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UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARANÁ
DEPARTAMENTO ACADÊMICO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
ARAMIS SCHWANKA TREVISAN
EFEITOS DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
EM SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO DE BAIXA TENSÃO
TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO
CURITIBA
2011
ARAMIS SCHWANKA TREVISAN
EFEITOS DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA
EM SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO DE BAIXA TENSÃO
Trabalho de Conclusão de Curso de Graduação, apresentado a disciplina TE105 – Projeto de Graduação, do Curso Superior de Engenharia Elétrica do Departamento Acadêmico de Engenharia Elétrica da Universidade Federal do Paraná – UFPR, como requisito para obtenção do título de Engenheiro Eletricista. Orientador: Prof. Dr. Alexandre Rasi Aoki
CURITIBA
2011
AGRADECIMENTOS
Gostaria de aproveitar este espaço para agradecer as pessoas que contribuíram
direta ou indiretamente para o desenvolvimento e realização deste trabalho.
Primeiramente gostaria de agradecer minha família, em especial minha mãe,
Cristiane, e meu “pai-dastro”, Gil, não somente pelo apoio direto durante todas as etapas
deste trabalho, mas, também, por, deste cedo, não terem poupado esforços em minha
formação.
Agradecimentos especiais também ao meu orientador, Prof. Dr. Alexandre Rasi
Aoki, por ter acreditado em meu trabalho, ter tido a paciência necessária para me orientar
e ter me motivado durante toda a realização destes estudos.
Um agradecimento especial também ao Prof. Dr. Odilon Tortelli e à Prof. Dra.
Thelma Fernandes, por terem aceitado o convite e, desta forma, terem participado da
banca de avaliação deste trabalho.
Aproveito ainda para agradecer todos os colegas e amigos que estiveram ao meu
lado durante o período da realização deste trabalho, com os quais pude contar com a
ajuda sempre que precisei.
Por fim, gostaria de expressar minha gratidão ao LACTEC, empresa me forneceu
todas as ferramentas necessárias para a realização e conclusão deste trabalho.
RESUMO
TREVISAN, Aramis Schwanka. Efeitos da Geração Distribuída em Sistemas de
Distribuição de Baixa Tensão. Trabalho de Conclusão de Curso, Departamento
Acadêmico de Engenharia Elétrica - Universidade Federal do Paraná, Curitiba, 2011.
A geração distribuída vem ganhando importância no mercado de energia, especialmente em países desenvolvidos. Além disso, os crescentes investimentos em fontes renováveis contribuem com a queda nos custos destas tecnologias, como, por exemplo, painéis fotovoltaicos e aerogeradores de pequeno porte, e, ao mesmo tempo, torna-as mais acessíveis aos consumidores finais. A geração distribuída pode apresentar impactos para ambos consumidores e concessionárias de energia uma vez que pode vir a influenciar significativamente o fluxo de potência, o perfil de tensão, a estabilidade e a qualidade da energia elétrica. Por isso, torna-se imprescindível a análise de todos os seus possíveis impactos. Este trabalho apresenta algumas importantes tecnologias da geração distribuída para sistemas de distribuição de baixa tensão e, também, uma visão de normas para a conexão destas fontes ao sistema elétrico. Além disso, fez-se uso de duas diferentes ferramentas de simulação para a investigação dos efeitos da geração distribuída em sistemas de distribuição de baixa tensão sob a perspectiva das concessionárias de energia elétrica. Os resultados destas simulações são, então, comparados com os resultados obtidos em ensaios realizados em um laboratório desenvolvido para este projeto, que considera três diferentes fontes de geração distribuída.
Palavras-chave: Geração distribuída, conexão, qualidade de energia.
ABSTRACT
TREVISAN, Aramis Schwanka. Impacts of Distributed Generation in Low
Voltage Distribution Systems. Final Paper, Academic Department of Electrical
Engineering – Federal University of Paraná, Curitiba, 2011.
Distributed generation plays an increasing role in the electricity market, especially in developed countries. Furthermore, the growing investments on renewable energy decrease the costs from technologies such as photovoltaic panels and small wind generators and make it accessible to end consumers. The distributed generation can have a significant impact on the power flow, voltage profile, voltage stability and power quality for both consumers and electricity suppliers. Therefore, its introduction to the electrical network requires careful analysis of all potential impacts. This work presents some important technologies of distributed generation sources in low voltage distribution systems as well as an overview of standards for the interconnection of these sources. It also uses two different simulation tools to investigate the impacts of the distributed generation on a low voltage distribution network under the perspective of the electricity suppliers and compare its results with the real results obtained in a laboratory created for this project, which counts with three different distributed generation sources.
Keywords: Distributed generation, interconnection, power quality.
Lista de Figuras
Figura 1.1 Crescimento da demanda de energia segundo a IEA. ..................................... 11
Figura 1.2 Tendência dos investimentos globais em fontes alternativas de energia elétrica
apresentada no World Energy Outlook 2010. .................................................................... 13
Figura 1.3 a) Sistema elétrico tradicional e b) Sistema elétrico “moderno” com GD. ......... 14
Figura 2.1 Estrutura típica de uma célula fotovoltaica ....................................................... 18
Figura 2.2 Características típicas de tensão-corrente e tensão-potência para painéis
fotovoltaicos (SOLARPOWER, 2011). ............................................................................... 21
Figura 2.3 Potência de saída da célula fotovoltaica versus ângulo de incidência
(WILLIS; SCOTT, 2000) ..................................................................................................... 22
Figura 2.4 Painéis Single e Dual-Axis Tracking. (SWITCH, 2011) ..................................... 23
Figura 2.5 Comparação a potência de saída de uma painel fixo com um Dual-Axis-
Tracked. (SWITCH, 2011) ................................................................................................. 23
Figura 2.6 Crescimento do mercado mundial de PV. (Global Energy Network Institute,
2010).................................................................................................................................. 24
Figura 2.7 Maiores fabricantes mundiais de painéis fotovoltaicos. (Bundesverband
Solarwirtschaft, 2009) ........................................................................................................ 25
Figura 2.8 Diferentes formatos de turbinas eólicas para microaerogeradores. .................. 28
Figura 2.9 Sistemas de utilização de aerogeradores de pequeno porte. ........................... 32
Figura 2.10 Estrutura típica de uma CaC (Engenharia e suas engrenagens, 2011). ......... 33
Figura 2.11 Esquema de construção e funcionamento de uma
microturbina.(Farret;Simões, 2007). .................................................................................. 37
Figura 4.1 Diagrama unifilar do banco resistivo. ................................................................ 67
Figura 4.2 Banco resistivo de 35 kW com disjuntores . ..................................................... 68
Figura 5.1 Modelo completo do laboratório em ambiente SIMULINK do MATLAB. ........... 71
Figura 5.2 Linha de tempo dos eventos da simulação no MATLAB. ................................. 73
Figura 5.3 Tensão em pu e Corrente em A nos terminais das cargas elétricas. ................ 74
Figura 5.4 Tensão em pu e corrente em A nos terminais da microturbina......................... 75
Figura 5.5 Sinal de entrada do painéis fotovoltaicos. ........................................................ 76
Figura 5.6 Tensão em pu e corrente em A nos terminais do sistema fotovoltaico ............. 76
Figura 5.7 Tensão em pu e corrente em A medidos nos terminais da rede....................... 77
Figura 5.8 Efeitos da conexão da microturbina como fonte de GD. ................................... 78
Figura 5.9 Efeitos da conexão do sistema fotovoltaico como fonte de GD. ....................... 79
Figura 5.10 Efeitos da conexão da CaC como fonte de GD. ............................................. 80
Figura 5.11 Ambiente para simulação de condições operacionais do DIgSILENT. ........... 81
Figura 5.12 Monitor da bancada de medição do laboratório de estudos da GD. ............... 86
Figura 5.13 Linha do tempo com indicação dos eventos da primeira etapa do ensaio. ..... 87
Figura 5.14 Correntes (em A) em cada uma das fases da microturbina. ........................... 88
Figura 5.15 Correntes (em A) em cada umas das fases da CaC. ..................................... 89
Figura 5.16 Corrente (em A) de cada uma das fases do sistema fotovoltaico. .................. 90
Figura 5.17 Corrente (em A) em cada uma das fases das cargas elétricas. ..................... 91
Figura 5.18 Tensão (em V) em cada uma das fases da rede no ponto de conexão. ......... 92
Figura 5.19 Corrente (em A) em cada uma das três fases da rede no ponto de conexão da
fontes de GD. ..................................................................................................................... 93
Figura 5.20 Linha de tempo com indicação dos eventos da segunda etapa do ensaio. .... 96
Figura 5.21 Corrente (em A) nas três fases da MT com desconexão. ............................... 97
Figura 5.22 Corrente (em A) nas três fases da CaC com desconexão. ............................. 98
Figura 5.23 Corrente (em A) nas três fases do sistema fotovoltaico com desconexão. .... 99
Figura 5.24 Corrente (em A) das três fases da carga elétrica. ........................................ 100
Figura 5.25 Tensão (em V) das três fases da rede no ponto de conexão da GD. ........... 101
Figura 5.26 Corrente (em A) nas três fases da rede no ponto de conexão da GD. ......... 102
Figura 5.27 Transitório de entrada do sistema fotovoltaico na tensão da rede. ............... 105
Figura 5.28 Transitório na tensão da rede no momento da conexão e estabilização da
CaC.................................................................................................................................. 106
Lista de Tabelas
Tabela 2.1: Eficiência teórica e obtida em testes práticos das principais tecnologias
utilizadas para a fabricação de células fotovoltaicas (FARRET; SIMÕES, 2006). ............. 19
Tabela 2.2: Comparação de painéis fotovoltaicos de diferentes fabricantes. .................... 26
Tabela 2.3: Principais fabricantes de microturbinas do mercado americano. .................... 40
Tabela 3.1: Tempos de detecção e interrupção da energização de acordo com a faixa de
tensão (IEEE 1547, 2003). ................................................................................................. 55
Tabela 3.2: Tempos de detecção e interrupção de energização de acordo com a faixa de
frequência (IEEE 1547, 2003). ........................................................................................... 56
Tabela 4.1: Características elétricas do transformador de distribuição.............................. 58
Tabela 5.1: Resultados da primeira simulação. ................................................................. 83
Tabela 5.2: Resultados da segunda simulação. ................................................................ 83
Tabela 5.3: Resultado da terceira simulação. .................................................................... 84
Tabela 5.4: Resultado da quarta simulação. ...................................................................... 85
SUMÁRIO
1 Introdução...............................................................................................................11
1.1 Contexto .......................................................................................................... 11
1.2 Objetivos ......................................................................................................... 14
1.3 Justificativa ...................................................................................................... 15
1.4 Estrutura da monografia .................................................................................. 16
2 Geração distribuída em baixa tensão .....................................................................17
2.1 Introdução ....................................................................................................... 17
2.2 Painéis fotovoltaicos ........................................................................................ 17
2.2.1 Princípio de geração de energia elétrica e tecnologias ............................ 17
2.2.2 Principais características de células e painéis fotovoltaicos .................... 20
2.2.3 Mercado de células e painéis fotovoltaicos e principais fabricantes ........ 24
2.3 Aerogeradores de pequeno porte .................................................................... 26
2.3.1 Princípios de geração e tecnologias ........................................................ 26
2.3.2 Mercado de aerogeradores de pequeno porte e principais fabricantes ... 29
2.4 Células a combustível ..................................................................................... 32
2.4.1 Princípios de geração e tecnologias ........................................................ 32
2.4.2 Mercado e fabricantes de CaCs ............................................................... 35
2.5 Microturbinas ................................................................................................... 36
2.5.1 Princípios de geração e tecnologias ........................................................ 36
2.5.2 Mercado e fabricantes de microturbinas .................................................. 39
2.6 Considerações finais do capítulo ..................................................................... 40
3 Efeitos e requisitos da conexão de GD em baixa tensão .......................................42
3.1 Introdução ....................................................................................................... 42
3.2 Efeitos da GD em sistemas de baixa tensão ................................................... 42
3.2.1 Afundamentos de tensão ......................................................................... 44
3.2.2 Interrupções curtas .................................................................................. 44
3.2.3 Interrupções longas .................................................................................. 45
3.2.4 Picos de tensão ........................................................................................ 45
3.2.5 Ondulações de tensão ............................................................................. 45
3.2.6 Distorções harmônicas ............................................................................. 46
3.2.7 Flutuações de tensão ............................................................................... 47
3.2.8 Ruídos ...................................................................................................... 47
3.2.9 Desequilíbrio de tensão............................................................................ 47
3.3 Requisitos de conexão de GD em baixa tensão .............................................. 48
3.3.1 Procedimentos de Distribuição - PRODIST .............................................. 48
3.3.2 Norma IEEE 1547 para interconexão de GD ao sistema elétrico ............. 54
3.4 Considerações finais do capítulo ..................................................................... 57
4 Laboratório para estudo da GD ..............................................................................58
4.1 Introdução ....................................................................................................... 58
4.2 Componentes do laboratório ........................................................................... 58
4.2.1 Microturbina a gás natural ........................................................................ 60
4.2.2 Sistema fotovoltaico ................................................................................. 63
4.2.3 Célula à Combustível ............................................................................... 65
4.2.4 Cargas elétricas ....................................................................................... 67
4.3 Considerações finais do capítulo ..................................................................... 68
5 Análises computacionais e verificações laboratoriais .............................................70
5.1 Introdução ....................................................................................................... 70
5.2 SimulaÇões computacionais no MATLAB ....................................................... 70
5.3 Simulações de condições operacionais com o DIgSILENT ............................. 80
5.4 Ensaios realizados nos laboratório para estudos da GD ................................. 85
5.5 Considerações finais do capítulo ................................................................... 106
6 Conclusões e trabalhos futuros ............................................................................108
6.1 Considerações finais ..................................................................................... 108
6.2 Trabalhos futuros .......................................................................................... 110
7 Referências bibliográficas ....................................................................................112
11
1 INTRODUÇÃO
1.1 CONTEXTO
Diversas forças e tendências existem e atuam sobre a nossa sociedade de
forma a fazer com que a mesma procure estar sempre em evolução. O mesmo
acontece com o sistema elétrico. A identificação e a análise destas forças e
tendências permitem um diagnóstico da situação atual e uma criação de prováveis
cenários para um futuro próximo, e até para o longo prazo, de modo a viabilizar
ações que visam a consolidação do cenário desejável para o sistema elétrico.
A demanda por energia elétrica, por exemplo, é objeto de estudo constante
de diversos institutos de pesquisa. A Agência Internacional de Energia – IEA (do
inglês, International Energy Agency) divulgou recentemente o resultado de um de
seus estudos a respeito do crescimento da demanda mundial de energia elétrica.
Esse estudo da IEA apontou uma tendência de forte crescimento para a demanda
de energia: até o ano de 2030, estima-se um crescimento em torno de 45% desta
demanda. A Figura 1.1 a seguir apresenta este resultado em forma gráfica, para as
diversas fontes de energia, todas convertidas para a mesma unidade, Mtoe - milhões
de toneladas de óleo equivalente.
Figura 1.1 Crescimento da demanda de energia segundo a IEA.
12
Além da tendência do forte crescimento da demanda por energia elétrica,
percebe-se também, atualmente, uma atenção muito grande dada à qualidade da
energia elétrica por parte das agências reguladoras, das concessionárias de energia
elétrica e dos consumidores dessa energia. Deve-se destacar aqui o importante
papel que a qualidade da energia elétrica desempenha, primeiramente, nas
questões de segurança (não somente de equipamentos, mas também de vidas) e na
atração de novos e grandes investimentos.
A eficiência energética é outro termo fortemente atrelado ao sistema elétrico,
que o tem influenciado e que deverá continuar influenciando bastante. Em um
mundo no qual perdas se tornam cada vez menos aceitáveis, nota-se um enorme
esforço por parte das empresas de energia na busca pela otimização de seus
sistemas, através de uma operação ótima dos mesmos e do planejamento adequado
de suas reestruturações e novas redes.
Por fim, e não menos importante, pressões ambientais têm modificado e
devem continuar modificando dentro dos próximos anos de forma considerável a
estrutura do sistema elétrico. Cada vez mais se fala na redução da emissão de
gases poluentes e os investimentos na viabilização de fontes alternativas para a
geração de energia continuam batendo recorde ano após ano de crescimento. Os
termos “energia limpa” e “energia verde” já estão mundo afora consolidados para
representar a geração sem emissões poluente, sendo que vários países já
apresentaram metas ousadas para substituição de grande parte da geração de
energia elétrica baseada em combustíveis fósseis.
A Figura 1.2 foi retirada do relatório do World Energy Outlook 2010, uma
publicação anual da IEA amplamente reconhecida por suas análises e projeções na
área de energia, e apresenta a tendência dos investimentos globais neste setor de
energias alternativas. Como pode ser percebido através dessa figura, os
investimentos nessa área devem sofrer forte crescimento nos próximos anos, ainda
sem expectativas de diminuição.
13
Figura 1.2 Tendência dos investimentos globais em fontes alternativas de energia elétrica
apresentada no World Energy Outlook 2010.
Verificadas estas forças e tendências que determinam a forma como o
sistema elétrico deve se alterar dentro dos próximos anos, buscando convergir
alguns dos aspectos acima levantados como a diminuição de perdas, o aumento da
qualidade e da eficiência da energia, bem como a redução da emissão de gases
poluentes, desponta então a geração distribuída como uma possível solução para
alguns dos problemas levantados.
Por definição, geração distribuída (GD) é, segundo Instituto Nacional de
Eficiência Energética - INEE, “uma expressão usada para designar a geração
elétrica realizada junto ou próxima do(s) consumidor(es) independente da potência,
tecnologia e fonte de energia”. Uma outra definição, de certa forma coincidente com
a do INEE, porém interessante pelo fato de citar a conexão de fontes no sistema do
consumidor é a de Kreith e Goswami (2007) que afirma que a GD “pode ser definida
como uma geração de energia elétrica conectada ao sistema de distribuição ou à
rede do consumidor (...)”. Para a consolidação destas definições e melhor
entendimento do conceito e do princípio da GD, bem como para também permitir
uma melhor visualização do novo conceito de sistemas elétricos com GD, apresenta-
se na Figura 1.3 duas imagens: a) o que se conhece como sistema elétrico
tradicional, com a geração, a transmissão, a distribuição e o consumo da energia
facilmente separáveis e identificáveis; e b) um sistema elétrico “moderno” já com a
operação em paralelo de outras fontes de geração conectadas no nível dos
consumidores.
14
Figura 1.3 a) Sistema elétrico tradicional e b) Sistema elétrico “moderno” com GD.
Deve-se ressaltar que a GD não está vinculada a determinada fonte
específica de energia. Entretanto, conforme exposto anteriormente, percebe-se
crescentes incentivos às fontes alternativas de energia. Em diversos países
europeus, por exemplo, a injeção de energia elétrica na rede, proveniente de painéis
fotovoltaicos e aerogeradores de pequeno porte, já existe e é, inclusive, uma
atividade incentivada pelos próprios órgãos governamentais para que metas de
redução de gases poluentes sejam atingidas. Nestes países, o consumidor já deixou
de ser um elemento passivo da rede e tornou-se, desta forma, um elemento ativo do
sistema elétrico. Isto reforça a ideia de que a GD não é mais apenas objeto de
estudo, mas, sim, realidade.
1.2 OBJETIVOS
Dado que a GD já é realidade em diversos países e deve ser uma realidade
muito próxima do sistema elétrico brasileiro, torna-se necessário um estudo para um
levantamento dos impactos que a inserção destas novas unidades geradoras pode
apresentar sobre o sistema elétrico atual. Definiu-se, portanto, neste trabalho, o
objetivo geral como sendo o de identificar os principais efeitos da inserção da GD
sobre o sistema de distribuição de baixa tensão sob o ponto de vista das
15
concessionárias de energia elétrica. Para se atingir este objetivo, foram seguidas as
seguintes etapas:
• Estudo sobre o estado da arte da GD em sistemas de baixa tensão.
• Estudo das diferentes fontes e tecnologias de GD e verificação de suas
principais características, tendências de evolução e apontamento dos
principais fabricantes.
• Levantamento dos aspectos da qualidade de energia elétrica que estão
fortemente relacionados com a GD.
• Estudo conceitual sobre os possíveis efeitos da GD em sistemas de
distribuição de baixa tensão.
• Verificação destes efeitos em simulações computacionais e em
laboratório.
1.3 JUSTIFICATIVA
Conforme mostra a Figura 1.2, apresentada na conferência mundial World
Energy Outlook 2010 vê-se atualmente a presença de grandes investimentos na
viabilização de fontes alternativas de energia. Isto deve resultar a curto prazo em
uma redução dos investimentos necessários para a instalação de pequenas
unidades geradoras no sistema de baixa tensão.
Em países mais desenvolvidos, nos quais o incentivo governamental para a
instalação de fontes alternativas de energia já existe e o poder aquisitivo dos
cidadãos é superior ao do Brasil, já se vê um crescimento acentuado na potência
instalada de unidades geradoras nos níveis de tensão de distribuição. Estas
unidades são, em sua maioria, painéis fotovoltaicos.
A partir do momento em que estas pequenas unidades geradores passam a
representar uma parcela significativa da energia gerada em determinada região,
torna-se necessário, do ponto de vista das concessionárias, o estudo das
características desta geração, uma vez que estas diferem da geração centralizada,
tradicionalmente oferecida pelas concessionárias. Há, portanto, uma grande
necessidade de se investigar os efeitos que a GD deve apresentar sobre o sistema
de distribuição.
16
Assim, este trabalho visa apontar as principais características destas novas
unidades geradoras, apontar suas vantagens e desvantagens sob o ponto de vista
da concessionária e também do consumidor e, acima de tudo, investigar os
principais efeitos que a conexão em grande escala destas unidades pode vir a
apresentar sobre o sistema de distribuição atual, com foco na baixa tensão. Desta
forma, pretende-se, ao final, oferecer um conjunto de informações importantes sobre
os efeitos da GD que possam num futuro próximo subsidiar ações (entenda-se aqui,
adaptações e reestruturações) que deverão ser necessárias nos sistemas elétricos
para que estes possam suportar a ascensão da GD.
1.4 ESTRUTURA DA MONOGRAFIA
No capítulo introdutório deste trabalho de conclusão de curso, apresenta-se
o problema a ser abordado bem como seu contexto e o objetivo geral destes
estudos. Em seguida, no segundo capítulo, faz-se uma revisão bibliográfica a
respeito das principais tecnologias de GD de forma a apresentar, de forma clara,
qual é o estado da arte da GD e suas principais tendências.
No terceiro capítulo, faz-se uma revisão bibliográfica e normativa a fim de
apontar quais são os principais efeitos da conexão da GD nas redes elétricas e
quais são os requisitos para esta conexão, com foco nas redes de baixa tensão.
O quarto capítulo apresenta os materiais e os métodos a serem utilizados de
forma a verificar primeiramente de forma computacional e posteriormente de forma
prática, em laboratório, os efeitos da conexão de GD em redes de distribuição de
baixa tensão. Estas simulações, ensaios, seus resultados e suas análises são,
portanto, conteúdo do quinto capítulo deste trabalho.
Finalmente, descreve-se estes resultados sucintamente de forma a viabilizar
a apresentação das conclusões deste trabalho. O sétimo aponta possibilidades para
a continuação destes estudos, enquanto o oitavo, último capítulo, contém as
referências bibliográficas que deram suporte à construção destes estudos.
17
2 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA EM BAIXA TENSÃO
2.1 INTRODUÇÃO
Neste capítulo serão apresentadas as principais tecnologias de geração
distribuída de pequeno porte que possuem aplicação em redes de distribuição de
energia elétrica em baixa tensão. Destacam-se os sistemas formados por painéis
fotovoltaicos, aerogeradores de pequeno porte, células a combustível e
microturbinas.
2.2 PAINÉIS FOTOVOLTAICOS
2.2.1 Princípio de geração de energia elétrica e tecnologias
Painéis fotovoltaicos (PV) são capazes de converter a energia luminosa
(geralmente proveniente do sol) diretamente em energia elétrica. Para tal faz-se uso
do conhecido efeito fotovoltaico, cuja descoberta, de acordo com McLean-Conner
(2009), data do ano de 1839 e deve-se a Alexandre-Edmond Bequerel. Entretanto as
primeiras células fotovoltaicas foram somente construídas anos mais tarde, em
1883, por Charles Fritts, que utilizou camadas extremamente finas de ouro para
cobrir o selênio semicondutor.
Segundo Willis e Walter (2000) as células fotovoltaicas (também conhecidas
como células solares ou, do inglês, Solar Cells), conhecidas por serem capazes de
converter a energia luminosa em energia elétrica, ou seja, nas quais se verifica o
efeito fotovoltaico, são materiais semicondutores nos quais são formadas junções p-
n, capazes de gerar energia elétrica quando submetidas a ondas luminosas
geralmente com comprimentos de onda com valores próximos aos da luz solar.
De acordo com Farret e Simões (2006) a eficiência da conversão de energia
luminosa em energia elétrica por parte desses materiais semicondutores atualmente
varia de 3 a 31% e é função da tecnologia presente no material semicondutor, do
espectro da luz incidente, da temperatura e do formato da célula. Estes autores
explicam ainda que as células fotovoltaicas podem ser entendidas basicamente
18
como baterias de baixa tensão (aproximadamente 0,6 V) que são constantemente
recarregadas de forma proporcional à incidência luminosa sobre a superfície das
células. Para se obter valores mais altos de tensão e de corrente, as células
fotovoltaicas são então conectadas em série e em paralelo, respectivamente,
formando o que vem a ser chamado e vetor fotovoltaico (em inglês photovoltaic
array), base dos PV.
A estrutura de uma célula fotovoltaica é bastante fácil de ser entendida. As
células comercializáveis geralmente são construídas sobre uma camada de metal e
cobertas por uma camada de vidro (com baixo coeficiente de reflexão) de forma a
proteger a célula do tempo e de materiais e substâncias que podem ser encontrados
na atmosfera. A “parte ativa” da placa é formada por duas finas camadas de
materiais semicondutores, uma dopada do tipo n sobre uma outra dopada do tipo p,
que forma a já mencionada junção p-n, na qual se verifica o efeito fotovoltaico.
Sobre essas camadas de semicondutores há um grid metálico responsável por
conectar as células em série e em paralelo em um painel e coletar a corrente para
um circuito externo. Sobre esta camada metálica há geralmente uma outra de um
material anti-reflexivo que geralmente reduz as perdas por reflexão a valores abaixo
de 5%. Toda esta estrutura pode ser visualizada na Figura 2.1 a seguir.
Figura 2.1 Estrutura típica de uma célula fotovoltaica
Diferentes tecnologias podem ser utilizadas para a fabricação de células
fotovoltaicas. Segundo Guarizi (2010), atualmente a tecnologia mais empregada é a
baseada em Silício Poli-e Mono-cristalino, respectivamente poli-Si e mono-Si, que
representa cerca de 95% de todas as células fotovoltaicas existentes no mercado.
Além desta, existem também tecnologias baseadas em Silício Amorfo, a-Si, em
19
Telureto de Cádmio, CdTe, e em Cobre-Índio-Selenídio, CIS, também conhecidas
comercialmente como células de filme fino, com participações respectivamente de
3,7%, 1,1% e 0,2% no mercado de células fotovoltaicas mundial.
Vale neste ponto também a ressalva de que existem também células
fotovoltaicas baseadas em Arsenieto de Gálio, AsGa, com ótimas características
elétricas e alto rendimento (cerca de 28%). Estas apresentam, entretanto, altos
custos de fabricação tornando sua produção comercial praticamente proibitiva e
sendo utilizadas somente em satélites artificiais.
Conforme acima citado, para o caso das células fotovoltaicas baseadas em
tecnologias de Arsenieto de Gálio, os materiais utilizados na fabricação das células
determinam seu custo e sua eficiência da transformação fotovoltaica η. Este valor
representa uma relação entre a potência elétrica e a irradiação incidente sobre a
célula e é definido como:
� =����
�.
(2.1)
onde PMax é a potência elétrica em watts (W) no ponto máximo de fornecimento da
célula, A é a área em metros quadrados (m2) efetivamente ocupada pelo material
semicondutor e I a intensidade da irradiação solar incidente sobre a área efetiva da
célula em por metro quadrado (W/m2).
A Tabela 2.1 apresenta para as principais tecnologias atualmente utilizadas
para a fabricação de células fotovoltaicas suas eficiências de transformação
fotovoltaica teórica e a realmente praticada em testes, bem como a eficiência de
painéis construídos com essas tecnologias em função da área dos semicondutores.
Tabela 2.1: Eficiência teórica e obtida em testes práticos das principais tecnologias utilizadas para a fabricação de células fotovoltaicas (FARRET; SIMÕES, 2006).
Tipo Eficiência teórica Testes práticos Módulos
cm2 η (%) η (%) cm2
η (%)
Silício Monocristalino (Si) 4 29 23 100 15-18
Silício Policristalino (Si) 4
18 100 12-18
Silício Amorfo (a-Si) 1 27 12 1000 5-8
Arsenieto de Gálio (GaAs) 0,25 31 26
Cobre-Índio-Selenídio (CIS) 3,50 27 17
Telureto de Cádmio (CdTe) 1 31 16
Interessante é, também, manipular a equação (2.1) da eficiência da
transformação fotovoltaica, multiplicando numerador e denominador pelo tempo.
20
Desta forma pode se obter uma relação direta entre a energia elétrica gerada em
determinado período EE (por exemplo, um dia) e a energia solar incidente no mesmo
período de tempo ES sobre o painel, conforme a equação a seguir:
� = �. �. � (2.2)
2.2.2 Principais características de células e painéis fotovoltaicos
Deve-se ressaltar novamente aqui que a potência de saída de um painel
fotovoltaico não depende somente do material semicondutor utilizado na fabricação
das células fotovoltaicas, que reflete na eficiência da transformação fotovoltaica η,
da área efetiva sobre a qual a energia luminosa incide e da energia incidente,
conforme a equação anterior pode levar a acreditar. Segundo Farret e Simões
(2006), a potência de saída de um painel fotovoltaico depende também, como
anteriormente citado, de outros fatores, dentre os quais estão: a temperatura
ambiente, o ângulo de incidência da luz sobre as células e as condições ambientes.
De acordo com estes autores, as células são testadas a temperaturas
ambientes de 25 °C. Entretanto observa-se na prática que a potência de saída tende
a diminuir com o aumento desta temperatura, verificando-se geralmente uma queda
no valor de tensão maior do que um aumento no valor da corrente. Fala-se, portanto,
em quedas que vão de 0,16 a 0,33% na potência de saída para cada grau Celsius
que se aumenta, acima do valor para o qual o painel foi testado. Além disso, verifica-
se também na prática que painéis fotovoltaicos apresentam também quedas na
potência de saída para temperaturas bem frias.
A Figura 2.2 apresenta curvas típicas para a relação entre tensão-corrente e
tensão-potência de painéis fotovoltaicos. O valor de tensão máximo é obtido para o
caso no qual não há corrente e, portanto, é conhecido como “tensão em circuito
aberto” VOC. Por outro lado, a corrente máxima que o painel é capaz de produzir se
dá para uma tensão igual a 0 V e portanto é conhecido como “corrente de curto-
circuito” ICC.
21
Figura 2.2 Características típicas de tensão-corrente e tensão-potência para painéis
fotovoltaicos (SOLARPOWER, 2011).
É interessante verificar a partir da Figura 2.2 que qualquer aumento no valor
de corrente, ocasionado, por exemplo, devido a um aumento da energia luminosa
incidente sobre o painel fotovoltaico, resulta em uma redução da tensão de saída do
painel. Além disto, a Figura 2.2 mostra também uma característica típica dos painéis
fotovoltaicos: estes, em sua maioria, geram uma tensão de circuito aberto
geralmente com um fator 1,5 maior do que a tensão ótima de operação, para a qual
se obtém a potência máxima de saída. Não somente isto, é possível verificar
também que para grande parte da curva, há uma característica praticamente “plana“
para a relação tensão-corrente.
A Figura 2.3 apresenta outro detalhe importante dos painéis fotovoltaicos: a
potência de saída destes depende também do ângulo de incidência da energia
luminosa sobre o painel. É possível verificar a partir desta figura que a potência de
saída descreve praticamente uma curva senoidal em função do ângulo de incidência
e apresenta, portanto, um máximo para uma incidência de energia perpendicular ao
painel.
22
Figura 2.3 Potência de saída da célula fotovoltaica versus ângulo de incidência
(WILLIS; SCOTT, 2000)
A partir deste conhecimento, de que o ângulo de incidência é fator
determinante na potência de saída, desenvolveram-se estruturas diferentes para os
painéis fotovoltaicos, que permitem um melhor aproveitamento da energia luminosa.
O painel mais simples é o fixo, que como o nome já diz, não permite nenhum tipo de
variação de sua posição e inclinação, que não seja manual. Em contrapartida, outros
dois tipos de painéis se destacam em questão de aproveitamento da energia
luminosa. O primeiro deles é o painel Single-Axis Tracking que permite ajustar a
inclinação do painel em um eixo de rotação. Desta forma é possível alterar a
inclinação do painel de acordo com a hora diária de forma a permitir que a incidência
da energia luminosa fique mais próxima possível da incidência perpendicular. Além
deste, existem também painéis Dual-Axis Tracking que permitem o ajuste da
inclinação do painel em dois eixos de rotação, apresentando desta forma uma
possibilidade de se obter quase sempre uma incidência perpendicular da energia
luminosa e, com isso, um aproveitamento quase ótimo da energia solar. Estes
diferentes tipos de painéis podem ser visto na Figura 2.4.
23
Figura 2.4 Painéis Single e Dual-Axis Tracking. (SWITCH, 2011)
Por fim, é possível comparar a eficiência de painéis fixos com painéis Dual-
Axis Tracked a partir da Figura 2.5 Como se pode verificar, o painel que permite
ajuste em dois eixos de rotação apresenta um aproveitamento muito maior da
energia solar do que o painel fixo.
Figura 2.5 Comparação a potência de saída de uma painel fixo com um Dual-Axis-
Tracked. (SWITCH, 2011)
Outro detalhe importante do funcionamento de painéis fotovoltaicos é citado
e descrito por Willis e Scott (2000). De acordo com estes autores, se parte de um
painel for coberto por alguma sombra, as células fotovoltaicas cobertas pela sombra
24
deixarão de gerar energia elétrica e, além disso, se tornarão, do ponto de vista das
células não cobertas pela sombra, cargas resistivas que degradarão a eficiência do
painel. Para evitar este cenário, os painéis fotovoltaicos atualmente comercializados
apresentam, além das células fotovoltaicas, também circuitos construídos com
diodos, de tal forma a evitar e reduzir este tipo de efeito.
2.2.3 Mercado de células e painéis fotovoltaicos e principais fabricantes
O mercado mundial de painéis fotovoltaicos está bastante aquecido com um
forte aumento da fabricação destes painéis verificado a partir do ano de 2003 e
2004, como pode ser observado na Figura 2.6 a seguir. Este aumento se deve, em
sua grande parte, a incentivos dados às tecnologias de geração de energias
renováveis, principalmente pelas principais potências mundiais, desde a assinatura
do Protocolo de Kyoto em 1998.
Figura 2.6 Crescimento do mercado mundial de PV. (Global Energy Network Institute, 2010)
Este crescimento permitiu o aparecimento de grandes fabricantes mundiais
deste tipo de tecnologia. Atualmente, já existem diversos fabricantes de painéis
fotovoltaicos espalhados pelo mundo, entretanto nenhum brasileiro. Porém, segundo
a associação federal de indústria solar da Alemanha, a Bundesverband
Solarwirtschaft, existem mundialmente dez grandes fabricantes de painéis
fotovoltaicos que dominam grande parte deste mercado. Estes podem ser vistos na
Figura 2.7 a seguir.
25
Figura 2.7 Maiores fabricantes mundiais de painéis fotovoltaicos. (Bundesverband
Solarwirtschaft, 2009)
Vale a ressalva de que um painel fotovoltaico não é composto somente
pelas células fotovoltaicas. Outro equipamento importante pertencente ao conjunto é
o Inversor. Este é responsável pela conversão desta energia, gerada em tensão
contínua, em tensão alternada com níveis da rede.
Outro detalhe importante dos painéis fotovoltaicos refere-se a sua
montagem. De acordo com um famoso portal de internet alemão de energia solar, o
Photovoltaiko, criado com o intuito de levar informações importantes a respeito desta
tecnologia à população, existem basicamente quatro tipos diferentes de formas de
montagem de painéis fotovoltaicos, sendo estas: montadas sobre telhados de casas
(geralmente depois que o telhado já foi construído), montadas como parte de
telhados, montada na fachada de casas e edifícios e, por último, no solo em espaços
reservados a esses tipos de instalações.
Por fim, para efeitos de comparação, construiu-se a seguinte tabela
comparativa de painéis fotovoltaicos de diferentes fabricantes, cujos dados foram
disponibilizados pelos próprios fabricantes em seus catálogos de produtos, na qual é
26
possível verificar as características elétricas, os tamanhos e as eficiências dos
mesmos.
Tabela 2.2: Comparação de painéis fotovoltaicos de diferentes fabricantes.
Painel Tensão [V]
Corrente [A]
Largura [mm]
Comprimento [mm]
Eficiência [%]
Siemes/Shell 12 6,67 528 1199 12,64 Siemes/Shell 12 1 405 305 9,71 Fadisol 12 3 900 539 7,42 Phaesun UPE 45 12 3,75 826 526 10,16 Kyocera KC40 16,9 2,37 526 652 11,66 SunPower SPR-90 17,7 5,08 1038 527 16,45
2.3 AEROGERADORES DE PEQUENO PORTE
2.3.1 Princípios de geração e tecnologias
Conforme abordado por Willis e Scott (2000) a humanidade tem mais
experiência com a energia eólica do que com qualquer outro tipo de energia.
Milênios antes da concepção dos motores a combustão, a humanidade já utilizava a
energia proveniente do vento para mover barcos, girar moinhos e bombear água. No
entanto, apenas com o advento da energia elétrica a partir do século XIX, começou-
se a pensar em produzir energia elétrica a partir da energia cinética do vento. De
acordo com o dicionário de bibliografias da Universidade de Oxford, o primeiro
registro de conversão de energia eólica para elétrica pertence a James Blyth, que no
ano de 1887 criou um gerador eólico sobre uma torre de aproximadamente dez
metros para produzir energia para carregar alguns acumuladores de iluminação de
sua casa de férias. Todavia, o custo de produção de energia elétrica a partir da
conversão da energia eólica demorou muito para se tornar competitivo e o
aquecimento no mercado para este setor de geração se deu apenas nas últimas
décadas, fortalecido com o incentivo global dado à geração de energia a partir de
fontes renováveis.
Inicialmente, no âmbito da geração de energia elétrica, foram os
aerogeradores de grande porte que começaram a ganhar importância. Entretanto,
atualmente, fala-se já a respeito da conexão de aerogeradores de pequeno porte na
27
rede elétrica, em especial nos Estados Unidos e em alguns países da Europa, como,
por exemplo, Alemanha e Portugal, onde há incentivo por parte do governo para a
injeção de energia “limpa” na rede. Nestes países a geração de energia elétrica em
casa a partir de pequenas turbinas eólicas já é realidade.
A Comissão Eletrotécnica Internacional IEC (do inglês International
Electrotechnical Commission) definiu aerogeradores de pequeno porte (small Wind
turbines) na norma IEC-NORM 61400-2:2006 como sendo os aerogeradores cuja área
varrida pelo rotor da turbina é igual ou menor do que 200 m2. Ainda nesta linha, a
Associação Alemã de Energia Eólica (do alemão Bundesverband Windenergie) foi
além da norma da IEC e verificou que para o valor de referência de 350 W/m2 para a
energia eólica, a norma da IEC engloba aerogeradores de até 70 kW como sendo
aerogeradores de pequeno porte. Em contrapartida, a própria Associação Alemã de
Energia Eólica define aerogeradores de pequeno porte como aqueles cuja potência
é igual ou menor a 100 kW. Todavia, independente de qual é o valor superior exato
para a potência que define aerogeradores de pequeno porte, ainda não se fala
comercialmente, de acordo com a Associação Alemã de Energia Eólica, de
aerogeradores de pequeno porte conectados à rede elétrica com potência superior a
30 kW para uso residencial e fazendas.
Apesar da diferença de tamanho, o princípio de geração de energia elétrica
dos aerogeradores de pequeno porte é exatamente o mesmo do que a dos
aerogeradores de grande porte: uma máquina elétrica (um gerador), integrada a um
eixo conectado a uma espécie de “cata-ventos”, converte a energia cinética do vento
em energia elétrica. As pequenas diferenças de construção entre os aerogeradores
de pequeno e grande porte referem-se principalmente aos equipamentos de
segurança, uma vez que normalmente os requisitos de segurança crescem à medida
que a potência gerada também cresce, e à própria máquina elétrica utilizada, já que,
como verificado em diversos catálogos de aerogeradores, a maioria dos
aerogeradores de pequeno porte utiliza geradores elétricos síncronos de imã
permanente.
Com relação à forma dos aerogeradores, os de pequeno porte não diferem
muito dos de grande porte, uma vez que, de acordo com Farret e Simões (2006), a
forma mais difundida é a com turbinas com três pás. Entretanto, existem várias
outras formas de turbinas que podem ser utilizadas, cuja aplicação pode trazer mais
ou menos benefícios, de acordo com as características eólicas do local de aplicação.
28
A Figura 2.8 a seguir agrupa diferentes tipos de turbinas eólicas em fabricação para
microaerogeradores retiradas dos próprios catálogos dos fabricantes. É possível
verificar, a partir desta figura, que estas podem assumir formas muito diferentes
entre si.
Figura 2.8 Diferentes formatos de turbinas eólicas para microaerogeradores.
Em termos práticos, as turbinas eólicas são divididas em turbinas horizontais e
verticais. Conforme posto anteriormente, é difícil determinar qual dos tipos de turbina
é o melhor. O planejamento da turbina deve considerar vários parâmetros,
principalmente a característica dos ventos no local da instalação. Todavia, sabe-se
que as turbinas horizontais de duas e três pás são as que apresentam a maior
eficiência na conversão da energia eólica para a elétrica (turbinas de duas pás são,
segundo Felix e Gamões (2006), mais eficientes, porém mais instáveis e propensas
a turbulências do que as de três pás). Entretanto as turbinas verticais possuem
vantagens interessantes, sendo as principais o fato destas não precisarem de um
controle para ajuste de ângulo de incidência do vento e de que a grande parte dos
equipamentos elétricos e mecânicos podem ser instalados no solo, diminuindo desta
forma os custos com a estrutura e facilitando manutenções.
Alguns conceitos e conhecimentos são de extrema importância quando se
fala em turbinas e energia eólica. De acordo com Willis e Scott (2000), um número
de referência para se ter uma idéia da energia cinética do vento é a de que um vento
soprando a 11,8 m/s “carrega” consigo 1 kW de potência por metro quadrado. Além
disso, deve-se ter claro que a quantidade de energia contida no vento é proporcional
ao cubo da velocidade deste. Isto se justifica pelo fato de que a energia cinética,
pela definição, varia com o quadro da velocidade (Ec=(1/2).m.v2) e de que a massa
de ar que passa por qualquer ponto observado é diretamente proporcional a
velocidade do vento, de tal forma, por exemplo, que se a velocidade do vento
dobrar, a massa de ar passando pelo ponto observado também dobrará. Com este
29
conhecimento, pode-se dizer que um vento com velocidade v contém apenas um
oitavo da energia contida em um vento soprando a uma velocidade 2v.
Sistemas de conversão de energia eólica extraem a energia do vento
simplesmente reduzindo a velocidade deste, absorvendo a diferença de energia
contida pelo vento antes e depois de passar, por exemplo, por uma turbina. Deve-se,
entretanto, atentar ao fato de que o vento é, de acordo com Willis e Scott (2000), um
fluído elástico. A ideia de reduzir completamente a velocidade do vento seria
péssima para qualquer meio de conversão (turbina, vela de barco, dentre outros).
Isto significaria que nenhuma massa passou pela turbina e, por isso, a energia
coletada seria igual a zero. Desta forma, conforme posto anteriormente, a energia é
extraída do vento quando a velocidade deste é reduzida e não quando o vento é
completamente parado. Conforme apresentado por Felix e Simões (2006), a maior
quantidade de energia possível é extraída do vento quando a velocidade deste é
reduzida a um terço da velocidade que este possuía antes de atravessar um sistema
de conversão. Mais especificamente, o limite superior de eficiência de uma turbina é
de 59% e este é conhecido como o Limite de Betz. Na prática, segundo estes
mesmos autores, os sistemas de conversão de energia eólica para elétrica
trabalham com valores tipicamente entre 35 e 45%.
2.3.2 Mercado de aerogeradores de pequeno porte e principais fabricantes
Diferentemente dos aerogeradores de grande porte, para os quais a lista
global de fabricantes não é muito extensa (de acordo com dados da empresa BTM
Consult, mundialmente conhecida por apresentar estudos na área de energia eólica,
os dez maiores fabricantes de aerogeradores de grande porte dominam cerca de
80% do mercado global), a lista de fabricantes de aerogeradores de pequeno porte é
bastante extensa. De acordo com o portal de internet House-Energy (www.house-
energy.com), criado com o intuito de levar ideias de geração de energia e eficiência
energética ao consumidor final, somente na Europa existe uma lista com mais de
cinquenta fabricantes de aerogeradores de pequeno porte. O conhecido portal de
internet The Wind Power (www.thewindpower.net) também disponibiliza uma lista
com os principais fabricantes mundiais de aerogeradores de pequeno porte. Esta
lista possui mais de 120 fabricantes. Interessante é, porém, verificar que nove dos
30
dez maiores fabricantes de aerogeradores de grande porte também estão no
mercado de aerogeradores de pequeno porte, sendo estes (aqui listados em ordem
de importância no mercado de aerogeradores de grande porte): Vestas (Dinamarca),
GE Wind Energy (EUA), Sinovel (China), Enercon (Alemanha), Goldwind (China),
Gamesa (Espanha), Suzlon (Índia), Siemens Wind Power (Alemanha) e RE Power
(Índia).
É importante também destacar que o sistema de conversão de energia
eólica para elétrica não é formado apenas pelo aerogerador (turbina e gerador),
mas, sim, também pelo sistema de proteção (tanto do equipamento como também
do sistema de energia elétrica) e um conversor, responsável por viabilizar a
utilização desta energia, convertendo-a para os padrões de energia residenciais e da
concessionária de energia elétrica. Deve-se atentar ainda ao fato de que, na maioria
dos casos, os fabricantes dos aerogeradores não são os mesmos fabricantes dos
inversores utilizados no sistema em questão.
Os conversores utilizados pelos aerogeradores diferem dos utilizados pelos
sistemas de geração de energia solar formados por células fotovoltaicas. Isto se
deve pelo fato de que a energia gerada pelos sistemas de conversão de energia
eólica é, diferentemente das células fotovoltaicas, alternada. Isto requer, então,
primeiramente um sistema retificador e posteriormente um sistema inversor. Isto
porque a energia alternada gerada pelos aerogeradores possui frequência variável,
uma vez que esta é dependente da velocidade na qual a turbina gira, que por sua
vez é função da velocidade do vento, variável. Esta energia é, então, primeiramente
retificada e depois, sim, através do sistema inversor, transformada em uma energia
que atenda os padrões residenciais e das concessionárias de energia elétrica.
É ainda difícil determinar quais são os fabricantes de inversores mais
importantes em âmbito global, uma vez que o aquecimento do mercado de
aerogeradores de pequeno porte na geração distribuída é recente. Entretanto,
alguns fabricantes podem ser aqui citados, já que estes, devido também a suas
atividades na fabricação de inversores para painéis fotovoltaicos, são conhecidos no
mercado global de inversores. Estes são: SMA (Alemanha), Kyocera (Japão),
Siemens (Alemanha) e Mitsubishi Electric (Japão).
Por fim deve-se ainda destacar que, conforme pode ser visto no catálogo
dos inversores Windy Boy da empresa SMA, um aerogerador de pequeno porte
31
pode, de forma semelhante aos painéis fotovoltaicos, ser utilizado de três diferentes
formas:
I) Sistema Isolado.
II) Sistema de Injeção Direta de Energia na Rede Elétrica.
III) Sistema de Injeção Indireta de Energia na Rede Elétrica.
O sistema isolado (também conhecido como sistema ilhado) é aquele no
qual a energia gerada não é injetada na rede, mas, sim, utilizada no local onde é
gerada. Já o sistema de injeção direta de energia na rede, como o nome já diz, é
aquele no qual a energia gerada é diretamente injetada na rede elétrica, enquanto o
sistema de injeção indireta injeta apenas a energia excedente que não foi utilizada
no instante em que estava disponível na rede elétrica. Para melhor entendimento
destes três tipos diferentes de conexão, foi retirada a Figura 2.9 do catálogo do
inversor Windy Boy, da empresa SMA, na qual as três formas de utilização do
aerogerador podem ser visualizadas. Vale neste ponto a ressalva de que as figuras
correspondem aos requisitos de conexão existentes na Alemanha, país de origem
da empresa SMA. Por este motivo, a figura do sistema de injeção direta na rede
elétrica é mostrada com dois medidores de energia (exigência Alemã). Evidencia-se,
entretanto, que a utilização de apenas um medidor de energia, capaz de medir a
energia nos dois sentidos, o de utilização e o de injeção, também seria possível.
32
Figura 2.9 Sistemas de utilização de aerogeradores de pequeno porte.
2.4 CÉLULAS A COMBUSTÍVEL
2.4.1 Princípios de geração e tecnologias
Conforme descrito por Kreith e Goswami (2007), uma célula a combustível –
CaC - é um dispositivo eletroquímico capaz de converter diretamente a energia
química em energia elétrica. Ressalta-se que, segundo apresentado por Willis e
Scott (2000), o aproveitamento da energia química para a produção de energia
elétrica através de CaCs apresenta um rendimento muito superior ao de sistemas
que possuem um estágio de conversão intermediário, que converte primeiramente a
energia química em térmica e mecânica, para depois convertê-las em energia
elétrica.
33
O princípio de funcionamento e de produção de energia elétrica da CaC não
é novo. Este foi pela primeira vez apresentado demonstrado no ano de 1836 pelo
inglês Sir William Grove (WILLIS; SCOTT, 2000).
Uma CaC é constituída basicamente por três componentes ativos: um
“eletrodo combustível”, um “eletrodo oxidante” e uma membrana eletrolítica (também
conhecida como membrana de troca de íons) entre os eletrodos. A estrutura típica
de uma CaC pode ser visualizada na Figura 2.10.
Figura 2.10 Estrutura típica de uma CaC (Engenharia e suas engrenagens, 2011).
As CaCs consomem hidrogênio e oxigênio e possuem, como produto, água
e calor. O hidrogênio é tipicamente extraído de combustíveis fósseis, por exemplo
gás natural, e o oxigênio do ar.
Dentro da CaC, o hidrogênio é entregue ao eletrodo do combustível, também
conhecido como Anodo. No anodo ocorre a oxidação do hidrogênio que produz dois
íons de hidrogênio e dois elétrons, representada pela seguinte reação:
� → 2 � + 2�� (2.3)
Os íons de hidrogênio migram em seguida, através da membrana eletrolítica,
para o eletrodo de oxidação ou, também, cátodo enquanto os elétrons são forçados
a se transferir para o mesmo eletrodo de oxidação através de um circuito externo. É
neste circuito que uma carga pode ser conectada e, portanto, a energia elétrica ser
aproveitada.
34
Uma vez chegando ao cátodo, os elétrons e os íons de hidrogênio reagem
com o oxigênio para formar água e produzir calor. Esta reação é representada pela
equação (2.4) a seguir.
1
2�� + 2
� + 2�� → �� (2.4)
De modo geral, a reação completa de uma CaC pode ser representada pela
soma das equações (2.3) e (2.4) que resulta na equação (2.5).
� +1
2�� → �� + � + �����
(2.4)
Ressalta-se que na equação (2.5) τ aparece representado o trabalho que os
elétrons realizam ao atravessar o circuito externo em alguma carga elétrica.
CaCs são classificadas por suas temperaturas de operação e pela
tecnologia presente em suas membranas eletrolíticas. Ressalta-se ainda que as
propriedades de uma CaC dependem fortemente da tecnologia empregada em sua
membrana eletrolítica. Segundo Kreith e Goswami (2007), dentre estas tecnologias,
destacam-se:
• CaCs alcalinas – AFCs (Alkaline Fuel Cells)
• CaCs de membrana polimérica – PEMFCs (Polymer-Electrolyte-
Membrane Fuel Cells)
• CaCs de metanol direto – DMFCs (Direct-Methanol Fuel Cells)
• CaCs ácido fosfóricas – PAFCs (Phosphoric-Acid Fuel Cells)
• CaCs de carbono fundido – MCFCs (Molten-Carbonate Fuel Cells)
• CaCs de óxido sólido – SOFCs (Solid-Oxide Fuel Cells)
Com relação à eficiência da conversão de energia térmica para elétrica das
CaCs, esta depende principalmente do poder calorífico inferior do hidrogênio sendo
utilizado no processo. Ressalta-se, entretanto que estes valores de eficiência
apresentam valores geralmente na faixa de 40% a 65% (KREITH: GOSWAMI, 2007).
CaCs, de forma semelhante aos painéis solares, produz energia elétrica com
tensão e corrente constantes. Destaca-se ainda que esta energia é caracterizada
por altos valores de corrente e baixos valores de tensão (WILLIS; SCOTT, 2000).
Devido a isso, sua conexão com o sistema elétrico necessita de um conversor
CC/CA para adequar esta energia elétrica aos padrões da rede de distribuição.
35
2.4.2 Mercado e fabricantes de CaCs
No atual contexto no qual a problemática da GD se insere (ver Capítulo 1.1),
destaca-se como principal vantagem das CaCs a capacidade destas produzirem
energia elétrica sem emissão de poluentes. Em contrapartida, ressalta-se o fato das
CaCs serem ainda uma tecnologia cara como sua principal desvantagem, quando
comparada com outras unidades geradoras de mesmo porte.
Conforme apontado por Willis e Scott (2000), apesar do princípio das CaCs
ter sido descoberto na primeira metade do século XIX, foi a capacidade de se
produzir energia elétrica sem emissão de poluentes que impulsionou e justificou o
forte crescimento e incentivo dado às CaC no últimos anos, tendo em vista que, em
algumas regiões, custos passaram a não ser tão importantes quanto preocupações
ambientais.
O consequente forte desenvolvimento das CaCs possibilitou, inclusive,
estudos que resultaram na aplicação destas em computadores de uso pessoal e
protótipos de automóveis sem emissão de poluentes (TOYOTA, 2011).
De acordo com a análise do mercado de CaCs realizado pelo instituto
Research and Markets (2011), este mercado deve continuar crescendo dentro dos
próximos anos. Estima-se que o número de encomendas de CaCs deve aumentar
em 71% entre 2010 e 2013.
Ressalta-se, entretanto, que este crescimento se deve principalmente à
busca pela aplicação de CaCs em veículos. Conforme o estudo apresentado pela
Research and Markets (2011) também apresenta, espera-se um início da produção
em série de automóveis movidos a CaCs até o ano de 2015. Isto deve aquecer
bastante o mercado de CaCs.
Destaca-se também um outro estudo de mercado realizado pelo Centro de
Tecnologia VDI (2010), de Düsseldorf – Alemanha, solicitado pelo ministério alemão
de transportes, construções e desenvolvimento de cidades, que buscou investigar a
situação atual e projetar cenários futuros do mercado de CaCs. O resultado deste
estudo indicou, de forma semelhante ao instituto Research and Markets, também
uma tendência de crescimento dos investimentos e da procura por CaCs justificando
ainda este desenvolvimento com base nos crescentes investimentos por parte das
indústrias automobilísticas e de concessionárias de energia elétrica nas tecnologias
de CaC.
36
Outra informação importante apontada pelo Centro de Tecnologia VDI
(2010) diz respeito aos fabricantes de CaCs. Segundo a VDI (2010), somente na
Alemanha existem 25 fabricantes de CaCs voltadas para a área de geração de
energia elétrica (fonte de GD, unidades de geração de emergência, dentre outras).
Além disso, a VDI (2010) também apontou os cinco maiores fabricantes de CaCs,
sendo estes: Plug Power, Hydrogenics, De-ka/Nuvera e Oorja Protonics.
Finalmente, ressalta-se que, com relação à aplicação de CaCs como fontes
de GD na rede de distribuição de baixa tensão, o custo médio das CaCs precisa
ainda sofrer uma redução para que seu crescimento consiga acompanhar o
desenvolvimento de fontes de GD como painéis fotovoltaicos e aerogeradores de
pequeno porte.
2.5 MICROTURBINAS
2.5.1 Princípios de geração e tecnologias
De acordo com Kreith e Goswami (2007) os primeiros estudos de utilização
de gás como atuadores de turbinas se iniciaram no final do século XIX. Entretanto,
ainda de acordo com estes autores, as primeiras turbinas a gás só começaram a ser
utilizadas a partir de 1930. Farret e Simões (2006) atribuem o desenvolvimento
destas turbinas à indústria através de ações para a melhoria da eficiência de
unidades de geração auxiliares para aeronaves e helicópteros, sendo então
finalmente otimizadas para o uso industrial e até residencial.
Uma microturbina consiste em um compressor, uma câmara de combustão,
uma turbina e, acoplado ao eixo desta turbina (algumas vezes até através de um
multiplicador), um gerador elétrico. Este esquema de construção pode ser
visualizado na Figura 2.11 a seguir, retirada do livro de Farret e Simões (2007).
37
Figura 2.11 Esquema de construção e funcionamento de uma
microturbina.(Farret;Simões, 2007).
Segundo Kreith e Goswami (2007), o funcionamento das turbinas a gás é,
diferentemente dos motores a combustão, cujo funcionamento é uma repetição de
diferentes operações, um processo contínuo. Todavia, este funcionamento pode ser
dividido em quatro estágios. Primeiramente o compressor é responsável, através do
giro de suas pás, por guiar o ar até uma câmara de combustão. Neste estágio o ar é
comprimido elevando a pressão do gás a aproximadamente 10 bar e sua
temperatura a valores próximos de 300 °C. Em um segundo estágio, este ar
comprimido é misturado com um gás combustível e, através da combustão desta
mistura, alcança-se temperaturas de até 1250 °C. Esta combustão ocorre em
condições controladas, de forma a maximizar a eficiência do gás combustível e de
minimizar as emissões. Finalmente, este ar com pressão elevada, passa, em um
terceiro estágio, através das pás da turbina localizadas no lado direito da Figura
2.11, responsáveis por converter a energia contida neste gás em energia mecânica.
Entretanto, deve-se ressaltar aqui que parte desta energia mecânica é transmitida
ao compressor, que mantém a entrada do ar na turbina, e a outra parte é utilizada
para a geração de energia elétrica através de um gerador elétrico de alta velocidade
conectada ao final do eixo da turbina. Em um quarto estágio, ocorre a emissão
destes gases para a atmosfera ou o uso destes, que possuem ainda uma alta
temperatura, para geração de calor ou aumento da eficiência energética através de
outros processos.
De acordo com o estudo “Tecnologias de microgeração e sistemas
periféricos” do Centro de Estudos em Economia da Energia dos Transportes e do
38
Ambiente – CEEETA, de Portugal, o termo “microturbina” refere-se em geral a um
sistema de dimensões reduzidas com potência total disponível não superior a
250 kW. Ainda de acordo com este centro de estudos português, para sistemas
semelhantes com potências disponíveis entre 250 kW e 1 MW utiliza-se usualmente
o termo miniturbina.
A energia gerada pelas microturbinas geralmente possuem frequências
elevadas, muitas geram em 1800 Hz, uma vez que as velocidades típicas do rotor se
encontram entre 70.000 e 90.000 rpm. Esta corrente é então, primeiramente,
retificada e depois, assim como no caso das células fotovoltaicas e dos
aerogeradores, trazida aos padrões de utilização através de um inversor, com uma
frequência de 50 Hz ou 60 Hz.
Diferentes tipos de combustíveis podem ser utilizados em microturbinas,
sendo o mais comum o gás natural. Entretanto, turbinas movidas a gasolina sem
chumbo, gasóleo, álcool, querosene e propano também são facilmente encontradas
no mercado. Para o caso da pressão de alimentação do combustível não ser
suficiente, pode-se utilizar um compressor auxiliar. Neste ponto, vale também a
ressalva, de que, segundo o CEEETA, o gás natural é o combustível que apresenta,
para as microturbinas, os menores valores de emissão.
Deve-se também atentar ao fato de que as turbinas, por trabalharem com
gases com temperaturas elevadas, necessitam de um sistema de refrigeração.
Geralmente estes são baseados em ar ou água. No primeiro caso, o ar é forçado a
passar através do gerador, antes de chegar à câmara de combustão. Para o caso do
sistema de refrigeração ser à água, é necessário então a utilização de um sistema
auxiliar para o bombeamento desta.
Microturbinas também são equipadas com sistemas eletrônicos de controle,
responsáveis por garantir o funcionamento da turbina dentro de níveis de segurança
e permitir uma rápida adequação de sua característica de geração de acordo com a
demanda momentânea de energia elétrica. Além disso, deve-se atentar também ao
fato de que a maioria das microturbinas existentes no mercado são fabricadas para
o ambiente exterior. Entretanto, existem também outras microturbinas com
características diferentes construídas especialmente para ambientes internos ou
ambientes com condições adversas.
Com relação à eficiência energética global das microturbinas, estes
dependem de processos que podem aproveitar o calor das emissões para outras
39
finalidades. Microturbinas utilizadas única e exclusivamente para a geração de
energia elétrica e sem nenhum tipo de processo para o reaproveitamento do calor
apresentam, de acordo com Willis e Scott (2000), valores típicos de eficiência em
torno de 30%. Entretanto, a utilização de processos de aproveitamento de calor
pode elevar este rendimento a valores acima de 60% em aplicações industriais. De
acordo com CEEETA, já existem sistemas que utilizam microturbina com em
sistemas de cogeração com reaproveitamento do calor que alcançam valores de
eficiência global acima de 80%.
2.5.2 Mercado e fabricantes de microturbinas
Vê-se também para o mercado de microturbinas uma tendência de
crescimento para os próximos anos, em virtude de sua utilização como geração
distribuída, com o intuito de aumentar a eficiência energética, uma vez que a
demanda e, portanto, a utilização da energia já se dá no local de geração, evitando,
por exemplo, perdas na transmissão da energia. Deve-se ressaltar que a aplicação
destas microturbinas não é residencial, devido ao barulho proveniente das mesmas,
mas esta é, sim, voltada para pequenas indústrias ou empreendimentos.
Existem atualmente diversos fabricantes de microturbinas. No congresso de
“Tecnologia de Micro e Mini-Turbinas” (do inglês Micro and Mini Turbine Technology)
da West Coast Energy realizado em julho de 2001, foram citados cinco grandes
fabricantes de microturbinas, sendo estes: AlliedSignal, Capstone, Elliot Magne Tek,
GRI/Northen Research e Teledyne/Ryan. Deve-se atentar, todavia, que estes não
são os únicos fabricantes de microturbinas. Para fortalecer esta idéia, a tabela a
seguir foi retirada do relatório de Stauton e Ozpineci (2003) feito no laboratório
americano OAK Ridge para o departamento americano de energia (U.S. Department
of Energy) e apresenta todos os fabricantes de microturbinas existentes no mercado
americano em 2003.
40
Tabela 2.3: Principais fabricantes de microturbinas do mercado americano.
Fabricante Produto ou Atividade de Desenvolvimento
Fabrica Conversores de Potência
Observações
Ballard Conversores de Potência Ecostar de 10kW a 1MW
Sim, para outras
aplicações
O principal produto da Ballard são Células à
Combustível Bowman
Power Systems
Família de Microturbinas Turbogen de 25kW a 80kW Sim Fabrica conversores para
a Elliot Energy Systems
Capstone Turbine
Corporation
Microturbinas de 30kW e 60kW (200kW em desenvolvimento)
Sim -
Cummins Microturbinas de 30kW e 60kW Não
Componentes básicos das microturbinas são obtidos
da Capstone Elliott Energy
Systems (Ebara
Corporation)
Microturbinas de 35kW, 60kW e 80kW Não
Fornece componentes mecânicos de
microturbinas para a Bowman Power Systems
Ingersoll Rand Energy
Systems
Microturbinas PowerWorks de 70kW (unidades maiores em
desenvolvimento)
Sem informação -
Turbec AB (ABB & Volvo)
Microturbina T100 de 100kW (quase todas unidades são exportadas para a Europa)
Sim Participação modesta no mercado americano
Xantrex
Uma larga faixa de conversores de potência
disponíveis para todo tipo de geradores
Para outras aplicações
Sem fabricação de microturbinas
2.6 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
Neste capítulo foram abordadas algumas das principais tecnologias de
fontes GD com aplicações em redes de distribuição de baixa tensão. Para cada uma
das fontes foram apontadas as principais características da energia gerada e as
principais tendências de mercado.
Identificou-se, para todas as fontes de GD investigadas, a importância da
utilização de conversores (retificadores e/ou inversores) de forma a garantir que a
energia gerada por essas fontes esteja adequada aos padrões da rede.
No âmbito de aplicações residenciais, verifica-se um forte desenvolvimento
nas tecnologias de painéis fotovoltaicos e aerogeradores de pequeno porte,
enquanto microturbinas, devido aos seus ruídos de operação, se apresentam mais
adequadas para aplicações industriais. CaCs também devem continuar ganhando
41
importância no cenário do sistema elétrico com GD, no entanto, atualmente vê-se
seu desenvolvimento mais atrelado a aplicações em outras áreas, como, por
exemplo, no desenvolvimento e na fabricação de automóveis sem emissão de
poluentes.
42
3 EFEITOS E REQUISITOS DA CONEXÃO DE GD EM BAIXA TENSÃO
3.1 INTRODUÇÃO
A conexão de GD na baixa tensão, quando bem planejada, pode trazer
benefícios tanto para as concessionárias de energia como para o consumidor final.
No entanto, a GD pode apresentar, também, impactos significantes no fluxo de
potência, no perfil de tensão e, portanto, na qualidade da energia fornecida pelo
sistema elétrico no qual a GD foi conectada. Por este motivo é importante,
primeiramente, ter conhecimento dos efeitos da GD sobre um sistema elétrico, bem
como a relação destes com os variados tipos de fontes de GD. Conhecidos estes
efeitos, deve-se, por fim, atentar aos requisitos para a conexão de fontes GD na
rede.
O presente capítulo visa, portanto, em uma primeira abordagem, apresentar
quais são os principais efeitos que a GD pode ter sobre sistemas de energia. A
relação destes efeitos com os tipos diferentes de fontes de GD também será
apresentada, uma vez que o impacto da GD na rede de energia depende da forma
da geração de energia e da forma da interconexão.
Por fim, serão apresentados alguns aspectos dos Procedimentos de
Distribuição - PRODIST, normas elaboradas pela ANEEL que disciplinam o
relacionamento entre distribuidoras de energia elétrica e outros agentes do setor
elétrico conectados aos sistemas de distribuição, e, também, as sugestões da norma
IEEE 1547, específica para a conexão de fontes GD ao sistema elétrico.
3.2 EFEITOS DA GD EM SISTEMAS DE BAIXA TENSÃO
Um dos obstáculos mais importantes da conexão de GD em sistemas de
energia elétrica é o potencial que estas fontes possuem de impactar a segurança, a
estabilidade e a qualidade da energia destes sistemas (KREITH; GOSWAMI, 2007).
A não operação do sistema entre determinados níveis de qualidade pode influenciar
a operação de equipamentos elétricos, além de poder encurtar a vida útil ou, até
mesmo, comprometer completamente o funcionamento destes.
43
De acordo com Thong, Driesen e Belmans (2005), o sistema elétrico de
energia foi tradicionalmente desenhado e ainda é operado para transportar uma
grande quantidade de energia de uma forma unidirecional a partir das fontes de
geração, através das linhas de transmissão e sistemas de distribuição até chegar,
finalmente, aos consumidores finais desta energia. Os sistemas de distribuição são,
por isso, passivos e projetados para operar desta forma com fluxo unidirecional de
energia elétrica, diferentemente das linhas de transmissão que são, geralmente,
projetadas para aceitar um fluxo bidirecional de energia. Todavia, com a injeção de
energia elétrica diretamente nos sistemas de distribuição, em virtude da existência
da GD, estes passam a ser sistemas ativos: possuem o papel de consumo e de
geração de energia, ao mesmo tempo. Como é o caso da maioria dos sistemas de
distribuição, estes não foram projetados para o fluxo bidirecional de energia, e, por
este motivo, podem vir a apresentar problemas com o crescimento da GD
(LATHEEF et al, 2008).
Segundo Thong, Driesen e Belmans (2005), a conexão da GD em sistemas
de distribuição pode impactar diversos parâmetros destes sistemas, como, por
exemplo, o fluxo de potência (que agora passa a ser bidirecional), o perfil de tensão,
a estabilidade da tensão, os sistemas de proteção e, por fim, como consequência
destas mudanças, a qualidade da energia elétrica.
Ainda de acordo com Thong, Driesen e Belmans (2005) e Guan et al (2009),
a inserção de poucas fontes de geração distribuída no sistema de distribuição
praticamente não possui impactos, a não ser que o sistema em questão seja
pequeno e “fraco”. Entretanto, a tendência é de que haja um grande crescimento da
GD dentro dos próximos anos e a esta parcela de geração passaria, portanto, a ser
significativa e seus efeitos sobre o sistema de energia elétrica não mais
desprezíveis.
Segundo Kreith e Goswami (2007), existem basicamente nove diferentes
problemas que a GD pode apresentar sobre um sistema de energia elétrica,
relacionados à qualidade da energia desta rede.
44
3.2.1 Afundamentos de tensão
Afundamento de tensão é o nome dado à diminuição do valor da tensão para
valores entre 10 e 90% do valor nominal efetivo desta tensão na frequência nominal
de operação. De acordo com Thong, Driesen e Belmans (2005), afundamentos de
tensão podem ocorrer devido a chaveamentos na rede, partidas de motores
elétricos, em casos de curtos-circuitos e, também, durante o ligamento de uma fonte
de GD fora da velocidade síncrona. Ainda segundo estes autores, afundamentos de
tensão podem levar ao mau funcionamento dos sistemas de proteção da GD,
especialmente dos baseados em microprocessadores, o que pode, por conseguinte,
ocasionar a interrupção do funcionamento de algumas destas fontes ou de outros
equipamentos conectados ao sistema em questão (e, inclusive, agravar o problema).
Além disso, há registros de disparos indevidos de chaves e relés como
consequência de afundamentos de tensão na rede.
3.2.2 Interrupções curtas
Interrupção curta é o nome dado à interrupção total do fornecimento de
energia elétrica por um período que pode ir de milissegundos até um ou dois
segundos (KREITH; GOSWAMI, 2007). Dentre as causas das interrupções curtas
estão as aberturas e fechamentos automáticos de sistemas de proteção de
ramificações com falhas do sistema. Estas aberturas e fechamentos são, por sua
vez, em sua maioria, causadas por falhas em isoladores e descargas atmosféricas.
Como consequência de interrupções curtas, pode haver o mau
funcionamento de sistemas de proteção, perdas de informações e mau
funcionamento de processadores. Kreith e Gowasmi citam ainda que existem ainda
vários equipamentos com papéis importantes na operação de sistemas elétricos,
como, por exemplo, computadores e PLCs, que não são preparados para suportar
estes tipos de interrupção.
45
3.2.3 Interrupções longas
Estas interrupções possuem tempos de duração superiores a um ou dois
segundos, que definem as interrupções curtas. De forma semelhante às interrupções
curtas, as interrupções longas também representam uma interrupção total do
suprimento de energia elétrica. Dentre as principais causas destes tipos de
problemas, encontram-se: falhas de equipamentos no sistema de energia,
tempestades, objetos (árvores, carros, dentre outros) que colidem com componentes
da rede (como, por exemplo, cabos ou postes), fogo, falha humana e má
coordenação do sistema. A principal consequência e característica das interrupções
longas é a interrupção do funcionamento de todos os equipamentos conectados à
rede atingida.
3.2.4 Picos de tensão
Picos de tensão são variações muito rápidas dos valores de tensão com
durações que vão de microssegundos até alguns milissegundos. De acordo com
Kreith e Goswami (2007), estes picos podem atingir milhares de volts, mesmo em
sistemas de baixa tensão.
Como causa dos picos de tensão estão, principalmente, o chaveamento de
linhas e de bancos de capacitores para correção de fator de potência e, também, o
desligamento de cargas pesadas. Os efeitos dos picos de tensão no sistema de
energia elétrica podem ter desde consequências menos graves, como interferências
eletromagnéticas, até outras gravíssimas, como, por exemplo, a completa queima de
equipamentos e destruição de isoladores.
3.2.5 Ondulações de tensão
Ondulações de tensão são aumentos momentâneos dos valores de tensão,
na frequência nominal, além das tolerâncias com durações de mais de um ciclo,
porém inferiores a alguns segundos. Dentre as principais causas das ondulações de
tensão estão o ligamento e o desligamento de cargas pesadas, fontes de energia e
transformadores mal dimensionados.
46
Ondulações de tensão também podem ter efeitos negativos no sistema de
energia elétrica, dentre as quais cita-se: perda de dados, flickers na luz e em
monitores e até, no caso destes valores serem muito elevados de tensão,
desligamento ou queima de equipamentos sensíveis.
3.2.6 Distorções harmônicas
No caso de distorções harmônicas, a tensão ou a corrente (ou ambas)
passam a não apresentar mais formas de onda puramente senoidais. A nova forma
de onda passa a ser representada como uma soma de várias ondas senoidais com
diferentes magnitudes, fases e com frequências múltiplas da frequência nominal. De
acordo com Kreith e Goswami (2007), as causas típicas de distorções harmônicas
podem ser divididas como clássicas e modernas. Como causas clássicas, pode-se
citar: máquinas elétricas operando na região de saturação magnética, fornos
elétricos de arco voltaico, retificadores e motores de corrente contínua com escovas.
Por outro lado, cargas não lineares aparecem como as causas modernas das
distorções harmônicas. Exemplos de cargas não lineares são: aparelhos eletrônicos,
inversores, fontes chaveadas, equipamentos de processamento de dados e luzes de
alta eficiência.
Com relação a geração distribuída, cita-se a utilização de inversores como a
principal causa de distorções harmônicas na rede. O tipo de distorção e a
severidade desta dependem da tecnologia utilizada pelo inversor e das
configurações de interconexão da GD à rede (THONG; DRIESEN: BELMANS,
2005).
Os efeitos da distorção harmônica no sistema de energia elétrica podem ser
diversos. Os principais e mais conhecidos são: probabilidade elevada da ocorrência
de ressonâncias no sistema, sobrecarga do neutro em sistemas trifásicos,
sobreaquecimento de cabos e equipamentos, perda de eficiência de máquinas
elétricas, interferência eletromagnética com sistemas de comunicação e disparos de
chaves de proteções térmicas. Entretanto, segundo Thong, Driesen e Belmans
(2005), o problema das distorções harmônicas relacionadas à GD tendem a diminuir
com o avanço da tecnologia dos inversores.
47
3.2.7 Flutuações de tensão
De acordo com Thong, Driesen e Belmans (2005), variações na geração de
energia de fontes GD baseadas em fontes primárias de energia irregulares, como
por exemplo, aerogeradores e painéis fotovoltaicos, podem causar flutuações de
tensão. Fornos elétricos de arco voltaico e partidas e desligamentos de máquinas
elétricas também aparecem dentre as principais causas deste problema.
Flutuações de tensão são oscilações do valor de tensão, com amplitude
moduladas por sinais com frequências que vão de 0 a 30Hz. Os efeitos das
flutuações de tensão são, de acordo com Kreith e Goswami, semelhantes aos de
subtensões, todavia, o principal efeito é a geração de flickers no sistema.
3.2.8 Ruídos
Ruídos são definidos como superposições de sinais de alta frequência ao
sinal original de tensão e corrente, na frequência nominal de operação. Podem ser
causados por interferências eletromagnéticas provenientes, por exemplo, de micro-
ondas, difusões de sinais televisivos (KREITH; GOSWAMI, 2007). No caso de GD no
sistema de energia elétrica, pode ser causados pelos equipamentos de eletrônica de
potência (retificadores e inversores) e também por aterramento impróprio de
componentes do sistema. Os efeitos dos ruídos não são geralmente graves, sendo
apenas, normalmente, fator de perturbação para equipamentos eletrônicos e
sistemas de proteção.
3.2.9 Desequilíbrio de tensão
De acordo com Thong, Driesen e Belmans (2005), a inserção de fontes
monofásicas de GD, como, por exemplo, painéis fotovoltaicos, pode gerar um
desequilíbrio de tensão em sistemas trifásicos de energia elétrica. O desequilíbrio de
tensão é representado por uma variação na magnitude ou no ângulo de fase das
fases tensão, não permitindo que o sistema opere de forma simétrica.
48
Como consequência desta operação não simétrica do sistema de energia
elétrica, há a existência de componentes de sequência negativa que são prejudiciais
a todos os tipos de cargas trifásicas, em especial aos motores de indução (KREITH;
GOSWAMI, 2007).
3.3 REQUISITOS DE CONEXÃO DE GD EM BAIXA TENSÃO
Conforme apresentado por Toyama et al (2010), uma unidade geradora deve
atender a um conjunto de requisitos, geralmente definidos pela concessionária de
energia local, de tal forma que problemas com uma interconexão inadequada, que
podem afetar tanto a unidade geradora como a rede elétrica na qual esta está
conectada, sejam evitados.
De acordo com Carvalho (2009), já existem concessionárias no Brasil que
possuem uma regulamentação própria para a interconexão de GD às redes de baixa
e média tensão, como, por exemplo, a Light Serviços de Eletricidade S.A. e a Ampla
Energia e Serviços S.A.
Todavia, ainda não há no Brasil uma regulamentação específica e unificada
da Agência Nacional de Energia Elétrica, a ANEEL (vinculada ao Ministério das
Minas e Energia e criada com a finalidade de regular e fiscalizar a produção,
transmissão e comercialização de energia elétrica), para a interconexão de GD na
rede de energia elétrica. Existem, entretanto, os Procedimentos de Distribuição -
PRODIST da ANEEL que regulamentam alguns aspectos da conexão de geração na
rede de distribuição, que podem servir de base para esta interconexão de GD na
baixa tensão. Além do PRODIST, existe também a norma IEEE 1547 que serve de
referência mundial e apresenta requisitos técnicos específicos para interconexão de
GD à rede elétrica.
3.3.1 Procedimentos de Distribuição - PRODIST
Os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico
Nacional - PRODIST são normas, criadas pela ANEEL em 2008, que disciplinam o
relacionamento entre as distribuidoras de energia elétrica e demais agentes
49
(unidades consumidoras e centrais geradoras) conectados ao sistema de
distribuição, que incluem redes e linhas com tensão igual ou inferior a 230 kV
(PRODIST, 2011). O PRODIST é composto por oito módulos, sendo que o terceiro
módulo regulamenta o acesso ao sistema de distribuição e o oitavo módulo a
qualidade da energia elétrica.
Com base nas condições gerais de acesso apresentadas no Módulo 3 –
Acesso ao Sistema de Distribuição do PRODIST (2011), “o paralelismo das
instalações do acessante com o sistema da acessada não pode causar problemas
técnicos ou de segurança aos demais acessantes, ao sistema de distribuição
acessado e ao pessoal envolvido com a sua operação e manutenção”. Além disto,
este módulo do PRODIST deixa claro que, dentre outras regulamentações, “o
acessante que conecta suas instalações ao sistema de distribuição não pode reduzir
a flexibilidade de recomposição do mesmo, seja em função de limitações dos
equipamentos ou por tempo de recomposição” e, por fim, que “o acessante é o único
responsável pela sincronização adequada de suas instalações com o sistema de
distribuição acessado”.
O Módulo 3 do PRODIST (2011) prevê ainda que o acessante deve garantir
que suas instalações operem observando as faixas de operação dos aspectos
considerados da qualidade da energia elétrica e estabelecidos no Módulo 8 -
Qualidade da Energia Elétrica. Estes são:
a) Tensão de regime permanente;
b) Fator de potência;
c) Harmônicos;
d) Desequilíbrio de tensão;
e) Flutuação de tensão;
f) Variações de tensão de curta duração;
g) Variação de frequência;
Para todos estes aspectos da qualidade de energia elétrica considerados
pela ANEEL através do PRODIST, existem limites aceitáveis de operação, que
devem ser respeitados. Estes estão descritos no Módulo 8 do PRODIST e são,
resumidamente, apresentados a seguir.
50
3.3.1.1 Tensão de regime permanente
De acordo com o PRODIST (2011), “são estabelecidos os limites
adequados, precários e críticos para os níveis de tensão em regime permanente, os
indicadores individuais e coletivos de conformidade de tensão elétrica, os critérios de
medição e registro, os prazos para regularização e de compensação ao consumidor,
caso as medições de tensão excedam os limites dos indicadores”. Esta
conformidade deve ser avaliada nos pontos de conexão à rede de distribuição, no
ponto de conexão entre distribuidoras e nos pontos de conexão com as unidades
consumidoras.
Deve ressaltar que, de acordo com o PRODIST (2011), “a tensão a ser
contratada nos pontos de conexão com tensão nominal de operação inferior a 230
kV deverá situar-se entre 95% (noventa e cinco por cento) e 105% (cento e cinco por
cento) da tensão nominal de operação do sistema no ponto de conexão”.
3.3.1.2 Fator de potência
A ANEEL determina, através do PRODIST, que para unidade consumidora
ou conexão entre distribuidoras com tensão inferior a 230 kV, o fator de potência no
ponto de conexão deve estar compreendido entre 0,92 e 1,00 indutivo ou 1,00 e 0,92
capacitivo.
3.3.1.3 Harmônicos
Para tensões iguais e inferiores a 1 kV, tema de discussão deste trabalho, a
ANEEL determina que a distorção harmônica total não deve exceder 10%. Além
disso, no PRODIST estão também definidos os níveis de referência para as
distorções harmônicas individuais de tensão, conforme tabela a seguir.
51
Tabela 3.1: Níveis de Referência para Distorção Harmônica Individual de Tensão para Tensões Nominais iguais ou inferiores a 1 kV (PRODIST, 2011).
Ímpares e não múltiplas de 3 Ímpares múltiplas de 3 Pares
Ordem Harmônica
Distorção harmônica
individual de tensão [%]
Ordem Harmônica
Distorção harmônica
individual de tensão [%]
Ordem Harmônica
Distorção harmônica
individual de tensão [%]
5 7,5 3 6,5 2 2,5 7 6,5 9 2 4 1,5 11 4,5 15 1 6 1 13 4 21 1 8 1 17 2,5 >21 1 10 1 19 2
12 1 23 2 >12 1 25 2
>25 1,5
3.3.1.4 Desequilíbrio de Tensão
De acordo com os PRODIST (2011), desequilíbrio de tensão é o fenômeno
associado a alterações dos padrões trifásicos do sistema de distribuição. O
PRODIST, entretanto, não define valores de referência para a baixa tensão. No texto
está definido o valor de referência para todo o sistema de distribuição, com exceção
da baixa tensão. Este deve ser igual ou inferior a 2%.
3.3.1.5 Flutuação de Tensão
A ANEEL define, através do PRODIST, que flutuações de tensão são
variações aleatórias, repetitivas ou esporádicas do valor eficaz da tensão. O
PRODIST define ainda cinco diferentes grandezas para análise de flutuações de
tensão:
52
Tabela 3.2: Grandezas para análise de flutuações de tensão (PRODIST, 2011).
Identificação da Grandeza Símbolo
Severidade de Curta Duração Pst
Severidade de Longa Duração Plt
Valor diário do indicador Pst que foi
superado em apenas 5% dos registros
obtidos no período de 24 horas
PstD95%
Valore semanal do indicador Plt que foi
superado em apenas 5% dos registros
obtidos no período de sete dias completos e
consecutivos
PltS95%
Fator de Transferência FT
Para três destas grandezas estão definidos valores de referência no
PRODIST. Observa-se a delimitação de três faixas para classificação dos
indicadores estabelecidos: valor adequado, valor precário e valor críticos. Estes
podem ser vistos na Tabela 3.3 a seguir:
Tabela 3.3: Valores de referência para grandezas de flutuação de tensão (PRODIST, 2011).
Valor de Referência PstD95% PltS95%
Adequado < 1 p.u. / FT < 0,8 p.u. / FT
Precário 1 p.u. – 2 p.u. / FT 0,8 – 1,6 p.u. / FT
Crítico > 2 p.u. / FT > 1,6 p.u. / FT
3.3.1.6 Variações de Tensão de Curta Duração
Apesar de ser um aspecto de qualidade de energia definido e analisado pela
ANEEL, não há valores de referência estabelecidos pelo PRODIST. Sugere-se
apenas que as distribuidoras acompanhem e disponibilizem, em bases anuais, o
desempenho das barras de distribuição monitoradas.
53
3.3.1.7 Variação de Frequência
O PRODIST (2011) estabelece que “o sistema de distribuição e as
instalações de geração conectadas ao mesmo devem, em condições normais de
operação e em regime permanente, operar dentro dos limites de frequência situados
entre 59,9 Hz e 60,1 Hz”. Além disso, estabelece-se também que “instalações de
geração conectadas ao sistema de distribuição devem garantir que a frequência
retorne para a faixa de 59,5 Hz a 60,5 Hz, no prazo de trinta segundos após sair
desta faixa, quando de distúrbios no sistema de distribuição, para permitir a
recuperação do equilíbrio carga-geração”.
Por fim, os PRODIST (2011) também definem valores de referência para
variações de frequência no caso de haver necessidade de corte de geração ou de
carga para permitir a recuperação do equilíbrio carga-geração. Estes são:
a) não pode exceder 66 Hz ou ser inferior a 56,5 Hz em condições extremas;
b) pode permanecer acima de 62 Hz por no máximo trinta segundos e acima
de 63,5Hz por no máximo dez segundos;
c) pode permanecer abaixo de 58,5 Hz por no máximo dez segundos e abaixo
de 57,5Hz por no máximo cinco segundos.
3.3.1.8 Requisitos de Proteção
Além de estabelecer os valores de referência dos aspectos de qualidade de
energia elétrica para os sistemas de distribuição, a ANEEL estabelece através do
PRODIST as proteções mínimas necessárias para o ponto de conexão de centrais
geradoras em três faixas de potência, as quais estão apresentadas na Tabela 3.4.
54
Tabela 3.4: Proteções mínimas em função da potência instalada (PRODIST, 2011).
Equipamento Potência Instalada
< 10 kW 10 kW a 500 kW > 500 kW(4)
Elemento de desconexão(1) Sim Sim Sim
Elemento de interrupção(2) Sim Sim Sim
Transformador de Acoplamento Não Sim Sim
Proteção de sub e sobretensão Sim(3) Sim(3) Sim
Proteção de sub e sobrefrequência Sim(3) Sim(3) Sim
Proteção contra desequilíbrio de corrente Não Não Sim
Proteção contra desbalanço de tensão Não Não Sim
Sobrecorrente direcional Não Não Sim
Sobrecorrente com restrição de tensão Não Não Sim
Notas:
(1) Chave seccionadora visível e acessível que a acessada usa para garantir a desconexão da
central geradora durante manutenção em seu sistema.
(2) Elemento de desconexão e interrupção automático acionado por comando e/ou proteção.
(3) Elemento de desconexão e interrupção automático acionado por comando e/ou proteção.
(4) Elemento de desconexão e interrupção automático acionado por comando e/ou proteção.
3.3.2 Norma IEEE 1547 para interconexão de GD ao sistema elétrico
A norma IEEE 1547 – Standard for Interconnecting Distributed Resources
with Electric Power Systems - apresenta especificações e requisitos técnicos para a
interconexão de GD ao sistema elétrico. Deve-se ressaltar que se trata de uma
norma que pode ou não ser adotada por concessionárias de energia elétrica, mas
que, segundo Filho (2005) vem ganhando importância no cenário mundial e com
isso padronizando a conexão de GD ao sistema elétrico, o que é muito importante
para a difusão destas tecnologias. Diversos países adotam as normas IEEE como
bases para suas resoluções normativas.
Em seu início, a norma IEEE 1547 define três requisitos gerais para a
interconexão de GD ao sistema elétrico, sendo estes:
a) Regulação de Tensão: a fonte GD não deve ativamente regular a tensão
no ponto de conexão. Além disto, esta fonte não deve afetar o sistema de
energia elétrica ao ponto de levar os níveis de tensão para fora dos
níveis requeridos pela norma ANSI C84.1-1995, faixa A.
55
b) Integração com o Aterramento do Sistema: a interconexão da GD ao
sistema não deve causar sobretensões que excedam os limites
aceitáveis e não deve prejudicar a coordenação da proteção de falhas
com contatos com o solo.
c) Sincronização: a interconexão da fonte GD não deve causar flutuações
de tensão superiores a ±5% no ponto de conexão e deve atingir os níveis
aceitáveis de flickers, também apresentados pela norma.
A norma IEEE 1547 diz também que as funções de proteção devem ser
capazes de detectar a frequência fundamental e o valor eficaz de cada tensão fase-
fase, exceto em casos em que há um transformador wye-wye aterrado ou
instalações monofásicas, nos quais a tensão eficaz entre fase e neutro deve ser
detectada.
Nos casos em que a unidade de geração distribuída possui uma potência
igual ou inferior a 30 kW, os equipamentos de proteção devem ser capazes de
cessar a energização do sistema por parte da unidade geradora, obedecendo os
tempos apresentados na Tabela 3.1 a seguir, quando os níveis de tensão estiverem
dentro das seguintes faixas:
Tabela 3.1: Tempos de detecção e interrupção da energização de acordo com a faixa de tensão (IEEE 1547, 2003).
Faixa de tensão
(em % da tensão nominal)
Tempo de detecção e interrupção da
energização por parte da unidade
geradora (s)
V < 50 0,16
50 ≤ V < 88 2,00
110 < V < 120 1,00
V ≥ 120 0,16
A norma IEEE 1547 também disserta sobre requisitos relacionados a
frequência. De acordo com ela, para unidades de GD com potência igual ou inferior
a 30 kW ou para unidades de GD com potência superior a 30 kW, deve-se obedecer
os tempos de detecção e interrupção da Tabela 3.2 a seguir, de acordo com a faixa
de frequência.
56
Tabela 3.2: Tempos de detecção e interrupção de energização de acordo com a faixa de frequência (IEEE 1547, 2003).
Potência da unidade de GD Faixa de Frequência (Hz)
Tempo de detecção e
interrupção da
energização por parte da
unidade geradora (s)
≤ 30 kW > 60,5 0,16
< 59,3 0,16
> 30 kW
> 60.5 0,16
< 59,8 – 57
(ponto de ajuste regulável) Regulável de 0,16 até 300
< 57 0,16
A norma IEEE 1547 também especifica que caso haja a desconexão da GD
por parte de sua proteção devido a alguma operação fora das faixas aceitáveis de
tensão e frequência, de acordo com os valores apresentados na Tabela 3.1 e na
Tabela 3.2, a reconexão da GD só pode ser feita se a tensão do sistema elétrico
atender a faixa B da norma ANSI C84.1-1995 e a frequência se encontrar entre
59.3 Hz e 60 Hz.
Além dos requisitos gerais para a interconexão de GD ao sistema elétrico, a
norma IEEE 1547 também apresenta alguns requisitos que a GD deve atender para
os casos de situações anormais do sistema, como o caso de falhas. De forma
sucinta, a norma diz que para os casos de operação não normais (falhas ou
desligamento, por exemplo) ou fora dos valores de referência (operações fora da
faixa de tensão ou frequência aceitáveis ou de perda de sincronismo) do sistema, a
GD deve ser capaz reconhecer este estado de operação anormal e parar de
energizar o mesmo.
Com relação à qualidade da energia elétrica, a norma IEEE 1547 também
define os seguintes aspectos e valores de referência para os mesmos:
a) Limitação de injeção de corrente contínua: A norma IEEE 1547 define
que a injeção de corrente contínua não pode superar a 0,5% da corrente
total injetada pela geração distribuída no ponto de interconexão.
b) Flicker: a GD não deve gerar uma quantidade de flickers que possam
gerar incômodos visuais ou a má operação de aparelhos conectados à
rede.
57
c) Harmônicos: a norma define os seguintes níveis máximos aceitáveis para
a injeção de harmônicos.
Tabela 3.5: Distorção harmônica máxima da corrente [%].
Ordem h da
Distorção
Harmônica
Individual
h < 11 11 ≤ h < 17 17 ≤ h < 23 23 ≤ h < 35 35 ≤ h
Distorção
Total da
Demanda
(TDD)
Percentual
(%) 4,0 2,0 1,5 0,6 0,3 5,0
Por fim, antes de apresentar as especificações e requisitos para testes de
interconexão, a norma IEEE 1547 cita a questão do ilhamento em GD. O ilhamento
define a condição de operação na qual uma fonte GD permanece energizando o
sistema no qual está conectado, mesmo que este esteja fora de operação. Segundo
Filho (2005), a situação de ilhamento apresenta, na verdade, uma situação de
enorme risco para os funcionários das concessionárias de energia elétrica, no caso
de desligamento do sistema para manutenção, pois a rede pode permanecer
energizada devido à conexão da GD. A norma IEEE 1547 estabelece que a GD deve
ser capaz de perceber a formação da situação de ilhamento e, partir de seu início,
suspender o funcionamento do gerador em, no máximo, dois segundos.
3.4 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
Neste capítulo foram apresentados, com base numa revisão bibliográfica, os
principais efeitos atrelados à conexão de GD ao sistema elétrico. Verificados esses
efeitos, apresentou-se quais os requisitos para a conexão de GD na rede de
distribuição de baixa tensão, levando em consideração o PRODIST e a norma
IEEE 1547.
Verificou-se, entretanto, que, apesar da existência do PRODIST, o Brasil
ainda não possui uma regulamentação específica para a conexão de GD em
sistemas de distribuição de baixa tensão, o que dificulta o desenvolvimento destas
tecnologias no território nacional.
58
4 LABORATÓRIO PARA ESTUDO DA GD
4.1 INTRODUÇÃO
Para validar os estudos da GD construiu-se um laboratório em parceria
criada entre empresas para a verificação prática dos efeitos da GD. Este laboratório
conta com três diferentes fontes de GD bem como com cargas elétricas ativas e
reativas.
4.2 COMPONENTES DO LABORATÓRIO
Com o intuito inicial de estudar e verificar os efeitos da GD na rede de
distribuição de baixa tensão construiu-se, através de uma parceria entre CPFL,
LACTEC e UNICAMP, um laboratório na UNICAMP em Campinas-SP, Brasil, com
diferentes fontes GD, aparelhos de medição (e também os de proteção) e com a
possibilidade de conectar este laboratório à rede de distribuição da própria CPFL,
integrante do projeto.
O laboratório é alimentado por um ramal em baixa tensão proveniente de um
transformador trifásico instalado externamente. Trata-se de um transformador Dy
com as características apresentadas na Tabela 4.1 a seguir.
Tabela 4.1: Características elétricas do transformador de distribuição.
TRANSFORMADOR DISTRIBUIÇÃO LH2 - OFICINA
Fabricante ITAIPU Potência 225 kVA Frequência 60 Hz
Niv Isol: 15/1,2 kV RESF: LN REG SERVIÇO: CONTINUO
IMP A 75 °C EM 13.800 V 60 Hz: 4,55% NORMA: EB-91/71
LIGAÇÃO TENSÃO SUPERIOR ∆ H1,H2,H3
TAPS: 13.800/13.200/12.600/12.000/11.400/10.800/10.200 V
LIGAÇÃO TENSÃO INFERIOR Y X0,X1,X2,X3 220/127V
LIQ ISOL: PARANÍNFICO PESO TOTAL: 1280 kg PESO TOTAL: 1280 kg
ELEV TEMP LIQ/ISOL: 50/55 °c DATA FABRICAÇÃO: 12/87
Deve-se ressaltar também a existência de um quadro de distribuição entre o
transformador de distribuição, que alimenta o laboratório, e o próprio laboratório.
Este quadro possui uma chave geral com fusíveis, barramentos, fusíveis NH (do
alemão Niederspannung und Hochleistung que significa baixa tensão e alta
59
capacidade) e disjuntores. A Figura 4.1 a seguir mostra o interior deste quadro de
distribuição.
Figura 4.1 Interior do quadro de distribuição.
O laboratório em si é um site no qual três diferentes fontes de GD - uma
microturbina, uma célula a combustível e painéis fotovoltaicos - podem produzir
energia elétrica e serem conectadas em diversos arranjos e, também, à rede de
distribuição de baixa tensão local. Cargas elétricas disponíveis no laboratório, com
diferentes características, podem também ser utilizadas de modo a fornecer os
subsídios necessários para o estudo das diversas condições possíveis de operação
das fontes de GD. A Figura 4.2 apresenta um diagrama da conexão destas fontes
com a rede elétrica. Estas fontes e a carga serão descritas nos subcapítulos a
seguir.
Figura 4.2 Diagrama da conexão das fontes no site de estudos da GD.
60
4.2.1 Microturbina a gás natural
A microturbina disponível no laboratório é da fabricante Capstone e possui
as seguintes especificações técnicas:
• Fabricante: Capstone (EUA)
• Modelo: C30
• Potência nominal: 30 kW
• Tensão de operação: entre 360 V e 480 V
• Frequência de operação: entre 10 Hz e 60 Hz
• Corrente: 46 A por fase
Figura 4.3 Microturbina (aberta) utilizada no site de estudos de GD.
Além disto, vale ressaltar que a microturbina Capstone adquirida para este
laboratório possui um sistema de proteção integrado que, conforme informações
técnicas presentes em seu manual de operação, não necessita de proteções
adicionais para o caso de operação em paralelo com o sistema elétrico de
distribuição. As funções de proteção presentes na turbina atendem a nomenclatura
da IEEE C37.90-1989 e são listadas a seguir:
• Função de proteção 27: proteção contra subtensão
• Função de proteção 59: proteção contra sobretensão
• Função de proteção 81 U/O: proteção contra sub e sobrefrequência
61
• Função de proteção anti-ilhamento
• Função de proteção 32: fluxo de potência reverso
As partes rotativas da microturbina estão montadas em um eixo simples
suportado por rolamentos de ar que pode atingir uma rotação de até 96.000 rpm. Ao
eixo da microturbina está acoplado um gerador imã permanente que é resfriado por
um fluxo de ar que passa através do interior da turbina. A Figura 4.4 apresenta um
diagrama esquemático da microturbina, no qual é possível verificar quais são os
componentes que também fazem parte do sistema da microturbina.
Figura 4.4 Diagrama esquemático da microturbina.
Deve-se salientar também o fato da existência de um filtro também no
sistema da microturbina, conectado nos terminais de saída da mesma. Este possui a
função de mitigação do conteúdo harmônico gerado pelo inversor. A presença do
inversor no sistema é necessária para a padronização da tensão, corrente e tensão,
dado que a saída do gerador é em corrente alternada (CA), porém com tensão e
frequência variáveis.
Outro detalhe importante é o do combustível da microturbina. No campus da
UNICAMP, onde o laboratório se encontra, não há uma rede de distribuição de gás
natural. Por este motivo, foi necessária a construção de um sistema de
armazenamento de gás. De acordo com o manual da microturbina, a mesma
necessita de 440 MJ por hora para atingir a potência e a eficiência nominal
estabelecida. Sem recuperação de calor, são necessários 840 MJ por hora. Os
cilindros construídos para o armazenamento do gás natural foram instalados na
parte externa do prédio. Estes seguem a norma ISO 4705 e possuem uma
capacidade individual de 33 m3 de armazenamento e pressão de trabalho de
62
200 bar. A Figura 4.5 a seguir mostra os cilindros, suas condições e local de
instalação.
Figura 4.5 Cilindros para armazenamento de gás natural para a microturbina.
Houve também a necessidade de instalação de um transformador trifásico
na saída da microturbina para sua conexão com a rede de distribuição. Isto se deve
ao fato de que a microturbina possui em sua saída uma tensão fase-fase mínima de
360 V e a rede 220 V. O transformador instalado é do tipo Yd, apresenta um
potência nominal de 45 kVA e possui 3 taps primários de 399, 380 e 361 V. O
diagrama, da Figura 4.6, a seguir mostra o esquema de ligação da conexão da
microturbina à rede local de distribuição através do transformador trifásico.
Figura 4.6 Esquema de ligação da microturbina à rede de distribuição local.
63
Figura 4.7 Microturbina Capstone C30 e transformador utilizado na conexão com a rede.
4.2.2 Sistema fotovoltaico
Os painéis fotovoltaicos instalados no site de estudos de GD são da marca
Kyocera modelo KC125TM com as seguintes especificações técnicas:
• Modelo: Kyocera KC 125TM
• Potência máxima de entrega: 125W
• Tensão de circuito aberto VOC: 21,7 V
• Corrente de curto-circuito: 8 A
• Tensão sob carga: 17,4 V.
• Corrente sob carga: 7,2 A
• Peso: 12,2 kg
Trata-se, na verdade, de um arranjo de 60 painéis fotovoltaicos com
potência máxima de entrega de 125 W cada, totalizando 7,5 kW de potência, em
situação de pico. Estes painéis foram montados sobre uma estrutura metálica,
especialmente preparada para os mesmos, e encontram-se inclinados em ângulo de
30° em relação à horizontal com face para o norte. A Figura 4.8 mostra uma foto da
instalação do sistema fotovoltaico já concluído.
64
Figura 4.8 Foto da instalação concluída do sistema fotovoltaico.
Outro detalhe importante acerca do sistema fotovoltaico é que este não pode
ser visto como um gerador trifásico de energia, mas, sim, como três geradores
monofásicos conectados separadamente a cada uma das fases do sistema elétrico.
Além disto, ressalta-se que a saída dos painéis é em corrente contínua (conforme
teoria apresentada no capítulo 2.2), fato que torna também necessária a instalação
de inversores na saída dos três conjuntos de painéis fotovoltaicos, conforme pode
ser visto na Figura 4.9.
Figura 4.9 Esquema unifilar de conexão do sistema fotovoltaico.
Os inversores são da marca alemã SMA e modelo Sunny Boy 2500 U e são,
conforme já especificado, responsáveis pela inversão da energia gerada pelos
conjuntos para os padrões da rede de distribuição. A Figura 4.10 mostra uma foto
dos três inversores conectados ao quadro de comando de conexão à rede. Além
disto, cada conjunto de painéis está conectado em cada inversor através de um
65
disjuntor monofásico (D2, D3 e D4 de acordo com a Figura 4.9). A conexão dos
inversores à rede elétrica, por sua vez, se dá através do fechamento de três
contatores (C1, C2 e C3). Por fim, um disjuntor trifásico (D1) permite a conexão dos
três conjuntos à rede de distribuição.
Figura 4.10 Invesores Sunny Boy da fabricante SMA (em vermelho) e o quadro de comando
de conexão à rede de distribuição.
Graças à existência do sistema de inversores é possível se obter na saída
do sistema fotovoltaico uma tensão alternada trifásica de 220 V, com 60 Hertz de
frequência, conforme padrão da rede. Conforme será apresentado no capítulo
seguinte, esta é uma das condições para que o sistema possa operar em paralelo
com a rede de distribuição de baixa tensão.
4.2.3 Célula à Combustível
Uma Célula à Combustível - CaC - também foi instalada no site de estudo da
GD. Para que esta possa operar em paralelo com a rede, foi adquirido também um
inversor de frequência, responsável por transformar a saída de tensão e corrente da
CaC e colocá-los nos padrões da rede.
A CaC adquirida é da fabricante Lineage, modelo 5T48, e pode entregar
uma potência máxima de 5 kW ao sistema. A saída de tensão desta pode ser de
24 V ou de -48 V. Referente à temperatura de operação, esta deve se encontrar
entre -40 e 46°C. Esta CaC possui 111,8 cm de altura, 66 cm de largura, 61 cm de
66
profundidade e pesa aproximadamente 226,8 kg. O inversor adquirido para a
conexão da CaC com a rede é da marca Xantrex, modelo XW 6048. Para sua
operação faz-se também necessário o uso de um painel de controle XW Control
Panel.
O sistema da CaC completo é composto, basicamente, por quadro principais
elementos, descritos a seguir:
• Fonte de Hidrogênio: o hidrogênio utilizado pela CaC é extraído do gás
natural fornecido pela concessionária COMGAS em Campinas, com
Poder Calorífico Superior: 9.400 kcal/Nm3 (equivalente a
39.348,4 kJ/Nm3) a uma pressão de 1 atm e temperatura de 20°C. O
consumo estimado é de 1,25 Nm3/h.
• Sistema de Reforma: responsável pela purificação do gás a ser utilizado
até níveis aceitáveis para a CaC especificada. A purificação é feita
através de peneiras moleculares a base de zeolitas e sistema de
remoção de CO remanescente até este valor ficar abaixo de 10 ppm. A
produção estimada deste sistema é de 3,5 Nm2/h de hidrogênio.
• Célula à Combustível: responsável pela produção de energia elétrica,
alimentada com o hidrogênio proveniente do processo de reforma e
oxigênio do ar.
• Sistema de Conversão CC/CA: trata-se, na verdade, de um inversor de
potência compatível com a da CaC, responsável por converter a energia
em corrente contínua proveniente da CaC em uma tensão trifásica com
os padrões da rede de distribuição.
A CaC, bem como o inversor Xantrex, presentes no Laboratório LH2 da
Unicamp, podem ser visualizados na Figura 4.11.
67
a)
b)
Figura 4.11: a) CaC utilizada no site de estudos da GD e b) Painel montado com inversor de frequência e banco de baterias.
4.2.4 Cargas elétricas
À disposição para estudos no laboratório encontra-se um banco trifásico de
resistências de 35 kW de potência total. Este banco resistivo é constituído por cinco
resistências trifásicas, totalizando 5 kW cada conjunto, e mais seis conjuntos
monofásicos de 5/3 kW cada. A Figura 4.1 apresenta um diagrama unifilar
correspondente a este banco resistivo. Este conjunto pode ser, portanto, utilizado
com o intuito de representar uma carga elétrica linear em sistemas elétricos.
Figura 4.1 Diagrama unifilar do banco resistivo.
Para permitir a variação de carga resistiva nos ensaios laboratoriais, foram
adicionados cinco disjuntores trifásicos C20-220 e seis disjuntores monofásicos C20-
220, que correspondem às chaves S1 até S11 da Figura 4.1.
Na Figura 4.2 o banco resistivo disponível para ensaios no laboratório pode
ser visualizado e, ainda nesta imagem, pode-se perceber as chaves dos disjuntores
68
disponíveis para simular os chaveamentos de carga. Pode-se verificar que este
banco está montado sobre uma estrutura metálica. Esta estrutura corresponde a um
ventilador de 1.1/2HP de 220 V trifásico que foi incluído ao projeto, utilizado para
dissipar com maior eficiência o calor produzido pelo banco resistivo. A escolha pelo
elemento trifásico visou a manutenção das cargas distribuídas de forma uniforme
entre as fases, evitando-se desbalanceamentos por ocasião das medições. Este
ventilador atua de forma independente da ação do operador, ou seja, uma vez que o
banco é energizado, mesmo sem o acionamento de nenhuma das chaves, o
ventilador entra em operação a fim de evitar danos à carga.
Figura 4.2 Banco resistivo de 35 kW com disjuntores .
Por outro lado, caso o interesse seja investigar os impactos da GD na
presença de cargas elétricas não lineares, encontra-se também disponível no
laboratório um transformador trifásico de 45 kVA. Uma operação a vazio deste
transformador poderia, portanto, representar uma carga não linear no sistema
elétrico e respaldar estes estudos nos testes e simulações.
4.3 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
Neste capítulo os elementos do laboratório criado para estudo da GD foram
descritos bem como suas principais características elétricas apresentadas. Destaca-
se, todavia, que a operação em paralelo das fontes com a rede só é possível devido
69
à parceria com a CPFL, também integrante deste projeto, tendo em vista que o
Brasil ainda não possui norma específica para a operação em paralelo de fontes de
GD e que a operação de fontes GD ainda só é possível em sistemas que operam de
forma isolada do sistema elétrico.
70
5 ANÁLISES COMPUTACIONAIS E VERIFICAÇÕES LABORATORIAIS
5.1 INTRODUÇÃO
Tomando como ponto de partida a configuração laboratorial disponível para
este trabalho e com o auxílio de dois softwares com capacidade de fazer simulações
de circuitos elétricos, foram realizadas primeiramente algumas análises em ambiente
computacional com o intuito de investigar os efeitos da conexão de GD em sistemas
de distribuição de baixa tensão. Posteriormente, buscou-se verificar e validar estes
efeitos com ensaios práticos realizados com as fontes reais disponíveis no
laboratório H2 em Campinas. Ressalta-se que o objetivo destas análises foi a
identificação dos possíveis efeitos da conexão de GD no sistema de distribuição de
baixa tensão sob o ponto de vista das concessionárias de energia elétrica.
Para a investigação de transitórios gerados, por exemplo, pela conexão ou
desconexão das fontes de GD ao sistema elétrico e, também, pelo chaveamento de
cargas elétricas, utilizou-se a biblioteca SimPowerSystems dentro do ambiente de
simulação SIMULINK do software MATLAB. Por outro lado, para o estudo das
diferentes condições operacionais que as fontes de GD podem proporcionar,
utilizou-se o software de origem alemã DIgSILENT especialmente voltado para
concessionárias de energia elétrica e indústria, uma vez que proporciona um
ambiente gráfico que permite realizar com facilidade simulações, por exemplo, de
fluxo de potência e de curto-circuito.
5.2 SIMULAÇÕES COMPUTACIONAIS NO MATLAB
As primeiras análises computacionais buscaram identificar os transitórios
que estão relacionados à operação em paralelo com a rede de fontes de GD. Para
tal, criou-se no MATLAB um modelo que busca representar o laboratório disponível
para este trabalho. Este modelo pode ser visto na Figura 5.1 a seguir.
71
Figura 5.1 Modelo completo do laboratório em ambiente SIMULINK do MATLAB.
72
O MATLAB possui a vantagem de possuir alguns blocos já modelados
dentro da biblioteca SimPowerSystems que, com a adição dos devidos parâmetros,
permitem a representação de equipamentos e elementos do sistema elétrico. Para a
representação da rede de distribuição de baixa tensão no ambiente SIMULINK fez-
se uso do bloco de uma fonte trifásica, modelada com uma tensão de 220 V entre
fases, frequência de 60 Hz e com uma potência de curto-circuito de 150 kVA. A
microturbina, por sua vez, foi representada por um bloco de uma máquina síncrona,
dado que o tipo do gerador presente na microturbina é síncrono. Os parâmetros da
máquina foram então adicionados ao bloco que necessita também de um sistema de
controle, responsável por manter a tensão terminal para as variações de carga.
Para a representação dos painéis fotovoltaicos, fez-se uso de um modelo
criado pela divisão de fontes renováveis e eficiência energética do departamento de
engenharia elétrica, de computação e de energia (do inglês Department of Electrical,
Computer and Energy Engineering - ECEE) da Universidade de Colorado, nos EUA,
(ECEE, 2008). Este modelo permite reproduzir com exatidão as características de
painéis fotovoltaicos e, também, através da adequação dos parâmetros destes
painéis, representar de forma fiel diversos tipos de módulos fotovoltaicos, de
diferentes fabricantes. Dado que na prática os sistemas fotovoltaicos visam fornecer
o máximo possível da potência gerada, de forma a manter uma eficiência elevada,
independente da carga elétrica conectada ao sistema, conectou-se a saída deste
modelo a um bloco de uma fonte de corrente controlada, que transforma um sinal
matemático do SIMULINK em um sinal de corrente dentro do ambiente
proporcionado pela biblioteca SimPowerSystems. Ressalta-se ainda que o sinal
matemático proveniente do modelo da Universidade de Colorado representa uma
saída em corrente contínua e, portanto, é multiplicado por um sinal senoidal com
amplitude unitária e frequência de 60 Hz, de forma a representar a saída de energia
destes módulos fotovoltaicos após os inversores, onde a energia já deve ter sido
adequada aos padrões da rede. A representação destes painéis permite ainda variar
o sinal de entrada, que representa a irradiação solar sobre os painéis fotovoltaicos e
é fator determinante da quantidade de energia gerada pelo painel.
A representação da CaC se deu também com a utilização de um bloco de
uma fonte de corrente controlada, que transformou um sinal senoidal com amplitude
variável, que visa representar os possíveis degraus de potência que podem ser
73
gerados e fornecidos pela CaC, em um sinal de corrente que é inserido em apenas
umas das fases, dado que a CaC é uma fonte de GD com geração monofásica.
As cargas, por sua vez, foram representadas neste modelo com o bloco de
cargas elétricas trifásico, disponível também na biblioteca SimPowerSystems. Este
bloco é de fácil utilização e permite a representação de cargas resistivas e
complexas, de acordo com os valores de potência ativa ou reativa inseridas nos
parâmetros do bloco.
Com o ambiente para a investigação dos efeitos da conexão de fontes GD
em paralelo com a rede de distribuição desenvolvido no ambiente proporcionado
pelo MATLAB, simulou-se então os seguintes eventos:
• Tempo total de simulação: 10 segundos
• Rede: permanentemente conectada a uma carga resistiva de 10kW.
• Microturbina: conexão no instante t=0.5s.
• Painéis fotovoltaicos: conexão no instante t=2.5s.
• CaC: conexão no instante t=4.5s.
• Cargas elétricas: conexão de cargas extras de 10 kW e 5 kW no
instantes t=6.5s e 7.5s e desconexão nos instantes t=8.5s e 9.5s,
respectivamente.
Para melhor entendimento da ordem dos eventos da simulação, criou-se a
linha de tempo apresentada na Figura 5.2. Nesta figura, as conexões das fontes de
GD aparecem indicadas com setas e a conexão e desconexão das cargas através
de linhas tracejadas.
Figura 5.2 Linha de tempo dos eventos da simulação no MATLAB.
Um bloco Scope do ambiente SIMULINK, que representa um osciloscópio,
foi colocado no terminal de cada um dos equipamentos, logo após um bloco de
74
medição trifásico, que converte os sinais de tensão e corrente de cada uma das
fases para um sinal matemático que pode ser então reproduzido pelo Scope, que
por sua vez plota estes sinais e permite sua visualização por parte do usuário. A
Figura 5.3 a seguir foi retirada de um bloco Scope de um aparelho de medição que
foi conectado no terminal das cargas elétricas. Pode-se verificar, a partir desta
figura, que a demanda por energia varia, conforme esperado, a partir do instante
t=6.5s, com o chaveamento das cargas. É interessante verificar que a tensão fica
praticamente constante durante todo o período, apresentando pequenas oscilações,
que não ultrapassam 0.03 pu de variação na tensão, no momento da entrada da
microturbina e nos chaveamentos das cargas. Verifica-se também dois picos de
tensão nos instantes t=2.5s e 4.5s, instantes nos quais se dá a conexão os painéis
fotovoltaicos e da célula a combustível.
Figura 5.3 Tensão em pu e Corrente em A nos terminais das cargas elétricas.
Da mesma forma, é apresentada na próxima Figura 5.4 uma imagem da
forma de onda da tensão e corrente do Scope conectado ao sistema de medição dos
terminais da microturbina. É interessante verificar que a microturbina apresenta
75
alguns transitórios de corrente nos momentos de entrada e saída das outras fontes
de GD e também nos chaveamentos das cargas elétricas.
Figura 5.4 Tensão em pu e corrente em A nos terminais da microturbina.
Da mesma forma pode-se apresentar a imagem do Scope que apresenta as
medições do medidor trifásico conectado aos terminais dos painéis fotovoltaicos.
Para tal, deve-se levar em consideração o sinal de entrada dos painéis, que
representa a irradiação solar. Este sinal de entrada possui valores entre 600 W/m2 e
1400 W/m2, como pode ser visualizado na Figura 5.5 a seguir.
76
Figura 5.5 Sinal de entrada do painéis fotovoltaicos.
Considerando-se o sinal de entrada da Figura 5.5 e levando em
consideração que este sinal é o mesmo para os três módulos monofásicos que
compõem o sistema fotovoltaico, obtém-se os seguintes sinais de tensão e corrente,
apresentados na Figura 5.6, medidos na saída do bloco do medidor trifásico
conectado aos terminais dos painéis.
Figura 5.6 Tensão em pu e corrente em A nos terminais do sistema fotovoltaico
Todavia, como o intuito destes estudos é avaliar os efeitos da conexão de
GD no sistema de distribuição de baixa tensão, deve-se analisar a imagem gerada
77
pelo Scope colocado na saída do medidor trifásico conectado aos terminais da rede.
Esta imagem pode ser visualizada na Figura 5.7, na qual os valores de tensão e
corrente no intervalo da simulação para os terminais da rede são apresentados.
Figura 5.7 Tensão em pu e corrente em A medidos nos terminais da rede.
Conforme pode ser observado na Figura 5.7, a rede percebe a entrada de
todas as fontes de GD e também todos os chaveamentos de carga, sendo, portanto,
possível uma análise dos efeitos da GD sobre a rede de distribuição separada para
cada uma das fontes.
No instante t=0.5s é possível verificar um transitório de corrente,
consequente da entrada da microturbina. Este transitório possui uma amplitude
máxima em torno de 60 A. Deve-se levar em consideração que antes de entrada da
microturbina, a corrente era de aproximadamente 37 A, ou seja, a entrada da
microturbina vez com que houvesse um pico de corrente de aproximadamente 62%
por um curto intervalo de tempo. A tensão da rede, por sua vez, também apresenta
uma variação com a entrada da microturbina como fonte de GD: a tensão de regime
permanente ficou aproximadamente 0.01 pu maior após a conexão da microturbina.
No entanto, como pode ser percebido através da Figura 5.8, que destaca os efeitos
78
da conexão da microturbina, a tensão não atingiu valores fora da faixa permitida
ANEEL, de acordo com as normas que regulam a qualidade de energia elétrica (ver
capítulo 3).
Figura 5.8 Efeitos da conexão da microturbina como fonte de GD.
Ainda com relação à conexão da microturbina ao sistema, vale ressaltar que
a rede, em regime permanente, além de sofrer um acréscimo no valor da tensão,
precisou se “adaptar” e passar a fornecer menos corrente ao sistema, uma vez que
parte da energia que alimenta as cargas elétricas agora é proveniente também da
microturbina.
Uma análise semelhante pode ser também realizada com relação à conexão
dos painéis fotovoltaicos à rede de distribuição. De acordo com os dados da
simulação, no instante t=2.5s ocorre a conexão dos painéis ao sistema. Conforme
pode ser visualizado na Figura 5.9, a conexão dos painéis faz com que haja um pico
de tensão que atinge 1.25 pu. Esta variação de tensão, no entanto, não se enquadra
na Tabela 3.1, pelo fato de ter uma duração bastante curta, o que não exigiria a
desconexão das fontes de GD da rede. No entanto, este pico de tensão poderia ser
79
a causa do mau funcionamento ou até da queima de algum equipamento elétrico e,
portanto, estaria degradando a qualidade do sistema.
Figura 5.9 Efeitos da conexão do sistema fotovoltaico como fonte de GD.
Com relação aos efeitos da conexão do sistema fotovoltaico à corrente da
rede, pode-se verificar que esta conexão requer a diminuição do valor de corrente
fornecido pela rede e sua constante “adaptação”, de forma a fornecer a quantidade
de corrente necessária às cargas elétricas mesmo quando o valor de corrente na
saída do sistema fotovoltaico oscile em decorrência de variações na irradiação solar.
A CaC, da mesma forma como as outras duas fontes de GD analisadas,
também apresentou efeitos à rede. Conforme pode ser visto na Figura 5.10, a
conexão da CaC ao sistema ocasionou um pico de tensão, semelhante ao da
conexão dos painéis fotovoltaicos, porém desta vez atingindo 1.20 pu do valor da
tensão. Interessante no caso da CaC é analisar o impacto de sua conexão na forma
de onda da corrente, uma vez que esta a CaC é uma fonte de GD monofásica e
“obriga” a rede a fornecer um valor inferior de corrente em apenas uma de suas
fases, conforme pode ser observado no diagrama a seguir.
80
Figura 5.10 Efeitos da conexão da CaC como fonte de GD.
5.3 SIMULAÇÕES DE CONDIÇÕES OPERACIONAIS COM O DIGSILENT
O software DIgSILENT possui a vantagem de proporcionar ao usuário uma
fácil interface gráfica para simulações de condições operacionais. Permite que o
usuário execute com facilidade simulações de fluxo de potência e de curto-circuito,
exigindo do usuário a devida construção do circuito a ser simulado e adição de seus
parâmetros elétricos.
Devido a estas vantagens, o DIgSILENT foi utilizado no âmbito deste projeto
para respaldar o estudo de diferentes condições operacionais que as fontes de GD
podem proporcionar. Na Figura 5.11 é possível ver o ambiente de simulação
proporcionado pelo DIgSILENT. Ainda nesta figura, o circuito desenvolvido para a
investigação das condições operacionais que as fontes do laboratório podem criar
também pode ser visualizado. Pode-se identificar, através desta figura, que o
81
software utiliza o algoritmo de Newton-Raphson para realizar cálculos de fluxo de
potência.
Figura 5.11 Ambiente para simulação de condições operacionais do DIgSILENT.
Da mesma forma como a biblioteca SimPowerSystems do MATLAB permite
a utilização de blocos anteriormente modelados para realização de simulações,
necessitando apenas da alteração dos características elétricas através de
parâmetros fáceis de serem alterados, o software DIgSILENT também dá ao usuário
esta opção. Para estas simulações, conforme pode ser visualizado na Figura 5.11,
fez uso de um bloco de barramento, nomeado Terminal, para representar um
supernó, no qual todas as fontes do laboratório estão conectadas (desprezou-se
desta forma a impedância dos cabos existente no laboratório). Para a representação
da rede de distribuição, fez-se uso do bloco External Grid e para as cargas elétricas
um bloco General Load.
Para a representação das fontes de GD, também foram utilizados blocos
modelados do DIgSILENT. A microturbina foi caracterizada através de um bloco
Synchronous Machine, que permite a modelagem de máquinas síncronas, ajustada
82
para operar como um gerador síncrono, capaz de fornecer até 30 kVA, de acordo
com as especificações apresentadas no catálogo da microturbina Capstone C30. Os
painéis fotovoltaicos foram representados através de um bloco Static Generator (em
português, conhecido como geradores estáticos), no qual as características do
painel também foram adicionadas. O guia de aplicação da norma IEEE 1547 (IEEE,
2008), define geradores estáticos, citado neste guia como conversores estáticos de
potência (do inglês, Static Power Converter), como o conjunto (entende-se aqui os
conversores de potência) necessário para a conversão de energia de uma fonte de
GD para transformar este energia para os parâmetros a algum sistema elétrico. Este
guia do IEEE justifica ainda esta distinção, por entender que as características
destes tipos de fonte são diferentes das fontes baseadas em geradores síncronos ou
assíncronos (de indução).
Deve-se ressaltar que neste ambiente de simulação não foi adicionada uma
fonte de GD que representasse a CaC, uma vez que para tal seria também
necessária a utilização de um bloco monofásico Static Generator. Entretanto, por
não haver a possibilidade de modelá-lo como uma fonte monofásica, optou-se por
representar sua injeção de potência através de um acréscimo na potência gerada
pelas outras fontes de GD e não utilizar um bloco Static Generator trifásico.
Com o circuito para a simulação de condições operacionais desenvolvido,
realizou-se as seguintes simulações. Ressalta-se que em todas estas simulações a
rede esteve constantemente conectada e as fontes de GD foram programas para
fornecer diferentes potências ao sistema, conforme as características descritas em
cada simulação:
1ª Simulação:
• Cargas elétricas de 30 kVA com cos φ = 1
• Microturbina fornecendo 10 kVA com cos φ = 1
• PV fornecendo 7.5 kVA com cos φ = 1
Com estas características elétricas ajustadas em cada uma das unidades,
executou-se a opção de calcular o fluxo de potência para o sistema. O resultado
encontra-se resumido na tabela a seguir.
83
Tabela 5.1: Resultados da primeira simulação.
Unidade Potência Ativa [kW] Potência Reativa [kVAr]
Rede de Distribuição 12.5 0
Microturbina 10 0
PV 7.5 0
Cargas elétricas 30 0
Como se pode perceber a partir destes resultados, nesta configuração as
fontes de GD foram capazes de suprir 17.5 kW da potência solicitada pelas cargas
elétricas. Isto reduziu a necessidade da rede de suprir completamente esta carga e,
portanto, a rede forneceu apenas 12.5 kW para o sistema.
2ª Simulação:
• Cargas elétricas de 30 kVA com cos φ = 1
• Microturbina fornecendo 25 kVA com cos φ = 1
• PV fornecendo 7.5 kVA com cos φ = 1
Os resultados desta simulação, para um cálculo de fluxo de potência, estão,
da mesma forma como na simulação anterior, resumidos na tabela a seguir.
Tabela 5.2: Resultados da segunda simulação.
Unidade Potência Ativa [kW] Potência Reativa [kVAr]
Rede de Distribuição -2,5 0
Microturbina 25 0
PV 7,5 0
Cargas elétricas 30 0
Nesta simulação deve-se atentar ao fato de que o sinal da potência ativa
correspondente à rede de distribuição apresentou uma inversão de sinal. Isto se
deve ao fato de que, para esta configuração de operação das fontes de GD, a rede
de distribuição não fornece potência ativa ao sistema, mas, sim, absorve os 2.5 kW
potência excedente gerada no laboratório.
84
3ª Simulação:
• Cargas elétricas de 30 kVA com cos φ = 0.92
• Microturbina fornecendo 25 kVA com cos φ = 1
• PV fornecendo 0 kVA (situação de “sombra”)
O resultados desta simulação podem ser visualizados na tabela seguinte.
Tabela 5.3: Resultado da terceira simulação.
Unidade Potência Ativa [kW] Potência Reativa [kVAr]
Rede de Distribuição 2,6 11,8
Microturbina 25 0
PV 0 0
Cargas elétricas 27,6 11,8
Neste caso simulado, conforme pode ser percebido através da Tabela 5.3,
as fontes de GD não são capazes de suprir toda a necessidade das cargas elétricas.
A rede de distribuição precisa então fornecer o restante desta energia e, portanto,
passa a entregar 2.6 kW e 11.8 kVAr.
É interessante verificar que este é um caso bastante ruim para a
concessionária de energia, uma vez que a rede passa a fornecer pouca potência
ativa em comparação com a potência reativa. Isto significa que a rede passa a
enxergar o consumidor, que neste caso engloba as cargas e as fontes de GD, como
uma única carga com um fator de potência muito baixo. Mais especificamente, a
rede enxerga este consumidor ativo como uma carga elétrica com fator de potência
igual a 0.2159, muito abaixo do 0.92, utilizado pela ANEEL como referência.
Esta condição operacional além de degradar a qualidade da energia, devido
ao baixo fator de potência, também pode apresentar um grande prejuízo à
concessionária de energia, uma vez que esta recebe apenas pela quantidade de
energia “ativa” (afinal, paga-se energia em kWh) e não pela energia aparente
entregue ao consumidor.
4ª Simulação:
• Cargas elétricas de 30 kVA com cos φ = 0.92
• Microturbina fornecendo 25 kVA com cos φ = 1
• PV fornecendo 7.5 kVA com cos φ = 1
85
A Tabela 5.4, a seguir, contém os resultados para uma simulação de fluxo
de potência realizada sob estas condições.
Tabela 5.4: Resultado da quarta simulação.
Unidade Potência Ativa [kW] Potência Reativa [kVAr]
Rede de Distribuição -4,9 11,8
Microturbina 25 0
PV 7,5 0
Cargas elétricas 27,6 11,8
Esta situação é, sob o ponto de vista operacional e econômico, muito
desvantajosa para a concessionária de energia. O consumidor ativo, representado
aqui pelas cargas elétricas e pelas fontes de GD (a microturbina e os painéis
fotovoltaicos) consegue suprir a necessidade de potência ativa de sua carga e ainda
consegue injetar o excedente na rede. No entanto, o consumidor necessita ainda de
uma potência reativa, que precisa ser fornecida pela rede de distribuição. A rede
então passa a ter que fornecer a potência reativa ao cliente e ainda por cima receber
o excedente de potência ativa produzida pelo cliente. Em outras palavras, a
concessionária de energia passa a fornecer uma quantidade de energia, pela qual
não será paga, uma vez que se trata de potência reativa. Em uma situação
hipotética, na qual a política de tarifas feed-in (política de pagar ao consumidor ativo
pela energia injetada no sistema que visa acelerar os investimentos e
desenvolvimento de fontes alternativas de energia) fosse aplicada, o consumidor
ativo ainda receberia pelo excedente de energia ativa que ele estaria injetando na
rede.
5.4 ENSAIOS REALIZADOS NOS LABORATÓRIO PARA ESTUDOS DA GD
Conforme proposto por este trabalho, ensaios realizados no laboratório
desenvolvido na parceria entre CPFL, Unicamp e LACTEC devem respaldar o
estudo dos efeitos da GD em sistemas de distribuição de baixa tensão verificados
nos ambientes de simulação dos softwares MATLAB e DIgSILENT.
86
A viagem para Campinas para a realização destes ensaios se deu entre os
dias 28 e 29 de junho de 2011 e contou com dois dias ensolarados que contribuíram
bastante com os ensaios, tendo em vista que, apesar das temperaturas amenas de
inverno, a operação dos painéis fotovoltaicos depende fortemente da irradiação
solar.
Dentre todos os ensaios realizados, dá-se ênfase a um ensaio, que permitiu
verificar os instantes de conexão e de desconexão, bem como a operação em
paralelo com a rede de distribuição de baixa tensão da CPFL das três fontes de GD
presentes no laboratório e, também, suas respostas aos chaveamentos de carga.
A bancada de medição montada para este projeto conta com equipamentos
de medição (ver capítulo 4) que permitem a mensuração das tensões e correntes de
cada fase. Estas podem ser visualizadas em tempo real em um monitor alocado
sobre a bancada, conforme mostra Figura 5.12.
Figura 5.12 Monitor da bancada de medição do laboratório de estudos da GD.
O ensaio completo contou com as conexões e desconexões das fontes de
GD, bem como com suas operações em paralelo com a rede ocorreu no intervalo de
tempo que vai de 11:13h às 11:54h do dia 29 de junho de 2011.
Para facilitar o estudo dos efeitos atrelados à conexão e à desconexão das
fontes de GD, este ensaio foi dividido em duas etapas. Na primeira etapa, que foi
realizada entre 11:13h e 11:33h, todas as fontes de GD e 25 kW de cargas elétricas
foram conectadas e operadas em paralelo. A segunda etapa do ensaio, realizada
entre 11:34h até as 11:54h, contou com a desconexão de todas as fontes de GD
bem como chaveamentos completos das cargas elétricas.
87
A Figura 5.13 apresenta uma linha de tempo que indica o momento no qual
os eventos foram realizados na primeira etapa do ensaio. Os momentos de conexão
das fontes de GD bem como das cargas elétricas aparecem indicados.
Figura 5.13 Linha do tempo com indicação dos eventos da primeira etapa do ensaio.
Ressalta-se, conforme indicado pela Figura 5.13, que a microturbina e a
CaC foram programadas para fornecer 20 e 5 kW, respectivamente, e que o sistema
fotovoltaico não permite este tipo de ajuste, uma vez que sua potência de saída
depende da irradiação solar sobre os painéis. Destaca-se, entretanto, que em
situação de pico o sistema deve fornecer 7.5 kW.
As cargas elétricas, puramente resistivas, foram conectadas através de
disjuntores trifásicos e possuem potência total de 20 kW.
As imagens presentes nas Figura 5.14 até a Figura 5.17 apresentam os
diagramas das medições de corrente das três fases de todas as fontes de GD e das
cargas elétricas para o intervalo de tempo que vai de 11:13h até às 11:33h. A Figura
5.18 e a Figura 5.19 apresentam a tensão e a corrente, respectivamente, em cada
uma das fases da rede no ponto de conexão.
88
Figura 5.14 Correntes (em A) em cada uma das fases da microturbina.
89
Figura 5.15 Correntes (em A) em cada umas das fases da CaC.
90
Figura 5.16 Corrente (em A) de cada uma das fases do sistema fotovoltaico.
91
Figura 5.17 Corrente (em A) em cada uma das fases das cargas elétricas.
92
Figura 5.18 Tensão (em V) em cada uma das fases da rede no ponto de conexão.
93
Figura 5.19 Corrente (em A) em cada uma das três fases da rede no ponto de conexão da
fontes de GD.
94
Alguns aspectos de grande importância podem ser avaliados com estes
diagramas da medição que permitem verificar as características de corrente e tensão
de todos os equipamentos nos seus momentos de conexão e de operação.
A Figura 5.14 comprova que a operação, em termos de corrente, da
microturbina é bastante estável e que não apresenta grandes variações de valor, o
que está de acordo com o modo como esta foi programada, para fornecer um valor
constante de potência. É interessante também verificar que a entrada da
microturbina não é instantânea e que ela leva alguns segundos até atingir a potência
previamente programa de fornecimento.
Da mesma forma como a microturbina, a CaC não passa a fornecer sua
potência de forma instantânea, necessitando de alguns segundos até atingir sua
potência programada de fornecimento. Este comportamento é mostrado na Figura
5.15. Importante é verificar que, ao contrário da microturbina, a forma de onda da
corrente da CaC tem um transitório um pouco mais elevado no momento da
estabilização da corrente de saída. Esta chega a atingir, aproximadamente, 10% do
valor máximo da corrente para a condição normal de operação.
Conforme esperado, os painéis fotovoltaicos apresentaram uma potência de
saída que variou bastante durante o período do ensaio. Isto pode ser visualizado na
Figura 5.16. Esta potência de saída não pode ser controlada, no sentido de mantê-la
constante, uma vez que esta está sujeita às variações da irradiação solar. É possível
ainda verificar que a forma de onda da corrente não é rigorosamente igual para cada
uma das fases, uma vez que o sistema fotovoltaico é composto por três módulos
monofásicos, que operam de forma separada. Destaca-se ainda o elevado
transitório de corrente na entrada do sistema fotovoltaico que conta com um pico de
corrente que supera o valor máximo da corrente na saída das três fases durante
todo o período do ensaio.
A corrente de carga, mostrada para cada uma das fases na Figura 5.17,
apresenta-se bastante estável logo após sua conexão para todo o período do
ensaio. Isto demonstra que a carga não é muito sensível à entrada e a operação em
paralelo das fontes de GD com a rede e que a rede consegue suportar bem todas as
variações no valor de corrente, decorrente da sua injeção por fontes de GD e dos
transitórios. Ressalta-se, todavia, que esta carga é, quando comparada a uma única
residência, consideravelmente grande, afinal, trata-se de uma carga resistiva de
20 kW.
95
Finalmente, pode-se analisar a rede, foco deste estudo, perante a conexão e
operação em paralelo das fontes de GD. É importante verificar que a tensão da rede
não sofre grandes variações de seu valor. Entretanto, percebe-se, sim, influência
das fontes de GD.
Conforme pode ser visto através da Figura 5.18, a tensão da rede sofre uma
elevação bastante visível em seu valor durante o período de tempo que vai de,
aproximadamente 11:17h a 11:18h.
Uma análise destas figuras permite verificar que esta elevação do valor da
tensão está atrelada à conexão da microturbina (Figura 5.14). A partida da
microturbina se dá com esta operando como motor e, portanto, atuando como uma
carga sob a perspectiva da rede. A rede, robusta, consegue atender a esta
solicitação de corrente e, inclusive, fornecer a energia necessária para que a tensão
da microturbina se torne ligeiramente superior à tensão da rede, de forma a poder
garantir a entrada de operação da microturbina como fonte, operando agora como
gerador, ou seja, invertendo o fluxo de potência. No momento em que a microturbina
passa a operar não como motor, mas, sim, como fonte, percebe-se, portanto, um
forte decréscimo da corrente da rede, conforme pode ser visto na Figura 5.19. Isto
ocorre pelo fato da microturbina não demandar mais corrente da rede e, inclusive,
permitir que a rede forneça menos corrente para o sistema.
A análise minuciosa da Figura 5.18 permite ainda verificar que a tensão de
cada uma das fases da rede no ponto de conexão é, em regime permanente, mais
elevada no final deste ensaio do que no início do mesmo, enquanto todas as fontes
de GD ainda estavam desconectadas.
Isto demonstra que a GD apresenta a característica de influenciar o perfil de
tensão de regime permanente da rede. Ressalta-se, porém, que a tensão não sofreu
uma elevação que excedesse os limites sugeridos pelas normas abordadas neste
trabalho. No entanto, verificou-se que o fenômeno existe, o que permite afirmar que
uma inserção massiva de GD pode vir, sim, a ter uma expressão significativa e
exceder, desta forma, os limites propostos pelas normas.
Na segunda etapa deste ensaio, analisou-se a problemática da desconexão
das fontes de GD da operação em paralelo com a rede e investigou-se também o
impacto de uma variação brusca da carga.
Todas as fontes de GD iniciam a segunda etapa do ensaio já em
funcionamento. Trata-se, portanto, de uma continuação da primeira etapa do ensaio.
96
De forma semelhante à primeira etapa do ensaio, criou-se uma linha de
tempo com intuito de facilitar a compreensão da ordem na qual os eventos ocorrem
na segunda etapa do ensaio laboratorial. Ressalta-se que, antes de ser dado o
comando de desligamento da CaC e da MT e da desconexão do sistema fotovoltaico
através do disjuntor correspondente, fez-se um chaveamento completo das cargas
(20kW). Para tal, efetuou-se uma desconexão completa das cargas de 20 kW e, 15
segundos após, novamente sua completa conexão. Todos os eventos da segunda
etapa aparecem indicados temporalmente na Figura 5.20
Figura 5.20 Linha de tempo com indicação dos eventos da segunda etapa do ensaio.
As oscilografias da corrente em cada uma das fases das fontes de GD e das
cargas elétricas encontram-se entre a Figura 5.21 e a Figura 5.24. As Figura 5.25 e
Figura 5.26 apresentam a tensão e a corrente, respectivamente, para cada uma das
fases da rede no ponto de conexão da GD.
97
Figura 5.21 Corrente (em A) nas três fases da MT com desconexão.
98
Figura 5.22 Corrente (em A) nas três fases da CaC com desconexão.
99
Figura 5.23 Corrente (em A) nas três fases do sistema fotovoltaico com desconexão.
100
Figura 5.24 Corrente (em A) das três fases da carga elétrica.
101
Figura 5.25 Tensão (em V) das três fases da rede no ponto de conexão da GD.
102
Figura 5.26 Corrente (em A) nas três fases da rede no ponto de conexão da GD.
103
Verificações importantes podem ser constatadas com a análise das formas
de onda das correntes e tensões das fontes de GD, das cargas e da rede de
distribuição.
A análise da Figura 5.21 permite avaliar o comportamento da microturbina
no momento de sua desconexão. Como é possível observar, o desligamento da
microturbina não ocorre de forma instantânea. Ressalta-se, inclusive, que, por
recomendação do fabricante, não se deve simplesmente desligar o disjuntor trifásico
que conecta a microturbina à rede de distribuição, mas, sim, desligar a microturbina
e aguardar seu período de resfriamento (que ocorre enquanto esta opera como
motor). Somente quando esta atinge uma temperatura interna inferior a 195 °C, o
usuário recebe um aviso de que a desconexão através do disjuntor pode ser
efetuada.
O mesmo procedimento é válido para a CaC. Todavia, esta não necessita de
um período para resfriamento. Sugere-se apenas um desligamento prévio desta
através de seu software para, posteriormente, se executar a desconexão da mesma
através do disjuntor trifásico. Pode-se, portanto, verificar através da Figura 5.22 que
o desligamento e posterior desconexão da CaC não ocorrem de forma instantânea.
Verifica-se, inclusive, um período do qual a CaC fornece ainda potência a rede,
porém de menor valor.
O mesmo comportamento não é visto através da análise do sistema
fotovoltaico. Isto decorre do fato de que a desconexão deste sistema é feita pura e
simplesmente através da abertura do disjuntor trifásico. Tal comportamento pode ser
visualizado através da Figura 5.23. Percebe-se através desta figura que a forma de
onda da corrente vai a zero no instante da desconexão. Verifica-se ainda que a
característica não constante da potência de saída do sistema fotovoltaico
permanece até sua desconexão.
Uma análise das Figura 5.25 e Figura 5.26 permite constatar detalhes
importantes a respeito da operação e desconexão das fontes de GD sob a
perspectiva. Através da Figura 5.25 pode-se verificar que nesta segunda etapa, a
variação dos valores de tensão é mais visível do que na primeira parte dos ensaios.
Dois momentos podem ser facilmente percebidos, próximos aos instantes 11:41h e
11:44h.
A primeira variação está atrelada a breve desconexão de toda a carga,
conforme pode ser visto através da Figura 5.24. O que ocorre neste momento é que,
104
com a desconexão das cargas, a rede passa a ter que absorver toda a energia
gerada pelas fontes de GD e sofre, em decorrência, uma elevação da tensão no
ponto de conexão. Esta variação no valor de corrente pode ser observada na Figura
5.26, que apresenta uma brusca elevação seguida de um brusco decréscimo, que
corresponde exatamente ao período no qual a carga foi desconectada e novamente
conectada.
Ainda com base na Figura 5.26, pode-se verificar que a segunda brusca
variação do valor da corrente corresponde ao instante no qual há a segunda
sobretensão na Figura 5.25. Esta sobretensão é consequência da desconexão
completa das cargas, através do chaveamento direto do disjuntor trifásico que as
conectava à rede, seguida do desligamento da microturbina. Pode-se perceber
através das Figura 5.24 e Figura 5.21 que a desconexão das cargas ocorre
segundos antes ao desligamento da microturbina.
Mais uma vez a rede passa a absorver toda essa potência gerada pela
microturbina (20 kW) e sofre, mais uma vez, uma elevação do valor de tensão no
ponto de conexão.
Outro aspecto importante permite ser observado através da Figura 5.25, que
apresenta as tensões da rede no ponto de conexão para as três fases. Pode-se
verificar que, ao contrário do que ocorre na primeira etapa do ensaio, a tensão de
regime permanente da rede inicia-se superior ao valor do final do ensaio,
comprovando, novamente, que a GD possui a característica de alterar o perfil da
tensão da rede no ponto de conexão, tornando-a superior no momento em que as
fontes de GD estão conectadas.
Com relação a transitório, alguns puderam ser observados durante a
realização dos ensaios. Transitórios relacionados ao sistema fotovoltaico foram
somente visíveis na conexão dos painéis, porém não durante a desconexão dos
mesmos. Este transitório de conexão foi de curta duração e apresentou pouca
variação de tensão, conforme pode ser observado na Figura 5.27, na qual o
transitório encontra-se destacado.
105
Figura 5.27 Transitório de entrada do sistema fotovoltaico na tensão da rede.
Outro transitório foi observado na estabilização da potência de saída da
CaC. Conforme descrito anteriormente, a conexão da CaC não se dá de forma
instantânea e apresenta um transitório de corrente (Figura 5.15). Este transitório
possui também reflexo na tensão da rede, conforme pode ser observado na Figura
5.28.
106
Figura 5.28 Transitório na tensão da rede no momento da conexão e estabilização da CaC.
No tocante à microturbina, notou-se que, apesar desta influenciar o perfil de
tensão em regime permanente, conforme apontado anteriormente, não foi observado
nenhum transitório de curta duração, semelhantes aos dos painéis e da CaC,
relacionado à conexão ou à desconexão da mesma.
5.5 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO
Neste capítulo os efeitos da GD em sistemas de distribuição de baixa tensão
são abordados em simulações computacionais e experimentos práticos realizados
no laboratório desenvolvido para estudo da GD. Além de identificar vantagens e
desvantagens da utilização de dois softwares para simulações e investigação destes
107
efeitos, foi possível observar e comparar os resultados práticos com os teóricos, bem
como, apontar características importantes das fontes de GD.
Ressalta-se a importância da verificação prática dos efeitos observados em
ambiente computacional. Conforme abordado no conteúdo deste capítulo, as
conexões e desconexões da fonte de GD requerem maior cuidado e etapas na
prática, o que dificulta, muitas vezes, sua representação fiel no ambiente de
simulação.
108
6 CONCLUSÕES E TRABALHOS FUTUROS
6.1 CONSIDERAÇÕES FINAIS
Com a crescente inserção de fontes de GD nas redes de distribuição em
países desenvolvidos e em desenvolvimento e o incentivo à busca por eficiência
energética e redução de gases poluentes, torna-se imprescindível um estudo dos
efeitos da GD e seus aspectos em sistemas de distribuição.
Neste trabalho foram apresentadas as principais tecnologias da GD com
foco em sistemas de distribuição de baixa tensão, dentre as quais se destaca o uso
de painéis fotovoltaicos e aerogeradores de pequeno porte no âmbito residencial e
de microturbinas no âmbito comercial e industrial. O princípio da geração de energia
elétrica e as principais características de construção foram apontadas para cada
uma destas tecnologias. Apresentou-se também uma visão da norma IEEE 1547,
que é referência mundial para a conexão de GD em sistemas elétricos, e também do
PRODIST, que discute a questão do acesso ao sistema de distribuição no Brasil.
Observou-se, entretanto, que, no tocante às normas, no momento o Brasil
encontra-se em descompasso quando em comparação com outros países, tendo em
vista que ainda não possui uma norma específica e padronizada para a conexão de
GD em sistemas de distribuição de baixa tensão. Tal situação dificulta, inclusive, o
desenvolvimento dessas tecnologias no país, uma vez que não existe incentivo para
a GD, por exemplo, por meio de tarifas feed-in ou atrativos para a geração elétrica a
partir de fontes renováveis. Tampouco se concede a autorização ao consumidor final
para a operação em paralelo destas fontes.
Destaca-se que, atualmente, o consumidor final que deseja instalar um
painel fotovoltaico sobre sua residência, por exemplo, necessita operar este sistema
de forma isolada da rede de energia.
Com o intuito de investigar os efeitos da GD em sistemas de baixa tensão
sob a perspectiva das concessionárias de energia elétrica, desenvolveu-se, em dois
ambientes de simulação computacionais diferentes, uma representação de um site
de GD, correspondente a um laboratório montado neste projeto com fins de estudo
da GD.
109
Com base nas simulações computacionais foi possível identificar e apontar
algumas das principais características da conexão e desconexão das fontes de GD
ao sistema elétrico de baixa tensão bem como das condições operacionais que
essas fontes podem proporcionar. Ao final, foi possível comparar o resultado dessas
simulações com os ensaios práticos realizados no laboratório.
Verificou-se que a GD apresenta, de fato, efeitos no sistema de distribuição
de baixa tensão. A conexão e a desconexão podem apresentar transitórios de
corrente que, por sua vez, podem refletir na forma de onda da tensão da rede. Tal
situação foi verificada, por exemplo, durante a conexão do sistema fotovoltaico em
laboratório, que, apesar de não possuir uma potência de pico muito elevada, se
comparada com outros sistemas já existentes no mercado ou até mesmo com a
potência da microturbina, foi capaz de afetar a forma de onda da tensão da rede no
ponto de conexão. Além disso, observou-se que a GD pode alterar o perfil de tensão
de regime permanente da rede, tornando-a mais elevada em relação à situação sem
GD.
Ressalta-se, no entanto, que durante as simulações computacionais e os
ensaios realizados no laboratório, não se encontrou uma situação que excedesse os
limites sugeridos pelas normas no que se refere à qualidade da energia.
Todavia, deve-se considerar que os efeitos da conexão e desconexão bem
como o efeito sobre o perfil da tensão em regime permanente existem e foram
evidenciados através deste estudo que considerou a utilização de apenas três fontes
de GD.
No que se refere às concessionárias de energia elétrica, observou-se que a
GD pode levar a configurações econômicas e operacionais desvantajosas para as
mesmas, dado que o consumidor que possui GD na rede de sua residência pode
suprir sua demanda ativa com esta geração e consumir da rede apenas energia
reativa. No pior dos cenários, configura-se uma situação na qual a rede, além de
fornecer somente energia reativa para o cliente, precisa ainda absorver e,
dependendo do acordo vigente, pagar pelo excedente de energia.
Permite-se, portanto, partir do entendimento que uma conexão massiva de
GD ao sistema de distribuição de baixa tensão pode apresentar impactos
significativos para as concessionárias de distribuição. Supondo, por exemplo, uma
vizinhança composta naturalmente por cargas e por várias fontes de GD, sua
desconexão através de um único ponto do sistema elétrico para uma operação
110
ilhada, também conhecida como microgrid, poderia ser vista como a desconexão de
uma fonte de GD com grande potência e seus impactos na rede, em especial no
ponto de conexão, poderiam atingir proporções perigosas. Sugere-se, em tais casos,
a desconexão gradual das fontes de GD e posterior religamento, de forma a reduzir
o impacto da desconexão destas no sistema elétrico.
Destaca-se, com base nos estudos presentes neste trabalho, a importância
da investigação dos efeitos da conexão de GD aos sistemas de distribuição de baixa
tensão por parte das concessionárias e a importância de um gerenciamento destas
fontes. Permitir a operação independente de cada uma das fontes da GD
conectadas aos sistemas de distribuição não parece ser adequada tanto para
consumidores quanto para concessionárias de energia, tendo em vista que há a
possibilidade de se afetar negativamente a qualidade da energia da rede.
A conexão massiva de GD necessita, portanto, de um controle e um
gerenciamento inteligente. O próprio PRODIST (2011) destaca em seu texto que “a
distribuidora pode reunir as unidades produtoras de uma mesma área e conectadas
ao seu sistema de distribuição, para formar Centros de Despacho de Geração
Distribuída – CDGD”, já evidenciando a importância do gerenciamento da GD em
sistemas elétricos e apontando uma possível solução para o problema.
Ressalta-se, contudo, que, no caso do Brasil, deve-se ainda concentrar os
esforços não apenas na busca de uma operação e gerenciamento ótimo destas
fontes, mas, também, na elaboração de uma norma específica para a GD em
sistemas de distribuição de baixa tensão, de forma a contribuir para o
desenvolvimento da mesma, que, conforme apresentado no início deste trabalho, é
uma realidade em países desenvolvidos e vem sendo apontada como solução para
diversas questões, dentre as quais, a de eficiência energética e da redução da
emissão de gases poluentes.
6.2 TRABALHOS FUTUROS
Sugere-se, primeiramente, a expansão destes estudos para outras fontes de
GD que possuem também aplicação em sistemas de distribuição de baixa tensão.
Evidencia-se, por exemplo, o ganho em importância dos aerogeradores de pequeno
porte, que, apesar de ser objeto de estudo nos capítulos fundamentais deste
111
trabalho, não se encontrava representado no laboratório para estudos da GD. A
verificação prática dos efeitos da conexão destes aerogeradores e, também, de
outras fontes não abordadas neste estudo seria, portanto, de grande importância,
em especial para as concessionárias de distribuição de energia.
Ressalta-se ainda que, durante a realização deste trabalho, não foi possível
utilizar cargas reativas e capacitivas no laboratório de estudos da GD. Todavia, a
verificação dos efeitos da GD em condições nas quais a carga elétrica considerada
não é puramente ativa é de extrema importância. Acredita-se que outras
particularidades na conexão e desconexão das fontes de GD, bem como outras
formas de transitórios deverão ser consideradas, partindo-se da utilização de cargas
elétricas com estas características elétricas.
Finalmente, sugere-se o avanço destes estudos no sentido de formular
regras para um gerenciamento e operação ótima destas fontes de GD. Destaca-se
que nem sempre o ponto de máximo rendimento das fontes de GD se encontra no
ponto de máxima entrega de potência, fato que deve ser levado em consideração no
gerenciamento e na busca por uma operação ótima de sistemas de distribuição de
baixa tensão com presença de fontes de GD.
112
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