Legislação e Normas Técnicas

2.3.1 Normas Internacionais

Como a tecnologia de Microrredes é relativamente nova, observa-se uma escassez de normas técnicas específicas sobre o tema. Contudo, no âmbito internacional o padrão IEEE-1547, que é voltado para gerações distribuídas, estabelece alguns parâmetros a serem seguidos para a conexão com a rede elétrica principal [8].

Este padrão, tendo como destaque seus submódulos 1547.2 e 1547.4, é direcionado para os profissionais que trabalharão tanto na execução de projetos e integração de sistemas, quanto na fabricação dos equipamentos necessários. O mesmo fornece conhecimentos e diretrizes técnicas importantes, dentre elas os controles de tensão e frequência para interligação das gerações distribuídas com a rede elétrica principal das concessionárias de energia [5,9,10].

A Tabela 2.1, presente no padrão IEEE-1547, indica as condições de diferença de frequência, tensão e ângulo de fase para fechamento dos disjuntores de conexão entre os recursos energéticos distribuídos (DER - Distributed Energy Resource) e a rede elétrica principal. Ou seja, são os limites de sincronização para a interligação síncrona. Segundo a norma, caso algum dos parâmetros esteja fora dos limites indicados, as gerações distribuídas não poderão ser conectadas [1,8,9].

Tabela 2.1 – Limites dos Parâmetros de Sincronização para a Interligação Síncrona [8,9]. Capacidade dos DERs (kVA) Diferença de Frequência (∆f, Hz) Diferença de Tensão (∆V, %) Diferença do Ângulo de Fase (∆φφφφ, Graus) 0 - 500 0,3 10 20 > 500 - 1500 0,2 5 15 > 1500 - 10.000 0,1 3 10

O padrão também aborda questões técnicas importantes relativas à qualidade de energia, monitoramento da rede e troca de informações, sistema de alívio de cargas e também os limites de freqüências transitórias de perturbações na rede.

A Tabela 2.2, presente no padrão IEEE-1547, indica os tempos máximos para desconexão das gerações distribuídas quando ocorrerem perturbações na rede com frequências ultrapassando os limites indicados. Este tempo de abertura refere-se ao tempo entre o início da condição anormal e a desconexão da rede.

Para DERs com potência abaixo de 30 kW, o tempo recomendado de abertura para situações de sobrefrequência e subfrequência é de 0,16 segundos. No caso de DERs com potência superior a 30 kW, o tempo para situações de sobrefrequência e subfrequências abaixo de 57,0 Hz é de 0,16 segundos. Contudo, para situações de subfrequências entre 59,8 e 57,0 Hz os tempos de abertura são ajustáveis pela equipe de campo e coordenados com a equipe de operação do sistema [1,8,9].

Tabela 2.2 – Resposta do Sistema de Interconexão para Frequências Anormais [8,9].

Tamanho do DER Faixa de Frequência (Hz) Tempo de Abertura (s)

≤ 30 kW

> 60,5 0,16

< 59,3 0,16

> 30 kW

> 60,5 0,16

< (59,8 a 57,0) Ajustável Ajustável entre 0,16 e 300

< 57,0 0,16

Ainda estudando o padrão IEEE-1547 e com foco na proteção de microrredes, são citados diversos tópicos relativos à seletividade e coordenação da proteção, que os engenheiros devem considerar na elaboração dos projetos e operação do sistema. Considerando especificamente as correntes em condições de falta, como existe grande variação de seus valores em função das gerações distribuídas e também das diversas arquiteturas e condições de operação das microrredes, é citado que os conversores de potência utilizados podem ser parametrizados para limitar estas correntes entre 1,0 a 1,2 vezes seus respectivos valores nominais [5,8,9,10].

É importante ressaltar a grande importância em coordenar a proteção da microrrede com o sistema de proteção da rede elétrica principal, observando principalmente que esta normalmente utiliza fusíveis e religadores automáticos e que não prevê o fluxo de potência bidirecional causado pelas gerações distribuídas [5].

2.3.2 Normas Nacionais

Assim como no âmbito internacional, no Brasil também existe uma escassez de normas específicas para microrredes, contudo, já existem normas que tratam da geração distribuída de energia e de sua integração com o sistema elétrico principal. A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) elaborou a resolução normativa N° 482, que estabelece os critérios para as gerações distribuídas serem conectadas ao sistema elétrico principal e também cria um sistema de compensação da energia gerada. Segundo a norma, microgeração distribuída é uma central geradora de energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 75 kW e que utiliza cogeração ou fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras. Ainda segundo a norma, minigeração distribuída é uma central geradora de energia elétrica, com potência instalada superior a 75 kW e menor ou igual a 3 MW para fontes hídricas ou menor ou igual a 5 MW para cogeração ou para as demais fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras [11].

A norma também trata de um sistema de compensação de energia elétrica. O mesmo é definido como um sistema no qual a energia ativa injetada é cedida, por meio de empréstimo gratuito à distribuidora local, e posteriormente compensada com o consumo de energia elétrica ativa. Para fins de compensação, a unidade consumidora que injeta energia na rede elétrica passa a ter um crédito que deve ser consumido num prazo de 60 meses. É importante ressaltar que a concessionária de energia sempre cobrará uma taxa mínima referente ao custo de disponibilidade, que é a demanda contratada, ou seja, mesmo a unidade consumidora tendo crédito a compensar, este valor mínimo sempre será cobrado [5,11].

Com relação à potência instalada da geração distribuída, a mesma é limitada à potência disponibilizada para a unidade consumidora onde a central geradora será conectada, sendo que, se o consumidor desejar instalar uma central geradora com potência superior ao limite estabelecido, o mesmo deve solicitar o aumento da potência disponibilizada, sendo neste caso dispensado o aumento da carga instalada [11].

Ainda segundo a resolução normativa, as distribuidoras devem adequar suas respectivas normas técnicas e sistemas comerciais para tratar do acesso de gerações distribuídas. Devem ser utilizados como referências os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional - PRODIST, as normas técnicas brasileiras e, de forma complementar, as normas internacionais [11,12]. O módulo 3 do PRODIST trata do acesso ao sistema de distribuição, estabelecendo os procedimentos e critérios técnicos e operacionais, requisitos de projeto para implantação de novas conexões, requisitos para operação, manutenção e segurança da conexão e diretrizes para elaboração de contrato de conexão. Além destes pontos, o módulo aborda especificamente o acesso das gerações distribuídas ao sistema elétrico. São descritos os procedimentos técnicos de solicitação de acesso e as responsabilidades de cada um dos envolvidos [5,12].

Com relação à proteção do sistema elétrico mediante a conexão de gerações distribuídas, constam no módulo 3 os requisitos mínimos necessários de acordo com a potência instalada, conforme indicados na Tabela 2.3 [12].

Tabela 2.3 – Requisitos Mínimos em Função da Potência Instalada [12].

Equipamento

Potência Instalada (P, kW)

P ≤ 75 75 < P ≤ 500 500 < P ≤ 5.000

Elemento de Desconexão Sim Sim Sim

Elemento de Interrupção Sim Sim Sim

Transformador de

Acoplamento Não Sim Sim

Proteção de Sub e

Sobretensão Sim Sim Sim

Proteção de Sub e

Sobrefrequência Sim Sim Sim

Proteção Contra Desequilíbrio

de Corrente Não Não Sim

Proteção Contra Desbalanço

de Tensão Não Não Sim

Sobrecorrente Direcional Não Sim Sim

Sobrecorrente com Restrição

de Tensão Não Não Sim

Relé de Sincronismo Sim Sim Sim

Anti-Ilhamento Sim Sim Sim

Medição Sistema de Medição

Bidirecional

Medidor 4 Quadrantes

Medidor 4 Quadrantes

O elemento de desconexão indicado na Tabela 2.3 é definido como uma chave seccionadora visível e acessível pela concessionária de energia, de forma a permitir a desconexão da geração distribuída durante manutenção no sistema elétrico principal. Caso as gerações distribuídas se conectam a rede elétrica através de inversores, as proteções podem ser inseridas nos mesmos, sendo desnecessária a redundância de proteções. Já os elementos de interrupção são acionados de forma automática por proteção ou através de comando para gerações distribuídas. Estes elementos podem ser disjuntores ou religadores, por exemplo [12].

O transformador de acoplamento consiste em uma interface entre a unidade consumidora e rede de distribuição [12].

No caso de proteções contra sub e sobretensão e sub e sobrefrequência, não são necessários relés de proteção específicos, pois um sistema eletroeletrônico pode detectar estas anomalias e gerar um sinal de comando para atuar o elemento de interrupção. Da mesma forma, também não são necessários relés de sincronismo de forma específica, pois um sistema eletroeletrônico também pode realizar o sincronismo com a frequência da rede e gerar um sinal de atuação do elemento de interrupção de forma que a conexão com a rede ocorre somente após o sincronismo ter sido atingido [12].

Com relação ao sistema de medição bidirecional, o mesmo deve ser capaz de diferenciar a energia elétrica ativa injetada na rede, assim como a consumida [12]. Um ponto importante a se ressaltar, é a situação de operação ilhada, pois a proteção anti-ilhamento deve garantir a desconexão física entre a rede de distribuição e as instalações elétricas internas à unidade consumidora com geração distribuída, sendo proibida a conexão ao sistema da distribuidora durante a interrupção do fornecimento. Com isto, não é permitido fornecer energia para a rede principal caso a concessionária esteja fora de operação. Entretanto, segundo o PRODIST, as unidades consumidoras com geração distribuída podem operar em modo ilhado, desde que desconectadas fisicamente da rede de distribuição [5,12].

O PRODIST ainda cita os procedimentos de implementação e vistoria das instalações, requisitos para operação, manutenção e segurança da conexão, sistema de medição e os requisitos contratuais necessários [12].