análise da geração distribuída sob a perspectiva de maximização...

Henrique Mesquita Tonhá

Análise da geração distribuída sob a perspectivade maximização de potência injetada em

sistemas de distribuição

Goiânia

2017

Henrique Mesquita Tonhá

Análise da geração distribuída sob a perspectiva demaximização de potência injetada em sistemas de

distribuição

Dissertação apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica e de Compu-tação da Universidade Federal de Goiás, comoexigência para a obtenção do título de Mestreem Engenharia Elétrica

Universidade Federal de Goiás

Escola de Engenharia Elétrica Mecânica e de Computação

Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica

Orientador: Prof. Dr. Antônio César Baleeiro Alves

Goiânia

2017

Henrique Mesquita TonháAnálise da geração distribuída sob a perspectiva de maximização de potência

injetada em sistemas de distribuição/ Henrique Mesquita Tonhá. – Goiânia, 2017-Orientador: Prof. Dr. Antônio César Baleeiro Alves

Dissertação (Mestrado) – Universidade Federal de GoiásEscola de Engenharia Elétrica Mecânica e de ComputaçãoPrograma de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, 2017.1. geração distribuída. 2. perdas elétricas. 3. potência injetada. 4. proteção de

sobrecorrente. 5. regulador de tensão. I. Orientador Dr. Antônio César Baleeiro Alves.II. Universidade Federal de Goiás. III. Escola de Engenharia Elétrica Mecânica e deComputação. IV. Análise da geração distribuída sob a perspectiva de maximização depotência injetada em sistemas de distribuição.

Agradecimentos

A Deus, pela vida, sabedoria e todos os demais infinitos benefícios.

A minha família, em especial a minha mãe, Maria José, pelo apoio e amor.

Aos professores da Escola de Engenharia Elétrica Mecânica e de Computação da UFGpor contribuírem para minha formação.

Ao meu orientador Prof. Dr. Antônio César Baleeiro Alves pela confiança, amizade eensinamentos que pude alcançar.

As engenheiras Gabriele Andrades e Murielly Almeida pela experiência de seu trabalhorealizado.

ResumoAs redes de distribuição de energia elétrica em todo o mundo encontram-se aptas a recebergeradores instalados ao longo de sua abrangência. À medida que os estudos dos impactos dosgeradores distribuídos surgem e se aprofundam na solução dos problemas provenientes da con-cessão de instalação de GD’s, seus benefícios mostram-se mais atrativos que os impedimentosainda não superados e sua disseminação torna-se uma tendência irreversível. Um dos inconve-nientes enfrentados por acessantes ao sistema elétrico é a limitação de potência a ser injetadana rede para a situação que o acessante se comporte como exportador, essa limitação pode setornar um fator de desestímulo à sua entrada no sistema. Nesse sentido, este trabalho buscaatravés de uma ferramenta conceituada de fluxo de carga - OpenDSS realizar testes propondo asubstituição do condutor em parte da rede a fim de viabilizar projetos de geração distribuída maisambiciosos do ponto de vista da potência injetada. Além disso, o impacto do regulador de tensão,frequentemente encontrado nas redes, sobre a potência máxima admissível a ser inserida na redeestudada, bem como o impacto sobre o perfil das perdas elétricas e da proposta de proteção desobrecorrente são também analisados. Os testes demonstraram que a substituição do condutor semostrou adequada à maximização de potência, em especial quando a rede opera com reguladorde tensão. Diante da proposta de recondutoramento de parte da rede, as perdas apresentaramredução relativa e os tempos de atuação da proteção foram reduzidos em razão da substituiçãonecessária de alguns dispositivos.

Palavras-chave: geração distribuída. perdas elétricas. potência injetada. proteção de sobrecor-rente, regulador de tensão.

AbstractElectricity distribution networks around the world are able to receive generators installed alongtheir length. As the studies of the impacts of distributed generators emerge and deepen inthe solution of the problems arising from the granting of installation of DGs, their benefitsbecome more attractive than impediments not yet overcome and their dissemination becomes airreversible tendency. One of the inconveniences faced by enterprising to the electrical systemis the power limitation to be injected in the network to the situation that the enterprising onebehaves like exporter, this limitation can become a factor of discouraging his input in the system.In this sense, this work searches through a well-known tool of load flow - OpenDSS to carry outtests proposing the substitution of the conductor in part of the network in order to enable moreambitious distributed generation projects from the point of view of the injected power. In addition,the impact of the voltage regulator, often found in the networks, on the maximum permissiblepotency to be inserted in the studied network, as well as the impact on the electric losses profileand the proposed overcurrent protection are also analyzed. The tests demonstrated that thesubstitution of the conductor was adequate for the maximization of power, especially when thenetwork operates with voltage regulator. In view of the distributed generation connection and thereplace the cable proposed of part of the network, the losses presented a relative reduction andthe protection times were reduced due to the necessary replacement of some devices.

Keywords: distributed generation. electrical losses. injected power. overcurrent protection.voltage regulator

Lista de ilustrações

Figura 1 – Rede de duas barras com GD na barra da extremidade . . . . . . . . . . . . 29

Figura 2 – Rede de duas barras com carga e GD na barra da extremidade . . . . . . . . 31

Figura 3 – Exemplo de comportamento da tensão na barra da GD em função da potênciaativa injetada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

Figura 4 – Diagrama fasorial de operação do gerador . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

Figura 5 – Observação da tensão na barra da GD com fp ligeiramente capacitivo . . . . 36

Figura 6 – Perda ativa total para GD operando sob diferentes fp’s para rede da Figura 2 40

Figura 7 – Rede de 4 barras adaptada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

Figura 8 – Procedimento de simulação de análise da potência máxima injetada e daperda elétrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

Figura 9 – Procedimento de ajuste do sistema de proteção . . . . . . . . . . . . . . . . 50

Figura 10 – Exemplo de rede na página principal do openDSS . . . . . . . . . . . . . . 51

Figura 11 – Função de integração entre o Matlab e o OpenDSS . . . . . . . . . . . . . . 53

Figura 12 – Rede de 4 barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

Figura 13 – Magnitude da tensão para a barra 4 versus injeção de potência ativa pela GDpara quatro tipos de condutores - sistema sem carga e GD operando com fpcapacitivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

Figura 14 – Perda em kW no sistema versus injeção de potência ativa pela GD para quatrotipos de condutores - sistema sem carga e GD operando com fp capacitivo . 58

Figura 15 – Magnitude da tensão para a barra 4 versus injeção de potência ativa pela GDpara quatro tipos de condutores - sistema com carga e GD operando com fpindutivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

Figura 16 – Perda em kW no sistema versus injeção de potência ativa pela GD para quatrotipos de condutores – sistema com carga e GD com fp indutivo . . . . . . . 59

Figura 17 – Rede de 13 barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

Figura 18 – Magnitude da tensão para a barra 675 versus injeção de potência ativa pelaGD para quatro tipos de condutores - sistema sem carga, sem regulador, semcapacitores shunt e GD operando com fp capacitivo . . . . . . . . . . . . . 62

Figura 19 – Perda em kW no sistema versus injeção de potência ativa pela GD para quatrotipos de condutores- sistema sem carga, sem regulador e GD operando comfp capacitivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62

Figura 20 – Perda em kW no sistema versus injeção de potência ativa pela GD para quatrotipos de condutores- sistema com carga, sem regulador e GD operando comfp unitário . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

Figura 21 – Rede de 13 barras - esquema de proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

Figura 22 – Curvas características de atuação da zona de proteção da barra 675 . . . . . 68

Figura 23 – Rede de 34 barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69Figura 24 – Rede de 34 barras - esquema de proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72Figura 25 – Curvas características de atuação da proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . 74Figura 26 – Magnitude da tensão para a barra 333 versus injeção de potência ativa pela

GD para quatro tipos de condutores - GD operando com fp indutivo . . . . . 76Figura 27 – Curvas características de atuação da zona de proteção da barra 333 . . . . . 77Figura 28 – Curva de atuação do relé temporizado em função da corrente . . . . . . . . 90Figura 29 – Curva de atuação do religador e de outros dispositivos em função da corrente 92Figura 30 – Linha trifásica - modelo com neutro e terra . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93Figura 31 – Transformador trifásico de três enrolamentos . . . . . . . . . . . . . . . . . 94Figura 32 – Carga trifásica conectada em estrela . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97Figura 33 – Carga trifásica conectada em delta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97Figura 34 – Circuito do compensador do regulador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98Figura 35 – Variação possível para o nível de tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99Figura 36 – Esquema de conexão do regulador tipo B elevador . . . . . . . . . . . . . . 100Figura 37 – Regulador de tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100Figura 38 – Capacitor trifásico conectada em estrela . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101Figura 39 – Capacitor trifásico conectada em delta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102Figura 40 – Nomenclatura das posições dos elos fusíveis na rede . . . . . . . . . . . . . 104Figura 41 – Coordenação entre elos fusíveis K . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104Figura 42 – Rede de 343 barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120

Lista de tabelas

Tabela 1 – Faixa de operação para pontos de conexão em tensão nominal superior a 1kVe inferior a 69kV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

Tabela 2 – Constantes para diferentes operações do relé de sobrecorrente . . . . . . . . 43

Tabela 3 – Dados de alguns condutores típicos de sistemas de distribuição . . . . . . . 47

Tabela 4 – Módulo em p.u. e ângulo em (o) da tensão nas barras para a rede de 4 barras -caso base . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

Tabela 5 – Módulo em p.u. e ângulo em (o) da tensão nas barras para rede de 13 barras -caso base . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

Tabela 6 – Módulo em p.u. e ângulo em (o) da tensão nas barras para a rede de 13 barras- caso sem o regulador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

Tabela 7 – Potência admitida pelo critério do limite de tensão e da ampacidade porcondutor para a GD operando com fp capacitivo, sitema com regulador, semcarga e sem capacitores shunt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

Tabela 8 – Potência admitida pelo critério do limite de tensão e da ampacidade porcondutor para a GD operando com fp indutivo, sistema com carga e regulador 64

Tabela 9 – Perda de Potência ativa por condutor para a GD maximizando potência comfp indutivo , sistema em condições base . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

Tabela 10 – Potência admitida pelo critério do limite de tensão e da ampacidade porcondutor para a GD operando com fp unitário, sistema com carga e semregulador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

Tabela 11 – Potência admitida pelo critério do limite de tensão e da ampacidade porcondutor para a GD operando com fp unitário, sistema com carga e regulador 66

Tabela 12 – Correntes em amperes no elemento de proteção para a rede de 13 barras . . 67

Tabela 13 – Proposta de proteção para a rede de 13 barras . . . . . . . . . . . . . . . . 67

Tabela 14 – Módulo em p.u. e ângulo em (o) da tensão nas barras para o caso base . . . 70

Tabela 15 – Potência injetada (MW) máxima por condutor para a GD operando com fpindutivo (0,8) - sistema adaptado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

Tabela 16 – Potência máxima permitida (MW) para a GD operando com vários fp’s . . . 71

Tabela 17 – Correntes em Amperes no elemento de proteção para a rede de 34 barras -caso adaptado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73


Tabela 19 – Módulo em p.u. e ângulo (o) em das menores tensões para o caso base . . . 75

Tabela 20 – Correntes em amperes no elemento de proteção para a rede de 343 barras -Falta na barra 333 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77


Tabela 22 – Nomenclatura dos relés de proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91

Tabela 23 – Configuração das linhas - rede de 4 barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107Tabela 24 – Configuração da carga - rede de 4 barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107Tabela 25 – Transformador - rede de 4 barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107Tabela 26 – Configuração das linhas - rede de 13 barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108Tabela 27 – Configuração das cargas e capacitores shunt - rede de 13 barras . . . . . . . 108Tabela 28 – Configuração da carga distribuída - rede de 13 barras . . . . . . . . . . . . 109Tabela 29 – Transformadores e regulador - rede de 13 barras . . . . . . . . . . . . . . . 109Tabela 30 – Configuração das linhas - rede de 34 barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110Tabela 31 – Configuração das cargas e capacitores shunt - rede de 34 barras . . . . . . . 111Tabela 32 – Configuração da carga distribuída - rede de 34 barras . . . . . . . . . . . . 111Tabela 33 – Transformadores e regulador - rede de 34 barras . . . . . . . . . . . . . . . 112Tabela 34 – Configuração das linhas - rede de 343 barras . . . . . . . . . . . . . . . . . 112Tabela 35 – Modos de configuração da rede de 343 barras . . . . . . . . . . . . . . . . 114Tabela 36 – Configuração das cargas - rede de 343 barras . . . . . . . . . . . . . . . . . 114Tabela 37 – Transformadores - rede 343 barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116

Lista de abreviaturas e siglas

AA Aluminum Alloy

ACSR Aluminum Conductors Steel Reinforced

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

ANSI American National Standards Institute

AT Alta Tensão

BT Baixa Tensão

CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

CELG Centrais Elétricas de Goiás

CGH Central de Geração Hidrelétrica

EPE Empresa de Pesquisa Energética

fp Fator de Potência

GC Geração Centralizada

GD Geração Distribuída

IEA International Energy Agency

IEC International Electrotechnical Commission

IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers

INEE Instituto Nacional de Eficiência Energética

OLTC On Load Tap Changer

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico

PCH Pequena Central Hidrelétrica

Proinfa Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica

SVR Step Voltage Regulator

TC Transformador de Corrente

TUSD Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição

TUST Tarifa de Uso do Sistema de Transmisão

UC Unidade Consumidora

UNESP Universidade Estadual Paulista "Júlio de Mesquita Filho"

Lista de símbolos

B susceptância série

G condutância série

Î corrente elétrica

I módulo da corrente elétrica

kW quilo-watt

MW mega-watt

P potência ativa

Q potência reativa

pu por unidade

R resistência elétrica

s segundos

S módulo da potência aparente

T tempo de atuação do relé de sobrecorrente

T DS multiplicador de tempo do relé de sobrecorrente

VB tensão de referência

VL tensão de leitura

V̂ tensão elétrica

V módulo da tensão elétrica

X reatância elétrica

Y admitância elétrica

Z impedância elétrica

Sumário

1 INTRODUÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191.1 Desenvolvimento do Trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

2 CONSEQUÊNCIAS DA INSERÇÃO DA GD EM SISTEMAS DEDISTRIBUIÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

2.1 Atrativos da Geração Distribuída . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 252.1.1 Tecnologias de Geração Distribuída . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262.1.1.1 Solar Fotovoltaica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262.1.1.2 Eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272.1.1.3 Biogás . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272.1.1.4 Hídrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272.2 A máxima injeção de potência pela GD . . . . . . . . . . . . . . . . . 272.3 Impacto sobre o perfil de tensão . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 302.3.1 A influência do fator de potência (fp) da GD . . . . . . . . . . . . . . . . 312.3.2 Violação do limite superior adequado de tensão . . . . . . . . . . . . . . . 332.4 Inserção do regulador na rede . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 362.5 Perdas elétricas sob injeção máxima . . . . . . . . . . . . . . . . . . 382.6 Os impactos da GD sobre a proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . 402.7 Considerações a cerca de outros impactos . . . . . . . . . . . . . . . 43

3 METODOLOGIA E FERRAMENTA COMPUTACIONAL . . . . . . 473.1 Procedimentos e Informações para as simulações . . . . . . . . . . . 473.2 OpenDSS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

4 RESULTADOS E DISCUSSÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 554.1 Rede de 4 barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 564.1.1 Rede de 4 barras - caso base . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 564.1.2 Rede 4 barras sem carga - GD operando com fp capacitivo . . . . . . . . . 574.1.3 Rede 4 barras com carga - GD operando com fp indutivo . . . . . . . . . . 584.2 Rede de 13 barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 594.2.1 Rede de 13 barras - caso base . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 604.2.2 Rede de 13 barras sem carga - GD operando com fp capacitivo . . . . . . . 614.2.3 Rede de 13 barras com carga - GD operando com fp indutivo . . . . . . . 634.2.4 Rede de 13 barras com carga - GD operando com fp unitário . . . . . . . . 644.2.5 Rede de 13 barras com carga - Impacto sobre o esquema de proteção de

sobrecorrente sob maximização de potência . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

4.3 Rede de 34 barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 684.3.1 Rede 34 barras - caso base . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 694.3.2 Rede de 34 barras com carga leve - GD operando com fp indutivo . . . . . 694.3.3 Rede de 34 barras com carga nominal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 714.3.4 Rede de 34 barras com carga e regulador - Impacto sobre o esquema de

proteção de sobrecorrente sob maximização de potência . . . . . . . . . . 724.4 Rede de 343 barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 754.4.1 Rede 343 barras - caso base . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 754.4.2 Rede de 343 barras com carga - GD operando com fp indutivo . . . . . . . 754.4.3 Rede de 343 barras - Impacto sobre o esquema de proteção de sobrecorrente

sob maximização de potência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

5 CONCLUSÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79

REFERÊNCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

APÊNDICES 87

APÊNDICE A – DISPOSITIVOS DE PROTEÇÃO ENCONTRA-DOS EM REDES DE DISTRIBUIÇÃO . . . . . . 89

APÊNDICE B – MODELAGEM DOS ELEMENTOS DA REDE ELÉ-TRICA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93

APÊNDICE C – PROCEDIMENTOS PARA COORDENAÇÃO ESELETIVIDADE DE DISPOSITIVOS DE PRO-TEÇÃO DE SOBRECORRENTE . . . . . . . . . . 103

ANEXOS 105

ANEXO A – DADOS DAS REDES SIMULADAS . . . . . . . . . . 107A.1 Rede de 4 barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107A.2 Rede de 13 barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107A.3 Rede de 34 barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109A.4 Rede de 343 barras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112

19

1 INTRODUÇÃO

Parte do crescimento da geração distribuída (GD) no Brasil pode ser atribuído aos obstá-culos encontrados para a expansão das fontes de energia elétrica tradicionais. As dificuldades delicenciamento ambiental e a escassez de grandes rios a serem represados são responsáveis pelafragilização da política de construção de novas grandes usinas hidrelétricas. A diversificação damatriz energética somente a partir de usinas termoelétricas encontrou do ponto de vista ambientale econômico um empecilho para concentrar uma política de forte incentivo por parte do governo.A possibilidade de adiar vultusos investimentos que todo o sistema elétrico está sujeito emvirtude da expansão da rede e a necessidade de restringir a dependência dos combustíveis fósseissão fatores que contribuíram para firmar a GD a partir de fontes renováveis, como, eólica, solar,hídrica, biomassa e outros resíduos urbanos, uma alternativa sustentável a longo prazo parasolucionar o problema da demanda crescente com responsabilidade ambiental.

Há na literatura diferentes termos para se referir a GD. Cabe aqui citar alguns: geraçãointegrada (embedded generation), geração descentraliza (decentralized generation), recursos deenergia distribuída (distributed power resources) e geração dispersa (dispersed generation) sãoutilizados em todo o mundo para relacionar um esquema de produção de energia elétrica quecomplementa a geração centralizada (GC) de um sistema elétrico.

Não há um conceito perfeitamente consolidado de geração distribuída, por isso, muitasdefinições são encontradas na literatura e em organismos relacionados ao setor elétrico. OInstitute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE) relaciona a GD a pequenas usinas degeração as quais é possível a conexão em qualquer ponto do sistema elétrico. O InternationalCouncil on Large Electric Systems (CIGRÉ) sustenta que a GD é uma geração não centralizadae não despachada, usualmente conectada na distribuição com capacidade menor que 100 MW(GONZALEZ; FORTOUL; REVIEW, 2005). A International Energy Agency (IEA) considerageração distribuída como uma planta de pequenos motores ou turbinas, células de combustível ousistemas fotovoltaicos que supre o consumidor local ou auxilia o abastecimento energético da redede distribuição (IEA, 2002). O Instituto Nacional de Eficiência Energética (INEE) caracteriza aGD como uma geração próxima ao local onde é consumida, podendo derivar de diversas fontes,renováveis ou não, não possuindo tecnologia específica, tão pouco capacidade fixada (INEE,2004). A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) e as Centrais Elétricas do Estadode Goiás (CELG) entendem que geração distribuída é uma central fornecedora de qualquerpotência com instalações conectadas diretamente no sistema elétrico de distribuição ou atravésde instalações consumidoras, podendo operar em paralelo ou de forma isolada, despachadas ounão pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) (ANEEL, 2016) e (CELG, 2016). Dentreas diversas definições que podem ser encontradas, a ideia de uma fonte de energia complementar

20 Capítulo 1. INTRODUÇÃO

de pequeno porte conectada à rede de distribuição do lado do acessante e em pontos finais deconsumo, cujo objetivo é fornecer potência a um consumidor ou uma fração deles é normalmenteaceita por pesquisadores da área.

Em geral, as definições de GD não especificam sua capacidade, pois estas variam emfunção do país que estão inseridas. No Brasil, a resolução no 687 de 2015 da ANEEL reformuloua faixa de potência de enquadramento dessas alternativas de geração inicialmente estabelecidaspela resolução no 482 de 2012. Empreendimentos de cogeração qualificada ou apenas fontesrenováveis de energia elétrica de potência instalada menor ou igual a 75kW passou a designarmicrogeração distribuída, a norma anterior fixava este limite em 100kW. A faixa compreendidaentre 75kW e 5MW para as modalidades supracitadas exceto a fonte hídrica, cujo limite superioré de 3 MW, são denominadas minigeradoras, esta reformulação permitiu um acréscimo deempreendimentos nesta categoria, uma vez que a regra anterior apresentava como limites 100kWe 1MW (ANEEL, 2012) e (ANEEL, 2015b). As microgeradoras não são capazes de afetarconsideravelmente as variáveis de estado da rede elétrica, mas centrais hidrelétricas de pequenoporte (CGH’s e PCH’s) e GD’s a biogás frequentemente encontradas no interior do país podemapresentar consequências operacionais para a rede (TONHÁ et al., 2016). Enquanto o Decretono 5.163 de 2004 limita a GD brasileira em 30MW (BRASIL, 2004), T.Ackermann, Andersson eSoder (2001) citam a possibilidade de capacidade máxima dez vezes maior que a brasileira paraa geração distribuída na Alemanha.

Não obstante, o consumidor que pretenda acessar o sistema de distribuição gerandopotência possa ser enquadrado simplesmente como acessante, é importante fazer uma distinção deenquadramento de acordo com a estrutura legal vigente no Brasil. Um determinado empreendedorque deseje operar somente como exportador deve ser enquadrado como produtor independentede energia (PIE). Esta modalidade de enquadramento normativo permite contratualmente ocomércio de toda ou parte da energia produzida. Já a denominação autoprodutor permite aexploração da produção de energia não necessariamente gerada a partir de insumos oriundosde seu processo produtivo, para seu uso exclusivo, devendo a exportação de excedentes estarsujeita à autorização da ANEEL. Em ambas as modalidades de enquadramento o fornecimentode energia pode se dar para consumidores livres, consumidores especiais, venda em leilõesespecíficos para fontes alternativas ou venda direta à distribuidora através de chamadas públicas(BRASIL, 2004). Contudo, é importante ressaltar que o mecanismo de restituição para a energiacedida ao sistema através da microgeração e minigeração distribuída é a compensação futura daunidade consumidora (UC) (ANEEL, 2015b).

As exigências iniciais para o acesso ao sistema elétrico, em geral a rede de distribuição(poucos são os casos de acesso a subtransmissão), são encontradas no Módulo 3 dos Procedimen-tos de Distribuição de Energia Elética (PRODIST) (ANEEL, 2016). Este documento estabeleceos requisitos de projeto, as exigências de contrato, as responsabilidades do acessante , bem comoas etapas para viabilização do acesso. O Módulo 4 elenca as condições e os requisitos para

21

o fornecimento de informações por parte do acessante às distribuidoras acerca da carga e dodespacho de geração. Enquanto vigorou a resolução no 505 da ANEEL (2001) estabeleceu-se aconformidade dos níveis de tensão de energia elétrica em regime permanente. Posteriormente,o Módulo 8 do PRODIST acresceu regulamentação para os principais aspectos intrínsecos àqualidade do fornecimento de energia elétrica. Além de distribuidoras, produtores e exportadoresde energia devem atentar para as recomendações mencionadas na norma. Os aspectos estãorelacionados à frequência da rede, aos harmônicos que podem existir, ao desequilíbrio de tensão,bem como sua flutuação, variação de curta duração e tensão em regime permanente (ANEEL,2016). Não obstante, o objeto deste trabalho é o estudo de fenômenos de longa duração (regimepermanente).

Este trabalho tem como objetivo analisar uma estratégia de maximização da injeçãode potência por uma GD em redes de distribuição radiais, e as consequências para as perdaselétricas e o esquema de proteção de sobrecorrente para a rede em decorrência da inserção daGD e de sua adequação à estratégia de maximização proposta.

O estudo da possibilidade de recondutoramento de parte da rede objetivando majorarpotência injetada por GD’s limitadas, principalmente devido ao limite de tensão, foi inicialmentemotivada por um contato do professor orientador deste trabalho ao grupo de Sistemas de Potênciada Faculdade de Engenharia da UNESP em particular os professores Dr. Antônio Padilha Feltrine Dr. José Roberto Sanches Mantovani.

Os desafios técnicos à instalação da GD ainda não são adequadamente compreendidos.Os impactos decorrentes da conexão da GD dependem das características específicas da mesma,da interligação proposta, do ponto de conexão e das propriedades da rede a qual será integrada.A inserção da GD pode influenciar todas as variáveis de um sistema elétrico, sendo que, se estasnão forem observadas suas inadequações podem causar danos à operação do sistema. Acredita-seque a disseminação da geração distribuída será de tal modo, que num futuro próximo deverãosurgir, em todo o território nacional, empresas especializadas no controle dos parâmetros deoperação do gerador.

A possibilidade de continuar operando mediante o desligamento da fonte principal darede (subestação), conhecida como ilhamento, revela-se um grande atrativo do ponto de vistada confiabilidade do sistema à medida que os consumidores continuarão sendo atendidos. Noentanto, essa estratégia pode tornar as redes autonômas dificultando a recuperação da mesmaquando a fonte principal for reconectada (IEEE, 2013). O ilhamento pode ser ainda mais inseguroquando o atendimento aos consumidores possa se dar de modo precário, por exemplo, ocasiãoem que a carga a ser atendida supera a potência da GD. A própria definição conferida à GDde fonte complementar é para alguns um empecilho conceitual para seu desempenho nessascondições. Contudo, para outros estudiosos esse tema tem sido objeto de muitas análises quepropõem soluções para a operação ilhada. Acredita-se que futuramente essa possibilidade seconcretize.

22 Capítulo 1. INTRODUÇÃO

Uma vez que o projeto inicial da rede não contemplava a nova fonte, sua inserção ensejaalgumas alterações no funcionamento das redes elétricas. A potência injetada pela GD causaimpactos cruciais quando supera as cargas circunvizinhas ao ponto de conexão resultando emum fluxo de potência que, em geral, sai de uma extremidade da rede em direção a subestação,situação oposta a rede tradicional que tem todo o fluxo de potência saindo da subestação emdireção às cargas. Essa situação atípica insere uma complexidade à rede que influencia o perfil detensão, as perdas elétricas, a operação do regulador de tensão, e os ajustes da proteção existente.

Uma das apreensões dos acessantes que objetivam realizar injeção de potência à redeé a imposição por parte da concessionária de um limite de potência a ser gerada que podeinviabilizar as pretensões do consumidor e potencial acessante. As exigências impostas pelalegislação podem indeferir projetos de acesso à rede, uma vez que os limites de fornecimento detensão ou da capacidade de corrente transportada pelo condutor podem ser violados em funçãodo quantitativo de potência que o empreendedor almeja injetar. Em redes dotadas de reguladoresde tensão essa limitação pode ser relaxada como é demonstrado nesta dissertação.

Adicionalmente, algumas questões decorrentes da viabilização desses empreendimentospodem surgir: Pode-se estender os impactos decorrentes da inserção da GD em alimentadoresrurais para alimentadores urbanos? Em quais condições a realização de um reforço à rede produzganhos significativos de potência injetada pela GD? A operação do acessante na forma de PIEsob a condição de maximização da potência enseja a redução das perdas elétricas na rede? Emquais circunstâncias a existência do regulador de tensão pode favorecer a injeção de potência pelaGD? Quais os impactos sobre o sistema de proteção de sobrecorrente quando a GD é inserida àrede e a potência fornecida pelo gerador inserido é incrementada?

Por meio de simulações de inserção da GD em redes elétricas, esta dissertação tem comoobjetivos responder às questões anteriormente citadas. Este trabalho propõe uma alternativade reforço à rede que pode viabilizar muitas propostas de conexão de geradores síncronos emalimentadores de distribuição associados ou não a existência de reguladores de tensão, bemcomo o resultado quantitativo das perdas elétricas quando o acessante se comporta como PIE etambém os impactos sobre o sistema de proteção de sobrecorrente existente.

1.1 Desenvolvimento do Trabalho

Essa dissertação encontra-se organizada do seguinte modo:

Capítulo 2: Consequências da Inserção de GD em Sistemas de Distribuição

Neste capítulo são abordados os principais aspectos, positivos e negativos, para a rede dedistribuição na presença de gerador síncrono e suas possibilidades de operação. Enquanto apenasa inserção da GD já enseja problemas decorrentes no restante da rede elétrica, a maximização dapotência injetada pode aprofundá-los. A presença ou não de reguladores de tensão, o resultado das

1.1. Desenvolvimento do Trabalho 23

perdas elétricas envolvidas e o impacto sobre os ajustes do esquema de proteção de sobrecorrentesão alguns desses problemas abordados neste trabalho, cujo capítulo em questão busca realizaruma revisão bibliográfica e pontuar os aspectos mais relevantes acerca dessas abordagens.

Capítulo 3: Metodologia e Ferramenta Computacional

Este capítulo detalha os procedimentos de simulação e as informações importantes sobreas modificações que serão propostas aos sistemas de distribuição analisados. O capítulo tambémaborda o software e a técnica utilizada para solucionar o fluxo de carga.

Capítulo 4: Simulação e Resultados

Aqui, três redes do IEEE por serem conhecidas e bastante experimentadas são utilizadaspara teste. Um alimentador real de uma concessionária de distribuição também é simuladoa fim de contextualizar o impacto da GD para redes nacionais. Algumas modificações sãointroduzidas para que se possa abordar as partes mais necessárias do que se elencou no Capítulo2. As redes são simuladas computacionalmente a fim de inserir alguns exemplos práticos àproposta de injeção máxima de potência, propõe-se analisar o resultado das perdas das redes e osdesdobramentos na proteção de sobrecorrente conforme o mais adequado fator de potência (fp)de operação da GD visando favorecer a maximização de potência injetada pela mesma.

Capítulo 5: Conclusão

Esta etapa final do trabalho é reservada a sintetizar as principais observações das simu-lações relacionadas aos objetivos do trabalho e as questões levantadas contextualizando-as àrevisão bibliográfica do tema.

25

2 Consequências da Inserção da GD em Sis-temas de Distribuição

As dificuldades técnicas que podem advir da inserção de geração distribuída não devemser os fatores determinantes para restringir seu desenvolvimento. As concessionárias devemestudar o assunto e estar aptas a receber interessados em contribuir para o abastecimento elétricode seus consumidores. A instalação de geradores ao longo da rede é uma opção atrativa paraempreendedores e concessionárias à medida que os acessantes podem atender a totalidade desua carga, e as concessionárias podem melhorar a qualidade da energia fornecida aos demaisconsumidores, além de adiar investimentos que a rede elétrica possa necessitar.

A problemática da injeção máxima possível de potência por um gerador ao longo darede elétrica refere-se às alterações na tensão, nas perdas e no ajuste do esquema de proteção desobrecorrente, e são esses tópicos que este trabalho analisa.

Este capítulo procura contextualizar as razões do crescimento do interesse e algumasquestões de ordem técnica em decorrência da inserção de um gerador distribuído à rede elétrica.

São abordadas neste capítulo as seguintes questões técnicas sob a condição de maximiza-ção de potência:

3 Perfil de tensão e fator de potência da GD;

3 Perdas elétricas no sistema de distribuição;

3 Inserção do regulador de tensão;

3 Esquema de proteção de sobrecorrente para os sistemas de distribuição.

2.1 Atrativos da Geração DistribuídaOs atrativos da inserção da GD à rede de distribuição têm lastreado cada vez mais essa

nova modalidade de atendimento a demanda no sistema elétrico brasileiro.

O forte crescimento da demanda desde os anos 90 e um pouco menos acentuado nosúltimos dois anos em função da crise econômica colocou em xeque o planejamento da expansãodo sistema elétrico das concessionárias de distribuição de energia elétrica. Elas precisavamrealizar dispendiosos investimentos para a expansão da rede elétrica num curto horizonte detempo. Para se esquivar dessa obrigação, as concessionárias aceitaram o interesse do consumidorem gerar energia. Por se tratar de um investimento menos oneroso, de menor tempo de instalação

26 Capítulo 2. Consequências da Inserção da GD em Sistemas de Distribuição

que a geração centralizada e que não é realizado pela concessionária a geração distribuída tem sedisseminado.

A construção de usinas de grande porte distantes dos centros de carga requer linhas paraa transmissão e distribuição da energia produzida. Em compensação, um gerador conectado juntoà carga requer menos investimento. Majoritariamente, esse dispêndio econômico é aportado peloempreendedor e, ao longo do tempo a concessionária e o empreendedor logram benefícios dorecurso econômico que foi dispendido.

Uma vantagem da geração distribuída aos defensores das questões ambientais é a possi-bilidade de diversificar a matriz energética e utilizar-se de fontes renováveis de energia, o queestá em consonância com a preocupação mundial sobre a preservação do meio ambiente.

Rapidamente, as solicitações de acesso aos sistemas elétricos do país se intensificaram,pois a possibilidade de atenderem sua carga por si próprio e comercializarem seu excedente foramconsiderados estímulos muito atrativos para os acessantes. Do ponto de vista da concessionária aoportunidade mais atrativa pode ser a situação de coicidência do ponto de conexão da GD a umponto crítico (baixa tensão) da rede.

Ao atender seu próprio abastecimento, o acessante evita de fazer uso da estrutura detransporte da energia (linhas de transmissão e distribuição) produzida pela geração distribuída e,assim, reduz custos com transmissão e distribuição. Nesse sentido a resolução no 77 da ANEEL(2004) prevê para a geração hídrica e outras fontes descontos na TUSD e TUST de pelo menos50% para produção e consumo de energia.

Diversos são os benefícios ancilares decorrentes da presença da GD, tais como: controlede estabilidade, auxílio à qualidade da energia fornecida, redução das perdas técnicas, reforço àregulação de frequência, fornecimento de reativo para controle da tensão, atenuação de distúrbiosna rede e a possibilidade da GD funcionar como back-up de geração (MORREN; HANN;FERREIRA, 2004).

São variadas as fontes primárias disponíveis de geração distribuída, considerando-seimportante destacar aqui as mais difundidas.

2.1.1 Tecnologias de Geração Distribuída

2.1.1.1 Solar Fotovoltaica

Através da fonte solar pode-se captar um quantitativo de energia em função da áreados painéis fotovoltaicos, quanto maior a área, maior a energia captada. Em geral, trata-se daordem de kW’s, apesar de que fontes maiores (MW’s) vêm sendo utilizadas para atender toda ademanda de prédios e condomínios. No entanto, uma GD de médio porte que utilize essa fontepode trazer complicações para as distribuidoras. Um caso complexo para as concessionárias é ode um consumidor que injete potência durante o dia e consuma em parte da noite (período de

2.2. A máxima injeção de potência pela GD 27

maior demanda do sistema elétrico) (MARINHO, 2011).

2.1.1.2 Eólica

A produção da energia por fonte eólica requer ventos abundantes que viabilizem o inves-timento como é o caso do litoral brasileiro. Assim como a fonte solar não pode ser despachável e,por isso, há a necessidade do auxílio da fonte principal do sistema para atender a demanda quandoa escassez de combustível (ventos) resultar em baixo nível de geração. A não despachabilidadedessa fonte aliada a flutuação de suprimento por parte da GC conferem a rede maiores níveis decomplexidade (EPE, 2016).

2.1.1.3 Biogás

O gás liberado na decomposição de matéria orgânica é uma forma ambientalmentecorreta de produção de energia. O processo de decomposição em aterros sanitários, resíduosda agricultura e pecuária e resíduos do tratamento de esgoto são fontes de gases, como metano,dióxido de carbono e amônia. Esses gases são nocivos ao meio ambiente que, se aproveitadoscomo fonte energética, podem modificar o efeito líquido de sua externalidade, tornando-a positiva(EPE, 2016).

2.1.1.4 Hídrica

Com relação a utilização de fonte hídrica destacam-se as CGH’s e PCH’s que geramenergia a partir de pequenas vazões de água. Assim como as fontes convencionais, sofrem comperíodos de seca. Atualmente, as CGH’s são empreendimentos cuja potência instalada não devesuperar 3 MW, usinas cuja capacidade se situe entre 3 MW e 30 MW são consideradas PCH’s(ANEEL, 2015a).

Essa fonte opera com máquinas rotativas: geradores de indução ou síncronos. Estetrabalho tem como foco as GD’s que se utilizam de geradores síncronos. Normalmente, alémde apresentarem velocidade de rotação constante, essas máquinas fornecem tensão, frequência,potência ativa e reativa estáveis e baixos índices de distorção harmônica (IEEE, 2013).

A seção a seguir destina-se a tecer considerações sobre a questão da máxima potência aser injetada pela GD.

2.2 A máxima injeção de potência pela GD

A capacidade de potência nominal da GD determina a classificação da planta de produção.Como mencionado na Introdução, o limite normativo para os empreendimentos diferenciam-seconforme a legislação do país cujo projeto deverá ser implementado. No Brasil, os projetosde origem hidráulica estão limitados a 30 MW e o montante contratado proveniente de todas


as fontes de geração distribuída não deve exceder a 10% da carga do agente de distribuição(BRASIL, 2004).

É muito comum se referir a quantidade de potência injetada pela GD por fator depenetração do gerador na rede ou simplesmente penetração da GD. Esse termo designa opercentual da carga atendida pelo empreendimento no alimentador. Seu uso se disseminouporque ela fornece uma informação adicional sobre o quão importante é, do ponto de vistaquantitativo, a GD para o abastecimento dos consumidores.

O índice de penetração da GD, GDpen, foi definido conforme Quezada, R.Abbad eRomán (2006) e trata-se da relação entre a energia injetada pela GD e a capacidade da rede,sendo matematicamente definida de acordo com a equação 2.1.

GDpen =( f ator de capacidade)∗ (capacidade da GD)

capacidade do alimentador, (2.1)

em que, o fator de capacidade corresponde a relação entre a energia produzida pela GD e aque poderia ser produzida em um mesmo intervalo de tempo. A capacidade da GD, dada emunidade de potência, corresponde a máxima capacidade de produção da GD e a capacidade doalimentador representa a soma das potências atendidas por todas as fontes.

As consequências da penetração da GD à rede estão relacionadas a diversos aspectos, demodo que, para cada configuração de rede elétrica é necessário uma análise particular a fim dequantificar os efeitos adversos. As consequências sobre os sistemas de distribuição são aindamais rigorosas quando a injeção de potência ocorre sem a contrapartida da carga, ou quando apenetração da GD supera em 100% a carga do alimentador.

A fim de aumentar os lucros e amortizar o investimento o mais rapidamente possívelo empreendedor desejará injetar comercialmente o máximo possível de sua energia excedente,porém ele encontrará nos critérios técnicos empecilhos para maximizar a penetração da GD narede.

A legislação relativa à GD é um tema de abrangente discussão no que se refere a barreirasou incentivos à sua expansão, todavia, não há dispositivo regulamentar limitando a potência aser inserida ao sistema de distribuição. Para isso, há que se considerar o ponto de conexão, olimite térmico do condutor, os limites de tensão (superior e inferior) e o índice de penetração. Asconcessionárias admitem valores de 5% a 10% da potência aparente do gerador como fator depenetração (CARVALHO, 2015).

A partir da rede simplificada proposta na Figura 1, Altin et al. (2014) propuseram umcálculo imediato para maximizar a potência injetada sujeita a limitação superior de tensão atravésde 2.2 e 2.3 (grandezas em p.u.). O método se aplica a sistemas sem carga e para GD operandocom fator de potência unitário, desconsiderando cabos subterrâneos e as capacitâncias das redesaéreas.

2.2. A máxima injeção de potência pela GD 29

Figura 1 – Rede de duas barras com GD na barra da extremidade

Fonte: Adaptado de (ALTIN et al., 2014)

PGD =V 21 V2

[V2G−

(√G2 +B2

)cosφ

](2.2)

na qual:

φ =−sen−1(

V2B√G2 +B2

), (2.3)

tais que, G é a condutância série e B a susceptância série do alimentador. V1 e V2 são os módulosdas tensões na subestação e no ponto de conexão da GD, respectivamente. PGD representa apotência ativa injetada pela GD.

Ayres (2010) desenvolveu a partir da equações de fluxo de carga, matrizes de sensibilidadeem relação a grandeza limitante da potência injetada, um método para determinar a máximapotência exportada por geradores. Admitindo a situação de mais de um gerador operando, o autordesenvolveu índices de responsabilidade para cada grandeza, como, tensão, corrente e índice deperdas para cada gerador a fim de objetivar a repactuação de tamanho para as GD’s quando arede permitisse.

Com base na legislação, Santos (2013) analisou que a instalação de micro ou minigeraçãodistribuída muito superior ao consumo da UC não é vantajoso, haja vista que a legislaçãoconsidera apenas uma compensação futura da energia exportada. Em contrapartida, a venda deexcedentes favorece a implantação de geradores de maiores capacidades.

Ao decidir em termos de potência o quanto irá penetrar no sistema elétrico acessado, oacessante deverá observar os limites regulatórios de nível de tensão na rede, os limites térmicosdos condutores e transformadores, a regulação de tensão, a possibilidade de ilhamento, o cresci-mento das perdas elétricas, que deve ser compatível com os níveis estabelecidos pela ANEEL, etambém as alterações e incrementos que deve realizar no sistema de proteção.

A seção seguinte relaciona a limitação da operação da geração distribuída para o quesitonível de tensão adequado. São ainda apresentadas alternativas para a viabilização de GD’s emdecorrência da violação do limite superior de tensão.


2.3 Impacto sobre o perfil de tensão

A queda de tensão ao longo do alimentador de distribuição é inevitável e necessária paramover a energia para abastecer as cargas. A injeção de potência traz benefícios para o sistema,em especial se a GD estiver localizada em uma barra apropriada da rede. Quando as condiçõesambientais e de localização de instalação da GD favorecem a uma barra cuja carga seja alta e atensão normalmente baixa, pode-se afirmar que as condições ideais de alocação da GD foramatendidas.

O modelo de gerador mais utilizado em estudos de fluxo de potência é o PQ, isto é,operação com potência ativa e fator de potência (fp) conhecidos. Em situações específicas, o fpde operação pode estar vinculado ao aspecto original da rede. A presença de alguns dispositivos,como por exemplo, reguladores de tensão pode dar curso a um baixo fp no ponto de conexão daGD a fim de manter adequados níveis de tensão (PADILHA, 2010). Contudo, essa prática podeensejar cobrança pelo órgão regulador por excesso de injeção de reativo. Os manuais técnicosexistentes têm estimulado os acessantes a operar com um fp unitário (JENKINS et al., 2008).

Não sendo capaz de absorver expressiva quantidade de potência reativa (operação sobre-excitada), a GD provoca um aumento de tensão da barra onde está inserida, esta pode atingirníveis inadequados, o que pode limitar a operação da GD. A Tabela 1 apresenta limites de tensãoem regime permanente para pontos de conexão cuja tensão esteja compreendida entre 1kV e69kV de acordo com o módulo 8 do PRODIST. Nesta, a tensão nominal recebe a denominaçãode tensão de referência. A distribuidora deve adotar recursos e técnicas para acompanhar e atuarde forma preventiva para que a tensão em regime se mantenha dentro de padrões adequados(ANEEL, 2016). Esses padrões são os limites inferior (0,93 p.u.) e superior (1,05 p.u.) cujastensões de todas as barras da rede devem estar situadas. Vale ressaltar que, em redes que estejamoperando dentro desses limites ou dotadas de dispositivos de regulação de tensão devidamenteajustados para atender essa norma, a observação dos limites de tensão para a barra onde aGD é inserida, em geral, é suficiente para verificar os limites adequados de tensão quando otransformador da subestação estiver operando em tap que resulte em tensão nominal.

A elevação da tensão a níveis precários ou críticos é ainda mais preocupante quando arede opera em carga leve, isso porque, se a GD mantiver a injeção de potência desconsiderando areal carga do alimentador, a energia fornecida e não consumida pode ser enviada à subestação,podendo ocasionar erros de funcionamento de dispositivos elétricos ali situados. Quando a redeopera com carga pesada e a GD com fp indutivo, o atendimento a carga própria do acessantepode se dar pela fonte principal da concessionária, o que dificulta ainda mais a análise direcionaldo fluxo da rede (IEEE, 2013). Para este caso, um outro incoveniente é que a violação dos níveisde tensão pode ocorrer pelo limite inferior. Algumas distribuidoras podem requerer do acessantea funcionalidade de modificar em tempo real a operação da GD em função do congestionamentoda rede (IEEE, 2013).

2.3. Impacto sobre o perfil de tensão 31

Tabela 1 – Faixa de operação para pontos de conexão em tensão nominal superior a 1kV einferior a 69kV

Tensão de AtendimentoFaixa de variação da Tensão de

Leitura (VL) em relação à Tensão deReferência (VB)

Adequada 0,93VB ≤VL < 1,05VBPrecária 0,9VB ≤VL ≤ 0,93VBCrítica VL < 0,9VB ou VL > 1,05VB

Fonte: (ANEEL, 2016)

O impacto da GD sobre o perfil de tensão da rede e em especial à barra que está conectadaencontra-se relacionado com o fator de potência (fp) praticado pela GD.

2.3.1 A influência do fator de potência (fp) da GD

Suponha-se uma rede simplificada, equivalente à proposta por Tonhá et al. (2016) ope-rando com uma GD fornecendo potência ativa e reativa como a Figura 2.

Figura 2 – Rede de duas barras com carga e GD na barra da extremidade

Fonte: Adaptado de (TONHÁ et al., 2016)

A estrutura aérea dos condutores, disposição e espaçamento foram extraídos da base dedados do IEEE (designada por ID#500), com phasing abc, para 3 e 4 fios, conforme mencionadopor Tonhá et al. (2016). O comprimento da rede é de 18 km,a tensão na Barra 1, que é a barraonde está instalada a subestação corresponde a 34,5 kV e na Barra 2, onde está inserida a GD, háuma carga equilibrada trifásica de 27 MW, com fp de 0,92 indutivo. O condutor das fases dosistema é o 336.400 e o de neutro adotado é o 4/0, ambos ACSR.

A rede possui as seguintes informações elétricas, dadas em p.u.:

Resistência elétrica total (R)= 0,017;Reatância elétrica total (X)= 0,035;Potência ativa da carga (PC)= 4,5;


Potência reativa da carga (QC)= 1,839;Tensão da barra da subestação (V1)= 1,0;

Embora o algoritmo utilizado por Tonhá et al. (2016) para a solução do estado da redeseja o proposto por Shirmohammadi et al. (1998), que é uma método iterativo, há expressõessimplificadas para obtenção da tensão na barra procurada (2) de modo direto como é o caso daequação 2.4 proposta por Cespedes (1990) obtida a partir das equações de fluxo de potência. Aformulação não fornece o ângulo da tensão para a Barra 2, e o valor realista positivo da tensão éa solução correta do equacionamento. As potências ativa e reativa líquida na barra 2 são dadaspor 2.5 e 2.6, respectivamente.

V 42 +[2(PR+QX)−V 21 ]V 22 +(P2 +Q2)(R2 +X2) = 0 (2.4)

P = PG−PC, (2.5)

Q = QG−QC, (2.6)

sendo que, PG e QG correspondem, respectivamente, as potências ativa e reativa injetadas pelogerador.

Após o start do gerador, sua potência injetada é incrementada paulatinamente até que seatinja um valor predeterminado que pode ser a capacidade do gerador ou um limite qualquerarbitrado. Por possuírem a responsabilidade sobre a qualidade da energia fornecida, as concessi-onárias de energia elétrica podem estabelecer índices de penetração máxima da GD para cadaalimentador. Um quesito técnico utilizado para embasar ou até mesmo determinar esse índicesão os limites superior e inferior para a tensão de atendimento adequado.

A Figura 3 evidencia um comportamente típico da tensão na Barra 2 com base nocrescimento da potência injetada pelo gerador distribuído, obtido por 2.4. Foi escolhido umfp crítico de 0,8 para os casos capacitivo e indutivo. A Figura mostra que, em geral, quando alimitação da potência injetada se da pela tensão, esta será pelo limite superior, quando a GDopera com fp capacitivo ou unitário, e pelo limite inferior, quando o fp da GD for indutivo. Estecaso mostra ainda que a operação do gerador distribuído através de um fp unitário foi a maisfavorável do ponto de vista de maximização de potência, fato este que, não pode ser generalizadopara outros alimentadores.

Como observado na Figura 3, a violação do limite superior de tensão torna-se umproblema mais recorrente do que a violação pelo limite inferior em função de poder existir paraduas categorias de operação do fp da GD: capacitivo e unitário, sendo este último o mais indicadopara o funcionamento da GD. Por este motivo faz-se necessário tecer algumas consideraçõessobre esse fator que, sob o aspecto de potência a ser injetada, representa uma limitação para oacessante.


Figura 3 – Exemplo de comportamento da tensão na barra da GD em função da potência ativainjetada

Fonte: Próprio autor

2.3.2 Violação do limite superior adequado de tensão

Considerando ainda a rede da Figura 2, a solução do fluxo de carga proposta por Cespedes(1990) pode ser obtida a partir de 2.7.

V̂2−V̂1 =PR− jQR+ jPX +QX

V̂ ∗2(2.7)

Uma simplificação pode ser encontrada considerando que, em geral, a relação X/R paralinhas de distribuição é pequena, que P seja bastante superior a Q, e que os termos: PR e QXnão possam ser negligenciados. A equação 2.7 pode ser entendida como 2.8 (MASTERS, 2002).O termo QX é positivo se a GD estiver fornecendo potência reativa ao sistema e negativo se ogerador estiver importando potência.

V2−V1 =PR+QX

V2(2.8)

Quando o termo QX é negativo, o gerador opera sob a condição de subexcitação, a tensãona barra da GD deverá possuir menor módulo que a tensão da subestação. Quando QX é positivo,o gerador se comporta sobre-excitado, fazendo com que o módulo da tensão na barra em quea GD está inserida se sobreponha à da subestação. A Figura 4 mostra os diagramas fasoriaisdessas situações para tais correntes de operação da rede, em que os cenários supracitados sãodemonstrados.

Com base na rede da Figura 2 e na equação 2.8 pode-se realizar a seguinte consideração:Admitindo que o gerador não opere como compensador, então Q é menor que P, considerandoque o gerador não demande grande quantidade de potência reativa (fp muito baixo e indutivo) e


Figura 4 – Diagrama fasorial de operação do gerador

(a) sobre-excitado (b) subexcitado


como R não é desprezível, a tensão no ponto de conexão do gerador com o sistema de distribuiçãodeve ser superior ao da subestação. Se a tensão se elevar demasiadamente a maximização dapotência da GD inserida na rede pode ser comprometida, desse modo, algumas soluções paraaumentar a injeção de potência do gerador podem se tornar interessantes. Pode-se citar:

• Redução da tensão do lado primário do transformador da subestação

Significa rebaixar o tap do primário do transformador da subestação. Esta alternativa produz umaredução da tensão de referência da subestação, como naturalmente a tensão para as demais barrasda rede elétrica são menores que da barra slack, logo a tensão no fim do alimentador tambémserá reduzida.

• Operar o gerador na condição de subexcitação

Nessa condição, o gerador absorve potência reativa, isto é, fornece potência reativa negativa aosistema elétrico. De acordo com a equação 2.8, se Q é menor que zero, a tensão no ponto deconexão da GD será reduzida.

• Instalar reguladores de tensão ajustados para baixo

Em qualquer ponto da rede inserir e ajustar reguladores para uma faixa de tensão de operaçãomenor que a tensão principal, isto é, selecionar para baixo da posição base (posição que nãomodifica a tensão da rede) seu tap, causará impacto na tensão dos ramos a jusante de seu pontode instalação. Esse novo ajuste terá um resultado inversamente proporcional a distância dodispositivo à GD (MASTERS, 2002).

• Retirada de bancos de capacitores da rede

Muitas redes de distribuição desprovidas de geração distribuída podem conter bancos de capaci-tores para melhorar os níveis de tensão ou para redução de perdas. Capacitores em derivaçãosão considerados o meio menos oneroso para fornecer suporte reativo à cargas. Eles liberam


reserva de reativo girante para geradores auxiliando a manutenção de adequados níveis de tensão.Capacitores em série contribuem para a redução da impedância da linha e consequentementeajudam a reduzir a queda de tensão. Ao se retirar esses equipamentos estabelece-se uma novamargem de aumento dos níveis de tensão que pode ser suprida pelo gerador (HAFFNER et al.,2009).

• Restrição de geração em períodos de baixo carregamento

Quando a rede opera em subcarregamento a operação máxima do gerador resultará em tensão deníveis elevados (vide Tabela 1). O conhecimento prévio dos horários do dia que a rede estejanessas condições deve ensejar o correspondente enquadramento de potência injetada do geradorpara que não ocorram violações dos limites de tensão.

• Substituição do condutor da rede por outro de maior área de seção

Ao se utilizar um condutor com bitola maior que o anteriormente utilizado, a resistência porunidade de comprimento para o trecho alterado diminui, assim, a queda de tensão entre as barrastambém diminui. Ao considerar um cenário de crescimento da tensão devido a operação da GD,o incremento de tensão para cada elevação de potência injetada, será reduzido.

Um estudo traz uma revisão de algumas técnicas para atenuar o acréscimo de tensãoem virtude da presença da GD, adicionalmente pode-se elencar: mecanismos de controle detransformadores com comutador de tap para carga ligada, métodos heurísticos para determinar obarramento apropriado para a conexão da GD e até a redução da potência ativa gerada, ainda queisso resulte em queda de receita para o produtor (HASHIM; MOHAMED; SHAREEF, 2012).

Como observado, a elevação em demasia da tensão pode se tornar um problema crucialquando se deseja maximizar a potência injetada na rede por uma GD. A Figura 5 mostra um casoproposto por Carvalho (2015) de operação de uma GD em um sistema conforme o da Figura 2.Nesse trabalho, a GD opera com um fp próximo de capacitivo. É possível notar que o ponto Bpoderia ser considerado um ponto de maximização de potência injetada, no entanto, o ponto éalcançado a partir de uma violação do limite superior de tensão. Neste caso, se faz necessárioum gerador dotado de um modelo de controle (mudança de fp) para que o ponto fosse alcançadosem qualquer violação. Há que se observar a insegurança de operação do ponto B, pois parauma grande quantidade valores de MW, inferior ao ponto B e superior ao ponto A, o sistema nãopoderá operar. O ponto A é a operação desejável do gerador, pois é o ponto seguro que maximizaa potência injetada pelo gerador. Decisões de operação mais conservadoras, nesse caso, são asmais indicadas (CARVALHO, 2015).

A próxima seção tem por objetivo discutir as possíveis consequências decorrentes dainserção do regulador de tensão à rede, contextualizando com outras possibilidades para manu-tenção dos níveis adequados de tensão de acordo com o módulo 8 do PRODIST.


Figura 5 – Observação da tensão na barra da GD com fp ligeiramente capacitivo

Fonte: Adaptado de (CARVALHO, 2015)

2.4 Inserção do regulador na rede

A regulação de tensão está ligada a qualidade da energia fornecida aos consumidores.

O fornecimento de energia cuja tensão esteja em desacordo com os níveis adequados émais provável em alimentadores longos, especialmente quando os alimentadores estão sobre-carregados, algumas medidas para a regulação da tensão podem ser necessárias, isto é, situá-ladentro dos padrões da boa prática de fornecimento

A utilização de bancos de capacitores a fim de prover potência reativa ao sistema éuma das técnicas de regulação de tensão mais utilizadas. Por se tratar de uma solução de fácilinstalação que requer pouca manutenção e com custos acessíveis tem seu uso frequente pelasdistribuidoras. Muitas redes de distribuição são dotadas de bancos chaveados que são controladosautomaticamente pela variável que se queira: hora, temperatura, tensão ou até a potência reativa.Em períodos que a rede opera com carga leve, ou com a presença de GD, ou ainda em ambassituações, o chaveamento do banco de capacitores pode impedir sua própria remoção da linha(PADILHA, 2010)

Um dos principais objetivos quando o gerador opera como compensador síncrono é ofornecimento de potência reativa com a finalidade de regular a tensão da rede. Nessas condições,utilizar um grande gerador certamente não é a alternativa menos dispendiosa, por isso, algunsestudos têm se dedicado a racionalizar a potência reativa a ser injetada utilizando métodos deotimização, tais como métodos não-convexos (DESHMUKH; NATARAJAN; PAHWA, 2012).

A utilização de transformadores com comutadores de tap é muito comum na subestaçãoda concessionária no lado de menor tensão, estes são conhecidos como On Load Tap Changer(OLTC). Esses dispositivos mantêm constante a tensão no secundário do transformador conforme

2.4. Inserção do regulador na rede 37

o tap foi ajustado operando para a rede em funcionamento.

Há ainda reguladores de tensão de passo ou degrau Step Voltage Regulator (SVR), queatualmente operam em conjunto com o funcionamento da rede, pois em geral, possuem conectadoà carga uma chave automática mecânica, conhecida como comutador de derivação em carga(REIS, 2013) e (IEEE, 2012).

Um dos inconvenientes do autotransformador OLTC é o grande número de operaçõesque ele possa realizar durante o funcionamento do circuito que, além de causar o aquecimento deseus contatos, enseja elevada flutuação de tensão nos pontos adjacentes. A apreensão é que emredes com geração distribuída, devido ao fluxo bidirecional de energia o OLTC poderia funcionarde modo errôneo e operar excessivamente. No entanto, Viawan e Karlsson (2008), mostraramque se a geração distribuída opera coordenada ao OLTC o número de operações do comutadorreduz significativamente.

Assim como o OLTC, o SVR também consiste em um autotransformador equipadocom um mecanismo de mudança de tap, podendo ser instalado em qualquer ponto da redeem pontos mais a jusante do alimentador de distribuição (RANAMUKA; AGALGAONKAR;MUTTAQI, 2014). A posição do tap é determinada por um circuito de controle conhecidocomo compensador de queda de tensão na linha (KERSTING, 2012) Por razões de naturezaeconômica esses dispositivos possuem boa aceitação no mercado por parte das concessionárias dedistribuição. Existem reguladores de passo fabricados no Brasil que, do ponto de vista logístico,apresentam vantagens em relação a outros dispositivos reguladores de tensão.

Em geral, os (SVR) utilizam-se de transistores de potência para mensurar a quedade tensão considerando a localização do centro de carga. O objetivo é manter a tensão deconsumidores mais distantes da subestação dentro de uma faixa aceitável. Os SVR‘s apresentamconfiguração de conexão do tipo A e tipo B que diferenciam-se em relação à excitação do núcleodo dispositivo (KERSTING, 2012). O regulador tipo B é o mais comum e possui excitaçãode núcleo constante, para esta configuração, o enrolamento de excitação é localizado do ladoda carga, assim, quando a mudança de tap é requerida, o autotransformador altera o númerode voltas do enrolamento série e consequentemente a relação entre as tensões do dispositivo(RANAMUKA; AGALGAONKAR; MUTTAQI, 2014).

A combinação entre GD e regulador de tensão em um alimentador pode ocasionar aoperação equivocada do regulador se o mesmo não for devidamente programado. O dispositivo deregulação de tensão pode ainda ser utilizado como medida de controle de tensão para acomodardeterminado nível de potência injetada pela GD.

Ranamuka, Agalgaonkar e Muttaqi (2012) estudaram a operação simultânea da GD(geradores síncronos) com reguladores de passo em cenários de variações dinâmicas de carga.No estudo houve a necessidade de operar mais de um regulador em regiões remotas e a conclusãofoi que a contribuição da GD auxiliava a regulação da tensão. Nesse estudo, o número de


operações dos reguladores aumentou significativamente, o que é indesejável, pois conduz aodesgaste prematuro do dispositivo. Certamente, este incoveniente deve ter motivado os autoresa idealizarem uma nova estratégia e, assim, dois anos mais tarde propuseram um sistema decontrole simultâneo em tempo real comportando os dispositivos e a GD. Essa técnica minimizouos conflitos entre os SVR’s e o gerador, reduzindo as mudanças de tap do regulador e explorandoa capacidade reativa da GD (RANAMUKA; AGALGAONKAR; MUTTAQI, 2014).

Para o regulador cujo tap é variável é necessário que o sistema possua um mecanismode controle para que as funcionalidades do dispositivo e da GD sejam otimizadas. A razãoda operação indevida que pode sobrecarregar o regulador está no fato do fluxo de potência setornar reverso para casos de potência exportada. Quando ocorre a inversão do fluxo de energia, oregulador opera de modo reverso e regula a tensão do lado da subestação, como está é fixa, oefeito líquido é aumentar em demasia a tensão do lado da GD, o que pode ocasionar sobretensãoem grande parte da rede (KOJOVIC, 2006).

A ANEEL (2016) estabeleceu no módulo 3 que trata do acesso ao sistema de ditribuiçãoque a concessionária deve dispor de mecanismo a fim de evitar a inversão de fluxo de potênciaem reguladores de tensão. Dispositivos com comutadores automáticos de tap que apresentamcaracterísticas simétricas podem ser indicados para contornar esse incoveniente (LEVI; KAY;POVEY, 2005).

A próxima seção tem por objetivo tecer algumas considerações sobre os possíveisresultados da maximização de potência injetada em relação às perdas elétricas.

2.5 Perdas elétricas sob injeção máxima

O transporte de energia da geração às cargas por meio de condutores implica naturalmenteem dissipação de uma parcela dessa energia. Essa perda é consequência dos efeitos térmicose magnéticos que envolvem o processo. Esse percentual energético é conhecido como perdatécnica.

As empresas de energia elétrica costumam distinguir os MW’s perdidos, em perdastécnicas e não técnicas, estas últimas sendo, furtos e erros de medição que implicam em energianão faturada.

Sendo a parte do sistema elétrico mais próxima do consumidor final e por operar nasmenores tensões do sistema, o maior volume de perdas ocorre na distribuição. Esta é uma dasrazões para que essa modalidade de fornecimento de energia seja considerada o investimento demaior risco econômico do sistema elétrico, assim, quando a presença da GD resulta em reduçãodas perdas técnicas, esse benefício pode tornar-se preponderante para viabilizar a expansão dosistema.

O problema de redução das perdas na distribuição de energia é considerado uma clássica

2.5. Perdas elétricas sob injeção máxima 39

abordagem em estudos de fluxo de potência. Ainda que o assunto sob a abordagem tradicional(única fonte) não se esgote, o surgimento da geração distribuída adicionou uma nova vertentede pesquisa sobre o tema e, atualmente, novas técnicas de otimização têm sido empregadasou mesmo a idealização de índices de sensibilidade a fim de reduzir as perdas elétricas parao sistema com presença de GD (SINGH; PARIDA, 2016). É importante destacar que muitosdesses métodos podem fazer uso de vantagens de equipamentos elétricos presentes na rede cujosbenefícios referentes a melhora dos níveis de perdas encontram-se bem alicerçados. Como porexemplo, o uso de capacitores shunt em alimentadores primários como importante ferramentapara compensar potência reativa tendo como consequência a redução da corrente na linha e,portanto, a redução das perdas elétricas. Consequentemente, Viawan e Karlsson (2008) mostraramque quando há capacitores suficientes para compensar a demanda por potência reativa, o impactoda presença da GD sobre as perdas técnicas pode ser dispensável.

Quezada, R.Abbad e Román (2006) mostrou que, para a rede elétrica na presença de GDo efeito das perdas de energia depende do número, do tamanho das GD’s, do quão dispersasencontram-se ao longo da rede e de suas fontes primárias de tecnologia. Os autores concluiramque em função da intermitência e da aleatoriedade da energia injetada pelas turbinas, a energiaeólica é umas das que apresentam o menor impacto positivo em relação à redução das perdas.

A redução das perdas elétricas em decorrência da operação da GD é bastante evidentequando a mesma supre uma carga no ponto de conexão do gerador. Pode-se observar em umaanálise das curvas “U” da perda em relação a potência injetada pela GD, que dentre as possíveisoperações da GD, o ponto de mínimo ocorre para a operação capacitiva do gerador. Cabeadicionalmente mencionar que a minimização da perda quando a GD opera com fator de potênciaunitário ocorre no ponto em que a potência injetada à rede praticamente se iguala a carga atendidano ponto de conexão, conforme mostra a Figura 6 do exemplo da Figura 2 proposto por Tonhá etal. (2016).

A Figura 6 mostra o caráter restritivo para a minimização das perdas para o caso indutivoem comparação aos demais. A figura em questão, mostra ainda que o mínimo da curva para aGD operando com fp unitário ocorre nas proximidades do valor da carga trifásica de 27 MWsituada na barra. É necessário mencionar que esta observação não pode ser estendida para redesmaiores onde a carga encontra-se pulverizada em diversas barras.

Admite-se a rede de quatro barras do IEEE proposta na Figura 7 cuja carga da barra maisextrema encontra-se abastecida pela GD, porém ao considerar que uma possível carga na barra 3é parcialmente ou totalmente atendida pela GD, mesmo que operando sob fp unitário, o ponto demínimo das perdas não mais será somente a injeção da carga da barra 4. Pode-se imaginar quãodiferente será essa injeção de maior redução de perdas, se as outras barras possuírem cargas, eainda se forem dos mais variados tamanhos.

À medida que o atendimento às cargas pode se dar por uma fonte mais próxima e aoocorrer a exportação, existirá um valor de potência injetada que minimizará a perda de toda a


Figura 6 – Perda ativa total para GD operando sob diferentes fp’s para rede da Figura 2


Figura 7 – Rede de 4 barras adaptada

Fonte: Adaptado de (IEEE, 2016)

rede. Obter uma solução de maximização da potência injetada pela GD que não supere a perdapara o caso base retrata uma situação predominantemente desejada. Foi o que fez Pires (2011) aopropor um algoritmo de otimização de Particle Swarm que aliado ao fluxo de carga convencionalobtém a maximização da penetração da GD sob a condição de que a perda matenha-se em níveisidênticos ao caso base.

A seção seguinte faz considerações acerca do mecanismo de ação do sistema de proteçãoe as informações necessárias dos possíveis modos de atuação da proteção de sobrecorrente.

2.6 Os impactos da GD sobre a proteção

Quando praticando exportação, a presença da geração distribuída resulta em um aumentodos níveis de corrente de falta no ramal de conexão do alimentador que esteja inserida. Emfunção da capacidade da GD instalada pode-se perder a seletividade e a coordenação entre osdispositivos protetivos. Por isso, há que se considerar a possibilidade de realizar alterações naproteção da rede.

A seletividade de um sistema de proteção assegura que o equipamento mais próximo a

2.6. Os impactos da GD sobre a proteção 41

falta atue independentemente de se tratar de uma falta transitória ou permanente. A seletividadeda proteção de sobrecorrente pode se dar de três formas:

• Amperimétrica

A determinação do elemento que irá atuar da-se pela amplitude da corrente de curto-circuito,pois esta é maior a medida que a falta está mais próxima da fonte de energia.

• Cronológica

A diferença de atuação temporal destaca o dispositivo de proteção que irá operar. A proteção ajusante possui um tempo de atuação menor em relação a proteção a montante.

• Lógica

É a filosofia de proteção mais moderna presente em relés digitais que comunicam-se entresi. Embora o futuro possa lhe reservar um grande espaço nos sistemas elétricos, atualmente aseletividade amperimétrica combinada com a cronológica é a mais convencional em redes dedistribuição.

A coordenação em um sistema de proteção é a condição para que os dispositivos deproteção operem em uma sequência previamente definida, estando em algumas situações relaci-onada ao uso de equipamentos de religamento automático que a um custo de operação baixoelimina faltas transitórias.

Um esquema de proteção satisfatório é aquele cujo isolamento do defeito ocorra pelodispositivo correto no menor tempo possível. Não há um padrão expressamente definido de quaisdispositivos devem ser utilizados. Os sistemas elétricos apresentam diferentes configurações ecada caso requer uma análise.

Quando um bloco de consumidores da rede elétrica encontra-se isoladamente energizadopela GD, diz-se que a rede encontra-se em ilhamento, este pode ser intencional ou não, este últimoaltamente indesejado, em especial para as concessionárias. Após a ocorrência do ilhamento,quanto maior o desbalanço de potência do sistema remanescente, mais as tensões e frequênciado sistema isolado variam dinamicamente, por isso, os esquemas de detecção local de ilhamentonão-intencional mais utilizados são em função dessa variáveis. Mota (2015) estudou alternativasde proteção relacionadas a essas grandezas para coibir o ilhamento: frequência (ANSI função81) e salto de vetor (ANSI função 78). O autor constatou a forte sensibilidade da atuação dedipositivos dessas funções em decorrência da característica da carga do sistema, seja pelo modeloou fator de potência. O modelo de carga influencia a potência absorvida e consequentementena frequência e tensão na situação de ilhamento. Enquanto que cargas com fator de potênciaindutivo mais acentuados proporcionam melhores tempos de detecção de ilhamento à medidaque a GD esteja injetando potência acima da carga remanescente.


A conexão da GD à rede dispõe de outras funções de proteção, tais como: frequência(ANSI função 81), sincronismo (ANSI função 78), direcional de potência (ANSI função 32), so-bretensão (ANSI função 59) e subtensão (ANSI função 27). Essas são proteções mais adequadaspara anti-ilhamento que o de sobrecorrente (ANSI função 50/51) e foram funções utilizadas porMota (2015).

A proteção de sobrecorrente é a mínima que deve existir em qualquer sistema elétrico.Além de elos fusíveis, os relés são dispositivos comuns que exercem esse tipo de proteção.Os relés de sobrecorrente de ação indireta ou relés secundários são fabricados em unidadesmonofásicas e necessitam de TCs e fontes de alimentação para a atuação sobre o disjuntor. Aatuação temporizada (função 51 da ANSI) desses dispositivos comumente utilizadas são descritasem função da severidade do comportamento inverso da grandeza que o sensibiliza, nesse caso acorrente elétrica. Assim como os relés, os elos fusíveis também apresentam curvas característicade atuação de tempo inverso, para este componentes Chaitusaney e Yokoyama (2008) e Naiem etal. (2012) sustentaram que as curvas log-log cuja equação 2.9 definem bem seu comportamento.

log(t) = a log(I)+b, (2.9)

na qual t e I são associados respectivamente, ao tempo e a corrente de atuação, a e b sãocalculados por métodos de ajuste de curvas.

Haron et al. (2012) considerou a característica de tempo inversa de atuação do relé para arealização de testes e a sustentação de que quando a GD opera em paralelo com a rede principal, aproteção de sobrecorrente é, em geral, suficiente para a percepção do curto-circuito, mas quandoa contribuição da GD para a falha é grande, a coordenação que envolve os outros dispositivospode ser degradada.

Os padrões do IEEE (1996) e IEC (1989) definem expressões padrão do tempo deacionamento para parametrização do relé (T ). A expressão proposta pelo IEC foi utilizada porMamede (2013), e por Mahari e Seyedi (2013) e possui a forma de 2.10. Além da propostatemporizada de atuação dos relés, há a possibilidade da atuação instantânea que são utilizadaspara proteção contra elevadas correntes, que possam causar danos a equipamentos de custoelevado, por exemplo, transformadores (ELEKTRO, 2014).

T =α

(IinputIpickup

)n−1T DS+L, (2.10)

Iinput corresponde a máxima corrente admitida, que pode ser uma corrente de alta sobrecargaou de curto-circuito e Ipickup, o valor mínimo de corrente ajustado para sensibilizar o relé. Acorrente ajustada deve levar em consideração a situação de sobrecarga que o circuito pode admitir(NAIEM et al., 2012) e (LIU; CHEN; LIU, 2012). Um multiplicador de tempo (TDS) é utilizadopara selecionar a curva que melhor se adeque aos requisitos de projeto. As constantes α , n e L

2.7. Considerações a cerca de outros impactos 43

dependem da característica do tempo de acionamento. As mais comuns podem ser obtidas naTabela 2.

Tabela 2 – Constantes para diferentes operações do relé de sobrecorrente

Característica Padrão α n L

moderadamente inversa IEEE 0,0515 0,02 0,114

muito inversa IEEE 19,61 2 0,491

extremamente inversa IEEE 28,2 2 0,1217

inversa padrão IEC 0,14 0,02 0

muito inversa IEC 13,5 1 0

extremamente inversa IEC 80 2 0Fonte: (IEEE, 1996) e (IEC, 1989)

Mamede (2013) recomenda preferência a curva muito inversa, por esta facilitar a co-ordenação com elos fusíveis, devido à declividade da curva. ELEKTRO (2014) admite o usoadicional da curva inversa padrão, assim como a muito inversa se adequam melhor do ponto devista da seletividade com outros equipamentos, tanto a montante como a jusante.

Os relés associados a disjuntores são dispositivos que comumente estão conectadosaos geradores distribuídos com a finalidade de evitar o ilhamento não-intencional. Ainda écomum encontrar disjuntores protegendo alimentadores em sua origem, ou seja, na saída dasubestação. No entanto, Dewadasa, Ghosh e Ledwich (2011) utilizaram disjuntores na origem dealimentadores e simularam uma falta a jusante do dispositivo, os testes demonstraram que o relédeveria operar instantaneamente para reduzir danos aos aparelhos elétricos dos consumidores,porém, com o sacrifício de um maior tempo de desabastecimento de potência.

Muitas distribuidoras em razão do tamanho da carga que o alimentador atende, bem comode sua importância, têm optado por substituir disjuntores, que não possuem relé de religamento,situados na origem dos alimentadores por dispositivos de religamento automático. Os religadorespossuem a capacidade de sanar faltas transitórias e em conjunto com outros dispositivos deproteção devidamente programados restringir o desabastecimento à menor parte possível docircuito.

Uma descrição detalhada dos dispositivos mais comuns em redes de distribuição eacerca dos critérios para efetuar a coordenação e seletividade entre os elementos de proteção desobrecorrente são apresentados respectivamente nos Apêndices A e C deste trabalho.

2.7 Considerações a cerca de outros impactosHá que se mencionar que outros impactos surgirão em decorrência da inserção da GD

à rede de distribuição, dentre eles pode-se destacar: impactos sobre a estabilidade em regime


permanente, ilhamento, influência sobre harmônicos e demais índices de qualidade da energia.

Uma substancial vantagem da inserção da GD à rede é o ganho para a estabilidade dosistema a medida que a potência fornecida pela GD alivia o carregamento da rede, desse modo, aGD permite a operação da rede elétrica sob a condição de “margem de potência”, uma vez queoperações no limite de estabilidade ou excessivamente próximas são impraticáveis. (KUNDUR,1994).

As observações com relação à instabilidade de regime permanente têm se concretizadoapenas para circunstâncias excepcionais de operação das redes de distribuição. Os problemas deinstabilidade em redes de distribuição não são recorrentes quando se opera a rede respeitando osdevidos parâmetros de qualidade de fornecimento de energia. A julgar pelo modo de operaçãodo gerador, o alto índice de penetração de potência por parte de geradores distribuídos podepredispor o sistema a instabilidade. A preocupação com este fenômeno decorre, em geral, deredes operando em tensões críticas ou em ilhamento não intencional. O modo não intencionalocorre quando uma falta sensibiliza a proteção da concessionária isolando uma parte do sistemacom a GD sem que isso fosse admitido.

Em razão do comportamento semelhante a uma fonte de tensão praticamente constante efrequência estável o IEEE (2013) sustenta a expectativa de GD’s que utilizam geradores síncronosoperarem ilhadas. No entanto, o consenso atual preconiza que em situações inesperadas dedesconexão da subestação da concessionária a GD deve deixar de operar.

Uma série de fatores impedem a aceitação do funcionamento da GD em ilhamento. Comoa ocorrência de falhas trata-se de um evento aleatório, o controle de tensão e frequência do geradoré importantíssimo uma vez que em razão da localização da falta pode-se ocasionar um sub ousobrecarregamento à GD. Não obstante as consequências para a GD, se esta opera em desacordoao esperado, sérios problemas de qualidade de energia podem surgir para os consumidoresremanescentes da rede. Ainda que a responsabilidade de sincronização do gerador com a redeseja do acessante, a reconexão da ilha ao sistema com falhas da proteção de sincronismo podegerar danos à GD. O interior da ilha pode sofrer perda de coordenação da proteção restantese os equipamentos não forem dotados de sofisticação necessária para assimilar as mudançasmomentâneas da rede. O procedimento de cessar o ilhamento devido o reestabelecimento dafonte central pode interferir na reestruturação do suprimento aos consumidores, e sobretudo,por em risco a segurança da equipe técnica de manutenção da distribuidora à medida que nãoconhecem com exatidão o limite d

análise da geração distribuída sob a perspectiva de maximização...

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