Integração de informações para o monitoramento de métricas de desempenho de uma microgrid

Resumo

Este trabalho implementa a integração dos diversos componentes de uma microgrid fotovoltaica em uma plataforma única de monitoramento. O sistema monitora a planta do Centro de Excelência em Redes Elétricas Inteligentes (CERIn) da Universidade Federal de Itajubá, que conta com uma capacidade instalada de 27 kWp, um sistema ininterrupto de energia e uma minicentral meteorológica. As medições elétricas são exibidas em tempo real e armazenadas em banco de dados, possibilitando posterior processamento e correlação de informações. O trabalho conclui que uma planta fotovoltaica de 27 kWp pode trazer impactos no que diz respeito à geração de distorções harmônicas de corrente, com picos de tensão e frequência em virtude da ativação do sistema ininterrupto de energia.

Palavras chave – Geração fotovoltaica, Qualidade da energia elétrica, Sistema de monitoramento

I – Introdução

 O constante e rápido crescimento de demanda de energia elétrica e a necessidade mundial por sistemas sustentáveis estão estimulando grandes mudanças no sistema elétrico de potência tradicional. Em muitas partes do mundo, a rede elétrica de potência se baseia em um sistema planejado nos anos 50, em uma estrutura que atualmente necessita de reformas e ampliações. Essa se torna uma grande oportunidade de reinvenção da rede, aproveitando as novas tecnologias de geração, monitoramento e comunicação [1].

Como resultado da abertura do mercado da energia, os operadores estão cada vez mais preparados para reportar, a usuários e órgãos reguladores, informações relacionadas ao fornecimento de energia. No passado, qualidade de energia era vista como um dever implícito aos operadores do sistema, mas hoje qualidade de energia tem objetivos cada vez mais claros. Atingir metas de qualidade de energia é extremamente importante e como integrar e apresentar dados de qualidade é fundamental. [2]

Nos últimos anos tem havido um crescente interesse sobre o monitoramento da qualidade da energia e maior pressão por parte dos consumidores e órgãos reguladores para a disponibilização de informações sobre o atual estado da qualidade da energia elétrica [2].

Em um contexto de difusão de energia renovável e distribuída, o consumidor de energia também se torna produtor. O gerenciamento do fluxo bidirecional de potência se torna muito mais complexo e passa a ser necessário o monitoramento de um número bem maior de pontos da rede. O interesse é saber o quanto o consumidor está consumindo de energia, gerando e com que qualidade faz ambos. Isso provoca um aumento exponencial na necessidade de processamento de dados e exige um sistema de monitoramento e gerenciamento da rede muito mais eficiente do que nos padrões atuais.

Um ponto de interesse é o impacto que um sistema elétrico altamente conectado a gerações distribuídas teria na qualidade da energia de fornecimento. Em especial na geração fotovoltaica que é intermitente e envolve transformação de corrente contínua em alternada.

De modo que se torna relevante a integração de medições dos diversos sistemas envolvidos na geração fotovoltaica em uma plataforma única, facilitando a correlação dos dados. Esses dados podem se transformar em informações úteis acerca das consequências desse tipo de geração.

Um dos fundamentos de uma aplicação Smart Grid é interoperabilidade entre seus sistemas, pois sem essa os custos para integrar os diversos componentes de diversos fabricantes e as variadas aplicações iriam aumentar enormemente em função do grande número de novas interfaces e processos envolvidos [3]. Dessa forma, os projetos de Smart Grid devem estar em conformidade com as recomendações mais atuais das agências reguladoras do sistema elétrico (IEEE, IEC etc.).

Esse trabalho objetiva a implementação de uma plataforma de monitoramento e gerenciamento da qualidade da energia em uma aplicação de Smart MicroGrid no prédio do Centro de Excelência em Redes Elétricas Inteligentes (CERIn) no campus da UNIFEI. O CERIn conta com geração fotovoltaica de 27 kWp. A micro rede envolve 3 inversores de frequência, um medidor de qualidade de energia, um sistema ininterrupto de energia e um sistema de meteorologia. Cada sistema é monitorado isoladamente por software proprietário. Esse trabalho visa integrar todos esses sistemas em uma plataforma única de monitoramento com visualização em tempo real de medições elétricas, bem como armazenamento em banco de dados. Posteriormente será feita uma análise e correlação de informações acerca das intermitências desse tipo de geração e dos possíveis impactos na qualidade da energia.

 II – Sistema de gerenciamento de energia

Um sistema de gerenciamento da energia é uma ferramenta de software destinada ao monitoramento e gerenciamento de tempo real da rede elétrica. O software depende de um sistema de comunicação de dados entre os IED’s de campo (Intelligent Eletronic Devices), que coletam informações sobre o estado da rede, e um servidor central que disponibiliza as informações em uma Interface Homem-Máquina (IHM).

O termo SCADA vem do inglês “Supervisory Control and Data Aquisition”, ou seja, se refere ao software de controle supervisório e aquisição de dados que fornece informações de tempo real do sistema através de ferramentas de análise e modelagem gráfica. Os dados são geralmente armazenados para posterior análise, geração de relatórios, etc. De modo que a integridade e expansibilidade do banco de dados SCADA são de extrema importância e independente de aplicação [1].

As principais funções do sistema SCADA são:

1)      aquisição de dados: As Unidades Terminais Remotas (UTR’s) concentram as informações de campo sobre o estado dos equipamentos (como abertura ou fechamento de disjuntores), alarmes de sobre tensão, temperaturas etc. Todos esses dados são enviados a um centro de control;

2)      monitoramento e processamento de eventos e alarmes: uma das funções do SCADA é comparar constantemente as medições reais com valores determinados em normas e limites de segurança. Por exemplo, a frequência de fornecimento de tensão deve ser bem próxima da nominal, pequenas variações podem causar o mal funcionamento de equipamentos. Logo se essa medida sai dos limites especificados, um alarme é disparado para chamar atenção do operador para o problema. O sistema ainda conta com uma estampagem de tempo em cada medida armazenada. Isso é importante para que, no caso de uma perturbação do sistema, seja feita uma análise sequencial dos eventos para o entendimento das causas do problema;

3)      controle: no sistema SCADA existem dois tipos de controle; o manual e o automático. No controle manual, a ação (abertura de uma chave, por exemplo) pode ser realizada remotamente através de comando único ao dispositivo controlado. No controle automático, as ações são disparadas automaticamente via software seguindo uma sequência lógica pré-programada. Em funções como auto reconfiguração (self-healling), o sistema executa uma sequência automática de fechamento e abertura de chaves e disjuntores para isolar um ponto de falha e reestabelecer o fornecimento de energia ao maior número possível de consumidores [4];

4)      armazenamento: as medições de tempo real são armazenadas em banco de dados do SCADA de acordo com um período pré-definido (a cada minuto por exemplo). Através desses dados podem ser gerados relatórios para futura análise e conclusões a respeito das tendências e correlações dos dados. Como por exemplo no caso de previsão de demanda usado no planejamento da geração em que a curva do consumo histórico de energia é descrita em formulações através de técnicas de identificação de sistema. Com o padrão de consumo descrito em um modelo matemático é possível gerar previsões de consumo [5].

III – Qualidade da energia elétrica

A performance na planta fotovoltaica em termos de qualidade de energia depende da estrutura do inversor, condições externas (como irradiação solar), tipo e quantidade das cargas e características do sistema de fornecimento.

As possíveis consequências da difusão de plantas fotovoltaicas na qualidade da energia do sistema elétrico de potência estão apresentadas a seguir.

A.    Distorções harmônicas

Instalações fotovoltaicas dependem de inversores de frequência para gerar energia elétrica. Em geral, esses inversores usam tecnologias auto comutativas que operaram em frequências da ordem de kHz [2]. No caso de ondas senoidais de tensão, a emissão harmônica desses inversores é desprezível. Mas por causa de seus algoritmos internos de controle, eles podem produzir harmônicos consideráveis no caso de serem alimentados com tensões desbalanceadas (mesmo no nível de desbalanceamento comum na rede elétrica). Correntes harmônicas em inversores para geração fotovoltaica dependem do conteúdo harmônico da voltagem do sistema CA. O desempenho da conversão está ligado ainda às condições de operação nas variáveis climáticas (temperatura, irradiação solar etc.) que limitam o intervalo de operação durante o dia e impactam significativamente a forma das ondas de tensão e corrente. [6].

Sistemas fotovoltaicos têm baixo impacto em distorções harmônicas de tensão por causa da baixa potência de curto circuito no PAC. Geralmente, a distorção harmônica total (DHT) de tensão fica abaixo do nível de distorção limite definido por normas. Distorções de correntes são causadas pela demanda de cargas não lineares e pela injeção de corrente do inversor de frequência da planta. De acordo com [7], o cenário mais propício a altas emissões harmônicas de corrente é em um sistema de alta penetração de energia fotovoltaica (várias conexões), carga baixa, barramento de conexão com baixa relação de curto circuito e operação com fator de potência capacitivo. Altos valores de DHT de corrente geralmente ocorrem quando o inversor de frequência trabalha em baixa potência (15% a 20 % da potência nominal) nos períodos de baixa irradiância [8].

A DHT é um indicador de QEE que quantifica a medida de proximidade entre a forma de onda original e sua componente fundamental. Ela é definida para corrente na equação 1:

Em que I₁ é a componente fundamental da corrente e I_h é a componente harmônica de corrente de ordem h.

Já a distorção harmônica individual (DHI) de corrente é expressa pela equação 2.

B –  Sobre e sub tensão

Esse pode ser o principal problema relacionado à difusão de sistemas fotovoltaicos [9]. Individualmente, instalações fotovoltaicas têm impacto mínimo no sistema elétrico, porém se forem amplamente adotadas podem influenciar significantemente os padrões de fornecimento do atual sistema. Uma das consequências é a elevação de tensão no PAC (ponto de acoplamento comum). Medições mostram que o chaveamento do inversor sob certas condições pode causar esse tipo de problema. O principal ponto é a flutuação da voltagem, sub e sobre tensão (com a desconexão e conexão dos inversores). Nos períodos de geração nominal, a tensão pode se elevar além dos limites da norma por falta de cargas consumidoras [10]. E o contrário pode acontecer ao anoitecer quando não há geração fotovoltaica e as pessoas chegam de seus trabalhos e ligam diversas cargas simultaneamente, o que leva a problemas de subtensão. Quedas de tensão também podem acontecer com sombreamentos ou desligamentos repentinos do sistema fotovoltaico [11]. Na maioria dos casos, o sistema fotovoltaico é projetado para operar próximo ao fator de potência unitário para se fazer uso total da energia solar gerada. Nesse caso, o sistema injeta apenas potência ativa, o que pode alterar o fator de potência do sistema e elevar as tensões de barramentos próximos por conta da falta de potência reativa [12].

C – Corrente de partida (Inrush)

Uma pequena diferença de tensão entre o sistema fotovoltaico e a rede pode gerar um pico de corrente de partida que flui entre o sistema e a rede no momento de conexão e decai a zero a uma taxa exponencial. Essa corrente de partida pode causar abertura indevida de relés de proteção, estresse térmico em isolamentos etc. [12].

D – Desbalanceamento

Condições de desbalanceamento ocorrem nos momentos de conexão e desconexão quando a corrente fundamental é baixa. Flutuações da potência ativa também afetam o desbalanceamento de corrente. Problemas de desbalanceamento podem ocorrer no baixo nível de tensão na topologia de 1 inversor por fase (1 inversor monofásico para cada uma das três fases), quando o sombreamento desigual leva a níveis de tensão diferentes em cada inversor. Mas o problema não se repete na alta tensão por causa da compensação CC gerada entre as fases [13].

E –  Flutuações

Flutuações da potência de saída de sistemas fotovoltaicos são causa de problemas operacionais na rede elétrica. O fenômeno da flutuação de potência ocorre por conta da variação da irradiação solar causada pela passagem de nuvens e pode continuar por minutos ou horas dependendo da velocidade do vento, do tipo e tamanho das nuvens passantes, da área coberta e da topologia do sistema fotovoltaico [12].

F – Segurança

Problema relacionado ao momento em que o sistema fotovoltaico trabalha isolado da rede em momentos de falta. Nessa situação, o sistema fotovoltaico continua a alimentar as cargas mesmo depois que a rede foi desconectada, o que pode causar choques elétricos a trabalhadores desavisados.

 IV – Metodologia

Foi proposto neste trabalho a integração de informações para o monitoramento de métricas de desempenho de uma Smart Microgrid tendo como base a microgrid de geração fotovoltaica instalada no prédio do CERIn da UNIFEI. A microgrid do CERIn conta com uma capacidade de geração fotovoltaica de 26,95 kWp através de 112 módulos fotovoltaicos de potência nominal de 0,25 kW da Yingli Solar, modelo YL245P-29P e três inversores Fronius (2 de 8 kVA e 1 de 12,5 kVA) A representação unifilar desse circuito está descrita na figura 1.

A -Meteorologia

O CERIn conta com um sensor box da Fronius, um dispositivo próprio para medições meteorológicas no qual estão ligados um anemômetro da Carlos Gavazzi para medição da velocidade do vento, um sensor de irradiação solar da TRITEC e dois sensores de temperatura Pt1000 para medições de temperatura ambiente e temperaturas de placa de um módulo fotovoltaico.

B – Medição da qualidade

No PAC da micro rede do CERin com a rede elétrica foi instalado um medidor inteligente da KRON. Esse analisador de Qualidade da Energia Mult-K NG realiza as medições trifásicas conforme normas IEC 61000 4-30 Classe S, IEC 61000 4-7 e classifica os eventos em conformidade ao PRODIST. Este medidor permite a medição de mais de 100 parâmetros elétricos em sistema de corrente alternada (CA), incluindo flicker, harmônicos de tensão e de corrente até a 40ª ordem, desequilíbrio de tensão, fator de potência real e de deslocamento. Esse medidor pode enviar as leituras através do protocolo Modbus TCP.

C – Sistema UPS

A micro rede do CERIn conta ainda com um sistema UPS (Uninterruptable Power System) de fabricante ABB-Newave com 320 baterias RITAR do tipo chumbo-ácido selada de 12 V e 9 Ah distribuídas em 8 bancos de 40 baterias em dois módulos UPS de 20 kVA resultando em uma potência total de 40 kVA / 32 kW. O sistema oferece uma autonomia de 17 minutos de fornecimento a plena carga do CERin no caso de falta de fornecimento da rede elétrica. O sistema opera com entrada e saída trifásica de 380 V com dois autotransformadores, um de 40 kVA para a entrada (220 V/ 380 V) e outro de 50 kVA para a saída de energia (380 V/ 220V). Esse sistema também é capaz de fornecer dados no protocolo Modbus TCP.

D – EMS

Foi desenvolvido neste trabalho um sistema EMS (Energy Management System) para integrar as informações da microgrid do CERIn em uma plataforma única de monitoramento. O software de desenvolvimento utilizado foi o Elipse Power. Através dessa plataforma é possível acompanhar em tempo real as medições elétricas de todos os sistemas descritos acima. O armazenamento dos dados de aquisição do sistema de monitoramento é gerenciado por outro software, o Elipse Plant Manager (EPM). O EPM se conecta ao Elipse Power através de um protocolo proprietário da Elipse e concentra todos os dados em um só local, facilitando sua contextualização. Uma vez que estabelecida a comunicação com o monitoramento, o EPM inicia o processo de armazenamento no banco de dados. O EPM é compatível com Microsoft SQL, por isso esse foi o software de banco de dados escolhido para esse projeto. A estrutura completa do sistema de monitoramento pode ser observada na figura 2.

A rede dos equipamentos Fronius (ligação verde) é composta pelos 3 inversores de frequência e a sensor box, o protocolo nesse caso é o Solar Net. Essa rede está integrada à rede modbus tcp (ligação azul) através de uma conversão entre os protocolos. O Medidor Kron e o sistema UPS completam os dispositivos da rede modbus tcp. Todos esses pontos são ligados a um switch ethernet, onde também está conectado o computador central de monitoramento. Esse computador é um desktop Dell, modelo Precision T5810, sistema operacional Windows 7 professional 64 Bits, processador Intel® Xenon® CPU E5-1620 v3 com dois núcleos de 3,5 GHz, memória (RAM) de 16 GB e 400 GB de memória em HD. Neste computador estão instalados o Elipse Power, o EPM e o Microsoft SQL. O Elipse Power é o cliente Modbus da aplicação que faz requisição aos servidores e envia os dados ao EPM (ligação vermelha) através de protocolo proprietário da Elipse, que por sua vez os armazena no banco MS SQL (ligação marrom) via linguagem SQL.

Usando a estrutura apresentada foram coletados dados de 4 meses de aquisição, de agosto a novembro de 2016.

V – Resultados

A figura 3 deixa evidente a correlação direta da geração fotovoltaica com os níveis de irradiação, temperatura ambiente e temperatura de placa.

O DHT de corrente mostra forte dependência do nível da geração, porém PRODIST não define limites para essa distorção. Pela figura 4 se vê que os harmônicos das três fases chegam a atingir o nível de 60% de distorção.

As tensões de fase do CERIn também se mostram bem comportadas, geralmente variando entre os limites aceitos em [14]. No período das 18h do dia 25 de outubro até as 14h09 do dia 27 de outubro, a UPS foi desativada. Na figura 5 se observa o pico de tensão que ocorreu no instante da reativação da UPS.

Como visto anteriormente, a corrente varia proporcionalmente ao nível de geração solar, próximo das 12h geralmente se observa o pico de corrente. Outro ponto que se observa na figura 6 é a influência que o sistema UPS desativado tem no nível da corrente, nota-se uma elevação da corrente neste período (18h do dia 25 de outubro até as 14h09 do dia 27 de outubro).

Como se vê na figura 7, a frequência do CERIn se mostra bem-comportada, geralmente variando entre os limites do PRODIST (ANEEL, 2009), de 59,9 Hz até 60,1 (Hz). Porém no caso do dia 26 de outubro houve alguns pontos fora dos limites. Um ponto abaixo da norma às 7h09, um ponto acima da norma às 14h07 e outro ponto acima da norma às 17h49. O ponto de pico das 14h09 ocorreu concomitantemente com o horário que a UPS foi reativada como dito acima.

No período de desativação da UPS houve uma diminuição significativa de quase toda a faixa de harmônicos do CERIn, inclusive nas ordens superiores como visto na figura 8 e na figura 9.

VI – Conclusões

Pode-se concluir deste trabalho que uma planta fotovoltaica de 27 kWp de geração por si só não traz impactos significativos na qualidade da energia elétrica da rede em relação a distorções de tensão. A DHT de tensão ficou a níveis mínimos (2%) em todo o período de 4 meses de medição. O desbalanceamento de tensão também não ultrapassou 0,5%, sendo que o limite do Prodist é de 2%.

Os principais pontos observados foram que a distorção harmônica de corrente é inversamente proporcional ao nível de potência ativa da geração. Observou-se níveis superiores a 60% de DHT de corrente nos períodos da manhã e do entardecer. Porém não há motivos para preocupação, porque a fórmula do DHT (1) leva em conta a distorção total em relação ao nível da corrente fundamental. Por isso, quando no início e final do dia a corrente fundamental é baixa (baixa irradiação), resulta-se em maiores distorções. No meio do dia, essa corrente é alta e o DHT de corrente cai (figura 4).

Outro ponto que chamou a atenção foi a forte influência do UPS ativo no sistema quanto a geração de harmônicos de corrente. O nível máximo da DHT de corrente com o UPS desligado não passava de 60%, porém com ele ativo observou-se níveis acima de 75% (figura 9). Inclusive com alterações no padrão da forma de onda  de corrente (figura 6).

Em virtude da ativação do UPS ocorreram picos de tensão (figura 5) e frequência (figura 7). O que mostra que a frequência também deve ser levada em conta como parâmetro de qualidade, apesar de ser considerada bem-comportada pela maioria das normas.

O objetivo de integração de informações de métricas de desempenho de uma micro rede fotovoltaica em uma plataforma única de monitoramento foi cumprido.

Agradecimentos

Os autores gostariam de agradecer a Elipse Software pela doação das licenças do Elipse Power e do EPM, ao CNPq pela contribuição financeira ao projeto Smart Grid da UNIFEI .

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Referências

[1]          et all Rogério dos Santos Alves; Alex Soares de Souza, Smart Grid – Technology and applications, no. 1. 2014.

[2]          A. Testa and R. Langella, “Harmonic pollution in Italian distribution networks in coincidence with important sport events,” 2007 IEEE Power Eng. Soc. Gen. Meet. PES, pp. 1–7, 2007.

[3]          M. Uslar and J. Trefke, “Applying the Smart Grid Architecture Model SGAM to the EV Domain,” 28th EnviroInfo 2014 Conf., 2014.

[4]          H. Nouredine and S. Jean-Clause, SmartGrids. 2012.

[5]          B. P. Campos and M. R. Silva, “Demand Forecasting in Residential Distribution Feeders in the Context of Smart Grids,” in INDUSCON, 2016.

[6]          G. Chicco, J. Schlabbach, and F. Spertino, “Characterisation and assessment of the harmonic emission of grid-connected photovoltaic systems,” 2005 IEEE Russ. Power Tech, PowerTech, pp. 1–7, 2005.

[7]          R. Torquato, F. C. L. Trindade, and W. Freitas, “Analysis of the harmonic distortion impact of photovoltaic generation in Brazilian residential networks,” Proc. Int. Conf. Harmon. Qual. Power, ICHQP, pp. 239–243, 2014.

[8]          F. Batrinu, G. Chicco, J. Schlabbach, and F. Spertino, “Impacts of grid-connected photovoltaic plant operation on the harmonic distortion,” MELECON 2006 – 2006 IEEE Mediterr. Electrotech. Conf., pp. 861–864, 2006.

[9]          D. Geibel, T. Degner, C. Hardt, M. Antchev, and A. Krusteva, “Improvement of Power Quality and Reliability with multifunctional PV-inverters in distributed energy systems,” 2009 10th Int. Conf. Electr. Power Qual. Util., vol. 1, no. 1, pp. 1–6, 2009.

[10]        R. J. C. Pinto, M. R. A. Calado, S. J. P. S. Mariano, and A. E. V Espirito-Santo, “Micro-generation with solar energy: Power qualtity and impact on a rural low-voltage grid,” Proc. – 2015 9th Int. Conf. Compat. Power Electron. CPE 2015, pp. 87–92, 2015.

[11]        W. M. Grady, H. Thomas, and A. Razon, “An Evaluation Procedure for Estimating Voltage Ripple Caused by Cloud Shadows Moving Over High- Penetration PV Distribution Networks,” pp. 249–252, 2014.

[12]        M. Farhoodnea,  a Mohamed, H. Shareef, and H. Zayandehroodi, “Power quality impact of grid-connected photovoltaic generation system in distribution networks,” SCOReD 2012 – 2012 IEEE Student Conf. Res. Dev., pp. 1–6, 2012.

[13]        P. González, E. Romero, V. M. Miñambres, M. A. Guerrero, and E. González, “Grid-connected PV plants. Power quality and technical requirements,” 9th Int. 2014 Electr. Power Qual. Supply Reliab. Conf. PQ 2014 – Proc., pp. 169–176, 2014.

[14]        ANEEL, “AGENCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA (ANEEL). Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST M{ó}dulo 8 – Qualidade da Energia El{é}trica,” p. 76, 2009.