impactos da gerac˘ao fotovoltaica distribu~ ida …

UNIVERSIDADE TECNOLOGICA FEDERAL DO PARANADEPARTAMENTO ACADEMICO DE ELETROTECNICA

CURSO DE ENGENHARIA ELETRICA - ELETROTECNICA

PABLO UBIRATAN PEREIRA MACEDO

IMPACTOS DA GERACAO FOTOVOLTAICA DISTRIBUIDA

EM UMA REDE DE DISTRIBUICAO

TRABALHO DE CONCLUSAO DE CURSO

CURITIBA

2018

PABLO UBIRATAN PEREIRA MACEDO

IMPACTOS DA GERACAO FOTOVOLTAICA DISTRIBUIDA

EM UMA REDE DE DISTRIBUICAO

Trabalho de Conclusao de Curso apresentado a disciplinade TCC 2, do Curso de Engenharia Eletrica - Eletrotecnicado Departamento Academico de Eletrotecnica (DAELT)da Universidade Tecnologica Federal do Parana, comorequisito parcial para a obtencao do tıtulo de EngenheiroEletricista.

Orientador: Prof. Dr. Raphael Augusto De SouzaBenedito

CURITIBA2018

A folha de aprovação assinada encontra-se na Coordenação do Curso de Engenharia Elétrica

Pablo Ubiratan Pereira Macedo

IMPACTOS DA GERAÇÃO FOTOVOLTAICA DISTRIBUÍDA EM UMA REDE DE DISTRIBUIÇÃO

Este Trabalho de Conclusão de Curso de Graduação foi julgado e aprovado como requisito parcial para a obtenção do Título de Engenheiro Eletricista, do curso de Engenharia Elétrica do Departamento Acadêmico de Eletrotécnica (DAELT) da Universidade Tecnológica Federal do Paraná (UTFPR).

Curitiba, 20 de novembro de 2018.

____________________________________ Prof. Antonio Carlos Pinho

Coordenador de Curso Engenharia Elétrica

____________________________________ Profa. Annemarlen Gehrke Castagna, Mestre

Responsável pelos Trabalhos de Conclusão de Curso de Engenharia Elétrica do DAELT

ORIENTAÇÃO BANCA EXAMINADORA

______________________________________ Raphael Augusto de Souza Benedito, Dr. Universidade Tecnológica Federal do Paraná Orientador

_____________________________________ Raphael Augusto de Souza Benedito, Dr. Universidade Tecnológica Federal do Paraná _____________________________________ Ulisses Chemim Netto, Dr. Universidade Tecnológica Federal do Paraná _____________________________________ Érico Gurski, Eng Universidade Tecnológica Federal do Paraná

AGRADECIMENTOS

A Deus por ter me dado saude e forca para superar as dificuldades. Agradeco

a minha esposa Arianna Ramos pelo companheirismo e incentivo que me deu ao longo

desses ultimos semestres na Universidade.

Agradeco a minha mae Rosicler, heroına que me deu apoio, incentivo para sair de

casa e vir morar em Curitiba para cursar Engenharia. Obrigado aos meus irmaos Fernando,

Willian e Daniel, que nos momentos de minha ausencia dedicados estudo superior, sempre

fizeram entender que o futuro e feito a partir da constante dedicacao no presente!

Ao professor Dr. Raphael Augusto de Souza Benedito, por me acolher como

orientado, apoiando e direcionando a construcao deste trabalho, concedendo grande parte

de seu tempo, aconselhando-me com muita disposicao e paciencia.

Toda acao humana, quer se torne positivaou negativa, precisa depender de motivacao.Dalai Lama

RESUMO

MACEDO, Pablo. Impactos Da Geracao Fotovoltaica Distribuıda Em Uma RedeDe Distribuicao. 2018. 103 f. Trabalho de Conclusao de Curso – Curso de EngenhariaEletrica - Eletrotecnica, Universidade Tecnologica Federal do Parana. Curitiba, 2018.

O uso de geradores fotovoltaicos (FV) conectados ao sistema de distribuicao de energiaeletrica tem apresentado um crescimentos com taxas medias de 30% ao ano. Ainda queno Brasil a participacao dessa matriz energetica seja baixa quando comparada com ou-tras matrizes tais como hidroeletrica, a previsao e que a participacao da energia solarfotovoltaica aumente a taxas de 358% do ano de 2017 para 2018. Associado a isso existea necessidade de se conhecer os efeitos que a massiva implantacao geracao fotovoltaicatera nas redes de distribuicao, com o proposito mitigar ou prevenir problemas futuros,visando a uma operacao normal e segura.Este trabalho aborda o estudo de impactosda geracao fotovoltaica sobre uma rede de distribuicao de domınio publico do EPRI.Foram utilizados os mesmos criterios das concessionarias de energia brasileiras adotam, emtermos de potencia permitida, conexao com a rede de distribuicao, para modificar a redede distribuicao original e formar cenarios distintos, com diferentes nıveis de penetracaofotovoltaica. Durante as simulacoes foram considerados geradores FV distribuıdos deacordo com as cargas do modelo escolhido. Utilizando perfil de consumo e geracao, foramconsiderados abordagens com variacao temporal o perfil de carga, com caracterıstica deregiao residencial e irradiancia solar, com caracterıstica de dia ensolarado sem nuvens. Oprograma escolhido para as simulacoes foi o OpenDSS e as simulacoes foram executadasno modo daily com intervalos de tempo de 15min. Para cada cenario de penetracao FV,foi feita uma simulacao ao longo do dia. Em seguida foi feita a analise dos efeitos que oincremento da penetracao fotovoltaica teve no modelo de distribuicao utilizado.

Palavras-chave: Geracao Distribuıda. OpenDSS. Sistema de distribuicao.

ABSTRACT

MACEDO, Pablo. Impacts Of Distributed Photovoltaic Generation In A Distri-bution Network. 2018. 103 f. Trabalho de Conclusao de Curso – Curso de EngenhariaEletrica - Eletrotecnica, Universidade Tecnologica Federal do Parana. Curitiba, 2018.

The use of photovoltaic (PV) generators connected to the power distribution network hasgrown in avegege 30% a year on the globe. Although in Brazil the solar energy participationis still low, comparing with hydropower for instance, it increased 358% from 2017 and 2018.Therefore; there is a need to know the impacts of high PV penetration on the distributiongrid, in order to create solutions and technology to avoid undesired impacts that highPV penetration will have on the grid in terms of energy’s quality.This work addresses thestudy of distributed photovoltaic generation on a public domain distribution network ofEPRI. It was used the same requirements of Brazilian power utilities to model the originaldistribution network into different scenarios with different PV penetration levels.The PVsystems were distributed on the same buses than the loads. The profile for consumptionused on the simulation has residential characteristic, and the solar irradiance has an sunnyday and without clouds, profile. The software chosen to run the simulations was OpenDSS(an open souce software). All the simulation were ran on the daily mode with time intervalsof 15min, for each PV penetration scenario. Then, it was made an analysis of the results,showing the impacts that PV penetration increase has on the distribution network.

Keywords: Distributed generation. OpenDSS. power distribution network.

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 – Consumo mundial de energia separado por matriz energetica (gigawatts) 17

Figura 2 – Celula fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

Figura 3 – Princıpio da conversao fotovoltaica em um semicondutor tipo n-p. Na

ilustracao a potencia gerada esta sendo dissipada na carga resistiva R. 26

Figura 4 – Componentes de um modulo fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . 28

Figura 5 – Planta fotovoltaica de 10 MW . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

Figura 6 – Esquema eletrico simplificado de uma celula solar. . . . . . . . . . . . 29

Figura 7 – Relacoes de Tensao-Corrente e Potencia-Tensao caracterısticas de uma

celula solar de Si. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

Figura 8 – Relacoes Potencia-Tensao caracterısticas de uma celula solar de Si. . . 32

Figura 9 – Influencia da radiacao solar e temperatura nas caracterısticas da curva

I-V de uma celula fotovoltaica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

Figura 10 – Conexao em serie e paralelo de dois paineis solares identicos. (a) Conexao

em paralelo.(b) Conexao em serie. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

Figura 11 – Esquema de conexao de modulos fotovoltaicos. . . . . . . . . . . . . . 35

Figura 12 – Inversor string conectado em apenas uma string de modulos fotovoltaicos. 42

Figura 13 – Esquema de inversor string com conexao de multiplas strings na mesma

entrada do inversor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

Figura 14 – Esquema de inversor string onde conexao de diferentes strings e feita

em inversores distintos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

Figura 15 – Esquema de duas strings, cada uma conectada em uma entrada MPPT

de um inversor multi-string. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

Figura 16 – Ligacao de um gerador a rede de distribuicao de baixa tensao atraves

de um inversor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

Figura 17 – Equivalente de Thevenin da subestacao no OpenDSS . . . . . . . . . . 54

Figura 18 – Equivalente eletrico de uma fase de um transformador . . . . . . . . . 55

Figura 19 – Diagrama do modelos do sistema fotovoltaico no OpenDSS . . . . . . . 61

Figura 20 – Curvas de irradiacao e temperatura, utilizadas para caracterizar um

modelo de sistema fotovoltaico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

Figura 21 – Curvas de eficiencia do painel FV e do inversor, utilizadas para caracte-

rizar um modelo de sistema fotovoltaico. . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

Figura 22 – Diagrama unifilar do sistema de teste IEEE 33 barras. . . . . . . . . . 66

Figura 23 – Reducao da potencia entregue pela subestacao, de acordo com o aumento

do nıvel de penetracao fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

Figura 27 – Tensao ao longo dos barramentos, para horario de geracao FV maxima

em todos os cenarios. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

Figura 24 – Regiao em vermelho representa a area do sistema onde comecam haver

tensoes abaixo de 0,95pu, para o carregamento utilizado . . . . . . . . 71

Figura 25 – Tensao ao longo do dia nos barramentos Barra28 e Barra09. . . . . . . 71

Figura 26 – Tensao ao longo do dia nos barramentos Barra18 e Barra33, os mais

distantes da subestacao. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72

Figura 28 – Perdas nas linhas para perıodo de um dia para diferentes nıveis de

penetracao FV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73

Figura 29 – Energia total dissipada nas linhas de distribuicao ao longo da simulacao

diaria para diferentes cenarios de penetracao FV. . . . . . . . . . . . . 73

Figura 30 – Distribuicao das cargas existentes no sistema original . . . . . . . . . . 76

Figura 31 – Modelo de rede de distribuicao a ser utilizado Ckt5 publicado pelo EPRI. 76

Figura 32 – Perfil de consumo de cargas residenciais usado na simulacao . . . . . . 77

Figura 33 – Perfil de consumo de cargas comerciais de medio porte usado na simulacao 77

Figura 34 – Perfil de consumo de cargas comerciais de pequeno porte usado na

simulacao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

Figura 35 – Perfil de irradiancia solar para um dia ensolarado e um dia com nuvens,

no mes de marco no hemisferio norte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

Figura 36 – Comportamento da corrente e tensao fornecida pelo painel a diferentes

nıveis de temperatura e irradiacao solar . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

Figura 37 – Perfis de consumo dos tres perfis de consumidores utilizados na simula-

cao, residencial, comercial pequeno porte (PQ) e comercial medio porte

(MD) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82

Figura 38 – Curva de geracao fotovoltaica considerando conversor monofasico. . . . 82

Figura 39 – Curva de potencia ativa entregue pelo alimentador, para diferentes

nıveis de penetracao FV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83

Figura 40 – Relacao entre nıvel de tensao e distancia da subestacao de cada barra-

mento na rede,as 12 horas para penetracao FV 115% . . . . . . . . . . 84

Figura 41 – Curva de potencia reativa entregue pelo alimentador, para diferentes

nıveis de penetracao FV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84

Figura 42 – Nıvel de tensao para uma das fases do barramento 791 a 0,1km da

subestacao. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85

Figura 44 – Nıvel de tensao para uma das fases do barramento 74436 a 5,2194km

da subestacao. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85

Figura 43 – Nıvel de tensao para uma das fases do barramento 63662 a 0,9717km

da subestacao. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86

Figura 45 – Perdas totais observadas, adotando as curvas de potencia diaria . . . . 87

Figura 46 – Comutacao do tap no regulador de tensao para nıveis de penetracao FV

de 0% e 25% . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88

Figura 47 – Comutacao do tap ro regulador de tensao para nıveis de penetracao FV

de 50% e 75% . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88

Figura 48 – Comutacao do tap ro regulador de tensao para nıveis de penetracao FV

de 104% e 115% . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89

Figura 49 – Relacao entre nıvel de tensao e distancia da subestacao de cada bar-

ramento na rede, em um momento de atuacao do regulador na fase

B. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89

Figura 50 – Relacao entre nıvel de tensao e distancia da subestacao, penetracao FV

25% e 50% . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90

Figura 51 – Relacao entre nıvel de tensao e distancia da subestacao, penetracao FV

75% e 104% . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 – Modo de conexao em funcao da potencia instalada. . . . . . . . . . . . 47

Tabela 2 – Nıveis de tensao aceitaveis para tensao nominal inferior ou igual a 1kV. 49

Tabela 3 – Tempo maximo de desconexao para condicoes crıticas de tensao. . . . 49

Tabela 4 – Tempo maximo de desconexao para condicoes crıticas de tensao. . . . 50

Tabela 5 – Parametros basicos do elemento Circuit . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

Tabela 6 – Parametros basicos do elemento Transformer . . . . . . . . . . . . . . 55

Tabela 7 – Parametros basicos do elemento RegControl . . . . . . . . . . . . . . . 56

Tabela 8 – Parametros basicos do elemento Load . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

Tabela 9 – Parametros basicos do elemento Load . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

Tabela 10 – Parametros basicos do elemento LineCode . . . . . . . . . . . . . . . . 59

Tabela 11 – Parametros basicos do elemento Line . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

Tabela 12 – Parametros basicos do elemento Capacitor . . . . . . . . . . . . . . . 60

Tabela 13 – Parametros basicos do elemento PVSystem . . . . . . . . . . . . . . . 61

Tabela 14 – Informacoes de linha e carga do sistema de teste IEEE 33 barras. . . . 67

Tabela 15 – Comparativo entre os valores obtidos no OpenDSS do sistema de teste

IEEE 33 barras com Durce (2012) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

Tabela 16 – Caracterısticas Gerais do sistema de distribuicao Ckt5. . . . . . . . . 75

Tabela 17 – Dados Eletricos painel solar modelo CS3K-275 da CanadianSolar. . . 79

Tabela 18 – Cinco cenarios de penetracao FV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79

Tabela 19 – Inversores modelados no OpenDSS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80

Tabela 20 – Quantidade de Inversores modelados no OpenDSS por cenario de gera-

cao. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

REN21 Rede de Polıticas de Energia Renovavel para o Seculo XXI

BNEF Bloomberg Novos Financiamentos de Energia

CO2 Dioxido de carbono

COP21 Conferencia das Nacoes Unidas sobre as Mudancas Climaticas de 2015

COS Centro de Operacao do Sistema

EIA Administracao de Informacoes sobre Energia dos EUA

UCSD Univesidade da California San Diego

PMP Ponto de Maxima Potencia

FF Fator de Forma

FC Fator de Capacidade

FV Fotovoltaico (a)

MPPT Rastreamento de ponto de potencia maxima

BoS Balance of system equipment

FD Fator de desiquilıbrio

EPRI Instituto de Pesquisa em Energia Eletrica

LISTA DE SIMBOLOS

Isaída Corrente entregue pela celula solar para realizar trabalho [A];

Iph Corrente fotovoltaica [A]

ID Corrente de diodo [A]

I0 Corrente de saturacao reversa do diodo (A);

ICC Corrente de curto-circuito entre os terminais de uma celula FV (A);

VCA Tensao de circuito aberto entre os terminais de uma celula FV (V);

RS Resistencia em serie de um modelo de celula fotovoltaica [Ω]

RSH Resistencia paralela de um modelo de celula fotovoltaica [Ω]

GT Irradiacao solar [W/m2]

TC Temperatura de em uma celula solar [K]

n Fator de idealidade do diodo, valor adimensional determinado experi-

mentalmente;

e Carga de elementar do eletron [C];

k Constante de Boltzman [J/K]);

VC Tensao nos terminais da celula solar [V]

ηF V Eficiencia de conversao fotovoltaica.

FVpen Penetracao fotovoltaica [%]

SUMARIO

1 – INTRODUCAO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

1.1 Tema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

1.1.1 Delimitacao do Tema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

1.2 Problemas e Premissas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

1.3 Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

1.3.1 Objetivo Geral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

1.3.2 Objetivos Especıficos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

1.4 Justificativa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

1.5 Procedimentos Metodologicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

1.6 Estrutura do Trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

2 – REVISAO DA LITERATURA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

2.1 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

2.1.1 A Celula Fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

2.1.1.1 Modulo fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

2.1.1.2 Caracterısticas de uma celula FV . . . . . . . . . . . . . 28

2.1.1.3 Associacao de celulas e modulos fotovoltaicos . . . . . . 34

2.1.2 Sistemas Fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

2.1.2.1 Sistemas Fotovoltaicos Isolados (SFI) . . . . . . . . . . . 36

2.1.2.2 Sistemas Fotovoltaicos Conectados a Rede (SFVCR) . . 37

2.1.2.3 Sistemas Hıbridos (SFH) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

2.1.2.4 Fator de capacidade (FC) . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

2.1.2.5 Penetracao Fotovoltaica (FVpen) . . . . . . . . . . . . . 38

2.1.3 Inversores e outros componentes de sistemas FV . . . . . . . . . . 39

2.1.3.1 Inversores para a conexao a rede eletrica . . . . . . . . . 40

2.1.3.2 Rastreamento do ponto de maxima potencia MPPT . . . . 41

2.1.3.3 Inversores String . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

2.1.3.4 Inversores Multi-String . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

2.1.3.5 Inversor Modular . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

2.1.3.6 Sistemas de protecao em inversores . . . . . . . . . . . . 44

2.1.3.7 Auto-Protecao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

2.1.3.8 Deteccao de Ilhamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

2.1.3.9 Chave de desconexao de corrente contınua . . . . . . . . 46

2.1.3.10 Protecao contra fuga de corrente . . . . . . . . . . . . . 46

2.1.4 Normas Tecnicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

2.1.4.1 Modo de conexao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

2.1.4.2 Regulacao de Tensao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

2.1.4.3 Desequilıbrio de Tensao . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

2.1.4.4 Fator de Potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

2.1.4.5 Ilhamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

2.2 Consideracoes finais sobre o capıtulo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

3 – MODELAGEM DE UM CIRCUITO NO OPENDSS . . . . . . . . . . 52

3.1 O software OPENDSS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

3.1.1 Fluxo de Potencia no OpenDSS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

3.1.2 Modelos dos Elementos do Sistema Eletrico . . . . . . . . . . . . 53

3.1.2.1 Subestacao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

3.1.2.2 Transformador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

3.1.2.3 Regulador de Tensao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

3.1.2.4 Cargas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

3.1.2.5 Linhas de Distribuicao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

3.1.2.6 Bancos de Capacitores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

3.1.2.7 Sistema Fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

3.1.2.7.1 Curva de Irradiacao e Temperatura . . . . . . . 62

3.1.2.7.2 Curva XY . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

3.1.2.7.3 Codigo para o OpenDSS . . . . . . . . . . . . . 64

3.2 Simulacao do Circuito de Teste IEEE 33 Barras . . . . . . . . . . . . . . 65

3.2.1 Caracterısticas do sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

3.2.2 Simulacao e Resultados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

3.2.3 Circuito Original . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

3.2.4 Circuito com GD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68

3.2.5 Efeitos sobre a curva de carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68

3.2.6 Caracterizacao dos nıveis de tensao . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

3.2.7 Nıveis de Perdas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72

3.3 Consideracoes finais sobre o capıtulo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73

4 – SIMULACOES COMPUTACIONAIS E RESULTADOS . . . . . . . . 75

4.1 Descricao do sistema de distribuicao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

4.2 Curvas de Carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

4.3 Perfil de irradiacao solar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

4.4 Paineis Fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79

4.5 Resultados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80

4.5.1 Caracterizacao das cargas e dos geradores fotovoltaicos . . . . . . . 81

4.5.2 Efeitos sobre a curva de carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82

4.5.3 Caracterizacao dos nıveis de tensao . . . . . . . . . . . . . . . . . 85

4.5.4 Nıveis de Perdas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86

4.5.5 Regulador de Tensao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87

4.6 Consideracoes finais sobre o capıtulo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91

5 – CONCLUSAO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92

Referencias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94

Apendices 97

APENDICE A–Codigo OpenDSS Sistema IEEE 33 Barras . . . . . . . . 98

APENDICE B–Perfis de irradiancia e de demanda . . . . . . . . . . . . 100

APENDICE C–Codigo do OpenDSS do Regulador de Tensao . . . . . . 103

16

1 INTRODUCAO

A energia gerada pelo Sol, e hoje uma das alternativas energeticas mais promissoras

para prover a energia necessaria ao desenvolvimento humano devido ao seu baixo impacto

ambiental (TSOUTSOS; FRANTZESKAKI; GEKAS, 2005) e acessibilidade em termos de

cobertura da irradiacao solar sobre a superfıcie da terra.

Hoje essa e a alternativa de geracao de energia renovavel com as maiores taxas de

crescimento no mundo de acordo com (REN21, 2017) com taxa de cresciemnto do 25% ao

ano no mundo. Estima-se que as instalacoes do tipo tendem a crescer anualmente 80 GW

(2020) , 143 GW (2030) e 206 GW (2040) (BNEF, 2015).

As projecoes ilustradas na Figura 1 mostram aumento na participacao das fontes

de energia renovaveis na matriz energetica mundial. Ainda que o mesmo grafico ilustre

maior participacao de combustıveis fosseis, e de interesse mundial diminuir a participacao

dessa matriz no futuro dado seus efeitos nocivos para com o meio ambiente (TSOUTSOS;

FRANTZESKAKI; GEKAS, 2005). O gas natural tambem e um combustıvel fossil porem

muito menos poluente do que os derivados do petroleo, isso explica o crescimento acentuado

projetada para o consumo do gas nos proximos anos, mesmo que este seja poluente.

Ainda que as projecoes apontem para o crescimento acentuado das fontes reno-

vaveis, e possıvel que essas previsoes sejam conservadoras. Dado que diversas legislacoes

recentes determinam a reducao de emissoes de CO2 na atmosfera, tais como a COP21,

que conta com paıses tais como China e diversos outros que se comprometeram a reduzir

a emissao de gases do efeito estufa na atmosfera. Dado que a maior parte da geracao de

energia eletrica consumida no planeta hoje, provem da queima de combustıveis fosseis e

de se esperar que esses paıses diversifiquem sua matriz energetica dando mais espaco para

energias limpas tais como a solar.

Capıtulo 1. INTRODUCAO 17

Figura 1 – Consumo mundial de energia separado por matriz energetica (gigawatts)

petróleo e outros líquidos

gás natural

renováveis

nuclear

carvão mineral

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

250

200

150

100

50

0

2015

Fonte: EIA (2017)

1.1 Tema

Como ilustrado na Figura 1 as fontes energeticas mais utilizadas na atualidade

ainda sao provenientes da geracao termica originada da queima de combustıveis fosseis.

A preferencia por esse modelo de geracao se da por diferentes fatores. Sob aspecto da

geracao de energia essas fontes possuem maior controle operativo, ou seja a geracao pode

ser facilmente controlada pela unidade geradora (PINHO; GALDINO, 2014).

Outro ponto positivo das fontes de geracao classicas e a capacidade das mesmas

armazenarem energia em sua forma bruta: energia potencial da agua na barragem, gas

natural, uranio, entre outras. E quando solicitada pela carga esse potencial energetico pode

ser entao imediatamente alocado para a geracao de energia eletrica. Essa possibilidade de

se armazenar energia em outras formas que nao eletrica representa uma seguranca para a

operacao e planejamento do sistema, uma vez que o controle do preco e da qualidade da

energia eletrica pode ser assegurado (PINHO; GALDINO, 2014).

Diferentemente dos recursos energeticos supracitados as fontes renovaveis como

solar e eolica, possuem matrizes energeticas que nao podem ser armazenadas, (Sol e o vento

respectivamente) alem de serem fontes intermitentes, comprometendo portanto o controle

da geracao. Estas fontes de energia estao submetidas as variacoes diarias do tempo, nao

podendo portanto serem controladas, apenas estimadas pelo COS (Centro de Operacao do

Sistema) para uma melhor alocacao dos recursos energeticos em determinada planta.

O objeto de estudo deste trabalho sera a geracao fotovoltaica, que diferente das


demais fontes renovaveis apresenta, a particularidade de poder ser facilmente instalada

em areas urbanas, aproximando o consumidor da unidade geradora sem a necessidade do

transporte de energia por linhas de alta tensao. O excedente de energia nao utilizado pelo

usuario que gera a energia pode alocado para outra carga no mesmo sistema de distribuicao,

o que pode gerar descontos ou creditos na conta de luz do usuario, dependendo da polıtica

da companhia de distribuicao.

Portanto, visto o eminente aumento da penetracao fotovoltaica nos Sistemas de

Distribuicao, o estudo e a avaliacao dos possıveis impactos que seus diferentes nıveis de

penetracao podem inferir no sistema e o objetivo deste trabalho. Os impactos a serem

mensurados sao: nıveis de tensao, fluxo de potencia e operacao de tap no regulador de

tensao.

1.1.1 Delimitacao do Tema

Este trabalho visa apresentar os efeitos causados por geradores FV em sistemas

de distribuicao. Os aspectos a serem estudados terao foco no perfil de tensao, fluxo de

potencia ativa/reativa e operacoes de tap.

Para as simulacoes foi utilizado um modelo de distribuicao de domınio publico

do EPRI (Electric Power Research Institute), bem como os perfis de demanda da carga.

Tambem foram utilizados modelos computacionais de paineis solares baseados no compor-

tamento real do elemento gerador. O perfil de irradiancia utilizado foi concedidos pela

UCSD (Universidade da California San Diego) para este estudo.

Nos barramentos do modelo computacional da rede de distribuicao, foram acresci-

dos diferentes potencias de arrays FV. A insercao dos arrays foi distribuıda homogenea-

mente no modelo de distribuicao, obedecendo os criterios da legislacao brasileira que sera

abordado na Subsecao 2.1.4. Dessa formar utilizando-se do mesmo modelo de distribuicao

do OpenDSS serao criados diferentes cenarios de penetracao FV, em cada cenario serao

inclusos geradores FV com diferentes potencias resultando em cenarios com diferentes

nıveis de penetracao FV.

Os distintos cenarios serao entao utilizados nas simulacoes diarias, utilizando-se

o mesmo perfil de carga e de irradiancia solar. Ao todo estabelecidos cinco cenarios da

rede de distribuicao com nıveis de penetracao FV por volta de 25%, 50%, 75%, 104%,

115%. O motivo da escolha desses patamares e avaliarmos os efeitos com discretizacoes de


penetracao FV de 25%. Um perfil de irradiancia solar: um dia ensolarado.

Portanto serao realizadas ao todo 6 simulacoes, 5 para cada um por cenario com

diferentes nıveis de irradiancia e um para o circuito original sem geracao FV que e o caso

base desse trabalho. Foi utilizado em todas as simulacoes o mesmo perfil da carga.

A definicao de penetracao FV nesse trabalho e a razao da geracao FV pela carga

total instalada. Entende-se por geracao FV instalada a soma dos valores nominais de todos

os paineis FV, e a carga total instalada a soma de todas as cargas consumidoras. Podemos

equacionar essa definicao da seguinte forma.

PenF V =∑n

i=1 PotF V (i)∑mj=1 PotCarga(j) (1)

Onde:

• PotF V (i) - a potencia de pico do i-esimo gerador FV instalado da rede [kW ];

• PotCarga(j) - a carga instalada da j-esima unidade consumidora da rede;

• n - total de geradores FV instalados na rede;

• m - total de unidades consumidoras na rede;

1.2 Problemas e Premissas

Devido a sua facil instalacao em telhados e terracos, a energia a solar possui

caracterıstica distribuıda, portanto uma rede de distribuicao pode conter centenas de

unidades microgeradoras que podem ser em centros urbanos ou rurais. Em termos de

transporte de energia isso representa uma reducao de perdas nos sistemas de transmissao,

visto que menos potencia e requerida pela subestacao. Nesse novo cenario a unidade

geradora tambem esta alocada mais proxima da carga e sera visto nesse trabalho o impacto

que isso gera em termos de perdas nas linhas de distribuicao. A geracao distribuıda tambem

propicia mais flexibilidade no mercado energetico, visto que o consumidor pode se tornar

fornecedor de energia nas horas em que sua geracao excede seu consumo.

Em alguns locais, como na Europa o cliente pode vender para a concessionaria a

energia que nao consome, no Brasil esse excedente gera creditos ao cliente, que podera

consumir a energia que forneceu em algum outro momento em que seu consumo exceder

sua geracao (ANEEL, 2012). Tendo em vista os subsıdios fiscais da ANEEL (2012), e

razoavel admitir que em curto prazo muito do crescimento das fontes renovaveis se de por

conta da geracao distribuıda, visto os incentivos ao consumidor.


A rede de distribuicao como conhecemos, pode sofrer efeitos indesejados dados

com a popularizacao da geracao distribuıda. E esperado, por exemplo, que varicoes subitas

de irradiancia solar causada por nuvens possa interferir nos nıveis de tensao de uma

determinada area cujo nıvel de penetracao solar seja alto, ou que o fluxo de potencia

ocorra em diferentes sentidos nos horarios de maxima geracao FV. Portanto estudos dos

impactos da GD sao importantes para que haja adequacao dos sistemas de distribuicao

para operar adequadamente em cenarios de alta penetracao FV.

1.3 Objetivos

1.3.1 Objetivo Geral

Nesse trabalho, sera dado foco para a avaliacao dos impactos de diferentes nıveis

de penetracao de geracao fotovoltaica distribuıda, em um modelo de rede de distribuicao.

Para tal analise sera feito uso do OpenDSS que possibilita fluxos de potencias em intervalos

discretos de tempo com auxilio da interface COM, que possibilita controlar as simulacoes

via outras plataformas, nesse estudo utilizamos a interface com o Matlab.

1.3.2 Objetivos Especıficos

• Acrescentar arrays FV no modelo original do OpenDSS, de forma a obter cinco

diferentes cenarios de penetracao FV,

• Executar as simulacoes no OpenDSS para o caso base onde nao ha GD,

• Executar simulacoes no OpenDSS para os cinco cenarios con GD, considerando perfil

de irradiancia solar de dia claro.

• Comparar os nıveis de tensao, consumo, perdas, fluxo de potencia e operacoes de tap

para os 6 cenarios.

1.4 Justificativa

Como visto anteriormente em Secao 1.2 a inclusao de grandes quantidades de

renovaveis em nossa matriz energetica e iminente, e como consequencia novos estudos

e tecnologias estarao sendo desenvolvidos ao longo do extensivo processo da integracao

dessas novas matrizes energeticas nos sistemas eletricos de potencia. Portanto a relevancia

deste estudo para a area da engenharia eletrica situa-se na no entendimento de como


futuros altos nıveis de penetracao fotovoltaica podem afetar a qualidade da energia eletrica

que devera estar dentro dos nıveis de tensao, frequencia e continuidade estipulados pelas

normas das agencias reguladoras.

1.5 Procedimentos Metodologicos

Etapa 1 - Pesquisa bibliografica: Estudar a respeito do assunto atraves da leitura de

artigos, publicacoes e livros a respeito da integracao de renovaveis nas redes de

distribuicao de energia bem como seus impactos. Nessa etapa sera feito um estudo

a respeito dos recentes avancos da integracao de renovaveis e das ferramentas e

modelos que pesquisadores vem se utilizando para analises e pesquisas.

Etapa 2 - Modelagem e simulacoes: Construir no OpenDSS um sistema de distri-

buicao pequeno, baseado em criterios apresentados na literatura, fazer o fluxo de

potencia e validar os resultados com valores disponıveis na literatura. Neste modelo

acrescentar de geracao FV, e simular diferentes cenarios de geracao FV. Utilizar um

modelo de rede de distribuicao de domınio publico, acrescentar geracao FV seguindo

os criterios que serao discutidos nas proximas secoes.

Etapa 3 - Analise dos Resultados: Verificar alteracoes nas caracterısticas de tensao,

perdas tecnicas, nıveis de tensao, regulacao da tensao e frequencia, para cara um dos

diferentes nıveis de penetracao FV simulados.

1.6 Estrutura do Trabalho

O trabalho de conclusao de curso sera desenvolvido considerando as seguintes

etapas e separacao de capıtulos.

Capıtulo 1: Introducao Possui a apresentacao do trabalho, tema, problemas, objetivos,

diretrizes e procedimentos metodologicos a serem seguidos.

Capıtulo 2: Revisao da Literatura Apresentar conceitos basicos e definicoes de pai-

neis FV. Apresentar as normas tecnicas brasileiras que definem os criterios para a

instalacao de GD no sistema de distribuicao, e que foram utilizados para modelar o

sistema.

Capıtulo 3: Modelagem dos Circuito no OpenDSS. Apresentar conceitos basicos

sobre a ferramenta OpenDSS tais como: modelagem dos elementos constituintes sis-

tema de distribuicao, geradores FV, transformadores e demais elementos. Elaboracao


de um modelo pequeno de sistema de distribuicao.

Capıtulo 4: Simulacao Computacionais e Resultados Desenvolvimento e implemen-

tacao de modelo de distribuicao no openDSS. Analisar os impactos causados pela

conexao de distintos nıveis de penetracao de geradores fotovoltaicos, focando nos

aspectos de tensao, perdas tecnicas, nıveis de tensao, regulacao da tensao.

23

2 REVISAO DA LITERATURA

Neste capıtulo sera dada enfase a geracao eletrica fotovoltaica, bem como para

a composicao do sistema eletrico de distribuicao, o qual e o veıculo que torna possıvel a

geracao distribuıda.

Como ja visto no Capıtulo 1, o crescimento do consumo mundial de energia eletrica

ocorre de forma vertiginosa e as previsoes sao que as fontes de energia renovaveis irao

responder por grande parte dessa demanda. O modelo tradicional verticalizado da geracao,

transmissao, distribuicao e oferta de servicos em energia, pode estar no comeco de sofrer

grandes mudancas. Bem como o modelo onde grandes centrais geradoras sao construıdas

para atender a carga (MASTERS, 2013).

A permissao de conexao ou acesso das linhas de transmissao e distribuicao para

produtores de energia independentes, que queiram comercializar a energia a um preco

mais competitivo, possibilitam os clientes com demanda contratada superior a 500kW a

escolher quem sera seu fornecedor de energia eletrica (ANEEL, 2004). Ja para clientes de

pequeno porte a micro geracao possibilitaria abater o excedente gerado, em sua fatura

de energia gerando creditos ao consumidor. Alem dos benefıcios economicos, outras

motivacoes ajudam a estimular o crescimento da geracao distribuıda em pequena escala,

como o aumento da preocupacao ambiental ligado a construcoes de grandes centrais

geradoras, vulnerabilidade de um sistema centralizado de geracao e crescente demanda

por confiabilidade no fornecimento de energia (MASTERS, 2013).

2.1 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA

O efeito fotovoltaico foi primeiramente observado por Becquerel 1 em 1839, que

iluminando uma solucao de cloreto de prata (AgCl) e acido observou geracao de tensao

e corrente nos eletrodos em contato com a solucao. No ano de 1876 W.G Adams e R.

G. Day observaram o mesmo efeito fotovoltaico sobre um material solido feito de selenio

o qual foi precursor dos primeiros dispositivos que poderiam ser chamados de celulas

fotovoltaicas, fabricadas por C. E. Fritis em 1883.Por volta de 1887, H. Hertz descobriu o

efeito fotovoltaico em eletrodos de metal expostos a radiacao ultra-violeta UV (PINHO;

1Alexandre-Edmond Becquerel (1820–1891), por causa de seu trabalho, o efeito fotovoltaico tem sidoconhecido tambem como Efeito Becquerel.

Capıtulo 2. REVISAO DA LITERATURA 24

GALDINO, 2014).

No inıcio do seculo XX M. Planck desenvolveu a teoria que explica a radiacao

do corpo negro (publicado em 1901)2, estabelecendo a relacao entre energia do foton E

(expressa em joules [J] ou eletrons-volt [eV]) e a frequencia de ressonancia f (expressa em

Hetz [Hz]) como E = hv, onde h e conhecido como a constante de Plank. Logo depois em

1905, A. Einstein descobriu que fotons possuem nıveis de energia discretos demoninados

quanta de luz e usou isso para desenvolver uma teoria que explicaria o efeito fotoeletrico3

observado por Hertz em 1887.

Em 1916 o cientista polones J. Czochralski, descobriu um metodo (publicado em

1918) para a confeccao de lingotes de cristais de silıcio, metodo que e utilizado ainda hoje

na fabricacao de semicondutores. O lingote de silıcio monocristalino que e uma estrutura

cristalina unica e cortadas por laminas de diamante em finas bolachas chamadas wafers,

que sao finas fatias de silıcio puro, as quais sao materia-prima da industria eletronica para

a fabricacao de componentes eletronicos tais como celulas fotovoltaicas (KIRK, 2014).

Entre os anos 1939 e 1940 R. Ohl, um engenheiro da Bell Telephone Laboratories,

e seu grupo de pesquisadores desenvolveram um material semicondutor com a juncao p-n

e observaram efeito fotovoltaico nas amostras de Si quando iluminadas por uma lampada

incandescente de 40W. Essas juncoes p-n eram conhecidas originalmente como “barreiras”e

agora sao usadas em larga escala em dispositivos comutadores de estado solido, tais como

celulas fotovoltaicas de alta eficiencia (KIRK, 2014).

As primeiras celulas fotovoltaicas fabricadas a partir de laminas de silıcio cristalino

atingiram uma eficiencia de conversao de energia solar para energia eletrica de 6%, gerando

uma potencia de 5mW com area de 2cm2 (PINHO; GALDINO, 2014). Por muito tempo o

efeito fotovoltaico permaneceu como curiosidade cientifica, ate que a exploracao espacial e

a crise do petroleo, propiciaram grande avanco no setor.

No inıcio da geracao fotovoltaica, por volta de 50 anos atras, a energia necessaria

para produzir um painel fotovoltaico era superior do que a energia que aquele painel

poderia produzir ao longo de todo seu tempo de vida util. Durante as ultimas decadas,

atraves de melhorias na eficiencia dos paineis e metodos de manufatura, o tempo de

retorno energetico foi reduzido para 3-5 anos, dependendo dos nıveis de irradiacao solar

2A lei de Planck descreve a densidade espectral da radiacao eletromagnetica emitida por um corponegro em equilıbrio termico a uma determinada temperatura T.

3A Lei do efeito fotoeletrico que concebeu a Albert Eintein o Premio Nobel de Fısica em 1921


na localidade onde o painel e instalado. Hoje o custo da energia fotovoltaica chega a USD

2,5 por watt-pico e o objetivo para 2020 e reduzir esse custo para USD 1 por watt pico

(KALOGIROU, 2013).

Apesar de seu custo elevado se comparado com outras matrizes mais tradicionais,

sistemas fotovoltaicos sao economicamente viaveis em diversas regioes remotas, especial-

mente onde o suprimento de potencia das fontes convencionais e impraticavel e custoso.

Obtem-se outra vantagem, quando sistemas FV distribuıdos estao conectados na rede de

distribuicao. Pelo fato potencia FV ser ofertada em horarios de pico de demanda (horas do

dia) aliviando a carga sobre os equipamentos que compoem o sistema de distribuicao visto

que as a geracao de eletricidade FV ocorre proximo aos lugares onde esta e consumida,

reduzindo perdas no sistema e aumentando a confiabilidade no sistema (KALOGIROU,

2013).

Atualmente o material mais utilizado na fabricacao de celulas solares e o Silıcio.

Embora este nao ofereca os melhores nıveis de eficiencia este tipo de celula solar possui os

menores custos de fabricacao, alem de fazer uso de uma materia-prima, barata abundante

e nao toxica. Portanto ao longo desse trabalho sera dado foco apenas a essa tecnologia de

celula solar.

2.1.1 A Celula Fotovoltaica

A celula solar ou celula fotovoltaica (Figura 2) e um dispositivo eletronico que

converte diretamente energia luminosa em eletricidade pelo efeito fotovoltaico. Suas

caracterısticas de tensao, corrente e resistencia, variam quando submetidas a luminosidade.

Individualmente esses dispositivos possuem tensao de circuito aberto de 0,3 ate 0,7 volts

(PINHO; GALDINO, 2014). Portanto, para aplicacoes praticas diversas celulas solares sao

combinadas em serie formando modulos fotovoltaicos, que sao capazes de fornecer nıveis

de tensao adequados para uso. Na Figura 2 pode ser observado uma fotografia de uma

celula fotovoltaica.

Uma celula solar e um semicondutor de grande area plana, consistindo de uma

juncao p-n criada pela adicao de impurezas (dopantes) no cristal semicondutor (para as

celulas solares mais comuns de silıcio, o cristal e formado de quatro ligacoes covalentes

com os atomos vizinhos). Na situacao em que essas impurezas sejam atomos de fosforo,

que possuem 5 eletrons na camada de valencia, apenas quatro eletrons serao necessarios


Figura 2 – Celula fotovoltaica

Fonte: http://www.siliconsolar.com/solar-panels.html

para alocar o atomo dentro da estrutura cristalina do silıcio. Portanto o quinto eletron

pode ser movido livremente no material. Essa regiao do cristal, por conter excedente em

cargas negativas livres, e chamado de regiao-n.

O mesmo se aplica para a regiao p: atraves da dopagem do cristal com atomos

de boro, o qual possui apenas tres eletrons na camada de valencia, um eletron sempre

sera necessario para que as ligacoes na estrutura do cristal estejam completas. Esse ele-

tron poderia ser emprestado de algum atomo vizinho, logo a posicao do eletron faltante

seria trocada. Esse eletron faltante pode, portanto, ser visto como um “buraco”com uma

carga positiva, tal que pode se movimentar livremente pelo material. Dessa forma exis-

tem muito mais cargas positivas do que eletrons livre nas regioes tipo-p (KRAUTER, 2010).

Figura 3 – Princıpio da conversao fotovoltaica em um semicondutor tipo n-p. Na ilustracaoa potencia gerada esta sendo dissipada na carga resistiva R.

parte traseira

raio solar incidente contato frontal

Fonte: (KRAUTER, 2010)

Se em uma superfıcie de cristal de silıcio forem adicionados atomos de boro em


uma metade e atomos de fosforo na outra, sera formado que se chama juncao-pn. Nesse

tipo de juncao os atomos livres do lado n passam para o lado p preenchendo as lacunas

do material; isso gera excesso de cargas negativas na juncao p e ausencia de eletrons

na juncao n. Logo essas cargas aprisionadas criam um campo eletromagnetico entre as

duas juncoes que torna mais difıcil para o eletron sair da regiao n e ir para a regiao p. O

processo alcanca o equilıbrio quando os eletrons livres no material tipo n nao sao capazes

de quebrar a barreira de potencial gerada pelo campo eletrico (KRAUTER, 2010).

Quando fotons com energia superior a barreira de potencial (“gap”), incidem sobre

a juncao-pn, ocorre a geracao de pares eletron-lacuna, gerando uma diferenca de potencial

entre o lado p e o lado n isso e ilustrado na Figura 3. Quando uma carga e adicionada

entre as juncoes uma corrente (Iph) flui para a juncao de menor potencia atraves de um

condutor passando pela carga e potencia e dissipada.

2.1.1.1 Modulo fotovoltaico

A celula fotovoltaica produz sozinha pouca eletricidade, gerando diferencas de

potencial podem chegar a 0.3 V para celulas de germanio e 0.7 para celulas de silıcio). Para

conseguir tensoes mais adequadas para aplicacoes praticas essas celulas sao agrupadas em

serie, formando o que sao chamadas de “strings” (elemento plano de cor preta ilustrado na

Figura 4).

Cada modulo e tipicamente constituıdo de 6x10 celulas fotovoltaicas, por causa

da fragilidade das “strings”, elas sao alocadas entre duas laminas de plastico e dentro de

uma estrutura de alumınio e coberta por vidro, por onde a luz solar incide, formando um

estrutura a qual chamamos de painel fotovoltaico. O material plastico entre as “strings”

e geralmente EVA (Etileno Acetato de Vinila) que e um material translucido que apos

submetidos a um processo termico de cozimento a vacuo se transforma em um gel,

encapsulando o painel prevenindo a entrada de umidade e impurezas no mesmo aumentando

a vida util do equipamento. Os vidros sao feitos de materiais nao refletivos para evitar

perdas por reflexao (VILLALVA, 2013). A Figura 4 ilustra os elementos constituintes de

um painel fotovoltaico.

Um sistema ou uma planta fotovoltaica pode conter centenas de modulos que sao

conectados em serie ou paralelo formando arrays que sao ilustradas na Figura 5. Adiante

sera abordado as configuracoes mais utilizadas.


Figura 4 – Componentes de um modulo fotovoltaico

Vidro temperado, anti-reflexivoMaterial encapsulante - EVACélulas fotovoltaicasMaterial encapsulante - EVAConectores de cobre"Back Sheet"

Conector MC4 (padronização para painés FV).

1

2

3

4

5

6

9

1

2

5

4

3

6

9

7

8 Caixa de junçãoFrame de alumínio

7

8

Fonte: Componentes de um modulo fotovoltaico. Cortesia: Bosh Solar Energy AG.

2.1.1.2 Caracterısticas de uma celula FV

Um gerador FV e composto por um conjunto de celulas solares, conexoes e

suportes. Como visto anteriormente na Subsecao 2.1.1 celulas solares sao feitas de materiais

semicondutores, geralmente silıcio, que sao especialmente tratadas para formar um campo

eletrico positivo (parte de tras) e negativo no outro lado, o qual e direcionado ao Sol. Quando

energia solar (fotons) incidem sobre a parte negativa da celula, eletrons se desprendem dos

atomos do semicondutor, criando um par “eletron-buraco”, este eletron impossibilitado

de atravessar a barreira de potencial entre as juncoes, e conduzido para a juncao n por

condutores eletricos que ligam as duas partes do painel. Essa corrente eletrica e denominada

fotocorrente, Iph. Durante os perıodos escuros as celulas solares nao estao ativas e portanto

funcionam como diodos, e se estiverem ligadas a um gerador geram uma corrente chamada

“corrente de diodo”, ID. Uma celula solar pode ser representada por um equivalente de

modelo de diodo como pode ser visto na Figura 6 (KALOGIROU, 2013). O circuito pode

ser usado para celulas, modulos ou arrays FV.


Figura 5 – Planta fotovoltaica de 10 MW

Fonte: By AleSpa (Own work) [CC BY-SA 3.0(https://creativecommons.org/licenses/by-sa/3.0)], via Wikimedia Commons

Figura 6 – Esquema eletrico simplificado de uma celula solar.

Fonte: (KALOGIROU, 2013)

Como mostrado na Figura 6, o modelo contem uma fonte de corrente Iph, um

diodo e uma resistencia em serie RS que representa a resistencia em serie dentro de cada

celula solar. O diodo tambem apresenta uma resistencia de shunt, RSH , como mostrado na

Figura 6. Aplicando a equacao de Kirchhoff das corrente no circuito da Figura 6, pode-se

determinar a corrente entregue para a carga, I, em funcao das demais correntes no circuito.

Iph − ID − IRSH− I = 0

I = Iph − ID − IRSH


I = Iph − ID − V + IRS

RSH

(2)

Uma vez que a resistencia de shunt, RSH , e muito maior do que a resistencia

na carga, enquanto a resistencia em serie, RS, e muito menor, a dissipacao de potencia

no interior da celula pode ser considerada nula. Portanto, ignorando o terceiro termo da

Equacao (2), a corrente entregue pela celula fotovoltaica e a diferenca da fotocorrente, Iph

pela corrente no diodo, ID a qual deriva da equacao de Schokley4, dado por:

Isaída = Iph − ID = Iph − I0.[exp( eVC

nkTC

) − 1] (3)

Onde:

• Isaída - Corrente entregue pela celula solar para realizar trabalho [A];

• Iph - corrente fotogerada [A];

• I0 - corrente de saturacao reversa do diodo [A];

• n - fator de idealidade do diodo, valor adimensional determinada experimentalmente;

• e - carga de eletron (1,602 × 10−19[C]);

• k - constante de Boltzman (1,38 × 10−23[J/K]);

• TC - temperatura da celula [K];

• VC - tensao nos terminais da celula [V].

A Figura 7 ilustra a curva I-V de uma celula solar quando submetida um certo

nıvel de irradiacao solar (GT ) e de temperatura (TC). A corrente proveniente de uma

celula solar depende do nıvel de tensao sobre a mesma e a quantidade de irradiacao solar

incidente. Quando os terminais da celula sao curto-circuitados a corrente (Isaída) e levada

ao valor igualando-se ao valor da corrente de curto-circuito (ICC), e a tensao sobre a celula

e nula.

Quando os terminais da celula estao abertos a tensao alcanca valor maximo (tensao

de circuito-aberto, VCA), e a corrente e zero. Porem, em cada um desses casos a potencia

entregue pela celula e nula. A curva tıpica de tensao e corrente mostrada na Figura 7

apresenta o intervalo de combinacoes de corrente e tensao. Nessa representacao, uma

convencao de sinais e utilizada, o qual toma como positiva a corrente gerada quando o Sol

ilumina a celula e uma tensao positiva e aplicada sobre os terminais da mesma.

4William Bradford Shockley Jr. (1910-1989), fısico e inventor norte-americano, ganhador do premioNobel de Fısica em 1956 por suas pesquisas sobre semicondutores e sua descoberta do efeito transistor


Figura 7 – Relacoes de Tensao-Corrente e Potencia-Tensao caracterısticas de uma celulasolar de Si.

A BC

D

1/𝑅ó𝑡𝑖𝑚𝑜

E

1/𝑅

𝐼

𝐼 á

𝑉 á0

I

V

Fonte: Adaptado de Kalogirou (2013)

Supondo que uma resistencia variavel seja conectada nos terminais de uma celula,

o ponto de operacao seria determinado em funcao da interseccao da curva I-V da celula

solar, com a reta I-V da equacao resistencia da carga que e dada por R = V/I. Duas

possıveis interseccoes estao ilustradas na Figura 7.

Nesse caso a interseccao seria entre a reta da condutancia S (S = 1/R), com a

curva I-V da celula fotovoltaica. Portanto, a potencia entregue seria o produto da tensao

e corrente circulando pela resistencia a medida que variamos a mesma de zero (onde

Isaída = ISC e Vsaída = 0) ate a resistencia maxima (onde Vsaída = VOC e Isaída = 0 ). Se

para cada incremento na resistencia, for plotado um grafico da potencia dissipada no

resistor pela tensao nos terminais do mesmo, sera obtido um grafico com as caracterısticas

da Figura 8.

A maxima potencia de entregue pela celula ser visualizada no ponto C da Figura 7

onde a resistencia Rótima propicia a maior entrega de potencia FV, podendo ser calculada

por:

Pmax = Imax × Vmax (4)

O ponto C da Figura 7 e chamado de ponto de maxima potencia (PMP), o

qual e ponto de operacao Pmax,Imax, Vmax onde a saıda e maximizada. Pode-se escrever a


potencia maxima Pmax, em funcao de um parametro adicional chamado fator de forma,

FF, podendo-se calcular a potencia maxima da seguinte forma:

Pmax = ISC × VOC × FF (5)

Fazendo-se uso da Equacao (4) pode-se reescrever a Equacao (5) da seguinte forma:

FF = Pmax

ISCVOC

= ImaxVmax

ISCVOC

(6)

O valor de FF, descreve a caracterıstica da curva I-V. Para celula FV de qualidade, esse

valor atinge valores torno de 0,7 para as condicoes de teste. Porem esse valor diminui a

medida que a temperatura aumenta, como sera visto mais adiante nessa secao.

Figura 8 – Relacoes Potencia-Tensao caracterısticas de uma celula solar de Si.

C

E

𝐼 á

𝑉 á0

P

V

Fonte: adaptado de Kalogirou (2013)

Eficiencia e um outro parametro que descreve a performance de uma celula FV.

A eficiencia de conversao fotovoltaica ηF V e definida pela razao entre a potencia eletrica

gerada, pela irradiancia solar incidente sobre as celula (GT ), conforme equacionado na

Equacao (7).

ηmax = Ppmp

Pirrad

= VmaxImax

AGT

(7)

Onde:


• Ppmp - Potencia no ponto de maxima potencia;

• Pirrad - potencia luminosa sobre a area da celula FV;

• Vmax - tensao no ponto de maxima potencia;

• Imax - corrente no ponto de maxima potencia;

• A - area da celula solar[m2];

• GT - irradiacao solar [W/m2]

A eficiencia declarada pelo fabricante, e determinada sob condicoes padronizadas de

teste, considerando o nıvel de irradiancia solar de 1000W/m2 perpendicular a superfıcie da

celula, temperatura da celula fotovoltaica de 25C e espectro da irradiacao solar distribuıdo

de sob um angulo de elevacao de 41,8 atraves da atmosfera (AM1,5)5 (KRAUTER, 2010).

Por razoes fısicas, a eficiencia da conversao FV de uma celula de silıcio, tem um

limite teorico de 28%, as celulas FV dessa tecnologia hoje no mercado possuem eficiencia

em torno de 16% (KRAUTER, 2010).

As caracterısticas da curva I-V observada na Figura 7, sao validas apenas para

para certo nıvel de irradiacao (GT ), e temperatura da celula TC . Os efeitos desses dois

parametros sobre as caracterısticas da curva I-V sao ilustradas na Figura 9.Como mostrado

na Figura 9 a tensao de circuito aberto VCA, aumenta logaritmicamente com o nıvel de

irradiacao solar (Gt), enquanto a corrente de curto-circuito (ICC) cresce linearmente.

A influencia da temperatura na celula e mostrada na Figura 9b, o principal efeito

do incremento da temperatura pode ser observado na tensao de circuito-aberto (VCA) que

decresce linearmente conforme, diminuindo portanto a eficiencia da celula (η). Nesse caso,

tambem pode ser observado que ha um pequeno incremento da corrente de curto-circuito

(ICC) com o aumento da temperatura.

Portanto dados aos efeitos da irradiancia e temperatura ao longo do dia, a tensao

ideal (para que maxima potencia possa ser extraıda da celula) a ser aplicada sobre os

terminais da celula FV variam. Sera visto mais a frente que o inversor de potencia tem um

papel fundamental em garantir que a maxima potencia seja obtida da celula, esse recurso

e chamado rastreamento de ponto de potencia maxima (MPPT).

5AM:Air mass. Espessura de 1,5 atmosfera, corresponde a um angulo zenital solar de z = 48,2.


Figura 9 – Influencia da radiacao solar e temperatura nas caracterısticas da curva I-V deuma celula fotovoltaica.

𝐼

0

I

𝑉 á0V

0

I

𝐼

𝑉 á0

I

V

Irradiância

Temperaturada

Célula FV

(a) (b)


2.1.1.3 Associacao de celulas e modulos fotovoltaicos

Na pratica, paineis solares podem ser conectados em serie ou paralelo. A Figura 10

ilustra como a curva I-V e modificada no caso de duas celulas FV identicas serem conectadas

em serie ou paralelo. Como pode ser visto no caso das celulas serem colocadas em paralelo

a tensao de circuito aberto permanece inalterada entretanto a corrente de curto-circuito

duplica; no caso da conexao ser feita em serie a tensao de cicutio aberto dobra enquanto a

corrente de curto-circuito permanece a mesma.

Figura 10 – Conexao em serie e paralelo de dois paineis solares identicos. (a) Conexao emparalelo.(b) Conexao em serie.

𝐼 + 𝐼

0

I

𝑉0V

0

I

𝐼

0

I

V

Duas células

(a) (b)

Uma célula𝐼 , 𝐼

𝑉 , 𝑉 𝑉 , 𝑉

Uma célula

Duas células


Na conexao em serie o terminal positivo de um painel solar e ligado ao terminal

negativo de outro painel, assim subsequentemente, ate que se o nıvel de tensao desejado


seja alcancado. Ja na associacao em paralelo os terminais positivos sao conectados entre si

bem como os terminais negativos. Em uma planta fotovoltaica tem-se as duas configuracoes,

que possibilitam a geracao de energia em correntes e tensoes adequadas para aplicacoes

pratica (PINHO; GALDINO, 2014). A Figura 11 apresenta um diagrama esquematico com

as nomenclaturas que diferentes configuracoes de celulas podem levar, de acordo com as

ligacoes que sao feitas entre elas.

Figura 11 – Esquema de conexao de modulos fotovoltaicos.

Módulo FVCélulas solares

conectadas em série

"String"Módulos FV em série

"String" é projetada para fornecer nível de potência adequado para o

inversor utilizado.

Em alguns sistemas pequenos, a "String" é o próprio "Array"

"Array"Strings em paralelo

Módulo FV≈36 células

36 células em série = 12Vnominal (Vmp 18V aprox.)

72 células em série = 24Vnominal (Vmp 36V aprox.)

Célula FV0,5V 5A = 2.5watts

Fonte: Adaptado: Stapleton e Neill (2012)

2.1.2 Sistemas Fotovoltaicos

Existem tres configuracoes distintas de instalacoes FV podendo estes ser: Sistemas

Fotovoltaicos Isolados (SFI) - que em geral necessitam de algum tipo de armazenamento


sendo estes geralmente baterias, Sistemas Fotovoltaicos Conectados a Rede (SFVCR) e

Sistemas Hıbridos (SFH) (PINHO; GALDINO, 2014).

2.1.2.1 Sistemas Fotovoltaicos Isolados (SFI)

Os sistemas fotovoltaicos isolados sao tambem chamados de sistemas autonomos,

sao empregados em locais onde nao ha servico de distribuicao eletrica. Esse tipo de

instalacao e comum em zonas rurais, ilhas ou qualquer outro lugar remoto, distante dos

principais centros de consumo de energia, o que torna a construcao de redes eletricas para

essas regioes financeiramente inviaveis para as concessionarias de energia.

Nesse tipo de sistema o gerador, independentemente da natureza da matriz

energetica, deve ter potencia nominal suficiente para atender a carga a qualquer instante

de tempo. Dessa forma o dimensionamento do mesmo deve ser feito de forma que a

demanda maxima requisitada pela carga seja atendida. No caso de um sistema residencial

convencional, a demanda maxima pode ocorrer em horarios onde nao haja incidencia solar

suficiente para atender a potencia demandada. Portanto, e necessario que hajam baterias,

ou outros acumuladores de energia, que nao so sejam capazes de armazenar o excesso de

energia gerada, mas que possam entregar a potencia para estas situacoes de alta demanda.

Sob o ponto de vista da instalacao fotovoltaica, sistemas isolados diferem grande-

mente dos sistemas conectados a rede de energia. Naquela configuracao ha necessidade de

uma unidade responsavel pelo controle e condicionamento de potencia, composta por um

inversor (que e converte a energia contınua para alternada em casos de necessidade) e um

controlador de carga o qual distribui a energia gerada entre as cargas enviando o excedente

para as baterias. A carga da bateria e administrada por esse dispositivos obedecendo seu

perfil de carga da mesma, prolongando a vida util das baterias e oferecendo diversos tipo de

protecao. Portanto para todo o tipo de instalacao fotovoltaica com baterias o controlador

de carga e um dispositivo obrigatorio (VILLALVA, 2013).

Em sistemas fotovoltaicos isolados o uso de baterias e indispensavel, pois a

instalacao nao e conectada na rede de energia, logo a bateria funciona como um elemento

que armazena o excedente da energia gerada durante o dia a qual fica disponıvel para

posterior consumo durante as horas da noite. Na maioria dos sistemas fotovoltaicos a

bateria tambem funciona como uma fonte de tensao estavel para o controlador de carga e

o inversor de frequencia, isso e necessario visto que a tensao nos terminais dos modulos e


instavel devidos efeitos de sombreamento que ocorrem durante o dia que geram perfil de

tensao com diversas rampas.

2.1.2.2 Sistemas Fotovoltaicos Conectados a Rede (SFVCR)

Diferentemente do sistema autonomo, o sistema fotovoltaico conectado a rede

eletrica opera em locais ja atendidos pela rede, operando em paralelismo com a mesma.

Esse tipo de sistema supre parcialmente ou totalmente a demanda de consumidores

residenciais, comerciais e industriais, direcionando o excedente da energia gerada para a

rede de distribuicao a qual o consumidor esta ligado. Em alguns paıses esse excedente e

revertido em compensacoes monetarias para o produtor, ja a legislacao brasileira (ANEEL,

2012) permite apenas que esse excedente seja revertido em creditos na conta de luz do

consumidor.

Os sistemas fotovoltaicos conectados a rede podem ser classificados de acordo com

a maneira como a geracao e configurada, podendo estas serem centralizadas, constituindo-se

plantas com centenas de modulos fotovoltaicos, que somam grande capacidade de geracao

eletrica; ou micro e mini-sistemas que possuem natureza distribuıda conectadas radial-

mente no sistema de distribuicao, sistemas os quais podem ser instalados por consumidores

comuns. De acordo com Villalva (2013) os SFVCR podem ser divididos em tres categorias.

Microgeracao: potencia instalada ate 100kW;

Minigeracao: potencia instalada entre 100kW e 1MW;

Usinas de eletricidade: potencia acima de 1MW.

Neste trabalho sera dado foco aos efeitos da Micro e Minigeracao FV em sistemas

de distribuicao, portanto sera abordado mais a fundo aos elementos constituintes desses

sistemas, de modo que esse conhecimento seja usado para modelar os equipamentos nas

simulacoes.

2.1.2.3 Sistemas Hıbridos (SFH)

Os sistemas hıbridos, levam esse nome pois possuem outras fontes de geracao

de energia alem da fotovoltaica por isso sao chamados de hıbridos. Podendo tambem ter

parte de sua matriz energetica composta por energia eolica, queima de combustıveis fosseis


entre outra fontes. Devido a sua complexidade, estes sistemas necessitam de algum tipo

de controle capaz de integrar os varios geradores, de forma a otimizar a operacao para o

usuario. Em geral este sistema e utilizado para atendimento a cargas em corrente alternada

(CA) necessitando-se, portanto, de um inversor (PINHO; GALDINO, 2014).

2.1.2.4 Fator de capacidade (FC)

O fator de capacidade e um dos ındices utilizados na caracterizacao de empre-

endimentos de geracao de energia eletrica. Este indicador pode ser calculado pela razao

da energia fornecida pelo equipamento dentro do intervalo de tempo definido, pelo total

da energia que o equipamento teria fornecido se estivesse operando em potencia nominal

dentro desse intervalo de tempo.

Para aplicacoes solares, o fator de capacidade e expresso para um intervalo de

tempo de 24horas, e pode ser escrito conforme equacao abaixo (URBANETZ et al., 2010):

FC =∫ t2

t1Psaídadt

PF V × (t2 − t1) (8)

Onde:

• Psaída - e a potencia instantanea gerada nos modulos fotovoltaicos;

• PF V - e potencia de pico do conjunto de modulos FV no sistema;

• t1 e t2 - valores inicial e final do intervalo de tempo observado.

2.1.2.5 Penetracao Fotovoltaica (FVpen)

Outro ındice utilizado para caracterizar um sistema de geracao distribuıdo e a

penetracao fotovoltaica, este ındice e a razao do potencial FV instalado no sistema de

distribuicao pela soma de todas as cargas instaladas. A penetracao FV esta expressa na

Equacao (9).

FVpen =∑n

i=1 PF V (i)∑mj=1 PCarga(j) (9)

Onde:

• PF V (i) - a potencia de pico da i-esimo gerador FV instalado da rede [kW ];

• PCarga(j) - a carga instalada da j-esima unidade consumidora da rede;

• n - total de geradores FV instalados na rede;

• m - total de unidades consumidoras na rede;


2.1.3 Inversores e outros componentes de sistemas FV

Os sistemas fotovoltaicos de microgeracao sao pequenos sistemas, com potencia

de ate 100kW que englobam geralmente pequenas instalacoes residenciais e comerciais

de baixo consumo de energia. Ja a minigeracao e geralmente observada em comercios e

industrias, que possuem potencia de geracao fotovoltaica entre 100kW ate 1MW.

Os principais componentes de um conjunto fotovoltaico sao os modulos FV e o

inversor do qual sera abordado na proxima secao. Os demais elementos necessarios sao

conhecidos coletivamente como balance of system equipment (BoS) e frequentemente devem

obedecer a regulacoes regionais e/ou nacionais dependendo de onde o conjunto fotovoltaico

seja instalado (HANKINS, 2010). Os componentes principais que compoem o BoS sao

listados abaixo:

• Cabeamento CC incluindo o cabeamento inter-array (cabeamento usado para conec-

tar os varios modulos e strings juntos para formar um painel fotovoltaico), o cabo

do gerador fotovoltaico para a caixa combinadora PV (se necessario) e o cabo da

caixa combinadora fotovoltaica para o inversor.

• Combinador fotovoltaico, normalmente necessario apenas quando o gerador fotovol-

taico tem mais de uma cadeia paralela e esta localizado entre o gerador fotovoltaico

e o inversor.

• Caixas de juncao do modulo localizadas na parte de tras de cada modulo; nessa caixa

estao os fios usados para conectar as celulas fotovoltaicas que formam o modulo.

• Os dispositivos de protecao e desconexao, como os disjuntores / seccionadores

principais CC e CA, sao frequentemente exigidos por muitos padroes e codigos locais.

• Protecao contra raios e surtos.

• Medicao: o edifıcio tera um medidor de eletricidade usado para medir os fluxos

de eletricidade dentro e fora da edificacao. Os instaladores podem incorporar esse

medidor no novo sistema fotovoltaico ou instalar um novo medidor, dependendo se o

medidor atual atende aos requisitos do sistema. Os medidores podem ser brutos ou

lıquidos.

• Cabeamento CA conectando ao inversor ao medidor e o medidor a rede eletrica.

• Aterramento / cabos de aterramento para o array.

• Monitoramento: a maioria dos sistemas fotovoltaicos incorpora algum tipo de moni-

toramento para que o proprietario possa ver as saıdas de seu sistema e quaisquer


problemas, como uma diminuicao na producao de energia, possam ser rapidamente

identificados.

Neste trabalho sera dado foco as caracterısticas dos inversores que compoem o

sistema fotovoltaico.

2.1.3.1 Inversores para a conexao a rede eletrica

Os inversores utilizados em instalacoes fotovoltaicas, tem como funcao principal

converter a corrente contınua gerada nos modulos fotovoltaicos em corrente alternada, que

pode ser entao tanto, consumida pelo usuario quanto enviada para a rede de distribuicao.Nos

sistemas autonomos os inversores CC-CA fornecem tensoes eletricas alternadas em seus

terminais. Ja nos sistemas conetados a rede os inversores CC-CA funcionam como fonte

de corrente e nao tem a capacidade de fornecer tensao para os consumidores. Este tipo de

inversor funciona apenas quando a rede eletrica estiver operando dentro de determinados

nıveis de tensao e frequencia. Todos os inversores conectados a rede possuem as funcoes

basica descritas abaixo:

• Converter corrente contınua do array FV em corrente alternada, a qual pode ser

utilizada pelo usuario ou enviada para a rede de distribuicao atraves do medidor

de energia. Sem esse tipo de inversor e impossıvel exportar a energia fotovoltaica

gerada para a rede de distribuicao.

• Garantir que a potencia alimentada para a rede de distribuicao esta dentro dos nıveis

de tensao e frequencia especificados pela concessionaria. Caso o inversor nao seja

capaz de converter a potencia CC para condizer com a frequencia e tensao adequada

da rede, o equipamento nao deve transmitir energia para a rede.

• Utilizar o recurso de MPPT (rastreamento de ponto de potencia maxima) para

garantir que a maxima potencia possıvel esta sendo extraıda do array fotovoltaico,

para as atuais condicoes de insolacao e temperatura.

• O inversor tem sistemas de protecao embutidas, para garantir que o inversor se

auto-desligue quando a rede de distribuicao nao esta operando dentro dos nıveis

tolerados de tensao ou frequencia.

Os inversores conectados a rede podem possuir algumas diferencas as quais estao

relacionadas aos fatores abaixo:


• se o inversor possui ou nao um transformador;

• a frequencia de comutacao do inversor ;

• como o array FV e o inversor se conectam um com o outro;

• se o inversor permite entrada de um unica ou multiplas strings ;

• se o inversor foi desenvolvido para alimentacao monofasica ou trifasica.

2.1.3.2 Rastreamento do ponto de maxima potencia MPPT

Conforme abordado na Subsubsecao 2.1.1.2 o MPPT (Maximum Power Point

Tracking), ou rastreamento do ponto de maxima potencia, tem a funcao de garantir que

para todo instante de tempo a potencia entregue pelo conjunto de modulos fotovoltaicos

seja maxima levando-se em conta o nıvel de irradiacao e temperatura do modulo a Figura 7

ilustra a relacao tensao-potencia no MPPT.

Devido as condicoes de insolacao e temperatura variarem aleatoriamente ao logo

do dia, o proposito dessa funcao, nos inversores conectados a rede, e encontrar uma tensao

otima a ser aplicada pelo inversor nos terminal do conjunto. Essa tensao proporcionara

que os modulos entreguem a potencia maxima possıvel para as condicoes de temperatura

e insolacao naquele momento.

O princıpio de funcionamento do MPPT consiste em um algoritmo, alterando in-

tencionalmente a tensao terminais do conjunto fotovoltaico, e observando o comportamento

da potencia fornecida pelo conjunto determina a tensao ideal para a melhor eficiencia do

equipamento. O algoritmo consiste em incrementar ou decrementar a tensao em pequenos

steps ate que encontre um ponto de maximo na curva PxV o joelho da curva ilustrada na

Figura 8.

Para os casos onde ha sombreamento parcial de uma string conectada ao inversor

o perfil da curva PxI apresenta outra forma, nesse tipo de situacao a curva PxI apresenta

um maximo local e um global, e o algoritmo pode nesse caso situar o nıvel da tensao em

um mınimo local.

Uma estrategia para contornar esse problema e em casos onde o sombreamento e

inevitavel, na concepcao do projeto, o projetista prefira que o sombreamento ocorra apenas

sobre apenas uma sobre uma string do que parcialmente em varias (VILLALVA, 2013).

Em conjunto com essa acao, o projeto deve contemplar inversores multi-strings (explicado

em Subsubsecao 2.1.3.4) dessa forma o inversor aplicara a tensao ideal para a obtencao


de maxima potencia individualmente para cada uma das string conectadas no mesmo,

eliminando a possibilidade do inversor trabalhar em um maximo local na curva PxV.

2.1.3.3 Inversores String

Sao utilizados em sistemas de pequeno porte que variam 1kWp ate 11kWp.

Inversores desse tipo possuem apenas um rastreador de ponto de potencia (MPPT) e a

tensao CC entrada pode variar de extra baixa tensao (ELV) ate 1000 volts CC (baixa

tensao, LV). Esse tipo de inversor pode ser conectado em grande variedade de maneiras

conforme as configuracoes estao ilustradas nas figuras: Figura 12, Figura 13 e Figura 14.

Figura 12 – Inversor string conectado em apenas uma string de modulos fotovoltaicos.

InversorString

Quadro de distribuição

Rede

Inversor deString


Rede

InversorString

Fonte: Stapleton e Neill (2012)

Figura 13 – Esquema de inversor string com conexao de multiplas strings na mesmaentrada do inversor

InversorString


Rede

Inversor deString


Rede

InversorString



Figura 14 – Esquema de inversor string onde conexao de diferentes strings e feita eminversores distintos.

RedeQuadro de distribuiçãoInversor de

Multi-String

Rede


Inversor String

Inversor String


2.1.3.4 Inversores Multi-String

Um inversor multi-string e um dispositivo inversor com as mesmas funcoes do

modelo string, porem mais entradas para MPPT. Portanto, um array fotovoltaico poderia

ser dividido em multiplas strings e uma combinacao adequada dessas pode ser conectada

entre as multiplas entradas MPPT do inversor.

Esses inversores possuem a vantagem de que se alguns modulos no array estejam

voltados para diferentes direcoes. O conjunto como um todo pode ser dimensionado em

strings, de modo que os modulos nessas strings estejam voltados para a mesma direcao.

Essas strings podem portanto ser conectadas em uma unica entrada MPPT exclusiva. Logo

o sistema como um todo sera capaz de fornecer mais energia do que se estivesse conectado

em uma unica entrada MPPT do inversor. Usar um inversor multi-string geralmente e

mais economico do que usar inversores individuais e representa vantagens caso o perfil de

insolacao sobre os paineis no array apresentem valores diferentes ao longo do dia, seja pela

direcao que o painel esteja voltado ou por sombreamento.


Figura 15 – Esquema de duas strings, cada uma conectada em uma entrada MPPT de uminversor multi-string.

RedeQuadro de distribuiçãoInversor de

Multi-String

Rede


Inversor String

Inversor String


2.1.3.5 Inversor Modular

Inversores modulares (tambem conhecidos como micro-inversores) sao pequenos

inversores, desprovidos de transformadores (alguns desses possuem um transformador de

isolacao para minimizar a injecao de correntes CC), desenvolvidos para serem instalados

na parte traseira dos modulos fotovoltaicos. As principais vantagens desse tipo de inversor

e a remocao dos cabos CC do array fotovoltaico, uma vez que cada modulo teria sua saıda

em corrente alternada, esses cabos podem ser ligados em paralelo entre os modulos para

entao ser conectados na instalacao eletrica em algum ponto. Esses inversores sao pequenos

e de facil manuseio tendo a vantagem de serem modulares, assim como os paineis FV,

portanto em caso de ampliacao do sistema, a simples adicao de modulos com um inversor

modular seria suficiente (STAPLETON; NEILL, 2012).

As desvantagens dos inversores modulares sao relacionadas ao fato de os mesmos

serem instalados na parte traseira do modulos fotovoltaicos. Caso o inversor falhe, arrumar

ou substituir o mesmo envolve remover-lo do array o que pode ser dificultoso dado a sua

localizacao. Localizados atras dos modulos FV esses inversores tambem estao submetidos

a altos nıveis de temperatura que podem levar a reducao da vida util dos mesmos.

2.1.3.6 Sistemas de protecao em inversores

Inversores conectados a rede eletrica irao funcionar apenas quando a rede eletrica

estiver operando dentro dos limites permitidos de tensao e frequencia determinados pela

legislacao local. Se estas condicoes de operacao nao forem atingidas pela concessionaria, o


inversor ira se desligar e nao fornecera nenhuma potencia pelo conjunto fotovoltaico. O

inversor e configurado para imitar o comportamento da rede eletrica. Inversores conectados

a rede eletrica irao tipicamente incorporar dois tipo de protecao: ativa e passiva. Ambas

as formas de protecao desligam sob as circunstancias de sub/sobre tensao ou sub/sobre

frequencia. Isso visa proteger o inversor em condicoes extremas bem como proteger a rede

eletrica e os trabalhadores que possam trabalhar na mesma em uma situacao de falta de

energia.

2.1.3.7 Auto-Protecao

Inversores incorporam um conjunto de mecanismos de protecoes para uma varie-

dade de problemas que podem ocorrer na instalacao (STAPLETON; NEILL, 2012).

• Conexao errada: se um inversor estiver incorretamente conectado ao array fotovoltaico

(polaridade invertida), o dispositivo nao funcionara e podera ser danificado. Ainda

que alguns inversores tenham protecao para conexoes invertidas, a garantia para a

maioria dos inversores nao cobre esse tipo de dano.

• Temperatura: inversores sao sensıveis a variacoes de temperatura e os fabricantes

especificam o intervalo de temperatura adequada para equipamento operar. Alguns

inversores reduzem a saıda de potencia ou se auto-desligam quando a temperatura

atinja valor acima do especificado pelo fabricante. Ainda que o inversor tenha

protecao contra sobre-aquecimento, e importante que este esteja localizado em locais

ventilados e com temperatura adequada para sua operacao.

• Alta tensao CC: todos os inversores com conexao na rede de energia terao especificados

o intervalo de tensao de entrada a qual este opera corretamente. Alguns inversores

ao verificarem que a tensao a qual estao submetidos excede os limites especificados

pelo fabricante, se auto-desligam para proteger seu circuito eletronico, porem isso

nao impede que o dano possa ocorrer. Alguns outros inversores nao dispoem dessa

protecao.

2.1.3.8 Deteccao de Ilhamento

Inversores conectados a rede eletrica devem ser capazes de se desconectar da

mesma, caso o fornecimento de energia seja interrompido ou a rede esteja operando

fora dos limites de tensao e frequencia pre-estabelecidos (sub/sobre tensao ou sub/sobre


frequencia). Em ambos os casos o inversor se desconectara da rede eletrica nao fornecendo

potencia quando a propria rede nao estiver operando adequadamente.

A protecao de anti-ilhamento, e exigida pelas normas que regem a conexao de

sistemas fotovoltaicos a rede eletrica. O desligamento deve ocorrer ainda que o sistema

fotovoltaico em questao seja capaz de suprir a demanda de energia dos consumidos locais,

de modo que hipoteticamente o sistema nao consiga perceber a falta de energia eletrica no

sistema.

Esse recurso e necessario para assegurar a seguranca dos operadores durante inter-

vencoes para manutencao da rede, e tambem para evitar acidentes quando a alimentacao

da rede e reestabelecida. A norma ABNT NBR IEC 62116:2012, trata dos procedimentos

de ensaio anti-ilhamento para inversores fotovoltaicos conectados a rede (VILLALVA,

2013).

2.1.3.9 Chave de desconexao de corrente contınua

Este dispositivo e uma chave manual, que pode ser acionada pelo usuario para

desconectar os modulos fotovoltaicos do circuito do inversor, garantindo seguranca em

operacoes de manutencao do sistema eletrico (VILLALVA, 2013).

2.1.3.10 Protecao contra fuga de corrente

Dispositivo situado no inversor o qual monitora a fuga de corrente contınua do

conjunto fotovoltaico e assegura que nao ha evasao de corrente do conjunto para o terra.

Caso isso ocorra, a corrente residual que flui para o terra sensibiliza o medidor localizado na

entrada do equipamento, o qual atua desligando o sistema fotovoltaico da rede (VILLALVA,

2013).

2.1.4 Normas Tecnicas

Existem diversas normas tecnicas voltadas para a conexao de geradores distribuıdos

no sistema de distribuicao, grande parte dessas normas foca na conexao na rede primaria,

as quais pode-se dar destaque a norma IEEE Std. 1547-2003 (IEEE, 2018). Como um

complemento desta norma, a norma IEEE Std. 1547.6 (IEEE, 2011) traz recomendacoes

praticas especıficas para a conexao de geradores distribuıdos do secundario da rede de

distribuicao.


Para referencias brasileiras tem-se normas tecnicas de algumas concessionarias de

energia eletrica tais como CEMIG e CPFL, alem das informacoes existentes no modulo

8 da PRODIST. As normas tecnicas estipuladas pelas concessionarias sao destinadas a

consumidores que desejam instalar mini ou micro geradores em redes de baixa tensao

e que participarao do sistema de baixa. Nas proximas secoes serao abordados alguns

requisitos de conexao dos geradores fotovoltaicos na rede de distribuicao, focando-se no

parametros relacionados a qualidade de energia visto que este serao os conceitos abordados

neste trabalho. Embora a normas abordem diversos requisitos, nao e o objetivo desse

trabalho analisar estudos de transitorio e tampouco analise de harmonicas dadas as proprias

limitacoes do modelo computacional utilizado. Porem vamos considerar diversos criterios

levantados nas normas atraves das simulacoes de fluxo de carga.

2.1.4.1 Modo de conexao

Segundo norma tecnica da CEMIG a conexao entre os micro e minigeradores com

a rede de distribuicao deve ser realizada no mesmo ponto onde a unidade consumidora

esta conectada. Tambem e definido pela norma que a potencia instalada desses geradores

deva ser limitada ao valor da carga instalada na unidade consumidora.

A norma tambem define qual tipo de conexao com a rede deve ser feita para

diferentes nıveis de potencia fotovoltaica instalada. A Tabela 1 traz esses valores.

Tabela 1 – Modo de conexao em funcao da potencia instalada.

Potencia Instalada (kW) Modo de Conexao<10 Monofasico, bifasico ou trifasico

10 a 15 Bifasico ou trifasico>15 Trifasico<30 Monofasico

Os geradores fotovoltaicos, que fazem uso de inversores especıficos para se conectar

a rede de distribuicao, devem ter as conexoes feitas de acordo com o esquema apresentado

na Figura 16. O medidor apresentado na figura e bidirecional, sendo portanto capaz de

medir tanto energia consumida como a gerada pela unidade. Segundo a seccao 7.1.1 do

modulo 3 da PRODIST, para conexoes em baixa tensao tambem e possıvel utilizar dois

medidores unidirecionais, sendo cada um deles instalado para cada sentido do fluxo de

energia.


Figura 16 – Ligacao de um gerador a rede de distribuicao de baixa tensao atraves de uminversor.

Cargas

Gerador Fotovoltáico

Rede de Distribuição de Baixa Tensão

Medidor

Disjuntor de Entrada

Dispositivo de Seccionamento Visível (DSV)

Disjuntor do Gerador

InversorCA

CC

Fonte: Adaptado de (CEMIG, 2012)

2.1.4.2 Regulacao de Tensao

A norma IEEE Std 1547-2018 (IEEE, 2018) estabelece que o gerador nao deve ser

responsavel por regular a tensao no ponto de conexao do mesmo com a rede de distribuicao.

A norma declara que a responsabilidade da regulacao da tensao compete a concessionaria

de energia para qualquer anomalia na rede que leve a tensao a nıveis acima ou abaixo do

especificado o inversor deve se desligar da rede.

Esse procedimento visa evitar que, sobretudo em areas de alta penetracao fotovol-

taica, a operacao dos diversos geradores distribuıdos possa impactar no funcionamentos

dos elementos reguladores instalados no sistema tais como: reguladores de tensao, bancos

de capacitores e transformadores (STAPLETON; NEILL, 2012).

Afim de mitigar esses impactos, as normas tecnicas definem os nıveis de tensao

na conexao com os geradores nos quais os mesmos podem operar. Para as instalacoes

brasileiras esses nıveis de tensao sao indicados no PRODIST. Para a rede secundaria do

sistema de distribuicao (classe de tensao igual ou inferior a 1kV), valores de tensao podem


variar de acordo com a Tabela 2. Ja para a rede primaria (classe de tensao entre 15kV e

34,5kV), os valores de tensao podem variar entre 0,93 e 1,05pu (ANEEL, 2018)

Tabela 2 – Nıveis de tensao aceitaveis para tensao nominal inferior ou igual a 1kV.

Tensao Nominal VN (V) Faixa de Variacao da Tensao de Leitura (V)

220/127201 ≤ VN ≤ 231116 ≤ VN ≤ 133

380/220348 ≤ VN ≤ 396201 ≤ VN ≤ 231

254/127232 ≤ VN ≤ 264116 ≤ VN ≤ 132

440/220402 ≤ VN ≤ 458201 ≤ VN ≤ 229

208/120196 ≤ VN ≤ 229113 ≤ VN ≤ 132

230/115216 ≤ VN ≤ 241108 ≤ VN ≤ 127

240/120216 ≤ VN ≤ 254108 ≤ VN ≤ 127

220/110201 ≤ VN ≤ 229101 ≤ VN ≤ 115

Caso as condicoes da tensao na rede nao respeitem as especificacoes da norma, o

tempo de atuacao do inversor deve obedecer aos criterios estabelecidos de acordo com o

solicitado pela concessionaria local. A norma tecnica, estipulada pela CEMIG apresenta o

tempo de desligamento na Tabela 3 (CEMIG, 2012).

Tabela 3 – Tempo maximo de desconexao para condicoes crıticas de tensao.

Tensao no ponto de conexao (pu) Tempo maximo de desconexao (s)<0,8 0,4>1,1 0,2

2.1.4.3 Desequilıbrio de Tensao

Visto que e possıvel conectar geradores fotovoltaicos em apenas uma fase, e

importante verificar se a conexao do gerador nao afetara o balanceamento da carga nas


demais fases conectadas na carga. De acordo com o modulo 8 do PRODIST (ANEEL,

2018), o fator de desequilıbrio (FD) pode ser calculado de acordo com a seguinte expressao

na Equacao (10):

FD = V−

V+× 100% (10)

Onde: V− e V+ sao os valores eficazes da tensao na sequencia negativa e positiva

respectivamente. O valor de FD nos barramentos do sistema nao devem ultrapassar 2%

(ANEEL, 2018). Este criterio nao se aplica a conexoes de micro e minigeradores nas redes

secundarias, para esses casos as tensoes devem apenas atender aos criterios de tensao

estabelecidos na Tabela 2. Todavia, neste trabalho vamos considerar o mesmo nıvel de

tensao nos barramentos em ambos os casos.

2.1.4.4 Fator de Potencia

Para grandes cargas o modulo 8 do PRODIST (ANEEL, 2018), determina um

fator de potencia mınimo 0,92. Para casos de fator de potencia inferior a este a unidade

consumidora sera tarifada pelo excesso de potencia reativa. Com relacao aos micro e

minigeradores distribuıdos, segundo CEMIG (2012), se a potencia ativa fornecida pelo

gerador a rede for superior a 20% da potencia nominal do mesmo, o valor do fator de

potencia deve obedecer aos valores na Tabela 4.

Tabela 4 – Tempo maximo de desconexao para condicoes crıticas de tensao.

Potencia nominal (P) da Valores admissıveis de fator de potenciageracao distribuıda (kW)

≤ 3 0,98 indutivo ate 0,98 capacitivo3<P<6 0,95 indutivo ate 0,95 capacitivo

≥ 6 0,9 indutivo ate 0,9 capacitivo

2.1.4.5 Ilhamento

Na Subsubsecao 2.1.3.8 foi abordada a funcionalidade dos inversores se desligarem

da rede nos casos de falta ou degradacao da qualidade de energia, essa funcionalidade e

obrigatorio de acordo com principais normas que regulam o setor. Seguem os fatores que

justificam essa determinacao das normas:


• Caso nao haja desligamento automatico da unidade geradora, a rede pode ficar

energizada colocando em riscos: consumidores ou funcionarios da concessionaria que

estejam fazendo a manutencao na rede;

• o sistema ilhado pode nao apresentar aterramento adequado;

• a qualidade da energia fornecida, na rede ilhada, pode nao estar dentro dos conformes

da norma;

Esses sao os principais fatores que levam as normas a requirir a deteccao do

ilhamento dos dispositivos inversores.

2.2 Consideracoes finais sobre o capıtulo

Neste capıtulo foram abordados os principais conceitos sobre paineis fotovoltaicos

e normas tecnicas brasileiras vigentes, que determinam os criterios para a insercao de GD

em unidades consumidoras.

Este conhecimento sera utilizado no Capıtulo 4 para determinar a potencia (kWp)

de GD a serem inseridas nas cargas consumidoras do circuito de teste. As definicoes de

PMP e das curvas de rendimento e irradiancia dara auxilio modelar na modelagem dos

arrays FV no OpenDSS.

O proximo capıtulo ira abordar os principais conceitos do OpenDSS bem como

ilustrar a modelagem de um circuito de pequeno porte.

52

3 MODELAGEM DE UM CIRCUITO NO OPENDSS

Neste capıtulo serao abordardos os topicos referentes a modelagem do sistema de

distribuicao no OpenDSS.

3.1 O software OPENDSS

O programa foi desenvolvido em 1997 na Electrotek Concepts, Inc. por Roger Dugan

e Thomas McDemontt, sendo primeiramente chamado de Distribution System Simulator

(DSS). O proposito do programa era dar suporte nas analises de redes de distribuicao

com presenca de geracao distribuıda (DUGAN; MCDERMOTT, 2011). Posteriormente

no ano de 2004, o DSS foi adquido pelo Electric Power Research Institute (EPRI) que,

que disponibilizou sob licenca de codigo aberto o OpenDSS, com a finalidade de contribuir

para o desenvolvimento de pesquisas em SmartGrids.

O OpenDSS e uma ferramenta que possui diferentes modos de calculo de fluxo de

potencia que podendo este ser instantaneo (Snapshot Power Flow), ou variante no tempo,

onde o usuario pode incluir diferentes perfis de carga, esses modos sao o diario (daily) ou

anual (yearly). Outras caracterısticas do OpenDSS que pode-se citar sao: a possibilidade

de considerar sistemas com secoes trifasicas e monofasicas, a flexibilidade dos modelos de

carga e possibilidade de incluir cargas desbalanceadas entre as fases. Os principais aspectos

analisados atraves da ferramenta sao: tensao em regime permanente, perdas totais, estudo

de faltas e harmonicos.

O OpenDSS e amplamente utilizado no meio academico sendo inclusive adotado

pela ANEEL, conforme a Nota Tecnica no 057/2014-SRD/ANEEL, para calcular o fluxo de

potencia das distribuidoras e, mensurar o nıvel de perdas tecnicas de forma mais assertiva

que o modelo simplificado previamente adotado (ANEEL, 2014).

3.1.1 Fluxo de Potencia no OpenDSS

O calculo do fluxo de potencia em um sistema eletrico e a determinacao, em regime

permanente e na frequencia fundamental, das tensoes nodais, potencias nos elementos de

rede e das correntes injetadas. Um vez que o calculo do fluxo de potencia e realizado, e

possıvel entao determinar se os criterios tecnicos de funcionamento da rede estao sendo

Capıtulo 3. MODELAGEM DE UM CIRCUITO NO OPENDSS 53

atendidos, bem como avaliar a necessidade de melhorias na rede para atender a esses

criterios.

Antes do advento do computador os estudos dos sistemas de distribuicao eram

realizados aplicando-se metodos que se baseavam no calculo de queda de tensao, aliada ao

conhecimento da rede de distribuicao considerando apenas a sequencia positiva (KAGAN,

2005). A versatilidade dos computadores bem como O aumento na complexidade dos

sistemas de distribuicao impulsionou o desenvolvimento de solucao sofisticadas para o

problema de fluxo de potencia impulsionando a formulacao de metodos trifasicos de calculo.

Os metodos trifasicos utilizados pelo OpenDSS se baseiam no, metodo de solucao

forward-backward sweep e apresentam vantagens em relacao aos metodos baseados em

desacoplamento de matrizes. Todavia esse metodo e menos eficaz em situacoes onde o cir-

cuito estudado possui elevado numero de barramentos, nesse cenario metodos baseados em

desacoplamento de matrizes de admitancias nodais sao uma melhor alternativa (RADATZ,

2015).

3.1.2 Modelos dos Elementos do Sistema Eletrico

Nesta secao serao expostos os elementos principais utilizados na modelagem de

um sistema de distribuicao, bem como os parametros do OpenDSS para cada elemento

a ser utilizado nas simulacoes. Alguns criterios tais como nome do barramento e tensao

de operacao sao especificacoes obrigatorias para todos os elementos do OpenDSS, outros

parametros sao caracterısticos de elemento para elemento.

3.1.2.1 Subestacao

Para fins praticos o equivalente de Thevenin pode representar o equivalente da

transmissao vista pela subestacao, ou no caso deste trabalho o equivalente da subestacao

vista pelo alimentador.

O OpenDSS exige que o equivalente de Thevenin, ou elemento circuito, seja

definido logo no inıcio do script, sendo criados juntamente com um barramento (Source

Bus) e uma fonte (Source), ambos trifasicos, conforme ilustrado na Figura 17.


Figura 17 – Equivalente de Thevenin da subestacao no OpenDSS


Dessa forma o primeiro comando deve definir as caracterısticas da subestacao

criada. Caracterısticas tais como tensao, corrente de curto-circuito trifasica ou monofasica,

resistencias e reatancias de sequencia positiva, negativa e zero, frequencia de operacao entre

outros. A Tabela 5 apresenta os principais parametros necessarios para a caracterizacao

do equivalente de Thevenin. No Quadro 1 e apresentado um codigo que define o elemento

Tabela 5 – Parametros basicos do elemento Circuit

Parametro Descricao

basekv Tensao de linha nominal em kVbu1 Nome da barra a qual o terminal do elemento e conectador1 Resistencia de sequencia positiva da fonte Ωx1 Reatancia de sequencia positiva da fonte Ωmvasc3 Potencia de curto-circuito trifasico MVAmvasc1 Potencia de curto-circuito monofasico MVApu Valor por unidade da tensao na barra

circuit no OpenDSS, o elemento em questao esta conectado na barra “BarraFronteiraA”

de 13,8kV com tensao de 1 pu. Nesse caso foram declaradas as potencias de curto-circuito

monofasica e trifasica, ambas de 2000 MVA, porem o usuario poderia ter colocado a opcao

de reatancias de sequencia direta ao inves das potencia de curto-circuito.

Quadro 1 – Exemplo codigo no OpenDSS para definicao do elemento circuit.

New Circuit.Subestac~aoA bus1=BarraFronteiraA basekv=13.8 pu=1.000

~ mvasc3=2000.0 mvasc1=2000.0

3.1.2.2 Transformador

No OpenDSS o transformador e um elemento fornecedor de energia que pode

apresentar dois ou mais enrolamentos, com conexoes variaveis. Os modelos podem ser


monofasicos ou multifasicos, geralmente apresentando dois terminais, cada um desses

terminais apresenta um conector a mais do que o numero de fases do transformador.

Para definir o transformador, e necessario que se definam: quantidade de enrola-

mentos, o seu numero de fases, relacao de transformacao, elementos eletricos que definem

o seu circuito equivalente o tipo de conexao e por fim as barras as quais este esta ligado.

A Figura 18 ilustra o equivalente eletrico de uma fase de um transformador,

representado pela sua reatancia de dispersao, Ls, resistencia serie dos enrolamentos, Rs,

resistencia de perdas no ferro, Rp, e reatancia de magnetizacao Lm.

Figura 18 – Equivalente eletrico de uma fase de um transformador


A Tabela 6 apresenta os principais parametros necessarios para a caracterizacao

do elemento transformador.

Tabela 6 – Parametros basicos do elemento Transformer

Parametro Descricao

phases Numero de fases (o default e 3)windings Numero de enrolamentos (o default e 2)XLH Reatancia serie em puloadloss Porcentagem da perda total com base na carga nominalnoloadloss Porcentagem da perda em vazio com base na carga nominal

wdg Enrolamento que recebera os parametros a abaixobus Nome da barra a qual o terminal do elemento e conectadoconn Ligacao dos enrolamentos (estrela ou triangulo)kV Tensao de linha nominal do terminal (enrolamento) em kVkVA Potencia nominal do terminal em kVAtap Tensao em pu do Tap utilizado

O Quadro 2 apresenta exemplo de codigo onde tem-se um transformador trifasico

de 6 MVA ligado em estrela-estrela aterradas. O primeiro terminal do trasnformador esta

conectado na barra “BarraPrimario” de tensao nominal 12,47 kV, sendo seu terminal


secundario com seus 4 conectores conectados em “BarraSecundario” de tensao nominal

4,16 kV com Tap ajustado para 1,05 pu. A perda em vazio sendo de 0,2%, perda em carga

nominal 0,5% e valor de reatancia de curto-circuito 6%.

Quadro 2 – Exemplo codigo para definicao do elemento Transformer.

New transformer.trafoB xhl=6 %loadloss=0.5 %noloadloss=0.2

~ wdg=1 bus=BarraPrimario conn=delta kV=12.47 kVA=6000 tap=1

~ wdg=2 bus=BarraSecundario conn=wye kV=4.16 kVA=6000 tap=1.05

3.1.2.3 Regulador de Tensao

O regulador de tensao e um elemento de controle definido pelo elemento RegControl.

A sua funcao e monitorar e controlar a tensao no enrolamento do transformador ao qual foi

associado. O controle da tensao e feito alterando-se o Tap geralmente no enrolamento do

primario do transformador. O monitoramento da tensao no barramento desejado e possıvel

gracas a funcao de compensacao de queda de tensao na linha (line drop compensator), que

emula a impedancia ate o ponto onde se deseja controlar a tensao.

Para caracterizar esse elemento no OpenDSS fazemos uso de tres reguladores mo-

nofasicos, visto que essa alternativa possibilita monitorar e controlar independentemente as

fases. A Tabela 7 apresenta os principais parametros para se definir o elemento RegControl.

Tabela 7 – Parametros basicos do elemento RegControl

Parametro Descricao

Transformer Nome do transformador controladoWinding Enrolamento controladovreg Tensao de referenciapratio Relacao de transformacao do transformador de potencialBand Valor de tensao que define fronteira do valor de referencia.

O Quadro 3 apresenta um exemplo de codigo para a definicao do regulador.

Quadro 3 – Transformador trifasico estrela-estrela aterradas com regulador no secundario.

New transformer.trafoA xhl=6 %loadloss=0.5 %noloadloss=.2

~ wdg=1 bus=BarraPrimario conn=wye kV=12.47 kVA=6000

~ wdg=2 bus=BarraSecundario conn=wye kV=4.16 kVA=6000

~ numtap=15.0 mintap=0.90 maxtap=1.10

New regcontrol.reg transformer=trafoA winding=2

~ vreg=100 ptratio=138.0


3.1.2.4 Cargas

Para a caracterizacao das cargas no OpenDSS e necessario que os valores de um

dos pares abaixo seja informado pelo usuario:

• potencia ativa nominal em kW e fator de potencia FP

• potencia ativa nominal em kW e potencia reativa nominal em kvar

• potencia aparente em kVA e fator de potencia

Alem dos dados de potencia tambem e necessario que seja informado, o numero

de fases da carga, barramento que esta conectada, tensao nominal e o tipo de conexao.

Para simulacoes considerando variacoes de consumo ao longo do tempo tambem e possıvel

se fazer uso de um curvas de cargas ativas e reativas para diferentes cargas no sistema

(simulacoes nos modos daily e yearly).

O OpenDSS possui oito modelos de cargas, apresentados na Tabela 8, os mais

comuns sao: potencia ativa e reativa constantes, impedancia constante, corrente constante.

Alem desses tambem pode-se citar: potencia ativa constante e potencia reativa quadratica

(motor), potencia ativa nao linear e potencia reativa quadratica.

Tabela 8 – Parametros basicos do elemento Load

Modelo Descricao

1 Potencia ativa e reativa constantes2 Impedancia constante3 Potencia ativa constante e potencia reativa quadratica (motor)4 Potencia ativa nao linear e potencia reativa quadratica5 Corrente constante8 Especial ZIP

A Tabela 9 apresenta os principais parametros que definem o elemento load.

Exemplos de scripts do OpenDSS de cargas trifasicas, bifasicas e monofasicas sao ilustrados

nos quadros do Quadro 4 ate o Quadro 8.

Quadro 4 – Carga trifasica equilibrada em estrela aterrada.

New load.cargaA phases=3 model=5 bus=BarraA kV=0.38 kW=30 kvar=18 conn=wye

Quadro 5 – Carga trifasica isolada.

New load.cargaA phases=3 model=5 bus=BarraA.1.2.3.4 kV=0.38 kW=30 kVAr=18 conn=wye


Tabela 9 – Parametros basicos do elemento Load

Modelo Descricao

phases Numero de fasesbus1 Nome da barra a qual a carga e conectadakV Tensao nominalKVA Potencia aparente nominalkW Potencia ativa nominalKvar Potencia reativa nominalFP Fator de potenciadaily Nome da curva diaria associada, para analise diaria

Quadro 6 – Carga trifasica em triangulo.

New load.cargaA phases=3 model=5 bus=BarraA kV=0.38 kW=30 kVAr=18 conn=delta

Quadro 7 – Carga bifasica AB

New load.cargaA phases=1 model=5 bus=BarraA.1.2 kV=0.38 kW=30 kVAr=18 conn=delta

Quadro 8 – Carga monofasica AN

New load.cargaA phases=1 model=5 bus=BarraA.1.4 kV=0.22 kW=30 kVAr=18 conn=wye

3.1.2.5 Linhas de Distribuicao

O modelo de linhas utilizado no OpenDSS e o modelo π caracterizado pelo valor

de sua impedancia, com capacitancia em shunt.

Pode-se definir todas as caracterısticas de arranjo de linha e armazenar no elemento

LineCode. Essa pratica e conveniente visto que em diferentes linhas ao longo da rede

teremos caracterısticas semelhantes de arranjo e impedancias, dessa forma o usuario pode

utilizar o LineCode mais adequado para modelar a caracterısticas das diversas linhas

da rede. A Tabela 10 apresenta os parametros mais importantes para a definicao desse

elemento.

Os principais parametros que definem as linhas de distribuicao sao apresentados

na Tabela 11. Dentre esses parametros as caracterısticas impedancia de cada linha pode

ser definida pelo elemento LineCode.

Os Quadro 9 e Quadro 10 apresentam respectivamente um exemplo de codigo

definindo as caracterısticas de um LineCode e a aplicacao de suas caracterısticas a uma

linha de distribuicao.


Tabela 10 – Parametros basicos do elemento LineCode

Modelo Descricao

phases Numero de fasesbaseFreq Frequencia base das reatanciasR1 Resistencia de sequencia positiva em Ω por unidade de distanciaR0 Resistencia de sequencia zero em Ω por unidade de distanciaX1 Reatancia de sequencia positiva em Ω por unidade de distanciaX0 Reatancia de sequencia zero por em Ω unidade de distanciaC1 Capacitancia total de sequencia positiva em nF por unidade de distanciaC0 Capacitancia total de sequencia zero em nF por unidade de distanciaRmatrix Matriz de resistencias da linha por unidade de distanciaXmatrix Matriz de reatancias da linha por unidade de distanciaUnits Unidade de distancia utilizadaNormamps Corrente nominal da linha

Tabela 11 – Parametros basicos do elemento Line

Modelo Descricao

phases Numero de fases (o default e 3)bus1 Nome da barra a qual o terminal 1 e conectadobus2 Nome da barra a qual o terminal 2 e conectadolinecode Contem as informacoes da linhalength Comprimento da linha

Quadro 9 – Definicao de LineCode de linha a 4 fios

New Linecode.Linha4fios nphases=4 basefreq=60 units=km

~ normamps=419.0

~ rmatrix = (0.25 | 0.06 0.25 | 0.06 0.06 0.25 | 0.06 0.06 0.06 0.25 )

~ xmatrix = (0.80 | 0.54 0.80 | 0.48 0.54 0.80 | 0.43 0.43 0.42 0.80 )

Quadro 10 – Definicao de uma linha trifasica a 4 fios

New Line.Linha4 phases=4 bus1=BarraA.1.2.3.4 bus2=BarraB.1.2.3.4

~linecode=Linha4fios length=0.3

3.1.2.6 Bancos de Capacitores

Os capacitores sao elementos fornecedores de energia reativa, que na maioria dos

casos possui um de seus terminais em shunt embora no OpenDSS permita conecta-los em

serie. A conexao padrao desse elemento e em Y com neutro aterrado, tambem e possıvel

conecta-los em ∆ (situacao na qual o segundo terminal e desprezado) e por fim Y sem o

neutro aterrado (RADATZ, 2015).

O banco de capacitores pode ser definido no OpenDSS apenas incluindo-se seu


Tabela 12 – Parametros basicos do elemento Capacitor

Modelo Descricao

phases Numero de fasesbus1 Barra a qual o primeiro terminal sera conectadobus2 Barra a qual o segundo terminal sera conectado, quando for necessariokV Tensao nominalkvar Potencia reativa

barramento, numero de fases e potencia reativa nominal. A Tabela 12 tras os principais

parametros utilizados para a definicao desse elemento no OpenDSS.

Exemplo de codigos para a definicao do elemento Capacitor sao apresentados nos

Quadro 11 e Quadro 12.

Quadro 11 – Capacitor de 13,8 kV e 6 Mvar conectado em estrela nao aterrada

New Capacitor.C1 Bus1=B1 Bus2=B1.4.4.4 Phases=3 kvar=6000 kV=13.8

Quadro 12 – Capacitor de 13,8 kV e 6 Mvar conectado em estrela aterrada

New Capacitor.C1 Bus1=B1 Phases=3 kvar=6000 kV=13.8

3.1.2.7 Sistema Fotovoltaico

No OpenDSS o modelo fotovoltaico combina o gerador e o inversor para a realizacao

das simulacoes, que podem ser realizadas em steps iguais ou superiores a 1 segundo. A

Figura 19 apresenta um diagrama esquematico das variaveis que definem o modelo no

OpenDSS. O simulador tambem assume que o inversor e capaz de encontrar o ponto de

maxima potencia (PMP) para todo instante de tempo. A Tabela 13 apresenta os principais

parametros utilizados para a definicao do elemento PVSystem no OpenDSS.


Tabela 13 – Parametros basicos do elemento PVSystem

Modelo Descricao

kV Tensao de linha nominal em kVbus1 Nome da barra que sera conectado o seu terminalkVA Potencia nominal do inversor em kVAPF Fator de potenciairrad Irradiacao nominal, irradiancia(Base)Pmp Potencia nominal no ponto de maxima potencia, Pmp(1/2)Temperature Temperatura nominaleffcurve Curva de eficiencia por potenciaP-tcurve Potencia por temperatura, Pmp(pu,T(t))daily Irradiancia diaria, irradiancia(pu)(t)Tdaily Temperatura diaria

Figura 19 – Diagrama do modelos do sistema fotovoltaico no OpenDSS

Pmp@ 1kW/mଶ

P

Temperatura

DC

Irradiação (pu)(t)

Curvas(t)

Diária

Anual

Pmp(pu,T)

TConexão kV FP kvar

ACP P*eff

Monofásico

Eff.

Irradiação (Base)

Fonte: adaptado de (RADATZ, 2015)

Como pode ser observado na Figura 19 a potencia de saıda Psaída fornecida pelo

conjunto FV e dependente das seguintes grandezas: irradiacao, temperatura, tensao da

rede, eficiencia do conversor, potencia nominal do painel no ponto de maxima potencia

(PP MP ).O parametro PP MP e a potencia maxima que pode ser fornecida pelo painel a uma

irradiacao de 1000W/m2 e a uma temperatura de 25C.

A relacao desses grandezas com a potencia de saıda do painel FV, para determinado


instante de t0, Ppmp pode ser definido atraves da Equacao (11) (RADATZ, 2015).

P (t0) = Ppmp(1kW/m2) × irrad(pu)(t0) × irrad(base) × Ppmp(pu,T (t0)) (11)

Onde:

• P : Potencia de Saıda no painel;

• Ppmp(1kW/m2): potencia maxima do painel no ponto de maxima potencia;

• irrad(pu)(t0): valor da irradiancia em pu no instante t0;

• irrad(base): valor maximo da irradiancia no dia selecionado;

• Ppmp(pu,T (t0)): fator de correcao do Ppmp em funcao da temperatura no instante de

tempo t0

O fator de potencia e outro parametro que pode ser editado no openDSS. Quando

nao declarado o programa assume que fator de potencia e unitario, indicando que ha injecao

apenas de potencia ativa na rede. Porem esse parametro pode ser ajustado para indicar

consumo ou geracao de reativos. De acordos com a legislacao nacional (ANEEL, 2014), os

inversores nao devem injetar potencia reativa na rede, por essa razao foi considerado nesse

trabalho fator de potencia unitario.

O inversor possui outras caracterısticas opcionais tais como: curva de eficiencia

(expressa por eff(Psaída(t))) e faixa de operacao em funcao da potencia aparente nominal,

que e a faixa de potencia fornecida pelos paineis em que o inversor trabalhara convertendo

a corrente contınua em alternada.

A potencia entregue pelo inversor para a rede pode ser expressa pela Equacao (12):

Psaída(t) = P (t0) × eff(Psaída(t)) (12)

Onde:

• eff(Psaída(t)): Eficiencia do inversor para uma dada potencia de saıda.

3.1.2.7.1 Curva de Irradiacao e Temperatura

Para simulacoes temporais e necessario a definicao de curvas de irradiacao e de

temperatura em funcao do tempo. No openDSS essas curvas podem ser definidas atraves

dos objetos, loadshape, no qual pode-se definir a curva da irradiacao que incide sobre um

painel ao longo do dia. E tshape no qual a temperatura do painel ao longo do dia e definida.


A resolucao a ser utilizada neste trabalho sera de 1 hora porem o openDSS pode simular

com intervalos de tempo inferiores. A Figura 20 ilustra curvas de irradiacao e temperatura

para os valores apresentados no Quadro 13 e Quadro 14 respectivamente.

Quadro 13 – Curva de irradiacao com 24 valores, um para cada hora do dia.

New Loadshape.MyIrrad npts=24 interval=1

~mult=[0 0 0 0 0 0 .1 .2 .3 .5 .8 .9 1.0 1.0 .99 .9 .7 .4 .1 0 0 0 0 0]

Quadro 14 – Curva de temperatura (C) para cada hora do dia .

New Tshape.MyTemp npts=24 interval=1

~temp=[25, 25, 25, 25, 25, 25, 25, 25, 35, 40, 45, 50 60 60 55 40 35 30 25

25 25 25 25 25]

Figura 20 – Curvas de irradiacao e temperatura, utilizadas para caracterizar um modelode sistema fotovoltaico.

Tempo [H]

00:01 03:01 06:01 09:01 12:01 15:01 18:01 21:01 00:01

Irra

diâ

ncia

[pu]

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Tempo [H]

00:01 03:01 06:01 09:01 12:01 15:01 18:01 21:01 00:01

Tem

pera

tura

[°C

]

0

10

20

30

40

50

60

70

3.1.2.7.2 Curva XY

O modelo de sistema fotovoltaico faz uso da “XY curve”, que e uma funcionalidade

do OpenDSS para armazenamento de curvas genericas, para descrever duas caracterısticas

do sistema.

A primeira e a curva que descreve Ppmp (Potencia no ponto de maxima potencia)

em funcao da temperatura, como abordado na Subsubsecao 2.1.1.2 Ppmp tende a cair

conforme a temperatura sobre o painel aumenta.

A segunda curva descreve a eficiencia do inversor em funcao da potencia ativa

fornecida. A ilustracao da Figura 21 apresenta duas curvas de eficiencia do painel FV e de


um inversor respectivamente dadas em funcao dos codigos apresentados no Quadro 15 e

Quadro 16.

Quadro 15 – Curva que descreve o Pmp em funcao da temperatura.

New XYCurve.MyPvsT npts=4 xarray=[0 25 75 100] yarray=[1.2 1.0 0.8 0.6]

Quadro 16 – Eficiencia do sistema em funcao da potencia ativa fornecida.

New XYCurve.MyEff npts=4 xarray=[.1 .2 .4 1.0] yarray=[.86 .9 .93 .97]

Figura 21 – Curvas de eficiencia do painel FV e do inversor, utilizadas para caracterizarum modelo de sistema fotovoltaico.

Temperatura [°C]

0 20 40 60 80 100

Pm

p [

pu

]

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

Potência Ativa [pu]

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

Eficiê

ncia

do

In

ve

rso

r

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

3.1.2.7.3 Codigo para o OpenDSS

O Quadro 17 apresenta um exemplo de codigo em OpenDSS usado para definir o

elemento PVSystem.

O codigo em questao define um sistema fotovoltaico trifasico com tensao 0,480 kV

conectado na barra BarraPV, potencia nominal do inversor de 250kVA fator de potencia

unitario, potencia nominal do painel de 237kW especificada para uma temperatura de 25C

e uma irradiacao de 1,0kW/m2. As curvas XYCurve,Tshape e Loadshape, apresentadas

na secao anterior, sao tambem declaradas no codigo e determinam o valor da potencia

despachada pelo conjunto.


Quadro 17 – Codigo do OpenDSS que descreve um conjunto FV com potencia de 250kVAe eficiencia do inversor de 237kVA.

New PVSystem.PV bus=BarraPV kV=0.480 kVA=250

~Pmpp=237 irrad=1 temperature=25

~effcurve=Myeff p-tcurve=MyPvsT daily=MyIrrad tdaily=MyTemp

3.2 Simulacao do Circuito de Teste IEEE 33 Barras

Nesta secao serao apresentados os resultados da simulacao do circuito de teste

IEEE 33 barras. A escolha do circuito se deu pelo fato de ser um circuito de distribuicao

pequeno com caracterısticas radiais e amplamente utilizado na literatura.

As simulacoes serao feitas em duas etapas primeiramente atraves de apenas um

fluxo de potencia em regime permanente, para as cargas operando em valor nominal. O

proposito dessa etapa e validar o modelo desenvolvido, comparando os resultados de nıvel

de tensao obtidos com valores ja disponıveis na literatura de estudos precedentes desse

sistema teste.

Na segunda etapa sera analisado o comportamento, dos nıveis de tensao e fluxo

de potencia do sistema quando submetido a insercao de geradores fotovoltaicos e cargas

consumidoras variantes no tempo.

3.2.1 Caracterısticas do sistema

A Figura 22 ilustra a configuracao das linhas de distribuicao do circuito utilizado,

a figura e uma adaptacao do sistema apresentado no trabalho de Baran e Wu (1989).


Figura 22 – Diagrama unifilar do sistema de teste IEEE 33 barras.

IEEE 33-bus test distribution system

Sajad Jashfar

Department of Electrical Engineering, Graduate University of advanced Technology, Kerman, Iran.

Email: [email protected]

1

2

3

4

5

6

26

27 28 29 30 31

32

33

13

14

15

16

17

18

19 20 21 22

23 24 25

7 8 9 10 11 12

Figure: Single-line diagram of the 33-bus IEEE test system

Table 1: Line data in 33-bus IEEE test system

From Bus To Bus R (p.u.) X (p.u.) From Bus To Bus R (p.u.) X (p.u.)

2 3 0.03076 0.01567 2 19 0.01023 0.00976

3 4 0.02284 0.01163 19 20 0.09385 0.08457

4 5 0.02378 0.01211 20 21 0.02555 0.02985

5 6 0.0511 0.04411 21 22 0.04423 0.05848

6 7 0.01168 0.03861 3 23 0.02815 0.01924

7 8 0.04439 0.01467 23 24 0.05603 0.04424

8 9 0.06426 0.04617 24 25 0.0559 0.04374

9 10 0.06514 0.04617 6 26 0.01267 0.00645

10 11 0.01227 0.00406 26 27 0.01773 0.00903

11 12 0.02336 0.00772 27 28 0.06607 0.05826

12 13 0.09159 0.07206 28 29 0.05018 0.04371

13 14 0.03379 0.04448 29 30 0.03166 0.01613

14 15 0.03687 0.03282 30 31 0.0608 0.06008

15 16 0.04656 0.034 31 32 0.01937 0.02258

16 17 0.08042 0.10738 32 33 0.02128 0.03319

17 18 0.04567 0.03581 1 2 0.00575 0.00293

Fonte: Adaptado: Baran e Wu (1989)

A Tabela 14 apresenta os valores de impedancia das linhas bem como os valores

das cargas nos barramentos PQ. Para fins de simulacao foi considerado barramento infinito

na fonte. No OpesDSS essa situacao pode ser simulada declarando-se a potencia de curto-

circuito com valores altos que tendem ao infinito, nesse caso foi utilizado MVASC3=100000

ou 100GVA como potencia de curto-circuito.

3.2.2 Simulacao e Resultados

Nessa secao sera abordada a modelagem do OpenDSS do modelo IEEE 33 barras,

que foi escrito para este trabalho e e apresentado na Apendice A. Na Subsecao 3.2.3

serao apresentados os resultados do fluxo de potencia para o carregamento base e na

Subsecao 3.2.4 os valores obtidos em intervalos discretizados de estudo,com fluxos de

potencia para cada intervalo de tempo de 15min e nıveis de penetracao fotovoltaica de 0%,

25%, 50%, 75%, 100%.


Tabela 14 – Informacoes de linha e carga do sistema de teste IEEE 33 barras.

Linha Barra 1 Barra 2 Resistencia Ω Reatancia Ω Potencia na Barra 2P(kW) Q(kVAr)

1 1 2 0,0922 0,047 100 602 2 3 0,493 0,2511 90 403 3 4 0,366 0,1864 120 804 4 5 0,3811 0,1941 60 305 5 6 0,819 0,707 60 206 6 7 0,1872 0,6188 200 1007 7 8 0,7114 0,2351 200 1008 8 9 1,03 0,74 60 209 9 10 1,044 0,74 60 2010 10 11 0,1966 0,065 45 3011 11 12 0,3744 0,1238 60 3512 12 13 1,468 1,155 60 3513 13 14 0,5416 0,7129 120 8014 14 15 0,591 0,526 60 1015 15 16 0,7463 0,545 60 2016 16 17 1,289 1,721 60 2017 17 18 0,732 0,574 90 4018 2 19 0,164 0,1565 90 4019 19 20 1,5042 1,3554 90 4020 20 21 0,4095 0,4784 90 4021 21 22 0,7089 0,9373 90 4022 3 23 0,4512 0,3083 90 5023 23 24 0,898 0,7091 420 20024 24 25 0,896 0,7011 420 20025 6 26 0,203 0,1034 60 2526 26 27 0,2842 0,1447 60 2527 27 28 1,059 0,9337 60 2028 28 29 0,8042 0,7006 120 7029 29 30 0,5075 0,2585 200 60030 30 31 0,9744 0,963 150 7031 31 32 0,3105 0,3619 210 10032 32 33 0,341 0,5302 60 40

Fonte: (BARAN; WU, 1989)

3.2.3 Circuito Original

Primeiramente foi construıdo um modelo no OpenDSS com base nos dados apre-

sentados na Tabela 14 que se baseiam no trabalho de Baran e Wu (1989). Em seguida

foi executado o fluxo de potencia no sistema e foram calculadas as tensoes nos nos, os

resultados dos nıveis de tensao em p.u. sao apresentados na Tabela 15. Dado que as cargas


e as linhas sao equilibradas, os nıveis de tensao nas diferentes fases para uma mesma barra

possuem modulos iguais. Dessa forma os valores apresentados sao apenas de uma fase.

E possıvel observar que os nıveis de tensao obtidos pelo modelo simulado no

OpenDSS sao semelhante aos valores obtidos na literatura. Dessa forma pode-se validar

modelo 33 barras que foi construıdo e simulado no OpenDSS e aplica-lo na segunda parte

do trabalho que e simular o sistema com GD.

O Apendice A contem o codigo elaborado no OpenDSS para representar o circuito

IEEE 33 barras publicado por Baran e Wu (1989).

3.2.4 Circuito com GD

Nesse cenario a geracao distribuıda foi incluıda no circuito original definido na

Subsecao 3.2.3, nao foram acrescidos nenhum novo elemento tais como: reguladores de

tensao ou capacitores.

O perfil de carregamento e o perfil de irradiancia utilizados sao apresentados no

Capıtulo 4 nas figuras Figura 32 e Figura 35, respectivamente. Os valores das mesmas sao

tambem apresentados no Apendice B. Foram simulados ao todo 96 fluxos de potencia, com

passo de 15min totalizando uma simulacao de um dia completo ou 24 horas.

Os geradores FV foram distribuıdos em todos os barramentos com cargas e foram

dimensionados de forma que sua potencia seja o produto entre a penetracao FV desejada

e a carga instalada no barramento. A Equacao (9) ilustra essa definicao.

3.2.5 Efeitos sobre a curva de carga

A Figura 23 ilustra o decaimento da potencia fornecida pela subestacao durante

as horas do dia, para diferentes nıveis de penetracao FV que foram simuladas.

E importante observar que para o perıodo proximo as 12:00hs, a geracao FV e

muito superior ao consumo para nıveis de penetracao FV proximos a 75%. gerando um

excedente de energia que volta para a subestacao. Isso pode ser visualizado na Figura 23

observando-se os valores negativos no eixo y que representa a potencia entregue pela

subestacao. Esse fenomeno e conhecido como fluxo reverso de potencia (PALUDO, 2014) e

sera visto em mais detalhes na Subsecao 4.5.2.


Tabela 15 – Comparativo entre os valores obtidos no OpenDSS do sistema de teste IEEE33 barras com Durce (2012)

BarraTensao (p.u) Tensao (p.u) ∆(%)

OpenDSS Dulce 2012

BARRA01 1,000 1,000 0,000BARRA02 0,9971 0,997 0,01BARRA03 0,9834 0,983 0,041BARRA04 0,9763 0,975 0,133BARRA05 0,9692 0,968 0,124BARRA06 0,9517 0,949 0,285BARRA07 0,9484 0,946 0,254BARRA08 0,9438 0,932 1,266BARRA09 0,9379 0,926 1,285BARRA10 0,9324 0,92 1,348BARRA11 0,9316 0,919 1,371BARRA12 0,9302 0,918 1,329BARRA13 0,9245 0,912 1,371BARRA14 0,9224 0,909 1,474BARRA15 0,9211 0,908 1,443BARRA16 0,9199 0,906 1,534BARRA17 0,918 0,904 1,549BARRA18 0,9174 0,904 1,482BARRA19 0,9966 0,996 0,06BARRA20 0,993 0,993 0BARRA21 0,9923 0,992 0,03BARRA22 0,9916 0,992 -0,04BARRA23 0,9799 0,979 0,092BARRA24 0,9732 0,973 0,021BARRA25 0,9699 0,969 0,093BARRA26 0,9499 0,948 0,2BARRA27 0,9475 0,945 0,265BARRA28 0,9367 0,934 0,289BARRA29 0,929 0,925 0,432BARRA30 0,9257 0,922 0,401BARRA31 0,9218 0,918 0,414BARRA32 0,9209 0,917 0,425BARRA33 0,9207 0,916 0,513

Fonte: (DURCE, 2012)

3.2.6 Caracterizacao dos nıveis de tensao

Apos analise dos 33 barramentos do sistema foi verificado que ha violacao de

tensao para os barramentos mais distantes da subestacao. Como pode ser visto na Figura 24

esses barramentos sao a barra18 e barra 33 e seus nıveis de tensao ao longo do dia sao


Figura 23 – Reducao da potencia entregue pela subestacao, de acordo com o aumento donıvel de penetracao fotovoltaica

Tempo [H]

0:00 2:00 4:00 6:00 8:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00

Potê

ncia

[M

W]

-1.5

-1

-0.5

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

0% Pen FV

25% Pen FV

50% Pen FV

75% Pen FV

100% Pen FV

ilustrados na Figura 26. Ainda que a geracao fotovoltaica contribua para o aumentos nos

nıveis de tensao, a geracao FV decai durante o final do dia e o nıvel de tensao cai abaixo

do limiar de 0,95 pu.

Isso se da pelo fato de que a medida que a geracao solar local decai, a subestacao

fornece mais potencia para a carga. Na medida que a corrente se desloca ate as cargas

mais distantes as diversas as impedancias no caminho contribuem para a queda de tensao.

Como nao ha nenhum elemento regulador na subestacao, as cargas mais distantes

recebem uma tensao inferior aos 0,95 pu nesse sistema.

Figura 27 – Tensao ao longo dos barramentos, para horario de geracao FV maxima emtodos os cenarios.

Barramentos

Ba

rra

1

Ba

rra

2

Ba

rra

3

Ba

rra

4

Ba

rra

5

Ba

rra

6

Ba

rra

7

Ba

rra

8

Ba

rra

9

Ba

rra

10

Ba

rra

11

Ba

rra

12

Ba

rra

13

Ba

rra

14

Ba

rra

15

Ba

rra

16

Ba

rra

17

Ba

rra

18

Ba

rra

19

Ba

rra

20

Ba

rra

21

Ba

rra

22

Ba

rra

23

Ba

rra

24

Ba

rra

25

Ba

rra

26

Ba

rra

27

Ba

rra

28

Ba

rra

29

Ba

rra

30

Ba

rra

31

Ba

rra

32

Ba

rra

33

Te

nsã

o [

pu

]

0.94

0.96

0.98

1

1.02

1.04

1.06

1.08

1.112:00 PM

0% Pen FV

25% Pen FV

50% Pen FV

75% Pen FV

100% Pen FV

Barra19:

muito próximo

a subestação


Figura 24 – Regiao em vermelho representa a area do sistema onde comecam haver tensoesabaixo de 0,95pu, para o carregamento utilizado

Figura 25 – Tensao ao longo do dia nos barramentos Barra28 e Barra09.

Tempo [H]

00:01 12:01 00:01

Tensão [pu]

0.94

0.96

0.98

1

1.02

1.04

1.06barra28

0% Pen FV

25% Pen FV

50% Pen FV

75% Pen FV

100% Pen FV

Tempo [H]

00:01 12:01 00:01

Tensão [pu]

0.94

0.96

0.98

1

1.02

1.04

1.06barra9

0% Pen FV

25% Pen FV

50% Pen FV

75% Pen FV

100% Pen FV

Violação do nível tensão

para Pen FV 0%, às 14:15.Violação do nível tensão

para Pen FV 0%, às 14:15.

Tambem e possıvel observar na Figura 27 que para um sistema com geracao

distribuıda a tensao e mais susceptıvel a variacoes para barramentos mais distantes da

subestacao.

Isso se da principalmente pelo fato de que a medida em que a geracao FV local

seja capaz de abastecer a demanda local, havera menor demanda de potencia solicitada da


Figura 26 – Tensao ao longo do dia nos barramentos Barra18 e Barra33, os mais distantesda subestacao.

Tempo [H]

00:01 12:01 00:01

Te

nsã

o [

pu

]

0.92

0.94

0.96

0.98

1

1.02

1.04

1.06barra18

0% Pen FV

25% Pen FV

50% Pen FV

75% Pen FV

100% Pen FV

Tempo [H]

00:01 12:01 00:01

Te

nsã

o [

pu

]

0.92

0.94

0.96

0.98

1

1.02

1.04

1.06barra33

0% Pen FV

25% Pen FV

50% Pen FV

75% Pen FV

100% Pen FV

subestacao e consequentemente, menores serao quedas de tensao nas linhas de distribuicao.

Esse topico e explicado em mais detalhes na Subsecao 4.5.3.

3.2.7 Nıveis de Perdas

A Figura 28 ilustra as perdas nas linhas ao longo do dia para todos os cenarios

simulados. E possıvel observar queda expressiva nas perdas por efeito joule nas linhas de

distribuicao, conforme houve incremento da participacao da geracao FV.

Isso se da pelo fato de a energia FV, gerada localmente no barramento, aliviar

a demanda de potencia provinda da subestacao. Isso consequentemente reduz o fluxo de

potencia nas linhas de distribuicao que por sua vez contribui para com a reducao de perdas

causadas pelo efeito joule nas linhas.

A Figura 29, ilustra o impacto que a insercao de geracao distribuıda teve em

termos de dissipacao de energia ao longo do dia simulado. Na mesma figura e possıvel

observar que houve aumento das perdas para o cenario de penetracao FV de 100% quando

comparado com o cenario de 75%, esse evento e comum em cenarios de alta penetracao

FV e sera explicado em detalhes na Subsecao 4.5.4.


Figura 28 – Perdas nas linhas para perıodo de um dia para diferentes nıveis de penetracaoFV.

Tempo [H]

00:01 02:01 04:01 07:01 09:01 12:01 14:01 16:01 19:01 21:01 00:01

Perd

as n

as L

inhas [kW

]

0

20

40

60

80

100

120

140

0% Pen FV

25% Pen FV

50% Pen FV

75% Pen FV

100% Pen FV

Figura 29 – Energia total dissipada nas linhas de distribuicao ao longo da simulacao diariapara diferentes cenarios de penetracao FV.

Penetração FV

0% 25% 50% 75% 100%

En

erg

ia d

issip

ad

a [

MW

h]

0.8

0.9

1

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5


Neste capıtulo foram apresentados os principais conceitos de programacao do

OpenDSS. Para a elaboracao deste trabalho tambem foi utilizado o recurso de COM

interface do programa com o Matlab, porem este assunto nao e abordado neste trabalho.


Tambem foi criado e simulado um modelo baseado no trabalho de Baran e Wu

(1989). Foram feitas simulacoes para diferentes nıveis de penetracao fotovoltaica e os

resultados apresentados neste capıtulo serao discutidos juntamente com o circuito de teste

ckt5 do EPRI a ser discutido no Capıtulo 4 com mais detalhes.

75

4 SIMULACOES COMPUTACIONAIS E RESULTADOS

Nesta secao sera descrito o sistema de distribuicao escolhido para a simulacao

bem como apresentados os resultados obtidos para os diferentes nıveis de penetracao

fotovoltaicos feitos.

4.1 Descricao do sistema de distribuicao

A rede de distribuicao escolhida para as simulacoes neste trabalho e de domınio

publico, criada e publicada pelo EPRI para propositos de estudos de sistemas de distribuicao

(EPRI, 2018). O sistema e ilustrado na Figura 31,o triangulo em vermelho representa a

subestacao do sistema. A Tabela 16, apresenta as principais caracterısticas do sistema de

distribuicao. O transformador da subestacao, denominado MDVSUB1,tem uma potencia

aparente de 10MVA e possui relacao de transformacao de 115kV para 12,47kV. O sistema

de distribuicao e trifasico e modelado apenas com cargas monofasicas, com diferentes

potencias, com maior parte das cargas entre 4 e 7 kVA. A distribuicao das cargas e

apresentada no histograma da Figura 30.

Tabela 16 – Caracterısticas Gerais do sistema de distribuicao Ckt5.

Circuito de Teste CaracterısticaEPRI Ckt5

Tensao do Sistema (kV) 12,47Numero de consumidores 1379

Potencia total de Transformadores conectados (kVA) 16310Total de kVAr do alimentador 1950Tensao de subtransmissao (kV) 115

Potencia de CC Sec. Sub (MVA) 114Comprimento do cicuito primario (km) 77,3

Porcentagem de carga residencial 96Total de ramais alimentadores 1

A unica alteracao no circuito original ckt5 foi a inclusao de um regulador de tensao

na entrada da subestacao. Visto a necessidade de estudar os impactos da geracao FV nesse

elemento do sistema eletrico.

O regulador utilizado possui no total 32 posicoes de tap, sendo que cada comutacao

regula 0,83% da tensao no secundario essa relacao esta descrita na Equacao (13). Sendo

que o sinal negativo se aplica ao abaixamento do Tap e o sinal positivo a elevacao do

Capıtulo 4. SIMULACOES COMPUTACIONAIS E RESULTADOS 76

mesmo. O codigo implementado no OpenDSS pode ser consultado no Apendice C e os

resultados pertinentes ao comportamento desse elemento neste estudo serao abordados na

Subsecao 4.5.5.

aR = 1 ± 0.008333 × Tap (13)

Figura 30 – Distribuicao das cargas existentes no sistema original

Potência (kVA)

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Núm

ero

de c

onsum

idore

s

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Figura 31 – Modelo de rede de distribuicao a ser utilizado Ckt5 publicado pelo EPRI.

Fonte: (EPRI, 2018)


4.2 Curvas de Carga

Os perfis de consumo das cargas consumidoras, utilizados na simulacao sao os

mesmos fornecidos pelo EPRI para o circuito que sera trabalhado. Para esse circuito

em questao existem 3 perfis distintos de consumo, residencial (Figura 32), comercial de

pequeno e medio porte (respectivamente Figura 34 e Figura 33). Os valores dos perfis de

carregamento encontram-se no Apendice B deste trabalho.

Os perfis estao normalizados, portanto para cada passo da simulacao o valor

encontrado no perfil de consumo sera multiplicado pela carga instalada do consumidor

em questao. Conforme pode ser visto na Tabela 16 existem no total 1379 consumidores

alocados nesse sistema de distribuicao, dos quais 1304 sao residenciais, 72 comerciais de

pequeno porte e 3 comerciais de medio porte.

Cada um desses consumidores possui um valor de carga instalada definida no

codigo do OpenDSS e para cada instante de tempo o consumo sera determinado pelo

produto entre o valor na curva de carga e a carga instalada no consumidor. O tipo de

carga do sistema sao potencia contante (PQ) para discretizacao do tempo. A Figura 31 e

composta por 1050 linhas de media tensao, as mesmas sao desbalanceadas e descritas pelo

elemento linecode.

Figura 32 – Perfil de consumo de cargas residenciais usado na simulacao

Tempo [H]

0 5 10 15 20

Po

tên

cia

[p

u]

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Figura 33 – Perfil de consumo de cargas comerciais de medio porte usado na simulacao

Tempo [H]

0 5 10 15 20

Po

tên

cia

[p

u]

0.2

0.4

0.6

0.8

1


Figura 34 – Perfil de consumo de cargas comerciais de pequeno porte usado na simulacao

Tempo [H]

0 5 10 15 20

Po

tên

cia

[p

u]

0.2

0.4

0.6

0.8

1

4.3 Perfil de irradiacao solar

Sera utilizado 1 perfil de irradiacao solar, com caracterısticas de dia claro. Sendo

o perfil de irradiacao uma curva da irradiacao solar (W/m2) pelo tempo, no entanto

para fins de simulacao a curva sera normalizada por 1000W/m2, pois como abordado

na Subsubsecao 2.1.1.2 e equacionado na Equacao (7), a eficiencia do fabricante e dada

com base nesse nıvel de irradiacao 1000W/m2. Os valores do perfil de irradiancia solar

encontram-se no Apendice B deste trabalho.

Figura 35 – Perfil de irradiancia solar para um dia ensolarado e um dia com nuvens, nomes de marco no hemisferio norte

Hora

8:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00

Irra

diâ

ncia

So

lar

(pu

)

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

Dia ensolarado

Dia com nuvens

Fonte: Center for Energy Research UCSD

Para cada passo da simulacao portanto, a potencia de painel solar, sera dada

pelo produto da curva de irradiacao normalizada pela sua potencia no ponto de maxima

potencia (Ppmp) que e dada pelo fabricante de cada marca.


4.4 Paineis Fotovoltaicos

Os paineis fotovoltaicos foram modelados de acordo com as especificacoes reque-

ridas pelo openDSS e que foram mencionadas na Subsubsecao 3.1.2.7, partido-se de um

modelo comercial comum da fabricante CanadianSolar com as seguintes especificacoes

citadas na Tabela 17, o grafico ilustrado na Figura 36 apresenta o comportamento da

corrente e tensao fornecida pelo painel a diferentes nıveis de temperatura e irradiacao

solar, essa informacao tambem sera utilizada para a modelagem dos paineis FV e esta

disponıvel em CanadianSolar (2018).

Tabela 17 – Dados Eletricos painel solar modelo CS3K-275 da CanadianSolar.

CS3K 275P-FG

Maxima Potencia Nominal (PP MP ) 275 W

Otima Tensao de Operacao (V) 31 V

Otima Corrente de Operacao (I) 8,88 ATensao de Circuito Aberto (VCA) 37,7 VCorrente de Curto Circuito (ICC) 9,38 A

Eficiencia do modulo (%) 16,55%Temperatura de Operacao 40C - 85C

Porcentagem de carga residencial(%) 96

Foram elaborados 3 configuracoes de arrays no OpenDSS, cada um deles se

constituindo por uma combinacao do modelo 275P-FG. Estes tres arrays resultantes com

potencia de 3, 5 e 7 kWP foram combinados de forma que 5 cenarios, com diferentes nıveis

de penetracao FV, puderam ser modelados no OpenDSS. Cada cenario foi elaborado a

partir do circuito original do IEEE ckt5, porem foram acrescidos conjuntos FV, os nıveis

de potencia instalada sao apresentados na Tabela 18.

Tabela 18 – Cinco cenarios de penetracao FV

Cenarios Base 25% 50% 75% 104% 115%

Potencia FV instalada [kWp] 0 1854 3783 5825 7999 8827Carga instalada [kVA] 7675 7675 7675 7675 7675 7675Penetracao FV 0% 25% 50% 75% 104% 115%

Para as 3 configuracoes de arrays utilizadas foram definidos no script do OpenDSS

3 inversores para atender a conversao de CC para CA. O nome dos modelos dos inversores

sao apresentados na Tabela 19.

A insercao dos arrays FV no circuito do OpenDSS foi feita conforme Subsecao 2.1.4.

Os arrays FV foram distribuıdas nos barramentos das cargas consumidoras, de forma que


Tabela 19 – Inversores modelados no OpenDSS.

Potencia array FV (Wp) Inversor (VA) Modelo

3000 3800 fronius-primo-3-8-1-208-2405000 5000 fronius-primo-5-0-1-208-2408000 8200 fronius-primo-8-2-1-208-240

a potencia de pico da unidade fosse inferior a potencia instalada na mesma. Esse criterio

apenas nao e obedecido no cenario onde temos penetracao FV acima de 100%. A Tabela 20

apresenta a quantidade de unidades geradoras instaladas no sistema de distribuicao para

cada cenario de penetracao FV. Repare que no sistema de distribuicao ha 118 unidades

consumidoras com carga instalada inferior a 5kVA, e portanto nao foram incluıdas unidades

geradoras visto que a menor potencia do array que esta sendo adotado e de 5kVA.

Tabela 20 – Quantidade de Inversores modelados no OpenDSS por cenario de geracao.

Nıvel deSem Inversor

Inversor Inversor Inversor Totalpenetracao FV 3,8 kVA 5,0 kVA 8,2 kVA Barramentos

0% 1379 0 0 0 137925% 761 618 0 0 137950% 118 1261 0 0 137975% 118 414 731 116 1379104% 118 0 414 847 1379115% 118 0 0 1261 1379

4.5 Resultados

Conforme abordado em secoes anteriores, utilizou-se um sistema de distribuicao

do IEEE (ckt5) com o objetivo de verificar os impactos trazidos ao mesmo, devido a

instalacao de geracao distribuıda com nıveis de potencia fotovoltaica.Para as simulacoes,

considerou-se um perıodo de 24h de 3 perfis de carga: residencial, comercial de medio porte

e pequeno porte.

Os estudos considerando a presenca dos sistemas fotovoltaicos correspondem a

cenarios com penetracao fotovoltaica de 0%, 25%, 50%, 75%, 104% e 115%, conforme

apresentado na Tabela 18. O detalhamento das cargas e dos geradores e apresentada nas

secoes seguintes.

Para o circuito em questao foi acrescentado um regulador de tensao na subestacao,

visto que este estudo tambem visa avaliar o efeito da GD em reguladores de tensao.


Figura 36 – Comportamento da corrente e tensao fornecida pelo painel a diferentes nıveisde temperatura e irradiacao solar

PARTNER SECTION

ELECTRICAL DATA | STC*CS3K 275P-FG 280P-FG 285P-FGNominal Max. Power (Pmax) 275 W 280 W 285 WOpt. Operating Voltage (Vmp) 31.0 V 31.2 V 31.4 VOpt. Operating Current (Imp) 8.88 A 8.98 A 9.08 AOpen Circuit Voltage (Voc) 37.7 V 37.9 V 38.1 VShort Circuit Current (Isc) 9.38 A 9.47 A 9.56 AModule Efficiency 16.55% 16.85% 17.15%Operating Temperature -40°C ~ +85°CMax. System Voltage 1500V (IEC) or 1000V (IEC/UL)

Module Fire PerformanceTYPE 3 / Type 13 (UL 1703)or CLASS A (IEC61730)

Max. Series Fuse Rating 30 AApplication Classification Class A Power Tolerance 0 ~ + 5 W* Under Standard Test Conditions (STC) of irradiance of 1000 W/m2, spectrum AM 1.5 and cell temperature of 25°C.

ELECTRICAL DATA | NMOT*CS3K 275P-FG 280P-FG 285P-FGNominal Max. Power (Pmax) 203 W 207 W 211 WOpt. Operating Voltage (Vmp) 28.5 V 28.7 V 28.9 VOpt. Operating Current (Imp) 7.13 A 7.21 A 7.29 AOpen Circuit Voltage (Voc) 35.1 V 35.3 V 35.5 VShort Circuit Current (Isc) 7.57 A 7.64 A 7.72 A* Under Nominal Module Operating Temperature (NMOT), irradiance of 800 W/m2,

spectrum AM 1.5, ambient temperature 20°C, wind speed 1 m/s.

TEMPERATURE CHARACTERISTICS

Specification Data

Temperature Coefficient (Pmax) -0.38 % / °C

Temperature Coefficient (Voc) -0.31 % / °C

Temperature Coefficient (Isc) 0.05 % / °C

Nominal Module Operating Temperature 43 ± 2°C

MECHANICAL DATASpecification DataCell Type Poly-crystalline, 156.75 X 78.38 mmCell Arrangement 120 [2 x (10 x 6) ]Dimensions 1675 X 992 X 5.8 mm (65.9 X 39.1 X 0.23 in)

without J-Box and corner protector (Incl. corner 1679 X 996 X 8.5 mm (66.1 X 39.2 X 0.33 in) protector) without J-BoxWeight 24 kg (52.9 lbs)Front / Back Glass 2.5 mm heat strengthened glassFrame FramelessJ-Box IP68, 3 diodesCable 4.0 mm² (IEC), 12 AWG (UL),

1160 mm (45.7 in)Connector T4 seriesPer Pallet 33 piecesPer Container (40‘ HQ) 858 pieces

ENGINEERING DRAWING (mm)

Rear View

CS3K-280P-FG / I-V CURVES

* The specifications and key features contained in this datasheet may deviate slightly from our actual products due to the on-going innovation and product enhancement. Canadian Solar Inc. reserves the right to make necessary adjustment to the information described herein at any time without further notice.

Jan. 2018. All rights reserved, PV Module Product Datasheet V5.561_EN

CANADIAN SOLAR INC. 545 Speedvale Avenue West, Guelph, Ontario N1K 1E6, Canada, www.canadiansolar.com, [email protected]

1000 W/m2

800 W/m2

600 W/m2

400 W/m2

200 W/m2

5°C

25°C

45°C

65°C

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

V

A

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

5 10 15 20 25 30 35 40 45 V

A

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

1675

1679

992996

1160

1160

I8:1

40

40

8.5

5.8

24.1

I

Fonte: (CANADIANSOLAR, 2018)

4.5.1 Caracterizacao das cargas e dos geradores fotovoltaicos

No sistema existem 1379 cargas instaladas. Cada uma das cargas, apresenta infor-

macao de: potencia instalada, fator de potencia e curva de potencia, conforme apresentado

na Subsubsecao 3.1.2.4. Utilizando essas informacoes o programa atribui o valor da potencia

ativa e reativa na carga para cada instante de tempo determinado na curva, em seguida

calcula o fluxo de potencia naquele instante para todo os sistema. Para as simulacoes foram

utilizadas 3 curvas que descrevem diferentes consumidores do sistema, estes aparecem

ilustradas na Figura 37.

Nas simulacoes foi utilizado um unico perfil de irradiancia considerando dia

ensolarado, esse perfil reproduziu tres outros perfis de geracao um para cada modelo de

array fotovoltaico que foram adotados no cenario. A Figura 38 ilustra o perfil de geracao

FV que cada modelo de array apresenta ao longo do dia. A curva de potencia negativa

e uma convencao do OpenDSS, que considera geracao como negativa e consumo como

positivo.


Figura 37 – Perfis de consumo dos tres perfis de consumidores utilizados na simulacao,residencial, comercial pequeno porte (PQ) e comercial medio porte (MD)

Tempo [H]

0 5 10 15 20

Potê

ncia

[pu]

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Residencial

Comercial PQ

Comercial MD

Figura 38 – Curva de geracao fotovoltaica considerando conversor monofasico.

Tempo [H]

0 5 10 15 20

Potê

ncia

insta

lada [kW

p]

-6

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

7 kWp

5 kWp

3 kWp

4.5.2 Efeitos sobre a curva de carga

Como nesse trabalho foram utilizados 3 perfis de consumo diferentes (Figura 37)

optou-se por ilustrar o perfil de potencia entregue pela subestacao em um unico grafico,

que ilustra a soma da potencia fornecida pelas 3 fases. Os resultados da potencia ativa sao

mostrados na Figura 39 e da potencia reativa na Figura 41, para fins de simplificacao as


potencias individuais fornecidas por cada uma das fases foram somadas de forma que para

cada cenario temos um unico perfil da potencia entregue pelo alimentador.

Figura 39 – Curva de potencia ativa entregue pelo alimentador, para diferentes nıveis depenetracao FV

Hora

02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00

Potê

ncia

(M

W)

-2

-1

0

1

2

3

4

5

6

0% Pen FV

25% Pen FV

50% Pen FV

75% Pen FV

104% Pen FV

115% Pen FV

Pode-se notar atraves da representacao grafica na Figura 39, que o aumento da

penetracao FV contribui para a reducao da potencia entregue pelo alimentador durante as

horas do dia. Para esse perfil de consumo, a geracao FV tambem elimina o pico de potencia

entregue pelo alimentador nas horas que antecedem o por-do-sol. Nas primeiras horas da

noite a geracao FV cai para zero, e o perfil de consumo volta a adquirir as caracterısticas

originais.

Tambem e possıvel observar que, nesse cenario nıveis de penetracao FV superiores

a 75%, a potencia na subestacao assume valores negativos. Esse evento e conhecido como

fluxo de potencia reverso (PALUDO, 2014). Com a implantacao excessiva de geradores

FV, a inversao do fluxo de potencia deve ocorrer quando a geracao se torna superior ao

consumo da carga local. Dessa forma o fluxo de potencia nas linhas de distribuicao se torna

bidirecional o que pode causar uma serie de consequencias negativas tais como elevacao de

tensao no ponto de conexao do gerador FV alem dos limites nominais dos equipamentos

eletricos, alem de representar um problema para a protecao do alimentador.

A Figura 40 ilustra um momento que ha geracao maxima de potencia FV para

um cenario de penetracao alto de 115%. Pode-se verificar que ha aumento das tensao para

os barramentos mas distantes da subestacao. Na Figura 39 pode-se verificar que para esse

dado momento a subestacao esta recebendo potencia da rede. Portanto pode-se assumir

que o excedente de energia nao consumido localmente ao se deslocar para a subestacao e


responsavel por criar uma queda de tensao no sentido contrario ao comumente observado

no sistema. Na Subsecao 4.5.4 sera apresentado o impacto que o fluxo tem nos valores de

perdas no sistema.

Figura 40 – Relacao entre nıvel de tensao e distancia da subestacao de cada barramentona rede,as 12 horas para penetracao FV 115%

Distância [km]

0 1 2 3 4 5 6

Te

nsã

o [

pu

]

0.94

0.96

0.98

1

1.02

1.04

1.06Penetração FV:115%, Hora:12:00:00

Fase A

Fase B

Fase C

Outra preocupacao com relacao a esse fenomeno e a influencia que este pode ter

sobre os equipamentos de protecao presentes no sistema eletrico de distribuicao. Uma vez

que a atuacao da protecao e necessaria, mesmo em casos em que haja fluxo reverso de

potencia, a maioria do sistemas nao foi desenvolvida considerando os possıveis efeitos que

altos nıveis de geracao podem inferir nos mesmos.

Figura 41 – Curva de potencia reativa entregue pelo alimentador, para diferentes nıveis depenetracao FV

Hora

02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00

Potê

ncia

(M

Var)

-2

-1

0

1

2

3

4

5

6 0% Pen FV

25% Pen FV

50% Pen FV

75% Pen FV

104% Pen FV

115% Pen FV

O perfil de carga reativa apresentou pouca alteracao. Em todos os cenarios o


consumo de reativos das cargas e abastecido unicamente pela subestacao, visto que o fator

de potencia nos geradores FV e unitario nenhuma alteracao no consumo de reativos era

esperada. Portanto o que poderia justificar reducao na perda de reativos e a diminuicao de

correntes nas linhas de distribuicao, o que diminui o consumo de reativos pela mesma.

4.5.3 Caracterizacao dos nıveis de tensao

Nesta secao serao apresentadas as variacoes do perfil de tensao de alguns barra-

mentos dos 6 cenarios simulados no programa. Visto que no modelo todas as cargas sao

monofasicas bem como os inversores, as figuras apresentam o comportamento da tensao

em 3 barramentos com distancias distintas da subestacao.

Figura 42 – Nıvel de tensao para uma das fases do barramento 791 a 0,1km da subestacao.

Hora

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

Tensão (

pu)

0.965

0.97

0.975

0.98

0.985

0.99

0.995

1

1.005

1.01

1.015

0% Pen FV

25% Pen FV

50% Pen FV

75% Pen FV

104% Pen FV

115% Pen FV

Figura 44 – Nıvel de tensao para uma das fases do barramento 74436 a 5,2194km dasubestacao.

Hora

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

Tensão (

pu)

0.965

0.97

0.975

0.98

0.985

0.99

0.995

1

1.005

1.01

0% Pen FV

25% Pen FV

50% Pen FV

75% Pen FV

104% Pen FV

115% Pen FV


Figura 43 – Nıvel de tensao para uma das fases do barramento 63662 a 0,9717km dasubestacao.

Hora

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

Tensão (

pu)

0.99

0.992

0.994

0.996

0.998

1

1.002

1.004

1.006

1.008

1.01

E possıvel observar na Figura 42 a elevacao de tensao causada pelos geradores

fotovoltaicos e pequena ate para os maiores nıveis de penetracao FV. Isso se deve ao fato

que de o barramento em questao estar muito proximo da subestacao, ou seja, proximo

a um barramento com elevada potencia de curto circuito. A medida que a referencia e

afastada da subestacao, conforme pode ser observado na Figura 43 e Figura 44 e possıvel

observar que a variacao da tensao fica mais suscetıvel as variacoes da geracao solar.

Tambem e possıvel visualizar nas figuras que para nenhum dos cenarios simulados

houve violacao dos nıveis de tensao (0,95 pu ate 1,05 pu). E funcao do regulador de tensao

na subestacao atuar em casos de nıveis de tensao acima ou abaixo do permitido,

Porem pelo perfil contınuo da curva de penetracao FV 115% da Figura 44 pode-se

admitir que nao houve atuacao do regulador de tensao. Se esse fosse o caso, o perfil da

curva nao seria contınua e apresentaria queda repentina em algum ponto.

Todavia, e de se esperar maior atuacao do regulador de tensao para altos nıveis

de penetracao FV, ainda que isso nao tenha ocorrido no circuito estudado.

4.5.4 Nıveis de Perdas

As perdas tecnicas totais sao ilustradas na Figura 45. E possıvel verificar a reducao

das perdas em funcao do aumento de potencia FV instalada no sistema. De um modo geral

pode-se observar que quanto maior a potencia FV instalada no sistema de distribuicao

menores serao as perdas tecnicas. Isso ocorre pelo fato dos geradores serem instalados


mais proximos as cargas, diminuindo as perdas ohmicas nas linhas de distribuicao e

transformadores.

Figura 45 – Perdas totais observadas, adotando as curvas de potencia diaria

Tempo [H]

0 5 10 15 20

Potê

ncia

[kW

]

0

100

200

300

400

500

600

0% Pen FV

25% Pen FV

50% Pen FV

75% Pen FV

104% Pen FV

115% Pen FV

Tempo [H]

0 5 10 15 20

Potê

ncia

[kV

ar]

0

100

200

300

400

500

600

0% Pen FV

25% Pen FV

50% Pen FV

75% Pen FV

104% Pen FV

115% Pen FV

E possıvel tambem observar que para os cenarios de penetracao FV de 104%

e 115%, por volta das 12 horas ate as 15 horas, as perdas foram superiores aos outros

cenarios estudados. Este resultado pode ser justificado devido ao fluxo de potencia reverso

no transformador da subestacao, conforme ilustrado na Figura 39. Entretanto, mesmo

apresentando aumento nas perdas esses cenarios ainda apresentam perdas inferiores ao

caso base onde nao ha geracao FV.

4.5.5 Regulador de Tensao

As principais caracterısticas do regulador de tensao foram apresentadas na Se-

cao 4.1, e mais detalhes podem ser encontrados no Apendice C deste trabalho. Foram ao

todo simulados 96 fluxos de potencia discretizados no tempo em 15min totalizando um

perıodo de 24 horas. Nao foram observadas diferencas consideraveis no comportamento

desse elemento tanto em quantidade de operacoes como em intervalos de atuacao, os pontos

observadores serao apresentados a seguir.

A variacao do tap do regulador de tensao em funcao da variacao de penetracao

FV no sistema de distribuicao e apresentada nas figuras: Figura 46, Figura 47 e Figura 48.

E possıvel observar que apenas no caso base (penetracao FV 0%) ocorre a comutacao do

tap na fase B depois das 15:00 horas (Figura 46).

Observando a Figura 49, pode-se verificar que para aquele dado momento (15:45

horas), houve uma violacao do nıvel de tensao na fase B, e portanto o regulador de tensao


teve que atuar na fase B para elevar a tensao para nıveis admitidos. Na mesma figura

tambem pode se observar o momento em que o regulador atua elevando os nıveis de tensao

de todos os barramentos na ligados na fase B.

Figura 46 – Comutacao do tap no regulador de tensao para nıveis de penetracao FV de0% e 25%

Tempo [H]

0 5 10 15 20

Posiç

ão d

o T

AP

0.968

0.97

0.972

0.974

0.976

0.978

0.98

0.9820%

Fase A

Fase B

Fase C

Tempo [H]

0 5 10 15 20

Posiç

ão d

o T

AP

0.968

0.97

0.972

0.974

0.976

0.978

0.98

0.98225%

Fase A

Fase B

Fase C

Figura 47 – Comutacao do tap ro regulador de tensao para nıveis de penetracao FV de50% e 75%

Tempo [H]

0 5 10 15 20

Posiç

ão d

o T

AP

0.968

0.97

0.972

0.974

0.976

0.978

0.98

0.98250%

Tempo [H]

0 5 10 15 20

Posiç

ão d

o T

AP

0.968

0.97

0.972

0.974

0.976

0.978

0.98

0.98275%

O mesmo nao ocorre nos demais cenarios pois a forma que foi implantada a geracao

FV no sistema de distribuicao (pequenas unidades geradoras distribuıdas ao longo do

sistema, com potencia inferior ou igual a carga instalada), a geracao e suficiente apenas

para suprir a carga local diminuindo o fluxo de potencia ao longo do alimentador. Em

outras palavras, os consumidores ligados na fase B estao sendo parcialmente atendidos

pela geracao FV local, aliviando o alimentador e consequentemente diminuindo a queda

de tensao ao longo do mesmo. Como pode ser visto nas figuras: Figura 50 e Figura 51,

a queda da tensao ao longo do alimentador diminui na medida em que a penetracao FV


Figura 48 – Comutacao do tap ro regulador de tensao para nıveis de penetracao FV de104% e 115%

Tempo [H]

0 5 10 15 20

Posiç

ão d

o T

AP

0.968

0.97

0.972

0.974

0.976

0.978

0.98

0.982104%

Tempo [H]

0 5 10 15 20

Posiç

ão d

o T

AP

0.968

0.97

0.972

0.974

0.976

0.978

0.98

0.982115%

aumenta. Na figuras e possıvel ver que na medida que a geracao FV aumenta a tensao nos

barramentos aproxima de 1 pu.

Figura 49 – Relacao entre nıvel de tensao e distancia da subestacao de cada barramentona rede, em um momento de atuacao do regulador na fase B.

Distância [km]

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5

Tensão [pu]

0.94

0.96

0.98

1

1.02

1.04

1.06Penetração FV: 0% , Hora: 15:45:00

Fase A

Fase B

Fase C

Distância [km]

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5

Tensão [pu]

0.94

0.96

0.98

1

1.02

1.04

1.06Penetração FV: 0% , Hora: 16:00:00

Fase A

Fase B

Fase C

Violação dos níveis de tensão Tensão dentro do permitido fase B

Atuação do regulador, elevando da tensão na fase B

Em contrapartida pode-se imaginar que para uma configuracao com geracao

concentrada pode-se ter mais violacoes nos nıveis superiores de tensao.

Outra caracterıstica no comportamento do regulador de tensao para o cenario

estudado, pode ser observado nas figuras: Figura 46, Figura 47 e Figura 48. Conforme a

geracao FV aumenta a comutacao do tap e atrasada quando comparada a nıveis inferiores

de geracao fotovoltaica. Utilizando a mesma logica da situacao anterior, pode-se inferir

que conforme ha aumento da geracao solar local, ha menos solicitacao de potencia do

alimentador para os consumidores e consequentemente menor sera a queda de tensao.

Na medida em que a potencia FV diminui e o consumo aumenta, a demanda


Figura 50 – Relacao entre nıvel de tensao e distancia da subestacao, penetracao FV 25%e 50%

Distância [km]

0 1 2 3 4 5

Tensão [pu]

0.94

0.96

0.98

1

1.02

1.04

1.06Penetração FV:25%, Hora: 15:45:00

Fase A

Fase B

Fase C

Distância [km]

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5

Tensão [pu]

0.94

0.96

0.98

1

1.02

1.04


Fase A

Fase B

Fase C

Figura 51 – Relacao entre nıvel de tensao e distancia da subestacao, penetracao FV 75%e 104%

Distância [km]

0 1 2 3 4 5

Tensão [pu]

0.94

0.96

0.98

1

1.02

1.04


Fase A

Fase B

Fase C

Distância [km]

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5

Tensão [pu]

0.94

0.96

0.98

1

1.02

1.04


Fase A

Fase B

Fase C

solicitada do alimentador aumenta, o que acarreta na queda da tensao dos clientes mais

distantes da subestacao. Por fim o regulador comuta o tap afim elevar a tensao ao longo

do alimentador e entregar a tensao adequada para o consumidor. Por isso observando-se

as figuras e possıvel verificar que o tap esta atuando cada vez mais tarde conforme o nıvel

de penetracao FV e incrementado.

Outra particularidade que pode ser observada sobre o comportamento do regulador,

nas figuras:Figura 46, Figura 47 e Figura 48, e que este assume as mesmas posicoes em

todos os cenarios. Isso pode ser pelo fato de que discretizacao do tempo na simulacao

ser muito alta (15min) quando o tempo de atuacao desse elemento em condicoes normais

de operacao e na escala de segundos (WAREHAM, 2013). Outro motivo pode ser pelo

fato da potencia de curto-circuito do equivalente de Thevenin da subestacao ser muito


alto 114MVA isso significa que a subestacao e capaz de fornecer grandes quantidade de

potencia sem comprometer a tensao na entrada do regulador de tensao.


Neste capıtulo foram apresentados as principais caracterısticas do sistema estudado.

Os resultados de do fluxo de potencia, tensao e operacao de tap e consumo para os diferentes

niveis de penetracao FV simulados foram comparados e verificou-se alguns dos impactos

que altos nıveis de GD impactam da rede de distribuicao. Este tipo de estudo e importante

para avaliar se determinada infraestrutura deve ser modificada para atender com seguranca

e qualidade seus consumidores locais. No Capıtulo 5 sera abordado os principais impactos

observados, bem como apresentado ideias para futuras pesquisas sobre o assunto.

92

5 CONCLUSAO

Os resultados dos impactos dos geradores fotovoltaicos no sistema de distribuicao,

nao indicaram efeitos negativos em termos de valores de tensao, mesmo considerando

cenarios em que a penetracao FV atinge 115%. As questoes que merecem destaque seguem

mencionadas a seguir:

• Todas as cargas no sistema sao monofasicas bem como todos os geradores FV.

• Embora nao tenha sido apresentado no trabalho tambem foi utilizado perfil de

irradiancia de dia com nuvens ilustrado na Figura 35. Porem nao foi observada

diferenca significativa em termos nıveis de tensao, operacao de tap ou perdas.

• Observou-se que os impactos da geracao FV foram pequenos. Isso tambem se deve a

alta potencia de curto circuito da subestacao bem como presenca do regulador de

tensao na subestacao.

• Visto a grande participacao de geradores FV no sistema esperava-se violacoes superi-

ores nos nıveis de tensao, gerando uma maior quantidade de comutacoes no regulador.

Porem nao houve a quantidade de comutacoes esperadas de tap, provavelmente pelo

fato dos geradores fotovoltaicos estarem espalhados no sistema de distribuicao, e

tambem por serem de pequeno porte com potencia maxima inferior a carga.

• Em relacao as perdas tecnicas, observou-se que o aumento da penetracao FV de-

crementa as perdas por efeito joule nas linhas de distribuicao. Porem para nıveis

muito altos ocorre o fluxo reverso de potencia: o excedente da potencia FV gerada e

entregue a subestacao e esse fluxo gera aumento das perdas nas linhas, porem ainda

inferiores ao caso base.

• De um modo geral para as condicoes estudadas o sistema apresentou um comporta-

mento melhor para maiores nıveis de geracao distribuıda: reducao de operacao de

tap, melhores nıveis de tensao, diminuicao nas perdas totais.

Neste estudo nao tivemos violacao nos nıveis superiores de tensao, provavelmente

pela natureza da geracao ser distribuıda. Por isso segue como sugestao trabalho, o estudo

dos impactos de um geracao concentrada distante da subestacao observando o comporta-

mento da tensao e do regulador para os diferentes cenarios de penetracao FV. Verificar

a necessidade de mais de um regulador ao longo do alimentador nesse caso. Tambem

Capıtulo 5. CONCLUSAO 93

nessa mesma linha sugerimos que seja utilizado um perfil de irradiancia de dia com varias

nuvens, afim de se estudar o efeito que a intermitencia da geracao teria em um sistema

concentrado.

94

Referencias

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http://www.cscos.com/wp-content/uploads/NY1839-Eaton-Regulators-D.Wareham.pdf

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Apendices

98

APENDICE A – Codigo OpenDSS Sistema IEEE 33 Barras

Nesse apendice segue o codigo elaborado nesse trabalho para implementar o cir-

cuito IEEE 33 barras publicado por Baran e Wu (1989).

Clear

New Circuit.ieee33 basekv=12.66 mvasc3=100000 pu=1.0 Bus=Barra1

//Definindo as linhas no sistema

New Line.Linha1 bus1=Barra1 bus2=Barra2 r1=0.0922 x1=0.047 phases=3 baseFreq=60
































APENDICE A. Codigo OpenDSS Sistema IEEE 33 Barras 99

//Definindo as as cargas no sistema

New Load.Carga2 phases=3 bus1=Barra2 kv=12.66 kW=100 kVAr=60 model=1 conn=wye
































set mode = snapshoot

Set voltagebases=[12.66]

Calcvoltagebases

solve

Show Voltage

Export Voltages

100

APENDICE B – Perfis de irradiancia e de demanda

A tabela apresenta os valores dos perfis de irradiancia solar e perfis de demanda de

consumo admitidos na simulacao. No circuito original ckt5 os loadshapes levam os mesmos

nomes do que os apresentados na tabela. Todos os valores estao em pu.

Indice Hora Temperatura Irradiancia Residencial Comercial PQ Comercial MD

01 00:15 25 0 0,42827 0,34276 0,54522

02 00:30 25 0 0,41999 0,34307 0,54521

03 00:45 25 0 0,41171 0,34339 0,54519

04 01:00 25 0 0,40342 0,3437 0,54519

05 01:15 25 0 0,4614 0,38937 0,62365

06 01:30 25 0 0,4477 0,38959 0,62367

07 01:45 25 0 0,434 0,38982 0,62369

08 02:00 25 0 0,4203 0,39004 0,62371

09 02:15 25 0 0,4066 0,38038 0,67068

10 02:30 25 0 0,39199 0,38039 0,67068

11 02:45 25 0 0,37739 0,3804 0,67068

12 03:00 25 0 0,36278 0,38041 0,67068

13 03:15 25 0 0,34818 0,38453 0,6752

14 03:30 25 0 0,34047 0,38444 0,6752

15 03:45 25 0 0,33275 0,38434 0,67519

16 04:00 25 0 0,32504 0,38424 0,67519

17 04:15 25 0 0,31733 0,39131 0,69163

18 04:30 25 0 0,31249 0,39134 0,69163

19 04:45 25 0 0,30765 0,39136 0,69163

20 05:00 25 0 0,30281 0,39138 0,69163

21 05:15 25 0 0,29797 0,3943 0,69834

22 05:30 25 0 0,29419 0,39422 0,69834

23 05:45 25 0 0,29041 0,39414 0,69834

24 06:00 25 0 0,28663 0,39406 0,69833

25 06:15 25 0 0,28285 0,42808 0,70229

26 06:30 25 0 0,28021 0,4279 0,70229

27 06:45 25 0 0,27757 0,42773 0,70229

28 07:00 25 0 0,27493 0,42755 0,70229

29 07:15 25 0 0,2723 0,50365 0,72588

30 07:30 25 0 0,27518 0,50394 0,72589

31 07:45 25 0 0,27806 0,50424 0,72591

32 08:00 25 0,128 0,28095 0,50453 0,72592

33 08:15 25 0,183 0,28383 0,61612 0,83236

34 08:30 25 0,2402 0,2982 0,61803 0,83261

35 08:45 25 0,2981 0,31258 0,61994 0,83285

APENDICE B. Perfis de irradiancia e de demanda 101


36 09:00 25 0,3555 0,32695 0,62185 0,8331

37 09:15 30 0,4117 0,34133 0,73555 0,91977

38 09:30 30 0,4661 0,35957 0,73685 0,91984

39 09:45 30 0,5182 0,37782 0,73815 0,91991

40 10:00 35 0,5678 0,39607 0,73945 0,91998

41 10:15 35 0,6144 0,41432 0,79149 0,91252

42 10:30 40 0,6578 0,43068 0,79185 0,91251

43 10:45 40 0,6976 0,44705 0,7922 0,9125

44 11:00 50 0,7338 0,46342 0,79255 0,91249

45 11:15 50 0,7661 0,47979 0,81236 0,9128

46 11:30 55 0,7943 0,50058 0,81272 0,91281

47 11:45 55 0,8183 0,52138 0,81308 0,91281

48 12:00 60 0,838 0,54217 0,81343 0,91281

49 12:15 60 0,8533 0,56297 0,82069 0,91804

50 12:30 60 0,864 0,58951 0,82066 0,91804

51 12:45 60 0,8702 0,61606 0,82063 0,91804

52 13:00 60 0,8718 0,6426 0,8206 0,91804

53 13:15 60 0,8689 0,66915 0,78846 0,91728

54 13:30 60 0,8613 0,67786 0,78805 0,91728

55 13:45 60 0,8492 0,68656 0,78763 0,91728

56 14:00 60 0,8327 0,69527 0,78722 0,91728

57 14:15 60 0,8117 0,70398 0,71894 0,8961

58 14:30 55 0,7864 0,71122 0,71838 0,89611

59 14:45 55 0,757 0,71847 0,71783 0,89613

60 15:00 55 0,7236 0,72571 0,71728 0,89614

61 15:15 55 0,6863 0,73296 0,63923 0,84992

62 15:30 45 0,6454 0,74905 0,63797 0,85

63 15:45 45 0,601 0,76514 0,63672 0,85007

64 16:00 40 0,5536 0,78124 0,63546 0,85015

65 16:15 40 0,5032 0,79733 0,57869 0,8253

66 16:30 35 0,4504 0,79046 0,57903 0,8253

67 16:45 35 0,3954 0,78358 0,57937 0,8253

68 17:00 35 0,3389 0,7767 0,57971 0,8253

69 17:15 30 0,2813 0,76983 0,52042 0,81464

70 17:30 25 0,2235 0,7459 0,52192 0,81462

71 17:45 25 0,1668 0,72197 0,52341 0,81459

72 18:00 25 0 0,69805 0,52491 0,81457

73 18:15 25 0 0,67412 0,48074 0,78682

74 18:30 25 0 0,65811 0,48134 0,7868

75 18:45 25 0 0,6421 0,48194 0,78677

76 19:00 25 0 0,62609 0,48254 0,78675

77 19:15 25 0 0,61008 0,44521 0,74392

78 19:30 25 0 0,60101 0,44555 0,7439

79 19:45 25 0 0,59195 0,4459 0,74389

80 20:00 25 0 0,58288 0,44625 0,74387

81 20:15 25 0 0,57381 0,40858 0,69647

82 20:30 25 0 0,56649 0,40886 0,69646

APENDICE B. Perfis de irradiancia e de demanda 102


83 20:45 25 0 0,55916 0,40914 0,69644

84 21:00 25 0 0,55183 0,40942 0,69643

85 21:15 25 0 0,54451 0,37681 0,66117

86 21:30 25 0 0,53924 0,37696 0,66116

87 21:45 25 0 0,53398 0,37711 0,66116

88 22:00 25 0 0,52872 0,37726 0,66116

89 22:15 25 0 0,52345 0,37007 0,62752

90 22:30 25 0 0,51518 0,36997 0,62753

91 22:45 25 0 0,50691 0,36987 0,62753

92 23:00 25 0 0,49863 0,36977 0,62754

93 23:15 25 0 0,49036 0,36758 0,57403

94 23:30 25 0 0,47484 0,36784 0,57402

95 23:45 25 0 0,45932 0,3681 0,57402

96 00:00 25 0 0,44379 0,36837 0,57401

103

APENDICE C – Codigo do OpenDSS do Regulador de Tensao

O quadro abaixo apresenta o codigo elaborado nesse trabalho para descrever no

OpenDSS o regulador utilizado. Este fica localizado na subestacao do sistema de distribui-

cao escolhido.

//---------------------------------------------------------------

// Dados dos reguladores.

//Fase A

New Transformer.RegFaseA phases=1 xhl=0.01 %LoadLoss=0.001

~ wdg=1 bus=_MDV_SUB_1_LSB.1 kV=7.19955785679 kva=10000

~ wdg=2 bus=RegulatorBus.1 kV=7.19955785679 kva=10000

New regcontrol.RegFaseA transformer=RegFaseA

~ winding=2 vreg=360 band=6 ptratio=20 ctprim=700 R=3 X=9

//Fase B

New Transformer.RegFaseB phases=1 xhl=0.01 %LoadLoss=0.001



New regcontrol.RegFaseB transformer=RegFaseB


//Fase C

New Transformer.RegFaseC phases=1 xhl=0.01 %LoadLoss=0.001



New regcontrol.RegFaseC transformer=RegFaseC


//-----------------------------------------------------------------

impactos da gerac˘ao fotovoltaica distribu~ ida …

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