Estudo de caso: ilhamento e operação autônoma de um bairro comercial

O ilhamento é o caso de utilização mais inovador do projeto Nice Grid, liderado pela distribuidora francesa de energia Enedis. Consiste na desconexão de uma seção de rede de baixa tensão que alimenta um distrito durante um período limitado, no qual o fornecimento elétrico é realizado apenas pelo armazenamento de energia e por geração fotovoltaica. Um recorde de cinco horas de operação ilhada foi obtido em campo, como aqui descrito.


Thomas Drizard e Christophe Lebosse, da Enedis, e Giovanny Diquerreau, da Socomec (França)

Data: 01/06/2017

Edição: EM Abril 2017 - Ano - 45 No 517

Compartilhe:

A pesquisa que conduziu aos resultados apresentados neste artigo recebeu financiamento do Sétimo Programa-Quadro da União Europeia (7PQ / 2007-2013), sob o acordo de subvenção no 268206. O projeto é também financiado pela Agência Francesa de Meio Ambiente e Matriz Energética (Ademe).

Nice Grid é um projeto de demonstração de redes inteligentes liderado pela distribuidora francesa de energia elétrica Enedis (ex-ERDF) e desenvolvido com nove parceiros: EDF, GE Grid Solutions, Saft, RTE, Armines, Socomec, NKE, NetSeenergy e Daikin. O ilhamento foi implementado na rede da Enedis com uma solução (hardware e software) da Socomec, tendo por base baterias de lítio-íon da Saft. Este artigo descreve os objetivos, a implementação e os resultados técnicos desse experimento inovador.

Objetivos e requisitos técnicos

Dentro do projeto Nice Grid, o ilhamento elétrico de um bairro (figura 1) é uma sequência:

Um bairro específico

Fig. 1 – Princípios do ilhamento

Foi escolhido um distrito comer-cial localizado na área industrial deCarros. [N. da R.: Carros é uma cidade da região da Provence-Alpes-Côte d’Azur, no sudeste da França.]. Esse bairro é alimentado pela subestação de distribuição Dock Trachel, de 400 kVA (figura 2), e nele existem:

O local foi selecionado principalmente por apresentar significativo fluxo de energia inverso (backfeeding) da BT para a MT, devido à alta concentração de geração fotovoltaica. O backfeeding ocorre quando a geração FV local excede o consumo do bairro (figura 3).

Tipos de ilhamento

Ilhamento programado

Fig. 2 – Bairro da "Première Rue", em Carros

O ilhamento programado é determinado pelo gestor de energia da rede (NEM, de network energy manager — veja boxe na página 46) como opção de rejeição de carga, de modo a eliminar completamente qualquer transferência de energia entre a rede principal e a microrrede. Pode também ser usado para fins de manutenção no sistema elétrico. O ilhamento programado tem geralmente duração limitada (algumas horas) e a preparação começa no dia anterior, para dar ao sistema de armazenamento de energia tempo para atingir a carga exigida, com base nas previsões de consumo e geração para o período de ilhamento previsto. A rede BT local é desconectada e reconectada à rede de distribuição principal sem interrupções ou perturbações para os consumidores (figura 4).

Ilhamento imprevisto

No ilhamento imprevisto, é fornecida energia de backup em caso de indisponibilidade da rede de distribuição principal a montante. Uma vez detectada a falta da rede, é permitida uma interrupção de fornecimento curta para os consumidores (três minutos), durante a qual o gestor de energia da rede (NEM) tenta realizar manobras nos alimentadores de MT. Após esses três minutos, o sistema de armazenamento de energia passa a alimentar a rede local com o suporte dos geradores fotovoltaicos. A duração do ilhamento imprevisto depende da duração da interrupção da rede, da quantidade de geração FV e do estado de carga do sistema de armazenamento de energia. Uma vez que a rede principal é restabelecida, o sistema reconecta a microrrede à rede de distribuição a montante, sem qualquer interrupção de fornecimento ou perturbação para os consumidores (figura 5).

Desenvolvimento e implementação

Fig. 3 – Curva de carga da subestação deDock Trachel em abril de 2013 distribuição

Arquitetura

Para ilhar o bairro, foi implementada uma infraestrutura dedicada (figura 6), consistindo de:

Funções

Autorrestabelecimento – A função Black Start (tomando emprestado um termo normalmente associado com grupos geradores a diesel de backup) é usada para restabelecer gradualmente a tensão de fornecimento, alimentando a microrrede durante o ilhamento imprevisto, de modo a evitar impactos excessivos de inrush (na corrente de magnetização do transformador). A função Black Start também torna possível colocar vários conversores em paralelo sem ter de passar por um estágio de sincronização, o que significa disponibilidade quase imediata.

A alimentação pode ser restaurada em 15 segundos.

Fig. 4 – Sequência de ilhamento programado

Fig. 5 – Seqüência de ilhamento imprevisto

Droop control – Um sistema composto por múltiplos conversores fonte de tensão requer o uso de potência ativa (P) e reativa (Q) para evitar circulação de corrente entre os conversores. O equilíbrio desejado é conseguido sem comunicação entre os geradores durante o ilhamento, por meio de controle por inclinação (droop). Utilizamse equações de inclinação convencionais, definindo P e Q para geradores conectados à mesma linha e mostrando as relações diretas e proporcionais entre frequência (f) e potência ativa (P), e entre tensão (U) e potência reativa (Q). A frequência e a tensão podem ser ajustadas regulando-se as potências ativa e reativa do sistema, respectivamente. Uma vez que os geradores estão conectados à mesma linha, sua tensão e frequência são interdependentes, o que significa que pontos de operação confiáveis e estáveis podem ser selecionados de acordo com a potência total extraída pela carga.

Fig. 6 – Arquitetura do sistema

Proteções da rede – Aumentos ou diminuições anormais dos parâmetros elétricos nominais (tensão, corrente e frequência) decorrem de falhas elétricas. As mais frequentes são: sobrecarga, curto-circuito, sobretensão e queda de tensão.

Sobrecargas e curtos-circuitos causam sobrecorrentes. No caso de uma falha, o sistema deve fornecer corrente suficiente para eliminá-la: este é sempre o caso quando a seção da rede está conectada à rede principal, pois a corrente de curto-circuito desta é infinita. Em operação como microrrede, as correntes de sobrecarga e de curto-circuito são limitados pela fonte: no caso dos conversores de energia da Socomec, estes têm capacidade de sobrecarga de 150% durante 60 s e corrente de curto-circuito de duas vezes e meia a corrente nominal (2,5 In) durante 100 ms.

Foram executados ensaios de curto-circuito, com faltas provocadas em dois locais:

Fig. 7 – Sistema em testes de ilhamento no Concept Grid

Os ensaios de curto-circuito comprovaram a capacidade do sistema de armazenamento de fornecer a corrente de curto-circuito necessária para a atuação correta da proteção do consumidor. Se os conversores fornecem corrente suficiente para eliminar a falta, a operação da microrrede pode ser mantida. Caso contrário, o sistema de armazenamento entra automaticamente em modo de segurança e interrompe o fornecimento de energia à microrrede, desligando assim toda a área.

Redução da geração FV para estender a duração do ilhamento – Para diminuir a produção de energia fotovoltaica e, assim, evitar atingir o nível máximo de potência, ou reduzir o estado de carga, utiliza-se a função P(f) incorporada aos geradores fotovoltaicos. Essa função reduz proporcionalmente a potência gerada de acordo com a frequência, que é controlada pelo sistema de armazenamento. Assim que a frequência da microrrede ultrapassa o valor de 50,2 Hz, a geração fotovoltaica (Pf) naquele momento específico é tomada como referência e a função de redução é ativada. [N. da R.: 50 Hz é, como se sabe, a frequência de rede na França.] Enquanto a frequência for superior a 50,2 Hz e inferior a 50,6 Hz, a geração FV varia de acordo com o gradiente pré-ajustado (125%/Hz no nosso teste, isto é, 50% da Pf sobre 0,4 Hz). Dentro desta faixa, quando a frequência aumenta, a potência ativa diminui e vice-versa. A frequência é ajustada pelo sistema conversor, traduzindo verticalmente as linhas de inclinação de frequência de cada conversor de energia.

Sincronização e reconexão – Ao final de um ilhamento, seja programado ou imprevisto, a microrrede e a rede de distribuição principal são sincronizadas e reconectadas. A sincronização consiste em sobrepor as ondas de tensão senoidal das duas fontes. Uma vez que é impossível alterar os ajustes da rede de distribuição principal, o sincronismo é conseguido ajustando-se a tensão (U), a frequência (f) e ângulo de fase (j) do sistema de armazenamento de acordo com as diferenças (ΔU, ΔF e Dj) medidas. Uma vez que estes valores se estabilizem dentro de suas respectivas janelas de conexão e por um período de tempo especificado para evitar fenômenos transitórios, é dada o comando de fechamento do disjuntor de acoplamento. A rede e a microrrede são reconectadas, e o sistema de armazenamento volta diretamente para o modo de controle de energia ativa e reativa.

Ensaios de laboratório

Em junho e julho de 2015, antes de implementar o sistema de ilhamento em Carros, duas baterias de testes foram realizadas no Concept Grid, a plataforma experimental de redes inteligentes da EDF R&D [N. da R.: Divisão de pesquisa e desenvolvimento do grupo EDF.] (figura 7).

Foram realizadas em torno de 150 sequências de testes para validar funcionalidades, desempenho e robustez de um sistema de ilhamento (em escala reduzida), em condições próximas às da rede real. Mais informação pode ser obtida na referência [1].

Resultados

O ilhamento experimental foi testado com sucesso em Carros em outubro de 2015. O sistema foi capaz de fornecer energia aos consumidores com segurança durante um período de cinco horas, o que foi um recorde mundial.

Fig. 8 – Resultados do ilhamento programado

Em setembro de 2015, o sistema de ilhamento foi implementado na subestação de distribuição Dock Trachel, em Carros, para realização dos primeiros ensaios de campo. O objetivo foi principalmente validar as sequências funcionais, bem como a não-influência das duas plantas fotovoltaicas (na sua configuração inicial) sobre o comportamento do sistema de armazenamento. Esses testes foram realizados em um fim de semana, portanto com carga moderada, de modo a evitar perturbações para as atividades dos consumidores comerciais. Vários testes de ilhamento foram executados com sucesso.

Fig. 9 – Resultados do ilhamento imprevisto

Em outubro de 2015, realizou-se uma segunda campanha de testes em condições reais (geração fotovoltaica e alto consumo) para validar definitivamente a solução e iniciar a fase experimental. Os testes foram feitos em um dia nublado (6/10/2015), para o ilhamento programado, e em um dia ensolarado (7/10/2015), para o ilhamento imprevisto, como mostrado nas figuras 8 e 9.

Conclusões

O ilhamento testado no âmbito do projeto Nice Grid é inédito em nível mundial, com duração de cinco horas sem o uso de máquinas rotativas. E ainda pode ser estendido para além das cinco horas.

Esta solução funciona sem o uso de qualquer carga auxiliar e permite aproveitar melhor o recurso da geração fotovoltaica, que de outra forma teria de ser reduzida. O ilhamento imprevisto é automático: o trigger é a queda da rede a montante. Portanto, o sistema se autorrestabelece após uma interrupção da rede, e ressincroniza automaticamente quando do retorno da tensão a montante. Tanto no ilhamento programado quanto no imprevisto, a microrrede se reconecta à rede principal sem qualquer interrupção do fornecimento, após a sincronização. O ilhamento garante estabilidade e qualidade da energia fornecida, como mostrado por indicadores de desempenho KPI (desvios de tensão e de frequência, e distorção harmônica – figuras 8 e 9).

A solução ilhamento pode ser vista como um serviço adicional fornecido por um ativo de armazenamento, além dos numerosos serviços em modo “conectado à rede” (integração de energias renováveis, suporte de tensão, regulação de frequência, rejeição de carga, adiamento de investimentos na rede...).

Sua aplicação também é promissora em:

Referências

  1. Puluhen, B.; Joseph-Auguste, L.; Vilbois, S.; Drizard, T.; Lebosse, C.; Diquerreau, G.: Islanding tests with li-ion storage system on the EDF Concept Grid. Cired WS 2016, paper 84, Helsinque, 2016.