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Avaliação do impacto técnico-operacional da
integração de sistemas fotovoltaicos no controle dos
níveis de tensão das redes de distribuição
Lucas da Costa Corte Imperial¹ e Msc. Mariana Torres Strauch² Centro Universitário Jorge Amado, Avenida Governador Luiz Viana Filho 6775, Salvador - BA, 41720-000
Msc. Eduardo Filippo Oliveira Allatta³ Instituto Federal da Bahia, Avenida Araújo Pinho, 39 - Canela, Salvador - BA, 40110-090
Resumo A geração distribuída é um dos caminhos mais
vantajosos para atendimento à demanda de energia em diversos
âmbitos e perspectivas. A introdução deste tipo de geração nos
sistemas elétricos de potência requer adaptações para
compatibilidade com modelo que rege o sistema atual. Dentre os
impactos esperados se destaca àquele sob o controle dos níveis
de tensão, a não conformidade dos níveis referentes a este
parâmetro promove prejuízos aos consumidores por conta da
sensibilidade de seus equipamentos e processos. O presente
trabalho estudou os impactos técnicos da integração de sistemas
fotovoltaicos nas redes de distribuição por meio de simulações
realizadas no software OpenDSS com processamento dos dados
no MATLAB e avaliou a eficácia de reguladores e compensação
de queda na linha.
Palavras-chaves Sistemas fotovoltaicos, Controle de tensão,
Normatização, Qualidade de energia, Redes de distribuição.
I. INTRODUÇÃO
O modelo tradicional de geração de energia elétrica se
caracteriza pelo transporte de grandes blocos de energia para
atendimento aos centros de consumo. Nas últimas décadas,
atrelado ao crescimento da demanda de energia, a
preocupação com a degradação ambiental e o esgotamento de
recursos naturais não renováveis proporcionados pelo
desenvolvimento econômico e tecnológico tem levado a
adoção de critérios de sustentabilidade na seleção da oferta de
energia.
A necessidade de reposição desses recursos sincronizados
com a velocidade de utilização dos mesmos impulsiona uma
tendência global de diversificação das matrizes energéticas
dos países em detrimento do emprego de combustíveis
fósseis. Apesar de possuir uma matriz elétrica renovável
devida à massiva participação de hidrelétricas em seu parque
de geração, o Brasil vem sujando a sua matriz com o
despacho de termelétricas nos períodos de escassez de chuvas
e baixos níveis de água dos reservatórios [1], ao passo que
possui potencial privilegiado e participação ainda
inexpressiva das fontes eólica e solar.
A geração distribuída (GD) de energia elétrica, aquela que
ocorre a partir de unidades de geração de pequeno porte
conectadas ao sistema de distribuição e próximas ao consumo
[2], vem crescendo nos últimos anos como alternativa de
planejamento para suprir a demanda energética e reduzir
perdas com o transporte de energia em grande escala por
meio de linhas de transmissão. Neste tipo de geração tem
predominado as fontes renováveis, sobretudo a energia solar,
que com forte redução de custos tornou-se a fonte com maior
percentual de capacidade adicional instalada na Europa em
2012 [3].
A pulverização de geradores conectados ao sistema de
distribuição, como propõe o modelo de GD, suscita a
necessidade de modificações nas metodologias de
planejamento e operação da rede. No modelo tradicional,
para atender a geração centralizada, o sistema de distribuição
tipicamente radial foi concebido para um fluxo de potência
unidirecional, a integração de geradores pode introduzir na
rede um fluxo bidirecional, o que pode afetar a qualidade do
produto, a energia elétrica, dadas as condições de operação
adversas.
A distribuidora é a responsável legal pela qualidade de
energia elétrica fornecida aos consumidores. Problemas
oriundos da qualidade de energia trazem enormes prejuízos
aos consumidores e os diversos aspectos relacionados à
forma de onda provocam efeitos indesejáveis sobre processos
e equipamentos. São muitos os requisitos de qualidade
exigidos pelas normas e regulamentações em vigor. O
PRODIST - Procedimentos de Distribuição da Agência
Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) caracteriza os
fenômenos e estabelece os parâmetros e os valores de
referência relativos à conformidade de tensão em regime
permanente e às perturbações na forma de onda da tensão,
estabelecendo os níveis aceitáveis ao longo do sistema e nos
pontos de consumo.
Neste contexto, avaliação dos impactos da integração da
GD nas redes de distribuição é um fator fundamental no
enfrentamento aos desafios relacionados à qualidade do
produto e na disseminação deste tipo de geração que agrega
vantagens primordiais, sobretudo no aspecto ambiental. A
observação e estudo das condições técnicas se fazem
necessários para que a inserção de GD se dê em benefício da
rede ao invés de trazer complicações [4].
Este trabalho tem por objetivos avaliar as implicações no
controle dos níveis de tensão das redes de distribuição de
energia elétrica com a integração de sistemas fotovoltaicos,
entender o arcabouço normativo, os requisitos de integração
de sistemas fotovoltaicos e propor possíveis soluções para
técnicas de regulação de tensão na presença de GD. ¹Lucas C. C. Imperial, [email protected]; ²Mariana T. Sctrauch, [email protected];
³Eduardo F. O. Allatta, [email protected];
II. CONTROLE DE TENSÃO EM REDES DE DISTRIBUIÇÃO
Os diferentes componentes do sistema elétrico interligados
entre si por conta da sua configuração em série apresentam
um efeito em cascata para o perfil de tensão na rede, sendo
que as variações de tensão em um segmento do sistema
influenciam nos seguintes. Os sistemas de distribuição são
tipicamente radiais, ou seja, o fluxo de potência se dá em uma
única direção que é da fonte, a subestação, passando pelos
circuitos denominados alimentares primários e secundários,
até chegar à carga, os consumidores. Neste percurso existe
uma queda de tensão oriunda da impedância dos condutores
imposta a corrente elétrica que percorre os alimentadores de
distribuição.
A regulação de tensão pode ser realizada nos diversos
componentes dos sistemas observado em cada um a queda de
tensão admissível de modo que os níveis de máximo e
mínimo estejam dentro valores de referência, geralmente é
empregado controle de tensão partindo da fonte para carga
[5]. Os dispositivos empregados nas técnicas de regulação de
tensão são os bancos de capacitores, reguladores de tensão e
transformadores reguladores [17].
A abordagem tradicional empregada no controle de tensão
em redes de distribuição emprega ações individuais dos
diversos dispositivos que compõem o processo de controle
que não são comunicadas aos demais dispositivos [5]. A
atuação descoordenada dos dispositivos permite ações
indevidas e/ou desnecessárias visto que as medidas corretivas
são aplicadas por mais de um equipamento promovendo
envelhecimento precoce dos mesmos. Segundo [6], este
modelo não é eficiente o suficiente para comportar alta
penetração de GD com fluxo de potência reverso nas redes de
distribuição.
A. Bancos de capacitores
A operação desses dispositivos pode se dá com
fornecimento de potência reativa contínua ou variável, sendo
classificados como fixos ou chaveados. Devido ao custo
reduzido e facilidade de instalação, os bancos fixos são
empregados nos sistemas geralmente com capacidades
inferiores aos chaveados minimizando sua participação no
controle do nível de tensão. Em momentos de carga leve os
bancos fixos poderiam proporcionar sobretensões além dos
limites permitidos [5].
B. Reguladores de tensão
Os reguladores de tensão são autotransformadores com
relação de transformação 1:1 com tap variável de 32 degraus
que permitem abaixar ou elevar a tensão de saída. Estes
dispositivos são instalados normalmente nos alimentadores
das redes de distribuição, podendo ser ligados em estrela
aterrado, delta aberto e delta fechado. Este último permite um
incremento de 5% da faixa de regulação de tensão para uma
mesma capacidade de carregamento em relação à
configuração delta aberto que permite ajuste de +10% a -10%
[17].
Estes dispositivos foram projetados inicialmente para
operação com fluxo de potência unidirecional, sendo ainda
encontrados nas distribuidoras, equipamentos com esta
característica. Os reguladores mais modernos permitem fluxo
nos dois sentidos, o que ocorre quando suprimento da
demanda por parte da GD supera o consumo local. Nestes
casos os equipamentos podem oferecer configuração das
variáveis de controle nos dois sentidos além de exercer
funções de bloqueio contra sobre e subtensão e sobrecorrente
[8].
A estratégia de regulação de tensão é baseada em
técnicas que podem utilizar ou não a compensação de queda
de linha – Line Drop Compensation. A principal distinção
entre essas técnicas é a determinação do ponto de regulação
de tensão, se local ou em outro ponto da rede. A
compensação por LDC visa à regularização dos níveis de
tensão junto à carga considerando a impedância existente
entre a saída do regulador e a carga, ou seja, a tensão de saída
do regulador é elevada para que no ponto objeto de regulação
o nível de tensão seja àquele almejado [17].
A mesma estratégia utilizada nos reguladores em
alimentadores e subestações de distribuição é empregada nos
transformadores de potência que possuem o recurso OLTC
(Comutador de TAP sob carga) regulando assim a tensão na
barra da subestação.
III. CONTROLE DE TENSÃO EM REDES DE DISTRIBUIÇÃO COM
SISTEMAS FOTOVOLTAICOS
A conexão de sistemas fotovoltaicos nas redes primárias e
secundárias modifica o perfil de tensão da rede devido
injeção de potência ativa e adicionalmente reativa. É
esperado o aumento de tensão no ponto de conexão e nos
circuitos próximos ao gerador. Esse efeito é intensificado nos
períodos de carga leve onde níveis de tensão no alimentador
naturalmente são mais elevados e nos picos de geração. Além
da característica intermitente da fonte, a presença de nuvens e
até mesmo aumento em grande escala da temperatura de
operação do sistema fotovoltaico promoverá diminuição da
potência ativa fornecida e consequentemente variação da
tensão nas proximidades do gerador, variação essa que não
deve sensibilizar os reguladores de tensão se a mesma for de
curta duração. O suprimento das demandas pela geração
distribuída de fonte solar fotovoltaica (GDFV) pode ser
observado na figura 1.
Fig. 1. Impacto da geração distribuída de fonte solar fotovoltaica (GDFV)
sob as demandas das cargas. Fonte: [7].
A elevação da tensão no final de alimentadores com
sistemas fotovoltaicos acarreta mudanças na operação dos
dispositivos reguladores. Neste cenário, reguladores de
tensão podem ter ajustes alterados e os bancos de capacitores
devem ser desconectados para suavização do perfil de tensão.
Como grande parte destes dispositivos ainda não são
controlados remotamente os mesmos tendem a operar
indevidamente. A operação contínua de bancos de
capacitores agravaria um problema de sobretensão. O efeito
do aumento de tensão também é intensificado quando a
relação X/R é baixa, ou seja, quando a resistência do
condutor do circuito onde o gerador é conectado é elevada
[8].
A conexão de GD próximo a reguladores de tensão é um
típico caso em que há implicação na operação do regulador
de tensão, principalmente quando este adota a LDC. A figura
2 mostra como a inserção de um SFCR (Sistema Fotovoltaica
Conectado à Rede) à jusante do regulador pode imputar
baixos níveis de tensão aos consumidores ligados ao final da
rede. A injeção de corrente ativa pelo gerador engana o
regulador que não adequa o nível de tensão como deveria.
Fig. 2. Gerador conectado à montante do regulador de tensão engana o
recurso LDC ocasionado níveis baixos de tensão no final do alimentador.
Fonte: [8] (Adaptado).
Em [9] um estudo mostrou que dentre 1100
alimentadores da rede secundária da Dinamarca estudados
somente 0,4% apresentou sobretensão para uma capacidade
instalada de 0,7 kW de SFCRs por unidade consumidora em
todos os alimentadores. O montante de capacidade instalada é
equivalente a 3,5 GW, patamar planejado naquele país para
2030. Considerando um cenário otimista com um montante
de 7 GW, o mesmo representaria 100 kW para cada
transformador de distribuição do país, cerca de 70.000,
evidenciando uma preocupação com a possibilidade de
carregamento excessivo de alimentadores e transformadores.
Em [10] foram analisados os impactos de sistemas
fotovoltaicos em dispositivos reguladores de tensão. Foram
realizadas análises considerando o impacto a inserção de um
único sistema fotovoltaico com capacidade instalada de 3,5
MW em um ramal do alimentador da rede de distribuição na
operação dos bancos de capacitores chaveados (BCC) e no
mecanismo de comutação de tap sob carga (LTC). A
simulação realizada para um período de nove meses mostrou
redução de 14% e 50% no número de operações do LTC e
BCC número 01, enquanto para o BCC 02, situado mais
próximo do SFCR contatou-se uma elevação do número de
operações em 75%.
O segundo caso considerou diversos SFCRs instalados em
telhados em diversos pontos da rede secundária com
capacidade instalada total de 7,5 MW para análise do perfil
de tensão no sistema de distribuição, a configuração descrita
pode ser observado na figura 3. A simulação realizada
contemplou o período de uma semana com resolução
temporal de um segundo. Foram observados os níveis
máximos e mínimos de tensão nas três fases em toda a rede.
Os resultados obtidos apontam os maiores níveis em um dia
da semana na ordem de 1,06 pu no ponto de conexão de um
dos geradores. Nesse mesmo momento houve inversão de
sentido da queda de tensão, dada inversão do fluxo de
potência, na saída da subestação foram encontrados os
menores níveis.
Fig. 3. Inserção de sistemas fotovoltaicos distribuídos em um alimentador
urbano. Fonte: [14] (Adaptado).
IV. MODELAGEM E METODOLOGIA DAS SIMULAÇÕES
A avaliação dos impactos da inserção dos SFCRs nas redes
de distribuição ainda tem sido pouco estudada na literatura
técnica nacional sendo objeto de trabalhos recentes [4]-[6]
[11]. Com intuito de contribuir para o avanço dos estudos
nesta área foram realizadas, por meio de modelagem
computacional, simulações de dois casos em que há
implicações de natureza técnica e/ou operacional para o
controle de tensão. Os casos mencionados, a metodologia
utilizada e os resultados são descritos nas seções a seguir.
A. OpenDSS
O software escolhido para realização do estudo foi o
OpenDSS – Open Distribution System Simulator.
Desenvolvido pelo Eletric Power Research Institute (EPRI),
sob licença de código aberto, consiste em uma ferramenta
destinada à análise de sistemas de distribuição que permite
suporte à tomada de decisão a planejadores e operadores da
rede. O software foi concebido de modo a oferecer os
recursos necessários para análise da integração de GD à rede,
algo que muitos outros programas ainda não permitem ou o
fazem com muitas limitações. A figura 4 exibe um
comparativo entre os softwares e as funcionalidades
oferecidas por cada um, sendo utilizada como auxílio na
tomada de decisão na escolha do OpenDSS. Neste estudo foi
empregada a versão 7.6.3.31 do software.
Fig. 4. Comparação entre softwares simuladores para estudos de sistemas
elétricos de potência. Legenda: Verde, melhor escolha. Laranja: pode ser utilizado, mas não seria a melhor opção. Vermelho: não pode ser utilizado.
Fonte: [12].
Softwares
Fluxo de
Potência,
eq.
Fluxo de
Potência,
deseq.
Curto-
circuito
Coord.
de Relé
Arc
Flash Harm.
Análise
Transiente
Análise
Dinâmica
Análise de
Estado
Quase
Estacionário
ATP, EMTP-
RV, Simulink,
PSCAD
Aspen, Cape
DesignBase,
PowerFactory,
Gridiant
NexHarm
PSLF, PSS/E
OpenDSS
GridLAB-D
B. GridPV Toolbox
O GridPV Toolbox foi desenvolvido pela Sandia National
Laboratories com o objetivo realizar integração do MATLAB
ao OpenDSS para realização de estudos dos impactos de
sistemas fotovoltaicos em redes de distribuição de maneira
que as simulações realizadas neste último pudessem ser
ampliadas por meio de análises avançadas e recursos de
plotagem deste último. O GridPV oferece ainda diversas
funções para enviar e recuperar informações do OpenDSS
como, por exemplo, a modelagem de sistemas fotovoltaicos e
inserção dos mesmos nos sistemas de distribuição estudados.
Dentre os principais recursos do GridPV podem ser citados:
Pacote de soluções para estudo do desempenho e
conexão de sistemas fotovoltaicos: configuração dos
geradores via interface gráfica, controle do fator de
potência e suprimento de reativos, suporte à inserção
de pequenos sistemas distribuídos e centrais de médio
e grande porte;
Padroniza a interface entre o MATLAB e OpenDSS
com parâmetros amigáveis para consultas;
Valida o código dos arquivos compilados no
OpenDSS quanto a sintaxe e semântica;
Integração com Google Maps para uso de dados
georeferenciados;
Plota e visualiza resultados de forma interativa e
amigável, permite uso do digrama do circuito do
alimentador e exibição dos perfis de tensão e dos
fluxos de potência e de corrente;
C. Modelos dos componentes dos sistemas de distribuição e
fotovoltaico
O modelo do OpenDSS consiste em um sistema elétrico de
distribuição em estado estacionário senoidal permeado por
uma rede de comunicação que interliga os dispositivos de
controle dos elementos de fornecimento e conversão de
energia. Serão descritos a seguir os modelos empregados no
software para o dispositivo regulador de tensão e o sistema
fotovoltaico, os demais modelos da rede podem ser
consultados em [13].
1) Regulador de tensão: O regulador de tensão é declarado na
forma de dois objetos no OpenDSS. Primeiro é declarado um
transformador de relação de transformação 1:1, em seguida
objeto referente ao controle do regulador é relacionado ao
transformador. O controle do mesmo permite a designação da
técnica de regulação sendo desenvolvido para comtemplar
todas a opções dos reguladores de tensão comumente
encontrados nas concessionárias de distribuição. Os
parâmetros e a descrição dos mesmos podem ser encontrados
em [13].
2) Sistema Fotovoltaico: O modelo do SFV (Sistema
Fovoltaico) combina dois modelos: o arranjo do SFV e o
inversor. A agregação foi concebida para ser um modelo
adequado para realização de estudos de impactos da conexão
de SFVs à rede de distribuição [14]. As figuras de mérito
contempladas no modelo empregado podem ser observadas
na figura 5.
Fig. 5. Modelo do sistema fotovoltaico no OpenDSS.
O modelo considera que o inversor possui o recurso de
perseguição do ponto de máxima potência do arranjo do SFV.
O parâmetro PPMP é a potência máxima que o arranjo pode
fornecer considerando as condições padrões de teste dos
módulos com temperatura de 25 Cº e irradiância de 1000
W/m². Para simulações ao longo do tempo como, por
exemplo, fluxo ao longo de dias e anos, o usuário deve
fornecer as curvas de irradiação e temperatura do SFV.
Adicionalmente, a curva de eficiência também pode ser
empregada.
Dados medidos em campo podem ser inseridos no
programa para realização das simulações. Em [11] são
destacadas as principais vantagens da utilização tal qual
como foi desenvolvido. As curvas de geração foram
modeladas a partir de curvas de irradiação e de influência da
temperatura sob a potência CC proposta em [14].
D. Descrições do sistema de distribuição teste e da
metodologia das simulações
O sistema de distribuição adotado como sistema teste para
realização das simulações foi o IEEE 13 barras. Amplamente
utilizado por pesquisadores e acadêmicos, este alimentador
foi originalmente concebido para aferição da convergência
dos cálculos de fluxo de potência realizado em softwares
distintos devido ao seu caráter notadamente desbalanceado.
As cargas do alimentador foram alteradas de modo que todas
fossem modeladas como cargas de potência constante. A
topologia do circuito pode ser visualizada no diagrama trifilar
na figura 6.
Fig. 6. Diagrama trifilar do alimentador teste IEEE 13 barras. Fonte: [15].
As simulações foram realizadas considerando como caso
base o estado da rede determinado a partir dos resultados do
cálculo de fluxo de potência sem a inserção de geradores ao
longo de um dia. Partindo do caso base serão conectados
sistemas fotovoltaicos às barras 671, 634, 645, 646, 652, 692
e 670 com a finalidade de avaliação do impacto técnico-
operacional sob o controle de tensão da rede. A capacidade
instalada foi fixada em 100% da potência instalada da carga
conectada a mesma barra do gerador.
A variação da potência da carga e dos geradores foi
considerada no estudo por meio do uso de curvas de carga
típicas para o período de um dia. Os dados das cargas podem
são relacionados em [11]. A variação da carga é mesma
proposta em [16].
O primeiro caso estudado consiste na avaliação do
aumento de tensão provocado pela conexão de SFVs nos
pontos de conexão dos mesmos. Foram escolhidas as cargas
conectadas às barras 671, 611 e 652 e as linhas 684611 e
684652 para avaliação dos impactos sob a tensão em regime
permanente.
O segundo caso avalia a eficacia da compensação de
queda de tensão na linha diante da inserção dos geradores.
V. RESULTADOS
Nesta seção são demonstrados os resultados obtidos a
partir das simulações dos dois casos descritos. As imagens
foram geradas no MATLAB.
A. Caso base – Estado da rede
Para realização da avaliação de impactos pretendida faz-se
necessário o estudo do estado original da rede antes da
inserção dos geradores. As simulações realizadas para o caso
base refletem o carregamento do alimentador exibido no
gráfico da figura 7.
Fig. 7. Carregamento do alimentador - caso base.
O alimentador teste apresenta baixo carregamento na fase
1, o que ratifica o caráter desbalanceado do mesmo. A
demanda máxima ocorre às 18 horas atingindo 3,59 MW. A
fase 3 é a mais carregada com demanda máxima de 1,26
MW.
B. Caso A – Aumento de tensão
As cargas 671 e 611 sofreram aumento de tensão no
período referente à geração fotovoltaica. Vale destacar que
não foi conectado gerador à barra 611 com o intuito de
observar o impacto da conexão de SFVs nas outras barras da
rede sobre a mesma. É possível observar uma melhoria no
perfil de tensão visto que havia um momento do dia, às 11
horas, em que ocorria violação do limite inferior considerado
adequado. Os gráficos que demonstram o comportamento da
tensão em função do tempo são exibidos nas figuras 8 e 9. Os
limites classificados como adequados pelo PRODIST para
tensões entre 1 kV e 69 kV que valem 1,05 e 0,93 em por
unidade são destacados pelas linhas em vermelho nos
gráficos. Para barra 671 é exibida a tensão na fase A.
Fig. 8. Perfil de tensão na barra 671. Fig. 9. Perfil de tensão na barra 611.
O perfil de tensão da barra 652 também apresenta melhoria
como ocorreu com as barras 671 e 611. O gráfico exibido na
figura 10 mostra o comportamento da tensão da mesma ao
longo do dia. Na figura 11 o gráfico demostra a alteração no
carregamento da linha 684611 com a inserção dos geradores.
Essa linha atende exclusivamente à carga 611 onde não há
geração fotovoltaica, a alteração no carregamento se deve à
exportação de energia pelos geradores circunvizinhos para a
rede de distribuição. Nesse momento há maior geração do
que a carga causando fluxo de potência reverso.
Fig. 10. Perfil de tensão na barra 652.
O impacto sob o carregamento de uma linha que possui
geração FV pode ser observada no gráfico da figura 13. A
linha 684652 atende à carga 652 somente e demostra
claramente a porção da demanda que é suprida pelo gerador a
referida carga. Destaca-se a presença de fluxo reverso na
linha durante a manhã por um período de pouco menos que
uma hora por volta das 10 horas. Apesar de a geração
fotovoltaica suprir boa parte da demanda da carga, consegue
reduzir muito pouco a demanda máxima por conta da
disparidade entre o horário de pico da carga e da geração.
Fig. 12. Carregamento da linha 684652 Fig. 13. Curvas da carga e do
C. Caso B – Impacto sob a operação do regulador de tensão
O segundo caso consistiu na avaliação da eficacia da
técnica de compensação de queda de tensão linha utilizada
diante da inserção dos SFVs no alimentador teste IEEE 13
barras. Para tanto foi investigado o impacto da inserção de
2,45 MW de SFVs distribuídos ao longo da rede no
carregamento do alimentador. O referido impacto pode ser
visualizado no gráfico da figura 14. Às 10 horas no período
da manhã é o momento de menor demanda, reflexo
gerador FV conectados à barra 652
Fig. 11. Carregamento da linha
684611.
contribuição dos SFVs no suprimento da demanda, enquanto
às 18 horas durante a tarde ocorre o pico de demanda.
Fig. 14. Carregamento do alimentador Fig. 15. Perfil de tensão no
A figura 15 exibe o perfil de tensão ao longo da rede para
momento de carga leve após a inserção dos geradores. Nota-
se que a maioria das barras apresenta tensão superior a 1,01
pu, maiormente àquelas das fases B e C. Isto é uma evidência
de que devido ao aumento de tensão causado pela injeção de
potência ativa na rede pelos SFVs o mecanismo de
compensação de queda de linha do regulador de tensão passa
a regular um ponto mais distante do centro de carga. Para o
período de carga pesada pode se dizer que não há
interferência dos SFVs devido a não coincidência dos picos
de geração e consumo como já mencionado. O perfil de
tensão para momento de carga pesada pode ser observado no
gráfico da figura 16.
Fig. 16. Perfil de tensão no momento de carga pesada.
O perfil de tensão no momento de carga pesada após
redução dos parâmetros R e X do mecanismo de
compensação de queda de tensão na linha pode ser observado
figura 17. Com o ajuste do controlador do regulador de
tensão em 0,66 pu houve melhoria das tensões de
atendimento para as cargas conectadas próximas ao regulador
de tensão.
V. CONCLUSÃO
A partir da avaliação do impacto técnico-operacional no
controle de tensão de redes de distribuição mediante aos
estudos de casos propostos e simulações realizadas com
integração de sistemas fotovoltaicos são destacados os
seguintes pontos:
Nas simulações realizadas houve aumento de tensão
nos pontos de conexão dos SFVs, porém os limites
legais não foram violados para o nível de penetração
estudado. Adicionalmente, a integração de SFVs
promoveu melhoria da tensão de atendimento de
algumas cargas que lidavam com níveis precários.
O estudou mostrou a partir da simulação do
alimentador teste IEEE 13 barras que serão
necessárias modificações na operação de dispositivos
reguladores de tensão diante da integração de sistemas
fotovoltaicos em redes de distribuição. O operador da
rede terá que adequar o controle de tensão do sistema
elétrico para variação da geração agregada à variação
da carga. No caso estudado os parâmetros definidos
para o LDC tiveram que ser reduzidos devido ao
deslocamento do centro de carga promovido pela
injeção de potência ativa na rede pelos geradores.
O OpenDSS permitiu a realização dos estudos com
curva de aprendizagem reduzida oferecendo diversos
recursos para estudos que envolvem conexão de GD à
rede de distribuição. O Toolbox GridPV para
MATLAB mostra-se bastante versátil para estudos
impactos da integração de sistemas fotovoltaicos. Para
modelos de redes distribuição que não usufruem de
coordenadas geográficas os recursos do toolbox são
limitados, mas ainda assim as funções do mesmo
auxiliam na realização da comunicação entre
OpenDSS e MATLAB.
III. REFERÊNCIAS
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renovável. Disponível em: <http://brasileconomico.ig.com.br/brasil/economia/2014-06-05/pais-
tem-energia-mais-suja-e-menos-renovavel.html>. Acesso em: 14 de
junho de 2014. [2] IEEE – INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELETRONICS
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Interface of Photovoltaic Systems, 2000. [3] EPIA – EUROPEAN PHOTOVOLTAIC INDUSTRY
ASSOCIATION, 2013. Global Market Outlook for
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Dissertação (Mestrado) –UFRJ/COPPE, Rio de Janeiro, 2013. [5] PADILHA, L.N. Análise comparativa de estratégias para regulação de
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2010. 123 f. Dissertação (Mestrado) - Curso de Engenharia Elétrica,
Unifei, Itajubá - Mg, 2010.
após a inserção dos geradores.
momento de carga leve.
Fig. 17. Perfil de tensão no momento
de carga pesada após alteração do LDC.