O objetivo da União Européia de se tornar uma sociedade livre de carbono, aliado às tarifas de feed-in relacionadas, farão aumentar a participação das fontes renováveis no sistema de energia elétrica. Dado que a capacidade dos sistemas de armazenamento de energia em baterias está constantemente aumentando, e que seus preços estão tornando-se mais acessíveis, a solução do autoconsumo com retaguarda de armzenamento mostra-se atrativa do ponto de vista financeiro. Nosso objetivo com este estudo foi determinar o impacto dos sistemas de autoconsumo na rede de distribuição, no que se refere ao percentual de consumidores com sistemas fotovoltaicos e baterias conectados à rede existente.

Por “autoconsumo” entende-se utilizar o máximo possível da eletricidade produzida localmente, ou da fornecida por recursos de energia distribuídos próprios, para suprir o consumo da instalação consumidora. Claro que aqui estamos falando de uso racional da energia.

Vantagens do autoconsumo

• Melhor benefício financeiro para o proprietário do gerador de energia solar;
• Redução da dependência da energia da rede;
• Dado o preço atual relativamente baixo, deverão aumentar os benefícios financeiros no futuro;
• Incentivo a atividades de desenvolvimento e uso de gerenciamento ativo da demanda [1].

Primeiramente, neste artigo, apresentamos a rede que foi estudada, com suas medições reais, seu modelo e a validação desse modelo.

Na sequência, apresentamos análises de simulações da rede em três situações e dois cenários diferentes, em que se variam os percentuais de consumidores com sistemas fotovoltaicos e baterias conectados à rede de BT da localidade da vila Merče. Os resultados são dados em base anual, por meio de histogramas e tabelas.

Rede de distribuição considerada

A rede objeto do estudo é operada pela empresa Elektro Primorska. O ponto de suprimento é a subestação de RTP Sežana, composta por dois transformadores de 110/20/20 kV, denominados TR_A e TR_B, e três conjuntos de barramentos de 20 kV, denominados JA, JB e JC. Os transformadores da RTP Sežana são conectados a dois barramentos primários alimentados por dois circuitos de 110 kV a partir da subestação RTP Divača.

Nos resultados, enfocamos a rede de BT de vila Merče, que fornece eletricidade para 54 consumidores. Esta rede é alimentada através da subestação secundária (posto de transformação) Merče, que é uma das onze subestações secundárias conectadas ao alimentador de MT identificado como J03 DV Divača (anel aberto). Este alimentador é adicional a quatro outros alimentadores de MT que partem dos barramentos de 20 kV identificados como JB, os quais, em condições normais, são alimentados através do transformador TR_B.

Na análise, consideraram-se distintas possibilidades de evolução futura da agregação de geradores fotovoltaicos à rede, a saber:

• Situação atual, em que apenas um consumidor instalou gerador de energia solar fotovoltaica (P_inst = 14 kW);
• 30% dos consumidores com geradores de energia FV e autoconsumo, sendo os geradores dimensionados de acordo com o consumo anual de cada consumidor;
•  30% dos consumidores com geradores FV e armazenamento em baterias, dimensionados de acordo com o consumo anual de cada consumidor;
• 60% dos consumidores com geradores de energia FV e autoconsumo, sendo os geradores dimensionados de acordo com o consumo anual de cada consumidor; e
• 60% dos consumidores com geradores FV e armazenamento em baterias, dimensionados de acordo com o consumo anual de cada consumidor.

Utilizamos uma ferramenta de software chamada Gredos, empregada pela Elektro Primorska para análise da rede em estado estacionário. Este programa já possuía instaladas configurações de redes de alta tensão e de média tensão. Assim, criou-se e adicionou-se uma rede de BT.

Uma representação geográfica da rede estudada, fornecida pelo programa Gredos, é mostrada na figura 1. Foram obtidas informações topológicas da rede e, por meio de cálculos de fluxo de potência e de curto-circuito, obtiveram-se dados de corrente e potência de curto no lado primário do transformador TR_B. Essas informações foram empregadas na modelagem da rede. Todos os dados obtidos acerca da topologia da rede foram comparados com os do banco de dados e da rede de informações técnicas, com o esquema unifilar atual.
 

Dados coletados

Todos os dados usados são de medições reais de 15 minutos do sistema no período de 1/1/2015 a 31/12/2015. Portanto, as simulações anuais são derivadas de 35 040 dados de observação. Todos os dados foram filtrados e editados. A partir deles, foram calculadas todas as informações adicionais necessárias.

Modelo da rede

O modelo da rede existente, mostrada na figura 1, foi criado no programa OpenDSS, em que a energia solar fotovoltaica é representada como carga negativa e as baterias como cargas positivas/negativas, dependendo do modo de operação em que se encontram (carga/descarga), enquanto os algoritmos de funcionalidade das baterias e de funcionalidade do regulador de tensão foram construídos no programa Matlab.

Validação do modelo

Em primeiro lugar, validou‐se o funcionamento adequado do modelo da rede, por meio da comparação de tensões no barramento BT do lado secundário do transformador TR Merče — compararam‐se os valores reais médios de 15 minutos da tensão com as tensões obtidas na rede modelo durantea simulação. As simulações foram conduzidas de modo ausarmos dados de medições de valores médios de 15 minutos de toda a rede. Essas simulações foram realizadas em níveis diário e anual.

Nível diário
As simulações foram feitas para quatro dias do ano, selecionados aleatoriamente — dia ensolarado e nublado, na primavera e no verão. Os resultados foram bastante semelhantes quanto ao tamanho dos desvios. Para o 104o dia do ano (4 de abril de 2015, dia ensolarado de primavera), os resultados são mostrados na figura 2. O desvio de tensão está localizado principalmente na faixa de ±1%, mas três medidas, de um total de 96, excedem a 1,5%.

Nível anual
Os resultados no nível anual foram apresentados com histogramas. No histograma anual da figura 3, verifica‐se um atraso entre as tensões comparadas menos pronunciado do que nas simulações em nível diário, o que era esperado, uma vez que os valores anuais são médias dos valores diários.

Os critérios de validação do modelo foram satisfeitos. O desvio é aceitável em relação a vários fatores de erro.

Resultados

Os resultados da simulação são decorrentes da enorme quantidade de dados de nível anual apresentados estatisticamente nos histogramas. Somente simulações essenciais são mostradas.

A capacidade e a energia do sistema de baterias para cada consumidor são selecionadas de acordo com a capacidade instalada de energia solar fotovoltaica (equações 1 e 2), que foi determinada de acordo com o consumo anual do usuário:

• capacidade da bateria:

• potência nominal de carga e descarga da bateria:

Como dito, o algoritmo para a funcionalidade das baterias foi desenvolvido no software Matlab. Para esse propósito, consideramos o princípio da autossuficiência, em que a maior parte da energia produzida localmente também é consumida localmente.

Os resultados são apresentados para dois cenários diferentes de autossuficiência:

1) 30% de consumidores com autossuficiência; e
2) 60% de consumidores com autossuficiência.

Em cada cenário, são comparadas três situações:

1) situação atual;
2) situação atual com adição de energia solar fotovoltaica; e
3) situação atual com a adição de energia solar fotovoltaica e sistemas de armazenamento em baterias.

Para o cenário 1, situações 2 e 3, acapacidade instalada de sistemas fotovoltaicos e de armazenamento em baterias de cada consumidor nesta parte da rede de baixa tensão (RBT) é apresentada na tabela I. A capacidade instalada total de geração de energia solar é:

Para o cenário 2, situações 2 e 3, a capacidade instalada de sistemas fotovoltaicos e de armazenamento em baterias de cada consumidor nesta parte da RBT é mostrada na tabela II. E a capacidade instalada total de geração de energia solar é:

Nível anual

Os resultados de todos os valores médios de 15 minutos das medições em todas as barras do modelo da RBT atendidas pela subestação secundária Merče, para os cenários 1 e 2, estão mostrados nos histogramas das figuras 4 e 5 (tensões) e 6 e 7 (fluxos de energia). As perdas, para ambos os cenários e as três situações analisadas, então na tabela III.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Conclusão

Situações inaceitáveis surgiram apenas no cenário 2, quando de períodos de alta produção, em algumas linhas, como segue:

• valores de tensão de até 1,12 p.u., que excedem o limite de 1,1 p.u. dado pela norma SIST EN 50160: 2011 [2]; e
• o fluxo de energia através do transformador excede o valor nominal deste em 40%.

No caso das perdas na rede de baixa tensão, podemos verificar que, no cenário 1, não há grande diferença entre as três situações. O mesmo não acontece no cenário 2, em que as perdas, em relaçãoà situação atual, são duplicadas na situação 3 e mais do que duplicadas na situação 2 (tabela III).

Em ambos os cenários, as tensões de baixo nível estão dentro dos parâmetros.

Analisou‐se também o impacto do autoconsumo no restante da rede observada. Por critérios internos de planejamento do operador, as tensões no lado primário dos postos de transformação não devem exceder 1,065 p.u. onde o regulador é ajustado para a posição zero (nominal), ou 1,05 p.u. onde o regulador está configurado para a primeira posição [3]. Os critérios não foram excedidos em nenhum cenário.

A solução padrão para a situação no cenário 2 é aumentar a capacidade da rede, substituindo componentes. Mas também pode ser instalado um poderoso sistema de armazenamento de eletricidade, em modo de operação de serviços ao sistema.

Os problemas de tensão podem ser resolvidos também por meio do controle de potência reativa de instalações fotovoltaicas e sistemas de baterias, pela comunicação on-line entre o regulador do transformador da subestação principal e os dispositivos de medição de tensão nos postos de transformação, etc.

De acordo com os resultados e sua comparação, sugere‐se uma estratégia para autoconsumo segundo a situação 3 do primeiro cenário — adição de energia solar fotovoltaica e sistemas de armazenamento em baterias, e 30% de consumidores com autossuficiência.

 

Referências

[1] Vários autores: ‘Poročilo o tehnologijah aktivnih omrežij’ [Relatório sobre tecnologias de rede ativas], Faculty of Electrical Engineering, University of Ljubljana, Ljubljana, 2011.
[2] Jurše, M. Rošer ml.: Vpliv razpršenih virov na načrtovanje distribucijskega omrežja [A influência de fontes distribuídas no projeto da rede de distribuição]. Proceedings SLO CIGRE, Portorož, 2015.
[3] Norma SIST EN 50160:2011: Značilnosti napetosti v javnih razdelilnih omrežjih’ [Características da tensão em redes públicas de distribuição].

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Trabalho apresentado na 24a Conferência Internacional de Distribuição de Eletricidade, realizada em junho de 2017 em Glasgow, Escócia.