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Como citar este trabajoAn. 5. Enc. Energ. Meio Rural 2004
Impactos da expansão da geração distribuída nos sistemas de distribuição de energia elétrica
Frederico A. S. MarquesI; Jesus A. MoránII; Lísias AbreuII; Luiz C. P. da SilvaIII; Walmir FreitasIII
IGraduação. Faculdade de Engenharia Elétrica e Computação. Universidade Estadual de Campinas
IIPós-graduação. Faculdade de Engenharia Elétrica e Computação. Universidade Estadual de Campinas
IIIProfessor. Faculdade de Engenharia Elétrica e Computação. Universidade Estadual de Campinas
RESUMO
Devido à recente crise energética que o país atravessou, as vantagens da geração centralizada e dependente do regime de chuvas foram postas em questão. A geração própria é uma opção para o consumidor que não deseja ser prejudicado por eventuais interrupções no fornecimento de energia e nem pagar tarifas mais elevadas nos horários de pico. Além disso, o excesso da geração própria pode ser vendido para as companhias de distribuição, possibilitando que o produtor independente tenha lucros participando ativamente do mercado de energia elétrica.
A geração distribuída proporciona diversos benefícios, pelo fato de ser uma geração que se localiza próxima à carga. Além disso, permite o atendimento da demanda crescente de forma rápida, já que a construção de grandes usinas hidrelétricas, que é o modelo de geração mais usado no Brasil, é um processo demorado. Com isso a inserção de geração distribuída no sistema brasileiro tende a se tornar a cada ano mais comum, como tem ocorrido no exterior. Percebe-se, no entanto, que poucos estudos técnicos sobre os impactos da geração distribuída nos sistemas elétricos de distribuição foram realizados até o momento. Problemas como sobre tensões em carga leve, impactos na coordenação da proteção, e problemas de estabilidade dinâmica, comuns em máquinas síncronas de grande porte, também poderão passar a ocorrer nos sistemas de distribuição.
Este artigo apresenta um estudo preliminar da influência de geradores síncronos distribuídos na operação de um sistema de distribuição de energia elétrica. Os aspectos técnicos analisados são: perfil de tensão, estabilidade de tensão, perdas de potência ativa e reativa e também os tempos críticos de eliminação de faltas considerando diferentes cenários. Os resultados das simulações mostram quais são as principais restrições operativas referentes ao nível máximo de penetração da geração distribuída relacionados com os desempenhos dinâmico e de regime permanente de sistemas de distribuição de energia elétrica.
ABSTRACT
Due to the recent Brazilian electricity crisis, the advantages of the centralized rain dependent generation were put under discussion. The co-generation is an option for the consumer that does not want to be harmed by eventual interruptions in the energy supply and nor to pay higher tariffs during pick load. Besides, the excess of co-generation can be sold for the distribution companies, making possible that the independent producer has profits participating of the electricity power market. The distributed generation provides several benefits, for the fact of being a generation that is located close to the load. Besides, it allows the supply of the growing demand in a fast way, since the construction of big hydroelectric plants, that is the generation model more used in Brazil, is a slow process. With that, the insertion of distributed generation in the Brazilian system tends to become every more common year to year, as it has been happening in other countries. It is noticed, however, that few technical studies on the impacts of the distributed generation in the distribution systems were accomplished to the moment. Problems as over-voltages during light load, impacts on the protection system, and dynamic stability problems, very common in large centralized synchronous machines, can also start to happen in the distribution systems.
This article presents a preliminary study on the influence of distributed synchronous generators in the operation of a distribution system. The analyzed technical aspects are: voltage profile, voltage stability, active and reactive power losses, and also critical clearing times for eliminating faults considering different sceneries. The simulations results show which are the main operative restrictions for maximizing the penetration level of distributed generation related with the dynamic and steady-state performance of the electricity distribution system.
1. Introdução
O crescimento da geração distribuída (GD) vem se tornando cada vez mais evidente no panorama energético mundial. Considerada por muitos como a solução para suprir a demanda de consumo futuramente, GD foi impulsionada no cenário nacional pela crise do setor elétrico em 2001 (Cigré,1999).
Estando constantemente localizadas próximas aos centros consumidores, GD permite uma menor utilização das redes de transmissão e distribuição diminuindo assim a necessidade de altos custos na construção de novas linhas para o abastecimento de energia.
Sendo usualmente de pequeno porte se comparada aos grandes projetos hidrelétricos, GD pode permitir no contexto brasileiro ao mesmo tempo incentivo econômico, pela possibilidade de utilização de tecnologia nacional, bem como ambiental, usando possivelmente fontes renováveis de energia.
Especialmente no interior do estado de São Paulo, notou-se um crescente aumento tanto no número de geradores independentes, quanto na quantidade de potência fornecida à rede por cada um (nível de penetração). Empresas do setor sucro-alcooleiras, fábricas de fertilizantes, empresas do setor alimentício, em geral um grande ramo da indústria nacional começou a ter interesse pelo mercado de energia.
A partir da possibilidade dos investimentos serem facilitados pela abertura de linhas de crédito e da liberalização do mercado de energia, um número considerável de empresas passou a produzir sua própria energia através de um resíduo produzido inevitavelmente em seu processo e tornado agora em uma fonte calórica, habilitando assim tais empresas a gerarem sua própria energia e exportarem seu excedente de potência.
Embora o crescimento da GD mostre inúmeras qualidades econômicas e ambientais, sua inserção no sistema de distribuição pode vir a trazer problemas na operação do sistema. Este artigo busca apontar os problemas e possíveis soluções que venham a ocorrer conseqüente de uma expansão da geração distribuída.
Este artigo está dividido em duas seções principais, uma analisando o impacto da geração distribuída na estabilidade em regime permanente e outra na estabilidade transitória do sistema. A primeira tendo como fator limitante dos estudos o nível das tensões nodais e a segunda a manutenção do sincronismo das máquinas na presença de uma falta nas vizinhanças ou em ponto distante do parque gerador.
2. Regime permanente
Com o novo cenário incluindo GD, mostrou-se necessário uma avaliação dos impactos técnicos que podem ocorrer na operação de sistemas de distribuição, uma vez que essas redes não foram originalmente projetadas para suportar uma significativa inserção de unidades geradoras. Portanto, neste trabalho, busca-se determinar o impacto da instalação de geradores síncronos de pequeno e médio porte na operação de redes de distribuição do ponto de vista de regime permanente. Os principais aspectos técnicos analisados são: perfil de tensão de regime permanente, perdas elétricas e estabilidade de tensão. Os testes elaborados nesta seção foram avaliados a partir de um sistema de 69 barras apresentado em (Baran,1989).
A.) Impacto de GD no perfil de tensão
Um dos principais fatores técnicos que pode limitar a quantidade e conseqüentemente a potência de geradores síncronos conectados a rede de distribuição seria a elevação do nível das tensões nodais, principalmente em situação de carga leve, na presença desses geradores.
Desta maneira faz-se indispensável garantir que o perfil de tensão da rede não seja adversamente afetado antes da instalação de um gerador em uma determinada rede de distribuição. Assim, os seguintes casos mais críticos precisam ser analisados: (Masters,2002)
- Máximo carregamento e sem geração
- Mínimo carregamento e máxima geração.
- Máximo carregamento e máxima geração
Na Fig. 1, apresenta-se o perfil de tensão da rede quando o sistema está operando sem geração distribuída e com mínimo e máximo carregamento. No caso de máximo carregamento foi necessário ajustar o tap do transformador de forma a obter tensão de 104% na barra de saída da subestação, com intuito de garantir que não haja violação do valor mínimo permissível de tensão. Para efeitos de análise em mínimo carregamento são mostrados dois perfis de tensão em regime permanente correspondentes aos ajustes do tap de 100% e 104%.
Supondo-se que um produtor independente deseje instalar geradores síncronos na barra 50, que é uma barra crítica do sistema do ponto de vista de queda de tensão por encontrar-se distante da subestação e ter uma carga elevada, os seguintes estudos foram realizados. Nesta barra, injeta-se a potência ativa e reativa fornecida pelos geradores síncronos com diferentes ajustes do fator de potência e, para cada caso, o perfil de tensão do sistema é calculado. Diversas simulações foram realizadas para verificar o impacto da instalação do gerador síncrono no perfil de tensão do sistema durante máximo e mínimo carregamento.
A Fig. 2 (a) apresenta-se o perfil de tensão do sistema quando o gerador instalado na barra 50 está injetando 2000 kW. Neste caso, o tap do transformador da subestação foi ajustado em 104% para garantir que não haja violação do limite inferior de tensão considerando a situação sem geradores. Verifica-se que há um forte impacto no perfil de tensão do sistema, sendo que a operação do gerador síncrono com fator de potência capacitivo leva à situação mais restritiva, podendo provocar a violação do limite superior de tensão. No caso do gerador estar operando com fator de potência indutivo, a unidade além de não estar fornecendo os reativos exigidos pela carga, ainda consome potência reativa, demandando maior suporte de reativos da rede. Conseqüentemente, o aumento no perfil de tensão é menor quando comparado com os demais casos. Na Fig. 2 (b), apresenta-se a variação da tensão da barra onde o gerador está conectado, obtida aumentando-se o valor da potência ativa injetada em passos de 200 kW. Fica evidente o impacto provocado no perfil de tensão para todos os casos, indicando que estudos similares a esse devem ser feitos para que a conexão de um gerador na distribuição possa ser autorizada.
As tabelas I e II apresentam as potências máximas permitidas através da inserção de GD considerando condições de mínimo e máximo carregamento mantendo níveis de tensões aceitáveis. Percebe-se que as maiores restrições surgirão em situações de carga leve, e que a operação do gerador com fator de potência capacitivo restringe o nível máximo de penetração de GD em cada barra do sistema.
B.) Impactos de GD nas perdas de potência
A importância de se realizar a análise da influência da presença de geradores síncronos nas perdas elétricas tem seu fundamento do ponto de vista econômico. Como feito anteriormente, essa seção também analisa dois perfis de carregamento, máximo e mínimo, considerando também o fator limitante do aumento da potência como sendo a violação dos níveis de tensão, no caso superior em 1.05 pu.
A Fig. 3 mostra os locais e condições operativas que proporcionariam a minimização das perdas, sendo que as barras vizinhas da barra 50 mostram as melhores opções, por estarem localizadas no alimentador mais carregado. Pode-se observar também, que visando à redução das perdas em condições de carga pesada, a operação capacitiva das máquinas síncronas representaria a melhor opção, por provocar uma redução das correntes nos ramais, atendendo localmente parte da demanda de reativos. Ressalta-se também, que cada barra tem um valor ótimo para a penetração de GD sob o ponto de vista de minimização das perdas. Observa-se que existem barras em que a injeção de potência pelos geradores não diminui significativamente as perdas elétricas (perdas mínimas = perdas sem GD). Isto acontece em barras que se encontram próximas á subestação. Outro aspecto importante que se pode verificar é que para este cenário o fator de potência capacitivo nos garante uma maior minimização de perdas de potência. As perdas reativas têm um comportamento similar.
Nota-se então que a alocação dos geradores em determinadas barras permite uma maior redução das perdas do que em outras. A tabela III apresenta quantitativamente os valores provenientes da economia trazida pela inserção de GD em uma determinada barra.
C.) Estabilidade de tensão
As curvas PV têm uma aplicação muito útil na análise de estabilidade de tensão em regime permanente. De forma geral, a instalação de geradores próximos às cargas pode permitir um aumento da margem de estabilidade de tensão em redes de distribuição. Porém, em quanto essa margem pode ser aumentada depende principalmente da troca de potência reativa entre o gerador e o sistema. Assim, as curvas PVs do sistema foram obtidas variando-se o fator de carregamento e mantendo a injeção de potência pelo gerador em 1400 KW na barra 50. Esta quantidade de potência é a máxima que se pode injetar no sistema sem ultrapassar o limite superior de tensão (1.05 p.u.). A Fig. 4 demonstra como a margem de estabilidade aumenta considerando diferentes situações do fator de potência.
3. Estabilidade transitória
Na grande maioria dos projetos de GD utilizam-se geradores síncronos com um certo padrão em suas características, entre elas: baixa constante de inércia, fraco amortecimento e controlado com reguladores automáticos de tensão de características simples.
Como são inseridos na rede de distribuição, as centrais de GD operam constantemente entre sistemas de proteção com tempo de atuação geralmente mais alto que o tempo de eliminação da falta (TEF) dos geradores.
TEF é um indicador comum para se avaliar a estabilidade transitória do sistema, é por sua vez definido como a duração máxima que uma falta pode ter para que não haja perda de sincronismo de um ou mais geradores. (Kundur,1994)
Esta seção busca determinar o TEF em diferentes condições de operação, mediante configurações distintas de carga, capacitores shunt, constante de inércia e localização das faltas.
A figura 5 apresenta os resultados para uma falta no sistema com localização próxima do ponto de instalação das máquinas de GD. Nota-se inicialmente que à medida que a carga do sistema aumenta o tempo de eliminação da falta diminui. No entanto, após um determinado valor (em torno de 300%), um aumento na carga do sistema leva a um também aumento do TEF, o que é uma resposta não usual. Investigações estão sendo feitas na tentativa de levantar as causas dessa disparidade. É interessante notar que com maiores constantes de inércia, maiores são os períodos de duração de TEF, como já esperado.
De maneira análoga, observou-se o comportamento do sistema para uma falta distante ao ponto de conexão das máquinas GD ao sistema. A figura 6 apresenta as curvas para cada valor de constante de inércia desse cenário. Ressalta-se novamente um ponto de inflexão não usual no gráfico abordado. Após um determinado valor, à medida que o sistema aumenta seu carregamento, o valor para TEF diminui e não mais aumenta como para valores baixos de carregamento.
O perfil de comportamento dos valores de TEF para variações do carregamento do sistema pode ser parcialmente explicado pela distância elétrica entre a localização dos geradores e a falta. Freqüentemente, se a falta localiza-se próxima aos geradores, as máquinas aceleram durante o tempo de duração da perturbação. Por outro lado, caso a falta ocorra distante dos geradores, as máquinas reduzem sua velocidade. Sendo assim, apesar da necessidade de se investigar algumas das disparidades mencionadas, é possível aferir que o aumento do carregamento do sistema trará um impacto diferenciado nos valores de TEF dependendo da distância elétrica entre os geradores e a contingência.
Nesta seção buscou-se também avaliar o impacto que os diversos níveis de curto-circuito trariam ao sistema de sub-transmissão variando a reatância da interligação entre o sistema de distribuição estudado e o restante da rede de transmissão.
A figura 7 demonstra graficamente o desempenho dos valores de TEF com a variação do nível de curto-circuito. É evidente que a variação de TEF neste caso é pequena. Portanto, nesta situação, embora a sub-transmissão seja representada por um barramento infinito, uma conexão forte ou fraca com a rede de transmissão não afeta a desempenho de estabilidade do sistema de distribuição. Uma explicação parcial seria o fato de o parque gerador estar localizado a uma grande distância elétrica da subestação abaixadora de tensão.
O que se deve ressaltar dos testes apresentados nas figuras 5, 6 e 7, é que o tempo crítico de eliminação da falta mostra em diversos cenários valores menores do que esses usualmente utilizados na proteção de sistemas de distribuição (até 500 ms). Isto indica que para permitir a inserção de um dado GD, um estudo dinâmico completo deverá ser realizado, para checar a necessidade ou não de reajustes no sistema de proteção.
4. Conclusão
Considerando inicialmente os resultados obtidos a partir da análise de estabilidade em regime permanente, foi permitido identificar as barras onde a instalação de GD proporcionaria a melhoria do perfil de tensão do sistema, ou a minimização das perdas elétricas de potência, ou o aumento da margem de estabilidade de tensão, ou ainda uma combinação dos itens anteriores. Os estudos apresentados nesse artigo permitiriam a maximização da quantidade de GD que se poderá injetar em cada local, sem que se tenham violações de restrições operativas. Considerações sobre a operação em diferentes fatores de potência também foram apresentadas.
A análise da estabilidade transitória por sua vez também possibilita concluir que o nível de penetração de GD depende dos valores utilizados nas configurações da proteção, e que estes estejam de acordo com os valores de TEF para cada condição de operação do sistema.
Este artigo demonstra então, a necessidade de avaliar o impacto que a inserção de um parque de GD venha a trazer ao sistema, para que o mesmo possa se manter estável e atender aos consumidores com um padrão adequado da qualidade de energia elétrica. Sendo assim, a expansão de GD não deve basear-se somente na busca de melhores custos de produção ou por uma diminuição dos impactos ambientais através da utilização de fontes renováveis, mas também a partir de estudos que venham a garantir a confiabilidade, qualidade e estabilidade da operação do sistema.
5. Referências
[1] CIGRÉ Working group 37.23, "Impact of increasing contribution of dispersed generation on the power system," CIGRÉ, Relatório Técnico, 1999.
[2] M. E. Baran e F. F. Wu, "Optimal Capacitor Placement on Radial Distribution Systems," IEEE Trans. Power Delivery, vol. 4, No. 1, pp. 725-734, 1989.
[3] C. L. Masters, "Voltage rise: the big issue when connecting embedded generation to long 11 kV overhead lines," Power Engineering Journal, vol. 16, no. 1, pp. 5-12, 2002.
[4] P. Kundur, Power System Stability and Control. McGraw-Hill, Inc., 1994.