Avaliação do impacto técnico-operacional da

integração de sistemas fotovoltaicos no controle dos

níveis de tensão das redes de distribuição

Lucas da Costa Corte Imperial¹ e Msc. Mariana Torres Strauch² Centro Universitário Jorge Amado, Avenida Governador Luiz Viana Filho 6775, Salvador - BA, 41720-000

Msc. Eduardo Filippo Oliveira Allatta³ Instituto Federal da Bahia, Avenida Araújo Pinho, 39 - Canela, Salvador - BA, 40110-090

Resumo A geração distribuída é um dos caminhos mais

vantajosos para atendimento à demanda de energia em diversos

âmbitos e perspectivas. A introdução deste tipo de geração nos

sistemas elétricos de potência requer adaptações para

compatibilidade com modelo que rege o sistema atual. Dentre os

impactos esperados se destaca àquele sob o controle dos níveis

de tensão, a não conformidade dos níveis referentes a este

parâmetro promove prejuízos aos consumidores por conta da

sensibilidade de seus equipamentos e processos. O presente

trabalho estudou os impactos técnicos da integração de sistemas

fotovoltaicos nas redes de distribuição por meio de simulações

realizadas no software OpenDSS com processamento dos dados

no MATLAB e avaliou a eficácia de reguladores e compensação

de queda na linha.

Palavras-chaves Sistemas fotovoltaicos, Controle de tensão,

Normatização, Qualidade de energia, Redes de distribuição.

I. INTRODUÇÃO

O modelo tradicional de geração de energia elétrica se

caracteriza pelo transporte de grandes blocos de energia para

atendimento aos centros de consumo. Nas últimas décadas,

atrelado ao crescimento da demanda de energia, a

preocupação com a degradação ambiental e o esgotamento de

recursos naturais não renováveis proporcionados pelo

desenvolvimento econômico e tecnológico tem levado a

adoção de critérios de sustentabilidade na seleção da oferta de

energia.

A necessidade de reposição desses recursos sincronizados

com a velocidade de utilização dos mesmos impulsiona uma

tendência global de diversificação das matrizes energéticas

dos países em detrimento do emprego de combustíveis

fósseis. Apesar de possuir uma matriz elétrica renovável

devida à massiva participação de hidrelétricas em seu parque

de geração, o Brasil vem sujando a sua matriz com o

despacho de termelétricas nos períodos de escassez de chuvas

e baixos níveis de água dos reservatórios [1], ao passo que

possui potencial privilegiado e participação ainda

inexpressiva das fontes eólica e solar.

A geração distribuída (GD) de energia elétrica, aquela que

ocorre a partir de unidades de geração de pequeno porte

conectadas ao sistema de distribuição e próximas ao consumo

[2], vem crescendo nos últimos anos como alternativa de

planejamento para suprir a demanda energética e reduzir

perdas com o transporte de energia em grande escala por

meio de linhas de transmissão. Neste tipo de geração tem

predominado as fontes renováveis, sobretudo a energia solar,

que com forte redução de custos tornou-se a fonte com maior

percentual de capacidade adicional instalada na Europa em

2012 [3].

A pulverização de geradores conectados ao sistema de

distribuição, como propõe o modelo de GD, suscita a

necessidade de modificações nas metodologias de

planejamento e operação da rede. No modelo tradicional,

para atender a geração centralizada, o sistema de distribuição

tipicamente radial foi concebido para um fluxo de potência

unidirecional, a integração de geradores pode introduzir na

rede um fluxo bidirecional, o que pode afetar a qualidade do

produto, a energia elétrica, dadas as condições de operação

adversas.

A distribuidora é a responsável legal pela qualidade de

energia elétrica fornecida aos consumidores. Problemas

oriundos da qualidade de energia trazem enormes prejuízos

aos consumidores e os diversos aspectos relacionados à

forma de onda provocam efeitos indesejáveis sobre processos

e equipamentos. São muitos os requisitos de qualidade

exigidos pelas normas e regulamentações em vigor. O

PRODIST - Procedimentos de Distribuição da Agência

Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) caracteriza os

fenômenos e estabelece os parâmetros e os valores de

referência relativos à conformidade de tensão em regime

permanente e às perturbações na forma de onda da tensão,

estabelecendo os níveis aceitáveis ao longo do sistema e nos

pontos de consumo.

Neste contexto, avaliação dos impactos da integração da

GD nas redes de distribuição é um fator fundamental no

enfrentamento aos desafios relacionados à qualidade do

produto e na disseminação deste tipo de geração que agrega

vantagens primordiais, sobretudo no aspecto ambiental. A

observação e estudo das condições técnicas se fazem

necessários para que a inserção de GD se dê em benefício da

rede ao invés de trazer complicações [4].

Este trabalho tem por objetivos avaliar as implicações no

controle dos níveis de tensão das redes de distribuição de

energia elétrica com a integração de sistemas fotovoltaicos,

entender o arcabouço normativo, os requisitos de integração

de sistemas fotovoltaicos e propor possíveis soluções para

técnicas de regulação de tensão na presença de GD. ¹Lucas C. C. Imperial, lucas.imperial@outlook.com; ²Mariana T. Sctrauch, marianatstrauch@gmail.com;

³Eduardo F. O. Allatta, eduardo.allatta@gmail.com;

II. CONTROLE DE TENSÃO EM REDES DE DISTRIBUIÇÃO

Os diferentes componentes do sistema elétrico interligados

entre si por conta da sua configuração em série apresentam

um efeito em cascata para o perfil de tensão na rede, sendo

que as variações de tensão em um segmento do sistema

influenciam nos seguintes. Os sistemas de distribuição são

tipicamente radiais, ou seja, o fluxo de potência se dá em uma

única direção que é da fonte, a subestação, passando pelos

circuitos denominados alimentares primários e secundários,

até chegar à carga, os consumidores. Neste percurso existe

uma queda de tensão oriunda da impedância dos condutores

imposta a corrente elétrica que percorre os alimentadores de

distribuição.

A regulação de tensão pode ser realizada nos diversos

componentes dos sistemas observado em cada um a queda de

tensão admissível de modo que os níveis de máximo e

mínimo estejam dentro valores de referência, geralmente é

empregado controle de tensão partindo da fonte para carga

[5]. Os dispositivos empregados nas técnicas de regulação de

tensão são os bancos de capacitores, reguladores de tensão e

transformadores reguladores [17].

A abordagem tradicional empregada no controle de tensão

em redes de distribuição emprega ações individuais dos

diversos dispositivos que compõem o processo de controle

que não são comunicadas aos demais dispositivos [5]. A

atuação descoordenada dos dispositivos permite ações

indevidas e/ou desnecessárias visto que as medidas corretivas

são aplicadas por mais de um equipamento promovendo

envelhecimento precoce dos mesmos. Segundo [6], este

modelo não é eficiente o suficiente para comportar alta

penetração de GD com fluxo de potência reverso nas redes de

distribuição.

A. Bancos de capacitores

A operação desses dispositivos pode se dá com

fornecimento de potência reativa contínua ou variável, sendo

classificados como fixos ou chaveados. Devido ao custo

reduzido e facilidade de instalação, os bancos fixos são

empregados nos sistemas geralmente com capacidades

inferiores aos chaveados minimizando sua participação no

controle do nível de tensão. Em momentos de carga leve os

bancos fixos poderiam proporcionar sobretensões além dos

limites permitidos [5].

B. Reguladores de tensão

Os reguladores de tensão são autotransformadores com

relação de transformação 1:1 com tap variável de 32 degraus

que permitem abaixar ou elevar a tensão de saída. Estes

dispositivos são instalados normalmente nos alimentadores

das redes de distribuição, podendo ser ligados em estrela

aterrado, delta aberto e delta fechado. Este último permite um

incremento de 5% da faixa de regulação de tensão para uma

mesma capacidade de carregamento em relação à

configuração delta aberto que permite ajuste de +10% a -10%

[17].

Estes dispositivos foram projetados inicialmente para

operação com fluxo de potência unidirecional, sendo ainda

encontrados nas distribuidoras, equipamentos com esta

característica. Os reguladores mais modernos permitem fluxo

nos dois sentidos, o que ocorre quando suprimento da

demanda por parte da GD supera o consumo local. Nestes

casos os equipamentos podem oferecer configuração das

variáveis de controle nos dois sentidos além de exercer

funções de bloqueio contra sobre e subtensão e sobrecorrente

[8].

A estratégia de regulação de tensão é baseada em

técnicas que podem utilizar ou não a compensação de queda

de linha – Line Drop Compensation. A principal distinção

entre essas técnicas é a determinação do ponto de regulação

de tensão, se local ou em outro ponto da rede. A

compensação por LDC visa à regularização dos níveis de

tensão junto à carga considerando a impedância existente

entre a saída do regulador e a carga, ou seja, a tensão de saída

do regulador é elevada para que no ponto objeto de regulação

o nível de tensão seja àquele almejado [17].

A mesma estratégia utilizada nos reguladores em

alimentadores e subestações de distribuição é empregada nos

transformadores de potência que possuem o recurso OLTC

(Comutador de TAP sob carga) regulando assim a tensão na

barra da subestação.

III. CONTROLE DE TENSÃO EM REDES DE DISTRIBUIÇÃO COM

SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

A conexão de sistemas fotovoltaicos nas redes primárias e

secundárias modifica o perfil de tensão da rede devido

injeção de potência ativa e adicionalmente reativa. É

esperado o aumento de tensão no ponto de conexão e nos

circuitos próximos ao gerador. Esse efeito é intensificado nos

períodos de carga leve onde níveis de tensão no alimentador

naturalmente são mais elevados e nos picos de geração. Além

da característica intermitente da fonte, a presença de nuvens e

até mesmo aumento em grande escala da temperatura de

operação do sistema fotovoltaico promoverá diminuição da

potência ativa fornecida e consequentemente variação da

tensão nas proximidades do gerador, variação essa que não

deve sensibilizar os reguladores de tensão se a mesma for de

curta duração. O suprimento das demandas pela geração

distribuída de fonte solar fotovoltaica (GDFV) pode ser

observado na figura 1.

Fig. 1. Impacto da geração distribuída de fonte solar fotovoltaica (GDFV)

sob as demandas das cargas. Fonte: [7].

A elevação da tensão no final de alimentadores com

sistemas fotovoltaicos acarreta mudanças na operação dos

dispositivos reguladores. Neste cenário, reguladores de

tensão podem ter ajustes alterados e os bancos de capacitores

devem ser desconectados para suavização do perfil de tensão.

Como grande parte destes dispositivos ainda não são

controlados remotamente os mesmos tendem a operar

indevidamente. A operação contínua de bancos de

capacitores agravaria um problema de sobretensão. O efeito

do aumento de tensão também é intensificado quando a

relação X/R é baixa, ou seja, quando a resistência do

condutor do circuito onde o gerador é conectado é elevada

[8].

A conexão de GD próximo a reguladores de tensão é um

típico caso em que há implicação na operação do regulador

de tensão, principalmente quando este adota a LDC. A figura

2 mostra como a inserção de um SFCR (Sistema Fotovoltaica

Conectado à Rede) à jusante do regulador pode imputar

baixos níveis de tensão aos consumidores ligados ao final da

rede. A injeção de corrente ativa pelo gerador engana o

regulador que não adequa o nível de tensão como deveria.

Fig. 2. Gerador conectado à montante do regulador de tensão engana o

recurso LDC ocasionado níveis baixos de tensão no final do alimentador.

Fonte: [8] (Adaptado).

Em [9] um estudo mostrou que dentre 1100

alimentadores da rede secundária da Dinamarca estudados

somente 0,4% apresentou sobretensão para uma capacidade

instalada de 0,7 kW de SFCRs por unidade consumidora em

todos os alimentadores. O montante de capacidade instalada é

equivalente a 3,5 GW, patamar planejado naquele país para

2030. Considerando um cenário otimista com um montante

de 7 GW, o mesmo representaria 100 kW para cada

transformador de distribuição do país, cerca de 70.000,

evidenciando uma preocupação com a possibilidade de

carregamento excessivo de alimentadores e transformadores.

Em [10] foram analisados os impactos de sistemas

fotovoltaicos em dispositivos reguladores de tensão. Foram

realizadas análises considerando o impacto a inserção de um

único sistema fotovoltaico com capacidade instalada de 3,5

MW em um ramal do alimentador da rede de distribuição na

operação dos bancos de capacitores chaveados (BCC) e no

mecanismo de comutação de tap sob carga (LTC). A

simulação realizada para um período de nove meses mostrou

redução de 14% e 50% no número de operações do LTC e

BCC número 01, enquanto para o BCC 02, situado mais

próximo do SFCR contatou-se uma elevação do número de

operações em 75%.

O segundo caso considerou diversos SFCRs instalados em

telhados em diversos pontos da rede secundária com

capacidade instalada total de 7,5 MW para análise do perfil

de tensão no sistema de distribuição, a configuração descrita

pode ser observado na figura 3. A simulação realizada

contemplou o período de uma semana com resolução

temporal de um segundo. Foram observados os níveis

máximos e mínimos de tensão nas três fases em toda a rede.

Os resultados obtidos apontam os maiores níveis em um dia

da semana na ordem de 1,06 pu no ponto de conexão de um

dos geradores. Nesse mesmo momento houve inversão de

sentido da queda de tensão, dada inversão do fluxo de

potência, na saída da subestação foram encontrados os

menores níveis.

Fig. 3. Inserção de sistemas fotovoltaicos distribuídos em um alimentador

urbano. Fonte: [14] (Adaptado).

IV. MODELAGEM E METODOLOGIA DAS SIMULAÇÕES

A avaliação dos impactos da inserção dos SFCRs nas redes

de distribuição ainda tem sido pouco estudada na literatura

técnica nacional sendo objeto de trabalhos recentes [4]-[6]

[11]. Com intuito de contribuir para o avanço dos estudos

nesta área foram realizadas, por meio de modelagem

computacional, simulações de dois casos em que há

implicações de natureza técnica e/ou operacional para o

controle de tensão. Os casos mencionados, a metodologia

utilizada e os resultados são descritos nas seções a seguir.

A. OpenDSS

O software escolhido para realização do estudo foi o

OpenDSS – Open Distribution System Simulator.

Desenvolvido pelo Eletric Power Research Institute (EPRI),

sob licença de código aberto, consiste em uma ferramenta

destinada à análise de sistemas de distribuição que permite

suporte à tomada de decisão a planejadores e operadores da

rede. O software foi concebido de modo a oferecer os

recursos necessários para análise da integração de GD à rede,

algo que muitos outros programas ainda não permitem ou o

fazem com muitas limitações. A figura 4 exibe um

comparativo entre os softwares e as funcionalidades

oferecidas por cada um, sendo utilizada como auxílio na

tomada de decisão na escolha do OpenDSS. Neste estudo foi

empregada a versão 7.6.3.31 do software.

Fig. 4. Comparação entre softwares simuladores para estudos de sistemas

elétricos de potência. Legenda: Verde, melhor escolha. Laranja: pode ser utilizado, mas não seria a melhor opção. Vermelho: não pode ser utilizado.

Fonte: [12].

Softwares

Fluxo de

Potência,

eq.

Fluxo de

Potência,

deseq.

Curto-

circuito

Coord.

de Relé

Arc

Flash Harm.

Análise

Transiente

Análise

Dinâmica

Análise de

Estado

Quase

Estacionário

ATP, EMTP-

RV, Simulink,

PSCAD

Aspen, Cape

DesignBase,

PowerFactory,

Gridiant

NexHarm

PSLF, PSS/E

OpenDSS

GridLAB-D

B. GridPV Toolbox

O GridPV Toolbox foi desenvolvido pela Sandia National

Laboratories com o objetivo realizar integração do MATLAB

ao OpenDSS para realização de estudos dos impactos de

sistemas fotovoltaicos em redes de distribuição de maneira

que as simulações realizadas neste último pudessem ser

ampliadas por meio de análises avançadas e recursos de

plotagem deste último. O GridPV oferece ainda diversas

funções para enviar e recuperar informações do OpenDSS

como, por exemplo, a modelagem de sistemas fotovoltaicos e

inserção dos mesmos nos sistemas de distribuição estudados.

Dentre os principais recursos do GridPV podem ser citados:

Pacote de soluções para estudo do desempenho e

conexão de sistemas fotovoltaicos: configuração dos

geradores via interface gráfica, controle do fator de

potência e suprimento de reativos, suporte à inserção

de pequenos sistemas distribuídos e centrais de médio

e grande porte;

Padroniza a interface entre o MATLAB e OpenDSS

com parâmetros amigáveis para consultas;

Valida o código dos arquivos compilados no

OpenDSS quanto a sintaxe e semântica;

Integração com Google Maps para uso de dados

georeferenciados;

Plota e visualiza resultados de forma interativa e

amigável, permite uso do digrama do circuito do

alimentador e exibição dos perfis de tensão e dos

fluxos de potência e de corrente;

C. Modelos dos componentes dos sistemas de distribuição e

fotovoltaico

O modelo do OpenDSS consiste em um sistema elétrico de

distribuição em estado estacionário senoidal permeado por

uma rede de comunicação que interliga os dispositivos de

controle dos elementos de fornecimento e conversão de

energia. Serão descritos a seguir os modelos empregados no

software para o dispositivo regulador de tensão e o sistema

fotovoltaico, os demais modelos da rede podem ser

consultados em [13].

1) Regulador de tensão: O regulador de tensão é declarado na

forma de dois objetos no OpenDSS. Primeiro é declarado um

transformador de relação de transformação 1:1, em seguida

objeto referente ao controle do regulador é relacionado ao

transformador. O controle do mesmo permite a designação da

técnica de regulação sendo desenvolvido para comtemplar

todas a opções dos reguladores de tensão comumente

encontrados nas concessionárias de distribuição. Os

parâmetros e a descrição dos mesmos podem ser encontrados

em [13].

2) Sistema Fotovoltaico: O modelo do SFV (Sistema

Fovoltaico) combina dois modelos: o arranjo do SFV e o

inversor. A agregação foi concebida para ser um modelo

adequado para realização de estudos de impactos da conexão

de SFVs à rede de distribuição [14]. As figuras de mérito

contempladas no modelo empregado podem ser observadas

na figura 5.

Fig. 5. Modelo do sistema fotovoltaico no OpenDSS.

O modelo considera que o inversor possui o recurso de

perseguição do ponto de máxima potência do arranjo do SFV.

O parâmetro PPMP é a potência máxima que o arranjo pode

fornecer considerando as condições padrões de teste dos

módulos com temperatura de 25 Cº e irradiância de 1000

W/m². Para simulações ao longo do tempo como, por

exemplo, fluxo ao longo de dias e anos, o usuário deve

fornecer as curvas de irradiação e temperatura do SFV.

Adicionalmente, a curva de eficiência também pode ser

empregada.

Dados medidos em campo podem ser inseridos no

programa para realização das simulações. Em [11] são

destacadas as principais vantagens da utilização tal qual

como foi desenvolvido. As curvas de geração foram

modeladas a partir de curvas de irradiação e de influência da

temperatura sob a potência CC proposta em [14].

D. Descrições do sistema de distribuição teste e da

metodologia das simulações

O sistema de distribuição adotado como sistema teste para

realização das simulações foi o IEEE 13 barras. Amplamente

utilizado por pesquisadores e acadêmicos, este alimentador

foi originalmente concebido para aferição da convergência

dos cálculos de fluxo de potência realizado em softwares

distintos devido ao seu caráter notadamente desbalanceado.

As cargas do alimentador foram alteradas de modo que todas

fossem modeladas como cargas de potência constante. A

topologia do circuito pode ser visualizada no diagrama trifilar

na figura 6.

Fig. 6. Diagrama trifilar do alimentador teste IEEE 13 barras. Fonte: [15].

As simulações foram realizadas considerando como caso

base o estado da rede determinado a partir dos resultados do

cálculo de fluxo de potência sem a inserção de geradores ao

longo de um dia. Partindo do caso base serão conectados

sistemas fotovoltaicos às barras 671, 634, 645, 646, 652, 692

e 670 com a finalidade de avaliação do impacto técnico-

operacional sob o controle de tensão da rede. A capacidade

instalada foi fixada em 100% da potência instalada da carga

conectada a mesma barra do gerador.

A variação da potência da carga e dos geradores foi

considerada no estudo por meio do uso de curvas de carga

típicas para o período de um dia. Os dados das cargas podem

são relacionados em [11]. A variação da carga é mesma

proposta em [16].

O primeiro caso estudado consiste na avaliação do

aumento de tensão provocado pela conexão de SFVs nos

pontos de conexão dos mesmos. Foram escolhidas as cargas

conectadas às barras 671, 611 e 652 e as linhas 684611 e

684652 para avaliação dos impactos sob a tensão em regime

permanente.

O segundo caso avalia a eficacia da compensação de

queda de tensão na linha diante da inserção dos geradores.

V. RESULTADOS

Nesta seção são demonstrados os resultados obtidos a

partir das simulações dos dois casos descritos. As imagens

foram geradas no MATLAB.

A. Caso base – Estado da rede

Para realização da avaliação de impactos pretendida faz-se

necessário o estudo do estado original da rede antes da

inserção dos geradores. As simulações realizadas para o caso

base refletem o carregamento do alimentador exibido no

gráfico da figura 7.

Fig. 7. Carregamento do alimentador - caso base.

O alimentador teste apresenta baixo carregamento na fase

1, o que ratifica o caráter desbalanceado do mesmo. A

demanda máxima ocorre às 18 horas atingindo 3,59 MW. A

fase 3 é a mais carregada com demanda máxima de 1,26

MW.

B. Caso A – Aumento de tensão

As cargas 671 e 611 sofreram aumento de tensão no

período referente à geração fotovoltaica. Vale destacar que

não foi conectado gerador à barra 611 com o intuito de

observar o impacto da conexão de SFVs nas outras barras da

rede sobre a mesma. É possível observar uma melhoria no

perfil de tensão visto que havia um momento do dia, às 11

horas, em que ocorria violação do limite inferior considerado

adequado. Os gráficos que demonstram o comportamento da

tensão em função do tempo são exibidos nas figuras 8 e 9. Os

limites classificados como adequados pelo PRODIST para

tensões entre 1 kV e 69 kV que valem 1,05 e 0,93 em por

unidade são destacados pelas linhas em vermelho nos

gráficos. Para barra 671 é exibida a tensão na fase A.

Fig. 8. Perfil de tensão na barra 671. Fig. 9. Perfil de tensão na barra 611.

O perfil de tensão da barra 652 também apresenta melhoria

como ocorreu com as barras 671 e 611. O gráfico exibido na

figura 10 mostra o comportamento da tensão da mesma ao

longo do dia. Na figura 11 o gráfico demostra a alteração no

carregamento da linha 684611 com a inserção dos geradores.

Essa linha atende exclusivamente à carga 611 onde não há

geração fotovoltaica, a alteração no carregamento se deve à

exportação de energia pelos geradores circunvizinhos para a

rede de distribuição. Nesse momento há maior geração do

que a carga causando fluxo de potência reverso.

Fig. 10. Perfil de tensão na barra 652.

O impacto sob o carregamento de uma linha que possui

geração FV pode ser observada no gráfico da figura 13. A

linha 684652 atende à carga 652 somente e demostra

claramente a porção da demanda que é suprida pelo gerador a

referida carga. Destaca-se a presença de fluxo reverso na

linha durante a manhã por um período de pouco menos que

uma hora por volta das 10 horas. Apesar de a geração

fotovoltaica suprir boa parte da demanda da carga, consegue

reduzir muito pouco a demanda máxima por conta da

disparidade entre o horário de pico da carga e da geração.

Fig. 12. Carregamento da linha 684652 Fig. 13. Curvas da carga e do

C. Caso B – Impacto sob a operação do regulador de tensão

O segundo caso consistiu na avaliação da eficacia da

técnica de compensação de queda de tensão linha utilizada

diante da inserção dos SFVs no alimentador teste IEEE 13

barras. Para tanto foi investigado o impacto da inserção de

2,45 MW de SFVs distribuídos ao longo da rede no

carregamento do alimentador. O referido impacto pode ser

visualizado no gráfico da figura 14. Às 10 horas no período

da manhã é o momento de menor demanda, reflexo

gerador FV conectados à barra 652

Fig. 11. Carregamento da linha

684611.

contribuição dos SFVs no suprimento da demanda, enquanto

às 18 horas durante a tarde ocorre o pico de demanda.

Fig. 14. Carregamento do alimentador Fig. 15. Perfil de tensão no

A figura 15 exibe o perfil de tensão ao longo da rede para

momento de carga leve após a inserção dos geradores. Nota-

se que a maioria das barras apresenta tensão superior a 1,01

pu, maiormente àquelas das fases B e C. Isto é uma evidência

de que devido ao aumento de tensão causado pela injeção de

potência ativa na rede pelos SFVs o mecanismo de

compensação de queda de linha do regulador de tensão passa

a regular um ponto mais distante do centro de carga. Para o

período de carga pesada pode se dizer que não há

interferência dos SFVs devido a não coincidência dos picos

de geração e consumo como já mencionado. O perfil de

tensão para momento de carga pesada pode ser observado no

gráfico da figura 16.

Fig. 16. Perfil de tensão no momento de carga pesada.

O perfil de tensão no momento de carga pesada após

redução dos parâmetros R e X do mecanismo de

compensação de queda de tensão na linha pode ser observado

figura 17. Com o ajuste do controlador do regulador de

tensão em 0,66 pu houve melhoria das tensões de

atendimento para as cargas conectadas próximas ao regulador

de tensão.

V. CONCLUSÃO

A partir da avaliação do impacto técnico-operacional no

controle de tensão de redes de distribuição mediante aos

estudos de casos propostos e simulações realizadas com

integração de sistemas fotovoltaicos são destacados os

seguintes pontos:

Nas simulações realizadas houve aumento de tensão

nos pontos de conexão dos SFVs, porém os limites

legais não foram violados para o nível de penetração

estudado. Adicionalmente, a integração de SFVs

promoveu melhoria da tensão de atendimento de

algumas cargas que lidavam com níveis precários.

O estudou mostrou a partir da simulação do

alimentador teste IEEE 13 barras que serão

necessárias modificações na operação de dispositivos

reguladores de tensão diante da integração de sistemas

fotovoltaicos em redes de distribuição. O operador da

rede terá que adequar o controle de tensão do sistema

elétrico para variação da geração agregada à variação

da carga. No caso estudado os parâmetros definidos

para o LDC tiveram que ser reduzidos devido ao

deslocamento do centro de carga promovido pela

injeção de potência ativa na rede pelos geradores.

O OpenDSS permitiu a realização dos estudos com

curva de aprendizagem reduzida oferecendo diversos

recursos para estudos que envolvem conexão de GD à

rede de distribuição. O Toolbox GridPV para

MATLAB mostra-se bastante versátil para estudos

impactos da integração de sistemas fotovoltaicos. Para

modelos de redes distribuição que não usufruem de

coordenadas geográficas os recursos do toolbox são

limitados, mas ainda assim as funções do mesmo

auxiliam na realização da comunicação entre

OpenDSS e MATLAB.

III. REFERÊNCIAS

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renovável. Disponível em: <http://brasileconomico.ig.com.br/brasil/economia/2014-06-05/pais-

tem-energia-mais-suja-e-menos-renovavel.html>. Acesso em: 14 de

junho de 2014. [2] IEEE – INSTITUTE OF ELECTRICAL AND ELETRONICS

ENGINEERS. IEEE-519:IEEE Recommended Practice Utility

Interface of Photovoltaic Systems, 2000. [3] EPIA – EUROPEAN PHOTOVOLTAIC INDUSTRY

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Dissertação (Mestrado) –UFRJ/COPPE, Rio de Janeiro, 2013. [5] PADILHA, L.N. Análise comparativa de estratégias para regulação de

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geradores distribuídos. 2010.142f. Dissertação (Mestrado) – EESC/USP, São Carlos, 2010.

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Laboratories. [11] PALUDO, J.A. Avaliação dos impactos de elevados níveis de

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permanente de sistema de distribuição de energia elétrica. 2014.128f.

Dissertação (Mestrado) – FEEC/UNICAMP, Campinas, 2014. [16] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. Nota Técnica nº

0057/2014-SRD/ANEEL, Brasília, DF, 2014.

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2010. 123 f. Dissertação (Mestrado) - Curso de Engenharia Elétrica,

Unifei, Itajubá - Mg, 2010.

após a inserção dos geradores.

momento de carga leve.

Fig. 17. Perfil de tensão no momento

de carga pesada após alteração do LDC.