Considerações sobre fator de potência em prédio universitário com geração fotovoltaico

Com a crescente demanda de energia elétrica exigida pela sociedade atual, aliada aos grandes avanços tecnológicos, várias são as discussões acerca de novos meios de produção de energia, em especial aqueles que promovem menor agressão ao meio ambiente. Neste contexto, as fontes renováveis de energia, com grande participação dos sistemas eólicos e fotovoltaicos, integram a cadeia de geração a partir da Geração Distribuída (GD). Portanto, essa modalidade de geração, por estar próxima aos locais de consumo, dispensa gastos relacionados à transmissão, aliviando as linhas e usinas tradicionais. Entre vários outros benefícios proporcionados pela GD, ela também traz algumas preocupações, principalmente no que se refere à Qualidade da Energia Elétrica (QEE). A produção de eletricidade a partir de geradores eólicos e células fotovoltaicas, por exemplo, não é constante, oscilando conforme as condições ambientais, podendo deixar o sistema instável. 

Quando considerada a inserção de potência ativa no sistema elétrico devido à produção fotovoltaica (FV), o triângulo de potências sofrerá alteração conforme variar a diferença entre potência gerada e consumida. Os inversores de controle dos módulos fotovoltaicos, em sua grande maioria, são configurados para operar com FP constante e unitário, injetando apenas potência ativa no sistema para que as chaves de comutação operem com eficiência máxima. 

Considerando-se, então, um consumo reativo Q constante, quanto menor for o módulo da diferença entre potência gerada e consumida, menor será o fator de potência da instalação. Da Figura 1, nota-se tal variação para os cenários distintos: (a) apenas consumo; (b) consumo > geração; (c) geração; (d) geração > consumo; (e) consumo = geração.

Figura 1 – Relação entre variação do módulo da potência e o FP, variando-se a quantidade de geração.

As noções de atraso e avanço para o FP se invertem quando há fluxo reverso de potência. Portanto, não é mais relacionado ao tipo de carga, indutiva ou capacitiva, mas apenas à defasagem da onda de corrente em relação à tensão. 

Com o intuito de verificar, na prática, estas questões, a Figura 2 representa um diagrama unifilar composto por três inversores (2 de 7,5 kW e 1 de 12 kW) alimentando um total de 27 kWp de GD fotovoltaica, conectados à rede por meio de transformadores de 20 kVA e 12 kVA, respectivamente, e um transformador de entrada (150 kVA). As cargas da instalação consistem majoritariamente de iluminação, computadores, televisores e monitores, havendo alguns aparelhos de ar condicionado e motores (ventiladores, elevador, bombas d’água). Há também uma Fonte Ininterrupta (UPS) conectada à rede destinada à alimentação de cargas prioritárias. Os cenários apresentados a seguir trazem as medições no secundário do transformador de 150 kVA.

Figura 2 – Diagrama unifilar simplificado da instalação.

Para a análise da variação do FP, foram definidos alguns cenários conforme a Tabela I. O cenário 0 indica um dia comum de utilização do prédio, em que se realizaram duas medições de 24 horas, uma sem o sistema FV conectado à rede e outra com o sistema conectado. Para os demais cenários houve intervenção quanto {a geração: o cenário 1 com apenas geração, o cenário 2 apenas consumo, e cenário 3 com geração e consumo, referentes às partes (c), (a), e (b) ou (d), da Figura 1, respectivamente.

Tabela 1 – Cenários de medição

GDTempo de mediçãoCarga
Cenário 0Não/Sim24h9,5kVA
Cenário 1Sim3hSem carga
Cenário 2Não3h31kVA
Cenário 3Sim3h31kVA

Os resultados das medições encontram-se nas Tabelas II, para o cenário 0 e na Tabela III, para os cenários 2 e 3, divididos conforme as ocorrências observadas na Figura 1. Os valores máximos e mínimos mencionados nas tabelas são devidos à variação de carga e geração ao longo do período de medição, ou seja, os maiores e menores valores obtidos durante as medições.

O cenário 2 quantifica o consumo máximo alcançado pela instalação, chegando a 31,35 kVA, sendo 29,43 kW de potência ativa e 10,77 kvar de reativa capacitiva, com FP = 0,924.

A carga da instalação em geral apresenta fator de potência variável ao longo do dia, apresentando menor FP em períodos ociosos (à noite), como visto na Figura 3. 

Com a inserção de GD fotovoltaica, em períodos de grande quantidade de potência ativa exportada para a rede, o FP aumenta consideravelmente (FP > 0,90). Contudo, no limiar entre potência consumida e geração serem iguais ou apresentarem pequena diferença frente à potência reativa da instalação, o valor do FP reduz, podendo chegar a 0,221. Tal cenário corresponde à faixa (e) da Figura 1, ou convergindo para esta.

Quando se faz o aumento da carga para os testes (Cenário 3) não ocorre exportação de energia para a rede, não havendo então inversão no fluxo de potência. Contudo, quando P<Q, o FP apresenta-se abaixo de 0,5, como pode ser visto na Figura 4. 

Assim, de acordo com os dados apresentados, ao instalar sistemas fotovoltaicos torna-se interessante avaliar o perfil de consumo do local, de forma a evitar que o FP permaneça abaixo dos valores recomendados; principalmente para os casos de consumidores tarifados por extrapolá-lo (Grupo A), buscando alternativas para ocorrências dos cenários “d” e “e” da Figura 1. 

Quando a geração é significativamente maior que o consumo, o FP aumenta, porém, quando a produção se equipara ao consumo (maioria das instalações), o FP fica menor que 0,92. Devido à correlação entre a geração fotovoltaica e irradiação, o FP apresenta grandes oscilações durante a intermitência do sol. 

Nesta premissa, o FP entra como um parâmetro importante a ser avaliado antes de inserir um sistema de geração FV na rede, visto que a capacidade de hospedagem de geração fotovoltaica não deve afetar o bom funcionamento do sistema (confiabilidade, qualidade da energia elétrica, limites térmicos).

Figura 4 – Para o Cenário 3, as medições começaram com o inversor de 7,5 kW ligado, então, foram acionados todos os inversores por volta de 13h30, prosseguindo apenas com o inversor de 12 kW das 14h30 em diante.

Autores:

Por Lúcio José da Motta, Fernando Luís Leal Jung, Paulo Fernando Ribeiro, professores na Universidade Federal de Itajubá (Unifei).

Por Fernando Nunes Belchior, professor na Universidade Federal de Goiás (UFG).

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