Estudo Da Formação De Minirrede Com Penetração De Energia Solar No Complexo Do Maracanã

ESTUDO DA FORMAÇÃO DE MINIRREDE COM PENETRAÇÃO DE ENERGIA SOLAR NO COMPLEXO DO MARACANÃ

Allan Vinícius de Sousa Andrade

Projeto de Graduação apresentado ao Corpo Docente do Departamento de Engenharia Elétrica da Escola Politécnica da Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro Eletricista.

Orientador: Robson Francisco da Silva Dias

Rio de Janeiro Setembro de 2016

ESTUDO DA FORMAÇÃO DE MINIRREDE COM PENETRAÇÃO DE ENERGIA SOLAR NO COMPLEXO DO MARACANÃ

Allan Vinícius de Sousa Andrade

PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO ELETRICISTA.

Examinado por:

______Prof. Robson Francisco da Silva Dias, D.Sc.

______Prof. Walter Issamu Suemitsu, Dr.-Ing.

______Eng. José Rafael Batista Lebre Ferreira, M.Sc.

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL SETEMBRO DE 2016

Andrade, Allan Vinícius de Sousa Estudo da Formação de Minirrede com Penetração de Energia Solar no Complexo do Maracanã / Allan Vinícius de Sousa Andrade. – Rio de Janeiro: UFRJ / Escola Politécnica, 2016. xi, 86 p.: il.; 29,7 cm. Orientador: Robson Francisco da Silva Dias Projeto de Graduação – UFRJ / Escola Politécnica / Departamento de Engenharia Elétrica, 2016. Referências Bibliográficas: p. 82-83. 1. Maracanã. 2. Energia Solar. 3. Rede Elétrica Inteligente. 4. Geração distribuída. I. Dias, Robson Francisco da Silva. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Departamento de Engenharia Elétrica. III. Estudo da Formação de Minirrede com Penetração de Energia Solar no Complexo do Maracanã.

iii

Agradecimentos

Primeiramente agradeço a Deus por ter me concedido saúde, paz, vida ao longo desses anos, e Ele continua a me conceder. Me deu condições de chegar até onde cheguei. Ao longo desses anos tem me guardado dos males nas minhas idas e vindas da universidade. E Ele nunca permitiu que nada me faltasse, sempre suprindo todas as minhas necessidades e desejos. Toda honra e glória seja dada em Seu nome.

Agradeço também aos meus pais Milton Bastos de Andrade Junior e Magali de Sousa Andrade que de tudo fizeram para eu estar hoje onde estou. Se cheguei até aqui, foi pelo esforço e dedicação de meu pai e minha mãe. Desde o meu nascimento, sempre planejando toda a minha trajetória estudantil, me colocando nos melhores colégios e cursos que permitiram chegar até a UFRJ. E a minha irmã pela paciência e carinho que ela tem comigo.

Agradeço ao professor Robson Dias, meu orientador, pela paciência, ajuda e tempo dedicado para que eu pudesse concluir esse trabalho. E ao José Rafael Lebre que me ajudou com a modelagem do sistema presente nesse trabalho. Agradeço também a todos os professores que tive contato em minha trajetória acadêmica, e que foram responsáveis pelo meu amadurecimento profissional.

Agradeço também a todos que direta ou indiretamente me ajudaram nessa trajetória, seja dentro ou fora da UFRJ, me auxiliando no entendimento das disciplinas e nos trabalhos.

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista

ESTUDO DA FORMAÇÃO DE MINIRREDE COM PENETRAÇÃO DE ENERGIA SOLAR NO COMPLEXO DO MARACANÃ

Allan Vinícius de Sousa Andrade

Setembro /2016

Orientador: Robson Francisco da Silva Dias

Departamento: Engenharia Elétrica

O presente trabalho consiste em um estudo por meio de simulação computacional, da inserção da geração solar no complexo do estádio do Maracanã, oriundo das obras de modernização necessárias para a Copa do Mundo de 2014. A geração solar, para esse estudo, injeta a energia que não é consumida pelo complexo, na rede da concessionária. E em possíveis situações de contingências, mantém a continuidade no fornecimento de energia a cargas prioritárias na região, se baseando no conceito de uma minirrede, e através de um sistema elétrico inteligente. E através dessa medida, garantir uma energia de qualidade para região.

Sumário

Agradecimentos iv

Sumário vi

Lista de Figuras viii

Lista de Tabelas xi Introdução 1 Projeto Copa 1 Geração Fotovoltaica no Maracanã 2 Identificação do problema e objetivo 5 Estrutura do texto 6

Geração distribuída, minirrede e rede elétrica inteligente 8 Geração Distribuída 8 Minirrede 10 Rede elétrica inteligente 14

Conversor de Potência 15 Lógica do controle 16 Transformadas 17 3.2.1 Transformada de Clarke 17 3.2.2 Transformada de Park 18 Teoria das potências instantâneas 20 PWM 21 Modos de controle do conversor 22 3.5.1 Modo conectado 22 3.5.2 Modo ilhado 22

Modelagem do sistema 24 Sistema de Subtransmissão 24 Alimentador do Maracanã 28 Barramento de 13,8 kV do Maracanã 30

Geração solar 32 Conversor de potência 34 Gerador a Diesel 38 Minirrede 40

Resultados 43 Simulação 1 43 5.1.1 O conversor 43 5.1.2 O painel solar 46 5.1.3 Medição de harmônicos na rede 47 Simulação 2 49 5.2.1 O conversor 49 5.2.2 O painel solar 52 5.2.3 Atendimento de cargas prioritárias (“Recortes”) 54 5.2.4 Medição de harmônicos na rede 59 5.2.5 Operação em desbalanço 62 Simulação 3 64 5.3.1 O conversor e gerador 64 5.3.2 O painel solar 68 5.3.3 Atendimento de cargas prioritárias (“Recortes”) 69 5.3.4 Medição de harmônicos na rede 74 Validação dos resultados 77 5.4.1 Análise dos limites de tensão 77 5.4.2 Análise harmônica 78 5.4.3 Conclusões parciais 80

Conclusão 81

Referências 82

Obras consultadas 83

vii

Lista de Figuras

Figura 1.1 - Vista superior do Estádio do Maracanã com o painel solar na cobertura ...... 2 Figura 1.2 - Nova área útil para a energia fotovoltaica ...... 3 Figura 1.3 - Área total para a energia fotovoltaica no complexo do Maracanã ..... 4

Figura 2.1 - Diagrama unifilar do barramento do Maracanã ...... 9 Figura 2.2 - Minirrede do Maracanã ...... 11 Figura 2.3 - Esquema do modo 1 de operação ...... 12 Figura 2.4 - Esquema do modo 2 de operação ...... 12 Figura 2.5 - Esquema do modo 3 de operação ...... 13 Figura 2.6 - Esquema do modo 4 de operação ...... 13

Figura 3.1 - Topologia típica de um VSC para geração fotovoltaica ...... 15 Figura 3.2 – Blocos de controle ...... 16 Figura 3.3 - Transformada de Clarke ...... 17 Figura 3.4 - Transformada de Park ...... 18 Figura 3.5 - Diagrama do PWM ...... 21 Figura 3.6 - Segundo modo de controle do conversor...... 23

Figura 4.1 - Diagrama unifilar desde a Subestação Grajaú até o Maracanã...... 25 Figura 4.2 - Diagrama unifilar desde a Subestação São José até o Maracanã. ... 26 Figura 4.3 - Sistema de Subtransmissão modelado no PSCAD...... 27 Figura 4.4 - Diagrama unifilar do sistema Maracanã: alimentação principal e reserva...... 28 Figura 4.5 - Alimentadores do Estádio modelados no PSCAD...... 29 Figura 4.6 - Modelagem dos cabos alimentadores subterrâneos do estádio no PSCAD ...... 30 Figura 4.7 - Modelagem do barramento de 13,8 kV do Maracanã no PSCAD .... 31 Figura 4.8 – Modelagem da geração solar no PSCAD ...... 32 Figura 4.9 - Arranjo painel solar...... 33 Figura 4.10 - Modelagem do VSC no PSCAD ...... 34 Figura 4.12 – Controle para o modo conectado do chaveamento modelado no PSCAD ...... 35 Figura 4.11 – Blocos de controle ...... 35 Figura 4.13 - Operação do PWM ...... 37 Figura 4.14 - Operação para a transformada de Park (ABC p/ dq) ...... 37 Figura 4.15 - Modelagem do PLL e conversões para PU ...... 37 Figura 4.16 - Controle para o modo ilhado do chaveamento modelado no PSCAD ...... 38 Figura 4.17 - Modelagem do gerador a diesel no PSCAD ...... 39 Figura 4.18 - Modelagem da minirede de Aldeia Campista no PSCAD ...... 41 Figura 4.19 - Modelagem da minirede de Campo Marte no PSCAD ...... 42

viii

Figura 5.1 - Gráfico da potência ativa injetada pelo conversor na simulação 1. . 44 Figura 5.2 - Gráfico da potência reativa injetada pelo conversor na simulação 1...... 44 Figura 5.3 - Gráfico da tensão de saída do inversor para a simulação 1 ...... 45 Figura 5.4 - Gráfico da corrente de saída do inversor para a simulação 1 ...... 45 Figura 5.5 - Gráfico do erro da comparação das correntes em eixo DQ para a simulação 1 ...... 46 Figura 5.6 - Gráfico da potência do painel solar para a simulação 1 ...... 46 Figura 5.7 - Gráfico da tensão de saída do painel solar na simulação 1 ...... 47 Figura 5.8 - Gráfico da FFT da tensão do inversor para a simulação 1 ...... 48 Figura 5.9 - Gráfico da FFT da corrente do inversor para a simulação 1 ...... 48 Figura 5.10 - Gráfico da potência ativa injetada pelo conversor na simulação 2 49 Figura 5.11 - Gráfico da potência reativa injetada pelo conversor na simulação 2 ...... 50 Figura 5.12 - Gráfico da tensão de saída do inversor para a simulação 2 ...... 51 Figura 5.13 - Gráfico da corrente de saída do inversor para a simulação 2 ...... 51 Figura 5.14 - Gráfico do erro da comparação das correntes em eixo DQ para a simulação 2 ...... 52 Figura 5.15 - Gráfico da potência do painel solar para a simulação 2 ...... 52 Figura 5.16 - Gráfico da tensão de saída do painel solar na simulação 2 ...... 53 Figura 5.17 - Gráfico da potência na carga prioritária do Maracanã para a simulação 2 ...... 54 Figura 5.18 – Circuitos desligados da minirrede para a simulação 2 ...... 55 Figura 5.19 - Gráfico da potência da ilha de Aldeia Campista para a simulação 2 ...... 56 Figura 5.20 - Gráfico da tensão da ilha de Aldeia Campista para a simulação 2 56 Figura 5.21 - Gráfico da tensão na barra remota da ilha de Aldeia Campista para simulação 2 ...... 57 Figura 5.22- Gráfico da potência da ilha de Campo Marte para a simulação 2 .. 58 Figura 5.23 - Gráfico da tensão da ilha de Campo Marte para a simulação 2 .... 58 Figura 5.24 - Gráfico da tensão na barra remota da ilha de Campo Marte para simulação 2 ...... 58 Figura 5.25 - Gráfico da FFT da tensão do inversor para a simulação 2 ...... 59 Figura 5.26 - Gráfico da FFT da corrente do inversor para a simulação 2 ...... 59 Figura 5.27 - Gráfico da FFT da tensão na carga remota de Aldeia Campista para a simulação 2 ...... 60 Figura 5.28 - Gráfico da FFT da corrente na carga remota de Aldeia Campista para a simulação 2 ...... 60 Figura 5.29 - Gráfico da FFT da tensão na carga remota de Campo Marte para a simulação 2 ...... 61 Figura 5.30 - Gráfico da FFT da corrente na carga remota de Campo Marte para a simulação 2 ...... 61 Figura 5.31 - Gráfico da tensão de Aldeia Campista para uma falta fase-terra na simulação 2 ...... 62 Figura 5.32- Gráfico da potência de Aldeia Campista para uma falta fase-terra na simulação 2 ...... 62

Figura 5.33 - Gráfico da tensão de Aldeia Campista para uma falta trifásica na simulação 2 ...... 63 Figura 5.34 - Gráfico da potência de Aldeia Campista para uma falta trifásica na simulação 2 ...... 63 Figura 5.35 - Gráfico da potência ativa injetada pelo conversor e gerador na simulação 3 ...... 65 Figura 5.36 - Gráfico da potência reativa injetada pelo conversor e gerador na simulação 3 ...... 66 Figura 5.37 - Gráfico da tensão de saída do inversor para a simulação 3 ...... 66 Figura 5.38 - Gráfico da corrente de saída do inversor para a simulação 3 ...... 67 Figura 5.39 - Gráfico do erro da comparação das correntes em eixo DQ para a simulação 3 ...... 67 Figura 5.40 - Gráfico da potência do painel solar para a simulação 3 ...... 68 Figura 5.41 - Gráfico da tensão de saída do painel solar na simulação 3 ...... 68 Figura 5.42 - Gráfico da potência na carga prioritária do Maracanã para a simulação 3 ...... 69 Figura 5.43 - Circuitos desligados da minirrede para a simulação 3 ...... 70 Figura 5.44 - Gráfico da potência da ilha de Aldeia Campista para a simulação 3 ...... 71 Figura 5.45 - Gráfico da tensão da ilha de Aldeia Campista para a simulação 3 71 Figura 5.46 - Gráfico da tensão na barra remota da ilha de Aldeia Campista para simulação 3 ...... 72 Figura 5.47 - Gráfico da potência da ilha de Campo Marte para a simulação 3 . 72 Figura 5.48 - Gráfico da tensão da ilha de Campo Marte para a simulação 3 .... 73 Figura 5.49 - Gráfico da tensão na barra remota da ilha de Campo Marte para simulação 3 ...... 73 Figura 5.50 - Gráfico da FFT da tensão do inversor para a simulação 3 ...... 74 Figura 5.51 - Gráfico da FFT da corrente do inversor para a simulação 3 ...... 74 Figura 5.52 - Gráfico da FFT da tensão na carga remota de Aldeia Campista para a simulação 3 ...... 75 Figura 5.53 - Gráfico da FFT da corrente na carga remota de Aldeia Campista para a simulação 3 ...... 75 Figura 5.54 - Gráfico da FFT da tensão na carga remota de Campo Marte para a simulação 3 ...... 76 Figura 5.55 - Gráfico da FFT da corrente na carga remota de Campo Marte para a simulação 3 ...... 76

Lista de Tabelas

Tabela 1.1 - Edificações do Complexo do Maracanã Solar ...... 4 Tabela 1.2 - Comparativo entre energia solar produzida pelo Estádio e Complexo do Maracanã ...... 5

Tabela 4.1 - Especificações do painel Kyocera KD180GH-2P ...... 32

Tabela 5.1 - Valores das tensões obtidos nas simulações ...... 77 Tabela 5.2 - Níveis máximos de harmônicos nas tensões pelo PRODIST ...... 78 Tabela 5.3 - Níveis de harmônicos nas tensões para cada simulação ...... 79 Tabela 5.4 - Níveis máximos de harmônicos nas correntes pela IEEE 1547 ...... 80 Tabela 5.5 - Níveis de harmônicos nas correntes para cada simulação ...... 80

Capítulo 1

Introdução

Projeto Copa

A ideia desenvolvida nesse trabalho teve seu início no projeto de pesquisa “Contribuição da Universidade Federal do Rio de Janeiro para o Acompanhamento e Avaliação das Obras Destinadas a Copa do Mundo 2014: Levantamento de Oportunidades e de Cadeias Produtivas”, no qual se apelidou de Projeto Copa. Tal projeto consistiu em uma encomenda do Governo Federal, através do Subprojeto Energia, à Universidade Federal do Rio de Janeiro para o acompanhamento e avaliação das obras de energia destinadas à Copa do Mundo 2014, e também, identificar oportunidades de pesquisa de inovação tecnológica.

As obras tinham como objetivo o reforço da rede elétrica nas cidades sede dos jogos da Copa do Mundo para aumentar a segurança, qualidade e confiabilidade do suprimento de energia elétrica em tais regiões. Como não seria possível investigar as obras de todas as cidades sede, e devido a uma maior facilidade na obtenção das informações necessárias para a pesquisa, pelo fator proximidade, o Projeto Copa se concentrou na cidade sede do Rio de Janeiro.

No Rio de Janeiro, o estádio do Maracanã teve como projeto inicial, além das obras de reforço, a implantação da geração solar no estádio. O Projeto Copa investigou os benefícios de tal implantação, e seguindo a cadeia de inovação e pesquisa, começou-se a desenvolver um estudo da utilização da energia solar para manter a continuidade do fornecimento a cargas prioritárias da região em uma possível situação de contingência da rede de distribuição da concessionária, através da formação de uma minirrede, o que atualmente ainda não é permitido por norma.

Posteriormente, analisou-se a inserção da geração a diesel também presente no estádio, para trabalhar em conjunto com a geração solar,

aumentando assim sua produção energética e também a área de abrangência de carga atendida pela minirrede.

De acordo com os estudos desenvolvidos no Projeto Copa, observou-se que a energia gerada no Maracanã pode ser de fato aproveitada para, em situações de emergência na alimentação da concessionária de energia, fornecer energia elétrica as cargas próximas ao estádio.

Geração Fotovoltaica no Maracanã

A implantação de geração fotovoltaica no Estádio do Maracanã, segue uma nova tendência mundial de utilização de energia renováveis como fontes primárias. O projeto inicial de acordo com [1], tinha como objetivo usar praticamente toda a área de cobertura do estádio para a implantação dos painéis solares, conforme pode ser visto na Figura 1.1 [2]. O Maracanã não dispõe de um sistema próprio de armazenamento de energia. Ele segue a norma 482 da Aneel [3], na qual define o sistema fotovoltaico conectado à rede na modalidade de compensação de energia. Ou seja, a energia produzida é injetada na rede da concessionária, gerando créditos em quantidade de energia que serão posteriormente consumidos. A própria rede da distribuidora exerce o papel de armazenamento.

Figura 1.1 - Vista superior do Estádio do Maracanã com o painel solar na cobertura

Conforme pode ser visualizado na Figura 1.1 acima, de acordo com a ideia inicial do projeto, a cobertura possuiria 60 gomos (indicados pela seta em vermelho), que totalizariam em uma área útil de 15.480 m² para a aplicação dos painéis solares.

Durante a reforma do estádio, tomou-se a decisão de substituir a cobertura original do Maracanã por uma lona tensionada, que possui limitações para suportar peso. Por conta disso, houve uma redução drástica da área útil para aplicação dos módulos fotovoltaicos. Tal área de aplicação ficou restrita ao anel de compressão, conforme ilustrado na Figura 1.2 [1] [4], o que acarretou uma redução de 85% da área de aplicação dos painéis solares.

Figura 1.2 - Nova área útil para a energia fotovoltaica

A partir dessa nova configuração da cobertura do estádio [1] [4], a geração solar presente, passou a possuir as características apresentadas abaixo:

. Área útil dos módulos = 2.380 m²; . Potência instalada = 360 kWp; . Produção anual de energia = 488.138 kWh; . Equivale ao consumo de 240 residências por ano.

Com o intuito de contornar o problema de redução da área útil dos módulos, o que acarretou em uma menor capacidade de geração de energia solar, se propôs em [1] o aproveitamento de outras edificações do complexo do Maracanã e seu entorno para aplicação dos painéis. Surgindo assim, o Complexo do Maracanã Solar. A Tabela 1.1 e a Figura 1.3 , correlacionam tais edificações.

Tabela 1.1 - Edificações do Complexo do Maracanã Solar

Correlação com Edificações a Figura 1.3 Estádio do Maracanã 1 Ginásio do Maracanazinho 2 Célio de Barros 3 Júlio de La Mare 4 UERJ 5 CEFET-RJ 6 Estação de metrô 7 Estação de trem 8

7 8 5 1 4 6 3 2

Figura 1.3 - Área total para a energia fotovoltaica no complexo do Maracanã

De acordo com a Tabela 1.2, que compara os dados da geração solar fotovoltaica do estádio do Maracanã com do Complexo do Maracanã [1] [5], pode- se notar um ganho na geração energética de 14 vezes com o uso de todas as edificações do complexo.

Tabela 1.2 - Comparativo entre energia solar produzida pelo Estádio e Complexo do Maracanã

Estádio Complexo Dado do do Ganho Maracanã Maracanã Área útil dos módulos (m ) 2.380 29.500 12,4 Potência instalada (kWp)2 360 5.235 14,5 Produção anual de energia 488.138 7.078.000 14,5 (kWh) Nº de residências atendidas com a energia produzida, 240 3.480 14,5 por ano

Até o momento da realização desse estudo, só se encontra em operação a geração solar do estádio do Maracanã. A geração do Complexo do Maracanã se encontra disponível para investimentos futuros. Porém, ambas situações serão abordadas nesse estudo.

Identificação do problema e objetivo

Atualmente, a norma 687 da Aneel [3], por medidas de segurança não permite a operação em modo ilhado, isto é, não é possível que a geração alternativa (no estudo em questão, solar e a diesel) alimente a rede ou parte da rede sem a presença da geração primária. Contudo, atualmente tem-se evoluído muito nos estudos de minirrede, que é exatamente a operação de uma porção da rede elétrica contendo geração distribuída e que pode operar de forma isolada, ou não, da rede principal. A possiblidade de operar essa porção de forma isolada, permite que impactos causados por indisponibilidade da rede principal sejam minimizados, pois é possível suprir as cargas prioritárias da minirrede através da geração próxima as mesmas.

Nesse contexto, o presente trabalho visa avaliar a operação em modo ilhado de uma minirrede formada pela geração presente no Maracanã (para o estádio, e para o Complexo) e as cargas no entorno do mesmo. Uma vez que a geração possui uma limitação em capacidade de atendimento de carga, a extensão da minirrede deve ser definida de forma que a geração seja capaz de atender o maior número de cargas possíveis. Assim, um estudo de levantamento de cargas

prioritárias foi feito com o intuito de garantir o fornecimento de energia em caso de uma contingência com posterior desconexão da geração principal.

Com o objetivo de aumentar a capacidade de atendimento às cargas, foi considerado um caso do uso da geração a diesel também presente, trabalhando em concomitância com a solar. Nesse caso existe uma dificuldade de estabilidade entre as 2 diferentes formas de geração.

Para permitir as análises foi desenvolvida uma modelagem no PSCAD/EMTDC [6] de forma a simular o comportamento do sistema com a geração solar e a diesel. Desta forma foi possível estudar a influência na minirrede da geração solar trabalhando sozinha e em conjunto com a geração a diesel. Esse estudo tem como objetivo avaliar a qualidade de energia entregue as cargas da minirrede, bem como a operação em desbalanço causado por um possível curto, por exemplo.

Estrutura do texto

O estudo se divide em seis capítulos, iniciados pela introdução, que mostra como surgiu tal análise, bem como o porquê e objetivo da mesma, apresentando o estudo de uma forma geral.

Já no capítulo 2 são apresentados os conceitos de geração distribuída, minirrede e redes elétricas inteligentes, assuntos chaves para o desenvolvimento do estudo em questão. Também são apresentados os dados do estádio do Maracanã, suas fontes de energia, seus alimentadores, bem como o sistema elétrico de subtransmissão em sua vizinhança.

O capítulo 3 aborda de um ponto de vista teórico a modelagem do conversor, seu controle, o modelo matemático, e todos os componentes envolvidos no sistema. Também é apresentado o modo de operação conectado e ilhado do conversor.

Pode ser visualizada no capítulo 4 toda a modelagem do sistema no PSCAD/EMTDC [6] com base nos dados apresentados no capítulo 2. Cada parte do sistema tem sua modelagem detalhada nas subseções do capítulo 4.

No capítulo 5 são apresentados resultados de simulação para dois sistemas fotovoltaicos conectados à rede, um baseado na atual potência de geração solar de 360 kW e o outro considerando todo potencial do Maracanã 4 MW. Para este último avaliou-se a operação em modo ilhado apenas com a geração solar (4 MW) e também em conjunto com a geração a diesel (6 MVA) existente no local. Os resultados indicam que nos 3 casos analisados, foi possível a operação da rede com uma energia entregue com baixo conteúdo harmônico às cargas.

Por fim, a conclusão do estudo no capítulo 6, bem como a apresentação de alguns trabalhos futuros para dar continuidade ao projeto.

Capítulo 2

Geração distribuída, minirrede e rede elétrica inteligente

Geração Distribuída

Geração distribuída consiste na geração de energia próxima à carga. Essa geração trabalha conectada à rede de distribuição da concessionária de energia. Tal conceito, possui uma série de vantagens, tais como: redução de perdas na rede de distribuição; bem como o alívio de carga nos alimentadores devido à proximidade da carga a geração; ajuda na regulação da tensão e outros aspectos de controle do sistema elétrico da distribuição, o que melhora a confiabilidade do fornecimento de energia. Além de, em uma possível situação de contingência na rede da concessionária de energia, utilizar essa geração para suprir as cargas de forma independente da rede principal, minimizando o impacto da contingência.

Atualmente, por norma, não é permitido a continuidade na operação da geração (para geração inferior a 5 MVA) em uma situação de contingência, salvo em casos especiais. O motivo para tal, está na preocupação com a segurança de quem vai fazer uma manutenção na rede, e também cumprir com as restrições de controle e proteção nos sistemas de distribuição.

Embora a geração distribuída traga uma série de vantagens ao sistema elétrico, é necessária uma mudança no paradigma de operação do mesmo. O fluxo de potência que antes era unidirecional, ou seja, partia das usinas geradoras para as cargas (no sentido do montante para jusante), com a geração distribuída passa a ter um fluxo bidirecional. O que representa um novo desafio para a rede já existente que não foi projetada para esse modo de operação (dimensionamento, componentes, proteção, etc), pois acaba alterando os perfis de tensão nos barramentos; aumenta a taxa de harmônicos na rede (na geração que usa conversores de potência); aumenta a potência de curto-circuito; dentre outros. O índice de harmônicos aumenta devido ao uso de conversores estáticos

principalmente em redes fracas, de baixa tensão, como é a maioria dos casos de geração distribuída, o que diminui a qualidade de energia entregue as cargas.

No caso estudado no Maracanã, o conceito de geração distribuída é empregado com o uso das fontes de energia solar e a diesel presentes no estádio. Por meio da Figura 2.1 é representado o diagrama do barramento de 13,8 kV do estádio. Pode-se ver os 2 tipos de geração, além da carga do próprio Maracanã. A carga é dividida em “carga prioritária”, que representa a carga que necessita de energia ininterrupta, e a “carga Np” que representa a parcela não prioritária de carga.

Figura 2.1 - Diagrama unifilar do barramento do Maracanã

O inversor se conecta ao barramento de 13,8 kV do Maracanã por meio de um transformador que transforma a tensão de 220V dos painéis para 13,8 kV do barramento. Pode-se visualizar, por meio do diagrama unifilar da Figura 2.1, o barramento de 13,8 kV do Maracanã, com a geração solar conectada a ele. Esse sistema de geração é atualmente operado pela concessionária LIGHT.

O estádio também dispõe da geração a diesel. Possui uma potência de geração instalada de 6 MVA, divididos em 4 geradores de 1,5 MVA cada. Os 4 geradores estão ligados ao barramento de 13,8 kV do Maracanã por meio de transformadores de 1.750 KVA que transforma a tensão de 380V, dos geradores,

para 13,8 kV do barramento. Através da Figura 2.1 é possível visualizar, também, como eles se conectam ao barramento.

Essas fontes podem ser acionadas para atender cargas presentes no entorno do estádio em uma ausência da geração primária. Tanto o Maracanã, quanto as cargas, fazem parte de uma parcela de rede de distribuição da concessionária de energia. A tal parcela é dado o nome de minirrede, que será abordado com mais detalhes na subseção 2.2.

Minirrede

De acordo com [7], minirrede é uma definição de um sistema de energia que possui limitações regionais, ou seja, uma parcela da rede de distribuição, constituídos por recursos de geração distribuída, com armazenamento ou não, e consumidores, ou seja, cargas. Pode atuar de forma autônoma à concessionária de energia ou de forma conectada, usando o seu excedente, caso haja, devolvendo para a rede da concessionária.

Na região do Maracanã a minirrede adotada para o estudo pode ser visualizada na Figura 2.2. Ela fica compreendida no sentido das subestações de onde partem os alimentadores principal e reserva do Maracanã, para as cargas. Subestação de Aldeia Campista e Campo Marte, respectivamente. A parte da minirrede de Aldeia Campista é a representada na cor azul, já a parte da minirrede de Campo Marte é a representada na cor verde. No capítulo 4 será mostrado com mais detalhes a topologia da rede, bem como o sistema de subtransmissão que alimenta tais subestações.

O sistema estudado trabalha conectado à rede da distribuidora, aliviando a carga nos horários de geração de energia solar. Além do modo conectado, a ideia proposta pelo estudo é trabalhar também de forma isolada, em momentos de contingência na rede, atendendo as cargas prioritárias da minirrede, nesse caso pode ser acionado além da geração solar, a geração a diesel. Levando em consideração as formas de operação do sistema, foram desenvolvidos quatro modos de operação que serão descritos nos parágrafos a seguir.

Figura 2.2 - Minirrede do Maracanã

O modo 1, consiste na energia solar trabalhando em conjunto com a rede da concessionária de energia. Este modo de operação também é chamado de “operação diurna”, já que ocorre no momento da incidência solar. É um modo conectado e normal de operação. Não se considera a geração a diesel do estádio, e pode ser visualizado na Figura 2.3.

Rede de distribuição da concessionária de energia

Carga da Minirrede Carga da Minirrede de Aldeia Campista de Campo Marte

barramento do Maracanã

Geração solar Carga prioritária do estádio

Figura 2.3 - Esquema do modo 1 de operação

No modo 2, o sistema possui somente a energia solar como geração. Seu esquema pode ser visualizado na Figura 2.4. É um modo ilhado, característico de uma possível contingência na rede de distribuição, que operava no modo 1, e o painel solar é o único responsável por manter o atendimento das cargas prioritárias tanto do estádio, como da minirrede estudada.

Carga da Minirrede Carga da Minirrede de Aldeia Campista de Campo Marte

barramento do Maracanã

Geração solar Carga prioritária do estádio

Figura 2.4 - Esquema do modo 2 de operação

Supondo um possível desligamento programado da rede, o modo 3 consiste na operação da energia solar, da geração a diesel do estádio, e da rede da concessionária. Seu esquema pode ser visualizado na Figura 2.5. É um modo conectado de operação, porém não comum. O preço elevado da geração a diesel torna inviável, do ponto de vista econômico, a operação constante desse tipo de geração. Este é um modo programado, ou seja, é um preparatório para o modo 4, em um possível desligamento programado da rede de distribuição. Este modo é alcançado quando, o sistema está operando no modo 1 e então é acionado o sistema de geração a diesel.

Rede de distribuição da concessionária de energia

Carga da Minirrede Carga da Minirrede de Aldeia Campista de Campo Marte

barramento do Maracanã

Geração a diesel Geração solar Carga prioritária do estádio

Figura 2.5 - Esquema do modo 3 de operação

O modo 4 é a etapa posterior ao desligamento da rede de distribuição no modo 3. Consiste na operação da energia solar e da geração a diesel presente no estádio. É um modo ilhado, da mesma forma que o modo 2, porém com uma maior capacidade de atendimento às cargas. Seu esquema, pode ser visualizado na Figura 2.6.

Carga da Minirrede Carga da Minirrede de Aldeia Campista de Campo Marte

barramento do Maracanã

Geração a diesel Geração solar Carga prioritária do estádio

Figura 2.6 - Esquema do modo 4 de operação

Rede elétrica inteligente

Rede elétrica inteligente (REI) é um conceito usado para caracterizar uma rede elétrica com elevada integração da tecnologia de informação, telecomunicações, sensoriamento, medição e automação, de forma a aumentar a sua velocidade de resposta para atender cenários com fontes intermitentes e distribuídas de energia. O que acaba gerando uma maior confiabilidade, menor impacto no meio ambiente, dentre outros benefícios.

As fontes intermitentes, como é o caso da geração solar, possuem um alto grau de variabilidade de produção energética no decorrer do dia, em virtude de alterações climáticas, temperatura, luminosidade solar. Devido a essa grande variabilidade, para um melhor aproveitamento da energia, é necessário um sistema inteligente que coordene toda a rede atendida por essa geração. Sistema esse capaz de ter uma ampla visão da rede por meio de sensoriamento e medições, e capaz de tomar ações rápidas mediante ao comportamento da rede elétrica em um determinado momento.

Na minirrede do Maracanã, para que se tenha o controle total do sistema, são necessários dispositivos de medição inteligentes, chaves e disjuntores inteligentes, dispositivos de proteção em geral inteligentes. Ou seja, dispositivos capazes de se comunicarem entre si por meio de uma rede de dados dedicada e uma central, capaz de gerenciar todos os dados e acionar tais dispositivos. Esse sistema é necessário para direcionar a geração do Maracanã para cargas prioritárias, cargas que requerem suprimento ininterrupto de energia, tais como hospitais, delegacias de polícia, postos de saúde, dentre outros. Tal direcionamento se dá, acionando chaves, ligando e desligando circuitos alimentadores, para que a energia atinja tais cargas.

Embora os componentes da REI não sejam abordados nas simulações dessa monografia, eles são de suma importância para o correto funcionamento de todo o sistema. As análises feitas a seguir, partirão do pressuposto que os componentes da REI já estão funcionando na rede elétrica em questão. Fato esse que até o momento desse estudo não se encontra em funcionamento. Tal análise de implantação pode ser feita em um futuro estudo.

Capítulo 3

Conversor de Potência

Conforme exposto anteriormente, o foco do estudo é a análise da minirrede com base na geração distribuída, através da geração solar presente no Maracanã. Os painéis da geração solar são conectados à rede por meio de dispositivos conversores de potência. Tais dispositivos, convertem a tensão contínua dos painéis em tensão alternada e, no caso da rede em questão, trifásica. Os dispositivos que realizam essa conversão CC-CA são chamados de inversores.

Existem muitas formas de desenvolver o modelo e controle do inversor, porém não foi possível obter informações sobre o tipo exato do usado no estádio. Então, adotou-se o modelo de conversor VSC (Voltage Sourced Converter), como na Figura 3.1, com chaveamento por PWM (Pulse Width Modulation). A lógica de chaveamento se dá pelo controle da corrente de referência com base na teoria da potência ativa e reativa instantânea (teoria pq) [8], para o conversor conectado à rede de distribuição. Tal controle é detalhado a seguir.

S1 S3 S5

Vcc Vca

S4 S6 S2

Figura 3.1 - Topologia típica de um VSC para geração fotovoltaica

Lógica do controle

Pode-se visualizar na Figura 3.2 o diagrama de blocos do controle em questão, bem como as transformações de eixo que serão explicadas nas seções seguintes e o chaveamento por PWM das chaves do VSC.

Figura 3.2 – Blocos de controle

O controle funciona a partir das medidas das tensões trifásicas abc no ponto de conexão do inversor com a rede, tais tensões passam pela transformada de Clarke (seção 3.2.1) (bloco 1).

As tensões transformadas, agora no eixo α, β, são convertidas em correntes de referência do controle, também no eixo α, β, com base nos valores desejados de potência ativa e reativa, por meio da teoria pq (seção 3.3) (bloco 2).

As correntes α, β passam pela transformada de Park (seção 3.2.2), convertendo-as para o eixo dq (bloco 3).

As correntes de referência no eixo dq são comparadas com as correntes medidas no ponto de conexão do inversor com a rede (também no eixo dq) (bloco 4).

Tal comparação tem seu erro agregado, que será minimizado, na etapa seguinte, pelo PI (bloco 5).

A saída do PI retorna as tensões de controle de chaveamento do PWM, no eixo dq, tais tensões passam pela transformada inversa de Park (seção 3.2.2), convertendo-as novamente em tensões trifásicas (bloco 6).

Assim, as tensões trifásicas entram no PWM que gerará o controle das chaves do VSC (bloco 7).

Transformadas

Para desenvolver o controle do inversor, é necessário realizar uma transformação de coordenadas, que transforma um sistema trifásico de 3 eixos, em um sistema mais simples, bifásico, a 2 eixos, para assim poder aplicar a teoria pq e controlar a injeção de potência ativa e reativa no sistema.

A seguir, o modelo matemático das 2 transformadas utilizadas no controle do inversor.

3.2.1 Transformada de Clarke

A transformada de Clarke, realiza uma conversão dos eixos do sistema trifásico abc, em um sistema de eixos estacionários α, β e 0, no domínio do tempo.

A Figura 3.3 exemplifica como a conversão dos eixos ocorre. A seguir serão mostradas as equações na forma matricial da transformação. O objetivo desse trabalho não é mostrar o desenvolvimento matemático para tais equações, um estudo mais completo é apresentado em [8].

Figura 3.3 - Transformada de Clarke

A transformada de Clarke é exemplificada:

( ) = ( ) (3.1)

𝑓𝑓𝛼𝛼𝛼𝛼0 𝑡𝑡 𝑇𝑇𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑓𝑓𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑡𝑡 17

1 ( ) 1 1 ( ) ( ) = 0 2 2 ( ) (3.2) 𝛼𝛼 ⎡ − − ⎤ 𝑎𝑎 𝑓𝑓 (𝑡𝑡) 2 √3 √3 𝑓𝑓 (𝑡𝑡) 𝛽𝛽 ⎢ ⎥ 𝑏𝑏 �𝑓𝑓 𝑡𝑡 � �3 2 − 2 �𝑓𝑓 𝑡𝑡 � ⎢ 1 1 1 ⎥ 𝑓𝑓0 𝑡𝑡 ⎢ ⎥ 𝑓𝑓𝑐𝑐 𝑡𝑡 ⎣√2 √2 √2 ⎦ Para um sistema trifásico equilibrado a 3 fios, como o sistema em questão, não existe a componente de sequência zero do sistema, resultando na seguinte simplificação da equação (3.2):

( ) ( ) 1 = 1 1 ( ) (3.3) ( ) 𝑎𝑎 𝛼𝛼 2 0 2 2 𝑓𝑓 𝑡𝑡 𝑓𝑓 𝑡𝑡 − − ( ) � � �3 � √3 √3� �𝑓𝑓𝑏𝑏 𝑡𝑡 � 𝑓𝑓𝛽𝛽 𝑡𝑡 2 − 2 𝑓𝑓𝑐𝑐 𝑡𝑡 Lembrando que isso só válido para um sistema trifásico equilibrado a 3 fios.

3.2.2 Transformada de Park

A transformada de Park realiza uma conversão dos eixos do sistema trifásico abc, em um sistema de eixos girantes síncronos d, q e 0, no domínio do tempo. Na Figura 3.4 pode-se ver uma representação de tal transformação.

Figura 3.4 - Transformada de Park

A transformada de Park tem suas equações na forma matricial abaixo:

( ) = ( ) (3.4)

𝑓𝑓𝑑𝑑𝑑𝑑0 𝑡𝑡 𝑇𝑇𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃 𝑓𝑓𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑡𝑡 + ( ) 2𝜋𝜋 2𝜋𝜋 ( ) ( ) = 3 +3 ( ) (3.5) 𝑑𝑑 ⎡ 𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 𝜃𝜃 𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 �𝜃𝜃 − � 𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 �𝜃𝜃 � ⎤ 𝑎𝑎 𝑓𝑓 (𝑡𝑡) 2 2𝜋𝜋 2𝜋𝜋 𝑓𝑓 (𝑡𝑡) 𝑞𝑞 ⎢ ⎥ 𝑏𝑏 �𝑓𝑓 𝑡𝑡 � �3 − 𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 𝜃𝜃 − 𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 �𝜃𝜃 − 3 � − 𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 �𝜃𝜃 3 � �𝑓𝑓 𝑡𝑡 � ⎢ 1 1 1 ⎥ 𝑓𝑓0 𝑡𝑡 ⎢ ⎥ 𝑓𝑓𝑐𝑐 𝑡𝑡 √2 √2 √2 ⎣ ⎦ O cálculo dessa transformada necessita de mais um dado do sistema que é o ângulo de sincronismo , conforme pode ser visualizado na equação (3.5) acima. Tal necessidade 𝜃𝜃decorre dos eixos de referência dq girarem em sincronismo com o sistema.

Para um sistema trifásico equilibrado a 3 fios, como o sistema em questão, resulta na seguinte simplificação da equação (3.5):

( ) ( ) cos cos cos + = 2𝜋𝜋 2𝜋𝜋 ( ) (3.6) ( ) 𝑎𝑎 2 sen sen sen + 𝑓𝑓 𝑡𝑡 𝑓𝑓𝑑𝑑 𝑡𝑡 𝜃𝜃 �𝜃𝜃 − 3 � �𝜃𝜃 3 � ( ) � � �3 � 2𝜋𝜋 2𝜋𝜋 � �𝑓𝑓𝑏𝑏 𝑡𝑡 � 𝑓𝑓𝑞𝑞 𝑡𝑡 − 𝜃𝜃 − �𝜃𝜃 − 3 � − �𝜃𝜃 3 � 𝑓𝑓𝑐𝑐 𝑡𝑡

Para o controle também é necessário o cálculo da transformada inversa de Park de acordo com as equações abaixo.

( ) = ( ) (3. 7) −1 𝑓𝑓𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎𝑎 𝑡𝑡 𝑇𝑇𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃𝑃 𝑓𝑓𝑑𝑑𝑑𝑑0 𝑡𝑡 cos sen ( ) cos sen ( ) ( ) = (3. 8) 𝑎𝑎 𝜃𝜃 2𝜋𝜋 − 𝜃𝜃 2𝜋𝜋 ( ) 𝑓𝑓 𝑡𝑡 2 𝑑𝑑 ( ) cos + 3 sen + 3 𝑓𝑓 𝑡𝑡 𝑏𝑏 3 �𝜃𝜃 − � − �𝜃𝜃 − � �𝑓𝑓 𝑡𝑡 � � � 2𝜋𝜋 2𝜋𝜋 � � 𝑞𝑞 � 𝑐𝑐 𝑓𝑓 𝑡𝑡 𝑓𝑓 𝑡𝑡 �𝜃𝜃 3 � − �𝜃𝜃 3 � Devido a simplificação feita anteriormente, retirada da componente de sequência zero, essas equações só são válidas para um sistema trifásico equilibrado a 3 fios.

Teoria das potências instantâneas

A teoria das potências instantâneas, ou teoria pq se baseia na definição dos valores das potências instantâneas, ativa e reativa, do sistema no domínio do tempo. Ou seja, através dessa teoria pode-se controlar as potências injetadas na rede pelo inversor definindo os valores para as mesmas. A teoria pq utiliza a Transformada de Clarke (seção 3.2.1) para transformar o sistema trifásico de eixos em um sistema de eixos estacionários αβ0.

( ) = + + = + = ( ) (3.9)

𝑝𝑝3∅ 𝑡𝑡 𝑣𝑣𝑎𝑎𝑖𝑖𝑎𝑎 𝑣𝑣𝑏𝑏𝑖𝑖𝑏𝑏 𝑣𝑣𝑐𝑐𝑖𝑖𝑐𝑐 𝑣𝑣𝛼𝛼𝑖𝑖𝛼𝛼 𝑣𝑣𝛽𝛽𝑖𝑖𝛽𝛽 𝑝𝑝 𝑡𝑡 ( ) = (3.10)

𝛼𝛼 𝛽𝛽 𝛽𝛽 𝛼𝛼 Novamente, como o sistema𝑞𝑞 𝑡𝑡 em𝑣𝑣 𝑖𝑖 questão− 𝑣𝑣 𝑖𝑖 é trifásico e equilibrado, não existe a componente de sequência zero, simplificando as equações. Nas equações (3.9) e (3.10) está representada a propriedade de invariância da potência, independente do eixo adotado como referência. Com isso, a igualdade é verificada através da potência instantânea trifásica, sendo igual a soma da potência nas componentes αβ.

Uma abordagem mais apurada da origem das equações pode ser visualizada em [8].

( ) ( ) ( ) ( ) = (3.11) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) 𝛼𝛼 1 𝛼𝛼 𝛽𝛽 𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟 𝑖𝑖 𝑡𝑡 2 2 𝑣𝑣 𝑡𝑡 𝑣𝑣 𝑡𝑡 𝑝𝑝 𝑡𝑡 𝛼𝛼 � 𝛽𝛽 � 𝑣𝑣 𝑡𝑡 +𝑣𝑣𝛽𝛽 𝑡𝑡 � 𝛽𝛽 𝛼𝛼 � � 𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟 � 𝑖𝑖 𝑡𝑡 𝑣𝑣 𝑡𝑡 −𝑣𝑣 𝑡𝑡 𝑞𝑞 𝑡𝑡

A equação (3.11) é a base do controle das correntes pela teoria pq. Nela entra-se com os valores das potências ativas e reativas desejadas que o inversor injete no sistema ( e ), já as tensões e são obtidas pela transformada de Clarke das tensões𝑝𝑝𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟 med𝑞𝑞𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟idas no ponto de𝑣𝑣𝛼𝛼 conexão𝑣𝑣𝛽𝛽 do inversor com a rede, resultando nas correntes de referência e que serão posteriormente comparadas com as correntes injetadas na rede.𝑖𝑖𝛼𝛼 𝑖𝑖𝛽𝛽

( ) cos sen ( ) = (3.12) ( ) ( ) ( ) sen cos ( ) 𝑑𝑑 1 𝛼𝛼 𝑖𝑖 𝑡𝑡 2 2 𝜃𝜃 𝜃𝜃 𝑖𝑖 𝑡𝑡 � � 𝑣𝑣𝛼𝛼 𝑡𝑡 +𝑣𝑣𝛽𝛽 𝑡𝑡 � � � � 𝑖𝑖𝑞𝑞 𝑡𝑡 − 𝜃𝜃 𝜃𝜃 𝑖𝑖𝛽𝛽 𝑡𝑡

Para realizar a comparação das correntes de referência e com as injetadas na rede, é necessário transformar tais correntes de referência𝑖𝑖𝛼𝛼 𝑖𝑖𝛽𝛽 para o sistema de eixo dq através da Transformada de Park (seção 3.2.2). Essa transformação é mostrada pela equação (3.12).

PWM

O controle das chaves do VSC é feito através do PWM (Pulse With Modulation). O PWM recebe a tensão trifásica de controle e compara com sinal de uma onda triangular de frequência constante. A saída do comparador é dividida em 2 partes. Uma das partes é o próprio sinal de controle, que irá acionar as chaves superiores de VSC. Já a outra parte passa por um inversor lógico, de forma a gerar um sinal complementar ao original, que irá acionar as chaves inferiores no VSC.

Seu diagrama esquemático pode ser visualizado na Figura 3.5 e as respectivas chaves acionadas podem ser visualizadas na Figura 3.1.

Figura 3.5 - Diagrama do PWM

Modos de controle do conversor

Para esse estudo foram desenvolvidos 2 modos de controle do conversor. Os modos são descritos a seguir.

3.5.1 Modo conectado

Esse modo de operação ocorre quando se tem a geração solar trabalhando de forma a complementar à energia da rede da concessionária, ou seja, a geração solar trabalhando conectada à rede de distribuição.

O controle trabalha de forma a forçar o conversor a atuar como uma fonte de corrente e com isso controlar a injeção de potência na rede com base na teoria PQ, conforme descrito nas seções 3.1 a 3.3.

De acordo com [9], tal tipo de controle apresenta a vantagem de ser menos susceptível à distorção de tensão da rede, resultando em menor conteúdo harmônico e melhor qualidade de energia gerada.

3.5.2 Modo ilhado

Embora ainda não seja um modo permitido por norma, e trata-se de uma contribuição do estudo em questão, nesse modo de operação o conversor trabalha em conjunto ou não com o gerador a diesel de forma a suprir as cargas prioritárias da microrrede, uma vez que a rede de distribuição é desconectada. Com a operação do gerador a diesel, o controle do conversor permanece igual ao do modo conectado, uma vez que o gerador passa a ser a referência de tensão do sistema.

Para a operação sem o gerador a diesel, não se possui mais o controle de injeção de potência pela teoria PQ, a lógica de controle nesse modo é diferente da descrita em 3.1. O controle do chaveamento passa a ser de tensão consistindo de senóides de referência com a amplitude nominal defasadas de 120°, com sequência de fase ABC.

Para manter a mesma fase inicial do sistema, durante o modo conectado, através do PLL é capturado constantemente e armazenado em um buffer o valor de theta. Para que no momento do ilhamento, em que é comutado o controle, o novo modo de operação parta do valor de theta armazenado no último instante anterior ao ilhamento. A entrada de dados do controle do modo ilhado é então o theta do último instante do modo conectado. Através desse modo a carga não percebe variação de fase do sistema. Na Figura 3.6 pode-se ver tal lógica de controle.

Figura 3.6 - Segundo modo de controle do conversor.

Capítulo 4

Modelagem do sistema

A seguir será apresentada a topologia do sistema elétrico que alimenta a minirrede do Maracanã, bem como sua modelagem de forma a obter uma representação mais fiel do sistema em questão. Através da modelagem será possível simular o comportamento para os diferentes cenários conforme serão discutidos no capítulo 5.

O software usado para a simulação do sistema é o PSCAD/EMTDC [6]. A escolha de seu uso se deve ao fato da capacidade de permitir uma modelagem detalhada do circuito chaveado no domínio de tempo, para análise dos transitórios eletromagnéticos, e também analisar a propagação de harmônicos na rede.

Todos os dados necessários para o detalhamento da modelagem de toda a rede que se segue, foram obtidos juntos ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a concessionária de distribuição LIGHT, além das informações do próprio complexo esportivo do Maracanã por meio de visitas técnicas.

Sistema de Subtransmissão

Compreende-se como sistema de subtransmissão, a rede elétrica que parte das subestações de transmissão, e recebe as linhas de 500 kV do SIN [10], para as subestações de distribuição de 138 kV da LIGHT.

Para o estudo em questão foram identificadas as 2 subestações de transmissão de 500 kV responsáveis por alimentar o sistema do Maracanã e seu entorno. São as subestações de Grajaú e São José. Tais subestações pertencem ao sistema de FURNAS.

Os detalhes do sistema de subtransmissão, foram obtidos através do banco de dados do ONS, o qual disponibiliza todas as informações dos circuitos. Tais

dados foram obtidos do banco de dados para o cálculo do fluxo de potência no programa ANAREDE [11].

Através dos dados obtidos, pode-se fazer a modelagem do sistema de subtransmissão, que parte das subestações do Grajaú e São José até as subestações de Aldeia Campista e Campo Marte, respectivamente, de onde saem os alimentadores para o Maracanã. O diagrama unifilar de tais redes, pode ser visualizado na Figura 4.1 e na Figura 4.2.

GRAJAU-2-1CS GRAJAU---500 kV GRAJAU-1-1CS 38 107 44 345 kV 345 kV

1,3 + j0 MVA 1,3 + j0 MVA GTR1: 100 MVA, 345-500/138 kV 179 110 GTR2: 100 MVA, 500/138 kV GTR1 GTR2 GTR3 GTR4 GTR3: 100 MVA, 500/138 kV GTR4: 100 MVA, 345-500/138 kV GRAJAU---138 kV 178

MANGUEIRA 138 kV 1670 R.COMPRI 138 kV 1650 14,8 + j6,3 MVA 138 kV J.BOTA-B 57,3 + j4,8 MVA 1652 A.CAMPISTA 1649 138 kV 138 kV 1651 138 kV 1655 LEOPOLDO J.BOTA-A URUGUAI 138 kV 32,2 + j4,7 MVA 26,7 + j4,3 MVA 1653 28,4 + j6,7 MVA Linha Principal

F.CANECA 284 138 kV

89,9 + j23,3 MVA MARACANÃ

Figura 4.1 - Diagrama unifilar desde a Subestação Grajaú até o Maracanã.

108 S.JOSE---500 kV

1764 + j1014 MVA SJTR3 SJTR4 SJTR1: 600 MVA, 500/138 kV SJTR1 SJTR2 SJTR2: 600 MVA, 500/138 kV 4200 SJTR3: 600 MVA, 500/138 kV SJTR4: 600 MVA, 500/138 kV S.JOSE1—138 kV

169 S.JOSE2—138 kV

1605 271 CAXIAS—138 kV MERITI—138 kV 72,9 + j31,9 MVA 59,9 + j3,8 MVA

4113 272 TRIAGEM—138 kV FIOCRUZ—138 kV

8,8 + j3,7 MVA 38,4 + j1,4 MVA

C.MARTE—138 kV TROVÃO—138 kV 1616 1617

41 + j10,1 MVA 31,9 + j4,4 MVA Linha Reserva MARACANÃ

Figura 4.2 - Diagrama unifilar desde a Subestação São José até o Maracanã.

Partindo dos barramentos das subestações de Grajaú e São José, que foram considerados como barramentos infinitos, ou seja, capazes de suprir todo o sistema de subtransmissão modelado no PSCAD. Já as cargas são modeladas, por pontos fixos de potência ativa e reativa.

Os transformadores foram modelados considerando o modelo com a variação do tape. Já as linhas de transmissão, tiveram sua modelagem por seções π-equivalentes, com uma resistência e indutância em série, e capacitância em paralelo à linha.

Na Figura 4.3 pode-se visualizar o sistema em questão modelado no PSCAD. Os barramentos de cor preta possuem tensão de 500 kV, já os de cor azul, possuem tensão de 345 kV, e os de cor verde, possuem tensão de 138 kV.

Figura 4.3 - Sistema de Subtransmissão modelado no PSCAD.

Alimentador do Maracanã

O alimentador principal do Maracanã tem sua origem na subestação de Aldeia Campista. Já o alimentador secundário tem sua origem na subestação de Campo Marte. Os dados desses alimentadores foram obtidos junto à LIGHT.

Ambos alimentadores são detalhados, conforme o diagrama unifilar da Figura 4.4. A subestação de Aldeia Campista possui 3 transformadores, e o alimentador principal do estádio parte do transformador ALCTR3. Já a subestação de Campo Marte possui quatro transformadores, e o alimentador reserva parte do transformador CMTTR2. Ambos alimentadores chegam até o Maracanã pelo sistema de distribuição subterrâneo.

A. CAMPISTA C.MARTE 1655 1616

newCR1655 14,39 + j4,46 1 newCR1616 1 35,86 + j4,10

2 2

574 545 3 3 671 688 710

ALCTR1 ALCTR2 ALCTR3 CMTTR2 CMTTR5 CMTTR3 CMTTR1

575 546 4 4 672 689 711

CARGA DE CARGA DE CARGA DE CARGA DE CARGA DE ALCTR1 ALCTR2 CMTTR5 CMTTR3 CMTTR1

CMTTR1: 40 MVA, 138/13,8 kV ALCTR1: 40 MVA, 138/13,8 kV CMTTR2: 40 MVA, 138/13,8 kV ALCTR2: 40 MVA, 138/13,8 kV CMTTR3: 20 MVA, 138/13,8 kV ALCTR3: 20 MVA, 138/13,8 kV CMTTR5: 20 MVA, 138/13,8 kV MARACANÃ

Figura 4.4 - Diagrama unifilar do sistema Maracanã: alimentação principal e reserva.

A seguir a modelagem dos 2 alimentadores no PSCAD. O alimentador principal oriundo da subestação de Aldeia Campista pode ser visualizado com mais detalhes na parte esquerda da Figura 4.5, além do alimentador secundário, oriundo da subestação de Campo Marte, a direita da mesma figura.

Figura 4.5 - Alimentadores do Estádio modelados no PSCAD.

O alimentador principal é conectado na barra 1655 de Aldeia Campista de 138 kV. Seu circuito possui um transformador 138/13,8 kV (ALCTR3) de 20 MVA, que alimenta o barramento bac_8, ainda em Aldeia Campista. De tal barramento, parte o cabo subterrâneo que alimenta o estádio, e também parte o alimentador que fornece energia para a minirrede de Aldeia Campista (NO8) que será detalhada na seção 4.7.

Já o alimentador reserva é conectado na barra 1616 da subestação de Campo Marte de 138 kV. Seu circuito possui também um transformador 138/13,8 kV (CMTTR2) de 20 MVA, que alimenta o barramento bcm_8, de Campo Marte. De tal barramento parte um cabo subterrâneo que faz a alimentação reserva do estádio, e também parte o alimentador que fornece energia para a minirrede de Campo Marte (NO8_CM) que será detalhada na seção 4.7.

Os cabos subterrâneos, tanto do alimentador principal, quanto reserva do estádio, são cabos duplos com seções nominais de 240 mm e foram considerados também na modelagem através do modelo de um cabo2 de cobre coaxial que possuí um núcleo condutor, um revestimento isolante e uma blindagem na

camada externa. Os valores de espessura, em metros, equivalentes de cada camada adotados podem ser visualizados na Figura 4.6.

Figura 4.6 - Modelagem dos cabos alimentadores subterrâneos do estádio no PSCAD

Os cabos ficam enterrados a uma profundidade de 1 m do solo e possuem as 3 fases separadas a 1 m de distância, conforme pode ser visualizado na geometria da Figura 4.6 acima. Eles possuem um comprimento aproximado de 1,5 kM para o alimentador principal e 2,4 kM para o alimentador reserva.

Barramento de 13,8 kV do Maracanã

O barramento do estádio do Maracanã é o local onde se conectam os cabos alimentadores, tanto o principal quanto o reserva, por meio de disjuntores (BRK_), conforme pode ser visto na parte superior da Figura 4.7.

Na parte inferior da Figura 4.7 são conectados os 2 tipos de geradores elétricos disponíveis no estádio, a geração solar e a diesel. Também na mesma Figura 4.7 são conectadas as 2 cargas do próprio estádio, que representam a parcela de carga prioritária de 0,9 MW e necessita de suprimento de energia ininterrupto, e a parcela não prioritária.

O inversor será detalhado na seção 4.5, e é conectado ao barramento do Maracanã por meio de um transformador 0,22/13,8 kV de 10 MVA, já o gerador a diesel, é detalhado em 4.6, e se conecta direto ao barramento.

Figura 4.7 - Modelagem do barramento de 13,8 kV do Maracanã no PSCAD

Geração solar

O modelo do painel solar adotado é o incluso na própria biblioteca do PSCAD. Para essa modelagem foi utilizado os dados técnicos do painel Kyocera KD180GH-2P [12] que possui as seguintes especificações para as condições padrão de operação (1000 W/ e 25 ºC) na Tabela 4.1: 2 Tabela 4.1 - Especificações𝑚𝑚 do painel Kyocera KD180GH-2P

Potência máxima 180W (+5%/-5%) Tensão 23,6 V 𝑃𝑃𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 Corrente 7,63 A 𝑉𝑉𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 Tensão 29,5 V 𝐼𝐼mpp Corrente 8,35 A 𝑉𝑉oc Coeficiente de Temperatura em 1,06 x 10 V/ºC 𝐼𝐼sc Coeficiente de Temperatura em 5,01 x 10 −1A/ºC 𝑉𝑉oc − −3 𝐼𝐼sc Conforme pode ser visualizado na Figura 4.8, o painel solar é conectado ao inversor por meio de um capacitor que serve de filtro para a tensão CC de saída do painel. Foram testados diversos valores de capacitância durante a simulação com o objetivo de manter a tensão no elo CC a mais filtrada possível, de forma que valores de capacitância abaixo de 7.2 mF provocam um “ripple” maior na tensão CC, e faz com que, o inversor não consiga desempenhar corretamente seu controle e tenha uma drástica redução na potência injetada.

c1 BRK_ilha_AC

Ipv Controle + Fase_DC inversor A TbarraLF

800.0 G B Neutro_DC C 7.2 [mF]

T Vpv 45.0 TbarraF

Figura 4.8 – Modelagem da geração solar no PSCAD

Para injetar uma potência de 0.36 MW no barramento do Maracanã, correspondente a potência total do estádio, foram necessários 2000 painéis. Os painéis foram arranjados conforme Figura 4.9, com Ns = 20 em série para manter uma tensão no elo CC de aproximadamente 0,5 kV, e Np = 100 em paralelo para atender a potência desejada.

Para injetar uma potência de 4 MW no barramento do Maracanã, correspondente a potência total de todo o complexo, foram necessários 23.600 painéis. Os painéis foram arranjados conforme Figura 4.9, com Ns = 40 em série para manter uma tensão no elo CC de aproximadamente 1 kV, e Np = 590 em paralelo para atender a potência desejada. Np

...

Ns ......

...

Figura 4.9 - Arranjo painel solar.

Conversor de potência

Com base na modelagem já descrita no capítulo 3, o inversor e seu controle foram modelados no PSCAD, conforme as figuras que se seguem.

Na Figura 4.10 é apresentada a modelagem do VSC e conta com um reator que assume 2 valores por meio de uma chave que realiza o by-pass de parte do reator, mediante ao controle utilizado. No caso da operação em modo conectado a chave é fechada e o reator assume uma indutância de 0,02 mH, já para o modo ilhado de operação, a chave é aberta e ele assume um valor de 0,073 mH. Esses 2 valores foram obtidos de forma empírica, de forma a ser um valor pequeno o suficiente para maximizar a potência injetada e também o suficientemente grande para filtrar as correntes de saída.

Figura 4.10 - Modelagem do VSC no PSCAD

As tensões e correntes necessárias para a realimentação do controle são medidas no ponto de conexão do VSC com o sistema, de forma que o controle manterá sempre nesse ponto os níveis de tensão e correntes estabelecidos.

Conforme já descrito em 3.1, a lógica de controle modelada no PSCAD pode ser visualizada na Figura 4.12, que segue respectivamente a ordem da Figura 4.11, já apresentada em 3.1. Salvo os itens 8 e 9 que foram introduzidos para selecionar entre os diferentes modos de operação.

Figura 4.11 – Blocos de controle

Figura 4.12 – Controle para o modo conectado do chaveamento modelado no PSCAD

No item 8 da Figura 4.12, acontece a comutação entre os 2 modos de controle do chaveamento, ou seja, através de um sinal de controle é possível comutar entre o modo de operação conectado e o modo ilhado. Caso o modo seja o conectado, segue a lógica descrita de 3.1 a 3.3 e na Figura 4.12. Caso o modo seja o ilhado, segue a lógica descrita na seção 3.5.2 e na Figura 3.6.

Já no item 9 da Figura 4.12, ocorre a comutação entre o valor da injeção de potência, para o caso o valor de injeção correspondente ao Complexo do Maracanã (4 MW) ou do estádio do Maracanã (0,36 MW).

Os valores das constantes do controlador PI no item 5 são mostrados abaixo. Tais valores foram obtidos de forma empírica para permitir um controle mais eficiente e com baixo conteúdo harmônico.

= 1;

𝐾𝐾=𝑝𝑝0,01 ;

Na parte 1 da Figura 4.12 é apresentada𝜏𝜏 𝑠𝑠 a operação matemática necessária para a transformada de Clarke descrita na seção 3.2.1 dentro do PSCAD. As

tensões nos eixos ABC são transformadas em tensões nos eixos αβ. Tal sistema tem como entrada as tensões em PU medidas no ponto de conexão do inversor com a rede da concessionária.

A parte 2 da Figura 4.12 consiste na teoria PQ apresentada em 3.3. As entradas do sistema são as tensões nos eixos αβ resultantes da parte 1, e os valores de potência ativa e reativa desejados que o inversor injete. Já a saída do sistema são as correntes de controle nos eixos αβ.

Na parte 3 da Figura 4.12 ocorre a operação matemática necessária para a transformada de eixos αβ para dq descrita em 3.3. As correntes de controle nos eixos αβ, entrada da operação, são transformadas em correntes de controle nos eixos dq, saída da operação. Para essa transformação também se faz necessário como entrada, o theta gerado pelo PLL.

Na parte 6 da Figura 4.12 é apresentada a operação matemática necessária para a transformada inversa de eixos dq para ABC descrita em 3.2.2. As tensões nos eixos dq, entrada da operação, são transformadas em tensões nos eixos ABC, saída da operação. Novamente, para essa transformação também se faz necessário como entrada, o theta gerado pelo PLL.

Conforme descrito em 3.4, o sistema modelado do PWM no PSCAD pode ser visualizado na Figura 4.13. Tal operação é realizada na parte 7 da Figura 4.12. A entrada tem como as tensões nos eixos ABC resultantes da parte 6 e a saída são os sinais de controle dos IGBTs do VSC. A onda triangular é comparada com as tensões de entrada, possui uma frequência de 5000 Hz, e uma amplitude de 1 unidade.

Figura 4.13 - Operação do PWM

Na parte 4 da Figura 4.12 é realizado uma comparação entre a corrente de controle obtida na parte 3 com as correntes medidas no ponto de conexão do inversor com a rede da concessionária. Para trabalhar com a mesma referência, as correntes medidas são transformadas dos eixos ABC para os eixos dq, através da transformada de Park descrita em 3.2.2, e que pode ser visualizada na Figura 4.14.

Figura 4.14 - Operação para a transformada de Park (ABC p/ dq)

O PLL descrito em 3.4 foi adicionado ao sistema através do PLL da própria biblioteca do PSCAD, e pode ser visualizado Figura 4.15.

Também na Figura 4.15, pode ser observado as conversões da tensão e corrente do sistema em PU utilizando as bases de 1 MVA e 0,22 kV.

Figura 4.15 - Modelagem do PLL e conversões para PU

Na Figura 4.16 é modelado o controle do chaveamento do VSC para o modo ilhado, conforme descrito na seção 3.5.2. Sua saída serão as tensões em coordenadas ABC, com amplitude de 1 unidade e frequência de 60 Hz, que por meio do chaveamento do item 8 da Figura 4.12, serão conectados ao item 9, o PWM.

Figura 4.16 - Controle para o modo ilhado do chaveamento modelado no PSCAD

Gerador a Diesel

Embora o enfoque do trabalho seja a análise da geração solar presente no estádio, um dos modos de operação estudado necessita da modelagem de um gerador a diesel. Tal modo é necessário para estudar o comportamento de todo o sistema no momento em que a geração solar e a diesel estão funcionando em conjunto. Em 2.1 é mostrado que o estádio possui 4 geradores a diesel, porém na modelagem do sistema foi utilizado um único gerador equivalente a potência injetada pelos 4 geradores.

Para a modelagem do gerador a diesel no PSCAD, foi utilizado como base um modelo já pronto de um gerador a diesel, que possui uma máquina síncrona controlada pelos controles disponíveis na biblioteca do PSCAD. Tal gerador equivalente possui a potência de 6MVA, uma tensão de linha de 13,8 kV, sendo possível conecta-lo diretamente ao barramento do estádio, e constante de inércia de 2,9 s.

Na Figura 4.17 é possível visualizar tal gerador equivalente e sua modelagem. Na parte inferior à máquina síncrona, na Figura 4.17, está o controle de torque e velocidade do gerador, levando em conta a dinâmica de uma máquina a diesel. Já na parte superior, está o controle da excitação de campo.

Figura 4.17 - Modelagem do gerador a diesel no PSCAD

Minirrede

A modelagem da minirrede de acordo com 2.2, compreendida no sentido das subestações de Aldeia Campista e Campo Marte, para as cargas, foi desenvolvida no PSCAD da mesma forma que o sistema de subtransmissão, e pode ser visualizada na Figura 2.2. Novamente, com base nos dados de 4.1, as linhas de transmissão, tiveram sua modelagem por seções π-equivalentes, com uma resistência e indutância em série, e capacitância em paralelo a linha.

Todos as barras dessa minirrede possuem a tensão de 13,8kV. Já as cargas, foram modeladas por pontos fixos de potência ativa e reativa. Cada uma possui um disjuntor associado de forma a fazer o controle de carga no momento do ilhamento. Tal controle se baseia no corte de carga, ou seja, fazer o desligamento das cargas não prioritárias de forma a manter a continuidade no fornecimento de energia para as cargas prioritárias. Os disjuntores representam, na verdade, os dispositivos inteligentes da rede elétrica inteligente.

Nessa minirede, já considerado com um sistema de distribuição, pelo fato das linhas possuírem um comprimento menor em relação as linhas do sistema de subtransmissão, o efeito capacitivo das mesmas é menor. A relação X/R agora também é menor já que o nível de tensão é menor, o que acarreta correntes mais elevadas nas linhas, que devem apresentar resistência considerável.

Na Figura 4.18 pode se visualizar com mais detalhes a parte da minirede alimentada pela subestação de Aldeia Campista. Já na Figura 4.19 pode se visualizar com mais detalhes, a parte da minirede alimentada pela subestação de Campo Marte. Conforme mencionado na seção 4.2 e ilustrado na Figura 4.5, são indicados os pontos de alimentação das 2 minirredes. Pontos estes que se conectam nos barramentos das subestações de Aldeia Campista e Campo Marte.

Ponto de conexão com a subestação de Aldeia Campista

P+jQ

NO8 Ea_8ac

0 [ohm] _5 BRK_57 Eb_8ac

V A _8_ PI Section Ec_8ac P+jQ PI Section BRK_60 c_60 _5

PI Section P+jQ BRK_120 0 [ohm] BRK_LDS4886 PI Section bac_10 _0 c_27 0 [ohm] _50 _115 _ 38 BRK_LDS4242 _436 PI Section PI Section PI Section PI Section PI Section

_310 [ohm] _1400 [ohm]

c_71 c_89 _145 P+jQ PI Section PI Section _540 PI Section BRK_37 _3 PI Section

_34 _750 [ohm] c_930 [ohm] _136 0 [ohm] BRK_540 BRK_136 PI Section _149 PI Section BRK_93 P+jQ BRK_34

_50 [ohm] _163 P+jQ P+jQ P+jQ BRK_77 P+jQ PI Section BRK_152 BRK_150 _150

P+jQ 0 [ohm] P+jQ _ 66

P+jQ 0 [ohm] PI Section PI Section BRK_170 _0

P+jQ P+jQ P+jQ _ 68 BRK_284 BRK_258

_ BRK_214 BRK_168

_284 _258 PI Section P+jQ _182 PI Section PI Section

_213 PI Section PI Section

_283 P+jQ PI Section PI Section BRK_215 _5 _186 PI Section

_209 PI Section _279 BRK_186 PI Section

_261 PI Section

P+jQ P+jQ PI Section _5 PI Section BRK_267 _267 PI Section _ 86 P+jQ

PI Section 0 [ohm] BRK_340 PI Section PI Section BRK_266 _266 _264 _338 _340 P+jQ PI Section PI Section

_ 39

_3 _30 P+jQ 0 [ohm] PI Section BRK_244 _244 _242 0 [ohm] BRK_302 _3 0

PI Section PI Section P+jQ

Ea_8ac_rem _324 _322 Eb_8ac_rem BRK_324 BRK_322 Ec_8ac_rem A V P+jQ P+jQ

Figura 4.18 - Modelagem da minirede de Aldeia Campista no PSCAD

Ponto de conexão com a subestação de Campo Marte

NO8_CM Ea_8cm 0 [ohm] Eb_8cm V A bcm_8_2 Ec_8cm BRK_LDSPEDROAL BRK_LDS837

bcm_1

_162 PI Section PI Section

_198 PI Section PI Section PI Section PI Section

_8 _5

_0 _0 PI Section PI Section PI Section PI Section PI Section PI Section

m_93 m_83 _160 PI Section PI Section P+jQ P+jQ P+jQ _9 _386 BRKCM_210 _5BRKCM_152 _129BRKCM_129

PI Section PI Section PI Section PI Section PI Section P+jQ m_118 _5 _9BRKCM_149 P+jQ BRKCM_93 BRKCM_83 BRKCM_160 BRKCM_270 P+jQ _270 _3 BRKCM_386 _38 P+jQ P+jQ P+jQ

P+jQ P+jQ P+jQ P+jQ

PI Section P+jQ BRKCM_335 BRKCM_234 BRKCM_387 BRKCM_271 _ BRKCM_333 BRKCM_298 _335 _333 _9BRKCM_294 _ 98

PI Section P+jQ P+jQ P+jQ P+jQ P+jQ P+jQ P+jQ P+jQ P+jQ PI Section BRKCM_278 BRKCM_279 BRKCM_276 P+jQ P+jQ _272 P+jQ PI SectionPI SectionPI PI SectionPI PI Section BRKCM_285 BRKCM_286 BRKCM_290 BRKCM_291

PI Section PI Section PI Section PI Section PI Section PI Section PI Section PI Section PI Section PI Section PI Section PI Section BRKCM_299 BRKCM_359 _359 P+jQ _38BRKCM_382 _336 _6 _8 _9 _ 83 _284 _285 _ 86 _ 90 _9 _9 _295 _ 99 PI Section PI Section PI Section PI Section PI Section P+jQ P+jQ P+jQ BRKCM_321 BRKCM_331 BRKCM_324

_363 _358BRKCM_358 _355 _3 0 PI Section

P+jQ PI Section PI Section PI Section _324 _321 _331

P+jQ P+jQ P+jQ BRKCM_300 Ec_8cm_rem PI Section PI Section PI Section

BRKCM_363 _356 BRKCM_340 _3 Eb_8cm_rem

_300

P+jQ PI Section P+jQ Ea_8cm_rem BRKCM_322 BRKCM_315 BRKCM_310

P+jQ PI Section

_364 BRKCM_347 A PI Section PI Section PI Section PI Section PI Section PI Section PI Section PI Section V BRKCM_328 _328 _323 _322 _317 _316 _315 _310 _30 BRKCM_301 P+jQ

PI Section P+jQ

PI Section _305 _309BRKCM_309 P+jQ

BRKCM_364 _365 PI Section P+jQ PI Section

_366 _36 P+jQ PI Section PI Section BRKCM_368 BRKCM_366 _379 _368

P+jQ PI Section

BRKCM_379 _3 0

P+jQ PI Section PI Section

_373 _374 PI Section BRKCM_373 BRKCM_374 _3 5

P+jQ P+jQ BRKCM_375

P+jQ

Figura 4.19 - Modelagem da minirede de Campo Marte no PSCAD

Capítulo 5

Resultados

Com base nos modos de operação apresentados na seção 2.2, foram feitas 3 simulações para analisar o comportamento de todo o sistema em tais modos.

Simulação 1

A primeira simulação, envolve o uso do modo 1. A potência gerada pelo painel solar é a produzida pelo estádio, ou seja, 360 kW.

O objetivo dessa simulação é analisar o comportamento do sistema para a configuração de geração atual do estádio do Maracanã. Conforme já mencionado anteriormente, a geração solar trabalha somente no modo conectado com a rede, e em uma possível desconexão da geração principal, a geração solar também é desconectada. Além da potência gerada pela geração solar não conseguir nem suprir a carga prioritária de 0,9 MW do estádio. Logo, para essa simulação não se tem o processo de ilhamento e formação da minirrede.

Para esse caso, o tempo total de simulação é de 2 segundos. Apenas para a inicialização da simulação, o conversor é conectado ao sistema em 0,3 segundos. A potência base e a tensão de base para esse caso tem os valores de 1 MVA e 0,22 kV, respectivamente, referenciados ao lado do conversor.

5.1.1 O conversor

Na Figura 5.1 é mostrada a potência ativa injetada pelo conversor na barra do Maracanã. Tal medida é realizada no ponto de conexão da geração solar com o barramento, ponto 1 da Figura 4.7.

Figura 5.1 - Gráfico da potência ativa injetada pelo conversor na simulação 1.

Conforme mencionado anteriormente, o conversor é conectado em 0,3 segundos, e o sistema trabalha no modo 1, com o controle de chaveamento do conversor com base na teoria PQ, seção 3.5.1.

Na Figura 5.1 pode-se perceber que o conversor injeta os 0,36 MW, curva Pinv. Já a curva PG representa a potência gerada pelo gerador a diesel, desligado para essa simulação.

Abaixo, na Figura 5.2, pode-se visualizar a potência reativa injetada pela geração solar, curva Qinv, medida no ponto 1 da Figura 4.7. Já a curva QG representa o reativo do gerador a diesel medido no ponto 5 da Figura 4.7, desligado para essa simulação.

Figura 5.2 - Gráfico da potência reativa injetada pelo conversor na simulação 1.

Também na Figura 5.2, é mostrada a curva Qinv_antraf, tal curva representa a potência reativa injetada somente pelo conversor, medido no ponto 2 da Figura 4.7. Já a curva Qinv é o resultante do sistema conversor mais transformador. Ou seja, o conversor é conectado ao barramento do Maracanã através de um transformador que consome 0,1 MVar da rede. No tempo 0,3 segundos, partida do conversor, ele supre a carga do transformador, gerando o pico na curva Qinv a partir de 0,3 segundos. Já a partir de 0,5 segundos, o sistema se estabiliza e o transformador volta a consumir 0,1 MVar da rede.

Na Figura 5.3 abaixo pode-se ver o gráfico da tensão trifásica em PU de saída do inversor. A tensão do sistema se mantém em 1 PU.

Figura 5.3 - Gráfico da tensão de saída do inversor para a simulação 1

Já na Figura 5.4, é mostrado a corrente de saída do inversor que se mantém em 0,36 PU, com o controle utilizado.

Figura 5.4 - Gráfico da corrente de saída do inversor para a simulação 1

Com o objetivo de mostrar o rastreamento do erro no controle do modo 1, é mostrado na Figura 5.5, tanto o gráfico do erro em eixo direto, como em quadratura.

Figura 5.5 - Gráfico do erro da comparação das correntes em eixo DQ para a simulação 1

Percebe-se que o controle do inversor trabalha de forma a injetar a potência desejada, uma vez que o erro da comparação entre as correntes desejadas e medidas é zero.

5.1.2 O painel solar

Abaixo, é mostrado na Figura 5.6, a potência de saída do painel solar, potência essa injetada no conversor pelo painel.

Figura 5.6 - Gráfico da potência do painel solar para a simulação 1

A seguir na Figura 5.7 é mostrado o gráfico da tensão no elo CC do painel com o conversor. Antes do conversor ser ligado, a tensão de circuito aberto do arranjo do painel solar desenvolvido, gerou uma tensão de aproximadamente 0,59 kV no elo CC. Já com o sistema operando conectado à rede, essa tensão diminui para o valor aproximado de 0,49 kV. Como não foi implementado um sistema de MPPT, a tensão é definida pelas características e arranjo das placas do painel solar.

Figura 5.7 - Gráfico da tensão de saída do painel solar na simulação 1

5.1.3 Medição de harmônicos na rede

O nível de distorção harmônica é um dos critérios levados em conta para a análise da qualidade de energia. A seguir, foi feita uma medição dos valores das componentes harmônicas da tensão e corrente, através da decomposição de tais sinais através da Transformada Rápida de Fourier (FFT), que determina a amplitude das componentes harmônicas em função do tempo. Esses valores foram medidos no instante final da simulação que para o presente caso é o instante t = 2,0 s. Suas medidas foram tomadas na saída do inversor (ponto 2 da Figura 4.7).

Na Figura 5.8 e Figura 5.9 pode-se ver o valor das componentes harmônicas da tensão e corrente em PU no conversor, respectivamente.

Figura 5.8 - Gráfico da FFT da tensão do inversor para a simulação 1

A componente harmônica de maior valor para a tensão de saída do conversor, além da fundamental, é a componente de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual de 0,004% em relação à componente fundamental (que possui um valor de 1,02 PU).

Figura 5.9 - Gráfico da FFT da corrente do inversor para a simulação 1

Para a corrente, a componente harmônica de maior valor, além da fundamental, é também a de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual de 2,6% em relação à componente fundamental (que possui um valor de 0,35 PU).

Simulação 2

A segunda, envolve o uso dos modos 1 e 2. O sistema, no modo 1, é ilhado passando para o modo 2. A potência gerada pelo painel solar é a produzida pelo complexo, ou seja, 4 MW.

Em essa simulação se concentra o objetivo principal do estudo que é a operação ilhada e a formação da minirrede através da geração solar. Para o momento da operação ilhada, além da medição do índice de distorção harmônica, também são feitos testes de desbalanço para a análise da qualidade de energia.

Para esse caso, o tempo total de simulação é de 2 segundos, e a passagem do modo 1 para o modo 2, ou seja, o sistema é ilhado em 1,2 segundos. Apenas para a inicialização da simulação, o conversor é conectado ao sistema em 0,3 segundos. Diferente da simulação 1, a potência base e a tensão base para essa simulação tem os valores de 4 MVA e 0,22 kV, respectivamente, referenciados ao lado do conversor.

5.2.1 O conversor

Na Figura 5.10 é mostrada a potência ativa injetada pelo conversor no barramento do sistema. Para essa simulação é considerado apenas um único ponto de geração com a potência total equivalente do complexo, e tal ponto é conectado diretamente ao barramento do Maracanã. Conforme na simulação anterior, tal medida é realizada no ponto de conexão da geração solar com o barramento, ponto 1 da Figura 4.7.

Figura 5.10 - Gráfico da potência ativa injetada pelo conversor na simulação 2

Conforme mencionado anteriormente, o conversor é conectado em 0,3 segundos, e de 0,3 a 1,2 segundos o sistema trabalha no modo 1, com o controle de chaveamento do conversor com base na teoria PQ, seção 3.5.1. A partir de 1,2 segundos o sistema passa para o modo 2, e o controle de chaveamento do conversor passa a ser o apresentado na seção 3.5.2.

Na Figura 5.10 pode-se perceber que o conversor injeta os 4 MW com os 2 tipos de controle, curva Pinv. Apenas é notada uma queda de aproximadamente 0,8 MW de duração de 0,05 segundos, devido ao tempo de chaveamento de um controle para o outro. Já a curva PG representa a potência gerada pelo gerador a diesel, desligado para essa simulação.

A Figura 5.11 mostra a potência reativa injetada pela geração solar, curva Qinv, medida no ponto de conexão com o barramento do Maracanã, ponto 1 da Figura 4.7. Já a curva QG representa o reativo do gerador a diesel medido no ponto 5 da Figura 4.7, desligado para essa simulação.

Figura 5.11 - Gráfico da potência reativa injetada pelo conversor na simulação 2

Semelhante a simulação 1, o transformador do conversor consome 0,1 MVar da rede no modo 1. Já no modo 2, após o ilhamento, esse valor é suprido pelo painel, somado aos 0,45 MVar fornecido para a minirrede, já que o sentido da potência reativa foi invertido. O total de reativo gerado pelo painel pode ser visualizado na curva Qinv_antraf, medido entre o conversor e o seu transformador, ponto 2 da Figura 4.7. No momento de conexão do painel é gerado um transitório no reativo, que estabiliza no segundo 0,7.

Abaixo é mostrado, na Figura 5.12, o gráfico da tensão trifásica em PU de saída do inversor. A tensão de saída com o sistema no modo 1 e no modo 2 se mantem em 1 PU.

Figura 5.12 - Gráfico da tensão de saída do inversor para a simulação 2

No momento da comutação de controles (1,2 segundos), a tensão sofre uma deformidade devido ao tempo de chaveamento entre os controles.

Já na Figura 5.13, é mostrado a corrente que se mantém em 1 PU, tanto no modo 1, como no modo 2.

Figura 5.13 - Gráfico da corrente de saída do inversor para a simulação 2

Novamente, devido a comutação entre os controles a corrente também sofre uma deformação no momento da comutação (1,2 segundos).

Com o objetivo de mostrar o rastreamento do erro no controle do modo 1, é mostrado abaixo, na Figura 5.14, tanto o gráfico do erro em eixo direto, como no eixo em quadratura, para o intervalo de tempo de atuação de tal controle (0,3 a 1,2 segundos).

Figura 5.14 - Gráfico do erro da comparação das correntes em eixo DQ para a simulação 2

O controle do inversor trabalhou de forma a injetar a potência desejada. O erro da comparação entre as correntes desejadas e medidas foi zero para o modo 1 de operação.

5.2.2 O painel solar

Abaixo, é mostrado na Figura 5.15, a potência de saída do painel solar, potência essa injetada no conversor pelo painel.

Figura 5.15 - Gráfico da potência do painel solar para a simulação 2

Em 1,2 segundos é notado uma queda de 2 MW em um intervalo de tempo de 0,02 segundos, novamente devido ao chaveamento de um controle para o outro. Conforme na Figura 5.10 essa queda de potência no lado da carga foi menor devido a impedância de conexão do conversor ao barramento e seu transformador que suavizaram a variação na corrente, e por sua vez, a potência.

A seguir, Figura 5.16, é mostrado o gráfico da tensão no elo CC do painel com o conversor. Antes do conversor ser ligado, a tensão de circuito aberto do arranjo do painel solar desenvolvido, gerou uma tensão de aproximadamente 1,2 kV no elo CC. Já com o sistema operando em modo 1, essa tensão cai para o valor aproximado de 1 kV. E o sistema operando em modo 2, essa tensão vai para 0,85 kV aproximado.

Figura 5.16 - Gráfico da tensão de saída do painel solar na simulação 2

5.2.3 Atendimento de cargas prioritárias (“Recortes”)

Na Figura 5.17, pode-se ver a potência fornecida a carga prioritária de 0,9 MW do estádio do Maracanã medida no ponto 3 da Figura 4.7, tanto para o momento do modo 1, como para o de modo 2.

Figura 5.17 - Gráfico da potência na carga prioritária do Maracanã para a simulação 2

Com a potência gerada de 4 MW não é possível atender a carga prioritária do estádio e de toda a minirrede. Com isso foi feito um “recorte” nas cargas da minirrede, desligando as cargas não prioritárias. Porém como não se conseguiu obter informações de quais cargas de fato são prioritárias na minirrede, foi feito um levantamento aleatório das cargas, combinando-as de forma, a somar com a prioritária do estádio, e totalizar 4 MW.

Para a parte da minirrede compreendida na subestação de Aldeia Campista, foi feito o desligamento das cargas através dos disjuntores próximos as mesmas. E as cargas desligadas podem ser visualizadas na Figura 5.18, na qual os segmentos que estão com a cor verde, mostram os circuitos desligados no momento do ilhamento. Já os segmentos que estão com a cor vermelha, revelam os circuitos que foram considerados como prioritários e permaneceram conectados após o ilhamento.

Figura 5.18 – Circuitos desligados da minirrede para a simulação 2

A seguir, na Figura 5.19 pode ser visualizado o gráfico da potência injetada de 4,1 MW e 3,3 Mvar, quando o sistema opera no modo 1. Esses valores representam o valor total de potência consumida pela minirrede de Aldeia Campista. Quando o sistema é ilhado, passando para o modo 2, e ocorre o “recorte” das cargas, tal potência é reduzida para 1,6 MW e 1,2 Mvar.

Figura 5.19 - Gráfico da potência da ilha de Aldeia Campista para a simulação 2

Abaixo, na Figura 5.20, é mostrada a tensão trifásica, e entre fases (rms) na barra 8, que é a barra de alimentação da minirrede de Aldeia Campista, e possui uma tensão de base de 13.8 kV. Já na Figura 5.21 é mostrada a tensão na barra da carga mais distante da barra 8, que no caso é a barra 322.

Figura 5.20 - Gráfico da tensão da ilha de Aldeia Campista para a simulação 2

Figura 5.21 - Gráfico da tensão na barra remota da ilha de Aldeia Campista para simulação 2

Na Figura 5.21 percebe-se uma leve elevação na tensão após o ilhamento. Isso se deve ao aumento do efeito capacitivo do circuito com o desligamento das cargas não prioritárias com o ilhamento.

Para a parte da minirrede compreendida na subestação de Campo Marte, da mesma forma que na minirrede anterior, foi feito o desligamento das cargas através dos disjuntores próximos as mesmas. E as cargas desligadas podem ser visualizadas na Figura 5.18, na qual os segmentos que estão com a cor verde, mostram os circuitos desligados no momento do ilhamento. Já os segmentos que estão com a cor vermelha, revelam os circuitos que foram considerados como prioritários e permaneceram conectados após o ilhamento.

A seguir, na Figura 5.22, pode ser visualizado o gráfico da potência injetada de 7,2 MW e 1,8 Mvar, quando o sistema opera no modo 1. Esses valores representam o valor total de potência consumida pela minirrede de Campo Marte. Quando o sistema é ilhado, passando para o modo 2, e ocorre o “recorte” das cargas, tal potência é reduzida para 1,45 MW. E devido ao desligamento das cargas não prioritárias, o efeito capacitivo do circuito acaba fazendo com que a minirrede injete 0,6 Mvar.

Figura 5.22- Gráfico da potência da ilha de Campo Marte para a simulação 2

Na Figura 5.23 é mostrada a tensão trifásica, e entre fases (rms) na barra 8, que é a barra de alimentação da minirrede de Campo Marte. Já na Figura 5.24 é mostrada a tensão na barra da carga mais distante da barra 8, que no caso é a barra 328.

Figura 5.23 - Gráfico da tensão da ilha de Campo Marte para a simulação 2

Figura 5.24 - Gráfico da tensão na barra remota da ilha de Campo Marte para simulação 2

5.2.4 Medição de harmônicos na rede

Para essa simulação, novamente, os valores apresentados abaixo, foram medidos no instante final que para o presente caso é o instante t = 2,0 s.

Através da Figura 5.25 e Figura 5.26 pode-se ver o valor das componentes harmônicas da tensão e corrente no conversor, respectivamente.

Figura 5.25 - Gráfico da FFT da tensão do inversor para a simulação 2

A componente harmônica de maior valor para a tensão de saída do conversor, além da fundamental, é a componente de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual de 0,37% em relação à componente fundamental (que possui um valor de 0,98 PU).

Figura 5.26 - Gráfico da FFT da corrente do inversor para a simulação 2

Para a corrente, a componente harmônica de maior valor, além da fundamental, é a de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual de 1% em relação à componente fundamental (que possui um valor de 1,01 PU).

Na Figura 5.27 e Figura 5.28 pode-se ver o valor das componentes harmônicas da tensão e corrente na carga remota de Aldeia Campista, respectivamente. Tal carga remota, é a carga de maior distância do barramento do Maracanã.

Figura 5.27 - Gráfico da FFT da tensão na carga remota de Aldeia Campista para a simulação 2

A componente harmônica de maior valor para a tensão na carga remota de Aldeia Campista, além da fundamental, é a componente de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual de 0,41% em relação à componente fundamental (que possui um valor de 0,93 PU).

Figura 5.28 - Gráfico da FFT da corrente na carga remota de Aldeia Campista para a simulação 2

Para a corrente, a componente harmônica de maior valor, além da fundamental, é a de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual de 0,28% em relação à componente fundamental (que possui um valor de 0,21 PU).

Já na Figura 5.29 e Figura 5.30 pode-se ver o valor das componentes harmônicas da tensão e corrente na carga remota de Campo Marte, respectivamente. Tal carga remota, é a carga de maior distância do barramento do Maracanã.

Figura 5.29 - Gráfico da FFT da tensão na carga remota de Campo Marte para a simulação 2

A componente harmônica de maior valor para a tensão na carga remota de Campo Marte, além da fundamental, é a componente de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual de 0,35% em relação à componente fundamental (que possui um valor de 0,98 PU).

Figura 5.30 - Gráfico da FFT da corrente na carga remota de Campo Marte para a simulação 2

Para a corrente, a componente harmônica de maior valor, além da fundamental, é a de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual de 0,03% em relação à componente fundamental (que possui um valor de 0,012 PU).

5.2.5 Operação em desbalanço

Com o objetivo de testar a capacidade de reestabilização do controle do conversor, foram feitos 2 testes de operação em desbalanço do sistema. Em ambos testes, o instante t = 1,5 s é o momento que ocorre o desbalanço no sistema. Tal desbalanço é causado por uma falta, ao barramento de alimentação da minirrede de Aldeia Campista e programado para durar 0,1 s.

Para o 1º teste foi simulado um curto monofásico (fase-terra) na fase A. A tensão na barra de Aldeia Campista pode ser visualizada na Figura 5.31.

Figura 5.31 - Gráfico da tensão de Aldeia Campista para uma falta fase-terra na simulação 2

A seguir, o gráfico da potência com o efeito do curto monofásico na fase A.

Figura 5.32- Gráfico da potência de Aldeia Campista para uma falta fase-terra na simulação 2

De acordo com a Figura 5.31 e Figura 5.32, o controle do conversor conseguiu recompor o sistema após a falta de 0,1 segundos. O sistema se reestabilizou por completo no segundo 1,65 aproximadamente.

Para o 2º teste foi simulado um curto trifásico (fase-fase-fase). A tensão na barra de Aldeia Campista pode ser visualizada na Figura 5.33.

Figura 5.33 - Gráfico da tensão de Aldeia Campista para uma falta trifásica na simulação 2

O gráfico da potência com o efeito do curto trifásico é mostrado na Figura 5.34.

Figura 5.34 - Gráfico da potência de Aldeia Campista para uma falta trifásica na simulação 2

Novamente, de acordo com a Figura 5.33 e Figura 5.34, o controle do conversor conseguiu recompor o sistema após a falta de 0,1 segundos. O sistema se reestabilizou por completo no segundo 1,7 aproximadamente. Em comparação com a falta anterior, o sistema levou mais tempo para se recompor, pois a falta trifásica é uma falta mais severa em relação a monofásica.

Simulação 3

A terceira envolve o uso dos modos 3 e 4. O sistema, no modo 3, é ilhado passando para o modo 4. Nessa simulação a potência gerada pelo painel solar continua com os 4 MW produzido pelo complexo, em conjunto com os 6 MVA produzido pelo gerador a diesel.

Embora não usual, a operação contínua do gerador a diesel conectado à rede nessa simulação tem o objetivo de analisar o comportamento da dinâmica hidráulica dos geradores com turbinas trabalhando em conjunto com o conversor do painel solar. No lugar do gerador a diesel, por exemplo, poderia existir uma PCH (pequena central hidrelétrica) de mesma potência conectada a minirrede, ou qualquer outro tipo de geração com turbina. Apenas foi simulado o conjunto para uma análise de atendimento das cargas da minirrede, expandindo a extensão da mesma. Uma análise mais profunda pode ser desenvolvida em futuros estudos.

Para esse caso, o tempo total de simulação é de 15 segundos, e a passagem do modo 3 para o modo 4, ou seja, o sistema é ilhado em 9,5 segundos. Esse tempo é necessário devido ao tempo do gerador a diesel se estabilizar e sincronizar com a rede da concessionária, o que leva aproximadamente 8,5 segundos. Apenas para a estabilização do conjunto gerador, o conversor é conectado ao sistema em 6 segundos. Semelhante a 2ª simulação, a potência base e a tensão base tem os valores de 4 MVA e 0,22 kV, respectivamente, referenciados ao lado do conversor.

5.3.1 O conversor e gerador

Na Figura 5.36 é mostrada a potência ativa injetada pelo conversor e gerador a diesel no barramento do sistema. Semelhantemente à simulação anterior, é considerado apenas um único ponto de geração solar com a potência total equivalente do complexo, assim como também é considerado um único ponto para a geração a diesel. Tais pontos são conectados diretamente ao barramento do Maracanã, conforme pode ser visualizado na Figura 4.7. No ponto 1, da Figura 4.7, é realizada a medida de potência da geração solar, e no ponto 5 a medida da geração a diesel.

Conforme mencionado anteriormente, o conversor é conectado em 6 segundos, e durante toda a simulação, tanto no modo 3 quanto no modo 4, o controle de chaveamento do conversor trabalha com base na teoria PQ, 3.5.1.

Figura 5.35 - Gráfico da potência ativa injetada pelo conversor e gerador na simulação 3

Na Figura 5.35 pode-se perceber que o conversor injeta os 4 MW a partir do segundo 6, curva Pinv. Já a curva PG representa a potência gerada pelo gerador a diesel, que devido a sua dinâmica de modelagem e simulação, leva aproximadamente 8,5 segundos para estabilizar sua potência em 6 MVA. A partir do ilhamento que ocorre em 9,5 segundos é observada uma leve elevação na potência produzida pelo gerador que a partir do segundo 12, volta a estabilizar em 6 MVA.

As oscilações de potência do gerador a diesel podem ser mitigadas através de técnicas de controle do conversor, porém tais técnicas não foram implementadas, pois o objetivo do estudo é a simulação do conversor como é implementado atualmente. Mas podem ser desenvolvidas em trabalhos futuros.

A Figura 5.36 mostra a potência reativa injetada pela geração solar, curva Qinv. Já a curva QG representa o reativo injetado pelo gerador a diesel.

Figura 5.36 - Gráfico da potência reativa injetada pelo conversor e gerador na simulação 3

O transformador do conversor continua consumindo 0,1 MVar da rede tanto no modo 3, quanto no modo 4. Já o gerador a diesel a partir do momento que ocorre o ilhamento, instante t = 9,5 s, passa a fornecer 4,1 MVar a toda minirrede.

Abaixo, Figura 5.37, pode-se ver o gráfico da tensão trifásica em PU de saída do inversor. A tensão de saída com o sistema no modo 3 e no modo 4 se mantem em 1 PU.

Figura 5.37 - Gráfico da tensão de saída do inversor para a simulação 3

Já na Figura 5.38, é mostrado a corrente que se mantém em 1 PU, tanto no modo 3, como no modo 4.

Figura 5.38 - Gráfico da corrente de saída do inversor para a simulação 3

Com o objetivo de mostrar o rastreamento do erro no controle do modo 3 e modo 4, é mostrado abaixo, na Figura 5.39, tanto o gráfico do erro em eixo direto, como no em eixo em quadratura, para o intervalo de tempo de atuação de tal controle (6 a 15 segundos).

Figura 5.39 - Gráfico do erro da comparação das correntes em eixo DQ para a simulação 3

Durante o tempo de atuação do controle, o erro foi zero, para a comparação das correntes desejadas com as medidas, mostrando que o inversor atuou injetando a potência desejada.

5.3.2 O painel solar

A potência de saída do painel solar, potência essa injetada no conversor pelo painel, pode ser visualizada na Figura 5.40.

Figura 5.40 - Gráfico da potência do painel solar para a simulação 3

A partir do momento que o painel solar é ligado, segundo 6, esse passa a injetar a potência de 4 MW de forma estável, mesmo após o ilhamento no segundo 9,5. A seguir é mostrado, na Figura 5.41, o gráfico da tensão no elo CC do painel com o conversor. Antes do conversor ser ligado, a tensão de circuito aberto do arranjo do painel solar desenvolvido, gerou uma tensão de aproximadamente 1,17 kV no elo CC. Já com o sistema conectado à rede e ilhado, essa tensão vai para 1 kV aproximado.

Figura 5.41 - Gráfico da tensão de saída do painel solar na simulação 3

5.3.3 Atendimento de cargas prioritárias (“Recortes”)

Na Figura 5.42, pode-se ver a potência fornecida à carga prioritária de 0,9 MW do estádio do Maracanã, tanto para o momento do modo 3, como para o de modo 4.

Figura 5.42 - Gráfico da potência na carga prioritária do Maracanã para a simulação 3

Até o momento do ilhamento a carga é suprida com uma potência ligeiramente superior à sua demanda (0,93 MW), devido a sua proximidade com a geração. Após o ilhamento a sua curva “acompanha” a curva do gerador a diesel, com uma leve elevação na potência novamente, e se estabiliza no segundo 12 em 0,9 MW.

Já com a potência gerada de 4 MW do painel solar mais os 6 MVA do gerador a diesel é possível atender a carga de quase toda minirrede. Porém, novamente, foi feito um “recorte” nas cargas da minirrede, desligando algumas cargas não prioritárias, combinando-as de forma, a totalizar a potência gerada.

Para a parte da minirrede compreendida na subestação de Aldeia Campista, todas as cargas foram supridas. Ou seja, após o ilhamento foi possível manter a continuidade no fornecimento de energia a todas as cargas compreendidas nessa parte da minirrede. E pode ser visualizado na Figura 5.43 através dos segmentos de cor vermelha.

Figura 5.43 - Circuitos desligados da minirrede para a simulação 3

A seguir, na Figura 5.44 pode ser visualizado o gráfico da potência injetada de 4,1 MW e 3,3 Mvar, quando o sistema opera no modo 3. Esses valores representam o valor total de potência consumida pela minirrede de Aldeia Campista. Quando o sistema é ilhado, passando para o modo 4, a potência sofre uma queda passando para 4,0 MW e 3,2 Mvar.

Figura 5.44 - Gráfico da potência da ilha de Aldeia Campista para a simulação 3

Na Figura 5.45 é mostrada a tensão trifásica, e entre fases (rms) na barra 8, que é a barra de alimentação da minirrede de Aldeia Campista. Já na Figura 5.46 é mostrada a tensão na barra da carga mais distante da barra 8, que no caso é a barra 322.

Figura 5.45 - Gráfico da tensão da ilha de Aldeia Campista para a simulação 3

Figura 5.46 - Gráfico da tensão na barra remota da ilha de Aldeia Campista para simulação 3

É possível perceber que a tensão se manteve constante mesmo após o ilhamento tanto na barra 8, quanto na barra remota 322.

Já para a parte da minirrede compreendida na subestação de Campo Marte, foi necessário fazer o desligamento de algumas cargas através dos disjuntores próximos as mesmas. E as cargas desligadas podem ser visualizadas na Figura 5.43, na qual os segmentos que estão com a cor verde, mostram os circuitos desligados no momento do ilhamento. Já os segmentos que estão com a cor vermelha, revelam os circuitos que foram considerados como prioritários e permaneceram conectados após o ilhamento.

A seguir, na Figura 5.47 pode ser visualizado o gráfico da potência injetada de 7,2 MW e 1,8 Mvar, quando o sistema opera no modo 3. Esses valores representam o valor total de potência consumida pela minirrede de Campo Marte. Quando o sistema é ilhado, passando para o modo 4, e ocorre o “recorte” das cargas, tal potência é reduzida para 5 MW e 0,8 MVar.

Figura 5.47 - Gráfico da potência da ilha de Campo Marte para a simulação 3

Na Figura 5.48 é mostrada a tensão trifásica, e entre fases (rms) na barra 8, que é a barra de alimentação da minirrede de Campo Marte. Já na Figura 5.49 é mostrada a tensão na barra da carga mais distante da barra 8, que no caso é a barra 328.

Figura 5.48 - Gráfico da tensão da ilha de Campo Marte para a simulação 3

Figura 5.49 - Gráfico da tensão na barra remota da ilha de Campo Marte para simulação 3

Novamente, é possível perceber que a tensão se manteve constante mesmo após o ilhamento tanto na barra 8, quanto na barra remota 328.

5.3.4 Medição de harmônicos na rede

Já para essa simulação, os valores apresentados abaixo, foram medidos no segundo 15, ou seja, o instante final.

Na Figura 5.50 e Figura 5.51 pode-se ver o valor das componentes harmônicas da tensão e corrente no conversor, respectivamente.

Figura 5.50 - Gráfico da FFT da tensão do inversor para a simulação 3

A componente harmônica de maior valor para a tensão de saída do conversor, além da fundamental, é a componente de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual de 0,19 em relação à componente fundamental (que possui um valor de 0,99 PU).

Figura 5.51 - Gráfico da FFT da corrente do inversor para a simulação 3

Para a corrente, a componente harmônica de maior valor, além da fundamental, é a de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual de 0,60 em relação à componente fundamental (que possui um valor de 1,0 PU).

Na Figura 5.52 e Figura 5.53 pode-se ver o valor das componentes harmônicas da tensão e corrente na carga remota de Aldeia Campista, respectivamente. Tal carga remota, é a carga de maior distância do barramento do Maracanã.

Figura 5.52 - Gráfico da FFT da tensão na carga remota de Aldeia Campista para a simulação 3

A componente harmônica de maior valor para a tensão na carga remota de Aldeia Campista, além da fundamental, é a componente de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual de 0,14 em relação à componente fundamental (que possui um valor de 0,80 PU).

Figura 5.53 - Gráfico da FFT da corrente na carga remota de Aldeia Campista para a simulação 3

Para a corrente, a componente harmônica de maior valor, além da fundamental, é a de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual de 0,15 em relação à componente fundamental (que possui um valor de 0,21 PU).

Na Figura 5.54 e Figura 5.55 pode-se ver o valor das componentes harmônicas da tensão e corrente na carga remota de Campo Marte, respectivamente. Tal carga remota, é a carga de maior distância do barramento do Maracanã.

Figura 5.54 - Gráfico da FFT da tensão na carga remota de Campo Marte para a simulação 3

A componente harmônica de maior valor para a tensão na carga remota de Campo Marte, além da fundamental, é a componente de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual de 0,22 em relação à componente fundamental (que possui um valor de 0,95 PU).

Figura 5.55 - Gráfico da FFT da corrente na carga remota de Campo Marte para a simulação 3

Para a corrente, a componente harmônica de maior valor, além da fundamental, é a de 5ª ordem. Tal componente, possui um percentual de 0,12 em relação à componente fundamental (que possui um valor de 0,01 PU).

Validação dos resultados

Para a análise da qualidade de energia e validação dos resultados obtidos foi adotado os procedimentos de distribuição da Aneel, o PRODIST [13] que normatiza os limites de tensão e distorção harmônica para o sistema elétrico. Também foi utilizado a IEEE 1547 [14], para a análise da distorção harmônica nas correntes do ponto de conexão e das cargas.

A seguir serão apresentados os valores de referência das 2 normas adotadas e a comparação com os resultados obtidos para os limites de tensão e distorção harmônica.

5.4.1 Análise dos limites de tensão

De acordo com a Aneel, através do PRODIST [13], os limites de tensão aceitáveis para os pontos de conexão com a rede de distribuição e as cargas devem permanecer na faixa de 0,95 PU a 1,05 PU.

A Tabela 5.1, apresenta os valores máximos das tensões em PU, para os diferentes pontos medidos nas 3 simulações realizadas. As medições foram realizadas no ponto de conexão do conversor com a rede; no ponto de conexão do alimentador de Aldeia Campista e Campo Marte; e na carga remota (carga mais distante da geração) de Aldeia Campista e Campo Marte.

Tabela 5.1 - Valores das tensões obtidos nas simulações

Figura Simulação Local da medida Valor da tensão (PU) correspondente 1 conversor Figura 5.3 1,01 2 conversor Figura 5.12 1,00 2 alimentador A.C. Figura 5.20 0,99 2 carga remota A.C. Figura 5.21 0,92 2 alimentador C.M. Figura 5.23 1,00 2 carga remota C.M. Figura 5.24 0,99 3 conversor Figura 5.37 1,03 3 alimentador A.C. Figura 5.45 1,02 3 carga remota A.C. Figura 5.46 0,83 3 alimentador C.M. Figura 5.48 1,00 3 carga remota C.M. Figura 5.49 0,98

Como se pode perceber, as tensões e correntes estavam dentro de seus limites de operação, salvo a tensão na carga remota de Aldeia Campista, que apresentou uma subtensão. Tal subtensão foi gerada devido ao próprio ponto de operação do sistema estudado, o qual não foi alterado. Porém depois de cada ilhamento, todas as tensões se mantiveram na mesma faixa de antes do ilhamento, ou seja, o ilhamento não causou uma diferença significativa no nível de tensão entregue as cargas que permaneceram conectadas.

5.4.2 Análise harmônica

A análise harmônica das tensões e correntes foi feita tanto no conversor, como nas cargas remotas, de forma a assegurar que a geração está fornecendo uma energia de qualidade e a mesma é entregue para as cargas pelo sistema de distribuição.

Para a análise harmônica das tensões, será usado como referência a Tabela 5.2, que apresenta os níveis máximos de distorção harmônica na tensão aceitáveis pelo PRODIST [13].

Tabela 5.2 - Níveis máximos de harmônicos nas tensões pelo PRODIST

% de distorção harmônica de tensão Ordem Harmônica em relação a fundamental (H) V ≤1 kV 1 kV < V ≤ 13,8 kV 5 7,5 6 7 6,5 5 11 4,5 3,5 13 4 3 Ímpares não 17 2,5 2 múltiplas de 3 19 2 1,5 23 2 1,5 25 2 1,5 H >25 1,5 1 3 6,5 5 9 2 1,5 Ímpares 15 1 0,5 múltiplas de 3 21 1 0,5 H >21 1 0,5

2 2,5 2 4 1,5 1 6 1 0,5 Pares 8 1 0,5 10 1 0,5 12 1 0,5 H >12 1 0,5

Na Tabela 5.3 a seguir, são apresentados os valores das maiores distorções harmônicas nas tensões do conversor e nas cargas remotas de cada simulação.

Tabela 5.3 - Níveis de harmônicos nas tensões para cada simulação

Conversor ou Ordem do harmônico % em relação a Simulação carga remota de maior valor fundamental 1 conversor 5ª 0,004 2 conversor 5ª 0,37 2 carga de A.C. 5ª 0,41 2 carga de C.M. 5ª 0,35 3 conversor 5ª 0,19 3 carga de A.C. 5ª 0,14 3 carga de C.M. 5ª 0,22

Comparando os valores da Tabela 5.2 e Tabela 5.3, e usando como base a coluna “V ≤1 kV" da Tabela 5.2 para os valores obtidos no conversor (uma vez que o conversor opera a 220 V entre fases), e a coluna “1 kV < V ≤ 13,8 kV" da Tabela 5.2 para os valores obtidos nas cargas (uma vez que operam a uma tensão de 13,8 kV entre fases), os valores apresentados pela tensão do conversor, e das cargas remotas nas 3 simulações, estão dentro dos limites aceitáveis pelo PRODIST [13].

Já para a análise harmônica das correntes será usada a Tabela 5.4, que apresenta os níveis máximos de harmônicos nas correntes permitidos pela IEEE 1547 [14].

Tabela 5.4 - Níveis máximos de harmônicos nas correntes pela IEEE 1547

% de distorção harmônica da Ordem Harmônica corrente em relação a (H) fundamental H < 11 4,0 11≤ H <17 2,0 17≤ H <23 1,5 23≤ H <35 0,6 35 ≤ H 0,3

Os valores das maiores distorções das correntes no conversor e nas cargas remotas de cada simulação são apresentados na Tabela 5.5.

Tabela 5.5 - Níveis de harmônicos nas correntes para cada simulação

Conversor ou Ordem do harmônico % em relação a Simulação carga remota de maior valor fundamental 1 conversor 5ª 2,6 2 conversor 5ª 1,0 2 carga de A.C. 5ª 0,28 2 carga de C.M. 5ª 0,03 3 conversor 5ª 0,60 3 carga de A.C. 5ª 0,15 3 carga de C.M. 5ª 0,12

De acordo com a Tabela 5.4 e Tabela 5.5, os valores apresentados pela corrente do conversor, e das cargas remotas nas 3 simulações, estão dentro dos limites aceitáveis da norma IEEE 1547 [14] (menor que 4,0% para harmônicos abaixo da 11ª ordem).

5.4.3 Conclusões parciais

De acordo com os resultados apresentados nesse capítulo, pode-se dizer que as 3 simulações obtiveram resultados satisfatórios na análise da qualidade de energia, tanto para os limites de tensão, quanto para o nível de distorção harmônica nos momentos antes e após o ilhamento. Todos os resultados foram compatíveis com as normas adotadas como referência, PRODIST [13] e IEEE 1547 [14], salvo a tensão na carga remota de Aldeia Campista que já possuía uma subtensão devido ao próprio ponto de operação do sistema.

Capítulo 6

Conclusão

O objetivo do presente estudo, teve como finalidade, com base nos conceitos de geração distribuída e redes elétricas inteligentes, formar uma minirrede com o estádio do Maracanã e seu entorno. Tal sistema aproveitaria a energia solar e a diesel disponível para, em momentos de contingência na rede elétrica da distribuidora, manter a continuidade no fornecimento de energia para as cargas prioritárias da minirrede.

Toda a rede de distribuição e alimentação foi modelada com detalhes no PSCAD tendo como base os dados reais fornecidos pelo ONS, a concessionária de distribuição LIGHT e as informações do próprio estádio.

Embora não modelados, o controle das cargas, bem como os dispositivos de manobra necessitam de um acionamento remoto, com base no conceito de redes elétricas inteligentes. E tais dispositivos, são necessários para o correto funcionamento de toda a minirrede. Para esse estudo foram utilizados disjuntores para representar os mesmos.

De acordo com os resultados obtidos, é possível observar que a energia gerada pode sim ser aproveitada para anteder as cargas prioritárias em situações adversas, garantindo confiabilidade e qualidade no fornecimento de energia para a região. E dependendo da forma de geração é possível atender a quase toda minirrede. Tal energia gerada possui um baixo nível de harmônicos, garantindo um maior nível de qualidade.

Para trabalhos futuros, pode-se pensar em uma forma de automatizar o controle das cargas de forma a fazer um corte automático, se ajustando a quantidade de energia elétrica disponível para ser gerada e levando em consideração a prioridade das mesmas. Além de aperfeiçoar o modelo do painel solar com base nas curvas solarimétricas da região, variando o nível de potência gerado pelo painel no decorrer do dia. E também adicionar o modo de operação “noturna”, em que o conversor trabalha como um Statcom, compensando os reativos da rede de distribuição.

Referências

[1] DE PAULA, E.L., Projeto Maracanã Solar – Lançamento do selo solar, Light-ESCO, Apresentação, Disponível em: http://pt.scribd.com/, Acessado em Setembro de 2013.

[2] RÜTHER, R., “Eletricidade Solar: O Potencial da Geração Solar Fotovoltaica Integrada a Edificações e Conectada à Rede Elétrica no Brasil”, UFSC & IDEA na América Latina, disponível em: http://www.bioenergia.net.br/, acessado em Dezembro 2013.

[3] ANEEL, Resolução Normativa N° 687, Disponível em: www.aneel.gov.br/, Acessado em Março de 2016. [4] OLIVEIRA, C.M., “Projeto Maracanã Solar”, Light Esco, Fórum Canalenergia/COGEN: Potencial e Perspectivas da Energia Solar no Brasil, disponível em: http://www.canalenergia.com.br/, Acessado em Dezembro de 2013.

[5] SOUZA, P. “Maracanã terá tecnologia para utilização de energia solar.” Disponível em: http://www.rj.gov.br/web/vgovest/exibeconteudo?article- id=998147, acessado em Dezembro 2013.

[6] PSCAD – “Visual Simulation for Power Systems, User’s Guide”, Manitoba HVDC Research Centre, Versão 4.2.1, 2010. [7] Berry, A.; Platt, G.; Cornforth, D., "Minigrids: Analysing the state-of-play," Power Electronics Conference (IPEC), 2010 International , pp.710,716, 21- 24 June 2010. [8] AKAGI, H. ; WATANABE, E. H. ; AREDES, M. . Instantaneos Power Theory and Applications to Power Conditioning. 1. ed. Nova Iorque Press / Wiley Interscience, 2007. v. 1. 400 p. [9] Ndiaye, M. S. "Operação de Conversores back-to-back para Aproveitamento de Energia Fotovoltaica". Tese de Doutorado. Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ)/COPPE, 2013. [10] FURNAS, Sistema elétrico de Furnas, Disponível em: http://www.furnas.com.br/, acessado em dezembro de 2013.

[11] ANAREDE, Análise de Redes Elétricas, Disponível em: http://www.anarede.cepel.br/, acessado em janeiro de 2016.

[12] Kyocera Corporation, High Efficiency Multicrystal Photovoltaic Module, Model KD180GH-2P datasheet. [13] ANEEL, Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST), Módulo 8 - Qualidade da Energia Elétrica, Disponível em: www.aneel.gov.br/, Acessado em Agosto de 2016. [14] IEEE Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems," in IEEE Std 1547-2003, pp.1-28, July 28 2003.

Obras consultadas

[15] Manual PRAO, “Description of the format of swap files – transfer IMPORGDO data PRAO”, manual disponibilizado pela Light.

[16] Anabuki, E. T. "Sistema fotovoltaico com função auxiliar de regulação de tensão". Tese de Mestrado. Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ)/COPPE, 2015. [17] Ribeiro, M. R. "Conexão de um Sistema Solar Fotovoltaico à Rede de Distribuição de Energia Elétrica". Projeto de Graduação. Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ)/ Escola Politécnica, 2015. [18] Rubio, G. C. "Conexão de fazendas eólicas ao Sistema Interligado Nacional por linhas CA segmentadas". Projeto de Graduação. Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ)/ Escola Politécnica, 2015. [19] Ferreira, J. C. C. "Aplicação do Controle Vetorial e Teoria PQ no Controle de Aerogeradores Conectados à Rede Elétrica". Tese de Mestrado. Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ)/COPPE, 2005. [20] S. R. Samantaray, T. M. Pujhari and B. D. Subudhi, "A new approach to islanding detection in distributed generations," Power Systems, 2009. ICPS '09. International Conference on, Kharagpur, 2009, pp. 1-6. [21] F. Katiraei, C. Abbey, S. Tang and M. Gauthier, "Planned islanding on rural feeders — utility perspective," Power and Energy Society General Meeting - Conversion and Delivery of Electrical Energy in the 21st Century, 2008 IEEE, Pittsburgh, PA, 2008, pp. 1-6. [22] Resende, F. O. “Contributions for MicroGrids Dynamic Modelling and Operation”. PhD Thesis. Faculty of Porto University, 2007. [23] Vieira, G. J. P. “Desequilíbrios de tensão em micro-redes durante o funcionamento em modo isolado”. Tese de Mestrado. Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto, 2012. [24] Madureira, A. G. “Definição de Estratégias de Controlo e Avaliação da Estabilidade em Redes de Baixa Tensão com Micro-Geração Funcionando em Rede Isolada”. Tese de Mestrado. Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto, 2005.