Normas T´ ecnicas

Existem diversas normas t´ecnicas voltadas para a conex˜ao de geradores distribu´ıdos no sistema de distribui¸c˜ao, grande parte dessas normas foca na conex˜ao na rede prim´aria, as quais pode-se dar destaque `a norma IEEE Std. 1547-2003 (IEEE, 2018). Como um complemento desta norma, a norma IEEE Std. 1547.6 (IEEE, 2011) traz recomenda¸c˜oes pr´aticas espec´ıficas para a conex˜ao de geradores distribu´ıdos do secund´ario da rede de distribui¸c˜ao.

Para referˆencias brasileiras tem-se normas t´ecnicas de algumas concession´arias de energia el´etrica tais como CEMIG e CPFL, al´em das informa¸c˜oes existentes no m´odulo 8 da PRODIST. As normas t´ecnicas estipuladas pelas concession´arias s˜ao destinadas a consumidores que desejam instalar mini ou micro geradores em redes de baixa tens˜ao e que participar˜ao do sistema de baixa. Nas pr´oximas se¸c˜oes ser˜ao abordados alguns requisitos de conex˜ao dos geradores fotovoltaicos na rede de distribui¸c˜ao, focando-se no parˆametros relacionados `a qualidade de energia visto que este ser˜ao os conceitos abordados neste trabalho. Embora a normas abordem diversos requisitos, n˜ao ´e o objetivo desse trabalho analisar estudos de transit´orio e tampouco an´alise de harmˆonicas dadas as pr´oprias limita¸c˜oes do modelo computacional utilizado. Por´em vamos considerar diversos crit´erios levantados nas normas atrav´es das simula¸c˜oes de fluxo de carga.

2.1.4.1 Modo de conex˜ao

Segundo norma t´ecnica da CEMIG a conex˜ao entre os micro e minigeradores com a rede de distribui¸c˜ao deve ser realizada no mesmo ponto onde a unidade consumidora est´a conectada. Tamb´em ´e definido pela norma que a potˆencia instalada desses geradores deva ser limitada ao valor da carga instalada na unidade consumidora.

A norma tamb´em define qual tipo de conex˜ao com a rede deve ser feita para diferentes n´ıveis de potˆencia fotovoltaica instalada. A Tabela 1 traz esses valores.

Tabela 1 – Modo de conex˜ao em fun¸c˜ao da potˆencia instalada. Potˆencia Instalada (kW) Modo de Conex˜ao

<10 Monof´asico, bif´asico ou trif´asico 10 a 15 Bif´asico ou trif´asico

>15 Trif´asico

<30 Monof´asico

Os geradores fotovoltaicos, que fazem uso de inversores espec´ıficos para se conectar `

a rede de distribui¸c˜ao, devem ter as conex˜oes feitas de acordo com o esquema apresentado na Figura 16. O medidor apresentado na figura ´e bidirecional, sendo portanto capaz de medir tanto energia consumida como a gerada pela unidade. Segundo a sec¸c˜ao 7.1.1 do m´odulo 3 da PRODIST, para conex˜oes em baixa tens˜ao tamb´em ´e poss´ıvel utilizar dois medidores unidirecionais, sendo cada um deles instalado para cada sentido do fluxo de energia.

Figura 16 – Liga¸c˜ao de um gerador `a rede de distribui¸c˜ao de baixa tens˜ao atrav´es de um inversor. Cargas Gerador Fotovoltáico Rede de Distribuição de Baixa Tensão Medidor Disjuntor de Entrada

Dispositivo de Seccionamento Visível (DSV)

Disjuntor do Gerador

Inversor CA

CC

Fonte: Adaptado de (CEMIG, 2012)

2.1.4.2 Regula¸c˜ao de Tens˜ao

A norma IEEE Std 1547-2018 (IEEE, 2018) estabelece que o gerador n˜ao deve ser respons´avel por regular a tens˜ao no ponto de conex˜ao do mesmo com a rede de distribui¸c˜ao. A norma declara que a responsabilidade da regula¸c˜ao da tens˜ao compete `a concession´aria de energia para qualquer anomalia na rede que leve a tens˜ao a n´ıveis acima ou abaixo do especificado o inversor deve se desligar da rede.

Esse procedimento visa evitar que, sobretudo em ´areas de alta penetra¸c˜ao fotovol- taica, a opera¸c˜ao dos diversos geradores distribu´ıdos possa impactar no funcionamentos dos elementos reguladores instalados no sistema tais como: reguladores de tens˜ao, bancos de capacitores e transformadores (STAPLETON; NEILL, 2012).

Afim de mitigar esses impactos, as normas t´ecnicas definem os n´ıveis de tens˜ao na conex˜ao com os geradores nos quais os mesmos podem operar. Para as instala¸c˜oes brasileiras esses n´ıveis de tens˜ao s˜ao indicados no PRODIST. Para a rede secund´aria do sistema de distribui¸c˜ao (classe de tens˜ao igual ou inferior a 1kV), valores de tens˜ao podem

variar de acordo com a Tabela 2. J´a para a rede prim´aria (classe de tens˜ao entre 15kV e 34,5kV), os valores de tens˜ao podem variar entre 0,93 e 1,05pu (ANEEL, 2018)

Tabela 2 – N´ıveis de tens˜ao aceit´aveis para tens˜ao nominal inferior ou igual a 1kV. Tens˜ao Nominal VN (V) Faixa de Varia¸c˜ao da Tens˜ao de Leitura (V)

220/127 201 ≤ VN ≤ 231 116 ≤ VN ≤ 133 380/220 348 ≤ VN ≤ 396 201 ≤ VN ≤ 231 254/127 232 ≤ VN ≤ 264 116 ≤ VN ≤ 132 440/220 402 ≤ VN ≤ 458 201 ≤ VN ≤ 229 208/120 196 ≤ VN ≤ 229 113 ≤ VN ≤ 132 230/115 216 ≤ VN ≤ 241 108 ≤ VN ≤ 127 240/120 216 ≤ VN ≤ 254 108 ≤ VN ≤ 127 220/110 201 ≤ VN ≤ 229 101 ≤ VN ≤ 115

Caso as condi¸c˜oes da tens˜ao na rede n˜ao respeitem as especifica¸c˜oes da norma, o tempo de atua¸c˜ao do inversor deve obedecer aos crit´erios estabelecidos de acordo com o solicitado pela concession´aria local. A norma t´ecnica, estipulada pela CEMIG apresenta o tempo de desligamento na Tabela 3 (CEMIG, 2012).

Tabela 3 – Tempo m´aximo de desconex˜ao para condi¸c˜oes cr´ıticas de tens˜ao. Tens˜ao no ponto de conex˜ao (pu) Tempo m´aximo de desconex˜ao (s)

<0,8 0,4

>1,1 0,2

2.1.4.3 Desequil´ıbrio de Tens˜ao

Visto que ´e poss´ıvel conectar geradores fotovoltaicos em apenas uma fase, ´e importante verificar se a conex˜ao do gerador n˜ao afetar´a o balanceamento da carga nas

demais fases conectadas na carga. De acordo com o m´odulo 8 do PRODIST (ANEEL, 2018), o fator de desequil´ıbrio (FD) pode ser calculado de acordo com a seguinte express˜ao na Equa¸c˜ao (10):

F D = V− V+

× 100% (10)

Onde: V− e V+ s˜ao os valores eficazes da tens˜ao na sequˆencia negativa e positiva

respectivamente. O valor de FD nos barramentos do sistema n˜ao devem ultrapassar 2% (ANEEL, 2018). Este crit´erio n˜ao se aplica a conex˜oes de micro e minigeradores nas redes secund´arias, para esses casos as tens˜oes devem apenas atender aos crit´erios de tens˜ao estabelecidos na Tabela 2. Todavia, neste trabalho vamos considerar o mesmo n´ıvel de tens˜ao nos barramentos em ambos os casos.

2.1.4.4 Fator de Potˆencia

Para grandes cargas o m´odulo 8 do PRODIST (ANEEL, 2018), determina um fator de potˆencia m´ınimo 0,92. Para casos de fator de potˆencia inferior `a este a unidade consumidora ser´a tarifada pelo excesso de potˆencia reativa. Com rela¸c˜ao aos micro e minigeradores distribu´ıdos, segundo CEMIG (2012), se a potˆencia ativa fornecida pelo gerador `a rede for superior a 20% da potˆencia nominal do mesmo, o valor do fator de potˆencia deve obedecer aos valores na Tabela 4.

Tabela 4 – Tempo m´aximo de desconex˜ao para condi¸c˜oes cr´ıticas de tens˜ao. Potˆencia nominal (P) da Valores admiss´ıveis de fator de potˆencia gera¸c˜ao distribu´ıda (kW)

≤ 3 0,98 indutivo at´e 0,98 capacitivo 3<P<6 0,95 indutivo at´e 0,95 capacitivo

≥ 6 0,9 indutivo at´e 0,9 capacitivo

2.1.4.5 Ilhamento

Na Subsubse¸c˜ao 2.1.3.8 foi abordada a funcionalidade dos inversores se desligarem da rede nos casos de falta ou degrada¸c˜ao da qualidade de energia, essa funcionalidade ´e obrigat´orio de acordo com principais normas que regulam o setor. Seguem os fatores que justificam essa determina¸c˜ao das normas:

• Caso n˜ao haja desligamento autom´atico da unidade geradora, a rede pode ficar energizada colocando em riscos: consumidores ou funcion´arios da concession´aria que estejam fazendo a manuten¸c˜ao na rede;

• o sistema ilhado pode n˜ao apresentar aterramento adequado;

• a qualidade da energia fornecida, na rede ilhada, pode n˜ao estar dentro dos conformes da norma;

Esses s˜ao os principais fatores que levam as normas a requirir a detec¸c˜ao do ilhamento dos dispositivos inversores.