrica no Brasil”, UFSC & IDEA na América Latina, disponível em: http://www.bioenergia.net.br/, acessado em Dezembro 2013.
[3] ANEEL, Resolução Normativa N° 687, Disponível em: www.aneel.gov.br/, Acessado em Março de 2016.
[4] OLIVEIRA, C.M., “Projeto Maracanã Solar”, Light Esco, Fórum Canalenergia/COGEN: Potencial e Perspectivas da Energia Solar no Brasil, disponível em: http://www.canalenergia.com.br/, Acessado em Dezembro de 2013.
[5] SOUZA, P. “Maracanã terá tecnologia para utilização de energia solar.” Disponível em: http://www.rj.gov.br/web/vgovest/exibeconteudo?article-id=998147, acessado em Dezembro 2013.
[6] PSCAD – “Visual Simulation for Power Systems, User’s Guide”, Manitoba HVDC Research Centre, Versão 4.2.1, 2010.
[7] Berry, A.; Platt, G.; Cornforth, D., "Minigrids: Analysing the state-of-play," Power Electronics Conference (IPEC), 2010 International , pp.710,716, 21-24 June 2010.
[8] AKAGI, H. ; WATANABE, E. H. ; AREDES, M. . Instantaneos Power Theory and Applications to Power Conditioning. 1. ed. Nova Iorque Press / Wiley Interscience, 2007. v. 1. 400 p.
[9] Ndiaye, M. S. "Operação de Conversores back-to-back para Aproveitamento de Energia Fotovoltaica". Tese de Doutorado. Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ)/COPPE, 2013.
[10] FURNAS, Sistema elétrico de Furnas, Disponível em: http://www.furnas.com.br/, acessado em dezembro de 2013.
[11] ANAREDE, Análise de Redes Elétricas, Disponível em: http://www.anarede.cepel.br/, acessado em janeiro de 2016.
[12] Kyocera Corporation, High Efficiency Multicrystal Photovoltaic Module, Model KD180GH-2P datasheet.
[13] ANEEL, Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST), Módulo 8 - Qualidade da Energia Elétrica, Disponível em: www.aneel.gov.br/, Acessado em Agosto de 2016.
[14] IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems," in IEEE Std 1547-2003, pp.1-28, July 28 2003.
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Obras consultadas
[15] Manual PRAO, “Description of the format of swap files – transfer IMPORGDO data PRAO”, manual disponibilizado pela Light.
[16] Anabuki, E. T. "Sistema fotovoltaico com função auxiliar de regulação de tensão". Tese de Mestrado. Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ)/COPPE, 2015.
[17] Ribeiro, M. R. "Conexão de um Sistema Solar Fotovoltaico à Rede de Distribuição de Energia Elétrica". Projeto de Graduação. Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ)/ Escola Politécnica, 2015.
[18] Rubio, G. C. "Conexão de fazendas eólicas ao Sistema Interligado Nacional por linhas CA segmentadas". Projeto de Graduação. Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ)/ Escola Politécnica, 2015.
[19] Ferreira, J. C. C. "Aplicação do Controle Vetorial e Teoria PQ no Controle de Aerogeradores Conectados à Rede Elétrica". Tese de Mestrado. Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ)/COPPE, 2005.
[20] S. R. Samantaray, T. M. Pujhari and B. D. Subudhi, "A new approach to islanding detection in distributed generations," Power Systems, 2009. ICPS '09. International Conference on, Kharagpur, 2009, pp. 1-6.
[21] F. Katiraei, C. Abbey, S. Tang and M. Gauthier, "Planned islanding on rural feeders — utility perspective," Power and Energy Society General Meeting - Conversion and Delivery of Electrical Energy in the 21st Century, 2008 IEEE, Pittsburgh, PA, 2008, pp. 1-6.
[22] Resende, F. O. “Contributions for MicroGrids Dynamic Modelling and Operation”. PhD Thesis. Faculty of Porto University, 2007.
[23] Vieira, G. J. P. “Desequilíbrios de tensão em micro-redes durante o funcionamento em modo isolado”. Tese de Mestrado. Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto, 2012.
[24] Madureira, A. G. “Definição de Estratégias de Controlo e Avaliação da Estabilidade em Redes de Baixa Tensão com Micro-Geração Funcionando em Rede Isolada”. Tese de Mestrado. Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto, 2005.
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