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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


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


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


5.2.3 Atendimento de cargas prioritárias (“Recortes”) 54


5.2.5 Operação em desbalanço 62

Simulação 3 64

5.3.1 O conversor e gerador 64


5.3.3 Atendimento de cargas prioritárias (“Recortes”) 69


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.

11

Figura 2.2 - Minirrede do Maracanã

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.


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




Geração solar


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.


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.




Rede de distribuição da concessionária de

energia


Geração a diesel Geração solar





Geração a diesel Geração solar


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.


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.


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).


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.


Abaixo, é mostrado na Figura 5.15, a potência de saída do painel solar,

potência essa injetada no conversor pelo painel.


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


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.


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.

55

Figura 5.18 – Circuitos desligados da minirrede para a simulação 2

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


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


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.



possui um percentual de 0,37% em relação à componente fundamental (que

possui um valor de 0,98 PU).


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).



60


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).


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,


do Maracanã.


Campo Marte, além da fundamental, é a componente de 5ª ordem. Tal

componente, possui um percentual de 0,35% em relação à componente



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.


Já na Figura 5.38, é mostrado a corrente que se mantém em 1 PU, tanto no

modo 3, como no modo 4.

67


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).


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


A potência de saída do painel solar, potência essa injetada no conversor

pelo painel, pode ser visualizada na Figura 5.40.


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


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.


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.

70

Figura 5.43 - Circuitos desligados da minirrede para a simulação 3

71



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


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.



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


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


Já para essa simulação, os valores apresentados abaixo, foram medidos no

segundo 15, ou seja, o instante final.


harmônicas da tensão e corrente no conversor, respectivamente.



possui um percentual de 0,19 em relação à componente fundamental (que possui

um valor de 0,99 PU).


fundamental, é a de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual de 0,60 em




75


harmônicas da tensão e corrente na carga remota de Aldeia Campista,


do Maracanã.


Aldeia Campista, além da fundamental, é a componente de 5ª ordem. Tal

componente, possui um percentual de 0,14 em relação à componente





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


harmônicas da tensão e corrente na carga remota de Campo Marte,


do Maracanã.


Campo Marte, além da fundamental, é a componente de 5ª ordem. Tal

componente, possui um percentual de 0,22 em relação à componente





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.

http://www.canalenergia.com.br/

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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.

estudo da formaÇÃo de minirrede com penetraÇÃo de...

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