UNIVERSIDADE REGIONAL DO NOROESTE DO ESTADO DO RIO GRANDE DO SUL
DEPARTAMENTO DE CIÊNCIAS EXATAS E ENGENHARIAS CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
ROBERTO VINÍCIUS STEFFEN
ESTUDO SOBRE O CRESCIMENTO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM USO DE ENERGIAS RENOVÁVEIS E SEUS IMPACTOS NOS NÍVEIS DE CURTO –
CIRCUITO NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO
Santa Rosa 2019
ROBERTO VINÍCIUS STEFFEN
ESTUDO SOBRE O CRESCIMENTO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM USO DE ENERGIAS RENOVÁVEIS E SEUS IMPACTOS NOS NÍVEIS DE CURTO –
CIRCUITO NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO
Projeto de pesquisa apresentado ao Departamento de Ciências Exatas e Engenharias da Universidade Regional do Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul como requisito para aprovação na disciplina de Projeto de Trabalho de Conclusão de curso de Engenharia Elétrica.
Orientador: Prof. Dr. Mateus Felzke Schonardie
Santa Rosa 2019
ROBERTO VINÍCIUS STEFFEN
ESTUDO SOBRE O CRESCIMENTO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM USO DE ENERGIAS RENOVÁVEIS E SEUS IMPACTOS NOS NÍVEIS DE CURTO –
CIRCUITO NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO
Trabalho de conclusão de curso (TCC) apresentado ao Departamento de Ciências Exatas e Engenharias da Universidade Regional do Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro Eletricista.
Santa Rosa, 12 de Fevereiro de 2019
BANCA EXAMINADORA
Prof. Me. Sandro Alberto Bock
AGRADECIMENTOS
Agradeço a Deus por me guardar, vigiar e iluminar meu caminho mostrando sempre os passos certos a dar nesta longa caminhada.
Quero agradecer ao apoio da minha família, em especial a meus pais Wilson(in memorian) e Noemi minha irmã Analú e meu cunhado Fábio por apesar de todas as adversidades sempre se fazerem presentes e nunca deixar de me apoiar e incentivar em todos os momentos.
Agradeço também aos meus amigos de longa data e as amizades que tive o prazer de conquistar durante estes anos de graduação pelo apoio e incentivo, os quais foram de suma importância ao longo da vida acadêmica.
Finalmente quero deixar meu agradecimento a Universidade Regional do Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul que juntamente com seu corpo docente e colaboradores me proporcionaram um ensino superior de qualidade e uma boa estrutura para que pudesse obter a formação no curso de Engenharia Elétrica.
“Deixe o futuro dizer a verdade, e avaliar cada um de acordo com seus trabalhos e suas conquistas.“
RESUMO
Nos últimos anos o setor de energia elétrica tem visto uma crescente procura por formas alternativas de geração de energia, em sua maioria mini e microgerações conectadas a rede. Essas conexões são regulamentadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) e vistoriadas pelas concessionárias, a popularização dessas modalidades e o aumento na tarifa da energia elétrica faz com que a adesão pelas mesmas cresça consideravelmente. Esse crescimento torna necessário a realização de estudos sobre os impactos que essas formas de geração podem provocar no sistema de distribuição. Neste contexto o presente estudo tem como objetivo a realização de uma análise inicial sobre o impacto nos níveis de corrente de curto-circuito provocados pela inserção desses geradores em uma linha de distribuição. Para que tal análise fosse possível, foi realizado um estudo de caso tendo como base a utilização de um sistema elétrico do Institute of Electrical and
Electronics Engineers IEEE 13 Barras adaptado para este fim com o auxilio do
software OpenDSS.
ABSTRACT
In recent years the electricity sector has seen a growing demand for alternative forms of power generation, mostly mini and microgenerations connected to the grid. These connections are regulated by the National Electric Energy Agency (ANEEL) and inspected by the concessionaires, the popularization of these modalities and the increase in the rate of electric energy makes their adhesion grow considerably. This growth makes it necessary to carry out studies on the impacts that these forms of generation can have on the distribution system. In this context, the present study aims to perform an initial analysis on the impact on short-circuit current levels caused by the insertion of these generators into a distribution line. For this analysis to be possible, a case study was carried out based on the use of an electrical system of the Institute of Electrical and Electronics Engineers IEEE 13 Barras adapted for this purpose with the aid of OpenDSS software.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil. .. 19
Figura 2 Ilustração Genérica de Um Sistema Com GD ... 20
Figura 3 PCH Santo Antônio ... 22
Figura 4 Exemplo Simplificado de Geração de Energia por Biomassa ... 23
Figura 5 Parque Eólico de Osório-RS ... 24
Figura 6 Usina Fotovoltaica particular Jataí - GO ... 26
Figura 7 Número de micro e minigeradores até 23/05/2017 ... 27
Figura 8 Evolução da potência instalada (MW) até 23/05/17 ... 28
Figura 9 Classes de consumo dos consumidores até 23/05/17 ... 29
Figura 10 Número de conexões por Estado até 23/05/17 ... 29
Figura 11 Projeção de unidades consumidoras que receberiam os créditos ... 30
Figura 12 Impacto tarifário acumulado 2017-2024 por distribuidora ... 31
Figura 13 Topologia padrão de um SDEE ... 34
Figura 14 Diagrama Simplificado de uma Subestação Típica de distribuição ... 35
Figura 15 Componentes de um Alimentador Radial ... 36
Figura 16 Desenho de Transformador Ideal ... 37
Figura 17 Modelos Estáticos de Carga ... 38
Figura 18 Forma de Onda da Corrente de Curto Circuito ... 39
Figura 19 Sistema IEEE 13 Barras ... 43
Figura 20 Geometria de linhas aéreas ... 45
Figura 21 Geometria de linhas subterrâneas ... 46
Figura 22 Resultados Extraídos do Software ... 51
Figura 23 Sistema com 12,07% de GD ... 52
Figura 24 Sistema IEEE 13 barras com inserção de 12,07% de GD ... 53
Figura 25 Sistema com 30,93% de GD ... 54
Figura 26 Sistema IEEE 13 barras com inserção de 30,93% de GD ... 55
Figura 27 Sistema com 49,78% de GD ... 56
Figura 28 Sistema IEEE 13 barras com inserção de 49,78% de GD ... 57
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Características dos transformadores ... 44
Tabela 2 - Relação de cargas trifásicas ... 44
Tabela 3 - Configuração e comprimento de linhas ... 45
Tabela 5 - Configuração de linhas subterrâneas ... 46
Tabela 6 - Configuração das linhas de distribuição ... 46
Tabela 7 - Dados dos capacitores ... 48
Tabela 8 - Dados do regulador de tensão ... 49
Tabela 9 - Resultados do sistema teste ... 50
Tabela 10 - Resultados do sistema referência ... 50
ABREVIATURAS E SIGLAS
A Ampére
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
AT Alta Tensão
BT Baixa Tensão
CA Corrente Alternada
D Delta
FEUP Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto
GD Geração Distribuida
I Corrente
IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers INEE Instituto Nacional de Eficiência Energética
MME Ministério de Minas e Energia
MT Média Tensão
NT Nota Técnica
ONS Operador Nacional do Sistema deEnergia
P Potência
PCH Pequena Central Hidrelétrica
PRODIST Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional
RN Resolução Normativa
SDAT Sistema de Distribuição de Alta Tensão SDBT Sistema de Distribuição de Baixa Tensão SDEE Sistema de Distribuição de Energia Elétrica SDMT Sistema de Distribuição de Média Tensão
SIN Sistema Interligado Nacional
V Volt
VA Volt-Ampére
Var Volt-Ampére reativo
W Wats
Y Estrela
SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO 12 1.1 OBJETIVOS 16 1.1.1 Objetivo Geral 16 1.1.2 Objetivos Específicos 16 1.2 Organização do Trabalho 17 2 EMBASAMENTO TEÓRICO 18
2.1 Características do Sistema Elétrico Brasileiro Quanto a Geração 18
2.2 Geração Distribuída 20
2.3 Geração Distribuída com Fonte de Energia Renovável 21
2.3.1 Pequena Central Hidrelétrica 21
2.3.2 Biomassa 22
2.3.3 Energia Eólica 24
2.3.4 Energia Fotovoltaica 24
2.4 Micro e Minigeração Distribuída 26
2.4.1 Crescimento das Micro e Minigerações Distribuídas 27 2.4.2 Projeção para as Micro e Minigerações Distribuídas 30
2.4.3 Forma de Conexão 31
2.4.4 Vantagens 31
2.4.5 Desvantagens 31
2.5 Qualidade da Energia Elétrica 32
3 COMPOSIÇÃO SIMPLIFICADA DE UMA REDE DE DISTRIBUIÇÃO 33
3.1 Rede de Distribuição 33
3.2 Topologia da Rede de Distribuição 33
3.2.1 Subestação 34
3.2.2 Alimentadores 35
3.2.3 Transformador 36
3.3 Modelo de Carga 37
3.4 Análise de Curto-Circuito 38
3.5 Consequências da alteração nos níveis de corrente 39
4 ESTUDO DE CASO 42
4.1 Software OpenDSS 42
4.2 Sistema IEEE 13 Barras 42
4.2.1 Detalhes do Sistema IEEE 13 Barras 43
4.3 Ambiente de Testes 49
4.4 Autenticação do Funcionamento do Circuito 50
4.5 Resultados 52
4.5.1 Primeira Etapa de Simulações 52
4.5.2 Segunda Etapa de Simulações 53
4.5.3 Terceira Etapa de Simulações 56
4.5.4 Projeção das Simulações 57
5 CONCLUSÃO 59
6 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 62
1 INTRODUÇÃO
Nos sistemas de potência a geração é como o primeiro elemento funcional de uma hierarquia, geralmente ela é constituída de grandes usinas localizadas em regiões distantes dos centros de carga e pouco povoadas. A segunda parte envolvida nessa funcionalidade é a transmissão de energia, a qual é composta de vários equipamentos como transformadores, linhas de transmissão aérea ou subterrâneas e equipamentos de proteção. A última parte desse processo é o Sistema de Distribuição de Energia Elétrica (SDEE), que é a parte responsável por levar a energia para os consumidores finais, sendo de suma importância para o sistema de potência em termos da qualidade de energia final a qual depende da sua confiabilidade (Sarabia, 2011).
Diversas mudanças estão sendo promovidas atualmente no setor de geração de energia elétrica devido a evolução tecnológica, novas políticas ambientais e a expansão do mercado elétrico. A utilização de novas tecnologias que permitem a geração de energia em plantas de pequeno porte, juntamente com a crescente utilização de fontes renováveis para reduzir o impacto ambiental da geração de energia em grande escala tem levado ao desenvolvimento e aplicação de novas políticas no fornecimento de energia elétrica. Neste novo cenário a geração de energia não é mais centralizada nas grandes usinas, e sim uma parte da demanda é complementada por meio da Geração Distribuída (GD), desta forma a geração passa a ficar mais próxima da carga (Sarabia, 2011).
A GD é caracterizada pela instalação de geradores de pequeno porte, normalmente a partir de fontes renováveis ou mesmo utilizando combustíveis fósseis, localizados próximos aos centros de consumo de energia elétrica (ANEEL, 2016)
Em 17/04/2012 a ANEEL criou a Resolução Normativa (RN) nº 482/2012, que em seu texto regulamenta e estabelece as condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuídas aos sistemas de distribuição de energia elétrica e o sistema de compensação de energia elétrica. Posteriormente com o objetivo de reduzir os custos e tempo para a conexão da microgeração e minigeração, compatibilizar o sistema de compensação de energia elétrica com as condições gerais de fornecimento (RN nº 414/2010), aumentar o público alvo, e melhorar as informações na fatura, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) publicou a Resolução Normativa nº 687/2015 revisando a RN nº 482/2012.
Estas medidas fizeram com que a procura por fontes de energia renováveis aumentasse entre os consumidores de baixa tensão. Segundo o banco de informação de geração da ANEEL, há um total de 37.468 unidades consumidoras com geração distribuída no país, com uma potência total de 449.817,63 kW (ANEEL, 2018).
Os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST), documentos elaborados pela ANEEL para normatizar e padronizar as atividades técnicas relacionadas ao funcionamento e desempenho dos sistemas de distribuição de energia elétrica, citam em seu MÓDULO 2, o qual trata sobre o Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição, mais precisamente na seção 2.1 item 4.2, onde define alguns requisitos a serem observados para a elaboração dos estudos de previsão de demanda no sistema de distribuição de média tensão, que seja prevista a conexão de geração distribuída, considerada suas características de geração,disponibilidade e sazonalidade.
Ainda no MÓDULO 2 do PRODIST seção 2.3 item 2.13.10, tem-se que os estudos de fluxo de potência consistem essencialmente na determinação do estado de operação de uma rede, dada a sua topologia e certa condição de geração e carga, devendo seguir alguns critérios e diretrizes dentre eles os critérios de despacho da GD.
De forma geral, a presença de pequenos geradores próximos às cargas pode proporcionar tanto benefícios (postergação de investimentos em expansão nos sistemas de distribuição e transmissão, a melhoria do nível de tensão da rede no período de carga pesada, a diversificação da matriz energética), como malefícios (aumento da complexidade de operação da rede, a necessidade de alteração dos procedimentos das distribuidoras para operar, controlar e proteger suas redes) para o sistema elétrico (ANEEL, 2016).
O PRODIST em seu MÓDULO 3, trata de estabelecer as condições de acesso, compreendendo a conexão e o uso do sistema de distribuição, define os critérios técnicos e operacionais, os requisitos de projeto, as informações, os dados e a implementação da conexão, aplicando-se aos novos acessantes bem como os já existentes. Na seção 3.7, que fala do acesso de micro e minigeração distribuída, descreve as etapas para que as mesmas possam ser conectadas a rede de distribuição.
Ainda sobre o MÓDULO 3 do PRODIST, seção 3.7, anexo I, em sua cláusula oitava alerta que a distribuidora poderá desconectar a unidade consumidora possuidora de sistema de microgeração de seu sistema elétrico nos casos em que: (i) a qualidade da energia elétrica fornecida pelo proprietário do microgerador não obedecer aos padrões de qualidade dispostos no Parecer de Acesso; e (ii) quando a operação do sistema de microgeração representar perigo à vida e às instalações da distribuidora, neste caso, sem aviso prévio.
O MÓDULO 8 do PRODIST aborda a Qualidade da Energia Elétrica. Em sua seção 8.1, este módulo define a terminologia e os indicadores, caracteriza os fenômenos, estabelece os limites ou valores de referência, a metodologia de medição, a gestão das reclamações relativas à conformidade de tensão em regime permanente, as perturbações na forma de onda de tensão e os estudos específicos de qualidade da energia elétrica para fins de acesso aos sistemas de distribuição.
Vale destacar que no mesmo MÓDULO 8 do PRODIST, seção 8.1, item 11, são relatados estudos específicos de qualidade de energia elétrica para acesso aos sistemas de distribuição. Onde dentre outros está descrito que, os estudos deverão avaliar o potencial de impacto da conexão e operação do acessante, é obrigatória a realização dos estudos no caso de acessante potencialmente perturbador, a distribuidora deve definir os tipos de instalações elétricas potencialmente perturbadoras, caso se verifique nos estudos específicos que há problema de qualidade da energia elétrica, a instalação dos equipamentos de correção ou outras adequações necessárias deverão ser providenciadas pelo acessante e/ou acessada. O aumento no número de conexões de GD na rede de distribuição tem feito com que a mesma tenha adquirido características de redes em malha, o que faz com que a complexidade dos projetos de proteção aumentem. Então novas variáveis devem ser levadas em consideração na formulação deste projeto quanto ao número, capacidade, localização e tecnologia da GD conectada a rede, podendo assim prever os valores dos níveis de curto circuito ao longo da rede de distribuição (Sarabia, 2011).
Ao longo dos anos muitos trabalhos que abordam temas que envolvem energias renováveis e GD foram elaborados, em sua maioria estas teses trazem estudos de casos muito bem fundamentados e assim alguns destes serviram de material base para a elaboração deste trabalho.
Dentre eles está a dissertação realizada para a obtenção do título de mestrado integrado em Energia Eletrotécnica e de Computadores Major Energia da Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto (FEUP), de Henrique Luís Pereira Ribas que abordou o tema Utilização dos Geradores Síncronos em Aproveitamentos de Energias Renováveis. Nesta dissertação apresentada em fevereiro de 2009, o autor desenvolve seu tema voltando-se ao estudo de soluções tecnológicas utilizadas no aproveitamento de energias renováveis com referência a geradores elétricos utilizados. Para isso trabalha em um desenvolvimento em laboratório com objetivo de observar e relatar as características de funcionamento relevantes da máquina síncrona convencional tanto como gerador isolado quanto como gerador ligado a rede em regime permanente (Ribas, 2009).
Também em uma dissertação para obtenção do título de mestrado integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Major Energia da FEUP, Rui Francisco Gomes Duarte Mangas fez uma abordagem sobre o tema Avaliação do Impacto da Microgeração em Redes de Distribuição de Energia. Nessa dissertação aprovada em 21 de julho de 2009, o autor tem por objetivo analisar os efeitos da penetração da microgeração em redes de distribuição de energia em diferentes condições de exploração. Nesse contexto foram simuladas diferentes redes de distribuição sob diferentes condições de carga, localização, penetração e dispersão da microgeração, afim de analisar o impacto da microgeração nos índices de qualidade da rede (Mangas, 2009).
Posteriormente em janeiro de 2011 Nuno Joaquim Preto Oliveira Barros em sua dissertação para obtenção do título de mestrado integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Major Energia da FEUP, realisou uma Análise do Impacto da Integração de Energias Renováveis em Redes Distribuição. Neste trabalho o autor aborda problemas provenientes da grande penetração das energias renováveis na rede e, em particular a geração eólica, analisando fatores que afetam a rede e como essa deve ser preparada para tais fenômenos (Barros N. J., 2011).
Outro artigo que serviu como base para a realização deste trabalho fora o publicado com o titulo de Regulador de Tensão e Geração Distribuída em uma Implementação de Fluxo de Potência a Três e a Quatro Fios. No referente artigo os autores Rodrigo M. de Carvalho, Antônio C.B. Alves e Humberto Longo apresentam a elaboração de uma ferramenta computacional de simulação de fluxo de potência
em uma rede de distribuição com reguladores automáticos de tensão e GD (Carvalho, Alves, & Longo, NI).
Em sua tese para a obtenção do titulo de Doutor pela Universidade Federal de Santa Maria (UFSM), o autor Fernando Guilherme Kaehler Guarda apresentou uma Metodologia Híbrida Para Alocação, Coordenação, Dimensionamento e Adequação do Sistema de Proteção em Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica com Geração Distribuída Diretamente Acoplada. A referenciada tese desenvolve uma metodologia para aliar a alocação de dispositivos de proteção e solucionar um problema recorrente de descoordenação entre religador e elo fusível quando existe a conexão de GD diretamente acoplada na rede de distribuição de energia elétrica. Tem como objetivos principais minimizar indicadores de continuidade alocando dispositivos de proteção assim como automatizar a coordenação dos mesmos, adequar o sistema de proteção á GD alocando limitadores de corrente de falta e retificando a filosofia de operação dos religadores, levando em consideração coordenação e seletividade entre os dispositivos (Guarda, 2017).
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 Objetivo Geral
Este trabalho tem como objetivo realizar um estudo sobre as características do sistema elétrico brasileiro, bem como sobre a geração distribuída, as energias renováveis e alguns impactos provocados na rede por estas.
1.1.2 Objetivos Específicos
Pode-se dizer que como objetivos específicos o presente trabalho tem como propósito:
Revisar bibliografia sobre algumas características do sistema elétrico brasileiro;
Recapitular bibliografia sobre a geração distribuída e tipos de energias renováveis conectadas a ela;
Pesquisar bibliografia sobre micro e minigeração;
Estudar os impactos nos níveis de curto-circuito em um trecho de rede de distribuição.
1.2 Organização do Trabalho
O Capítulo 2 relata algumas características do sistema interligado nacional de energia elétrica, trazendo informações sobre a geração de energia no país, assim como informações sobre geração distribuída e algumas fontes de geração renováveis. Consequentemente relata a atual situação da micro e minigeração distribuída de energia no Brasil fazendo uma projeção para a mesma mostrando algumas vantagens e desvantagens da sua conexão na rede.
A composição de uma rede de distribuição de energia é apresentada de uma maneira simplificada no Capítulo 3, este expõe algumas características construtivas da rede e intitula os seus principais componentes. Neste capítulo também é feita uma análise dos tipos de curto circuito e das consequências na alteração dos níveis de corrente na rede.
No Capítulo 4 é efetuado um estudo de caso para analisar as possíveis alterações nos níveis de corrente de curto-circuito após a conexão de fontes de geração distribuída. Inicialmente ele apresenta os meios pelos quais se trabalhou para chegar aos resultados, após isso apresenta os ambientes de testes e por fim os resultados das simulações.
As conclusões do trabalho estão relatadas no Capítulo 5 o qual apresenta de forma resumida todo o corpo do trabalho assim como deixa sugestões para trabalhos futuros.
2 EMBASAMENTO TEÓRICO
Quando o assunto é geração e transmissão de energia elétrica, o Brasil conta com um sistema composto por usinas, linhas de transmissão e ativos de distribuição interligados, o chamado Sistema Interligado Nacional (SIN). Trata-se de uma imensa rede elétrica que abrange a maior parte do território nacional e é constituída pelas conexões realizadas ao longo do tempo. Há também diversos sistemas de menor porte não conectados ao SIN, e por isso chamados de sistemas isolados, isso ocorre principalmente na região amazônica devido as características geográficas da região (ANEEL, 2008).
Mas é preciso salientar que nos últimos anos é significativo o crescimento do número de novas conexões de GD com fontes renováveis. Assim este capítulo foi elaborado com o objetivo de relatar algumas características do sistema elétrico brasileiro, da geração com fontes renováveis e algumas informações sobre a micro e minigeração distribuída.
2.1 Características do Sistema Elétrico Brasileiro Quanto a Geração
O Brasil é um país com mais de 208 milhões de habitantes, segundo estimativas do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE, 2018), e se destaca como a quinta nação mais populosa do mundo. Em 2008, cerca de 95% da população tinha acesso à rede elétrica. Segundo dados divulgados pela ANEEL, o país já possui mais de 61,5 milhões de unidades consumidoras em 99% dos municípios brasileiros. Destas, a grande maioria, cerca de 85%, é residencial (ANEEL, 2008).
Cada uma das cinco regiões geográficas em que se divide o Brasil – Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e Norte – tem características bastante peculiares e diferenciadas das demais. Estas particularidades determinaram os contornos que os sistemas de geração, transmissão e distribuição adquiriram ao longo do tempo e ainda determinam a maior ou menor facilidade de acesso da população local à rede elétrica (ANEEL, 2008).
A Figura 1 ilustra a evolução da capacidade instalada de geração de energia elétrica do ano de 2016 para o ano de 2017 no território brasileiro. No mês de dezembro de 2017 a capacidade instalada total de geração de energia elétrica do Brasil atingiu 157.580 MW, considerando também as informações referentes à GD. Em comparação com o mesmo mês do ano anterior, sem considerar GD e
considerando os Ambientes de Contratação Regulada e Livre (ACR e ACL), houve um acréscimo de 6.960 MW, sendo 3.374 MW de geração de fonte hidráulica, 571 MW de fontes térmicas, 2.159 MW de fonte eólica e 856 MW de fonte solar. A geração distribuída fechou o ano 2017 com 210 MW instalados em 19.413 unidades, já representando 0,1% da matriz de geração de energia elétrica (MME, 2017).
Figura 1 Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil.
Fonte: (MME, 2017)
As fontes renováveis representaram em dezembro de 2017 cerca de 81% da capacidade instalada de geração de energia elétrica brasileira (Hidráulica + Biomassa + Eólica + Solar). Apesar da fonte hidráulica estar diminuindo sua participação percentual na matriz, passando de 76,6% em 2007 para 63,7% em 2017, as fontes eólica, biomassa e solar aumentaram sua participação desde então, mantendo a característica de energia limpa de nossa matriz elétrica (MME, 2017).
2.2 Geração Distribuída
Em geral se considera como GD qualquer fonte geradora com produção destinada, em sua maior parte, a cargas locais ou próximas, alimentadas sem necessidade de transporte da energia através da rede de transmissão (INEE, 2001).
Do ponto de vista topológico, são aqui incluídas na geração distribuída pequenas centrais elétricas de qualquer natureza (hidrelétricas, eólicas, térmicas, fotovoltaicas etc.) até 30 MW de potência, sem restrição de qual seja o proprietário (produtor independente, concessionária etc.) (INEE, 2001).
A GD é a produção de energia de forma descentralizada no próprio local ou próximo de onde essa energia é utilizada. Possui como vantagens a redução de custos de transmissão e distribuição, o aproveitamento de recursos renováveis locais, o aumento da eficiência pela cogeração (geração de energia elétrica combinada com aproveitamento de calor), confiabilidade, dentre outras (CEMIG, 2016).
A Figura 2 traz uma ilustração genérica de um sistema com GD, nela é possível observar alguns componentes da geração (hidráulica, eólica e solar), transmissão, distribuição e consumidores (residenciais, comerciais e industriais).
Figura 2 Ilustração Genérica de Um Sistema Com GD
2.3 Geração Distribuída com Fonte de Energia Renovável
As energias renováveis são provenientes de ciclos naturais de conversão da radiação solar, fonte primária de quase toda energia disponível na Terra e, por isso, são praticamente inesgotáveis e não alteram o balanço térmico do planeta e se configuram como um conjunto de fontes de energia que podem ser chamadas de não convencionais (Pacheco, 2006).
Fontes renováveis de energia terão participação cada vez mais relevante na matriz energética global nas próximas décadas. É cada vez maior a preocupação com as questões ambientais, consequentemente cresce também, o estímulo para a pesquisa do desenvolvimento tecnológico o que também acaba incentivando a aprendizagem dos efeitos e a redução dos custos de geração dessas tecnologias. A preocupação em aumentar a segurança no fornecimento de energia, impulsionado pelos efeitos de ordem ambiental e social da redução da dependência de combustíveis fósseis, contribui para o interesse mundial por soluções sustentáveis por meio da geração de energia oriunda de fontes limpas e renováveis (MME, 2017). No Brasil, a crescente procura por energias renováveis na GD ocorreu a partir da recente reestruturação do setor elétrico que despertou o interesse de empresas privadas em investir na produção de energia elétrica a partir de incentivos governamentais. O que contribui com tais investimentos são as resoluções que a ANEEL vem emitindo ao longo dos anos, pois estas resoluções normativas tornam a ideia de investir em geração de energia mais atrativos. Um exemplo que esse incentivo não é recente é a RN 077/2004, norma que tem quase 15 anos, e que estabelece que os empreendimentos com potência instalada inferior a 30 MW podem requerer descontos que chegam a até 50% nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e transmissão (Luiz, 2012).
2.3.1 Pequena Central Hidrelétrica
A Pequena Central Hidrelétrica (PCH), caracteriza-se por ter uma potência instalada compreendida entre 1 MW e 30 MW, as quais atendem aos requisitos das resoluções específicas da ANEEL. Em geral são empreendimentos que procuram atender demandas próximas aos centros de carga, em áreas periféricas ao sistema de transmissão, as PCHs exercem um papel cada vez mais importante na promoção do desenvolvimento da GD no país. Um total de 3.669,30 MW em PCHs estão
autorizados para funcionamento, sendo que, destes, 403,8 MW já iniciaram suas obras. (MME, 2017).
A RN nº 673 de 4 de agosto de 2015, estabelece os requisitos e procedimentos para a obtenção de outorga de autorização para exploração de aproveitamento de potencial hidráulico com características de PCH (ANEEL, 2015).
É nas regiões Sul e Sudeste que estão localizados a maioria dos pequenos aproveitamentos hidrelétricos em operação, mais precisamente nas bacias do Paraná e do Atlântico Sudeste, próximos dos grandes centros consumidores de energia elétrica, no entanto, a maior concentração de novos projetos localiza-se na região Centro-Oeste. O Brasil possui um potencial inventariado de 9.800 MW em pequenos aproveitamentos hidráulicos dos quais atualmente encontram-se em operação 2.000 MW em PCH (MME, 2017).
A Figura 3, faz referência a PCH Santo Antônio, com 8 MW de potência instalada localizada no Rio Grande no município de Bom Jardim/RJ.
Figura 3 PCH Santo Antônio
Fonte: (Duarte, 2012)
2.3.2 Biomassa
Da mesma forma que algumas outras fontes renováveis, a biomassa pode ser uma forma indireta do uso de energia solar, pois muitas vezes resulta da reação química da conversão da energia solar na matéria orgânica de origem animal e vegetal por meio da fotossíntese, base dos processos biológicos dos seres vivos (MME, 2017).
Existem três tipos de biomassa utilizados como fonte de energia: os sólidos (madeira, carvão vegetal e restos orgânicos vegetais e animais), os líquidos (etanol,
biodiesel e qualquer outro líquido obtido pela transformação do material orgânico por processos químicos ou biológicos) e os gasosos (aqueles que são obtidos pela transformação industrial ou até natural de restos orgânicos, como o biogás e o gás metano coletado em áreas de aterros sanitários) (Pena, 2018).
O aproveitamento direto por meio da combustão da matéria orgânica em fornos ou caldeiras é uma das principais vantagens da biomassa. Nos dias atuais, a biomassa está sendo utilizada na geração de eletricidade, principalmente em sistemas de cogeração e no suprimento de eletricidade de comunidades isoladas da rede elétrica. O potencial autorizado para empreendimentos de geração de energia elétrica, de acordo com a ANEEL, é de 1.376,5 MW, quando se consideram apenas centrais geradoras que utilizam bagaço de cana-de-açúcar (1.198,2 MW), resíduos de madeira (41,2 MW), biogás ou gás de aterro (20 MW) e licor negro (117,1 MW) (MME, 2017).
Para uma melhor elucidação do funcionamento da geração de energia elétrica a partir de resíduos de biomassa a Figura 4 traz um exemplo simplificado de seu funcionamento. A matéria em questão é o resíduo da cana de açúcar a qual em um primeiro momento passa por uma transformação afim de produzir etanol e açúcar, após esse processo seu bagaço é moído e queimado onde o vapor produzido pela queima se torna o combustível de uma turbina que aciona um gerador para produzir energia elétrica.
Figura 4 Exemplo Simplificado de Geração de Energia por Biomassa
2.3.3 Energia Eólica
A também denominada energia dos ventos pode ser explicada, em termos físicos, como a energia cinética formada nas massas de ar em movimento. Seu aproveitamento é realizado por meio da conversão da energia cinética de translação em energia cinética de rotação. Para a produção de energia elétrica, são utilizadas turbinas eólicas, também conhecidas como aerogeradores.
As primeiras experiências para geração de eletricidade por meio dos ventos surgiram no final do século XIX. No Brasil, os primeiros anemógrafos computadorizados e sensores especiais para medição do potencial eólico foram instalados no Ceará e em Fernando de Noronha (PE) no início dos anos 1990. Dados do Atlas do Potencial Eólico Brasileiro apontam que o potencial eólico brasileiro indicativo é de 143.000 MW, sendo que 7.694,05 MW já foram autorizados. As áreas com maior potencial eólico encontram-se nas regiões Nordeste, Sul e Sudeste (ANEEL, 2008).
Um dos parques eólicos mais conhecidos na região sul é o de Osório no Rio Grande do Sul o qual está ilustrado na Figura 5. Ativo desde 28 de junho de 2006, conta com 150 aerogeradores e entrega uma potência estimada média de 50 MW.
Figura 5 Parque Eólico de Osório-RS
Fonte: (Rocha, 2017)
2.3.4 Energia Fotovoltaica
A energia solar chega à superfície terrestre nas formas térmica e luminosa. Porém, a intensidade dessa radiação em um ponto, depende de diversos fatores,
por exemplo, a latitude, a estação do ano e de condições atmosféricas, como, nebulosidade e umidade relativa do ar. Ao passar pela atmosfera terrestre, a maior parte da energia solar manifesta-se sob a forma de luz visível de raios infravermelhos e de raios ultravioleta. É possível captar essa luz e transformá-la em alguma forma de energia utilizada pelo homem: térmica ou elétrica (ANEEL, 2008).
Existem dois sistemas para a produção de energia elétrica: o heliotérmico e o fotovoltaico. No heliotérmico, a irradiação solar é convertida em calor e este é utilizado em usinas termelétricas para a produção de eletricidade. O processo completo compreende quatro fases: coleta da irradiação, conversão em calor, transporte e armazenamento e, finalmente, conversão em eletricidade. Para um melhor aproveitamento da energia heliotérmica é necessário um local com alta incidência de irradiação solar direta, então pouca intensidade de nuvens e baixos índices de chuvas, como ocorre no semi árido brasileiro (ANEEL, 2008).
Para o sistema fotovoltaico, a transformação da radiação solar em eletricidade é direta. No entanto, é necessário adaptar um material semicondutor (geralmente o silício) para que, na medida em que é estimulado pela radiação, por meio de um processo químico, permita o fluxo eletrônico (partículas positivas e negativas). Todas as células fotovoltaicas têm, pelo menos, duas camadas de semicondutores: uma positivamente carregada e outra negativamente carregada, formando uma junção eletrônica. Quando a luz do sol atinge o semicondutor, o campo elétrico existente permite o estabelecimento do fluxo eletrônico, antes bloqueado, e dá início ao fluxo de energia na forma de corrente contínua. Quanto maior a intensidade de luz, maior o fluxo de energia elétrica. Ao contrário do heliotérmico, o sistema fotovoltaico não precisa do brilho do sol para operar e também pode gerar eletricidade em dias nublados (ANEEL, 2008).
O Brasil é um país privilegiado em termos de radiação solar, pois seus valores de radiação variam de 8 a 22 MJ (megajoules) por metro quadrado (m2) durante o dia, sendo que as menores variações ocorrem nos meses de maio a julho, variando de 8 a 18 MJ/m2. Além disso, o Nordeste possui radiação comparável às melhores regiões do mundo nessa variável, porém, essa realidade não é a mesma outras localidades mais distantes da linha do Equador, como as regiões Sul e Sudeste, onde está concentrada a maior parte da atividade econômica (ANEEL, 2008).
O surgimento de usinas particulares como a da Figura 6, cada vez maior no país. Em grande parte esse crescimento se deve a constante difusão desse tipo de sistema e a possibilidade do mesmo ser projetado de acordo com a necessidade e disponibilidade financeira do consumidor que deseja instalar.
Figura 6 Usina Fotovoltaica particular Jataí - GO
Fonte: (Agro, 2017)
2.4 Micro e Minigeração Distribuída
Em 17 de abril de 2012, entrou em vigor a RN da ANEEL nº 482, a qual determina que o consumidor brasileiro pode gerar sua própria energia elétrica a partir de fontes renováveis ou cogeração qualificada e fornecer o que exceder de sua geração para a rede de distribuição local. Configurando assim a micro e a minigeração distribuída de energia elétrica, inovações que podem aliar economia financeira, consciência socioambiental e autossustentabilidade (ANEEL, 2016).
É denominada microgeração distribuída uma central geradora que possui uma potência instalada de até 75 kW e de minigeradora uma central que tenha entre 75 kW e 5 MW (3 MW para fonte hídrica), sendo estas conectadas à rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras (ANEEL, 2016).
Portanto, levando em consideração as novas regras, que começaram a valer em 1º de março de 2016, é permitido o uso de qualquer fonte renovável, além da cogeração qualificada, quando a quantidade de energia gerada em determinado mês for superior à energia consumida naquele período, o consumidor fica com créditos
que podem ser utilizados para diminuir a fatura dos meses seguintes ou abater de outra unidade consumidora de sua propriedade (ANEEL, 2016).
2.4.1 Crescimento das Micro e Minigerações Distribuídas
Todas essas mudanças promovidas nos últimos anos pela ANEEL, aqueceram o setor das energias renováveis no Brasil, e a possibilidade de gerar a sua própria energia elétrica fez com que muitas unidades consumidoras se tornassem geradoras principalmente a partir de 2016, ano com o maior crescimento registrado até hoje de número de conexões, referente ao ano anterior, cerca de 4,4 vezes maior que o ano de 2015 (ANEEL, 2017). Algo que pode ser analisado na Figura 7. Observa-se que do mês de dezembro de 2012 até dezembro de 2015 o número de unidades consumidoras gerando energia teve um crescimento lento, chegando a um montante de um pouco mais de 1.100 conexões, em compensação ao final de 2016 esse número já havia ultrapassado a marca de 5.900 conexões. Marca esta que em meados de 2017 já passava de 10.000 conexões com mais de 11.700 unidades consumidoras recebendo créditos.
Figura 7 Número de micro e minigeradores até 23/05/2017
Este cenário não registra somente uma significativa crescente no numero de conexões, ele representa também uma contribuição significativa no aumento de potência instalada. A ilustração da Figura 8 expõe esse crescimento, ela evidencia o aumento de potência injetado na matriz energética o qual do final de 2015 quando haviam somente 12.1 MW instalados se multiplicou quase 10 vezes até 2017 quando chegou a 114.7 MW instalados. Nesta figura fica ainda mais evidente que o grande aquecimento do setor foi no segundo semestre de 2016 e primeiro trimestre de 2017.
Figura 8 Evolução da potência instalada (MW) até 23/05/17
Fonte: (ANEEL, 2017)
Segundo a ANEEL, 99% das conexões de micro e minigeração distribuída, são formadas por instalações de energia fotovoltaica. Provavelmente este fato se dá pela facilidade na instalação se comparado a outras fontes, motivo pelo qual, a maioria das geradoras estão ligadas em consumidores residenciais seguidos de comerciais. Dado que pode ser observado na Figura 9.
Figura 9 Classes de consumo dos consumidores até 23/05/17
Fonte: (ANEEL, 2017)
O gráfico do número de conexões da geração distribuída por estado, que pode ser visto na Figura 10, tem um formato parecido com o gráfico da demanda, trazendo Minas Gerais em primeiro lugar com mais de 2.200 unidades consumidoras conectadas, em segundo lugar com um número de unidades conectadas um pouco menor vem o estado de São Paulo, o Rio Grande do Sul aparece em terceiro lugar com 1.149 unidades conectadas um pouco mais da metade das unidades do primeiro e do segundo colocado, seguido pelo Paraná e pelo Rio de Janeiro.
Figura 10 Número de conexões por Estado até 23/05/17
2.4.2 Projeção para as Micro e Minigerações Distribuídas
Com base no crescimento das mini e microgeração de energia visto anteriormente foi estimada uma projeção no horizonte 2017-2024, levando em consideração a fonte de geração fotovoltaica pois esta vem se destacando entre as demais fontes. Neste estudo o qual se encontra anexado na Nota Técnica (NT) n° 0056/2017-SRD/ANEEL, foram levados em consideração uma série de fatores que segundo Castro, contribuem para o desenvolvimento da tecnologia e caracterizam o mercado brasileiro (ANEEL, 2017)
Os resultados das projeções podem ser observado na Figura 11, esses indicam que 886,7 mil unidades consumidoras podem vir a receber os créditos oriundos de microgeração distribuída solar fotovoltaica em 2024, sendo 808,3 mil no setor residencial e 78,4 mil no setor comercial.
Figura 11 Projeção de unidades consumidoras que receberiam os créditos
Fonte: (ANEEL, 2017)
Na já citada NT 56/2017, é apresentada uma estimativa de impacto tarifário de consumidores residenciais e comerciais que receberão créditos provenientes de sistemas de microgeração, tudo isso é claro, tendo como base o cenário atual.
O impacto tarifário acumulado médio no país ilustrado na Figura 12 seria de 1,1% em 2024, quando comparado com o ano de 2016. Os maiores impactos seriam na Ampla com 2,4% e na Cemig com 2,6%. Deve-se reforçar que esse seria o valor acumulado no período de 2017 a 2024, e não anual (ANEEL, 2017).
Figura 12 Impacto tarifário acumulado 2017-2024 por distribuidora
Fonte: (ANEEL, 2017)
2.4.3 Forma de Conexão
A forma como a unidade geradora irá se conectar a rede é definida pela concessionária e apresentada em seu parecer de acesso. Este parecer leva em consideração a RN 56/2004 da ANEEL e o MÓDULO 3 do PRODIST. As distribuidoras não podem restringir a conexão de unidades geradoras em linhas ou alimentadores já existentes, desde que sejam atendidos critérios e normas para a conexão estabelecidos tanto pela legislação quanto por elas mesmas.
2.4.4 Vantagens
A alocação pequenos geradores próximos aos consumidores pode proporcionar diversos benefícios para o sistema elétrico, dentre os quais se destacam a postergação de investimentos em expansão no sistema de transmissão, o baixo impacto ambiental, a melhoria do nível de tensão da rede no período de carga pesada e a diversificação da matriz energética (ANEEL, 2018).
2.4.5 Desvantagens
Algumas desvantagens também podem ser associadas ao aumento da quantidade de pequenos geradores espalhados na rede de distribuição, tais como: o aumento da complexidade de operação da rede, a dificuldade na cobrança pelo uso do sistema elétrico, a eventual incidência de tributos e a necessidade de alteração dos procedimentos das distribuidoras para operar, controlar, proteger e planejar suas redes (ANEEL, 2018).
2.5 Qualidade da Energia Elétrica
Observa-se que a utilização de geradores de energia elétrica de forma distribuída, proporciona uma melhora nos níveis de tensão na rede de distribuição, promovendo uma redução nas perdas elétricas fazendo com que o despacho da potência ativa dos geradores varie conforme as cargas do sistema elétrico (Padilha, 2010)
A operação dos geradores síncronos nas redes de energia elétrica, ainda possuem alguns detalhes a serem observados e desafios a serem resolvidos. Por exemplo, a influência do desequilíbrio da rede e da carga no desempenho dinâmico dos geradores síncronos, e na influência do desempenho dinâmico dos geradores síncronos na qualidade da energia entregue aos consumidores (Salim, 2011)
As flutuações de tensão induzidas por oscilações eletromecânicas podem existir sempre que houver um gerador síncrono conectado ao sistema, como na distribuição as cargas são muito próximas a esse geradores tais fenômenos podem sim depreciar os índices de qualidade de energia do sistema (Salim, 2011).
A GD permitirá estabilizar a curva de carga diária e fornecerá uma espécie de segurança à sua rede, pois gerará uma reserva descentralizada em condições de melhorar a qualidade do serviço. Reduzirão as aquisições de energia no atacado, aquisições estas portadoras de custos crescentes. Por fim, irá prestar serviços auxiliares que hoje são previstos legalmente (Wright, Carvalho, & Spers, 2016)
3 COMPOSIÇÃO SIMPLIFICADA DE UMA REDE DE DISTRIBUIÇÃO
Este capítulo tem como objetivo apresentar algumas características de um trecho de rede de distribuição de energia elétrica apresentando a sua composição, seus principais equipamentos e tipo de carga conectada a ela. Juntamente com uma breve explanação sobre curto circuito e consequências da alteração dos níveis de corrente na rede elétrica.
3.1 Rede de Distribuição
Um sistema de distribuição de energia geralmente se inicia na subestação de distribuição, a qual recebe altos níveis de tensão da linha de transmissão e a rebaixam para um ou mais alimentadores os quais normalmente são radiais ou seja, a potência percorre apenas um sentido da subestação aos consumidores (Kersting, 2001).
Redes de distribuição são redes intermediárias localizadas entre as linhas de transmissão e as unidades consumidoras, estações transformadoras de distribuição conhecidas como subestações de distribuição, tem a função de rebaixar a tensão a um nível que a mesma possa ser utilizada pelos consumidores (Barros, Gebra, & Borelli, 2014)
3.2 Topologia da Rede de Distribuição
Divididas em circuitos primários e secundários as redes de distribuição possuem uma tensão que varia entre 2,3 kV e 44 kV, entretanto o nível secundário possui uma variação de 110 V a 440 V níveis os quais são utilizados pelos pequenos consumidores (Barros, Gebra, & Borelli, 2014).
A Figura 13 retrata um exemplo de topologia padrão de um Sistema de Distribuição de Energia Elétrica (SDEE), identificando os tipos de redes que são usualmente classificadas em três níveis, Sistema de Distribuição de Alta Tensão (SDAT), o qual opera com tensão entre 69 kV e 230 kV, Sistema de Distribuição de Média Tensão (SDMT), o qual opera com tensão entre 1 kV e 69 kV e o Sistema de Distribuição de Baixa Tensão (SDBT), que opera com tensão inferior a 1 kV (Felber, 2010).
Figura 13 Topologia padrão de um SDEE
Fonte: (Felber, 2010)
3.2.1 Subestação
A necessidade de se ter subestações da rede surgiu com o aumento da distância entre geração e consumo, pois as perdas por transmissão se tornaram menos toleráveis. Dentre outros equipamentos uma subestação é composta por transformador de potência, chaves seccionadoras, reatores limitadores de corrente, chaves corta circuito, transformadores de corrente, banco de capacitores, sistema de aterramento, sistema de controle e proteção (Barros, Gebra, & Borelli, 2014)
As tensões das redes de distribuição padronizadas pela ANEEL podem ser divididas em três níveis bem distintos. Alta Tensão (AT) a qual referem-se os valores de 130 kV e 69 kV, Média Tensão (MT) a qual atribui-se os valores de 34,5 kV e 13,8 kV e a Baixa Tensão (BT) a qual é dividida em monofásico e trifásico compreendendo valores de 127 V a 440 V (ANEEL, 2017).
A Figura 14 ilustra um diagrama simplificado de uma subestação típica de distribuição, a qual está preparada para receber uma tensão equivalente a 69 kV e rebaixa-la para 13,8 kV.
Figura 14 Diagrama Simplificado de uma Subestação Típica de distribuição
Fonte: (Malaquias, 2017)
3.2.2 Alimentadores
As subestações podem ter um ou mais alimentadores radiais que normalmente possuem apenas um caminho para o fluxo de potência, as cargas as quais eles atendem geralmente são desiguais então atuam de forma inerentemente desequilibrada devido a existência de ramais monofásicos, bifásicos e trifásicos com cargas desequilibradas ao longo de seus alimentadores. A fim de reduzir esse desequilíbrio o projeto de construção das redes deve levar em consideração a sua geometria evitando transposição dos condutores trifásicos providenciando espaçamento entre os mesmos (Kersting, 2001).
Os principais componentes de um alimentador radial podem ser observados na Figura 15, sendo estes o alimentador primário trifásico, ramais laterais monofásicos, bifásicos e trifásicos, reguladores de tensão, transformadores em linha, banco de capacitores, transformadores de distribuição, sistemas secundários, cargas trifásicas, bifásicas e monofásicas.
Figura 15 Componentes de um Alimentador Radial
Fonte: (Kersting, 2001)
3.2.3 Transformador
Para a conversão da energia elétrica de Corrente Alternada (CA) de uma determinada frequência e nível de tensão para energia elétrica CA em outro nível de tensão com a mesma frequência é utilizado um transformador (Chapman, 2013).
Este geralmente possui dois enrolamentos, chamados primário e secundário os quais estão conectados um à fonte de energia e o outro à carga, respectivamente. Em alguns casos possui também um terceiro enrolamento (Chapman, 2013).
Em um transformador ideal as perdas não são consideradas, mas em um transformador real são consideradas as perdas no cobre as quais são causadas pelo aquecimento resistivo dos enrolamentos, por correntes parasitas sendo estas causadoras de perda de potência, por histerese ocorrendo no núcleo de ferro do
transformador e fluxo de dispersão criado pelos fluxos dos enrolamentos primário e secundário (Chapman, 2013).
A Figura 16 mostra o desenho esquemático de um transformador ideal.
Figura 16 Desenho de Transformador Ideal
Fonte: (Chapman, 2013)
3.3 Modelo de Carga
O comportamento das cargas de um sistema são difíceis de serem modelados pois representam um conjunto de diferentes consumidores, tornando-se assim imprevisíveis (Nunes, 2011)
Uma forma de modelar as cargas é a estática, a qual expressa valores de potência ativa e reativa absorvida pela carga por um certo instante de tempo através de uma função algébrica que leva em consideração a tensão e a frequência para o mesmo instante de tempo. No modelo estático as variações da tensão são pequenas, a frequência pode ser considerada constante e a representação das cargas individuais geralmente é feita de três formas com potência constante, corrente constante ou impedância constante (Nunes, 2011).
O modelo de carga com potência constante esta representado por cargas que não variam com a alteração da tensão pois tem a potência que necessitam bem definida, um exemplo são as fontes eletrônicas. Quando se trata de uma carga em que a corrente é constante a potência varia diretamente com a tensão, é o que acontece com alguns tipos de fontes de alimentação. No tipo de carga em que a impedância é constante a potência varia diretamente com o quadrado da tensão (Nunes, 2011).
Os modelos estáticos de carga estão expressos graficamente na Figura 17.
Figura 17 Modelos Estáticos de Carga
Fonte: (Nunes, 2011)
3.4 Análise de Curto-Circuito
O estudo das correntes de curto circuito é de suma importância para a determinação dos condutores a serem utilizados, tipos de equipamentos de proteção a serem instalados, a seletividade e a coordenação dos mesmos (Malaquias, 2017).
Um curto-circuito pode ser descrito como uma conexão acidental ou intencional, entre dois ou mais pontos, geralmente de baixa impedância, que normalmente estão em diferentes potenciais elétricos. Devido os cabos, transformadores e equipamentos da rede apresentarem um valor bastante reduzido de suas impedâncias, a ocorrência de curto-circuito pode resultar em correntes de magnitude bastante elevada (Kindermann, 1997).
Os tipos de curto-circuito se dividem em: circuito trifásico; Curto-circuito trifásico - terra; Curto-Curto-circuito fase a - terra; Curto-Curto-circuito fase b - terra; Curto-circuito fase c - terra; Curto-circuito bifásico fase a - fase b; Curto-circuito bifásico fase b - fase c; Curto-circuito bifásico fase a - fase c; Curto-circuito bifásico fase a - fase b - terra; Curto-circuito bifásico fase b - fase c - terra; Curto-circuito bifásico fase a - fase c – terra (Kindermann, 1997).
Ainda segundo (Kindermann, 1997), 89% da ocorrência de falta ocorrem na distribuição, sendo essa a parte mais vulnerável do sistema devido a sua extensão e estarem expostas a fatores climáticos.
Os valores de corrente que circulam os enrolamentos de um gerador síncrono na ocorrência de um curto-circuito trifásico, diferem-se consideravelmente do período imediato após a ocorrência da falta, para o valor que apresenta alguns ciclos após a falta quando já esta em estado permanente, isso se deve ao efeito de armadura sobre o fluxo magnético que gera a tensão na máquina elétrica (Stevenson, 1986).
A Figura 18 ilustra a forma de onda característica da corrente de curto circuito trifásico nos terminais de um gerador síncrono sem carga conectada. Pode-se obPode-servar que no primeiro ciclo a corrente Pode-se eleva e alcança Pode-seu valor de pico, após isso durante 5 ciclos sua amplitude reduz passando por um período chamado transitório, então estabiliza chegando ao período permanente.
Figura 18 Forma de Onda da Corrente de Curto Circuito
Fonte: (Stevenson, 1986)
3.5 Consequências da alteração nos níveis de corrente
A coordenação dos dispositivos de proteção de um sistema de distribuição de energia elétrica se encontra em uma situação comprometedora com o crescimento da utilização de fontes de GD. Pois a alocação destes é realizada considerando a operação radial e fluxo unidirecional da corrente, desta forma fontes de GD são inseridas no sistema com os dispositivos de proteção já determinados para um cenário de operação (Guarda, 2017).
Conectar GD em sistemas de distribuição pode provocar efeitos negativos na proteção, necessitando a retificação da coordenação dos dispositivos ou em alguns casos a substituição desses (Guarda, 2017).
De maneira geral, as técnicas mais utilizadas para reduzir a influência da GD na rede de distribuição são as de inteligência computacional que buscam fazer alterações físicas no sistema para acomodar melhor essas fontes. A Inteligência computacional também é utilizada para realizar ajustes nos dispositivos de proteção (Guarda, 2017).
Já para (Hossam A. Abdel-Ghany, 2015), para que não houvessem consideráveis interferências negativas na rede já existente seria preciso determinar os melhores locais e impor limiteis adequados para a inserção de GD na rede de distribuição, levando em consideração a capacidade de geração dessas fontes dispersas, melhorias no perfil de tensão, redução de perdas e níveis de corrente.
Tem sido comum a inserção de unidades de geração distribuídas compostas de diversas máquinas ou mesmo o compartilhamento de um dado ponto de conexão por acessantes diferentes. A conciliação entre diferentes níveis de contribuição, proporcionado por diferentes números de máquinas em operação e a atuação da proteção com tempo adequado pode ser um desafio. A questão se agrava quando a contribuição de uma máquina para o curto-circuito é menor que a geração conjunta dos demais elementos (Luiz, 2012).
A conexão de novos geradores permite que seja elaborado um estudo detalhado da distribuição das correntes de curto-circuito através dos trechos da rede, e também que seja feita uma avaliação dos impactos na coordenação e seletividade dos dispositivos de proteção que foram coordenados para a situação sem geração distribuída (Salles, 2007)
A conexão de GD exige algumas proteções específicas, que são instaladas no disjuntor do alimentador, esta proteção é necessária para detecção de faltas entre fases no alimentador, enquanto indica a direção para faltas nos outros alimentadores da subestação da concessionária (Salles, 2007).
Existe uma grande necessidade de desenvolvimento na área de proteção das redes de distribuição de energia elétrica, devido ao impacto provocado pela conexão de geradores síncronos, pois a quantidade de geradores ligados á rede deve aumentar (Salles, 2007).
A inserção da GD provoca a alteração do paradigma operativo dos sistemas de distribuição de energia elétrica. O nível de penetração da GD e o tipo de conexão desta causam um impacto fundamental no sistema de proteção, visto que estes alteram o nível da corrente de curto-circuito (Geidl, 2005).
Ainda segundo (Geidl, 2005), os impactos fundamentais da inserção da GD em um SDEE são: algumas modificações nas correntes de falta, falha na sensibilidade de dispositivos de proteção, certa redução no alcance de relés de sobrecorrente e de distância, possibilidade de bidirecionalidade da corrente de falta resultando em má atuação da proteção, ou até ilhamento não intencional da GD e uma possível descoordenação entre relé, religador e elos fusíveis, causando falha no esquema de proteção coordenado.
Com a inserção de fontes de GD, os valores de curto-circuito sofrem alterações, bem como o fluxo da corrente elétrica, afetando assim a coordenação entre dispositivos de proteção, em sistemas de distribuição causa preocupação devido ao projeto original dos sistemas de proteção ser realizado considerando determinados valores de curto-circuito e sentido unidirecional do fluxo de corrente elétrica. A contribuição extra provinda da GD conectada no sistema, pode provocar a operação incorreta dos dispositivos de proteção de sistemas de distribuição e interferir na coordenação entre religadores e elos fusíveis. Se a alocação de fontes de GD não for considerada quando dimensionada a proteção na etapa de projeto, as alterações provocadas por estas nos sistemas de proteção provocam a necessidade de intervenções posteriores (Guarda, 2017).
4 ESTUDO DE CASO
Este capítulo foi elaborado com o intuito de simular os efeitos nos níveis de corrente com a inserção de fontes de geração distribuída. Para que isso se tornasse possível foi adaptado com o auxílio do software de simulação OpenDSS o sistema IEEE 13 barras, os quais serão apresentados neste capítulo, juntamente com os ambientes de teste e os resultados das simulações.
4.1 Software OpenDSS
Desenvolvido em 1997, o OpenDSS foi projetado para contabilizar os impactos, introduzindo o conceito de análise de séries temporais para a indústria de energia elétrica. Em 2007 lhe foi adicionado o recurso para coordenar e promover aplicativos de smart grid, tornando-o uma poderosa ferramenta de simulação utilizada em todo o setor por concessionárias, laboratórios de pesquisa e universidades para modelar e simular aplicativos avançados de distribuição. Além disso, é usado como uma ferramenta de treinamento para estudantes e novos engenheiros de distribuição (EPRI, 2019).
Sua arquitetura suporta integração de redes de recursos energéticos distribuídos e modernização de redes, permite análises complexas usando uma plataforma flexível, personalizável e fácil de usar, fornecendo uma base para o entendimento e a integração de novas tecnologias e recursos (EPRI, 2019).
A interface deste software permite conciliar tecnologias de distribuição tradicionais e avançadas. Foi a primeira plataforma a incluir armazenamento detalhado de energia e dados avançados de inversor e é fundamental no desenvolvimento de novas análises de sistemas de distribuição (EPRI, 2019).
4.2 Sistema IEEE 13 Barras
O sistema IEEE 13 barras retratado na Figura 19, foi originalmente criado em 1992 e aprovados pelo Subcomitê da DSA durante a Reunião de Verão do PES de 2000, esse sistema foi projetado para avaliar e comparar algoritmos na solução de sistemas radiais trifásicos não balanceados ele representa um modelo de ordem reduzida de um circuito de distribuição real (IEEE, 2004).
Este modelo de circuito é caracterizado por ser curto, relativamente altamente carregado, com um único regulador de tensão na subestação, linhas aéreas e subterrâneas, capacitores em derivação, um transformador em linha e carga desequilibrada geralmente é usado para testar recursos comuns de software de análise de distribuição, operando a 4,16 kV (IEEE, 2004).
Figura 19 Sistema IEEE 13 Barras
Fonte: (IEEE, 2004)
4.2.1 Detalhes do Sistema IEEE 13 Barras
O sistema é alimentado por uma linha de 115 kV através de um transformador de 5000 kVA, ligação delta – estrela aterrado. A rede primária opera numa tensão de linha de 4,16 kV e a rede secundária na barra 634 com uma tensão de linha de 480 V, a Tabela 1 expõe as características dos transformadores conectados inicialmente ao sistema.
Tabela 1 - Características dos transformadores
Transformador Potencia nominal
(KVA) Relação de Tensão (V) Conexão R (%) X (%) SE 5,000 115: 4,16 Δ - Y 1 8 XFM -1 500 4,16: 0,48 Y- Y 1.1 2 Fonte: (IEEE, 2004)
Quanto as cargas, o modelo utilizado neste trabalho é o ZIP, o qual é definido como um modelo estático, pois têm como principais características apresentar uma parcela de potência constante(P), uma de corrente constante(I) e uma de impedância constante(Z), as cargas utilizadas na simulação estão devidamente apresentadas na Tabela 2, incluindo uma carga distribuída entre a barra 632 e 671 (IEEE, 2004).
Tabela 2 - Relação de cargas trifásicas
Barra Ligação Fase - 1 Fase - 1 Fase - 2 Fase - 2 Fase - 3 Fase - 3
Modelo kW kVAr kW kVAr kW kVAr
634 Y-P 160 110 120 90 120 90 645 Y-P 0 0 170 125 0 0 646 D-Z 0 0 230 132 0 0 652 Y-Z 128 86 0 0 0 0 671 D-P 385 220 385 220 385 220 675 Y-P 485 190 68 60 290 212 692 D-I 0 0 0 0 170 151 611 Y-I 0 0 0 0 170 80 632-671 Y-P 17 10 66 38 117 68 Fonte: (IEEE, 2004)
O objetivo do sistema elaborado pela IEEE é extrair dados o mais próximo da realidade possíveis, este caracteriza-se pela radialidade e desequilíbrio entre as fases, devido a sua configuração composta de linhas aéreas e subterrâneas assimétricas, então, cada linha entre as barras tem uma configuração e comprimento particular como listado na Tabela 3.
Tabela 3 - Configuração e comprimento de linhas
Barra A Barra B Comprimento(ft.) Configuração
632 645 500 603 632 633 500 602 633 634 0 XFM-1 645 646 300 603 650 632 2000 601 684 652 800 607 632 671 2000 601 671 684 300 604 671 680 1000 601 671 692 0 Switch 684 611 300 605 692 675 500 606 Fonte: (IEEE, 2004)
O sistema de distribuição IEEE 13 barras apresenta em sua configuração trechos aéreos e subterrâneos. Os trechos aéreos apresentam três tipos, os quais estão descritos na Tabela 4 e na Figura 20.
Tabela 4 - Configuração de linhas aéreas
Geometria Tipo
ID – 500 Trifásico – 4 cabos
ID – 505 Bifásico – 3 cabos
ID – 510 Monofásico – 2 cabos
Fonte: (IEEE, 2004)
Figura 20 Geometria de linhas aéreas
Já nos trechos em que apresentam linhas subterrâneas estas podem ser de dois tipos, os quais estão representados na Tabela 5 e na Figura 21.
Tabela 4 - Configuração de linhas subterrâneas
Geometria Tipo
ID – 515 Trifásico – 3 cabos
ID – 520 Monofásico – 2 cabos
Fonte: (IEEE, 2004)
Figura 21 Geometria de linhas subterrâneas
Fonte: (IEEE, 2004)
Na Tabela 6 estão dispostas as configurações utilizadas nas linhas de distribuição do sistema IEEE 13 Barras.
Tabela 5 - Configuração das linhas de distribuição
Configuração Fases Cabos das fases Cabos de neutro Geometria
ACSR ACSR ID 601 B A C N 556,500 26/7 4/0 6/1 500 602 C A B N 4/0 6/1 4/0 6/1 500 603 C B N 1/0 1/0 505 604 A C N 1/0 1/0 505 605 C N 1/0 1/0 510 606 A B C N 250,000 AA, CN None 515 607 A N 1/0 AA, TS 1/0 Cu 520 Fonte: (IEEE, 2004)
