Um estudo sobre os impactos dos recursos energéticos distribuídos nas redes elétricas de baixa tensão

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Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação

DENIS EMILIO DA SILVA

UM ESTUDO SOBRE OS IMPACTOS DOS RECURSOS ENERGÉTICOS DISTRIBUÍDOS NAS REDES ELÉTRICAS DE BAIXA TENSÃO

CAMPINAS 2016

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CAMPINAS 2016

Dissertação apresentada à Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação da Universidade Estadual de Campinas como parte dos requisitos exigidos para a obtenção do título de Mestre em Engenharia Elétrica, na área de Energia Elétrica.

ESTE EXEMPLAR CORRESPONDE À VERSÃO FINAL DA DISSERTAÇÃO DEFENDIDA PELO ALUNO DENIS EMILIO DA SILVA E ORIENTADA PELO PROF. DR. LUIZ CARLOS PEREIRA DA SILVA.

UM ESTUDO SOBRE OS IMPACTOS DOS RECURSOS ENERGÉTICOS DISTRIBUÍDOS NAS REDES ELÉTRICAS DE BAIXA TENSÃO

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Candidato: Denis Emilio da Silva RA: 042932 Data da Defesa: 16 de dezembro de 2016

Título da Tese: Um Estudo Sobre os Impactos dos Recursos Energéticos Distribuídos nas

Redes Elétricas de Baixa Tensão

Prof. Dr. Luiz Carlos Pereira da Silva (Presidente, FEEC/UNICAMP) Prof. Dr. Lucas Frizera Encarnação (DEL/UFES)

Prof. Dr. Daniel Dotta (FEEC/UNICAMP)

A ata de defesa, com as respectivas assinaturas dos membros da Comissão Julgadora, encon-tra-se no processo de vida acadêmica do aluno.

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Agradeço à minha família, pelo apoio incondicional e pelo incentivo aos estudos.

Agradeço especialmente ao meu irmão Ricardo, pelo suporte desde o início de minha vida acadêmica e pelas valiosas contribuições para a melhoria deste trabalho.

Agradeço aos colegas Vinicius, Ozenir, Vanessa, Adson, Glauber, André, Ricardo, Thiago e Leandro pelo companheirismo e auxílio nas diversas atividades das disciplinas de pós-graduação.

Agradeço ao professor Luiz Carlos, pela orientação e apoio que foram indispensáveis para a elaboração desta dissertação.

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Este trabalho apresenta uma análise dos efeitos técnicos e econômicos da inserção dos recursos energéticos distribuídos nas redes de energia elétrica considerando a influência de consumidores ativos. Para tanto, um sistema de distribuição de energia em baixa tensão com geradores fotovoltaicos, sistemas de armazenamento de energia e um programa de resposta à demanda disponível é utilizado como modelo. Na avaliação técnica, são realizadas simula-ções de fluxo de potência para a verificação da variação da tensão em regime permanente, das mudanças no nível de desequilíbrio de tensão e das alterações nas perdas elétricas da rede. A influência do clima, do comprimento da rede, do fator de potência das cargas e da potência dos geradores é ainda verificada. Na avaliação econômica, são analisados como diferentes modelos tarifários impactam no cálculo da conta de energia dos consumidores e, consequen-temente, no faturamento das distribuidoras. A Tarifa Convencional, a Tarifa Branca e a Tarifa Feed-In são consideradas na composição dos cenários. Além disso, é realizada uma análise técnica e econômica em conjunto, considerando os atributos que otimizam o custo de energia para cada consumidor.

Palavras-chave: Geração Distribuída. Armazenamento de Energia. Resposta à Demanda.

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This work presents an analysis of the technical and economic impacts of the inclusion of distributed energy resources in electricity networks considering the influence of active con-sumers. For this, a low voltage power distribution system with photovoltaic generators, power storage systems and a demand response program is used as a model. In the technical evalua-tion, power flow simulations are performed to verify the variation of the steady state voltage, changes in the level of voltage unbalance and alterations in electrical network losses. The in-fluence of the weather, the length of the network, the power factor of the loads and the power of the generators is also verified. In the economic evaluation, it is analyzed how the different tariff models impact the calculation of the energy bills for the consumers and hence the reve-nue of the distribution utilities. The Conventional Tariff, the Time of Use Tariff and the Feed-In Tariff are considered in the composition of scenarios. Feed-In addition, a combined technical and economic analysis is performed considering the attributes that optimize the energy cost for each consumer.

Keywords:. Distributed Generation. Energy Storage. Demand Response. Time of Use Tariff.

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Figura 1.1 – Capacidade Instalada Mundial em 2015. ...19

Figura 1.2 – Novas instalações no ano de 2015. ...19

Figura 1.3 – Número de Conexões de Geração Distribuída no Brasil ...20

Figura 1.4 – Utilização de Sistemas de Armazenamento em Conjunto com a Geração Fotovoltaica. ...21

Figura 1.5 – Deslocamento da Carga em um Programa de Resposta à Demanda ...22

Figura 2.1 – Topologia de um Sistema de Geração de Energia Conectado à Rede ...25

Figura 2.2 – Célula Fotovoltaica de Silício Cristalino ...26

Figura 2.3 – Topologia Básica de um Inversor de Frequência do Tipo Fonte de Tensão ...27

Figura 2.4 – Medição Bidirecional de Energia com a Utilização de Um Medidor Bidirecional ..28

Figura 2.5 – Medição Bidirecional de Energia com a Utilização de Dois Medidores Unidirecionais ...28

Figura 2.6 – Topologia de um Sistema de Geração de Energia com Sistema de Armazenamento Conectado à Rede ...31

Figura 2.7 – Tecnologias de Armazenamento de Energia ...32

Figura 2.8 – Tarifa Branca x Tarifa Convencional ...34

Figura 2.9 – Tarifa Feed-In na Alemanha ...35

Figura 2.10 – Preço Médio para Sistemas Fotovoltaicos com Potência Nominal entre 10 e 100 kWp ...35

Figura 2.11 – Evolução da Sobretaxa para Financiamento da Tarifa Feed-In em Relação ao Custo da Energia para o Consumidor Residencial e Industrial na Alemanha ...36

Figura 3.1 – Topologia do Sistema ...41

Figura 3.2 – Curvas de Carga Normalizadas para o Consumidor C20 ...46

Figura 3.3 – Curva de Geração de Energia para Dia Ensolarado (a), Dia Nublado (b) e Dia Chuvoso (c) ...48

Figura 3.4 – Tarifas no Cenário Econômico 1 ...49

Figura 3.7 – Fluxograma das Etapas Realizadas na Avaliação Técnica ...52

Figura 3.8 – Fluxograma das Etapas Realizadas na Avaliação Econômica ...53

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Figura 4.3 – Perfil de Tensão por Distância – Caso Base ...55

Figura 4.4 – Topologia do Sistema – Inserção de 75% de Geração Distribuída ...56

Figura 4.5 – Perfil de Tensão por Barra – Simulação com Diferentes Níveis de Inserção de Geração Distribuída ...57

Figura 4.6 – Perfil de Tensão por Distância – Simulação com Diferentes Níveis de Inserção de Geração Distribuída ...57

Figura 4.7 – Fator de Desequilíbrio de Tensão – Geração Distribuída ...57

Figura 4.8 – Perdas Elétricas na Rede – Geração Distribuída...58

Figura 4.9 – Perfil de Tensão por Barra – Influência do Clima – Dia Nublado ...59

Figura 4.10 – Perfil de Tensão por Distância – Influência do Clima – Dia Nublado ...59

Figura 4.11 – Perfil de Tensão por Barra – Influência do Clima – Dia Chuvoso ...59

Figura 4.12 – Perfil de Tensão por Distância – Influência do Clima – Dia Chuvoso ...59

Figura 4.13 – Número de Barras com Sobretensão ...60

Figura 4.14 – Perfil de Tensão por Barra – Influência do Comprimento da Rede – Rede Curta ..61

Figura 4.15 – Perfil de Tensão por Distância – Influência do Comprimento da Rede – Rede Curta ...61

Figura 4.16 – Perfil de Tensão por Barra – Influência do Comprimento da Rede – Rede Longa ...62

Figura 4.17 – Perfil de Tensão por Distância – Influência do Comprimento da Rede – Rede Longa ...62

Figura 4.18 – Perfil de Tensão por Barra – Influência do Comprimento da Rede – Rede Muito Longa ...63

Figura 4.19 – Perfil de Tensão por Distância – Influência do Comprimento da Rede – Rede Muito Longa ...63

Figura 4.20 – Perfil de Tensão por Barra – Influência do Fator de Potência da Carga ...64

Figura 4.21 – Perfil de Tensão por Distância – Influência do Fator de Potência da Carga ...64

Figura 4.22 – Perfil de Tensão por Barra – Influência do Tamanho dos Geradores ...65

Figura 4.23 – Perfil de Tensão por Distância – Influência do Tamanho dos Geradores ...65

Figura 4.24 – Topologia do Sistema – Inserção de 125% de Geração Distribuída com Armazenamento de Energia ...66

Figura 4.25 – Perfil de Tensão por Barra – Geração Distribuída com Armazenamento de Energia ...67

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Energia ...67

Figura 4.27 – Perfil de Tensão na Barra B20 ...67

Figura 4.28 – Fator de Desequilíbrio de Tensão – Geração Distribuída com Armazenamento de Energia ...68

Figura 4.29 – Perdas Elétricas na Rede – Geração Distribuída com Armazenamento de Energia ...69

Figura 4.30 – Topologia do Sistema – Inserção de 50% de Geração Distribuída com Programas de Resposta à Demanda ...70

Figura 4.31 – Perfil de Tensão por Barra – Geração Distribuída com Programas de Resposta à Demanda ...71

Figura 4.32 – Perfil de Tensão por Distância – Geração Distribuída com Programas de Resposta à Demanda ...71

Figura 4.33 – Fator de Desequilíbrio de Tensão – Geração Distribuída com Programas de Resposta à Demanda ...71

Figura 4.34 – Perdas Elétricas na Rede – Geração Distribuída com Programas de Resposta à Demanda...72

Figura 4.35 – Topologia do Sistema – Inserção de 100% de Geração Distribuída com Armazenamento de Energia e Programas de Resposta à Demanda...74

Figura 4.36 – Perfil de Tensão por Barra – Geração Distribuída com Armazenamento de Energia e Programas de Resposta à Demanda ...75

Figura 4.37 – Perfil de Tensão por Distância – Geração Distribuída com Armazenamento de Energia e Programas de Resposta à Demanda ...75

Figura 4.38 – Fator de Desequilíbrio de Tensão – Geração Distribuída com Armazenamento de Energia e Programas de Resposta à Demanda ...75

Figura 4.39 – Perdas Elétricas na Rede – Geração Distribuída com Armazenamento de Energia e Programas de Resposta à Demanda ...76

Figura 5.1 – Consumo Diário – Caso Base ...77

Figura 5.2 – Consumo Diário – Geração Distribuída – Cenário Econômico 1 ...78

Figura 5.5 – Consumo Diário – Geração Distribuída com Armazenamento de Energia – Cenário Econômico 1 ...82

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Cenário Econômico 2 ...83

Figura 5.7 – Consumo Diário – Geração Distribuída com Armazenamento de Energia – Cenário Econômico 3 ...84

Figura 5.8 – Consumo Diário – Geração Distribuída com Programas de Respostas à Demanda – Cenário Econômico 1 ...85

Figura 5.11 – Consumo Diário – Geração Distribuída com Armazenamento de Energia e Programas de Respostas à Demanda – Cenário Econômico 1 ...88

Figura 6.1 – Topologia do Sistema – Cenário Econômico 1 ...93

Figura 6.2 – Perfil de Tensão por Barra – Cenário Econômico 1 ...94

Figura 6.3 – Perfil de Tensão por Distância – Cenário Econômico 1 ...94

Figura 6.4 – Fator de Desequilíbrio de Tensão – Cenário Econômico 1 ...94

Figura 6.6 – Perfil de Tensão por Barra – Cenário Econômico 2 ...97

Figura 6.7 – Perfil de Tensão por Distância – Cenário Econômico 2 ...97

Figura 6.8 – Fator de Desequilíbrio de Tensão – Cenário Econômico 2 ...97

Figura 6.10 – Perfil de Tensão por Barra – Cenário Econômico 3 ... 100

Figura 6.11 – Perfil de Tensão por Distância – Cenário Econômico 3... 100

Figura 6.12 – Fator de Desequilíbrio de Tensão – Cenário Econômico 3 ... 100

Figura A1.1 – Curvas de Carga Normalizadas para o Consumidor C01 ... 108

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Tabela 2.1 – Faixas de Classificação de Tensões ... 38

Tabela 3.1 – Características do Transformador de Distribuição ... 42

Tabela 3.2 – Características das Linhas de Distribuição ... 42

Tabela 3.3 – Características das Cargas ... 43

Tabela 3.4 – Características dos Armazenadores de Energia ... 44

Tabela 3.5 – Controle dos Armazenadores de Energia ... 45

Tabela 3.6 – Características dos Geradores Fotovoltaicos ... 46

Tabela 4.1 – Distribuição de Geradores Fotovoltaicos – Geração Distribuída ... 55

Tabela 4.2 – Distribuição de Geradores Fotovoltaicos – Influência da Potência dos Geradores ... 64

Tabela 4.3 – Distribuição de Geradores Fotovoltaicos – Geração Distribuída com Armazenamento de Energia ... 65

Tabela 4.4 – Distribuição de Sistemas de Armazenamento de Energia – Geração Distribuída com Armazenamento de Energia ... 66

Tabela 4.5 – Distribuição de Geradores Fotovoltaicos – Geração Distribuída com Programas de Resposta à Demanda ... 69

Tabela 4.6 – Distribuição de Geradores Fotovoltaicos – Geração Distribuída com Armazenamento de Energia e Programas de Resposta à Demanda... 73

Tabela 4.7 – Distribuição de Sistemas de Armazenamento de Energia – Geração Distribuída com Armazenamento de Energia e Programas de Resposta à Demanda ... 73

Tabela 5.1 – Faturamento da Distribuidora – Caso Base ... 78

Tabela 5.2 – Faturamento da Distribuidora – Geração Distribuída – Cenário Econômico 1.. 79

Tabela 5.5 – Faturamento da Distribuidora – Geração Distribuída com Armazenamento de Energia – Cenário Econômico 1 ... 82

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Respostas à Demanda – Cenário Econômico 1 ... 85

Tabela 5.9 – Faturamento da Distribuidora – Geração Distribuída com Programas de Respostas à Demanda – Cenário Econômico 2 ... 86

Tabela 5.10 – Faturamento da Distribuidora – Geração Distribuída com Programas de Respostas à Demanda – Cenário Econômico 3 ... 87

Tabela 5.11 – Faturamento da Distribuidora – Geração Distribuída com Armazenamento de Energia e Programas de Respostas à Demanda – Cenário Econômico 1... 89

Tabela 6.1 – Otimização no Cenário Econômico 1 ... 92

Tabela 6.2 – Impacto Econômico Total no Cenário Econômico 1 ... 95

Tabela 6.4 – Impacto Econômico Total no Cenário Econômico 2 ... 98

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ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica CEPEL Centro de Pesquisas de Energia Elétrica

CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica EPE Empresa de Pesquisa Energética

IGBT Insulated Gate Bipolar Transistor MME Ministério de Minas e Energia

PRODIST Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional ProGD Programa de Desenvolvimento da Geração Distribuída de Energia Elétrica

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1 INTRODUÇÃO ... 19

1.1 OBJETIVOS ... 22

1.2 ESTRUTURA DO TRABALHO ... 23

2 RECURSOS ENERGÉTICOS DISTRIBUÍDOS... 25

2.1 GERAÇÃO FOTOVOLTAICA ... 25

2.1.1 Painel Fotovoltaico... 25

2.1.2 Inversor de Frequência ... 26

2.1.3 Medidor Bidirecional ... 27

2.1.4 A Geração Distribuída no Contexto Brasileiro ... 28

2.1.4.1 Resolução Normativa Nº 482 ... 28

2.1.4.2 Resolução Normativa Nº 687 ... 29

2.1.4.3 ProGD ... 30

2.2 SISTEMAS DE ARMAZENAMENTO DE ENERGIA ... 31

2.2.1 O Armazenamento de Energia no Contexto Brasileiro ... 32

2.3 PROGRAMAS DE RESPOSTA À DEMANDA ... 33

2.3.1 Programas de Resposta à Demanda no Contexto Brasileiro ... 33

2.4 TARIFA FEED-IN ... 34

2.5 EFEITOS DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA NAS REDES DE ENERGIA ELÉTRICA ... 36

2.5.1 Variação de Tensão em Regime Permanente ... 37

2.5.2 Desequilíbrio de Tensão ... 38

2.5.3 Perdas Elétricas ... 39

3 CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA E MÉTODOS DE SIMULAÇÃO ... 41

3.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DO SISTEMA ... 41

3.1.1 Topologia ... 41

3.1.2 Cargas ... 42

3.1.3 Armazenadores de Energia ... 44

3.1.4 Programa de Resposta à Demanda ... 45

3.1.5 Geradores Fotovoltaicos ... 46

3.2 CARACTERÍSTICAS DOS MODELOS TARIFÁRIOS ... 48

3.2.1 Cenário Econômico 1 ... 48

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3.3 MÉTODOS DE SIMULAÇÃO ... 51 3.3.1 Avaliação Técnica ... 51 3.3.2 Avaliação Econômica ... 52 4 AVALIAÇÃO TÉCNICA ... 54 4.1 CASO BASE ... 54 4.2 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA ... 55

4.2.1 Simulação com Diferentes Níveis de Inserção de Geração Distribuída ... 56

4.2.2 Influência do Clima ... 58

4.2.3 Influência do Comprimento da Rede ... 60

4.2.4 Influência do Fator de Potência da Carga ... 63

4.2.5 Influência da Potência dos Geradores ... 64

4.3 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM ARMAZENAMENTO DE ENERGIA ... 65

4.4 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM PROGRAMAS DE RESPOSTA À DEMANDA .. 69

4.5 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM ARMAZENAMENTO DE ENERGIA E PROGRAMAS DE RESPOSTA À DEMANDA ... 72

5 AVALIAÇÃO ECONÔMICA ... 77 5.1 CASO BASE ... 77 5.2 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA ... 78 5.2.1 Cenário Econômico 1 ... 78 5.2.2 Cenário Econômico 2 ... 79 5.2.3 Cenário Econômico 3 ... 80

5.3 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM ARMAZENAMENTO DE ENERGIA ... 81

5.4 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM PROGRAMAS DE RESPOSTA À DEMANDA .. 84

5.5 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM ARMAZENAMENTO DE ENERGIA E PROGRAMAS DE RESPOSTA À DEMANDA ... 88

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6.1 CENÁRIO ECONÔMICO 1 ... 92 6.2 CENÁRIO ECONÔMICO 2 ... 95 6.3 CENÁRIO ECONÔMICO 3 ... 98 7 CONCLUSÕES ... 102 7.1 TRABALHOS FUTUROS ... 103 REFERÊNCIAS ... 104

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1 INTRODUÇÃO

A utilização de sistemas fotovoltaicos para a produção de energia tem crescido de forma acelerada em todo o mundo. De acordo com dados da Agência Internacional de Energi-a, a capacidade instalada mundial atingiu a marca de 227 GW em 2015, um incremento de 50 GW em comparação ao ano anterior, o que representa uma taxa de crescimento de 28% no período. China, Japão e os EUA foram os países que mais avançaram em novas instalações, respondendo por 33,5 GW, ou 67% da capacidade instalada adicionada em 2015. Ademais, 23 países possuíam ao menos 1 GW de sistemas fotovoltaicos instalados [1]. A Figura 1.1 apre-senta a capacidade instalada mundial acumulada até o final de 2015 e a Figura 1.2 exibe o panorama das novas instalações para o mesmo ano de estudo.

Figura 1.1 – Capacidade Instalada Mundial em 2015.

Fonte: [1]

Figura 1.2 – Novas instalações no ano de 2015.

Fonte: [1]

Neste contexto, a geração distribuída, como é definida a geração próxima ao local de consumo, tem assumido um papel de destaque, uma vez que a sua implementação pode ser realizada em pequena escala e até mesmo por consumidores residenciais, como já acontece no Brasil.

Um importante passo para a viabilização da mini e microgeração no país foi a publica-ção da Resolupublica-ção Normativa Nº 482, de 17 de abril de 2012, que regulamentou as condições gerais de acesso e o sistema de compensação de energia elétrica [2]. Posteriormente, a Reso-lução Normativa Nº 687, de 24 de novembro de 2015, aperfeiçoou as normas para conexão ao sistema de distribuição e, consequentemente, reduziu as barreiras existentes aos consumidores para a adoção da geração distribuída [3]. Dados da Agência Nacional de Energia Elétrica

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mostram que 5040 consumidores possuíam sistemas de geração deste tipo em agosto de 2016, o que representa uma potência instalada de 47,9 MW [4]. A Figura 1.3 apresenta a evolução do número de conexões de geração distribuída no país desde 2012.

Figura 1.3 – Número de Conexões de Geração Distribuída no Brasil. Fonte: [4] Adaptado

Tendo em vista o potencial energético da fonte solar no território brasileiro e o número total de consumidores, percebe-se que a tecnologia ainda possui um grande espaço para cres-cimento. Políticas de incentivo, como por exemplo, através da Tarifa Feed-In, podem benefi-ciar o cálculo de retorno do investimento nestes sistemas e consequentemente contribuir na popularização da micro e mini geração [5].

Diversos fatores como, por exemplo, a economia em investimentos em transmissão, a redução das perdas nas redes e a melhoria da qualidade do serviço em energia elétrica podem ser citados como vantagens da geração distribuída, quando comparadas com a geração centra-lizada tradicional. Entretanto, tendo em vista o aumento da complexidade para o planejamento e operação da rede pelo lado da distribuidora, o impacto da inserção destes sistemas na infra-estrutura de distribuição de energia deve ser avaliado tecnicamente. A elevação da tensão em regime permanente, a alteração dos níveis de curto-circuito e o aumento da distorção harmô-nica na rede são alguns dos efeitos esperados quando da utilização de geradores fotovoltaicos conectados [6].

Sistemas de armazenamento, quando utilizados em conjunto com os geradores, permi-tem aliviar alguns destes impactos, como por exemplo, o aumento do perfil de tensão nos ho-rários de maior geração de energia e as flutuações de tensão originadas pelas alterações no

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clima, como aquelas causadas pelo sombreamento originado pela passagem de nuvens [7]. Além disso, os sistemas de armazenamento podem permitir uma maior autonomia energética para seus usuários, seja em relação à segurança de suprimento, fornecendo reserva para cargas prioritárias, seja em relação à otimização dos custos com a conta de energia, onde diferentes opções de tarifa estão disponíveis para os consumidores [8]. A Figura 1.4 apresenta um e-xemplo onde um sistema de armazenamento pode otimizar a utilização da energia gerada por sistemas fotovoltaicos.

Figura 1.4 – Utilização de Sistemas de Armazenamento em Conjunto com a Geração Fotovoltaica.

Fonte: [9] Adaptado

Por outro lado, os programas de resposta à demanda baseados em políticas de tarifação também podem influenciar nas decisões de utilização da energia pelos usuários e, portanto, nas condições operativas da rede [10]. Na modalidade tarifária horária Branca, por exemplo, o consumidor passa a ter a possibilidade de pagar diferentes valores de tarifa de energia em fun-ção do horário e do dia da semana [11]. Neste sentido, através do gerenciamento da carga, o consumidor pode decidir pela utilização da energia no instante em que é produzida pelos ge-radores distribuídos e assim contribuir para um menor carregamento das redes de distribuição. A Figura 1.5 apresenta um exemplo onde um programa de resposta à demanda é utilizado para a redução do pico de consumo através do deslocamento de carga.

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Figura 1.5 – Deslocamento da Carga em um Programa de Resposta à Demanda. Fonte: [12] Adaptado

Percebe-se então que os recursos energéticos distribuídos, através da geração distribuí-da, do armazenamento de energia e dos programas de resposta à demandistribuí-da, permitem que o consumidor assuma um papel central no desempenho das redes de energia elétrica, atuando de forma ativa tanto no lado da geração quanto no lado da carga. Ao mesmo tempo, as distribui-doras se preocupam duplamente com este novo paradigma, uma vez que, além dos impactos técnicos, os recursos energéticos distribuídos podem alterar de maneira significativa o fatura-mento das mesmas [13].

1.1 OBJETIVOS

Com base no exposto, e considerando ainda o crescente avanço tecnológico dos recur-sos energéticos distribuídos, os principais objetivos deste trabalho são:

1. Estudar os efeitos técnicos e econômicos da inserção de geração fotovoltaica na rede de distribuição para diferentes cenários de simulação;

2. Estudar os efeitos técnicos e econômicos da inserção de geração fotovoltaica na rede de distribuição quando sistemas de armaze-namento de energia estão disponíveis aos consumidores (deslo-camento da geração);

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3. Estudar os efeitos técnicos e econômicos da inserção de geração fotovoltaica na rede de distribuição quando programas de res-posta à demanda estão disponíveis aos consumidores (desloca-mento da carga);

4. Estudar os efeitos técnicos e econômicos da inserção de geração fotovoltaica na rede de distribuição quando sistemas de armaze-namento de energia e programas de resposta à demanda estão disponíveis aos consumidores (deslocamento da geração e des-locamento da carga).

1.2 ESTRUTURA DO TRABALHO

Esta dissertação está organizada em sete capítulos e um apêndice, conforme resumos apresentados na sequência. Neste primeiro capítulo, é apresentado o contexto dos recursos energéticos distribuídos no Brasil e no mundo, além de destacar os benefícios e os desafios a serem enfrentados para a integração destes sistemas. Além disso, são apresentados também os objetivos deste trabalho.

No capítulo 2, são apresentados os conceitos sobre a geração solar fotovoltaica, os sis-temas de armazenamento de energia e os programas de reposta à demanda, além de descrever a normatização brasileira e os eventuais incentivos para cada um destes recursos. Ao mesmo tempo, são discutidos os principais impactos técnicos da inserção de geração distribuída nos sistemas de distribuição de energia.

No capítulo 3, são apresentadas as características técnicas do sistema utilizado para as simulações, tais como a topologia, cargas, armazenadores de energia, programas de resposta à demanda e geradores fotovoltaicos. São expostas também as particularidades de cada modelo tarifário considerado e os métodos utilizados para a realização das análises.

No capítulo 4, são apresentados os resultados da avaliação técnica, focando na varia-ção de tensão em regime permanente, no desequilíbrio de tensão e nas perdas elétricas do sis-tema. Os seguintes casos são considerados para simulação: caso base; caso com geração dis-tribuída; caso com geração distribuída e sistemas de armazenamento de energia; caso com geração distribuída e programas de resposta à demanda; e caso com geração distribuída, sis-temas de armazenamento de energia e programas de resposta à demanda.

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No capítulo 5, são apresentados os resultados da avaliação econômica, considerando a tarifa convencional, a tarifa branca e a tarifa feed-in. São verificados como os diferentes mo-delos tarifários impactam no cálculo da conta de energia dos consumidores e, consequente-mente, no faturamento das distribuidoras. É importante destacar que os custos associados à aquisição de painéis fotovoltaicos, sistemas de armazenamento de energia e controladores de carga, no caso dos programas de resposta à demanda, não são computados na análise.

No capítulo 6, são apresentados os resultados combinados da avaliação técnica e eco-nômica, considerando os atributos que otimizam o custo de energia para cada consumidor. A variação de tensão em regime permanente, o desequilíbrio de tensão e as perdas elétricas do sistema são verificadas pelo lado técnico e o impacto no faturamento para a distribuidora é avaliado pelo lado econômico.

No capítulo 7, são apresentadas as conclusões desta dissertação e também as sugestões para trabalhos futuros.

Por fim, no Apêndice são apresentadas as curvas de carga dos consumidores da rede utilizada como modelo.

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2 RECURSOS ENERGÉTICOS DISTRIBUÍDOS

Neste capítulo são apresentados os conceitos básicos sobre os recursos energéticos dis-tribuídos, incluindo a geração solar fotovoltaica, os sistemas de armazenamento de energia e os programas de reposta à demanda, além da normatização brasileira para cada um destes te-mas. São ainda discutidos alguns dos principais impactos técnicos da inserção de geração dis-tribuída nas redes elétricas de baixa tensão, como a variação de tensão em regime permanente, o desequilíbrio de tensão e as perdas elétricas.

2.1 GERAÇÃO FOTOVOLTAICA

Um sistema de geração de energia fotovoltaica conectado à rede é tipicamente forma-do por painéis fotovoltaicos, por um inversor de frequência e por um mediforma-dor bidirecional, conforme esquema indicado na Figura 2.1.

Figura 2.1 – Topologia de um Sistema de Geração de Energia Conectado à Rede. Fonte: [14] Adaptado

2.1.1 Painel Fotovoltaico

A possibilidade de conversão da luz em energia elétrica é conhecida desde a primeira metade do século XIX, quando o físico francês Edmond Becquerel observou que ao iluminar uma solução ácida surgia uma diferença de potencial entre os eletrodos imersos nesta solução. Entretanto foi somente muitas décadas depois, nos anos de 1950, que a tecnologia fotovoltaica

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ganhou impulso, quando as primeiras aplicações no setor de telecomunicações, e posterior-mente no campo aeroespacial, começaram a surgir [15].

Um painel fotovoltaico é formado por células conectadas em arranjos para produzir tensão e corrente para a utilização prática da energia. As células podem ser construídas a par-tir de diferentes materiais semicondutores, como o Silício (Si), o Arsenieto de Gálio (GaAs) e o Telureto de Cádmio (CdTe), sendo que as células construídas a partir de lâminas de silício cristalino são as mais produzidas em todo o mundo atualmente, com uma participação de a-proximadamente 90% do mercado [16]. A Figura 2.2 apresenta uma célula deste tipo.

Figura 2.2 – Célula Fotovoltaica de Silício Cristalino. Fonte: [15]

Novas tecnologias podem permitir o avanço na eficiência das células, tendo em vista que a eficiência média das mesmas ainda é baixa, variando entre 15 e 21% para uma célula comercial de silício cristalino, por exemplo. Células produzidas a partir de tecnologias multi-junção já alcançam 46 % de eficiência em testes realizados em laboratório.

2.1.2 Inversor de Frequência

Tendo em conta que a energia de um painel fotovoltaico é gerada em corrente contí-nua, dispositivos condicionadores de energia são utilizados para a conversão da energia para corrente alternada antes de estar disponível para as cargas. Os equipamentos utilizados para tal fim são os inversores de frequência.

Composto por chaves eletrônicas de estado sólido, os inversores devem ser capazes de fornecer uma tensão de saída com amplitude, frequência e conteúdo harmônico adequados

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para a conexão com a tensão da rede. A Figura 2.3 apresenta a topologia básica de um inver-sor de frequência do tipo fonte de tensão utilizando chaves semicondutoras IGBT [17].

Figura 2.3 – Topologia Básica de um Inversor de Frequência do Tipo Fonte de Tensão. Fonte: [17]

Estes equipamentos também podem agregar funções de proteção, como sub/sobre ten-são, sub/sobre frequência e anti-ilhamento, de forma a atender os requisitos definidos pela ANEEL para o acesso ao sistema de distribuição de energia.

2.1.3 Medidor Bidirecional

De acordo com a normatização brasileira, a medição de energia para as unidades con-sumidoras com geração distribuída deve ser realizada através de um medidor bidirecional para que haja a contabilização da energia que é injetada na rede. Alternativamente a medição tam-bém pode ser realizada através de dois medidores unidirecionais, desde que seja a alternativa de menor custo ou quando solicitado pelo titular da unidade consumidora [18]. A Figura 2.4 e a Figura 2.5 apresentam estas configurações.

(28)

Figura 2.4 – Medição Bidirecional de Energia com a Utilização de Um Medidor Bidirecional.

Fonte: [14] Adaptado

Figura 2.5 – Medição Bidirecional de Energia com a Utilização de Dois Medidores Unidirecionais .

Fonte: [14] Adaptado

Corte/Religamento remoto, alerta de fraude, medição de qualidade da energia elétrica e possibilidade de comunicação remota são algumas das funcionalidades adicionais que po-dem ser encontradas em medidores eletrônicos atualmente disponíveis no mercado [19].

2.1.4 A Geração Distribuída no Contexto Brasileiro

2.1.4.1 Resolução Normativa Nº 482

Um importante passo para a viabilização da geração distribuída no Brasil foi a publi-cação da Resolução Normativa Nº 482, de 17 de abril de 2012, que regulamentou as condi-ções gerais de acesso e o sistema de compensação de energia elétrica [2].

(29)

Para efeitos da resolução, foram definidas duas classificações para as centrais de gera-ção: a microgeração distribuída, com potência instalada menor ou igual a 100 kW, e a minige-ração distribuída, com potência instalada superior a 100 kW e menor ou igual a 1 MW, ambas conectadas na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras. Além disso, as fontes de energia foram nominalmente determinadas, sendo consideradas a hidráuli-ca, a solar, a eólihidráuli-ca, a biomassa e a cogeração qualificada.

Em relação à forma de acesso, a resolução definiu que a potência instalada de geração deve ser limitada à carga instalada, no caso de consumidor do grupo B, e à demanda contrata-da, no caso de consumidor do grupo A. Os requisitos para conexão foram incluídos na atuali-zação da Seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST.

O Sistema de Compensação de Energia Elétrica se baseia no empréstimo gratuito de energia à distribuidora local pelo consumidor que possui sistema de geração distribuída, vi-sando o posterior abatimento do consumo de energia através de créditos na conta. O prazo para a utilização dos créditos foi definido em 36 meses, sendo que os mesmos poderiam ser utilizados também em outras unidades consumidoras, desde que de mesma titularidade.

Como alterações são necessárias no sistema de medição de energia, a resolução deter-mina que o custo pela adequação do medidor é de responsabilidade do consumidor interessa-do. Por outro lado, a operação e manutenção do mesmo é de responsabilidade da distribuido-ra.

2.1.4.2 Resolução Normativa Nº 687

Em 24 de novembro de 2015, a ANEEL publicou a Resolução Normativa Nº 687, com o objetivo de aprimorar as regras sobre a geração distribuída no Brasil e, consequentemente, reduzir as barreiras existentes à conexão dos micro e minigeradores [3].

Dentre os pontos modernizados, destaca-se a criação de novas classificações e modali-dades para o consumidor, como a possibilidade de instalação de geração distribuída em em-preendimentos com múltiplas unidades consumidoras, como em condomínios, a geração compartilhada, por meio de consórcio ou cooperativa, e o auto-consumo remoto, onde o con-sumidor pode compensar a energia em outro imóvel dentro da mesma área de concessão da distribuidora.

Da mesma forma, o Sistema de Compensação de Energia Elétrica também foi alterado, permitindo que os créditos gerados possam ser utilizados por até 60 meses. A fatura destes

(30)

consumidores deve conter informações complementares àquelas dos consumidores conven-cionais, como o saldo anterior de créditos em kWh, a energia elétrica ativa injetada por posto tarifário e o saldo atualizado de créditos.

Além disso, a norma redefiniu a faixa de potência da microgeração para até 75 kW e a da minegeração de 75 kW até 3 MW, no caso de fontes hídricas, e de 75 kW até 5 MW, para as demais fontes de energia renovável e cogeração qualificada.

Em relação aos procedimentos de solicitação de acesso, a ANEEL elaborou formulá-rios padrão, uma vez que até então as informações solicitadas aos consumidores variavam de distribuidora para distribuidora. O prazo total para avaliação da solicitação de acesso foi redu-zido de 82 para 34 dias.

Uma nova revisão da norma está prevista para acontecer até 31 de dezembro de 2019.

2.1.4.3 ProGD

O Programa de Desenvolvimento da Geração Distribuída de Energia Elétrica, o ProGD, é um programa lançado pelo Governo Federal, em 15 de dezembro de 2015, para ala-vancar ações de estímulo à geração distribuída no Brasil, em especial a solar fotovoltaica [20]. Um dos principais pontos previstos na portaria foi a atualização dos Valores Anuais de Referência Específicos (VRES), montante pago pela distribuidora ao gerador pela energia injetada na rede. O programa também definiu fórmulas de reajuste baseadas na inflação para a manutenção competitiva dos valores durante a vigência do contrato. Atualmente as distribui-doras podem contratar até 10% de seu mercado de fontes de geração de energia distribuída.

Além disso, a portaria institui também a criação de um grupo de trabalho para acom-panhar ações e propor aprimoramentos legais, regulatórios e tributários de estímulo à Geração Distribuída, incluindo o estudo de mecanismos simplificados para a comercialização de gera-ção distribuída no Ambiente de Contratagera-ção Livre (ACL). Este grupo de trabalho é composto por representantes do MME, ANEEL, EPE, CEPEL e CCEE, além de prever o convite de representantes de outros órgãos, associações ou empresas quando necessário ao desenvolvi-mento dos trabalhos.

Dentre as ações esperadas pelo Governo Federal para o grupo de trabalho, destacam-se: a criação e expansão de linhas de crédito para projetos de geração distribuída, o incentivo à indústria de componentes e equipamentos, o fomento à capacitação e formação de recursos

(31)

humanos, e a atração de investimentos para favorecer a transferência e nacionalização de tecnologias para as energias renováveis.

2.2 SISTEMAS DE ARMAZENAMENTO DE ENERGIA

A utilização de sistemas de armazenamento de energia em conjunto com geradores fo-tovoltaicos já é bem difundida nos sistemas isolados, onde o consumidor não tem acesso a uma rede de distribuição de energia elétrica. Nestes sistemas, a energia que é gerada e não é utilizada instantaneamente pelas cargas é armazenada usualmente em um banco de baterias, para que o usuário possa utilizá-la posteriormente. Aplicações comuns incluem o acionamento de lâmpadas, televisores e refrigeradores [21].

Uma inovação recente foi a inclusão das baterias em sistemas de geração de energia elétrica conectados a rede, onde as mesmas podem permitir uma maior autonomia energética para seus usuários, seja em relação à segurança de suprimento, fornecendo reserva para cargas prioritárias, seja em relação à otimização dos custos com a conta de energia, onde diferentes opções de tarifa estão disponíveis para o consumidor. A Figura 2.6 mostra a topologia básica de um sistema de geração de energia com sistema de armazenamento conectado à rede.

Figura 2.6 – Topologia de um Sistema de Geração de Energia com Sistema de Armazenamento Conectado à

Rede. Fonte: [14] Adaptado

O armazenamento de energia pode ser realizado de diversas formas, como através de sistemas mecânicos, como em volantes de inércia e usinas reversíveis; através de sistemas elétricos, como em supercapacitores; através de sistemas químicos, como em células de

(32)

hi-drogênio; e através de sistemas eletroquímicos, como em baterias. Estes sistemas podem ter capacidade que varia entre poucos kWh até dezenas de TWh, conforme verifica-se na Figura

2.7 [22].

Figura 2.7 – Tecnologias de Armazenamento de Energia. Fonte: [22]

Em sistemas de pequena potência, como aqueles encontrados em ambientes residenci-ais, as baterias são os dispositivos mais utilizados para o armazenamento de energia, podendo ser do tipo Chumbo-Ácido (Pb-Ácido), Níquel-Cádmo (NiCd), Níquel-hidreto metálico (Ni-MH) e íon de Lítio (Li-ion), por exemplo [23].

2.2.1 O Armazenamento de Energia no Contexto Brasileiro

Apesar de ainda não regulamentada, a ANEEL lançou uma chamada para projetos de pesquisa e desenvolvimento sobre o armazenamento de energia em 26 de julho de 2016. Com o título “Arranjos Técnicos e Comerciais para a Inserção de Sistemas de Armazenamento de Energia no Setor Elétrico Brasileiro”, além de avaliar os meios para a inclusão da tecnologia, a chamada tem como objetivo a construção de plantas-piloto de armazenamento de energia conectadas à rede de distribuição e/ou transmissão de energia elétrica, tendo em vista que o país ainda carece de experiências práticas sobre a implementação destes sistemas [24].

Com duração de 48 meses, os projetos selecionados deverão contribuir para a criação de base tecnológica para o desenvolvimento de produtos e serviços na área, além de fornece-rem subsídios para o aprimoramento regulatório do assunto. Podem participar da chamada

(33)

empresas concessionárias ou permissionárias de serviço público de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica.

A pesquisa poderá ser focada em sistemas de armazenamento eletromecânicos, eletro-químicos, em células a combustível, térmicos, químicos e outros, de acordo com os métodos de armazenamento disponíveis.

2.3 PROGRAMAS DE RESPOSTA À DEMANDA

Programas de Resposta à Demanda são utilizados para ajustar a curva de carga dos consumidores através de incentivos ou por alterações na tarifa de energia. Tendo em vista que a infraestrutura de distribuição é projetada considerando-se a máxima demanda, conclui-se que a utilização de tais programas pode permitir a redução de investimentos em novas usinas, linhas e subestações [25].

A Tarifação por Período de Uso, onde diferentes tarifas são aplicadas de acordo com as horas de utilização do dia e dos dias da semana, é uma das alternativas dos Programas de Resposta à Demanda. No Brasil, este modelo é conhecido como a Tarifa Branca.

2.3.1 Programas de Resposta à Demanda no Contexto Brasileiro

A modalidade tarifária horária branca foi instituída pela Resolução Normativa Nº 479, de 3 de abril de 2012, e prevê tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica para clien-tes do grupo B, exceto para o subgrupo B4 (Iluminação Pública) e para a subclasse de Baixa Renda do subgrupo B1 (Residencial) [11].

A tarifa de energia nesta modalidade é dividida em três postos tarifários, conforme pe-ríodo definido pela ANEEL nas revisões tarifárias de cada distribuidora: Ponta, 3 horas con-secutivas de maior carregamento da rede; Intermediário, 1 hora imediatamente anterior e outra imediatamente posterior ao horário de ponta; e Fora de Ponta, demais horas do dia e finais de semana e feriados. A Figura 2.8 exibe um comparativo entre a Tarifa Branca e a Tarifa Con-vencional [26].

(34)

Figura 2.8 – Tarifa Branca x Tarifa Convencional. Fonte: [26]

O cronograma de implantação desta nova modalidade tarifária foi definido na Resolu-ção Normativa Nº 733, de 6 de setembro de 2016, e prevê que a partir de 1º de janeiro de 2018 os novos consumidores e também aqueles com média anual de consumo superior à 500 kWh por mês poderão solicitar a adesão. Na segunda etapa, a partir de 2019, a opção es-tará disponível às unidades com consumo médio anual superior a 250 kWh por mês. Por fim, a partir de 2020, todos os demais clientes poderão, voluntariamente, aderir à tarifa [27].

2.4 TARIFA FEED-IN

A Tarifa Feed-In é uma política pública utilizada por muitos países para incentivar a penetração da geração distribuída em suas matrizes energéticas. Nesta modalidade tarifária o valor pago pela energia exportada para a rede é, em geral, maior do que o valor pago pela energia consumida, viabilizando assim a instalação de sistemas de geração com fontes reno-váveis, que possuem custos de investimento mais elevados [28].

O benefício normalmente é assegurado através de contratos de longa duração, que po-dem chegar a 25 anos, e consideram uma diminuição do prêmio pago às novas instalações no decorrer do tempo, a fim de acompanhar a redução dos custos decorrentes do avanço da tec-nologia e dos ganhos de escala. A título de exemplo, a Figura 2.9 e a Figura 2.10 apresentam

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o desenvolvimento da Tarifa Feed-In e o preço médio de instalação de sistemas fotovoltaicos na Alemanha. Entre 2000 e 2015 aproximadamente 39 GW de geração fotovoltaica foram adicionadas ao sistema energético alemão, comprovando assim a eficácia do programa [29] [30].

Figura 2.9 – Tarifa Feed-In na Alemanha. Fonte: [29]

Figura 2.10 – Preço Médio para Sistemas Fotovoltaicos com Potência Nominal entre 10 e 100 kWp. Fonte: [30]

Tendo em vista que o prêmio pago na Tarifa Feed-In é, normalmente, financiado atra-vés do aumento da tarifa de consumo para todos os usuários da rede, este tipo de programa

(36)

exige que frequentes ajustes sejam realizados para que a tarifa de energia não se eleve dema-siadamente e acarrete no aumento da inflação e na diminuição da competitividade da indústria eletrointensiva. Ainda em relação à Alemanha, no ano de 2014, 21,4 % do custo da energia para o consumidor residencial correspondia a uma sobretaxa para o financiamento da Tarifa Feed-In. A Figura 2.11 apresenta a evolução do valor desta sobretaxa (EEG Levy, em inglês) em relação ao custo da energia para os consumidores.

Figura 2.11 – Evolução da Sobretaxa para Financiamento da Tarifa Feed-In em Relação ao Custo da Energia

para o Consumidor Residencial e Industrial na Alemanha. Fonte: [30]

Apesar de não regulamentada no Brasil, a Tarifa Feed-In será considerada nas simula-ções realizadas neste trabalho, com o objetivo de se quantificar o impacto técnico e econômi-co nas distribuidoras caso a modalidade venha a ser disponibilizada futuramente aos econômi- consu-midores.

2.5 EFEITOS DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA NAS REDES DE ENERGIA ELÉTRICA

A inserção de geradores distribuídos pode alterar de maneira significativa a qualidade da energia elétrica na rede. A variação da tensão em regime permanente, o aumento do dese-quilíbrio de tensão e a alteração das perdas elétricas são alguns dos efeitos esperados quando da utilização de geradores fotovoltaicos conectados.

(37)

2.5.1 Variação de Tensão em Regime Permanente

Um dos principais impactos, e usualmente o fator limitador na instalação de geradores distribuídos na rede, é o aumento do perfil de tensão em regime permanente [31]. A avaliação deste efeito pode ser calculada através da Equação 2.1:

∆ = − ≈ ( − ) + ( − )

Equação 2.1 – Variação de Tensão em Regime Permanente

Onde:

∆ – Variação de Tensão na Barra (V) – Potência ativa do Gerador (W) – Tensão na Carga (V) – Potência ativa da Carga (W) – Tensão na Subestação (V) – Potência reativa do Gerador (VAr) – Resistência da Linha (Ω) – Potência reativa da Carga (VAr) – Reatância da Linha (Ω)

Tendo em vista que nas redes de distribuição o valor da resistência das linhas é usual-mente superior ao da reatância, isto é, com baixa relação X/R, e que os inversores de frequên-cia são controlados de forma a operarem com fator de potênfrequên-cia próximo à unidade, isto é, com baixa inserção de potência reativa, conclui-se que:

a) Quanto maior for a diferença entre a potência gerada (PG) e a potência consumida

(PC), maior será a variação de tensão na barra (∆V);

b) E que quanto menor for a tensão na carga (VC), como o que ocorre nas redes de

dis-tribuição de baixa tensão, maior também será a variação de tensão (∆V).

A normatização brasileira, através do PRODIST, classifica a tensão segundo faixas em torno da tensão de referência [18]. No caso dos pontos de conexão em tensão nominal igual ou inferior a 1 kV (220/127 V), objeto principal de estudo neste trabalho, as faixas de classifi-cações de tensões são as mostradas na Tabela 2.1.

(38)

Tabela 2.1 – Faixas de Classificação de Tensões

Tensão de Atendimento Faixa de Variação da Tensão de Leitura – TL (Volts)

Adequada (202 ≤ TL ≤ 231)/(117 ≤ TL≤ 133)

Precária (191 ≤ TL < 202 ou 231 < TL ≥ 233) (110 ≤ TL < 117 ou 133 < TL ≥ 135) Crítica (TL < 191 ou TL > 233)/(TL < 110 ou TL > 135)

2.5.2 Desequilíbrio de Tensão

O desequilíbrio de tensão é o fenômeno associado às alterações dos padrões trifásicos do sistema de distribuição. Tendo em vista a existência de consumidores com ligações mono-fásicas e bimono-fásicas nas redes de baixa tensão, conclui-se que as mesmas são naturalmente de-sequilibradas [32].

A inserção de geradores distribuídos monofásicos ou bifásicos pode aumentar o nível de desequilíbrio na rede, causando impactos não somente em ativos da distribuidora, tais co-mo em transformadores e cabos, mas também nas cargas de todos os consumidores conecta-dos à rede, como em motores e acionamentos eletrônicos.

O cálculo do fator de desequilíbrio de tensão pode ser realizado através da Equação

2.2:

= × 100

Equação 2.2 – Fator de Desequilíbrio de Tensão

Onde:

– Fator de Desequilíbrio de Tensão (%)

– Magnitude da Tensão de Sequência Negativa (VRMS)

– Magnitude da Tensão de Sequência Positiva (VRMS)

Alternativamente, pode-se calcular o mesmo fator através das medições das tensões trifásicas de linha, conforme Equação 2.3:

(39)

= 100 1 − 3 − 6

1 + 3 − 6 , =

+ +

Equação 2.3 – Fator de Desequilíbrio de Tensão – Fórmula Alternativa

Onde:

– Fator de Desequilíbrio (%)

, e – Magnitudes das Tensões Trifásicas de Linha (VRMS)

De acordo com o PRODIST, o fator de desequilíbrio nos barramentos do sistema de distribuição deve ser limitado a 2%, porém este valor não é aplicado à baixa tensão, que não possui limite definido. Como outras normas internacionais, como a IEC 61000-2-2:2002 [33], também definem o limite de 2% para o desequilíbrio em sistemas de distribuição em baixa tensão este será o valor considerado como adequado nas avaliações técnicas realizadas neste trabalho.

2.5.3 Perdas Elétricas

As perdas elétricas em um sistema de distribuição de energia estão diretamente ligadas ao nível de carregamento da rede, isto é, quanto maior for a circulação de corrente nas linhas, maiores serão as perdas. A inserção de geradores distribuídos tem o potencial de redução des-tes valores, uma vez que as cargas podem ser alimentadas localmente, evitando assim a circu-lação de corrente nos cabos da rede de distribuição. Ao mesmo tempo, caso a potência de ge-ração seja maior que a da carga, existirá um fluxo reverso de corrente no sistema de distribui-ção, acarretando assim num provável aumento das perdas [34].

O cálculo das perdas elétricas nas redes de distribuição pode ser realizado através da

Equação 2.4:

= ( + − 2 cos )

Equação 2.4 – Perdas Elétricas

Onde:

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– Condutância da Linha de Distribuição (S) – Tensão na Origem do Circuito (V)

– Tensão na Carga (V)

(41)

3 CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA E MÉTODOS DE SIMULAÇÃO

Neste capítulo são apresentadas as características técnicas do sistema empregado nas simulações, incluindo detalhes sobre a topologia, cargas, armazenadores de energia, progra-mas de resposta à demanda e geradores fotovoltaicos. Em seguida, são descritas as particula-ridades de cada modelo tarifário considerado. Por fim, são apresentados os métodos utilizados para a realização das avaliações técnicas e econômicas.

3.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DO SISTEMA

3.1.1 Topologia

O sistema utilizado nas investigações deste trabalho é formado por uma rede de distri-buição de baixa tensão em topologia radial. O sistema possui vinte barras, onde em cada barra existe um consumidor conectado, objetivando assim representar uma região de atendimento de perfil predominantemente residencial. A Figura 3.1 apresenta como a rede está construída.

(42)

Um transformador de distribuição está instalado na origem do circuito e é alimentado por um ramal de média tensão da distribuidora. As características deste equipamento são indi-cadas na Tabela 3.1.

Tabela 3.1 – Características do Transformador de Distribuição

Característica Valor

Potência Nominal 75 kVA

Tensão Primária 13,8 kV

Tensão Secundária 220 V

Ligação Primária Delta

Ligação Secundária Estrela Aterrada

Reatância 4 %

Perdas Nominais 1,5 %

As barras do sistema estão distribuídas em trechos de 30 m, totalizando desta maneira 300 m entre o transformador e a barra mais distante da origem do circuito. Os parâmetros elé-tricos das linhas de distribuição são exibidos na Tabela 3.2.

Tabela 3.2 – Características das Linhas de Distribuição

Tipo Resistência_(Ω/km) Reatância_(Ω/km)

L1 0,4791 0,3155

L2 0,6045 0,3249

3.1.2 Cargas

Os consumidores apresentam carga instalada entre 2 kW e 5 kW, fator de potência uni-tário, exceto nas simulações com variação do fator de potência, e estão conectados na rede de distribuição através de ligações bifásicas. Nas simulações de fluxo de potência as mesmas são modeladas como potência constante. A Tabela 3.3 mostra as características técnicas das car-gas.

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Tabela 3.3 – Características das Cargas Carga Barra de Conexão Fases _Potência (kVA) Fator de Potência A B C C01 B01 x x 4 1 C02 B02 x x 3 1 C03 B03 x x 2 1 C04 B04 x x 3 1 C05 B05 x x 5 1 C06 B06 x x 3 1 C07 B07 x x 3 1 C08 B08 x x 5 1 C09 B09 x x 2 1 C10 B10 x x 4 1 C11 B11 x x 4 1 C12 B12 x x 2 1 C13 B13 x x 5 1 C14 B14 x x 2 1 C15 B15 x x 3 1 C16 B16 x x 4 1 C17 B17 x x 4 1 C18 B18 x x 2 1 C19 B19 x x 3 1 C20 B20 x x 5 1

A curva de carga é individualizada para cada consumidor e a sua construção foi baseada em dados de medição de consumo de energia em residências canadenses [35]. O intervalo de tempo utilizado entre as medições foi de 15 minutos. O APÊNDICE A1 apresenta a curva de carga de cada um dos consumidores.

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3.1.3 Armazenadores de Energia

Nas simulações onde armazenadores de energia estão conectados, estes apresentam ca-pacidade nominal entre 4 kWh e 10 kWh, potência de 2,5 kW e eficiência de 90% nos proces-sos de carga e descarga. A ligação é bifásica e segue a mesma configuração das cargas para cada consumidor. Nas simulações de fluxo de potência os mesmos são modelados como po-tência constante. A Tabela 3.4 exibe as características técnicas destes equipamentos.

Tabela 3.4 – Características dos Armazenadores de Energia

Armazenador Barra de Conexão Fases _Capacidade (kWh) Potência (kW) Eficiência (%) A B C A01 B01 x x 8 2,5 90 A02 B02 x x 6 2,5 90 A03 B03 x x 4 2,5 90 A04 B04 x x 6 2,5 90 A05 B05 x x 10 2,5 90 A06 B06 x x 6 2,5 90 A07 B07 x x 6 2,5 90 A08 B08 x x 10 2,5 90 A09 B09 x x 4 2,5 90 A10 B10 x x 8 2,5 90 A11 B11 x x 8 2,5 90 A12 B12 x x 4 2,5 90 A13 B13 x x 10 2,5 90 A14 B14 x x 4 2,5 90 A15 B15 x x 6 2,5 90 A16 B16 x x 8 2,5 90 A17 B17 x x 8 2,5 90 A18 B18 x x 4 2,5 90 A19 B19 x x 6 2,5 90 A20 B20 x x 10 2,5 90

O controle dos armazenadores é efetuado conforme estratégia apresentada na Tabela

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Tabela 3.5 – Controle dos Armazenadores de Energia

Horário Inicial Horário Final Ação

00h15 9h30 Em espera

9h45 18h00 Carregar

18h15 00h00 Descarregar

3.1.4 Programa de Resposta à Demanda

Nas simulações onde os programas de resposta à demanda são considerados, os consu-midores participantes alteram os seus padrões de consumo de tal forma que 50% da carga que seria acionada entre 18h00 e 23h00 é acionada entre 9h30 e 14h30. Esta mudança no padrão de consumo pode ser realizada em uma residência através do controle de eletrodomésticos, tais como máquinas de lavar, equipamentos de ar condicionado e fornos elétricos.

A Equação 3.1 apresenta o modelo matemático utilizado para o deslocamento da carga:

′( 1) = ( 1) + 0,5 ∗ ( 2) ′( 2) = 0,5 ∗ ( 2)

Equação 3.1 – Programa de Resposta à Demanda

Onde:

( 1) – Potência da carga entre 9h30 e 14h30 ( 2) – Potência da carga entre 18h00 e 23h00 ′( 1) – Nova potência da carga entre 9h30 e 14h30 ′( 2) – Nova potência da carga entre 18h00 e 23h00

A título de exemplo, a Figura 3.2 mostra a curva de carga do consumidor C20 na situ-ação padrão e na situsitu-ação onde o mesmo faz parte de um programa de resposta à demanda.

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Figura 3.2 – Curvas de Carga Normalizadas para o Consumidor C20

3.1.5 Geradores Fotovoltaicos

Os sistemas de geração de energia estão presentes em cada consumidor dependendo do nível de geração distribuída considerado na simulação. A potência dos mesmos varia entre 2 kWp e 5 kWp e a conexão dos sistemas à rede é realizado através de ligações bifásicas. Nas simulações de fluxo de potência os mesmos são modelados como potência constante. A

Tabe-la 3.6 apresenta as características técnicas destes equipamentos.

Tabela 3.6 – Características dos Geradores Fotovoltaicos

Gerador Fotovoltaico Barra de Conexão Fases _Potência (kWp) A B C G01 B01 x x 4 G02 B02 x x 3 G03 B03 x x 2 G04 B04 x x 3 G05 B05 x x 5 G06 B06 x x 3 G07 B07 x x 3

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G08 B08 x x 5 G09 B09 x x 2 G10 B10 x x 4 G11 B11 x x 4 G12 B12 x x 2 G13 B13 x x 5 G14 B14 x x 2 G15 B15 x x 3 G16 B16 x x 4 G17 B17 x x 4 G18 B18 x x 2 G19 B19 x x 3 G20 B20 x x 5

As curvas de geração foram construídas a partir de dados de irradiação solar medidos na Usina Fotovoltaica de Tanquinho, em Campinas – SP, e são aplicadas de forma uniforme a todos os geradores fotovoltaicos da rede, uma vez que os mesmos se encontram na mesma região geográfica. O intervalo de tempo utilizado para a composição das curvas é de 15 minu-tos. Neste trabalho são considerados três cenários de clima: dia ensolarado, dia nublado e dia chuvoso, sendo que os dois últimos são utilizados apenas para análises de sensibilidade. Para todos os outros casos simulados o cenário considerado é o de dia ensolarado. A Figura 3.3 apresenta os gráficos normalizados de geração de energia.

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Figura 3.3 – Curva de Geração de Energia para Dia Ensolarado (a), Dia Nublado (b) e Dia Chuvoso (c)

3.2 CARACTERÍSTICAS DOS MODELOS TARIFÁRIOS

Na avaliação dos impactos econômicos nas distribuidoras, são considerados três mode-los tarifários, sendo eles: a Tarifação Convencional, a Tarifação Branca e a Tarifação Feed-In. A partir destes modelos tarifários, são construídos três cenários de simulação, onde o prêmio pago pela energia gerada na Tarifa Feed-In em relação à Tarifa Convencional é apurado nos patamares de 10%, 20% e 50%.

3.2.1 Cenário Econômico 1

Neste cenário, a Tarifa Convencional é definida no valor fixo de uma unidade monetária por kWh ($ 1,00 / kWh), não havendo distinção entre os valores de energia gerada e energia consumida.

A Tarifa Branca é definida em três patamares de cobrança: cinquenta e cinco centavos de unidade monetária por kWh ($ 0,55 / kWh) no período fora de ponta, compreendido pelos horários entre 00h00 e 17h00 e pelos horários entre 22h00 e 24h00; uma unidade monetária e

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sessenta e cinco centavos por kWh ($ 1,65 / kWh) no período intermediário, compreendido pelos horários entre 17h00 e 18h00 e pelos horários entre 21h00 e 22h00; e de duas unidades monetárias e setenta e cinco centavos por kWh ($ 2,75 / kWh) no período de ponta, compre-endido pelos horários entre 18h00 e 21h00; não havendo distinção entre os valores de energia gerada e energia consumida.

A Tarifa Feed-In é definida no valor fixo de uma unidade monetária por kWh consumi-do ($ 1,00 / kWh), assim como na Tarifação Convencional, e de uma unidade monetária e dez centavos por kWh gerado ($ 1,10 / kWh), independentemente do horário do dia.

A Figura 3.4 apresenta como as diferentes tarifas são faturadas no decorrer de um dia de operação da rede para o Cenário Econômico 1.

Figura 3.4 – Tarifas no Cenário Econômico 1

Neste cenário, a Tarifa Convencional e a Tarifa Branca são faturadas da mesma maneira que no Cenário Econômico 1. Já a Tarifa Feed-In é definida no valor fixo de uma unidade monetária por kWh consumido ($ 1,00 / kWh), assim como na Tarifação Convencional, e de uma unidade monetária e vinte centavos por kWh gerado ($ 1,20 / kWh), independentemente do horário do dia.

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Neste cenário, a Tarifa Convencional e a Tarifa Branca são faturadas da mesma maneira que nos Cenários Econômicos 1 e 2. Já a Tarifa Feed-In é definida no valor fixo de uma uni-dade monetária por kWh consumido ($ 1,00 / kWh), assim como na Tarifação Convencional, e de uma unidade monetária e cinquenta centavos por kWh gerado ($ 1,50 / kWh), indepen-dentemente do horário do dia.

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3.3 MÉTODOS DE SIMULAÇÃO

3.3.1 Avaliação Técnica

A avaliação técnica é realizada por meio de repetidas simulações de fluxo de potência da rede utilizada como modelo, sendo que para cada caso estudado a rede é simulada para cinco níveis de inserção de geração distribuída, além do caso base. O nível de inserção de geração distribuída é definido pela razão entre a soma da potência ativa dos geradores foto-voltaicos em relação à soma da carga instalada de todos os consumidores da rede, conforme se verifica na Equação 3.2:

= × 100

Equação 3.2 – Nível de Inserção de Geração Distribuída

Onde:

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– Soma da Potência Instalada dos Geradores Fotovoltaicos (kW) – Soma da Carga Instalada dos Consumidores (kW)

Tendo em vista que os dados de geração e carga estão disponíveis em intervalos de 15 minutos, são necessárias 96 simulações de fluxo de potência para a verificação do perfil de tensão para um dia completo de operação da rede. O software OpenDSS, de desenvolvimento do instituto de pesquisas norte-americano EPRI, é utilizado para tal fim.

Com base nos resultados das simulações, a tensão em regime permanente e o fator de desequilíbrio de tensão são então comparados com os limites definidos nas seções 2.5.1 e 2.5.2, respectivamente. Além disso, são também calculadas as perdas elétricas do sistema. A

Figura 3.7 apresenta o fluxograma com o procedimento realizado na avaliação técnica.

Figura 3.7 – Fluxograma das Etapas Realizadas na Avaliação Técnica

3.3.2 Avaliação Econômica

A avaliação econômica é realizada por meio da integração das curvas diárias de geração e carga de cada um dos consumidores da rede, considerando a Tarifa Convencional, a Tarifa Branca e a Tarifa Feed-In. Na sequência, calcula-se o saldo econômico para cada consumidor e o faturamento da distribuidora para cada modelo tarifário. O software proprietário MA-TLAB, de desenvolvimento da empresa norte-americana Mathworks, é utilizado para tal fim.

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A Figura 3.8 exibe o procedimento realizado na avaliação de cada cenário econômico, lembrando que o presente estudo compreende três cenários econômicos distintos.

Figura 3.8 – Fluxograma das Etapas Realizadas na Avaliação Econômica

Tendo em vista que o prêmio pago na Tarifa Feed-In é, normalmente, financiado atra-vés do aumento da tarifa de consumo para todos os usuários da rede, conforme citado na se-ção 2.4, é importante destacar que desta maneira o impacto econômico para a distribuidora nesta tarifa é apenas indicativo.

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4 AVALIAÇÃO TÉCNICA

O objetivo deste capítulo é o de apresentar os resultados da avaliação técnica da inser-ção de recursos energéticos distribuídos na rede, focando na variainser-ção de tensão em regime permanente, no desequilíbrio de tensão e nas perdas elétricas do sistema. Os seguintes casos são considerados para simulação: caso base; caso com geração distribuída; caso com geração distribuída e sistemas de armazenamento de energia; caso com geração distribuída e progra-mas de resposta à demanda; e caso com geração distribuída, sisteprogra-mas de armazenamento de energia e programas de resposta à demanda.

4.1 CASO BASE

Inicialmente, a rede é simulada em sua condição normal de operação, isto é, sem a presença de geradores distribuídos, sistemas de armazenamento de energia e programas de resposta à demanda. Este caso será utilizado como referência para as análises de impacto rea-lizadas posteriormente. A Figura 4.1 apresenta a topologia da rede para esta simulação.

Figura 4.1 – Topologia da Rede – Caso Base

A partir dos resultados de fluxo de potência, constata-se que a tensão nas barras dimi-nui à medida que elas se afastam da origem do circuito, tendo em vista a queda de tensão que