Camila Bianka Silva Bastos

   

 

  ANO 2015  

             ESTUDO

      UNIVERSIDADE

  Os  DO ESTADO DE SANTA CATARINA – UDESC 

   sistemas fotovoltaicos podem trazer muitos  CENTRO  DE CIÊNCIAS TECNOLÓGICAS – CCT  benefícios  aos sistemas elétricos, como melhoria 

   DOS CURSO  DE MESTRADO ACADÊMICO EM ENGENHARIA ELÉTRICA  do  perfil de tensão de atendimento ao consumidor, 

   IMPACTOS redução  de perdas nas linhas, além da redução nos  impactos  ambientais. Entretanto, com o aumento 

  

ELÉTRICA

de  geração fotovoltaica na rede, é necessário estar 

   DE atento  aos impactos que ela pode causar através 

   UM de  estudos de interconexão. 

  

 UTILIZANDO

 SISTEMA Esta  dissertação apresenta um estudo da operação 

  DISSERTAđấO  DE MESTRADO  de  uma rede teste trifásica de média tensão com a  interligação

  

Nome do Au

 de um sistema fotovoltaico de 1,0 

  ESTUDO  FOTOVOLTAICO

   DOS IMPACTOS DE UM   ANÁLISES Título MWp.

   Dois métodos de análise são utilizados para  SISTEMA  FOTOVOLTAICO  avaliar  os impactos deste sistema fotovoltaico, 

  CONECTADO  À REDE ELÉTRICA  sendo  estes métodos as análises estáticas 

tor

  UTILIZANDO

 QSTS

convencionais

   ANÁLISES QSTS   e as análises conhecidas como 

  Quasi ‐Static Time‐Series Analysis.   CONECTADO

      Orientador:  Fernando Buzzulini Prioste 

   À  REDE Coorientador:  Fabiano Ferreira Andrade 

  CAMILA  BIANKA SILVA BASTOS   

  JOINVILLE,  2015  JOINVILLE,

  

CAMILA BIANKA SILVA BASTOS

ESTUDO DOS IMPACTOS DE UM SISTEMA

FOTOVOLTAICO CONECTADO À REDE ELÉTRICA

UTILIZANDO ANÁLISES QSTS

  Dissertação apresentada ao Curso de Mestrado Acadêmico em Engenharia Elétrica do Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, no Centro de Ciências Tecnológicas, da Universidade do Estado de Santa Catarina, como requisito parcial para obtenção do grau de Mestre em Engenharia Elétrica.

  Orientador: Fernando Buzzulini Prioste. Co-orientador: Fabiano Ferreira Andrade.

  

JOINVILLE – SC S586e Silva, Camila Bianka Estudo dos impactos de um sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica utilizando análises QSTS / Camila Bianka Silva. - 2015. 176 p. : il. ; 21 cm Orientador: Fernando Buzzulini Prioste Coorientador: Fabiano Ferreira Andrade Bibliografia: 153-160 p.

Dissertação (mestrado) – Universidade do Estado Santa

Catarina, Centro de Ciências Tecnológicas, Programa de

Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, Joinville, 2015.

1. Engenharia elétrica.

  2. Sistema fotovoltaico . 3. Rede elétrica. I. Prioste, Fernando Buzzulini.

  II. Andrade, Fabiano Ferreira. III. Universidade do Estado Santa Catarina. Programa de Pós- Graduação em Engenharia Elétrica. IV. Título.

  CDD: 621.3 - 23. ed.

  Dedico este trabalho a meus pais

Luís e Nilma.

  

AGRADECIMENTOS

Agradeço a Deus por tornar mais uma etapa em minha vida possível.

  Aos meus irmãos Juliana, Vitor e Mariana pelo carinho e confiança. Ao meu namorado Ilson Xavier Zanatta pelo apoio e incentivo em todos os momentos. Ao meu orientador Professor Fernando Buzzulini Prioste por sua disposição, dedicação e credibilidade. Ao meu co-orientador professor Fabiano Ferreira

Andrade e aos colegas do LAPER pelo acolhimento e

companheirismo.

  Ao meu amigo Tiago Lemes da Silva por toda ajuda durante o mestrado. Aos professores Ademir Nied, Yales Rômulo de

Novaes, Sérgio Vidal Garcia Oliveira, José de Oliveira,

  

Alessandro Luiz Batschauer, Antônio da Silva Silveira pelos

ensinamentos ao longo destes anos.

  À CAPES pelo suporte financeiro para a realização deste estudo.

  

RESUMO

BASTOS, Camila Bianka Silva. Estudo dos Impactos de um

Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede Elétrica Utilizando

Análises QSTS. Dissertação (Mestrado Acadêmico em

Engenharia Elétrica – Área: Sistemas Eletroeletrônicos) –

Universidade do Estado de Santa Catarina. Programa de Pós-

graduação em Engenharia Elétrica, Joinville, 2015.

Esta dissertação apresenta um estudo da operação de uma rede

teste trifásica de média tensão com a interligação de um sistema

fotovoltaico de 1,0 MWp. Dois métodos de análise são

utilizados para avaliar os impactos deste sistema fotovoltaico,

sendo estes métodos as análises estáticas convencionais eas

análises conhecidas como Quasi-Static Time-Series Analysis.

Apesar de cada rede elétrica apresentar características únicas, é

importante a utilização de sistemas testes, que simulam as

características de sistemas reais, para analisar que tipos

problemas podem surgir e então buscar alternativas, se

necessário. Os impactos avaliados se referem às perdas no

sistema, minimizadas com a correta alocação da geração, perfil

de tensão e curva de posição do tap, no caso de transformador

com comutação automática de tap. Contata-se que o ponto de

conexão do sistema fotovoltaico é o mais influenciado pela sua

conexão à rede. As análises QSTS possibilitam avaliar

corretamente a iteração entre carga e geração, efetuando o fluxo

de potência consecutivo através de dados estimados para as

curvas de carga e de irradiância solar ao longo de 168 horas. Já

as análises convencionais consideram apenas condições críticas

de operação, como por exemplo, carga leve ou nominal e

geração nula ou máxima, não avaliando então diferentes

cenários de operação que ocorrem na prática.

  

Os sistemas fotovoltaicos podem trazer muitos benefícios aos

sistemas elétricos, como melhoria do perfil de tensão de

atendimento ao consumidor, redução de perdas nas linhas, além

da redução nos impactos ambientais. Entretanto, com o

aumento de geração fotovoltaica distribuída na rede, é

necessário estar atento aos impactos que isto pode causar

através de estudos de interconexão.

Palavras-chave: Alocação Ótima de Geração Fotovoltaica.

Fluxo de Potência. Perfil de Tensão. Quasi-Static Time-Series

Analysis. Sistemas de Distribuição. Sistemas Fotovoltaicos

Interligados à Rede Elétrica.

  

ASTRACT

BASTOS, Camila Bianka Silva. Study of a Grid-Connected

Photovoltaic System Impacts Using QSTS Analysis.

Dissertation (Mestrado Acadêmico em Engenharia Elétrica –

Área: Sistemas Eletroeletrônicos) – Universidade do Estado de

Santa Catarina. Programa de Pós-graduação em Engenharia

Elétrica, Joinville, 2015.

  

This dissertation presents a study of the operation of two

different three-phase grid-connected test-grids with the

connection of a 1MWp photovoltaic system. Two analysis

methods are used to evaluate the impacts of this photovoltaic

systeM, these methods being conventional static analysis and

the analysis known as Quasi-Static Time-Series Analysis.

Despite the fact that all grids have unique characteristics, it is

important to use test-grids, which simulate the real grid

characteristics, to analyze the kinds of problems that can occur

and then look for alternatives, if necessary. The impacts

evaluated are related to the system losses, minimized with the

allocation study of the generation on the grid, voltage profile

and tap position curve, when automatic load tap changers are

used. It was verified that the photovoltaic system

interconnection point is the most influenced one after its

connection to the grid. The Quasi-Static Time-Series Analysis

allow the correct evaluation of the load-generation interaction,

running the time series power flow through estimated data for

the load and irradiance curves during 168 hours. The

conventional static analysis only considers critical operation

conditions, like minimum and maximum load, and no

generation or maximum generation, and does not evaluate

different case scenarios that occur in reality.

  

The photovoltaic systems can bring many advantages to the

electric systems, like the improvement on the final consumer

voltage profile, line losses reduction, and also environmental

impacts reduction. However, with the increase of distributed

photovoltaic generation on the electrical grid, it’s necessary to

be aware of the impacts that this may cause by performing

interconnection studies.

Key-words: Photovoltaic Generation Optimal Allocation.

Power Flow. Voltage Profile. Quasi-Static Time-Series

Analysis. Distribution Systems. Grid-Connected Photovoltaic

Systems.

  

LISTA DE ILUSTRAđỏES

Figura 1.1 - Evolução acumulada da capacidade instalada de energia solar fotovoltaica no mundo, de 2000 a 2013, em MW.

  

..................................................................................................29

Figura 2.1 - Sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica. ...37Figura 2.2 - Definição do Índice de Massa de Ar. ...................39Figura 2.3 - Efeito Fotovoltaico na junção p-n ........................41Figura 2.4 - Célula de Silício Monocristalino (à esquerda) e célula de Silício Multicristalino. ..............................................42Figura 2.5 – Circuito Equivalente de uma Célula Fotovoltaica.

  

..................................................................................................43

Figura 2.6 - Característica I-V do arranjo fotovoltaico de

  

1MWp para diferentes níveis de irradiância solar. ...................48

Figura 2.7 - Característica I-V do arranjo fotovoltaico de

  

1MWp para diferentes níveis de temperatura. .........................49

Figura 2.8 - Característica P-V do arranjo fotovoltaico de

  

1MWp para diferentes níveis de temperatura. .........................50

Figura 2.9 - Característica P-V do arranjo fotovoltaico de

  

1MWp para diferentes níveis de temperatura. .........................50

Figura 2.10 - Curva com o valor máximo da potência fornecida pelo painel, em pu, em função da temperatura. ........................51Figura 2.11 - Quatro quadrantes de operação do Inversor, com destaque para operação sobre o eixo de Potência Ativa (Fator

  

de Potência Unitário). ...............................................................53

Figura 2.12 - Ponto de máxima potência (PMP) de um sistema fotovoltaico ...............................................................................56Figura 2.13 - Curva de eficiência energética do inversor para conexão do sistema fotovoltaico à rede elétrica. ......................57Figura 3.1 - Exemplo de representação de um Sistema Elétrico de Potência ...............................................................................61Figura 3.2 - Modelo para linhas curtas. ....................................63Figura 3.3 - Modelo π-nominal para linhas médias. ................64Figura 3.5 - Conexões de um transformador trifásico. ............ 65Figura 3.6 - Defasagem entre as tensões de linha equivalentes aos lados primário e secundário. .............................................. 66Figura 3.7 - Esquema de um relé regulador automático de tensão. ...................................................................................... 68Figura 3.8 - Características do dispositivo LTC para regulação de tensão. ................................................................................. 69Figura 3.9 - Linha com LTC nas duas extremidades. .............. 70Figura 3.10 - Regulador de tensão para controle da magnitude da tensão. ................................................................................. 70Figura 3.11 – Presença de reguladores de tensão no sistema. . 71Figura 4.1 - Fluxograma do método do ponto fixo. ................. 79Figura 4.2 - Passos da iteração convergindo para o ponto fixo x*. ............................................................................................ 80Figura 4.3 – Série temporal de um estado x, com resolução Δx e em intervalos de tempo Δt. ................................................... 82Figura 4.4 - Interface gráfica do Anarede. ............................... 92 Figura 4.5 - Modelo de um sistema fotovoltaico no OpenDSS.

  

................................................................................................. 97

Figura 4.6 - Alocação de geração/capacitor utilizando a função AutoAdd do OpenDSS. ........................................................... 99Figura 4.7 - Interface de Utilização do Programa RADIASOL 2 ............................................................................................... 100Figura 5.1 - Sistema de distribuição trifásico radial para a interligação de um sistema fotovoltaico. ............................... 103Figura 5.2 - Curvas de irradiância solar e multiplicador de cargas utilizados nas analises QSTS. ..................................... 106Figura 5.3 - Perdas trifásicas totais do sistema considerando condição de carga nominal .................................................... 109Figura 5.4 - Perdas trifásicas totais do sistema considerando condição de carga média igual a 65% .................................... 110Figura 5.5 - Perdas trifásicas totais do sistema considerando condição de carga leve igual a 25% ....................................... 111Figura 5.6 - Perdas trifásicas totais na rede de distribuição de média tensão radial durante 168 horas, com a alocação do

  

sistema fotovoltaico à cada barra por vez. .............................113

Figura 5.7 - Perfis de tensão nas barras considerando carga leve e tensão na Barra 1 igual a 1,000 pu. .....................................117Figura 5.8 - Perfis de tensão nas barras considerando carga nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,000 pu. .......................118Figura 5.9 - Perfis de tensão nas barras considerando carga leve e tensão na Barra 1 igual a 1,037 pu. .....................................120Figura 5.10 - Perfis de tensão nas barras considerando carga nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,037 pu. .......................121Figura 5.11 - Fluxo de Potência Ativa na Barra de Referência em função da Potência do Sistema Fotovoltaico considerando

  

carga leve. ...............................................................................122

Figura 5.12 - Fluxo de Potência Ativa na Barra de Referência em função da Potência do Sistema Fotovoltaico considerando

  

carga nominal. ........................................................................123

Figura 5.13 - Potência fornecida pelo sistema fotovoltaico em kW ..........................................................................................124Figura 5.14 - Perfil de tensão nas fases A, B e C da Barra 10 sem a geração fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,000 pu.

  

................................................................................................125

Figura 5.15 - Perfil de tensão na Barra 10 com geração fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,000 pu. .................125Figura 5.16 - Perfil de tensão na Barra 10 sem geração fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,045 pu. .................127Figura 5.17 - Perfil de tensão na Barra 10 com geração fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,045 pu. .................128Figura 5.18 - Perfis de tensão nas barras considerando carga leve e tensão na Barra 1 igual a 1,037 pu. ..............................130Figura 5.19 - Perfil de tensão nas barras considerando carga nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,037 pu. .......................131Figura 5.20 - Perfil de tensão na Barra 10 para uma tensão na Barra 1 igual a 1,045pu e sistema fotovoltaico operando com

  

fator de potência 0,92 capacitivo. ...........................................132

Figura 5.21 - Perfil de tensão nas barras considerando carga leve e tensão na Barra 1 igual a 1,037 pu para o sistema

  

fotovoltaico operando SGFV, com fator de potência unitário e

com fator de potência 0,92 indutivo. ..................................... 134

Figura 5.22 - Perfil de tensão nas barras considerando carga nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,037 pu. ....................... 135Figura 5.23 - Perfil de tensão na Barra 10 para uma tensão na Barra 1 igual a 1,045pu. ......................................................... 136Figura 5.24 - Posição do tap no primário do transformador para os casos SGFV e após a inclusão da geração fotovoltaica. ... 139Figura 5.25 – Perfil de tensão na Barra 1 da rede trifásica de topologia não radial, para os casos SGFV e após a inclusão da

  

geração fotovoltaica. .............................................................. 139

Figura 5.26 - Tensão na Barra 10 da rede trifásica de topologia não radial, para os casos SGFV e após a inclusão da geração

  

fotovoltaica. ........................................................................... 140

Figura 5.27 - Posição do tap no primário do transformador para os casos SGFV e após a inclusão da geração fotovoltaica com

  

monitoramento da tensão na Barra 10. .................................. 142

Figura 5.28 - Tensão na Barra 1 da rede trifásica de topologia não radial, para os casos SGFV e após a inclusão da geração

  fotovoltaica, utilizando TR com monitoramento da tensão na

Barra 10. ................................................................................ 143

Figura 5.29 - Tensão na Barra 10 da rede trifásica de topologia não radial, para os casos SGFV e após a inclusão da geração

  fotovoltaica,utilizando TR com monitoramento da tensão na

Barra 10. ................................................................................ 144

Figura A.0.1 - Sistema de distribuição trifásico não radial para

a interligação de um sistema fotovoltaico ............................. 159

Figura A.0.2 - Perdas trifásicas totais do sistema considerando

condição de carga nominal. ................................................... 160

Figura A.0.3 - Perdas trifásicas totais do sistema considerando

condição de carga média igual a 65%. ................................... 161

Figura A.0.4 - Perdas trifásicas totais do sistema considerando

condição de carga leve igual a 25%. ...................................... 161

  

Figura A.0.5 - Perdas trifásicas totais na rede de distribuição de

média tensão não radial durante 168 horas, com a alocação do

sistema fotovoltaico à cada barra por vez. .............................162

Figura A.0.6 - Perfil de tensão nas barras considerando carga

leve e tensão na Barra 1 igual a 1,000pu. ...............................164

Figura A.0.7 - Perfil de tensão nas barras considerando carga

nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,000pu. ........................165

Figura A.0.8 - Perfil de tensão nas barras considerando carga

leve e tensão na Barra 1 igual a 1,020 pu. ..............................167

Figura A.0.9 - Perfil de tensão nas barras considerando carga

nominal e tensão na Barra 1 igual a 1,020 pu. .......................168

Figura A.0.10 - Fluxo de Potência Ativa na Barra de Referência

em função da Potência do Sistema Fotovoltaico considerando

carga leve. ...............................................................................169

Figura A.0.11 - Fluxo de Potência Ativa na Barra de Referência

em função da Potência do Sistema Fotovoltaico considerando

carga nominal. ........................................................................170

Figura A.0.12 - Perfil de tensão nas fases A, B e C da Barra 10

sem a geração fotovoltaica. ....................................................171

Figura A.0.13 - Perfil de tensão na Barra 10 com geração

fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,000 pu. .................172

Figura A.0.14 - Perfil de tensão na Barra 10 sem geração

fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,030 pu. .................174

Figura A.0.15 - Perfil de tensão na Barra 10 com geração

fotovoltaica e tensão na Barra 1 igual a 1,030 pu. .................174

  

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 - Características Elétricas do Módulo SunPower SPR-

305E-WHTD em STC ..............................................................46

Tabela 2 - Níveis de Tensão para Conexão de Mini e

Microgeração Distribuída na Rede. ..........................................58

Tabela 3 – Normas e Requisitos Nacionais e Internacionais. ..59

Tabela 4 – Valores Típicos de Albedo. ..................................101

Tabela 5 - Dados do transformador da subestação. ................104

Tabela 6 - Dados de entrada no programa RADIASOL 2 .....105

Tabela 7 - Perfil das cargas desequilibradas da Rede de

Distribuição Teste em kVA. ...................................................106

Tabela 8 - Perfil das cargas equilibradas da Rede de

Distribuição Teste em kW e kvar. ..........................................107

Tabela 9 - Percentual de Redução de Perdas para a Rede

Trifásica Radial com o Sistema Fotovoltaico Interligado a cada

barra por vez. ..........................................................................114

Tabela 10 - Percentual de Redução de Perdas em relação ao caso SGFV para a rede trifásica radial com o sistema fotovoltaico interligado à cada barra por vez: operação com

diferentes fatores de potência. ................................................114

Tabela 11 – Magnitude de tensão na barra de referência, menor

magnitude de tensão encontrada no sistema sob condição de carga nominal e SGFV, e maior magnitude de tensão encontrada no sistema sob condição de carga leve e geração

fotovoltaica igual a 1,0 MWp. ................................................119

Tabela 12 - Variação das tensões mínima e máxima durante as

168 horas na Barra 10 para diferentes valores de tensão na barra

de referência. ..........................................................................126

Tabela 13 - Características do LTC. .......................................138

Tabela 14 - Características do Transformador Regulador. ....141

Tabela 15 - Percentual de Redução de Perdas em relação ao caso SGFV para a rede trifásica não radial com o sistema

  

Tabela 16 - Magnitude de tensão na barra de referência, menor

magnitude de tensão encontrada no sistema, sob condição de

carga nominale SGFV, e maior magnitude de tensão encontrada

no sistema, sob condição de carga leve e geração fotovoltaica

igual a 1,0 MWp. ................................................................... 166

Tabela 17 - Variação das tensões mínima e máxima na Barra 10

para diferentes valores de tensão na barra de referência. ...... 173

  LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas AM – Air Mass ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica CA – Corrente Alternada CC – Corrente Contínua CEPEL – Centro de Pesquisas de Energia Elétrica CPF – Continuation Power Flow

CRESESB– Centro de Referência para Energia Solar e Eólica

Sérgio de Salvo Brito DCPF – Dinamic Continuation Power Flow EPIA –European Photovoltaic Industry Association EPRI – Electric Power Research Institute FPCD – Fluxo de Potência Continuado Dinâmico FPCE– Fluxo de Potência Continuado Estático GD – GeraçãoDistribuída

  IEEE – Institute of Electrical and Electronics Engineers

  IEC – International Electrotechnical Commission

  INEE – Instituto Nacional de Eficiência Energética LKC – Lei de Kirchhoff das Correntes LKV – Lei de Kirchhoff das Tensões LTC – Load Tap Changer MPPT – Maximum Power Point Tracking ONS – Operador Nacional do Sistema OpenDSS – Open Distribution System Simulator

PRODIST – Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional PMP – Ponto de Máxima Potência QSTS – Quasi-Static Time-Series SCPF – Static Continuation Power Flow SEP – Sistema Elétrico de Potência SGFV – Sem geração fotovoltaica THD – Total Harmonic Distortion TR – Transformador Regulador

  

VDE – Verein Deutscher Elektrotechniker

  VSI – Voltage Source Inverter

  

LISTA DE SÍMBOLOS

MW – Megawatt GW – Gigawatt W/m² – watt por metro quadrado θ – ângulo de incidência solar

  S AM – Índice de massa de ar I ph – Fotocorrente I – Corrente no diodo D

  D I – Corrente na resistência em paralelo R

  P P I – Corrente de saturação reversa da célula o

  Q – Carga do elétron igual a 1,6x10-19C n – Fator de qualidade da junção p-n

k – Constante de Boltzmann igual a 1,35x10-23

T – Temperatura de trabalho da célula I sc – Corrente de curto-circuito α– Coeficiente de temperatura da corrente de curto circuito T – Temperatura de referência da célula igual a 298K r

  P – Irradiância solar em W/m²

I or – Corrente de saturação reversa de referência

E – Energia da banda proibida igual a 1,1ev

  G P – Potência Máxima mp

  V mp – Tensão no Ponto de Máxima Potência I – Corrente no Ponto de Máxima Potência mp

  V – Tensão de Circuito Aberto oc

  R – Resistência em paralelo P

  R S – Resistência em série P FV – Potência de saída do arranjo fotovoltaico P – Fator da Potência Máxima em pu mppu

  P – Potência de saída do inversor inversor

  

Eficiencia pu – fator de eficiência do inversor em pu

pu – Por unidade

  ω – Frequência da rede em rad/s Z – Impedância série da linha em pu l – Comprimento da linha em km r – Resistência da linha em pu/km L – Indutância da linha em pu/km R – resistência da linha em pu Vs – Tensão na barra transmissora Is – Corrente na barra transmissora I – Corrente na impedância série da linha

  L V – Tensão na barra receptora

  R

  I R – Corrente na barra receptora Z – Impedância característica da linha C

  γ – constante de propagação

t S – valor do tap a ser ajustado no lado transmissor

t R – valor do tap a ser ajustado no lado receptor

  

SUMÁRIO

Agradecimentos ..........................................................................7

Lista de Ilustrações ...................................................................13

Lista de TABELAS ..................................................................19

Lista de Abreviaturas e Siglas ..................................................21

Lista de Símbolos .....................................................................23

Sumário ....................................................................................25

  1 INTRODUđấO ..............................................................27

  

1.1 SISTEMAS DE DISTRIBUIđấO ..................................27

  

1.2 A GERAđấO DISTRIBUễDA .......................................28

  

1.2.1 Benefícios da geração distribuída ...................................29

  

1.2.2 Impactos da geração distribuída .....................................31

  

1.3 OBJETIVOS ...................................................................31

  

1.4 ESTRUTURA DA DISSERTAđấO ..............................34

  

1.5 PUBLICAđỏES DECORRENTES DESTA PESQUISA

........................................................................................35

  2 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS INTERLIGADOS À REDE ELÉTRICA ..........................................................36

  

2.1 CONCEITOS BÁSICOS ................................................38

  

2.1.1 Radiação solar e irradiância solar ...................................38

  

2.1.2 Temperatura da célula .....................................................38

  

2.1.3 Massa de ar .....................................................................38

  

2.1.4 Condições padronizadas de teste (STC) .........................39

  

2.2 CÉLULAS FOTOVOLTAICAS ....................................40

  

2.2.1 O efeito fotovoltaico .......................................................40

  

2.2.2 Tecnologias de fabricação de células fotovoltaicas ........40

  

2.2.3 Modelagem de células fotovoltaicas .............................. 43

  

2.3 MÓDULOS E ARRANJOS FOTOVOLTAICOS ......... 46

  

2.3.1 Configuração do arranjo fotovoltaico ............................ 47

  

2.3.2 Curvas Características do Sistema Fotovoltaico ............ 47

  

2.4 INVERSORES PARA CONEXÃO À REDE ELÉTRICA

........................................................................................ 51

  

2.4.1 Modos de operação ......................................................... 53

  

2.4.2 Sistemas de rastreamento de máxima potência .............. 55

  

2.5 PRINCIPAIS NORMAS E REQUISITOS .................... 57

  3 MODELAGEM DE COMPONENTES DE UM SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA ....................... 61

  3.1 ELEMENTOS DE UM SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA .................................................................... 61

  3.2 Representações de linhas de transmissão e distribuição em regime permanente ................................................... 61

  

3.2.1 Modelo de linhas curtas .................................................. 62

  

3.2.2 Modelo de linhas médias ................................................ 63

  

3.2.3 Modelo de linhas longas ................................................. 64

  

3.2.4 Transformadores trifásicos ............................................. 65

  

3.2.5 Representação das cargas ............................................... 71

  

3.2.6 Geradores distribuídos .................................................... 72

  4 ELEMENTOS DE ANÁLISE DE SISTEMAS DE POTÊNCIA .................................................................... 74

  

4.1 ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA ...................... 74

  

4.2 Tipos de barra no fluxo de potência ............................... 75

  

4.3 Resolução do fluxo de potência ..................................... 76

  

4.3.1 Método de Newton-Raphson .......................................... 77

  

4.3.2 Método do ponto fixo .....................................................79

  

4.4 OUTRAS FERRAMENTAS DE ANÁLISE ..................80

  

4.4.1 Análises QSTS ................................................................81

  

4.4.2 Fluxo de potência continuado .........................................83

  

4.4.3 Fluxo de potência probabilístico .....................................84

  

4.4.4 Simulações no domínio do tempo ...................................87

  

4.5 ESTUDOS DE ALOCAđấO DE GERAđấO NA REDE

ELÉTRICA .....................................................................88

  

4.5.1 Cálculo das perdas trifásicas totais do sistema ...............88

  

4.5.2 Cálculo das perdas trifásicas totais do sistema através de

análises QSTS .................................................................89

  

4.6 PROGRAMAS UTILIZADOS PARA SIMULAđấO ..90

  

4.6.1 Anarede ...........................................................................90

  

4.6.2 OpenDSS ........................................................................94

  

4.6.3 RADIASOL 2 .................................................................99

  

5 ANÁLISES E SIMULAđỏES .....................................102

  

5.1 INTRODUđấO ............................................................102

  

5.2 DESCRIđấO DA REDE TESTE .................................102

  

5.3 PERFIS DE CARGA E IRRADIÂNCIA SOLAR .......104

  

5.3.1 Perfis de Carga e Irradiância Solar utilizados nas Análises

QSTS .............................................................................105

  

5.3.2 Perfis de carga e irradiância solar utilizados nas análises

estáticas convencionais .................................................107

  5.4 REDE TRIFÁSICA DE MÉDIA TENSÃO COM

TOPOLOGIA RADIAL: OPERAđấO COM FATOR

DE POTÊNCIA UNITÁRIO ........................................108

  5.4.1 Alocação de geração pelo cálculo das perdas trifásicas totais ..............................................................................108

  

5.4.2 Interligação do sistema fotovoltaico à rede elétrica ..... 115

  5.5 REDE TRIFÁSICA DE MÉDIA TENSÃO COM TOPOLOGIA RADIAL: OPERAđấO COM FATOR DE POTÊNCIA CAPACITIVO ................................... 129

  5.5.1 Estudo dos impactos no perfil de tensão da rede utilizando análises estáticas .......................................... 129

  5.5.2 Estudo dos impactos no perfil de tensão da rede utilizando análises QSTS ............................................. 131

  5.6 REDE TRIFÁSICA DE MÉDIA TENSÃO COM TOPOLOGIA RADIAL: OPERAđấO COM FATOR DE POTÊNCIA INDUTIVO ....................................... 132

  5.6.1 Estudo dos impactos no perfil de tensão da rede utilizando análises estáticas .......................................... 133

  5.6.2 Estudo dos impactos no perfil de tensão da rede utilizando análises QSTS ............................................. 135

  

5.7 REGULAđấO DE TENSấO ...................................... 136

  

5.7.1 Análise QSTS utilizando transformador com comutação

automática de tap ......................................................... 137

  

5.7.2 Análise QSTS Utilizando Autotransformador Regulador

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