1078
IEEE LATIN AMERICA TRANSACTIONS, VOL. 12, NO. 6, SEPTEMBER 2014
Microgrid Systems: Main Incentive Policies and
Dynamic Performance Evaluation for their
Integration to the Network
T. E. D. C. Huayllas, D. S. Ramos, Senior Member, IEEE and R. L. V. Arnez
Abstract— The objective of this article is to present a
comparative evaluation and analysis related to the possible
application of the main incentive policies, particularly net
metering and feed-in tariffs, into microgrid systems. This is done
in order to promote their implementation, expansion and
consequent integration to medium and low voltage systems. To
complement the study carried out, it was deemed essential
including the response of the simulations related to the
performance of a microgrid during its islanding (pre-planned
and unintentional) process from the network. Today, the
expectation about the performance of microgrid systems is high,
especially if it is considered that its nearest ally, the smart grid
technology, is having a rapid development. From the simulations
conducted to assess the microgrid dynamic response, it became
clear that microgrid systems may face some difficulties including
unsuccessful attempts during the islanding process from the
network.
continuar alimentando suas próprias cargas. Porém, este não é
um procedimento simples levando em conta os procedimentos
e protocolos operacionais a serem estritamente seguidos antes
de sua interconexão. Outra característica das MRs é que
havendo um acordo com a concessionária de distribuição,
poderiam fornecer sua geração excedente, por exemplo,
durante períodos de pico da rede ou quando a carga dentro da
MR é reduzida.
De forma similar à rede de distribuição, uma MR pode
também estar composta de um sistema de geração, um sistema
de distribuição e cargas (críticas ou não) a serem atendidas
(Fig. 1). Nas referências [2], [3] e [4] podem ser encontradas
informações referentes à operação e experiência prática
adquirida com algumas MRs.
Keywords— Feed-in tariff, Forced Islanding, Incentive
policies, Microgrids, Net metering, Pre-planned Islanding.
A
GD
BT
MT
DA
I. INTRODUÇÃO
PÓS a ocorrência das interrupções no fornecimento de
energia de grande escala ocorridos em vários países,
incluindo o Brasil, houve uma busca por alternativas que
ofereçam maior confiabilidade no fornecimento de energia
elétrica, ou pelo menos, alternativas que ajudem a minimizar
seu impacto. Uma lista cronológica destas interrupções de
grande escala (blecautes) pode ser encontrada em [1].
O estabelecimento de sistemas baseados em micro-redes
elétricas aparece como uma alternativa que poderia ser
utilizada para mitigar em parte esse inconveniente, na medida
em que não apenas cargas críticas, mas também grande parte
das atividades antes mencionadas, poderiam ser preservadas
durante períodos de contingência. Do ponto de vista dos entes
encarregados pelo suprimento da crescente demanda de
energia, as micro-redes (MRs) são também tidas como um
relevante aliado, pelo fato de que, no futuro, considera-se que
o usuário final tornar-se-á, pelo menos parcialmente, um
gerador de energia.
Uma das principais características de uma micro-rede se
traduz em sua capacidade de se separar da rede principal
(sistema tronco) durante períodos de interrupção, para
T. E. D. C. Huayllas, Depto. de Engenharia de Energia e Automação
Elétrica, Universidade de São Paulo, [email protected]
D. S. Ramos é Professor Associado no Depto.de Engenharia de Energia e
Automação Elétrica, Universidade de São Paulo, [email protected]
R. L. V. Arnez, Fundação para o Desenvolvimento Tecnológico da
Engenharia, São Paulo (SP), [email protected]
: Geração Distribuída
: Baixa Tensão
: Média tensão
: Dispositivo deArmazenamento
Figura 1. Esquema geral de uma MR elétrica.
Entre as principais fontes de geração em MRs estão:
geradores diesel, painéis solares, geração eólica, pequenas
centrais hidrelétricas (PCHs), micro-turbinas e células
combustível, entre outros. Não obstante, existem MRs
baseadas especificamente no uso de fontes de geração limpa.
Considerando apenas fontes de geração que não contribuam
com a emissão de gases poluentes, é comum a concessão de
benefícios aos empreendedores, a partir de uma série de
políticas de incentivo, a fim de promover o desenvolvimento
de geração ecologicamente correta. Assim, um dos objetivos
deste artigo é apresentar uma avaliação e análise comparativa
referente à aplicação das principais políticas de incentivo em
MRs, principalmente as tarifas feed-in e net metering.
Outro aspecto essencial no estudo das MRs refere-se a seu
comportamento e resposta durante o processo de ilhamento,
ELENA DEL CARPIO HUAYLLAS et al.: MICROGRID
pré-planejado e forçado, por exemplo, durante faltas na rede
CA. Assim, estão inclusas no artigo as respostas das
simulações relacionadas ao comportamento da MR em regime
transitório, após ser submetida a um distúrbio em sua condição
normal de funcionamento. Hoje em dia, a expectativa sobre o
desempenho das MRs é positiva e bastante exigente,
principalmente levando em conta que seu aliado mais
próximo, a tecnologia smart grid, está tendo um
desenvolvimento rápido.
Considerando os aspectos anteriormente descritos, o
presente artigo vem estruturado em mais quatro seções além
desta seção introdutória. Na Seção II estão contidos os
principais mecanismos de incentivo destinados a promover o
estabelecimento de MRs. Na Seção III está sendo apresentada
uma análise comparativa entre os dois tipos de incentivo mais
adotados nos países que fomentam a inserção das MRs. As
respostas das simulação de uma MR específica durante sua
transição ao modo de operação ilhada, estão contidas na Seção
IV. Finalmente, as principais conclusões do artigo estão
apresentadas na Seção V.
II. MECANISMOS DE INCENTIVO DISPONÍVEIS PARA PROMOVER
A INSERÇÃO DE MICRO-REDES NO SISTEMA
As tarifas provenientes de fontes de geração limpa estão se
tornando competitivas em relação às tarifas pertencentes a
fontes não renováveis. A razão para as tarifas associadas a
fontes alternativas estarem claramente se reduzindo, decorre
da queda no custo dos equipamentos de geração
(aerogeradores, painéis solares, etc) comparado ao custo
praticado, por exemplo, há uma década atrás. Apesar desse
ganho de competitividade, na maioria dos países ainda estão
sendo aplicadas políticas para incentivar a geração de energia
a partir de fontes renováveis. Entre os mecanismos de
incentivo adotados para promover o uso e estabelecimento de
MRs destacam-se a tarifa Feed-in, Política de Quota
(Renewable Portfolio Standard-RPS), Certificados de Energia
Renovável (CERs), e a tarifa Net metering [5].
A. Tarifa Feed In
Refere-se ao preço que as concessionárias devem pagar aos
produtores de energia com fontes de geração limpa para cada
kWh produzido. Oferece três principais benefícios: (a) um
pagamento pela energia produzida, mesmo que fosse utilizada
pelo próprio produtor, (b) um pagamento adicional (bônus)
pela energia exportada à rede e, (c) uma redução na conta
padrão do produtor de energia, por ter usado sua própria
energia gerada [6], [7], [8]. Esta tarifa é tida como a forma
mais efetiva para promover o estabelecimento de MRs
baseados em fontes de energia renováveis [9].
B. Política de Quota (Renewable Portfolio Standard - RPS)
Estabelece que um percentual mínimo de toda a energia
comprada pelas concessionárias de energia provenha de fontes
renováveis. As empresas que cumprirem tais metas recebem
certificados que podem ser vendidos para aquelas que não
obtiverem êxito em tal objetivo [10].
C. Certificados de Energia Renovável (CERs)
Nesta forma de incentivo emitem-se certificados
negociáveis como prova de que 1MWh de energia foi gerada a
1079
partir de uma fonte de energia renovável. Estes certificados
podem ser comercializados ou trocados no mercado elétrico
[11]. Existem mercados para a comercialização de CERs já
que as empresas de fornecimento de energia são obrigadas a
resgatar estes certificados de forma similar ao mercado de RPs
descrito em II (B).
D. Net Metering
Consiste na medição do fluxo de energia em uma unidade
consumidora, dotada de pequena geração, através de
medidores bi-direcionais. Dessa forma, registra-se o valor
líquido da energia (net metering) no ponto de conexão. Ou
seja, se a energia gerada for maior que a carga, o consumidor
recebe um crédito ou um desconto em energia na próxima
fatura. Caso contrário, o consumidor pagará apenas a
diferença entre a energia consumida e a gerada.
Os mecanismos de incentivo acima apresentados vem sendo
aplicados em vários países [5], [6]. A título de exemplo, de
127 países escolhidos (desenvolvidos e emergentes) a tarifa
feed-in está sendo aplicada em 68 países; entre eles:
Alemanha, Reino Unido, Japão, China, Argentina, Indonésia e
alguns países do leste Africano. A tarifa net metering está
sendo aplicada em 31 países; entre eles: vários estados nos
EUA, Coréia do Sul, Portugal, Singapura, Brasil, Chile e
México. Outros 20 países, entre eles a França, Noruega, Japão,
Rússia e Índia, adotaram os CERs como políticas de incentivo.
Os RPS foram adotados em 19 países; entre eles: Itália, Japão,
Portugal. Ressalta-se que em vários países, como no caso dos
EUA, foram adotados mais de um mecanismo de incentivo,
ponderando questões de política energética vigentes nestes
estados, províncias ou regiões.
III. ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE AS TARIFAS FEED-IN E NET
METERING E SUA APLICAÇÃO EM MICRO-REDES
Devido ao fato inquestionável de que as tarifas feed-in e net
metering encontram-se entre os mecanismos de incentivos
mais utilizados em MRs, apresenta-se a seguir uma análise
comparativa entre estas duas tarifas [12], [13], [14]. Uma das
razões pelas quais as tarifas feed-in e net metering são mais
empregadas é que nestas o retorno (financeiro ou em energia)
pelo uso de fontes de geração limpa ocorre já no curto prazo (a
cada mês). No caso dos certificados de energia emitidos,
existe naturalmente um prazo para efetivação da colocação
dos créditos de energia limpa, tornando assim flexível a
efetivação dos ganhos financeiros.
Outro aspecto, desta vez em favor da tarifa net metering, é
que o cliente proprietário da geração é comumente retribuído
considerando o preço da energia aplicado ao consumidor final
ao invés dos preços de compra estabelecidos pela
concessionária, como no caso da tarifa feed-in (para cada uma
das componentes desta tarifa). Ademais disso, o sistema de net
metering é uma alternativa que pode dispensar de dispositivos
de armazenamento de energia, isto reduz custos de
investimento e manutenção e, portanto, fazendo deste mais
atrativo.
Por outro lado, a tarifa feed-in tem a característica da
compensação pela injeção de energia ao sistema ser
econômica, sendo isto um fator de atratividade especialmente
no caso de pequenos produtores de energia.
1080
A tarifa net metering é, a princípio, a mais fácil de ser
implementada. Isto porque, apenas um medidor pode ser
usado para medir a energia liquida entre a rede e a micro-rede.
Porém, segundo [15], nem toda MR poderia ser beneficiada
por este tipo de tarifa, já que sua concepção visualizou apenas
o caso de clientes individuais e não MRs que envolvam vários
clientes. Assim é provável que MRs com inserção de fontes
não renováveis e híbridas, ou com vários donos, sejam
rejeitadas caso forem se candidatar na procura destes
benefícios.
No entanto, feitas as adaptações específicas às atuais
regulamentações e exigências, este tipo de tarifa, e
possivelmente os outros esquemas tarifários, poderiam ser
aplicadas em MRs em geral. Uma forma de conseguir isto
seria considerando o PCC (Point of Common Coupling) da
MR como o ponto de ligação no qual está conectado um
cliente único (equivalente), independente do número de
clientes que participam ou entidades ligadas ao PCC (Fig. 2).
Qualquer discrepância existente dentro deste cliente
equivalente deverá ser resolvida internamente.
A aplicação das tarifas feed-in e net metering poderia, neste
caso, focar diretamente MRs cuja potência instalada seja
menor ou igual a 5 MW e sua geração esteja baseada
estritamente em fontes de energia renovável.
Uma MR que inclua geradores que não sejam acionados por
fontes renováveis (por exemplo, diesel, gás, de ciclo
combinado, etc.), como a mostrada na Fig. 2, não poderá ser
beneficiada com estas tarifas (feed-in e net metering)
precisando de uma adaptação na legislação caso forem
escolhidas como as formas de tarifação.
Como exemplo, supondo que a MR mostrada na Fig. 3
esteja administrada por uma cooperativa, algumas obrigações
poderão surgir:
- O Gerador A, cuja energia provém de fontes renováveis
poderia estabelecer um contrato direto com a concessionária
desde que as “instalações de distribuição” pertençam à
concessionária ou ao Gerador A. Neste caso, ele receberá
todos os benefícios estipulados na política de incentivo
(tarifa) que seja adotada (tarifa feed-in, net metering, RPS
ou CERs).
- Caso as instalações (linhas e transformadores) de
distribuição pertençam à cooperativa, o Gerador A terá que
cumprir com as cláusulas estabelecidas por esta
(cooperativa), por exemplo, no referente à locação das
instalações. Neste caso, qualquer renda que a MR receba
será administrada pela cooperativa.
- Se a MR estiver localizada em uma área remota, o que
implica dizer que deve estar operando no modo ilhado, o
Gerador A terá que obedecer às normas estabelecidas pela
cooperativa, (isto quando as instalações pertençam à
cooperativa). Por outro lado, a MR pode receber
remuneração da concessionária por complementar o
fornecimento de energia às cargas críticas normalmente
alimentadas pela concessionária (operação durante o
ilhamento forçado).
- No caso do Brasil, a Agência Nacional de Energia Elétrica
(ANEEL) lançou recentemente uma norma (ANEEL
482/2012) estabelecendo que a geração distribuída tenha
além da "pequena geração", com capacidades entre 1 MW e
5 MW, mais duas categorias [16].
IEEE LATIN AMERICA TRANSACTIONS, VOL. 12, NO. 6, SEPTEMBER 2014
Figura 2. Micro-rede híbrida (fontes de geração limpa e convencional).
Figura 3. Micro-rede híbrida administrada por uma cooperativa.
Uma delas é a "micro-geração", cuja capacidade instalada
deverá ser menor ou igual a 100 kW, e a chamada "minigeração" cujas capacidades estão na faixa acima de 100 kW e
menor ou igual a 1 MW. O esquema net metering foi adotado
como a forma de compensação de energia nestas duas últimas
categorias, desde que a energia gerada provenha de fontes
como a solar, hidroelétrica, eólica e biomassa, incluindo a cogeração. No entanto, ainda existem algumas questões técnicas
e de regulamentação, como a interconexão e coordenação da
proteção com a concessionária, a serem definidos. Devem
também ser definidos os procedimentos e regulamentação
referentes à contribuição da mini e micro-geração à rede.
No entanto, prevê-se que no médio prazo, o impacto das
MR sobre o setor elétrico será significativo.
Em suma, cada um destes mecanismos de incentivo poderá
ser mais vantajoso que outro (vide as referências citadas na
Seção II) em função das políticas energéticas e
regulamentação de cada país.
Para que os incentivos regulatórios dirigidos à
implementação de MRs possam se tornar eficazes e realmente
atrair investimentos canalizados para essa opção de
configuração,
capturando
ainda
o
potencial
de
desenvolvimento de fontes renováveis associado, afigura-se
imprescindível que o desempenho dinâmico de uma MR esteja
ELENA DEL CARPIO HUAYLLAS et al.: MICROGRID
1081
que operam na atualidade está baseada no uso de geradores
assíncronos, isto devido às propriedades técnicas inerentes a
este tipo de gerador (operação com velocidades diferentes da
velocidade síncrona). Para a análise do desempenho dinâmico
da MR foram avaliados 4 cenários, descritos a seguir:
compatível ao sistema convencional. Nesta perspectiva, na
seção seguinte apresentam-se os resultados das simulações
relacionadas com a transição da MR do modo conectado com
a rede tronco para o modo ilhado, com o suporte do programa
Matlab/Simulink [17]. A apresentação destes resultados é
considerada importante, na medida em que é essencial mostrar
de forma prática e inquestionável as vantagens e dificuldades
encontradas pela MR.
A. Operação da MR no Modo Normal ou Conectada com a
Rede (Transitórios de Configuração da MR)
O objetivo principal deste caso é mostrar que o gerador
diesel pode ser utilizado para suportar a tensão na barra 2
(PCC) através do fornecimento de potência reativa, desta
forma controlando a tensão nesta barra e nas barras nas quais
estão conectadas as Cargas 1 e 3. A MR foi implementada
considerando os blocos e modelos disponíveis no programa
utilizado [17]. Em t = 2s, o disjuntor DJ-2 é fechado
conectando o motor assíncrono (ASSM) equivalente. Como
DJ-1 está normalmente fechado, boa parte da energia que o
motor ASSM necessita é obtida da rede principal. Conforme
esperado, o gerador diesel fornece pouca potência,
aproximadamente 0,025 pu (Fig. 5a). Este valor equivale a
PGD= 0,025*2,5= 62,5kW (sendo 2,5 o MVABASE). A tensão
nos terminais do gerador cai para aproximadamente 0,89 pu
IV. AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO DINÂMICO DA MICRO-REDE
– TRANSIÇÃO AO MODO ILHADO
A operação da MR no modo ilhado está ligada a falhas no
sistema CA ou devido a questões pré-estabelecidas como a
manutenção do sistema, custos de energia, etc. Esta transição
deve ser feita mantendo os níveis adequados de freqüência e
tensão em todas as cargas [18]. Na falta de energia os
geradores da MR deverão alimentar a carga ilhada após a
abertura do disjuntor no PCC.
A MR elétrica a ser analisada está conectada à rede da
concessionária através de um disjuntor (DJ-1) e de um
transformador de 6 MVA (13,8/2,4 kV), conforme mostrado
na Fig. 4.
1
Z1
Micro-rede
DJ - 1
Rede CA
13,8 kV
13,8 / 2,4 kV
6 MVA
2
DJ - 3
Z2
2,4 / 0,48kV
300 kVA
Z3
DJ - 2
Gerador
diesel
(síncrono)
2,5 MVA
Carga 1
(1 MW)
Carga 2
(motor
assíncrono)
1350 Hp
Carga 3
Resistor
(50 kW)
externo
(dummy load)
0 - 440 kW
Gerador
eólico
(assíncrono)
250 kVA
Figura 4. Micro-rede elétrica utilizada nas simulações.
As fontes de geração consideradas são: i) um grupo motor /
gerador diesel (gerador síncrono), cujos valores nominais são:
2,5 MVA e 4,2 kV, com responsabilidade de back-up durante
contingências, suprindo as cargas críticas normalmente
alimentadas pela rede. Nota-se que a potência do gerador
considerado é relativamente grande, possibilitando alimentar
blocos de carga importantes. Porém, não há problema em
considerar no modelo um gerador de menor capacidade, ii) um
gerador eólico assíncrono (250 kVA, 480 V) conectado à barra
2 (PCC) através de um transformador de distribuição (300
kVA; 2,4/0,48 kV) que alimenta uma carga (com potência
constante) de 50 kW.
Normalmente, ambos os geradores estão conectados entre si
através do disjuntor DJ-3, embora eles podem também
alimentar sua própria carga de forma separada. Em relação ao
gerador eólico considerado, grande parte dos aerogeradores
(Fig. 5b); nesse instante o gerador diesel fornece potência
reativa que, junto com a contribuição da rede principal, fazem
que a tensão terminal na barra 2 volte a seu valor normal (1,0
pu). Na Fig. 5(c) mostra-se variação da freqüência do gerador
diesel.
Em t = 4 s, o sub-sistema do gerador eólico, que já estava
previamente em operação é conectado através do disjuntor DJ3. Na Fig. 6(a) mostra-se o efeito desta conexão sobre a
potência do gerador eólico.
Observa-se que durante todo o intervalo de simulação (Fig.
6b) o aerogerador gera 50 kW para suprir a sua demanda local.
O gerador eólico (assíncrono) foi também substituído por um
gerador de indução duplamente alimentado (DFIG – Doubly
Fed Induction Generator). A sua resposta mostrou um
desempenho similar ao do gerador síncrono utilizado.
1082
IEEE LATIN AMERICA TRANSACTIONS, VOL. 12, NO. 6, SEPTEMBER 2014
restabelece a seu valor nominal (1,0 pu). O comportamento da
freqüência do gerador eólico é mostrada na Fig. 7(d). Nota-se
que o ilhamento da rede CA faz que a mesma sofra uma queda
momentânea até 58 Hz, restabelecendo-se em cerca de 2,5 s.
0.2
Pmec (pu)
0.15
0.1
0.05
0
0
1
2
3
4
5
6
4
5
6
4
5
6
Pmec (pu)
(a)
Tensão
(pu)(pu)
Term.
voltage
1.1
1
0.9
0.8
0
1
2
3
60.05
Freq (Hz)
(a)
Tensão (pu)
(b)
60
59.95
59.9
0
1
2
3
(b)
(c)
500
P eólica (kW)
(c)
0
-500
Freq (Hz)
P Wind Turb. (kW)
Figura 5. (a) Potência do gerador diesel, (b) Tensão na barra 2, (c) Freqüência
do gerador diesel.
Veloc (pu)
time (s)
Tempo
(s)
0
1
2
3
4
5
6
(a)
P Main Load (kW)
P_carga (kW)
100
tempo (s)
(d)
Figura 7. Ilhamento pré-planejado: (a) Potência do gerador diesel, (b) Tensão
na barra 2, (c) Velocidade do gerador, (f) Freqüência do gerador eólico.
80
60
40
20
0
0
1
2
3
4
5
6
tempo (s)
(b)
Figura 6. Potências: (a) do gerador eólico, (b) da carga no gerador eólico.
B. Modo de Ilhamento Pre-planejado ou Intencional (DJ-2 e
DJ-3 fechados, DJ-1 a ser aberto)
Geralmente, este processo de ilhamento impõe transitórios
com pouco efeito sobre a MR. Porém, ainda assim, a MR
poderia enfrentar desbalanços entre a geração e a carga, sendo
necessária a execução de recursos como o alívio de carga.
Dentro do contexto deste artigo o ilhamento pré-planejado da
MR ocorre em t=1 s. Entre as razões para a aplicação deste
modo de operação podem estar: questões do custo da energia,
manutenção do sistema, etc.
Nota-se que antes da abertura do DJ-1 as cargas da MR são
alimentadas pela rede CA, daí que a potência que alimenta
estas cargas por parte dos geradores na MR é muito pequena
(Fig. 7a). Após a abertura de DJ-1, os geradores da MR
assumem a carga. A potência do gerador diesel aumenta até
cerca de 0,8 pu (≈2 MVA) de sua potência nominal. A tensão
na barra 2 é levemente afetada atingindo um valor, em regime,
de aproximadamente 0.998 pu (Fig. 7b). A velocidade do
motor diesel (Fig. 7c), que também reflete o comportamento
da freqüência, cai até cerca de (0.97 pu), porém uma rápida
ação do regulador de velocidade, prevista no modelo, o
C. Modo de Ilhamento Forçado ou Não-intencional (DJ2 e DJ-3 fechados, DJ-1 a ser aberto)
O modo de ilhamento forçado pode ocorrer devido à
presença de faltas no sistema ou devido a outras condições de
chaveamento na rede. Antes de passar ao modo ilhado a MR
pode estar fornecendo energia à concessionária. Durante este
tipo de ilhamento a MR pode acabar em duas condições
operativas: i) que o ilhamento seja bem sucedido, mantendo
todas as cargas da MR e, ii) que para ter sucesso no ilhamento
seja necessário desligar parte da carga atendida.
Pode-se ter mais um caso no qual ocorre o colapso da MR,
por exemplo, devido à conexão de carga superior à capacidade
dos geradores e mantida por um determinado período.
i) Ilhamento Bem Sucedido
Inicialmente, todos os disjuntores (DJ-1, DJ-2 e DJ-3)
encontram-se fechados. Em t = 1 s, ocorre uma falta (curtocircuito trifásico) próxima à barra 1 (Fig. 4). Em t = 1,1 s o
disjuntor DJ-1 é aberto. Quase que imediatamente ambos os
geradores síncrono e assíncrono assumem as cargas da MR.
Na Fig. 8(a) mostra-se a transição no carregamento do
gerador diesel a partir da condição quase zero de potência. Na
Fig. 8(b) mostra-se a queda da tensão na barra 2 (até
aproximadamente 0,2 pu); voltando a seu valor nominal em
aproximadamente 0,5 s. A recuperação da freqüência do
ELENA DEL CARPIO HUAYLLAS et al.: MICROGRID
1083
gerador diesel (em t = 2,5 s) é mostrada na Fig. 8(c). Nas Figs.
8(d) e 8(e) mostram-se as respostas da potência do gerador
eólico e sua freqüência após ter sido removida a falta.
Particularmente, a potência deste gerador no instante de
aplicação da falta atinge transitoriamente valores elevados.
Apesar disso, o sistema consegue voltar a sua condição de préfalta.
Pmec (pu)
P mec (pu)
1
0.5
0
0
1
2
3
4
5
remoção da falta esta tensão sobe para aproximadamente 0,5
pu, após o qual apresenta uma recuperação gradativa e lenta.
Já a freqüência do gerador diesel (síncrono) mostra uma
recuperação relativamente rápida (Fig. 9c). Nas Figs. 9(d) e
9(e) mostram-se a potência e freqüência do gerador eólico.
Ambas as grandezas mostram uma boa recuperação apesar das
oscilações no período até 3s.
Na MR apresentada na Fig. 4 foi também aplicada uma falta
(curto-circuito) fase-terra no mesmo ponto da falta trifásica.
Observou-se que a MR é capaz de suportar períodos mais
longos (até 200 ms) antes desta ser eliminada, sem perda de
estabilidade.
6
0.8
Vt (pu)
1.5
1
0
0.2
0
0
1
2
3
4
5
59
0
1
2
3
4
5
Freq. (Hz)
0
3
5
6
4
5
6
4
5
6
4
5
6
4
5
6
0.5
0
0
1
2
3
60
59.5
59
58.5
2
4
60.5
200
1
3
(a)
(b)
(c)
0
2
1
6
400
-200
1
1.5
Tensão (pu)
Term.
voltage (pu)
60
58
0
6
(b)
Freq. (Hz)
0.4
0.5
61
eólica
PPwind
turb.(kW)
(kW)
0.6
P mec (pu)
Tensão (pu)
Term. voltage (pu)
(a)
4
5
6
0
1
2
3
(c)( )
(d)
P_eólica (kW)
P wind turb. (kW)
Freq. (Hz)
61
60
59
58
57
0
1
2
3
4
5
100
0
-100
0
6
1
2
ii) Sucesso no Ilhamento devido à Saída do Motor Assíncrono
(Carga 2)
A inclusão deste exemplo é para mostrar que o tempo de
eliminação da falta pode ser crítico para manter a MR em
operação. Após ser aplicada a falta trifásica, a abertura do
disjuntor DJ-1 será realizada quando t = 1,2 s (100 ms a mais
do que o caso anterior). Este atraso na eliminação da falta
impõe um impacto negativo nos geradores. Na Fig. 9(a)
mostra-se que, com a saída do motor ASSM (Carga 2) o
gerador diesel entrega apenas a potência demandada pela
carga (passiva) de 1 MW (equivalente a aproximadamente
1MW/2,5 MVA ≅ 0,4 pu).
O efeito do atraso na eliminação da falta pode também ser
observado na tensão da barra 2 (Fig. 9b). No momento da
61
Freq. (Hz)
(e)
Figura 8. Ilhamento forçado bem sucedido: (a) Potência do gerador diesel, (b)
Tensão na barra 2, (c) Frequencia do gerador diesel, (d) Potência do gerador
eólico, (e) Frequência do gerador eólico
3
(d)
time (s)
tempo
(s)
60
59
58
0
1
2
3
tempo (s)
(e)
Figura 9. Ilhamento forçado (com sucesso) graças a desconexão da carga 2:
(a) Potência do gerador diesel, (b) Tensão na barra 2, (c) Frequência do
gerador diesel, (d) Potência do gerador diesel, (e) Frequência do gerador
eólico.
D. Colapso da MR devido a Sobrecarga (DJ-2 e DJ-3
fechados, DJ-1 a ser aberto).
A condição de colapso da MR pode ser resultado, por
exemplo, da conexão acidental de cargas maiores do que os
geradores podem suportar após o ilhamento.
Nos resultados apresentados na Fig. 10, o disjuntor DJ-1 é
aberto em t = 1 s, e de forma instantânea ambos os geradores
1084
IEEE LATIN AMERICA TRANSACTIONS, VOL. 12, NO. 6, SEPTEMBER 2014
assumem com sucesso a carga da MR. No entanto, em t = 3 s
uma carga equivalente bem maior igual a 4 MW é conectada
na barra 2 (PCC). Na realidade, foram duplicados os valores
existentes da Carga 1 (2x1MW) e Carga 2 (2x 1350Hp).
Nos primeiros instantes o gerador diesel tenta assumir esta
demanda colapsando logo na sua tentativa (Fig. 10a). Na Fig.
10(b) mostra-se o colapso da tensão na barra 2 após a
sobrecarga. O impacto desta excessiva sobrecarga pode
também ser observado no caso da freqüência de gerador diesel
(Fig. 10c).
Observou-se que o gerador eólico, com capacidade bem
menor ao do diesel, acaba também colapsando.
Em casos como este, não haverá controle de potência e
frequência eficaz que possa ser utilizado para manter a MR
operando. Contudo, uma forma de lidar com este problema
seria a utilização de um sistema automático de alívio de carga
(load shedding). Este é um aspecto que foi abordado pelos
autores em [19], [20].
P mec. (pu)
1.5
[2]
[3]
[4]
0.5
0
1
2
3
4
5
6
(a)
[5]
[6]
1.2
Tensão (pu)
REFERÊNCIAS
[1]
1
0
Term. Voltage (pu)
Quanto ao desempenho dinâmico da MR, durante a
transição do modo conectado com a rede ao modo ilhado, foi
possível constatar que esta pode enfrentar dificuldades, até
mesmo tentativas sem sucesso, para atingir este objetivo. A
duração da falta, o tipo e tamanho da carga conectada
encontram-se entre os fatores de maior impacto para que a MR
volte à condição de pré-falta.
A MR considerada mostrou uma boa recuperação diante de
faltas na rede. O caso do ilhamento intencional bem sucedido
mostrou também a viabilidade da MR em situações que assim
sejam necessárias.
1
0.8
[7]
0.6
0.4
0.2
0
1
2
3
4
5
6
[8]
(b)
Freq. (Hz)
80
60
[9]
40
20
0
[10]
0
1
2
3
4
5
6
time (s)
Tempo
(s)
(c)
Figura 10. Colapso da MR devido à escessiva caga conectada: (a) Potência do
gerador diesel, (b) Tensão na barra 2, (c) Frequência do gerador diesel.
[11]
[12]
V. CONCLUSÕES
A aplicação de políticas de incentivo em pequenos
produtores de energia baseados em fontes renováveis
especialmente eólica e solar tem sido intensificada,
principalmente nos países desenvolvidos. No resto dos países
estas políticas estão gradualmente ganhando popularidade.
Normalmente, as políticas de incentivo e esquemas
tarifários possuem algum tipo de investimento ou incentivo
público, como por exemplo, a redução de impostos, desde que
as MRs cumpram com os requisitos técnicos (capacidade
inferior a 5 MW, etc.) estipulados nos regulamentos.
Para a aplicação das tarifas de incentivo (feed-in e net
metering) em MRs contendo fontes de geração não
renováveis, serão necessários estudos e adaptações
pertinentes.
[13]
[14]
[15]
[16]
[17]
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Tesoro Elena Del Carpio-Huayllas, was born in Potosi
(Bolivia) in 1975. She received her B.Sc. degree in Economics
from Technical University of Oruro (Bolivia) in 2003, the
M.Sc. degree in Electrical Engineering from the University of
São Paulo in 2008. Currently, she is working towards her
Ph.D. degree in the latter institution. Among her areas of
interest are Transmission Prices and New Technologies on the Grid Planning.
Dorel Soares Ramos, was born in São Paulo in 1951. He
received his B.Sc., M.Sc. and Ph.D. degrees from the
University of São Paulo in 1975, 1988 and 1996, respectively.
He has authored and co-authored over 200 papers in both
transactions and conferences. He has worked in several
companies such as CESP (Companhia Energética de São
Paulo), ThemagEngenharia Ltd. and in distribution utilities such Bandeirante /
Escelsa and Enersul. Currently, he serves as regulation director of all EDP
group companies in Brazil. He is also associate professor at São
PauloUniversity. Among his areas of interest are: Power Systems and Power
Regulatory issues.
Ricardo Leon Vasquez-Arnez was born in Bolivia in 1966.
He received his B.Sc. degree in Electrical Engineering from
Technical University of Oruro (Bolivia) in 1994, the M.Sc.
degree from the University of Birmingham (UK) in 1998 and
the Ph.D. degree from the University of São Paulo in 2004.
From 2005 to 2006 he was a post-doctoral fellow at the
University of São Paulo. Currently, he works as a researcher in
the latter institution. Among his areas of interest include Power Systems and
FACTS.
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