Impacto da geração fotovoltaica na rede elétrica de Fernando de Noronha


Duas usinas fotovoltaicas, que totalizam potência de 953,58 kWp, foram instaladas em Fernando de Noronha, e conectadas à rede elétrica da concessionária no âmbito da Resolução Normativa 482/2012, gerando aproximadamente 9% da energia elétrica consumida na localidade. Este artigo analisa o impacto da inserção de geração fotovoltaica no sistema elétrico isolado da ilha, e ainda os benefícios econômicos e ambientais.


Daniel Sarmento de Freitas e Ana Christina Romano Mascarenhas, da Neoenergia; Marcelo Pinho Almeida e Roberto Zilles, do IEE/USP; e Eduardo Lorenzo, da Universidade Politécnica de Madrid

Data: 05/05/2017

Edição: Fotovolt Março 2017 - Ano 3 - No 9

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Noronha I (402,78 kWp) e Noronha II (550,8 kWp), operando desde julho de 2014 e julho de 2015, respectivamente, reduziram o uso dos grupos geradores diesel e não prejudicaram os níveis de tensão ou a estabilidade do sistema da ilha

O consumo anual de energia elétrica de Fernando de Noronha, a maior das 21 ilhas que compõem o arquipélago, é de cerca de 16 GWh. Até meados de 2014, a eletricidade entregue à localidade, que possui 17 km2 e população de aproximadamente 3500 pessoas, era fornecida exclusivamente pela usina termelétrica Tubarão, equipada com cinco grupos geradores diesel com capacidade total de 5,88 MW. Com o objetivo de reduzir o consumo de diesel, que atinge aproximadamente 4,5 milhões de litros por ano, e propiciar uma matriz elétrica mais sustentável, a Celpe Companhia Energética de Pernambuco, através de projetos ligados ao seu Programa de Eficiência Energética e em parceria com o Governo Alemão, por meio da GIZ Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit, promoveu a instalação de duas usinas fotovoltaicas na ilha: Noronha I, de 402,8 kWp, e Noronha II, de 550,8 kWp, que entraram em operação em julho de 2014 e julho de 2015, respectivamente.

Para preservar a qualidade do fornecimento de eletricidade, a integração das usinas fotovoltaicas deve atender a requisitos técnicos, como manutenção da estabilidade da frequência, preservando a capacidade de regulação da potência ativa até mesmo durante flutuações da geração fotovoltaica devido à passagem de nuvens. Isto requer, em primeiro lugar, que os grupos geradores Diesel operem acima de um limiar de carga (~ 30%) e, além disso, que exista reserva primária suficiente na forma de reserva girante nos grupos geradores ou de energia disponível em um sistema de armazenamento (uma bateria, por exemplo) para absorver variações da demanda e/ou da geração fotovoltaica.

Assim, estudar os aspectos técnicos da integração da geração fotovoltaica a um sistema elétrico preexistente alimentado por grupos geradores Diesel requer, por um lado, uma análise dinâmica do comportamento do sistema (fluxos de potência, eventos dinâmicos, como a perda súbita de uma usina fotovoltaica, etc.) e, por outro lado, um estudo do balanço energético, incluindo o consumo de combustível. Ambas as análises devem considerar tanto a variação da penetração fotovoltaica como a possível inclusão de um sistema de armazenamento de energia.

Há muita experiência acumulada com grupos geradores Diesel e usinas fotovoltaicas operando de forma independente, mas o mesmo não é válido quando se trata de sistemas que combinam ambas as tecnologias. Sistemas híbridos deste tipo em funcionamento, e com mais de 1 MW, são raros. No entanto, muitos estudos apontam que existe um grande mercado potencial para tais sistemas, pois globalmente há mais de 500 GW de grupos geradores Diesel em operação com custo de geração elevado (≥ 0,5 US$/kWh), fazendo com que a integração da geração fotovoltaica seja rentável em muitos casos. Neste contexto, o caso da ilha de Fernando de Noronha torna‐se um paradigma, podendo ser replicado em diversos lugares, como, por exemplo, nas centenas de sistemas isolados alimentados por grupos geradores Diesel na Amazônia.

Em Fernando de Noronha, devem ser estudados aspectos técnicos e regulatórios, uma vez que há diferentes atores envolvidos na geração e distribuição de eletricidade – a Celpe, proprietária da rede de distribuição e da usina termelétrica Tubarão, o Comando da Aeronáutica, beneficiário da usina fotovoltaica Noronha I, e o Governo do Estado de Pernambuco, beneficiário da usina fotovoltaica Noronha II – e um quadro regulatório diversificado (a Lei no 12111/2009, que regulamenta o subsídio à geração de eletricidade em locais isolados; a Resolução Normativa no 427/2011, que estabelece os procedimentos para planejamento, formação, processamento e gerenciamento da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), que se reflete no contrato de operação da usina termelétrica em termos que visam minimizar o consumo específico; e a Resolução Normativa no 482/2012, que estabelece o sistema de compensação de energia, de maneira que qualquer limitação na geração fotovoltaica seja indesejada para os beneficiários das usinas fotovoltaicas).

Fig. 1 – Simulação da evolução do carregamento de dois grupos geradores Diesel operando simultaneamente com diferentes níveis de penetração fotovoltaica para o dia 1o de janeiro

A existência de diversos atores e regulamentações implica interesses conflitantes e situações por vezes paradoxais. Por exemplo: se, por um lado, aumentar a penetração fotovoltaica reduz a quantidade total de combustível (com a diminuição de custos e impacto ambiental), por outro, aumenta o consumo específico dos grupos geradores Diesel (redução de subsídios) – esta foi precisamente a razão que levou o operador da usina Tubarão a solicitar eventualmente o desligamento de metade de Noronha II. A estratégia de operação da termelétrica (pelo menos dois grupos geradores Diesel operando durante todo o dia e um terceiro durante o horário de pico, quando necessário) foi estabelecida antes da instalação das usinas fotovoltaicas, para que o carregamento fosse mantido, sempre que possível, entre 60% e 80% (figura 1), assegurando tanto um consumo específico dentro dos limites estabelecidos por regulação específica, como uma reserva primária adequada para acomodar variações da demanda. Com a entrada em operação da primeira usina fotovoltaica (Noronha I), o carregamento dos grupos geradores Diesel reduziu ligeiramente, mas ainda se manteve na faixa entre 60% e 80%. Já com a entrada em operação da segunda usina fotovoltaica (Noronha II) o carregamento dos grupos geradores Diesel foi novamente reduzido, mantido inferior a 60% por várias horas ao dia. Para evitar este cenário, os operadores da termelétrica decidiram solicitar o desligamento de metade da usina fotovoltaica Noronha II – situação que persistiu até março de 2016 e que elevou o consumo total de combustível em cerca de 2,5%.

Manter o carregamento dos grupos geradores Diesel acima de 60% – uma premissa razoável na operação isolada – leva ao “desperdício” de cerca de 100 mil litros de Diesel por ano com a limitação de 50% da capacidade de geração da usina fotovoltaica Noronha II. Isto não está relacionado a aspectos técnicos (grupos geradores Diesel podem operar sem problemas com carregamento inferior a 60%), mas sim ao quadro regulatório vigente. Desta forma, a promoção de sistemas híbridos (Diesel‐FV) na matriz elétrica brasileira claramente demanda ajustes nessa área.

Um estudo do impacto da instalação das usinas fotovoltaicas no sistema elétrico da ilha, realizado pela empresa alemã Younicos, já previa a situação relatada. O trabalho estabeleceu que “a inclusão do sistema fotovoltaico [de 400 kWp] não afetará a atual operação dos geradores a diesel”, porém “ter mais 500 kWp de planta fotovoltaica instalada oferece novas possibilidades e carrega novos riscos para a estratégia de operação da rede” [1].

Já para a introdução da usina fotovoltaica Noronha II foi realizada uma parceria com o IEE-USP Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo e com o IES-UPM Instituto de Energia Solar da Universidade Politécnica de Madrid [2] para especificação técnica e implantação do sistema e também para a realização de um estudo sobre os impactos de conexão da usina à rede elétrica isolada da Celpe, com o objetivo de propor eventuais soluções para integrar os sistemas de forma otimizada. Os resultados desse estudo originaram este trabalho.

Fig. 2 - Diagrama unifilar da usina termelétrica Tubarão

Os sistemas foram integrados sem equipamentos acessórios de armazenamento e controle, gerando impacto na operação da UTE Tubarão, mais especificamente no consumo específico dos grupos geradores Diesel. O convívio dos sistemas depende de pequenos ajustes na forma de operar a usina termelétrica e, mesmo contribuindo em alguns momentos para a redução da eficiência dos geradores térmicos, as usinas fotovoltaicas garantem benefícios econômicos e ambientais com a redução do consumo absoluto de combustível fóssil.

Desenvolvimento

O sistema elétrico da ilha de Fernando de Noronha é formado por uma usina termelétrica (cujo diagrama unifilar é apresentado na figura 2), duas usinas fotovoltaicas e uma rede de distribuição composta por três alimentadores em MT e diversos alimentadores em BT com seus respectivos transformadores MT/BT. A usina termelétrica Tubarão possui cinco grupos geradores Diesel trifásicos (totalizando 7,35 MVA, ou 5,88 MW) e um banco de capacitores de 0,3 Mvar, também trifásico.

A usina fotovoltaica Noronha I possui 1644 módulos policristalinos Yingli YL245P-29b de 245 Wp (totalizando 402,78 kWp), divididos em 74 séries, sendo 66 de 22 módulos e oito de 24 módulos, distribuídos em 13 inversores Power-One TRIO-27.6-TL-OUTD-S2X-400, de 27,6 kW nominais e 30 kW máximos. A usina está em operação oficialmente desde 18 de julho de 2014.

A usina fotovoltaica Noronha II possui 1836 módulos policristalinos Yingli YL300P-35b de 300 Wp (totalizando 550,8 kWp), divididos em 108 séries de 17 módulos cada, distribuídos em 18 inversores Power-One TRIO-27.6-TL-OUTD-S2X-400, de 27,6 kW nominais e 30 kW máximos. A usina está oficialmente em operação desde 10 de julho de 2015.

A tabela I resume as características elétricas nominais das duas usinas.

As usinas solares Noronha I e II somadas respondem por cerca de 9% da energia elétrica consumida na ilha. Nos dois projetos, foram investidos cerca de R$ 9 milhões. Considerando apenas os custos com aquisição e transporte do combustível da UTE Tubarão, a redução de consumo de Diesel decorrente da operação das usinas solares gera economia anual da ordem de R$ 1,5 milhão.

Os estudos técnicos têm o objetivo de analisar os impactos da conexão das usinas fotovoltaicas Noronha I e Noronha II ao sistema elétrico da ilha de Fernando de Noronha, considerando:

Os estudos de dinâmica do comportamento elétrico do sistema foram realizados no PowerFactory, programa de simulação comercial. Já o balanço energético e as estratégias de integração das usinas fotovoltaicas – abordagem principal deste trabalho – foram simulados com um programa desenvolvido especificamente para este fim, em ambiente Simulink/Matlab, pela equipe do IEE-USP.

Os dados de entrada necessários para as simulações foram obtidos das folhas de características técnicas dos diferentes equipamentos que operam na ilha (grupos geradores Diesel, módulos fotovoltaicos, inversores, etc.), dos relatórios técnicos fornecidos pela Celpe, dos registros de operação da usina termelétrica (demanda horária) entre 2010 e 2015 e dos registros históricos de uma estação meteorológica (irradiação e temperatura ambiente média em três horas) da Rede Sinda Sistema Integrado de Dados Ambientais, do Inpe Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais, entre 2002 e 2013.

As simulações foram realizadas com base na situação atual, ou seja, considerando uma usina termelétrica e duas fotovoltaicas sem sistema de acumulação de energia, e também em possibilidades futuras, com a combinação de diferentes cenários de penetração fotovoltaica e a presença ou ausência de um sistema de acumulação de energia.

Resultados

Com o PowerFactory, foram executados fluxos de potência para diferentes cenários operacionais, registrando-se para diversos pontos da rede de distribuição em MT:

a) Tensão em regime permanente com demanda máxima.
b) Tensão em regime permanente com demanda mínima.
c) Perfis de tensão em regime permanente.
d) Correntes de curto-circuito.

A principal preocupação em relação à tensão em regime permanente na rede de distribuição da ilha de Fernando de Noronha é a possibilidade de as usinas fotovoltaicas provocarem a elevação da tensão acima de valores toleráveis. Analisando os resultados encontrados nos itens a) e b), percebese claramente que, em nenhuma das situações apresentadas, a tensão no final do alimentador é superior à do início, que corresponde à tensão no barramento principal da usina termelétrica Tubarão. Diante do que foi verificado, pode-se afirmar que as usinas fotovoltaicas Noronha I e Noronha II não provocam elevação prejudicial das tensões de regime, não impondo a troca de cabos e/ou medidas adicionais de controle da tensão, como, por exemplo, controle do fluxo de reativos.

Em relação às correntes de curtocircuito, as usinas fotovoltaicas não contribuem de forma significativa. Em média, elas provocam aumento de 4,6%, quando há três grupos geradores em operação, e de 7,6%, quando há apenas dois. Observa-se também que a contribuição das usinas fotovoltaicas para as correntes de curto-circuito é sempre positiva. Portanto, os ajustes das proteções puderam ser mantidos com a entrada das usinas Noronha I e Noronha II em operação.

Em relação às simulações de eventos dinâmicos, observa-se que os grupos geradores Diesel foram capazes de manter a operação estável após todos os eventos simulados. Considerando que esse comportamento era o esperado quando não há geração fotovoltaica, pode-se afirmar que as usinas FV não prejudicam a estabilidade do sistema elétrico durante eventos dinâmicos, uma vez que há grupos geradores Diesel suficientes para atender à demanda nos casos de perda total ou parcial da geração fotovoltaica. Além disso, observa-se que, em alguns casos, a existência das usinas fotovoltaicas até reduz os impactos dos eventos nas flutuações de frequência e tensão.

Apesar dos bons resultados obtidos nas simulações dinâmicas, a ilha de Fernando de Noronha, onde a penetração fotovoltaica ultrapassa 37% (potência nominal das usinas fotovoltaicas em relação à potência de dois grupos geradores Diesel de 1286 kW nominais), é um exemplo de sistema elétrico com potenciais dificuldades na integração da geração fotovoltaica, como geração fotovoltaica em excesso, exigindo a limitação da potência de saída das usinas fotovoltaicas; e aumento do consumo específico dos grupos geradores Diesel, mesmo que acompanhado da redução da quantidade absoluta de Diesel utilizada.

Para estudar a integração das usinas fotovoltaicas, os balanços energéticos foram simulados utilizando o programa desenvolvido pelo IEE-USP, tendo como dados de entrada a demanda estimada e a geração fotovoltaica em janeiro de 2016. Uma análise dos perfis de demanda e geração fotovoltaica permite concluir que não há diferenças significativas entre os meses do ano, de maneira que as conclusões obtidas para janeiro podem ser generalizadas para os demais meses.

Neste estudo de integração, o comportamento do sistema elétrico sem a presença de geração fotovoltaica foi considerado caso base, pois indica os níveis de carregamento máximo e mínimo e o valor de consumo específico de referência, sendo possível, dessa forma, avaliar o impacto de um gradual aumento da penetração fotovoltaica.

A partir do caso base, diversas simulações foram realizadas com diferentes níveis de penetração fotovoltaica, baseados na operação das usinas Noronha I e II e possível ampliação futura. Além disso, para alguns níveis de penetração fotovoltaica foram avaliadas três estratégias de gestão de inversores e grupos geradores Diesel.

Os resultados obtidos nas simulações estão resumidos na tabe-la II. Além do consumo específico da usina termelétrica, calculou-se também o consumo específico considerando toda a energia gerada, denominado aqui de consumo específico global (razão entre os litros de combustível consumidos pelos grupos geradores Diesel e a energia total gerada no sistema).

Observa-se que, quando nenhuma estratégia de gestão é utilizada, na medida em que a penetração fotovoltaica cresce, o consumo específico aumenta em decorrência dos grupos geradores operarem com valores de carregamento cada vez menores, apesar do consumo absoluto de Diesel diminuir. O consumo específico global, por outro lado, diminui a uma taxa absoluta superior à do decrescimento do consumo específico.

Estratégias de limitação da geração fotovoltaica (EG1) permitem reduzir o consumo específico, porém podem provocar perdas elevadas de geração fotovoltaica. Nas simulações realizadas, apenas a partir de 30% de carregamento mínimo a limitação é muito pequena ou até mesmo nula; porém, neste caso, a existência da estratégia EG1 perde o sentido.

A estratégia EG2 possibilita a redução do consumo específico pois permite que apenas um grupo gerador Diesel permaneça em funcionamento, proporcionando operar a geração térmica com níveis de carregamento mais elevados. No entanto, faz-se necessária a existência de um sistema de acumulação de energia de grande porte, não só para garantir reserva primária ao sistema, como também para absorver as flutuações da geração fotovoltaica. A capacidade do sistema de acumulação utilizado nas simulações é fornecida entre parênteses na tabela II.

A estratégia EG3 ajuda a reduzir as perdas da geração fotovoltaica devido à limitação, porém exige um sistema de acumulação de energia de grande porte para que o resultado seja apreciável. Além disso, utilizar um sistema de acumulação de energia de pequeno ou grande porte não altera significativamente o consumo específico, ou seja, a vantagem do sistema de acumulação de energia, neste caso, está intimamente relacionada aos beneficiários das usinas fotovoltaicas.

Finalmente, observa-se que o consumo específico global possui um comportamento inverso ao do consumo específico em todas as situações simuladas. Dessa forma, estudar novas formas de avaliar o rendimento de sistemas elétricos híbridos Diesel-FV oriundos de sistemas exclusivamente térmicos no passado é imperativo para estimular a geração com a fonte solar. A experiência adquirida com as usinas Noronha I e Noronha II prova que é possível, e certamente desejável, aumentar o nível da penetração fotovoltaica na ilha de Fernando de Noronha.

É fácil perceber que, em sistemas elétricos concebidos para operar unicamente com geração térmica, a inserção de geração fotovoltaica provoca o aumento do consumo específico. Contudo, se toda a geração relacionada com o sistema for considerada, o resultado é o consumo específico global, que, por sua vez, reduz na medida em que mais geração fotovoltaica é adicionada ao sistema, assim como acontece com o consumo absoluto de Diesel. Dessa forma, é necessária a mudança do atual cenário regulatório para permitir que os operadores de sistemas isolados (que no passado operavam apenas com geração térmica) permitam, e até mesmo incentivem, a geração fotovoltaica e outras fontes renováveis, sem sofrer com restrições de benefícios vinculados à CCC.

Conclusões

Observou-se que Noronha I e Noronha II, mesmo operando em conjunto, não provocam alterações prejudiciais nas tensões em regime da rede de distribuição, e tampouco nas correntes de curto-circuito. No momento, em decorrência da integração dessas usinas fotovoltaicas, nenhuma ação é necessária no que diz respeito a medidas de controle de tensão e configurações dos dispositivos de proteção.

Além disso, Noronha I e Noronha II não representam risco adicional à estabilidade do sistema elétrico de Fernando de Noronha. Ao contrário, há situações em que podem contribuir para a redução dos impactos de eventos como curtos-circuitos trifásicos e perda súbita de alimentadores.

A regulação vigente oferece suporte à geração térmica para sistemas isolados (via CCC), porém não leva em conta uma possível inserção de geração fotovoltaica nesses sistemas preexistentes, o que desestimula este tipo de geração na medida em que há necessidade de manter o consumo específico abaixo de um valor predeterminado.

São necessários ajustes na regulação vigente, de modo que sistemas elétricos híbridos Diesel-FV possam aproveitar ao máximo a geração fotovoltaica, até o limite mínimo de operação dos grupos geradores Diesel, reduzindo o consumo absoluto de Diesel.

Referências

  1. Younicos AG. PV System Integration into the Electrical Network of Fernando de Noronha Island. Report Y128-263, 2012.
  2. Almeida, M. et al.: Estudo técnico: integração de uma usina FV de 550 kWp ao sistema elétrico isolado da ilha de Fernando de Noronha. Relatório IEE/IES-ET-8, 2015.

Trabalho apresentado no Sendi 2016 Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica, realizado de 7 a 10 de novembro, em Curitiba, PR.