ESTRATÉGIA DE CONTROLE LOCAL VOLT/VAR EM REDES ELÉTRICAS INTELIGENTES POR INVERSORES FOTOVOLTAICOS (Anais do Salão Inovação, Ensino, Pesquisa e Extensão, 2020)
Este trabalho apresenta um estudo para a implementação de uma estratégia de controle local volt/var (VVC) utilizando os inversores de frequência que conectam a geração distribuída (GD) fotovoltaica (FV) na rede de distribuição, com o objetivo de avaliar a viabilidade da técnica quanto à melhora dos níveis de tensão no sistema. O VVC é um procedimento bastante presente nos sistemas de distribuição, tradicionalmente implementado através de equipamentos como bancos de capacitores e reguladores de tensão, e baseia-se no uso de potência reativa para regulação de tensão nos barramentos do sistema. Dessa forma, o avanço tecnológico em redes modernas vem causando grandes modificações no modo como esses sistemas funcionam, como a ampliação de métodos computacionais e de comunicação inteligente, ao mesmo tempo em que cresce a presença de GD na rede. Isto posto, apesar dos demais benefícios que a GD traz o sistema, sua presença é um fator conhecido para a piora dos níveis de tensão, em decorrência tanto da intermitência das fontes renováveis como da eventual reversão do fluxo de potência causada pela mesma. Os inversores são equipamentos baseados em eletrônica de potência e, devido a isso, não diminuem sua vida útil ao realizar os chaveamentos necessários para aplicação do controle VCC, apresentando, neste ponto, uma vantagem em relação aos equipamentos tradicionais. Assim sendo, implementar o VVC através dos inversores fotovoltaicos que conectam a GD na rede representa um grande benefício para o sistema devido tanto à preservação da vida útil dos equipamentos tradicionais quanto ao crescimento da presença de recursos energéticos distribuídos e a relação de melhora dos níveis de tensão. Deste modo, para a avaliação dos resultados e impacto da técnica, foi utilizada uma rede teste IEEE 34 barras com a adição de 8 unidades geradoras FV distribuídas ao longo da rede. O sistema foi simulado através dos softwares OpenDSS e MATLAB e foram considerados dois testes distintos para a avaliação do impacto da técnica: seguindo as restrições da norma brasileira vigente, a NBR 16149:2013 para sistemas fotovoltaicos, e um outro caso com o sistema livre, seguindo apenas as restrições operacionais dos equipamentos considerados. Assim sendo, foram obtidos resultados para ambos os testes, demonstrando um impacto significativo na melhora dos níveis de tensão do sistema para o caso do sistema livre. Para o teste seguindo a norma brasileira, os resultados obtidos foram mais limitados, demonstrando que, para essa implementação, a norma brasileira deve ser adaptada de forma a melhor comportar as possibilidades desse tipo de metodologia. Dessa maneira, mesmo ao se considerar as restrições da norma, a viabilidade da implementação foi aferida, não só devido aos pontos apresentados e aos resultados positivos obtidos como também devido à natureza da técnica que, ao se utilizar de equipamentos já presentes na rede, se beneficia de um potencial que de outra maneira seria ocioso.