Estudo do impacto da geração fotovoltaica nos níveis de tensão em rede de distribuição

Abstract

Com o crescente número de unidades de geração distribuída, esta monografia se propõe a estudar o impacto da geração fotovoltaica nos níveis de tensão de um alimentador padrão teste do IEEE. Para realizar este estudo, a rede alimentadora de 13 barras do IEEE foi modelada no Simulink, sendo necessária a adaptação e criação de blocos de medições e blocos de cargas a partir de fontes controladas de corrente. Com a modelagem da rede, o desvio máximo entre as medições de corrente e tensão deste trabalho com os resultados do IEEE foi de 0,1%, indicando que a rede modelada possui o comportamento esperado. Depois de criado um caso base, as potência instaladas dos sistemas fotovoltaicos conectados nas 5 barras trifásicas possíveis foram variadas até que a tensão em algum ponto da rede e horário do dia atingisse os limites máximos de tensão, definidos pelo PRODIST. A partir disso, foram verificadas quais seriam as restrições da rede para os resultados obtidos. Dependendo da barra estudada, problemas relacionados à infraestrutura ou problemas de inviabilidade financeira poderiam limitar a potência instalada dos sistemas fotovoltaicos de forma mais intensa que a sobretensão. Para todas as barras, fatores como a ampacidade das linhas, capacidade dos transformadores da rede e questões relacionadas à viabilidade financeira resultaram em potências instaladas máximas permitidas de 60% até 32% daquela calculada quando são considerados apenas problemas de sobretensão. Em outras palavras, o aumento de tensão causado pelos sistemas fotovoltaicos não se mostrou relevante frente a outras restrições técnicas da rede e restrições referentes ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica da ANEEL.

With the increasing number of distributed generation units, this dissertation proposes to study the impact of photovoltaic generation on the voltage levels of a standard IEEE test feeder. In order to carry out this study, the IEEE 13-bus test feeder was modelled in Simulink, requiring the adaptation and creation of measurement and load blocks based on current-controlled sources. With the feeder modelled, the maximum deviation between the current and voltage measurements of this work and the IEEE results was 0.1%, indicating that the modelled network performs as expected. After a base case was established, the installed power of the photovoltaic systems connected in the five possible three-phase buses were varied until the voltage at some point in the network and time of day reached the maximum voltage limits, defined by the PRODIST. From this, the network constraints were verified based on the results obtained. Depending on the bus studied, problems related to infrastructure or problems of financial unfeasibility could limit the installed power of photovoltaic systems more significantly than overvoltage. For all buses, factors such as line ampacity, network transformers capacity and issues related to financial viability resulted in maximum installed power ratings of 60% to 32% of that calculated when only overvoltage problems are considered. In other words, the voltage rise caused by photovoltaic systems was not relevant when facing other technical grid restrictions and limitations related to ANEEL’s Net Metering Programme.