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ESTUDOS ELÉTRICOS PARA AVALIAÇÃO DO IMPACTO DA GERAÇÃO
DISTRIBUÍDA NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO E NA FORMAÇÃO DE
MICRORREDES
Bruno de Paula da Rocha
Projeto de Graduação apresentado no Curso de
Engenharia Elétrica da Escola Politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como
parte dos requisitos necessários à obtenção do
título de Engenheiro.
Orientadora: Carmen Lucia Tancredo Borges.
Rio de Janeiro
Junho de 2010
ESTUDOS ELÉTRICOS PARA AVALIAÇÃO DO IMPACTO DA GERAÇÃO
DISTRIBUÍDA NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO E NA FORMAÇÃO DE
MICRORREDES
Bruno de Paula da Rocha
PROJETO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO DEPARTAMENTO DE
ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS
NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO
ELETRICISTA.
Aprovada por:
______________________________________
Profa. Carmen Lucia Tancredo Borges, D. Sc.
(Orientadora)
______________________________________
Prof. Glauco Nery Taranto, Ph. D.
______________________________________
Prof. Antonio Carlos Siqueira de Lima, D. Sc.
RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL
JUNHO DE 2010
iii
Rocha, Bruno de Paula da
Estudos Elétricos para Avaliação do Impacto da
Geração Distribuída na Rede de Distribuição e na
Formação de Microrredes/ Bruno de Paula da Rocha. –
Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2010.
XIII, 123 p. il.;29,7 cm.
Orientadora: Carmen Lucia Tancredo Borges, D. Sc.
Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/
Curso de Engenharia Elétrica, 2010.
Referências Bibliográficas: p. 120-123.
1.Geração Distribuída. 2.Microrredes. 3.Sistemas de
Potência. I. Borges, Carmen Lucia Tancredo. II.
Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola
Politécnica, Curso de Engenharia Elétrica. III. Título.
iv
Dedicatória
Aos meus pais Carlos e Norma pelo esforço e dedicação em fornecer uma boa
educação que serviram de base para meu desenvolvimento intelectual e
profissional.
À minha noiva Laiza que esteve sempre ao meu lado durante o curso de
engenharia elétrica e o desenvolvimento deste trabalho.
v
Agradecimentos
Agradeço a todos os meus familiares, em especial ao meu pai Carlos e a minha
mãe Norma, ao meu irmão Leonardo e a minha noiva Laiza pelo carinho, respeito
nas horas de estudo e compreensão pela ausência em diversos momentos.
Agradeço também aos profissionais e professores do Departamento de
Engenharia Elétrica da UFRJ, em especial à professora Carmen e ao professor
Glauco pelas contribuições para a realização deste trabalho, e aos amigos que fiz
durante o curso de engenharia elétrica que contribuíram direta ou indiretamente
para a minha formação.
vi
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como
parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.
ESTUDOS ELÉTRICOS PARA AVALIAÇÃO DO IMPACTO DA GERAÇÃO
DISTRIBUÍDA NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO E NA FORMAÇÃO DE
MICRORREDES
Bruno de Paula da Rocha
Junho/2010
Orientadora: Carmen Lucia Tancredo Borges.
Curso: Engenharia Elétrica
Neste trabalho busca-se demonstrar os estudos elétricos exigidos pelas
distribuidoras necessários para a avaliação dos impactos da conexão da geração
distribuída (GD) nas redes de distribuição de energia elétrica, e também
demonstrar a aplicação da GD como suporte a ilhas elétricas (microrredes).
Para uma melhor compreensão, foi apresentada uma proposta de definição ao
termo Geração Distribuída, as principais fontes e tecnologias aplicadas nesse
formato de geração de energia, as vantagens e desvantagens desses sistemas, e
também o quadro da geração de energia elétrica no Brasil e no Estado do Rio de
Janeiro. A fim de esclarecer as políticas e os procedimentos de acesso às redes das
distribuidoras, foi feita uma abordagem geral dos procedimentos de distribuição
(PRODIST), definidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), e das
normas técnicas elaboradas pelas próprias distribuidoras. Com relação à aplicação
da GD como suporte a ilhas elétricas, foi apresentada uma definição do conceito de
microrredes e especificadas as necessidades técnicas para esta aplicação.
Para alcançar os objetivos deste trabalho, foram efetuadas análises estáticas e
dinâmicas em um sistema elétrico de potência com GD, sendo avaliados os
impactos da GD nos fluxos de potência, nos níveis de curto-circuito e na
estabilidade do sistema. E também uma análise dinâmica da aplicação da GD em
uma microrrede formada após a ocorrência de um curto circuito no sistema.
vii
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfilment
of the requirements for the degree of Electrical Engineer.
ELECTRIC STUDIES FOR EVALUATION OF DISTRIBUTED GENERATION
IMPACTS IN DISTRIBUTION NETWORKS AND IN MICROGRIDS
COMPOSITION
Bruno de Paula da Rocha
June/2010
Advisor: Carmen Lucia Tancredo Borges.
Course: Electrical Engineering
This work aims to demonstrate the electric studies required by electricity
distributors companies that are necessary for evaluate the impacts of distributed
generation (DG) in distribution networks and to demonstrate the DG application in
electrical islands (microgrids).
For better understanding, a proposal was presented to define the term Distribution
Generation, the main sources and technologies applied in this kind of power
generation, the advantages and disadvantages of these systems, and also the power
generation plant in Brazil and Rio de Janeiro. In order to clarify the policies and
procedures for access the distributions grids, a general overview of the distribution
procedures (PRODIST), defined by the National Electrical Energy Agency
(ANEEL), was made, as well as of the technical standards developed by electricity
distributors companies. Regarding the application of the DG in electrical islands, a
microgrid definition was presented, as well as the technical requirements for this
application.
To achieve the objectives of this study, static and dynamic analysis were performed
in an electrical power system with DG, considering the impacts of the DG on
power flow, short-circuits levels and stability of the distribution grid. And also a
dynamic analysis of the DG application in a microgrid resulting from a short-
circuit occurrence in the grid.
viii
Sumário
Lista de Figuras ................................................................................................xi
Lista de Tabelas ...............................................................................................xii
1. Introdução ..................................................................................................1
1.1. Estrutura do trabalho .............................................................................4
1.2. Revisão da literatura .............................................................................5
2. A Geração Distribuída................................................................................6
2.1. Definição ..............................................................................................6
2.1.1. Propósito .......................................................................................6
2.1.2. Localização....................................................................................6
2.1.3. Variação de potência ......................................................................7
2.1.4. Área de fornecimento de potência...................................................7
2.1.5. Tecnologia .....................................................................................8
2.1.6. Impactos ambientais.......................................................................8
2.1.7. Modo de operação..........................................................................8
2.1.8. Proprietário....................................................................................8
2.1.9. Penetração da GD ..........................................................................8
2.2. Fontes e tecnologias aplicadas em geração distribuída ...........................9
2.2.1. Motores de combustão interna ...................................................... 10
2.2.2. Turbinas a gás convencionais ....................................................... 10
2.2.3. Micro-turbinas a gás .................................................................... 11
2.2.4. Células Combustíveis................................................................... 13
2.2.5. Pequenas Centrais Hidrelétricas ................................................... 15
2.2.6. Energia Eólica ............................................................................. 16
2.2.7. Energia solar................................................................................ 18
2.2.8. Energia Geotérmica...................................................................... 21
2.2.9. Dispositivos de armazenamento.................................................... 22
2.2.10. Gás Natural.................................................................................. 23
2.2.11. Biomassa ..................................................................................... 24
2.2.12. Biogás ......................................................................................... 25
2.3. Aplicações .......................................................................................... 25
ix
2.3.1. Energia em espera (Stand-by) ....................................................... 25
2.3.2. Sistemas rurais e isolados (ilhas elétricas).................................... 25
2.3.3. Geração na ponta ......................................................................... 26
2.3.4. Geração na base ........................................................................... 26
2.3.5. Co-geração .................................................................................. 26
2.4. Vantagens ........................................................................................... 27
2.5. Desvantagens ...................................................................................... 27
2.6. Geração no Brasil................................................................................28
2.6.1. Geração no Estado do Rio de Janeiro............................................ 30
3. Política de Acesso às Redes das Concessionárias ..................................... 36
3.1. PRODIST ........................................................................................... 36
3.1.1. Módulo 1 – Introdução................................................................. 38
3.1.2. Módulo 2 – Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição38
3.1.3. Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição............................. 39
3.1.4. Módulo 4 – Procedimentos Operativos dos Sistemas de Distribuição
54
3.1.5. Módulo 5 – Sistemas de medição.................................................. 58
3.1.6. Módulo 6 – Informações requeridas e Obrigações ......................... 58
3.1.7. Módulo 7 – Cálculo de perdas na distribuição............................... 58
3.1.8. Módulo 8 – Qualidade da energia elétrica ..................................... 59
3.2. Estudos de solicitação de acesso exigidos pelas distribuidoras ............. 59
3.2.1. Análise estática – Fluxo de potência ............................................. 60
3.2.2. Estudos de curto-circuito – Níveis de curto-circuito...................... 61
3.2.3. Análise dinâmica – Estabilidade transitória .................................. 64
4. Microrredes .............................................................................................. 65
4.1. Definição ............................................................................................ 66
4.1.1. Necessidades tecnológicas para configuração de uma microrrede .. 67
5. Simulações ................................................................................................ 72
5.1. Sistema elétrico de potência ................................................................ 73
5.1.1. Considerações para simulação ...................................................... 74
5.1.2. Dados elétricos ............................................................................ 75
5.2. Simulação dos estudos de solicitação de acesso................................... 78
5.2.1. Análise estática – Fluxo de potência ............................................. 78
5.2.2. Estudos de curto-circuito – Níveis de curto-circuito...................... 84
x
5.2.3. Análise dinâmica – Estabilidade transitória .................................. 88
5.3. Simulação da aplicação da GD na formação de microrredes ................. 99
5.3.1. Resincronização da microrrede................................................... 111
6. Análise dos resultados e conclusões........................................................ 117
6.1. Análise dos resultados....................................................................... 117
6.2. Conclusões........................................................................................ 119
6.3. Trabalhos futuros .............................................................................. 119
Referências Bibliográficas ............................................................................. 120
xi
Lista de Figuras
Figura 2.1: Estrutura Básica de um grupo motor-gerador (Fonte: Indel Indústria)........................................................................................................ 10
Figura 2.2: Operação de turbinas a gás com ciclo combinado (Fonte: Furnas Centrais Elétricas)............................................................................11
Figura 2.3: Micro-turbina com recuperação de calor........................................... 12 Figura 2.4: Diagrama esquemático de uma micro-turbina. .................................. 12 Figura 2.5: Modelo conceitual de uma célula combustível. ................................. 14 Figura 2.6: Célula combustível. ......................................................................... 15 Figura 2.7: Aerogerador. .................................................................................... 17 Figura 2.8: Modelo conceitual de uma célula fotovoltaica (Fonte:
CRESESB/CEPEL). ......................................................................... 19 Figura 2.9: Conjunto de painéis fotovoltaicos..................................................... 20 Figura 2.10: Capacidade mundial de sistemas fotovoltaicos entre 1995-2007. ..... 20 Figura 2.11: Esquema conceitual de produção de eletricidade a partir da energia
geotérmica....................................................................................... 21 Figura 2.12: Banco de baterias de chumbo-ácido................................................ 22 Figura 2.13: Esquema de ligação de um sistema híbrido (eólico, solar e banco de
baterias) de geração de energia elétrica conectado à rede de distribuição...................................................................................... 23
Figura 2.14: Capacidade de geração de energia elétrica no Brasil por tipo de usina........................................................................................................ 30
Figura 2.15: Capacidade de geração de energia elétrica no Rio de Janeiro por tipo de usina. .......................................................................................... 32
Figura 2.16: Capacidade de geração de energia elétrica no Rio de Janeiro por agentes de geração. .......................................................................... 33
Figura 3.1: Estrutura dos módulos componentes do PRODIST............................ 38 Figura 3.2: Fluxograma das etapas dos procedimentos de acesso. ....................... 39 Figura 3.3: Proteção mínima com dupla alimentação em Média Tensão (MT). .... 63 Figura 4.1: Componentes de uma microrrede. .................................................... 68 Figura 4.2: Diagrama esquemático dos elementos de conexão. ........................... 70 Figura 5.1: Sistema elétrico de potência (SEP). .................................................. 73 Figura 5.2: Caso base obtido no ANAREDE com a GD desconectada. ................ 80 Figura 5.3: Caso base obtido no ANAREDE com a GD conectada. ..................... 83 Figura 5.4: Curto-circuito aplicado na barra 15 do SEP....................................... 84 Figura 5.5: Resultados da simulação de conexão em paralelo da GD no SEP. ...... 93 Figura 5.6: Resultados da simulação de desconexão da GD no SEP..................... 98 Figura 5.7: Curto-circuito aplicado no SEP e destaque para a microrrede formada
após o curto. ...................................................................................100 Figura 5.8: Resultados da simulação para a microrrede formada. .......................105 Figura 5.9: Resultados da simulação para o SEP resultante após a formação da
microrrede. .....................................................................................110 Figura 5.10: Resultados da simulação para a resincronização da microrrede. .....116 Figura 6.1: Perfil de tensão na rede de distribuição. ..........................................117 Figura 6.2: Níveis de curto-circuito...................................................................118
xii
Lista de Tabelas Tabela 2.1: Categorias de GD quanto a máxima variação de potência. .................. 7 Tabela 2.2: Classificação das tecnologias de emprego comum em GD. ................. 9 Tabela 2.3: Capacidade de geração de energia elétrica no Brasil até Dez/2009. .. 28 Tabela 2.4: Empreendimentos em construção no Brasil. ..................................... 29 Tabela 2.5: Empreendimentos outorgados entre 1998 e 2009 - Brasil. ................. 29 Tabela 2.6: Capacidade de geração de energia elétrica no Rio de janeiro até
Dez/2009. ........................................................................................ 30 Tabela 2.7: Empreendimentos em construção no RJ............................................ 31 Tabela 2.8: Empreendimentos Outorgados entre 1998 e 2004 - RJ. ..................... 31 Tabela 2.9: Geração de energia elétrica por agentes de geração - RJ. .................. 32 Tabela 2.10: Autoprodutores em paralelo com a rede da LIGHT no RJ................ 34 Tabela 3.1: Etapas dos Procedimentos de Acesso por tipo de acessante. .............. 40 Tabela 3.2: Informações preliminares para a consulta de acesso.......................... 41 Tabela 3.3: Informações técnicas para a consulta de acesso de centrais geradoras.
....................................................................................................... 41 Tabela 3.4: Informação de acesso....................................................................... 43 Tabela 3.5: Parecer de acesso............................................................................. 45 Tabela 3.6: Variações de freqüência conforme condições de operação................. 47 Tabela 3.7: Tensões nominais de conexão........................................................... 48 Tabela 3.8: Níveis de tensão considerados para conexão de centrais geradoras.... 48 Tabela 3.9: Fator de potência operacional nos pontos de conexão de unidades
produtoras de energia....................................................................... 49 Tabela 3.10: Proteçãoes mínimas em função da potência instalada...................... 50 Tabela 3.11: Funções de proteção mínimas para o ponto de conexão com a rede da
Light. .............................................................................................. 62 Tabela 5.1: Parâmetros ajustados no SIMULIGHT, referentes aos modelos dos
geradores, reguladores de tensão e reguladores de velocidade disponíveis no programa. ................................................................. 75
Tabela 5.2: Dados de entrada para simulação: dados das barras do SEP............... 76 Tabela 5.3: Dados de entrada para simulação: dados dos ramos do SEP. ............. 77 Tabela 5.4: Estado operativo das barras após a simulação com a GD desconectada.
....................................................................................................... 78 Tabela 5.5: Fluxo de potência nos ramos com a GD desconectada. ..................... 79 Tabela 5.6: Estado operativo das barras após a simulação com a GD conectada. . 81 Tabela 5.7: Fluxo de potência nos ramos com a GD conectada............................ 82 Tabela 5.8: Tensões e correntes de curto-circuito com a GD desconectada. ......... 85 Tabela 5.9: Tensões e correntes de contribuição com a GD desconectada. ........... 86 Tabela 5.10: Níveis de curto-circuito com a GD desconectada. ........................... 86 Tabela 5.11: Tensões e correntes de curto-circuito com a GD conectada. ............ 87 Tabela 5.12: Tensões e correntes de contribuição com a GD conectada. .............. 87 Tabela 5.13: Níveis de curto-circuito com a GD conectada. ................................ 88 Tabela 5.14: Disjuntores inseridos no SIMULIGHT para conexão/desconexão da
GD. ................................................................................................. 89 Tabela 5.15: Eventos configurados no SIMULIGHT para a conexão da GD. ....... 89 Tabela 5.16: Eventos configurados no SIMULIGHT para a desconexão da GD. .. 94
xiii
Tabela 5.17: Disjuntores inseridos no SIMULIGHT para a simulação da aplicação da GD na formação de microrredes. ................................................. 99
Tabela 5.18: Eventos configurados no SIMULIGHT para a simulação da aplicação da GD na formação de microrredes. ................................................101
Tabela 5.19: Relatório de eventos ocorridos no SIMULIGHT para a formação da microrrede. .....................................................................................101
Tabela 5.20: Eventos adicionados no SIMULIGHT para a simulação de resincronização da microrrede......................................................... 111
Tabela 5.21: Relatório de eventos do SIMULIGHT para a etapa de resincronização.......................................................................................................111
1
1. Introdução
No final do século passado, o modelo do setor elétrico brasileiro passou por
grandes transformações. Até meados da década de 90, as empresas operadoras do
setor eram controladas pelo Estado, tinham a maioria de suas atividades
regulamentadas e apresentavam-se em uma estrutura verticalizada (cadeia de
geração, transmissão e distribuição eram propriedades de um único “empresário”,
o Estado).
Com o movimento de liberalização em diversos setores da economia, inclusive
no setor elétrico, as empresas operadoras foram privatizadas e divididas em
companhias geradoras, transmissoras e distribuidoras. As atividades de distribuição
e de transmissão, consideradas monopólios naturais, continuaram totalmente
regulamentadas. Porém, a produção das geradoras passou a ser comercializada no
mercado livre através de contratos bilaterais entre as partes compradora e
vendedora.
Esse processo de desverticalização comercial do mercado de energia deu
origem a um novo ambiente institucional do setor de energia elétrica. O Ministério
de Minas e Energia (MME) constituiu: a Agência Nacional de Energia Elétrica
(ANEEL), o Operador do Sistema Interligado (ONS) e o Mercado Atacadista de
Energia (MAE). A Aneel é o agente regulador do setor elétrico que, através de
regulamentação e fiscalização, visa garantir a operação de todos os agentes em um
ambiente de equilíbrio, permitindo lucros às companhias e modicidade tarifária aos
consumidores. O ONS coordena a operação das usinas e redes de transmissão do
Sistema Interligado Nacional (SIN). Já o MAE foi constituído com a criação do
mercado livre de energia.
Em 2004, por meio das leis nº 10.847/2004 e nº 10.848/2004, foi implementado
o Novo Modelo do Setor Elétrico, cujos objetivos principais eram: garantir a
segurança do suprimento, promover a modicidade tarifária e promover a inserção
social através dos programas de universalização. Este novo modelo manteve a
estrutura política anterior, representada pelo Ministério de Minas e Energia
(MME), pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e pelo Congresso
Nacional, e ficou marcado por retornar a responsabilidade pelo planejamento do
2
setor de energia elétrica para o Estado com a criação da Empresa de Pesquisa
Energética (EPE), que tem como objetivo elaborar os estudos necessários ao
planejamento da expansão do setor.
O novo modelo instituiu dois ambientes para a compra e venda de energia: o
Ambiente de Contratação Regulada (ACR), exclusivo para geradoras e
distribuidoras, e o Ambiente de Contratação livre (ACL), no qual participam
geradoras, comercializadoras, importadores, exportadores e consumidores livres.
Como conseqüência constituiu a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
(CCEE) que passou a ser responsável por intermediar a negociação da energia
nesses ambientes, em substituição ao MAE.
Simultaneamente a liberalização do mercado de energia, a conscientização
ambiental também foi um fator determinante para o desenvolvimento do setor
elétrico. O aquecimento global ocasionado pela grande emissão de gases
causadores do efeito estufa, como o dióxido de carbono (CO2) que é emitido
através da queima de combustíveis fósseis para a produção de energia, e também a
possível escassez das reservas desses combustíveis, fizeram surgir a necessidade
de um desenvolvimento sustentável nas atividades de produção de energia.
Assim, a maioria dos países do mundo, especialmente os mais desenvolvidos,
maiores consumidores de combustíveis fósseis, passou a investir na diversificação
da matriz energética. Esses investimentos possibilitaram avanços tecnológicos e
aumentos significativos na eficiência de processos de produção de energia a partir
de fontes renováveis (sol, vento, biomassa, maré, entre outras), reduzindo os custos
e viabilizando a implantação em escala comercial destas tecnologias.
No Brasil o incentivo à produção de energia elétrica a partir de fontes
renováveis veio através do PROINFA, Programa de Incentivo às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica, com base na lei nº 10.438/2002. Este programa
foi dividido em duas fases: a primeira promoverá a instalação de 3300 MW de
potência distribuídas entre Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH), Usinas Eólicas
e Usinas à Biomassa, enquanto que a segunda tem como objetivo elevar a produção
de energia elétrica a partir dessas três fontes renováveis escolhidas a fim de
alcançar 10% de participação na matriz energética nacional até o término previsto
do programa, em 2022 [1].
3
Todas as transformações ocorridas na década de 90 - o movimento de
liberalização da economia, a conscientização ambiental, os avanços tecnológicos e
os incentivos políticos - favoreceram o interesse e a disseminação de sistemas com
geração distribuída (GD). Isto se deve ao fato deste tipo de geração ser composta
por usinas de pequeno porte que utilizam fontes locais e esparsas de energia como,
por exemplo, PCH, usinas eólicas, usinas à biomassa, entre outras fontes
renováveis e não-renováveis.
Basicamente, o SIN é composto de grandes centrais geradoras interligadas às
subestações distribuidoras através de grandes linhas de transmissão. Além de
apresentarem custos elevados, o tempo e o impacto ambiental ocasionado pelos
grandes empreendimentos de construção de usinas hidrelétricas e de linhas de
transmissão, são muito altos. Por outro lado, as unidades de GD, caracterizadas por
serem conectadas à rede de distribuição e, por isso, estão localizadas próximas aos
centros de carga, são usinas que apresentam menores impactos ambientais e menor
tempo de implantação, já que são usinas de pequeno porte.
Sistemas com GD são extremamente importantes para o desenvolvimento
sustentável do setor elétrico. Por isso, neste trabalho foram abordados os principais
aspectos da geração distribuída com o objetivo de apresentar os estudos elétricos
exigidos pelas distribuidoras, avaliando os impactos da conexão da GD nas redes
de distribuição através de simulações em programas computacionais consolidados,
como o ANAREDE e o SAPRE/ANAFAS, do CEPEL.
Outro objetivo deste trabalho é apresentar e analisar a aplicação da GD na
formação de microrredes (ilhas elétricas) através de simulações de análise
dinâmica utilizando o programa SIMULIGHT [2][3], fruto da parceria de pesquisa
e desenvolvimento entre a empresa LIGHT e a instituição de ensino e pesquisa
COPPE/UFRJ.
4
1.1. Estrutura do trabalho
Este trabalho está divido em 6 capítulos com a seguinte distribuição:
O capítulo 2 apresenta uma proposta de definição ao termo geração distribuída,
as principais fontes e tecnologias aplicadas em unidades de GD, as vantagens e
desvantagens desses sistemas, e também o quadro de geração de energia elétrica no
Brasil e no Estado do Rio de Janeiro.
O capítulo 3, trata das políticas e dos procedimentos de acesso às redes das
distribuidoras. São apresentados neste capítulo os estudos elétricos exigidos pelas
concessionárias para acesso às suas redes de distribuição.
O capítulo 4 apresenta uma definição do conceito de microrredes e as
necessidades técnicas para a aplicação da GD como suporte a estes sistemas.
No capítulo 5, são demonstradas os resultados das simulações dos estudos
elétricos exigidos pelas distribuidoras em um sistema elétrico de potência com GD
para análises dos impactos da conexão desta usina na rede de distribuição. Além
disso, também estão demonstrados neste capítulo os resultados da simulação para
análise da aplicação da GD em uma microrrede.
Por fim, no capítulo 5.3.1 estão as conclusões obtidas com base nos resultados
apresentados nas simulações e uma proposta para trabalhos futuros.
5
1.2. Revisão da literatura
São diversos os trabalhos desenvolvidos a cerca do tema geração distribuída (GD).
Em [4] há uma proposta de definição bastante aceita para este tipo de geração que
até então não possuía uma definição consistente.
Em [5], [6] e [7] são apontados os diferentes tipos de tecnologia aplicadas em
GD sob os pontos de vista construtivo e tecnológicos. Em [5], também são
apresentadas as principais aplicações da GD de acordo com a tecnologia
empregada.
A vantagem econômica apresentada em sistemas com GD aumentou o interesse
pelo uso destes sistemas na expansão da capacidade das redes de distribuição.
Como conseqüência, surgiram a necessidade de estudar a fundo o planejamento da
distribuição [8], bem como estudar o melhor posicionamento para a inserção das
GDs [9] e analisar os conflitos operacionais ocasionados pela inserção desses
sistemas nas redes de distribuição[10].
A fim de padronizar o acesso das unidades de GD às diversas distribuidoras do
país, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) elaborou um documento
com normas e padrões para as atividades técnicas relacionadas ao funcionamento e
desempenho dos sistemas de distribuição, denominado Procedimentos de
Distribuição (PRODIST), [11].
Como as redes de distribuição no país são distintas, cada distribuidora
disponibiliza um documento, baseado no PRODIST, contendo as normas técnicas
relativas ao acesso de unidades geradoras em suas redes, conforme em [12], [13],
[14], [15] e [16].
Uma das principais vantagens do uso de sistemas com GD é a flexibilidade que
este tipo de geração introduz nas redes de distribuição, em especial na
possibilidade de formar microrredes [17], do inglês “Microgrid” , que são sistemas
compostos por diversas tecnologias, incluindo a GD, capazes de permitir a
operação ilhada das redes de distribuição caso ocorra problemas no fornecimento
de energia pelo sistema central, aumentando a continuidade e a eficiência da
energia.
6
2. A Geração Distribuída
A geração distribuída (GD) é uma tendência mundial no setor elétrico conseqüente
do processo de abertura do mercado de energia, da preocupação ambiental, dos
avanços tecnológicos e dos incentivos políticos.
Por ser uma tecnologia emergente e indefinida, diferentes termos são usados
para se referir à GD em determinadas regiões do mundo: na América do Norte usa-
se o termo Geração Dispersa; na América do Sul, Geração Embutida; na Europa e
alguns países da Ásia, usa-se o termo Geração Descentralizada. Entretanto, há na
literatura uma proposta de definição onde o termo Geração Distribuída é
consolidado[4].
2.1. Definição
A proposta de definição estabelecida em [4] diz que: “Geração Distribuída é uma
fonte de energia elétrica conectada diretamente na rede de distribuição ou
conectada à rede pelo lado do consumidor”.
Na proposta dada em [4] diversos fatores são levados em consideração na
definição de GD: o propósito, a localização, a variação de potência, a área onde a
potência é fornecida, a tecnologia, o impacto ambiental, o modo de operação, o
proprietário e a penetração da GD. Vejamos:
2.1.1. Propósito
O propósito da GD é, usualmente, suprir parte ou toda a demanda de potência ativa
dos consumidores. Porém há casos em que a GD contribui na regulação de tensão
como fonte de potência reativa.
2.1.2. Localização
Quanto à localização, a GD é definida como sendo a geração de energia elétrica
que está conectada diretamente na rede de distribuição ou conectada à rede pelo
lado do consumidor.
Por exemplo, um sistema de co-geração de energia à biomassa instalado em
uma indústria que está conectada diretamente no sistema de transmissão é
7
considerado GD, pois o sistema de geração está conectado na rede pelo lado do
consumidor (a indústria). Por outro lado, um parque eólico de geração de energia
elétrica que está conectado diretamente no sistema de transmissão, porque o
sistema de distribuição não tem capacidade suficiente de suportá-lo, não é
considerado GD.
Por isso, é importante que a distinção entre os sistemas de distribuição e de
transmissão seja clara. Para tanto, as próprias definições legais estabelecidas no
país para esses sistemas já impõem os limites de cada um.
2.1.3. Variação de potência
Apesar de a máxima variação de potência ser usada freqüentemente na definição de
GD, em [4] não é considerado relevante para sua proposta de definição a máxima
variação de potência da GD, uma vez que isto depende da capacidade do sistema
de distribuição e, conseqüentemente, do nível de tensão do sistema de distribuição
onde a GD será conectada. Entretanto, são sugeridas categorias para a distinção da
GD quanto à máxima variação de potência, conforme a Tabela 2.1.
Tabela 2.1: Categorias de GD quanto a máxima variação de potência.
Geração Distribuída Categoria Máxima variação de potência
Micro 1 W < 5 kW Pequena 5 kW < 5 MW
Média 5 MW < 50 MW Grande 50 MW <~150 MW
Fonte: [4]
2.1.4. Área de fornecimento de potência
Quanto à área de fornecimento de potência, alguns autores definem que toda a
potência produzida pela GD é consumida na própria rede de distribuição, mas há
situações em que o sistema de distribuição não demanda toda a potência produzida
pela GD e o excedente é exportado através do sistema de transmissão. Por isso,
esse fator não é relevante na proposta de definição de GD.
8
2.1.5. Tecnologia
A tecnologia usada em GD também não é considerada relevante para a proposta de
definição, pois são diversas as tecnologias empregadas em GD, mesmo que a
maioria faça uso de fontes renováveis de energia.
2.1.6. Impactos ambientais
Como a maioria das tecnologias empregadas em GD faz uso de fontes renováveis
de energia, a GD é considerada como sendo de mais baixo impacto ambiental que
as gerações centralizadas. Entretanto, isto não é relevante para a proposta de
definição, pois não são levados em consideração os processos de fabricação dos
equipamentos utilizados na conversão de energia elétrica a partir de fontes
renováveis. Tais processos geram impactos ambientais significativos.
2.1.7. Modo de operação
O modo de operação também não é determinante para a proposta de definição,
devido a grande variação que existe na regulamentação da operação do sistema
elétrico a nível internacional.
2.1.8. Proprietário
Os empreendimentos de GD são, geralmente, propriedades de Produtores
Independentes de Energia (PIE) ou Autoprodutores de Energia (APE). Entretanto
vem crescendo o interesse das grandes centrais geradoras pela GD. Logo, a
propriedade da GD não é relevante para a proposta de definição.
2.1.9. Penetração da GD
A penetração da GD não é fundamental para a proposta de definição, porque
depende da área onde a GD é inserida nos sistemas de distribuição, que variam de
acordo com a região.
9
2.2. Fontes e tecnologias aplicadas em geração distribuída
Conforme visto no item 2.1.5, a geração distribuída não está associada a uma
tecnologia em si, isto porque as unidades de geração distribuída (GD) apresentam
diferentes tipos de fontes combustíveis e tecnologias que devem ser estudadas e
comparadas para que se escolha a tecnologia mais adequada para determinadas
aplicações [5][6][7].
As tecnologias aplicadas em GD se diferem, principalmente, pela fonte de
combustível, pelo tipo de conexão e pela capacidade de geração, conforme pode
ser visto na Tabela 2.2.
Tabela 2.2: Classificação das tecnologias de emprego comum em GD.
Tecnologia
Fonte de Combustível
Interface
Pequeno <100kW
Intermediário 100kW-1MW
Grande >1MW
Motores recíprocos com geradores síncronos ou de indução
Combustível fóssil e biogás
Conexão direta
X X X
Pequenas turbinas a gás Combustível fóssil e biogás
Conexão direta
X
Micro-turbinas Combustível fóssil
Inversor X X
Células Combustíveis Combustível fóssil e renovável
Inversor X X X
Geotérmico Renovável Conexão direta
X X
PCH Renovável Conexão direta
X X
Eólica Renovável Inversor X X X Fotovoltaico Renovável Inversor X X X
Solar térmico Renovável Conexão direta
X X X
Armazenamento em baterias
Rede elétrica Inversor X X X
Armazenamento em capacitores Rede elétrica Inversor X X
Armazenamento em volantes
Rede elétrica Inversor X X
Armazenamento em supercondutores
Rede elétrica Inversor X X
Fonte: [7]
As principais características das tecnologias apresentadas na Tabela 2.2 estão
explicitadas nos itens a seguir. As fontes de combustível utilizadas na geração
distribuída como o gás natural, a biomassa e o biogás também estão explicitados a
seguir.
10
2.2.1. Motores de combustão interna
Os motores de combustão interna são associados mecanicamente com geradores
síncronos ou de indução, formando um grupo motor-gerador que utilizam
combustíveis fósseis, geralmente o diesel. A estrutura básica de um grupo motor-
gerador está ilustrada na Figura 2.1. Este tipo de tecnologia apresenta níveis de
eficiência entre 30 e 40% [7]. Estão disponíveis comercialmente e são amplamente
utilizados na geração distribuída por serem confiáveis e econômicos no suprimento
de energia em sistemas de co-geração, indústrias, aeroportos, hospitais, hotéis,
shopping centers, regiões remotas, etc.
Figura 2.1: Estrutura Básica de um grupo motor-gerador (Fonte: Indel Indústria).
2.2.2. Turbinas a gás convencionais
As turbinas a gás convencionais são utilizadas na geração distribuída, geralmente,
em usinas termelétricas e em sistemas de co-geração, utilizando gás natural ou
biogás como combustível. O conceito básico da geração de energia elétrica através
de turbinas a gás consiste na queima do combustível, transformando a água em
vapor que, em alta pressão, gira a turbina e o gerador acoplado a ela
mecanicamente, produzindo energia elétrica. Este tipo de tecnologia apresenta
capacidade de geração variando de 1 a 30 MW de potência e eficiências entre 24 e
35% [7].
A capacidade de geração e a eficiência das usinas que utilizam turbinas a gás
podem ser incrementadas se operando em ciclo combinado. Este tipo de operação
consiste no aproveitamento dos gases de escape da turbina a gás em temperatura
11
elevada para a transformação de água em vapor que aciona uma turbina a vapor de
modo semelhante ao processo anterior, conforme ilustrado na Figura 2.2.
Figura 2.2: Operação de turbinas a gás com ciclo combinado (Fonte: Furnas
Centrais Elétricas).
2.2.3. Micro-turbinas a gás
As micro-turbinas correspondem a uma nova tecnologia aplicada na geração
distribuída compondo sistemas de co-geração ou sistemas modulares compactos de
geração termelétrica conectados à carga ou à rede através de modernos sistemas de
eletrônica de potência que permitem sua operação isolada ou em paralelo com a
rede.
A Figura 2.3 [17] apresenta um tipo de micro-turbina com recuperação de calor.
12
Figura 2.3: Micro-turbina com recuperação de calor.
As micro-turbinas operam da mesma forma que as turbinas a gás
convencionais, a diferença é que são turbinas de pequena capacidade compostas
basicamente de um compressor, um combustor, um recuperador, uma pequena
turbina e um gerador elétrico, conforme diagrama esquemático da Figura 2.4 [18].
Em alguns casos, o compressor e o gerador são conectados por um único eixo sem
a necessidade de engrenagens, possuindo apenas uma parte móvel, o que reduz
ruídos e custos com manutenção. Outras vantagens são as baixas emissões de
óxidos de nitrogênio (NOx), o tamanho e o peso reduzidos [6].
Figura 2.4: Diagrama esquemático de uma micro-turbina.
13
Os principais tipos de micro-turbinas são:
• Turbinas de ciclo simples;
• Turbinas de ciclo recuperado;
• Turbinas de ciclo combinado.
Sob o ponto de vista técnico, as micro-turbinas se diferem das turbinas a gás
por operarem em altas rotações, até 100 mil rpm (rotações por minuto) e por
utilizarem uma moderna eletrônica de potência como interface com a carga ou com
a rede, para aumentar sua flexibilidade e controle mais eficiente. Podem utilizar
como combustível o gás natural, biogás, GLP e diesel. Possuem capacidade de
geração entre 30 e 300kW com eficiências variando entre 20 e 30%, mas com os
incentivos em pesquisa e desenvolvimento, espera-se que alcancem 40% de
eficiência [7].
2.2.4. Células Combustíveis
As células a combustíveis são equipamentos utilizados na geração de energia
elétrica a partir da energia química, através de processos eletroquímicos, e que tem
como subproduto a geração de energia térmica (calor). O principal combustível
utilizado é o hidrogênio que pode ser produzido a partir de diversas fontes
(combustível fóssil ou renovável). O resíduo principal do processo eletroquímico é
a água.
Basicamente, as células combustíveis são compostas por dois eletrodos
separados por uma membrana eletrolítica. Por um dos eletrodos, o catodo, flui
oxigênio (oxidante) advindo do ar e pelo outro eletrodo, o anodo, flui o hidrogênio
(redutor) produzido a partir da fonte de combustível. A energia elétrica é produzida
a partir da reação eletroquímica entre o oxigênio e o hidrogênio [5], conforme
ilustrado na Figura 2.5 [18].
14
Figura 2.5: Modelo conceitual de uma célula combustível.
Como não há combustão envolvida, as células combustíveis são mais
vantajosas que as outras tecnologias vistas anteriormente, pois apresentam
baixíssimas emissões de gases causadores do efeito estufa (óxidos de nitrogênio -
NOx e gás carbônico - CO2) e podem ser até duas vezes mais eficientes que as
tecnologias que utilizam combustão, chegando a apresentar cerca de 60% de
eficiência [5].
Os principais tipos de células combustíveis são:
• Células com membrana eletrolítica de polímero;
• Células alcalinas;
• Células de ácido fosfórico;
• Células de carbonato fundido;
• Células de óxido sólido.
As três primeiras são ditas de baixa temperatura, enquanto que as restantes são
de altas temperaturas [6][18].
As células a combustíveis podem ser utilizadas em unidades residências ou
comerciais, em indústrias e em sistemas de co-geração de energia, pois além de
produzir eletricidade tem como subproduto o calor, no caso das células
combustíveis de carbonato fundido e de óxido sólido. A Figura 2.6 [17] apresenta
um modelo de célula combustível.
15
Figura 2.6: Célula combustível.
A flexibilidade e compatibilidade dessa tecnologia com outras que também
possuem sistemas modulares, os altos níveis de eficiência e qualidade da energia
fazem com que esta tecnologia de geração distribuída seja a mais promissora.
Entretanto, os altos custos de capital dificultam a aceitação desta tecnologia no
mercado. Sob o ponto de vista elétrico, as células combustíveis necessitam de uma
interface em eletrônica de potência para a regulação da tensão de saída e aumento
da sua flexibilidade, que acabam elevando ainda mais os custos de implantação
desta tecnologia.
2.2.5. Pequenas Centrais Hidrelétricas
A Agência Nacional de energia Elétrica (ANEEL), adota três classificações quanto
à potência instalada das usinas hidrelétricas [1]:
• Centrais Geradoras Hidrelétricas (CGH): até 1 MW de potência
instalada;
• Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH): entre 1,1 MW e 30 MW;
• Usina Hidrelétrica de Energia (UHE): mais de 30 MW.
As pequenas centrais hidrelétricas (PCH) são usinas hidrelétricas de pequeno
porte que operam a fio d’água, sem a necessidade de grandes reservatórios.
Geralmente estão localizadas próximas a centros de carga e são consideradas como
geração distribuída quando conectadas no sistema elétrico da distribuidora local,
podendo ser operadas de forma a atender as necessidades desta distribuidora.
16
Como o país domina inteiramente a tecnologia de produção de energia elétrica
por usinas hidrelétricas, as PCH apresentam vantagens como tecnologia acessível
com custos mais baixos. Além disso, por não necessitar de grandes reservatórios,
apresentam menores impactos ambientais o que agiliza ainda mais sua
implantação.
De acordo com a Aneel [1], em novembro de 2008 haviam 1.768
empreendimentos em operação com potência total outorgada de 104.815 MW.
Destas 320 são PCHs com potência total outorgada de 2.399 MW, o que
corresponde a 2,29% da matriz elétrica nacional. As PCHs aumentarão ainda mais
sua participação na matriz elétrica nacional, pois dos 130 empreendimentos em
construção com potência total outorgada de 7.400 MW, 67 são PCHs com potência
total outorgada de 1.090 MW, o que corresponde a 14,73% do total em construção
e dos 469 empreendimentos outorgados com potência total outorgada de 26.464
MW, 166 são PCHs com potência total outorgada de 2.432 MW, o que corresponde
a 9,19% do total em outorga.
2.2.6. Energia Eólica
A energia eólica é a energia obtida a partir do movimento das massas de ar, ou
seja, a partir do vento. Este tipo de energia é utilizado há muitos anos,
principalmente na movimentação de barcos e no bombeamento de água.
A geração eólica ocorre pelo contato do vento com as pás da turbina que giram
e dão origem à energia mecânica que aciona o rotor do aerogerador, apresentado na
Figura 2.7 [1], produzindo energia elétrica. A quantidade de energia mecânica
convertida em potência elétrica é diretamente proporcional a densidade do ar, a
área coberta pela rotação das pás e a velocidade do vento, conforme a equação 2.1
[19].
2
),( 3 AvCP P ρβλ
= (2.1)
onde: P: Potência elétrica [W]; CP: Coeficiente de potência; ρ : Densidade do ar [Kg/m3]; λ : Relação entre velocidade das pás e do vento[19]; A: Área varrida pelo rotor [m2]; β : Ângulo de passo [19]. v: Velocidade do vento [m/s];
17
As turbinas dos aerogeradores são formadas por um conjunto de pás (2 ou 3
pás) que, devido a ação do vento, são submetidas a forças aerodinâmicas que a
colocam em um movimento de rotação. As principais componentes de força que
caracterizam o funcionamento de uma turbina eólica são: a força de arrasto, na
direção do vento, e a força de sustentação, perpendicular a direção do vento.
As turbinas vêm sofrendo evoluções tecnológicas que visam à obtenção de
equipamentos mais eficientes. As turbinas mais modernas são de eixo horizontal,
com perfis aerodinâmicos eficientes e são impulsionadas predominantemente por
forças de sustentação, acionando geradores de velocidade variável (máquina de
indução). Atualmente, existem turbinas de 100m de diâmetro que podem gerar até
5 mil kW [1].
Figura 2.7: Aerogerador.
A fonte de energia da geração eólica é o vento, que tem custo zero, porém o
custo das turbinas, apesar de ser decrescente, ainda é muito elevado. Mesmo assim,
a produção de energia elétrica a partir da energia eólica vem crescendo no mundo,
principalmente nos países desenvolvidos. De acordo com a Aneel, em 2007 o total
de energia elétrica produzida a partir da energia eólica foi de 93.849 MW, um
crescimento de 26,6% em relação a 2006, e os maiores parques eólicos
encontravam-se na Alemanha (23,7% do total), nos Estados Unidos (17,9%) e na
18
Espanha (16,1%), enquanto que o parque eólico brasileiro correspondia a apenas
0,3% do total [1].
No Brasil, o potencial de geração de energia eólica é de 143 mil MW. A região
com maior potencial medido é o Nordeste (75GW), principalmente no litoral.
Porém, a capacidade instalada das usinas eólicas em operação no Brasil em
novembro 2008 era de 273 MW, cerca de 0,2% do potencial brasileiro [1].
As principais características que dificultam o uso da energia eólica como fonte
regular de energia elétrica são: a ocorrência irregular dos ventos e a variação de
velocidade dos ventos ao longo do ano. Como a potência gerada pela energia
eólica é proporcional ao cubo da velocidade do vento, dimensionar e escolher um
local para instalação de um parque eólico é muito difícil, limitando-se a locais em
que a ocorrência de vento é constante ou varia muito pouco e com velocidades de
vento altas.
A energia eólica é uma fonte de energia aplicada na geração distribuída.
Existem no mundo sistemas eólicos de grande porte interligados à rede de
distribuição que são bastante viáveis, apresentando custos comparativos ao das
hidrelétricas. Os sistemas eólicos também são aplicados em conjunto com grupo
motor-gerador, com sistemas fotovoltaicos e com sistemas de armazenamento no
suprimento de energia elétrica de regiões isoladas. A implantação de sistemas
eólicos em conjunto com sistemas de armazenamento é complexa e onerosa, pois
devem possuir equipamentos que compensem a variação de velocidade e de
ocorrência dos ventos ao longo do ano, sendo esta aplicação limitada a pequenos
sistemas de armazenamento em baterias que servem para o fornecimento de
energia elétrica em regiões remotas, onde o benefício e conforto compensam o alto
custo de implantação.
2.2.7. Energia solar
A energia solar pode ser aproveitada para a produção de calor e para a produção de
energia elétrica. No primeiro caso, a energia solar é transformada em calor se for
utilizada uma superfície escura para sua captação, enquanto que no segundo caso, a
energia solar é transformada em energia elétrica utilizando-se células fotovoltaicas.
A energia solar também pode ser transformada em energia elétrica utilizando-se
sistemas heliotérmicos que captam a irradiação solar e a convertem em calor que é
19
utilizado em termelétricas para a produção de eletricidade. Porém, é necessário um
local com alta incidência de irradiação solar direta.
As células fotovoltaicas são formadas por placas de material semicondutor,
geralmente o silício, uma dopada positivamente (P) e a outra dopada
negativamente (N), formando uma junção PN. Quando a luz do sol incide sobre
esta junção, o campo elétrico entre as duas placas permite o fluxo eletrônico
(partículas positivas e negativas) sob a forma de corrente contínua, caracterizando
o efeito fotovoltaico, conforme ilustrado na Figura 2.8.
Figura 2.8: Modelo conceitual de uma célula fotovoltaica (Fonte:
CRESESB/CEPEL).
Cada célula fotovoltaica pode fornecer de 2 a 4A com de tensão de saída de,
aproximadamente, 0,5V [5],[18]. Para elevar os níveis de tensão e corrente, elas
são associadas em série e em paralelo, respectivamente, formando módulos ou
painéis fotovoltaicos que fornecem tensão e corrente de saída mais adequadas. Para
aumentar a capacidade de geração de energia, os módulos ou painéis fotovoltaicos
também são associados em série e/ou paralelo, formando um conjunto de painéis
fotovoltaicos que é capaz de gerar potências elevadas. Um exemplo de um
conjunto de painéis fotovoltaicos está ilustrado na Figura 2.9 [17].
20
Figura 2.9: Conjunto de painéis fotovoltaicos.
Como a saída dos painéis fotovoltaicos é fornecida em corrente contínua, a
energia gerada é utilizada em equipamentos de corrente contínua ou é armazenada
em um banco de baterias. Para situações em que se deseja a conexão com a rede é
necessário o uso de conversores de corrente contínua (CC) para corrente alternada
(CA), denominados conversores CC/CA ou inversores.
A geração de eletricidade através de sistemas fotovoltaicos apresenta custos
elevados. Além do painel fotovoltaico, os inversores e o banco de baterias
apresentam custos bastante altos. Mesmo assim, os sistemas fotovoltaicos
conectados à rede foram, entre 2006 e 2007, a tecnologia de geração com maior
crescimento no mundo [1]. Boa parte das unidades tem sido conectada à rede de
distribuição de energia elétrica, caracterizando-se como geração distribuída,
conforme a Figura 2.10 [1].
Figura 2.10: Capacidade mundial de sistemas fotovoltaicos entre 1995-2007.
21
2.2.8. Energia Geotérmica
A energia geotérmica é produzida através dos gêiseres, que são fontes de vapor no
interior da Terra que apresentam erupções periódicas, e do aproveitamento do calor
existente no interior das rochas para o aquecimento da água e produção de vapor
que é aproveitado em termelétricas, conforme a Figura 2.11 [1].
Figura 2.11: Esquema conceitual de produção de eletricidade a partir da energia
geotérmica.
Esta forma de produção de energia elétrica apresenta-se em pequeno número e
em poucos países. No Brasil não há unidades em operação, porém, a potência
instalada ao redor do mundo é bastante significativa. De acordo com [1], em 2007
a capacidade mundial instalada era de 9.720 MW, sendo os Estados unidos (2.936
MW), Filipinas (1.978 MW) e México (959 MW) os maiores produtores, com
cerca de 60% da capacidade total instalada.
Mesmo sendo uma energia limpa e renovável, a energia geotérmica não teve a
mesma evolução que a eólica e a solar, por exemplo, ficando praticamente
estagnada entre 2006 e 2007 [1].
22
2.2.9. Dispositivos de armazenamento
Dispositivos de armazenamento consistem em baterias, super capacitores, volantes
mecânicos (“Flywheels”), armazenadores pneumáticos/hidráulicos e
supercondutores magnéticos [7].
As baterias são os dispositivos de armazenamento mais comuns em uso mesmo
com os altos custos de implantação e de manutenção desses dispositivos que, além
disso, ainda podem causar sérios problemas ao meio ambiente quando descartadas.
Um exemplo de banco de baterias de chumbo-ácido pode ser visualizado na Figura
2.12 [17].
As demais tecnologias de armazenamento de energia apresentadas estão
avançando tecnologicamente e se tornando comercialmente viáveis. Os
supercapacitores são dispositivos de armazenamento de alta densidade de potência
com capacidade de ciclo elevada. Os volantes mecânicos são sistemas que vêm
sendo considerados recentemente como um meio viável de suportar cargas críticas
durante interrupções no sistema elétrico por apresentarem resposta mais rápida que
os sistemas de armazenamento eletroquímicos, [17].
Na operação do sistema elétrico, normalmente esses dispositivos são
carregados durante o período de baixa demanda de energia e geralmente são
utilizados em conjunto com outros tipos de geração distribuída para atendimento
nos horários de pico de demanda de energia a fim de evitar variações de freqüência
e tensão na rede, bem como evitar interrupções no fornecimento de energia.
Figura 2.12: Banco de baterias de chumbo-ácido.
23
Um exemplo de um sistema híbrido de geração distribuída contendo sistemas
fotovoltaicos, eólico e dispositivos de armazenamentos pode ser visualizado na
Figura 2.13 [20]. Pode-se observar que estes sistemas necessitam de diversas
interfaces em eletrônica de potência: um retificador (RT-1), dois controladores de
carga (CH-A e CH-B), um conversor DC-DC e um conversor DC-AC (inversor).
Todos esses equipamentos fazem com que esse sistema apresente altos custos,
sendo aplicado apenas em regiões remotas e isoladas.
Figura 2.13: Esquema de ligação de um sistema híbrido (eólico, solar e banco de
baterias) de geração de energia elétrica conectado à rede de distribuição.
2.2.10. Gás Natural
O gás natural, assim como o petróleo, é um hidrocarboneto resultante da
decomposição da matéria orgânica durante milhões de anos. Tem como elemento
predominante o gás metano e por este motivo é uma fonte de energia mais limpa
que outros combustíveis fósseis. Para se ter uma idéia o gás natural utilizado em
termelétricas pode emitir até 23% menos CO2 que o óleo combustível e até 50%
menos CO2 que o carvão [1].
O gás natural pode ser utilizado tanto na produção exclusiva de energia elétrica
quanto na co-geração, aproveitando o calor e o vapor, dissipados na produção de
eletricidade, em processos industriais. Ele é muito utilizado em usinas
termelétricas com turbinas a gás ou micro turbinas, onde o gás é misturado com ar
24
comprimido para se obter a combustão, emitindo gases em altas temperaturas que
provocam o movimento das turbinas. Estas, por sua vez, estão conectadas a
geradores que transformam a energia mecânica em energia elétrica.
A participação das termelétricas a gás natural na produção de energia elétrica
no Brasil era, em novembro de 2008, de 11 mil MW, ou pouco mais de 10% da
potência total instalada no país, de 103 mil MW. De acordo com o Plano Nacional
de Energia 2030, produzido pela EPE, a participação das termelétricas a gás
natural irá aumentar ainda mais no curto e médio prazos [1].
2.2.11. Biomassa
Qualquer matéria orgânica que possa ser transformada em energia elétrica, térmica
e orgânica é classificada como biomassa. Ela pode ser de origem:
• Florestal: madeira, principalmente;
• Agrícola: cana de açúcar, soja, arroz, beterraba, entre outras.
• Rejeitos urbanos e industriais: sólidos ou líquidos, como o lixo.
A biomassa é muito utilizada em processos de co-geração industrial, na
produção de energia elétrica e biocombustíveis. No Brasil é cada vez maior o uso
da biomassa como fonte de energia elétrica. Para se ter uma idéia, em 2007 a
participação da biomassa na matriz elétrica nacional foi de 3,7% da oferta total de
energia elétrica, ficando atrás apenas da hidreletricidade, com participação de
85,4% [1].
A potência total instalada no país das usinas termelétricas movidas à biomassa,
em novembro de 2008, era de 5,7 mil MW, distribuídos entre 302 termelétricas. A
maioria das usinas, 252, utilizam a cana de açúcar como fonte de biomassa, com 4
mil MW de potência instalada [1].
As termelétricas à biomassa são caracterizadas por serem empreendimentos de
pequeno porte que favorecem sua instalação nas proximidades dos centros de
carga, sendo uma tecnologia aplicável na geração distribuída. Além disso,
contribuem para a diversificação e “limpeza” da matriz elétrica nacional, já que
emitem quantidades bem inferiores de gases causadores do efeito estufa quando
comparadas às que utilizam combustíveis fósseis.
25
2.2.12. Biogás
O biogás é obtido da biomassa contida em rejeitos urbanos e industriais. Mais
precisamente, o biogás advém da decomposição natural da matéria orgânica por
microorganismos, passando-a do estado sólido para o gasoso. Ele é utilizado na
produção de energia elétrica como combustível em usinas termelétricas.
No Brasil, em novembro de 2008, existiam três usinas termelétricas de pequeno
porte movidas a biogás em operação, todas localizadas em São Paulo, totalizando
44,63 MW de capacidade instalada. Ainda há por vir mais sete empreendimentos,
já outorgados, totalizando 109 MW de potência instalada, distribuídas pelos
estados de São Paulo, Rio de Janeiro, Bahia, Pernambuco e Santa Catarina [1].
2.3. Aplicações
Como foi visto nos itens anteriores, são diversas as fontes e tecnologias utilizadas
na geração distribuída (GD). Elas geralmente são compactas e de fácil
mobilização, por isso são denominadas tecnologias modulares. Estas diferentes
tecnologias preenchem os requisitos de uma variada gama de aplicações, nas quais
o tipo de tecnologia empregada varia de acordo com os requerimentos de carga. As
aplicações da GD estão apresentadas nos itens a seguir.
2.3.1. Energia em espera (Stand-by)
A geração distribuída pode ser aplicada como um suprimento de energia em casos
de defeito de energia ou de necessidades específicas, permanecendo à disposição
da carga. Esta forma de aplicação da GD é empregada principalmente em
industrias e hospitais. Os motores de combustão interna são a principal tecnologia
utilizada.
2.3.2. Sistemas rurais e isolados (ilhas elétricas)
Usualmente, áreas isoladas utilizam a geração distribuída como fornecedor de
eletricidade da região ao invés de utilizar a rede do sistema interligado. Isto
acontece por estarem localizadas em regiões geográficas que apresentam
obstáculos naturais ou que estão muito distantes, dificultando a passagem de linhas
de transmissão para conexão com o sistema interligado, o que torna esta alternativa
muito onerosa. As principais tecnologias utilizadas nesta forma de aplicação da GD
26
são os motores a combustão, a energia eólica e a energia solar fotovoltaica
associadas com sistemas de armazenamento de energia, geralmente baterias. Estas
tecnologias ainda podem ser utilizadas em conjunto formando sistemas híbridos de
geração de energia elétrica, conforme a Figura 2.13 [20].
2.3.3. Geração na ponta
Como o custo da potência elétrica varia de acordo com a curva de demanda de
carga e a correspondente disponibilidade de energia elétrica, a aplicação de
unidades de geração distribuída no suprimento de cargas nos períodos de pico de
demanda implicaria na redução dos custos com energia elétrica para diversos
clientes industriais que contratam energia por demanda. As principais tecnologias
utilizadas nesta forma de aplicação da GD são os motores de combustão interna, as
turbinas a gás e micro turbinas.
2.3.4. Geração na base
A geração distribuída pode ser aplicada como uma forma de geração na base para
fornecer parte da principal potência requerida pela carga e ao mesmo tempo servir
de suporte para a rede na melhoria do perfil de tensão do sistema, reduzindo perdas
e aumentando a qualidade da energia. As principais tecnologias utilizadas nesta
forma de aplicação da GD são os motores de combustão interna, as turbinas a gás e
micro turbinas.
2.3.5. Co-geração
A co-geração é uma forma de aplicação da geração distribuída muito eficiente.
Nela o calor dissipado no processo de conversão do combustível em eletricidade é
reaproveitado sob diversas formas em processos industriais como, por exemplo, na
produção de eletricidade novamente, aquecimento ou resfriamento. As principais
tecnologias utilizadas nesta forma de aplicação da GD são os motores de
combustão interna, as turbinas a gás, micro turbinas e as células a combustíveis.
27
2.4. Vantagens
A utilização da geração distribuída (GD) no sistema elétrico pode trazer diversas
vantagens. Por se localizarem próximas às cargas ou até mesmo no próprio
consumidor, a utilização de unidades de GD contribuem para a redução de perdas
elétricas na rede em que está conectada e para o aumento da confiabilidade do
sistema e da qualidade da energia disponibilizada aos consumidores.
A geração de energia elétrica através de GD é uma forma das distribuidoras
atenderem o aumento da demanda de energia adiando investimentos e custos
necessários para a ampliação da capacidade das suas subestações. Outra grande
vantagem que a utilização de GD traz para as distribuidoras é a redução dos custos
na transmissão.
A GD também é de grande utilidade para as distribuidoras no provimento de
serviços ancilares como o suporte de reativo, estabilidade para a rede, reserva
girante, entre outras.
As fontes e tecnologias aplicadas em GD, descritas no item anterior, têm como
principal benefício a diminuição do impacto ambiental na geração de energia
elétrica, contribuindo para a “limpeza” e diversificação da matriz elétrica. Outro
grande benefício é que as tecnologias aplicadas em GD permitem que suas
unidades sejam modulares, de tamanho pequeno e de instalação menos complexa.
Tanto o menor impacto ambiental quanto o pequeno porte fazem com que o tempo
de construção e implantação de unidades de GD seja muito menor que o de
unidades centrais, como no caso das usinas hidrelétricas de energia (UHE).
A instalação de unidades de GD em local onde a geração central é impraticável
ou o sistema de transmissão é deficiente, contribui para a universalização da
energia elétrica, trazendo benefícios tanto para a sociedade quanto para o governo.
2.5. Desvantagens
A desregulamentação do setor elétrico e os incentivos do governo para a
diversificação e universalização da energia elevaram o interesse pela geração
distribuída (GD) através de Produtores Independentes de Energia (PIE) e
Autoprodutores de Energia (APE). Com isso o número de empresas envolvidas no
28
setor elétrico pode aumentar significativamente, elevando a complexidade na
coordenação, planejamento e operação do sistema elétrico [2].
A inclusão de unidades de GD dificulta o planejamento e a operação do sistema
elétrico, pois requer complexos estudos para avaliação de características
operacionais do sistema como perdas, perfil de tensão, estabilidade, confiabilidade,
controle e proteção das redes elétricas. Também são necessários outros estudos de
engenharia e de viabilidade econômica como a melhor tecnologia aplicada, a
melhor localização, o número e a capacidades das unidades.
Outra desvantagem é que os custos das tecnologias aplicadas em GD ainda são
muito altos, apesar de estarem diminuindo gradativamente com os avanços
tecnológicos, principalmente na eletrônica de potência, e com os incentivos do
governo para a utilização de fontes renováveis.
2.6. Geração no Brasil
De acordo com [21], o Brasil possui no total 2.178 empreendimentos em operação,
gerando 106.503.538 kW de potência, conforme a Tabela 2.3. Está prevista para os
próximos anos uma adição de 37.600.048 kW na capacidade de geração do País,
proveniente de 164 empreendimentos atualmente em construção e mais 443
outorgados, de acordo com a Tabela 2.4 e Tabela 2.5, respectivamente.
Tabela 2.3: Capacidade de geração de energia elétrica no Brasil até Dez/2009.
Empreendimentos em Operação
Tipo Quantidade Potência (kW) % CGH 307 173.373 0,16 EOL 36 602.284 0,57 PCH 356 2.947.962 2,77 SOL 1 20 0 UHE 164 75.458.244 70,9 UTE 1.312 25.314.655 23,8 UTN 2 2.007.000 1,88 Total 2.178 106.503.538 100
Fonte: [21]
29
Tabela 2.4: Empreendimentos em construção no Brasil.
Empreendimentos em Construção
Tipo Quantidade Potência (kW) % CGH 1 848 0 EOL 10 257.150 1,42 PCH 69 978.938 5,42 UHE 19 10.365.500 57,44 UTE 65 6.444.125 35,71 Total 164 18.046.561 100 Fonte: [21]
Tabela 2.5: Empreendimentos outorgados entre 1998 e 2009 - Brasil.
Empreendimentos Outorgados
Tipo Quantidade Potência (kW) % CGH 70 46.660 0,24 EOL 44 2.124.793 10,87 PCH 155 2.150.842 11 SOL 1 5.000 0,03 UHE 11 2.190.000 11,2 UTE 161 13.036.142 66,67 Total 443 19.553.487 100 Fonte: [21]
Legenda: CGH: Central Geradora Hidrelétrica; UHE: Usina Hidrelétrica de Energia; EOL: Central Geradora Eólielétrica; UTE: Usina Termelétrica de Energia; PCH: Pequena Central Hidrelétrica; UTN: Usina Termonuclear.
Considerando apenas os empreendimentos em construção e outorgados, Tabela
2.4 e Tabela 2.5, respectivamente, observa-se um maior número de
empreendimentos que fazem uso de fontes e tecnologias aplicadas na geração
distribuída (GD). É o caso da energia eólica (EOL) e da energia solar (SOL), das
pequenas centrais hidrelétricas (PCH) e das centrais geradoras hidrelétricas
(CGH), além de algumas termelétricas. O gráfico ilustrado pela Figura 2.14 mostra
a capacidade de geração de energia elétrica atual e o acréscimo na geração,
considerando a entrada em operação dos empreendimentos em construção e
outorgados. Pode-se observar do gráfico que os maiores acréscimos na geração
ainda seriam devidos às usinas hidrelétricas (UHE) e termelétricas (UTE), porém é
notável o aumento da participação da energia eólica e das PCH na matriz elétrica
brasileira, que somadas chegariam perto de dobrar a participação, de 3,33% para
6,29%.
30
Geração de Energia Elétrica - Brasil
0,57% 2,77%
70,85%
100%
1,88%
23,77%
2,07% 4,22%
61,08%
100%
1,39%
31,09%
0
20.000.000
40.000.000
60.000.000
80.000.000
100.000.000
120.000.000
140.000.000
160.000.000
CGH EOL PCH SOL UHE UTE UTN TOTALTipo
Pot
ênci
a (k
W)
Empreendimentos em operação
Entrada em operação dos empreendimentos em construção e outorgados
Figura 2.14: Capacidade de geração de energia elétrica no Brasil por tipo de usina.
2.6.1. Geração no Estado do Rio de Janeiro
Os dados apresentados em [21] mostram que a geração de energia elétrica no
estado do Rio de Janeiro através de usinas termelétricas (UTE) corresponde a
pouco mais da metade do total gerado pelos empreendimentos em operação. Se for
somada a participação das usinas termonucleares (UTN), este número sobe para
mais de 80% da geração total, conforme a Tabela 2.6. O restante corresponde aos
aproveitamentos hídricos da região, através das Centrais Geradoras Hidrelétricas
(CGH), das Pequenas centrais Hidrelétricas (PCH) e das Usinas Hidrelétricas
(UHE), definidas no item 2.2.5.
Tabela 2.6: Capacidade de geração de energia elétrica no Rio de janeiro até
Dez/2009.
Empreendimentos em Operação
Tipo Quantidade Potência (kW) % CGH 8 5.984 0,08 EOL 0 0 0,00 PCH 15 191.200 2,43 UHE 10 1.230.779 15,63 UTE 48 4.440.485 56,38 UTN 2 2.007.000 25,48 Total 83 7.875.448 100,00
Fonte: [21]
144,1 GW
106,5 GW
31
De acordo com [21], está previsto para os próximos anos um acréscimo de
2.888 MW na capacidade de geração do estado, provenientes de 8
empreendimentos que estão em construção e 24 empreendimentos com sua outorga
assinada, conforme a Tabela 2.7 e Tabela 2.8, respectivamente.
Tabela 2.7: Empreendimentos em construção no RJ.
Empreendimentos em Construção
Tipo Quantidade Potência (kW) % CGH 0 0 0,00 EOL 1 28.050 3,13 PCH 5 45.120 5,03 UHE 1 333.700 37,21 UTE 1 490.000 54,63 UTN 0 0 0,00 Total 8 896.870 100,00
Fonte: [21]
Tabela 2.8: Empreendimentos Outorgados entre 1998 e 2004 - RJ.
Empreendimentos Outorgados entre 1998 e 2004
Tipo Quantidade Potência (kW) % CGH 1 900 0,05 EOL 5 249.200 12,51 PCH 7 125.780 6,32 UHE 1 195.000 9,79 UTE 10 1.420.454 71,33 UTN 0 0 0,00 Total 24 1.991.334 100,00 Fonte: [21]
Considerando apenas os empreendimentos em construção e outorgados do
estado do Rio de Janeiro, Tabela 2.7 e Tabela 2.8 respectivamente, dos 32
empreendimentos, 12 são pequenas centrais hidrelétricas (PCH) e 6 utilizarão
como fonte de energia o vento, que atualmente não é explorado. Se estes
empreendimentos entrassem em operação hoje, os maiores acréscimos na geração
ainda seriam devidos às usinas termelétricas (UTE), porém a participação da
energia eólica e o aumento da participação das PCH na matriz elétrica do estado do
Rio de Janeiro mostram uma tendência mundial, a diversificação da matriz elétrica,
conforme o gráfico ilustrado na Figura 2.15.
32
Geração de Energia Elétrica - RJ
0,00% 2,43%
100%
25,48%
56,38%
15,63%3,36%2,58%
100%
18,65%
59,00%
16,35%
0
2.000.000
4.000.000
6.000.000
8.000.000
10.000.000
12.000.000
CGH EOL PCH SOL UHE UTE UTN TOTAL
Tipo
Pot
ênci
a (k
W)
Empreendimentos em operação
Entrada em operação dos empreendimentos em construção e outorgados
Figura 2.15: Capacidade de geração de energia elétrica no Rio de Janeiro por tipo
de usina.
Além da diversificação da matriz elétrica, outra tendência mundial é o processo
de desregulamentação do setor elétrico com pesados incentivos à inclusão de
produtores independentes de energia (PIE) que favorecem a implantação da
geração distribuída (GD). Para se ter uma idéia, todos os empreendimentos em
construção no Rio de janeiro são de agentes PIE, conforme demonstra a Tabela 2.9.
Tabela 2.9: Geração de energia elétrica por agentes de geração - RJ.
Operação Construção Outorgados (1998-2004) Agente Potência
(kW) % Potência (kW) % Potência
(kW) %
SP 4.061.379 51,60% 0 0,00% 0 0,00% APE 100.414 1,28% 0 0,00% 21.000 1,05% PIE 3.405.520 43,27% 896.870 100,00% 1.946.980 97,77%
APE-COM 240.360 3,05% 0 0,00% 0 0,00% REG 62.563 0,79% 0 0,00% 23.354 1,17%
TOTAL 7.870.236 100,00% 896.870 100,00% 1.991.334 100,00% Fonte: [21]
Legenda: SP: Serviço Público; APE: Autoprodução de Energia; PIE: Produção Independente de Energia; APE-COM: Autoprodução c/ Comerc. de Excedente; REG: Registro.
10,8 GW
7,9 GW
33
Analisando a geração de energia elétrica no Rio de Janeiro pelos agentes de
geração e não mais pelos tipos de usina, observa-se que os PIE representariam
mais de 58% da geração de energia elétrica no estado com a entrada em operação
dos empreendimentos em construção e outorgados, superando a geração por
serviço público (SP), conforme ilustrado no gráfico da Figura 2.16 obtido a partir
dos dados da Tabela 2.9.
Geração de Energia Elétrica - RJ
100%
0,79%3,05%
43,27%
1,28%
51,60%
100%
0,80%2,23%
58,09%
37,75%
1,13%0
2.000.000
4.000.000
6.000.000
8.000.000
10.000.000
12.000.000
SP APE PIE COM APE-COM REG TOTAL
Agentes
Pot
ênci
a (k
w)
Empreendimentos em operaçãoEntrada em operação dos empreendimentos em contrução e em outorga
Figura 2.16: Capacidade de geração de energia elétrica no Rio de Janeiro por
agentes de geração.
Esta evolução da geração de energia elétrica por PIE favorece o crescimento do
número de solicitações de acesso destes agentes às redes de distribuição das
concessionárias, o que caracterizaria um aumento da penetração da GD nas redes
de distribuição.
Com relação aos agentes APE e APE-COM no Rio de Janeiro, são 28 unidades
de GD operando em paralelo de modo permanente ou momentâneo com a rede de
distribuição da principal concessionária do estado, a Light, e mais 13 unidades que
estão em processo de estudo e avaliação da solicitação de acesso à rede da Light,
conforme descrito na Tabela 2.10.
10,8 GW
7,9 GW
34
Tabela 2.10: Autoprodutores em paralelo com a rede da LIGHT no RJ.
35
Fonte: [22]
Embora a GD ganhe mais destaque no cenário energético com o crescimento no
número de PIE, APE e APE-COM, a conexão de unidades de GD às redes de
distribuição ainda é limitada à capacidade do sistema de distribuição, necessitando
de avaliação adequada quanto aos impactos da GD nas características operacionais
do sistema.
36
3. Política de Acesso às Redes das
Concessionárias
O avanço da geração distribuída motivada pelo processo de desregulamentação do
setor elétrico, pelos avanços tecnológicos, pela conscientização ambiental e pelos
incentivos políticos para o aumento de Produtores Independentes de Energia (PIE)
e Autoprodutores de Energia (APE), com ou sem comercialização de excedente,
fez com que o número de solicitações de acesso às redes das distribuidoras
aumentassem significativamente.
A fim de padronizar o acesso desses pequenos produtores de energia às diversas
distribuidoras do país, a Agência Nacional de energia Elétrica (ANEEL) elaborou
um documento com normas e padrões para as atividades técnicas relacionadas ao
funcionamento e desempenho dos sistemas de distribuição, denominado
Procedimentos de Distribuição (PRODIST), [11].
Com base nos PRODIST e nas necessidades técnicas e operativas de cada
distribuidora, estas elaboram, individualmente, um documento, denominado
Parecer de Acesso, onde são exigidos do acessante pré-estudos de engenharia para
posterior análise e viabilização da conexão em paralelo da GD com a rede da
distribuidora.
Neste capítulo serão abordados os Procedimentos de Distribuição e os pré-
estudos exigidos pelas distribuidoras para a conexão em paralelo de um
empreendimento de geração distribuída (GD) nas redes de distribuição.
3.1. PRODIST
Os Procedimentos de Distribuição (PRODIST), são documentos elaborados pela
ANEEL com a participação das distribuidoras e de outras entidades e associações
do setor elétrico nacional, que normalizam e padronizam as atividades técnicas
relacionadas ao funcionamento e desempenho dos sistemas de distribuição de
energia elétrica, [11].
O PRODIST disciplina o relacionamento entre os agentes setoriais no que se
refere aos sistemas elétricos de distribuição, que incluem toda as redes e linhas de
37
distribuição de energia elétrica em tensão inferior a 230 KV, seja em baixa tensão
(BT), média tensão (MT) ou alta tensão (AT).
Estão sujeitos ao PRODIST:
• Concessionárias, permissionárias e autorizadas dos serviços de geração
distribuída e de distribuição de energia elétrica;
• Consumidores de energia elétrica com instalações conectadas ao sistema de
distribuição, em qualquer classe de tensão (BT, MT, AT), inclusive
consumidor ou conjunto de consumidores reunidos por comunhão de
interesses de fato, ou de direito;
• Agente importador ou exportador de energia elétrica conectado ao sistema
de distribuição.
Os objetivos do PRODIST são:
• garantir que os sistemas de distribuição operem com segurança, eficiência,
qualidade e confiabilidade;
• propiciar o acesso aos sistemas de distribuição, assegurando tratamento não
discriminatório entre agentes;
• disciplinar os procedimentos técnicos para as atividades relacionadas ao
planejamento da expansão, à operação dos sistemas de distribuição, à
medição e à qualidade da energia elétrica;
• estabelecer requisitos para o intercâmbio de informações entre os agentes
setoriais;
• assegurar o fluxo de informações adequadas à ANEEL;
• disciplinar os requisitos técnicos na interface com a Rede Básica,
complementando de forma harmônica os Procedimentos de Rede elaborados
pelo Operador do Sistema Interligado (ONS).
O PRODIST é composto de seis módulos técnicos e dois módulos integradores,
conforme a Figura 3.1 [11]. Como o interesse deste capítulo é o acesso de unidades
de geração distribuída nas redes de distribuição, foi dado ênfase ao módulo 3 do
PRODIST: Acesso ao Sistema de Distribuição. Os demais módulos serão
resumidos, filtrando-se as informações pertinentes ao acesso de unidades de
geração distribuída.
38
Figura 3.1: Estrutura dos módulos componentes do PRODIST.
3.1.1. Módulo 1 – Introdução
Este módulo apresenta os objetivos gerais do PRODIST, a evolução institucional
do setor elétrico no ambiente dos serviços de distribuição de energia elétrica, a
legislação vigente e o glossário de termos técnicos necessários para a compreensão
do PRODIST.
3.1.2. Módulo 2 – Planejamento da Expansão do Sistema de
Distribuição
O módulo 2 estabelece os procedimentos básicos para o planejamento da expansão
do sistema de distribuição. Neste módulo são apresentados: as bases sobre as quais
as distribuidoras devem desenvolver os estudos de previsão de demanda nos
sistemas de distribuição de baixa tensão (SDBT), média tensão (SDMT) e alta
tensão (SDAT), onde a conexão de geração distribuída é levada em consideração,
os principais critérios e estudos necessários para avaliar e definir as futuras
configurações do sistema de distribuição e os resultados dos estudos de
planejamento do sistema de distribuição (plano de expansão, plano de obras e
relação de obras realizadas).
39
3.1.3. Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição
Este módulo visa estabelecer as condições de acesso ao sistema de distribuição e
definir os critérios técnicos e operacionais, os requisitos de projeto, os critérios
para implementação de novas conexões e os requisitos para operação, manutenção
e segurança da conexão dos acessantes ao sistema de distribuição. Portanto, o
conteúdo deste módulo é o fundamento para o objetivo deste capítulo que é
apresentar as necessidades e exigências para a conexão da geração distribuída ao
sistema de distribuição. Sendo assim, a seguir serão apresentadas as seções
contidas no módulo 3 do PRODIST, enfatizando-se o acesso de unidades geradoras
de energia elétrica.
Seção 3.1 – Procedimentos de Acesso
O acesso ao sistema de distribuição é viabilizado através de quatro etapas:
consulta de acesso, informação de acesso, solicitação de acesso e parecer de
acesso, com base no fluxograma da Figura 3.2.
Figura 3.2: Fluxograma das etapas dos procedimentos de acesso.
40
O cumprimento destas etapas varia de acordo com o tipo de acessante,
conforme a Tabela 3.1.
Tabela 3.1: Etapas dos Procedimentos de Acesso por tipo de acessante.
ETAPAS A CUMPRIR
ACESSANTE CONSULTA DE ACESSO
INFORMAÇÃO DE
ACESSO
SOLICITAÇÃO DE
ACESSO
PARECER DE
ACESSO
Consumidor Especial Opcionais Necessárias
Consumidor Livre Opcionais Necessárias
Central Geradora - Registro Opcionais Necessárias
Central Geradora - Autorização
Necessárias Necessárias
Central Geradora - Concessão Procedimento definido no edital de licitação
Outra Distribuidora de Energia
Necessárias Necessárias
Agente Importador/ Exportador de Energia
Necessárias Necessárias
Fonte: [11]
• Consulta de Acesso
Para o acesso às redes de distribuição é necessário que o acessante efetue uma
consulta à acessada, a fim de se obter as informações técnicas necessárias para os
estudos de acesso ao sistema de distribuição. O detalhamento das informações
varia de acordo com o tipo, porte e nível de tensão das instalações do acessante.
A consulta de acesso é obrigatória no caso de acessantes solicitantes de
autorização junto a ANEEL. Nesta consulta, todo acessante deve fornecer as
informações preliminares contidas na Tabela 3.2
41
Tabela 3.2: Informações preliminares para a consulta de acesso.
CONSULTA DE ACESSO
Informação Especificação Unidade Periodicidade Observação
Identificação do acessante
Única
Ramo de atividade
Descrição, CNPJ Única
Natureza Consumidor livre, cogerador, produtor independente, autoprodutor, distribuidora, etc.
Única
Localização Coordenadas georeferenciadas Única
Endereço do empreendimento
Única
Ponto(s) de conexão
Coordenadas georeferenciadas Com justificativas
Características da conexão
Estágio atual do acesso
Cronograma de implantação
Anexar
Cronograma de expansão
Anexar
Representante para contato
Nome, endereço, telefone, fax, e-mail.
Data da consulta
Comprovantes legais
Número do imóvel, alvará de funcionamento, aprovação governamental e ART-CREA.
Projeto básico Memorial descritivo, planta de localização, arranjo físico, diagramas incluindo o SMF.
Fonte: [11]
No caso do acessante ser do tipo central geradora de energia, este deve fornecer
informações técnicas de suas instalações, conforme a Tabela 3.3. A distribuidora
ainda pode requerer estudos especiais das centrais geradoras com instalações
conectadas ao SDAT com potências maiores que 50 MW e ao SDMT com
potências maiores que 5 MW ou caso a central geradora possua equipamentos que
exijam estudos especiais. Estes estudos variam conforme o tipo da central geradora
(térmica, hidráulica, eólica, solar, química, entre outros) e estão disponíveis no
módulo 6 do PRODIST.
Tabela 3.3: Informações técnicas para a consulta de acesso de centrais geradoras.
42
CENTRAIS GERADORAS DE ENERGIA – INFORMAÇÕES TÉCNICA S
Informação Especificação Unidade Periodicidade Observação
Natureza Instalação nova, ampliação.
Energético utilizado pela central geradora
Hidráulica, térmica (especificar combustível), eólica, solar, química, outro (especificar).
Para cada estágio previsto no cronograma
Estudo de avaliação da capacidade energética
Potência de cada unidade MW
Número de unidades Número
Fator de potência nominal
%
Tensão nominal kV
Energia garantida MW médio
Regime de operação Permanente ou emergência
Operação interligada Sim/não
Características das principais máquinas de corrente alternada
Código, instalação (existente/prevista), tipo (motor síncrono/assíncrono, gerador/compensador síncrono), quantidade, aplicação, potência (%), esquema de partida, corrente de partida (A).
Sistema de proteção e controle
Níveis de confiabilidade
Variação de Tensão %
Variação de freqüência %
Diagrama unifilar das instalações internas do gerador
Informações sobre o sistema de medição
Incluindo transformadores de instrumentos com suas características básicas, relação de transformação e classe de exatidão.
Cronograma do empreendimento
Fonte: [11]
• Informação de Acesso
43
É a resposta formal e obrigatória da acessada à consulta de acesso efetuada
pelo acessante. Nela são fornecidas as informações sobre o acesso pretendido,
conforme descrito na Tabela 3.4.
A informação de acesso deve ser apresentada pela acessada ao acessante em até
60 dias após a data da consulta de acesso. De posse da informação de acesso, o
acessante tipo central geradora de energia tem até 60 dias para o registro em
protocolo da solicitação de ato autorizativo à ANEEL. A partir da data de
publicação de seu ato autorizativo, a central geradora de energia tem até 60 dias
para efetuar a solicitação de acesso à distribuidora, conforme ilustrado no
fluxograma da Figura 3.2 [11].
Tabela 3.4: Informação de acesso.
INFORMAÇÃO DE ACESSO
Informação Especificação Unidade Periodicidade Observação
Classificação da atividade do acessante
Informações sobre regra de particiapação financeira
Quando consumidor
Definição do ponto de conexão mais econômico
Indicação de no mínimo 2 (duas) alternativas, acompanhadas dos respectivos custos, conclusões e justificativas
Quando central geradora
Características do sistema de distribuição acessado e do ponto de conexão
Informar requisitos técnicos e padrões de desempenho
Tarifas de uso aplicáveis
Responsabilidade do acessante
Relação de estudos e documentos a serem apresentados na solicitação de acesso
Fonte: [11]
• Solicitação de Acesso
É o requerimento formulado pelo acessante que deve conter o contrato de
concessão, ato autorizativo ou registro da central geradora. Também devem ser
44
apresentadas as informações contidas nas Tabela 3.2 e Tabela 3.3, bem como as
solicitações reivindicadas pela distribuidora na informação de acesso.
Caso a central geradora apresente potência maior que 3 MW, a solicitação de
acesso deve ser expedida pelo acessante com antecedência mínima de 12 (doze)
meses da data de entrada em operação do seu empreendimento.
• Parecer de Acesso
É o documento formal obrigatório apresentado pela distribuidora onde são
informadas as condições de acesso (conexão e uso do sistema de distribuição), os
requisitos técnicos para a conexão do acessante e demais itens indicados na tabela.
O parecer de acesso deve atualizar os dados contidos na informação de acesso,
exceto no caso de central geradora solicitante de autorização que deve apresentar
no parecer de acesso o mesmo ponto de conexão estabelecido na informação de
acesso.
No caso de acesso de central geradora ao sistema de distribuição em tensão
superior a 69 kV, o parecer de acesso elaborado pela distribuidora deve ser
coordenado pelo ONS.
O parecer de acesso deve ser emitido pela distribuidora até 30 dias após o
recebimento da solicitação de acesso, quando não houver necessidade de obras no
sistema de distribuição. Se houver necessidade de obras de reforço e ampliação, o
parecer de acesso deve ser emitido em até 120 dias, conforme observado na
Figura 3.2 [11].
A celebração dos contratos necessários ao acesso deve ocorrer no prazo
máximo de 90 dias após a emissão do parecer de acesso, com risco de perda do
ponto de conexão e das condições estabelecidas, salvo quando um novo prazo seja
definido em comum acordo entre as partes.
45
Tabela 3.5: Parecer de acesso.
Parecer de Acesso
Informação Especificação Unidade Periodicidade Observação
Classificação da atividade do acessante
Características do sistema de distribuição acessado e do ponto de conexão
Incluindo requisitos técnicos e padrões de desempenho
Relação de obras e serviços necessários, no sistema de distribuição acessado
Com a estimativa de prazos para sua conexão
Participação financeira
Informar requisitos técnicos e padrões de desempenho
Quando consumidor
Informações gerais relacionadas ao ponto de conexão
Tipo de terreno, faixa de passagem, características mecânicas das instalações, sistemas de proteção, controle e telecomunicações disponíveis
Modelos dos contratos a serem celebrados
Tarifas de uso aplicáveis
Responsabilidades do acessante
Impactos na Rede Básica
Quando couber
Fonte: [11]
Seção 3.2 – Critérios técnicos e operacionais
Nesta seção do PRODIST [11], são definidos os critérios técnicos e
operacionais mínimos para o desenvolvimento de projetos de acesso ao sistema de
distribuição. Estes projetos abrangem:
• ampliações e reforços no sistema de distribuição;
• paralelismo de centrais geradoras;
• compartilhamento de instalações de conexões e configurações de barras de
subestações.
46
O acesso de unidades produtoras de energia, tais como as unidades de geração
distribuída, deve atender às condições gerais e critérios técnicos e operacionais
estabelecidos nesta seção do PRODIST [11], conforme descritos a seguir.
Condições gerais
- O paralelismo das instalações do acessante com o sistema de distribuição da
acessada não pode causar problemas técnicos ao sistema, ao pessoal envolvido na
sua operação e manutenção e aos demais acessantes.
- O acessante é o único responsável pela sincronização adequada de suas
instalações com o sistema de distribuição acessado.
- Para o bom desempenho da operação em paralelo, deve existir um sistema de
comunicação entre o acessante e a acessada.
- O acessante deve ajustar suas proteções de modo a desfazer o paralelismo em
caso de desligamento, antes da subseqüente tentativa de religamento.
- No caso de paralelismo permanente, o acessante deve atender aos requisitos
técnicos de operação da acessada.
- É de responsabilidade do acessante os estudos operacionais necessários à
conexão de suas instalações ao sistema de distribuição da acessada, devendo esta
aprová-los.
- O acessante deve efetuar estudos básicos para avaliar tanto no ponto de
conexão como na sua área de influência no sistema elétrico acessado os seguintes
aspectos:
• níveis de curto-circuito;
• capacidade de disjuntores, barramentos, transformadores de instrumento
e malhas de terra;
• adequação do sistema de proteção envolvido na integração das
instalações do acessante e revisão dos ajustes associados;
• ajuste dos parâmetros dos sistemas de controle de tensão e de freqüência
e, para conexões em alta tensão, dos sinais estabilizadores.
47
Frequência
- A conexão de unidades produtoras de energia deve ser realizada em corrente
alternada com freqüência de 60 Hz. Em condições normais de operação e em
regime permanente, o sistema de distribuição e as instalações de geração
conectadas ao mesmo devem operar dentro dos limites de freqüência situados entre
59,9 Hz e 60,1 Hz.
- No caso de distúrbios no sistema de distribuição, as instalações de geração
conectadas ao mesmo devem garantir que a freqüência retorne a faixa de 59,5 Hz e
60,5 Hz em, no máximo, 30 segundos após sair desta faixa de modo a permitir a
recuperação do equilíbrio carga-geração. Havendo necessidade de corte de carga
ou de geração durante os distúrbios, a freqüência:
• não pode exceder 66 Hz ou ser inferior a 56,5 Hz em condições
extremas;
• pode permanecer acima de 62 Hz por no máximo 30 segundos e acima
de 63,5 Hz por no máximo 10 segundos;
• pode permanecer abaixo de 58,5 Hz por no máximo 10 segundos e
abaixo de 57,5 por no máximo 5 segundos.
A Tabela 3.6 resume as faixas de variação da freqüência para as condições
citadas acima.
Tabela 3.6: Variações de freqüência conforme condições de operação.
Frequência Condição de operação Variação
Normal 59,9 Hz a 60,1 Hz
Sob distúrbio Retornar a faixa 59,5 Hz a 60,5 Hz em, no
máximo, 30 s não exceder 66 Hz ou ser inferior a 56,5 Hz,
em condições extremas permanecer acima de 62,0 Hz por, no
máximo 30s permanecer acima de 63,5 Hz por, no
máximo 10s permanecer abaixo de 58,5 Hz por, no
máximo 10s
Em caso de corte de carga ou de geração
durante distúrbios
permanecer abaixo de 57,5 Hz por, no máximo 5s
48
Tensão de conexão
- A definição da tensão de conexão para centrais geradoras de energia varia de
acordo com o sistema de distribuição ao qual a unidade será conectada que, por sua
vez, varia com a potência instalada da unidade.
Na Tabela 3.7 estão representadas as tensões nominais de conexão
padronizados de acordo com o sistema de distribuição acessado.
Tabela 3.7: Tensões nominais de conexão.
Tensões Nominais de Conexão Padronizadas Sistema de Distribuição de Baixa Tensão (SDBT)
Trifásico 220/127 V 380/220 V
Monofásico 254/127 V 440/220 V
Sistema de Distribuição de Média Tensão (SDMT) 13,8 kV 34,5 kV
Sistema de Distribuição de Alta Tensão (SDAT) 69 kV 138 kV
Fonte [11]
Na Tabela 3.8 são relacionados os níveis de tensão de conexão com as faixas de
potência das unidades de geração de energia elétrica.
Tabela 3.8: Níveis de tensão considerados para conexão de centrais geradoras.
Potência Instalada Níveis de Tensão de Conexão <10 kW Baixa Tensão (Monofásico)
10 a 75 kW Baixa Tensão (Trifásico) 76 a 150 kW Baixa Tensão (Trifásico) / Média Tensão 151 a 500 kW Baixa Tensão (Trifásico) / Média Tensão
501 kW a 10 MW Média Tensão / Alta Tensão 11 a 30 MW Média Tensão / Alta Tensão
>30 MW Alta Tensão Fonte:[11]
49
Fator de potência no ponto de conexão
- As unidades de produção de energia acessantes do sistema de distribuição
devem garantir que suas instalações operem com fator de potência dentro dos
limites estabelecidos nos Procedimentos de Rede, indicados na Tabela 3.9.
Tabela 3.9: Fator de potência operacional nos pontos de conexão de unidades
produtoras de energia.
Tensão nominal de conexão Faixa de fator de potência > 345 kV 0,98 indutivo a 1,0
69 kV a 345 kV 0,95 indutivo a 1,0 < 69 kV 0,92indutivo a 0,92 capacitivo
Fonte [23]
- O valor do fator de potência (fp) deverá ser calculado a partir dos valores
registrados de potência ativa (P) e potência reativa (Q), de acordo com a equação
3.1.
22 QP
Pfp
+= (3.1)
Seção 3.3 – Requisitos de projeto
O objetivo desta seção do PRODIST [11] é definir os requisitos mínimos para a
elaboração dos projetos de instalação de conexão. No caso de conexão de unidades
de geração distribuída, nesta seção são estabelecidas as proteções mínimas
necessárias para o ponto de conexão destas unidades com a rede da distribuidora.
Além disso, são tratados os requisitos para a instalação de sistemas de controle,
para o paralelismo e acoplamento com o sistema de distribuição acessado e para a
operação ilhada.
Sistemas de Proteção e Controle
- A Tabela 3.10 indica as proteções mínimas necessárias para o ponto de
conexão da central geradora.
- A acessada ainda pode solicitar proteções adicionais àquelas apresentadas na
Tabela 3.10 desde que justificadas tecnicamente, em função de características
específicas da rede de distribuição acessada.
50
Tabela 3.10: Proteçãoes mínimas em função da potência instalada.
Potência Instalada Equipamento <10kW 10kW a 500kW (4) >500kW (4)
Elemento de desconexão (1) Sim Sim Sim Elemento de interrupção (2) Sim Sim Sim Transformador de acoplamento Não Sim Sim Proteção de sub e sobretensão Sim (3) Sim (3) Sim Proteção de sub e sobrefrequência Sim (3) Sim (3) Sim Proteção contra desequilíbrio de corrente Não Não Sim Proteção contra desbalanço de tensão Não Não Sim Sobrecorrente direcional Não Não Sim Sobrecorrente com restrição de tensão Não Não Sim
Fonte:[11]
Notas: (1) Chave seccionadora visível e acessível que a acessada usa para garantir a
desconexão da central geradora durante manutenção em seu sistema. (2) Elemento de desconexão e interrupção automático acionado por comando
e/ou proteção. (3) Não é necessário relé de proteção específico, mas um sistema eletro-
eletrônico que detecte tais anomalias e que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação do elemento de desconexão.
(4) Nas conexões acima de 300kW, se o lado da acessada do transformador de acoplamento não for aterrado, deve-se usar uma proteção de sub e sobretensão nos secundários de um conjunto de transformador de potência em delta aberto.
- Nas conexões de unidades de geração de energia elétrica com potência
instalada maior que 10 MW as proteções de subtensão/sobretensão e
subfrequência/sobrefrequência devem apresentar operação instantânea e
temporizada, levando em consideração o esquema de proteção informado pela
acessada.
- Os relés de subfrequência/sobrefrequência devem ser ajustados de acordo com
a parametrização sugerida pela acessada, devendo, na determinação dos ajustes, ser
observado o eventual impacto da operação da central geradora sobre a Rede
Básica.
- Devem ser levadas em consideração as impedâncias de aterramento e a
existência de bancos de capacitores no cálculo de sobrecorrentes e sobretensões
nos ajustes da proteção.
- Toda central geradora com potência instalada acima de 300kW e toda central
geradora que apresente operação ilhada deve possuir sistemas de controle de
tensão e de freqüência.
- A acessada deve prevenir a inversão de fluxo de potência nos reguladores de
tensão.
51
Paralelismo
- O disjuntor ou religador do circuito alimentador na saída da subestação da
acessada que estabelece o paralelismo do acessante deve ser dotado de abertura por
relés que detectem defeitos entre fases e entre fase e terra na linha de distribuição.
- O paralelismo pode ser realizado por um ou mais disjuntores, que devem ser
supervisionados por relé de verificação de sincronismo.
- Os ajustes dos relés que atuam sobre o disjuntor responsável pelo paralelismo,
bem como as relações de transformação dos transformadores de corrente (TC) que
os suprem, devem ser definidos pelo acessante e aprovados pela acessada, levando-
se em conta estudos de coordenação da proteção, quando aplicáveis.
- Os disjuntores nas instalações do acessante, que possam fechar o paralelismo,
devem ser dotados de dispositivos de intertravamento com o disjuntor de
paralelismo.
- Os relés de proteção da interligação devem operar nas seguintes condições
anormais, atuando sobre os disjuntores:
• Sobretensão e subtensão
• Sobrecorrentes de fase e de neutro
• Sobrefrequência e subfrequência
- Deve ser instalada proteção de retaguarda composta de relés para detecção de
defeitos entre fases e entre fase e terra, atuando na abertura do paralelismo.
- Os dispositivos que atuam sobre os disjuntores do paralelismo não devem
operar por perturbações ou interferências ocasionadas por súbita variação de
tensão ou freqüência e correntes harmônicas do sistema, sendo tal característica
comprovada por ensaios apropriados.
- Não devem ser utilizados fusíveis ou seccionadores monopolares entre o
disjuntor de entrada e os geradores.
- Autoprodutores com geração própria para o suprimento parcial de sua carga
que não tenha previsão de operação em paralelo, deve incluir no projeto de suas
instalações uma chave reversível.
52
Acoplamento
- Os geradores das unidades geradoras de energia devem ser acoplados ao
sistema de distribuição da acessada através de um transformador de acoplamento
cuja ligação dos enrolamentos e o deslocamento angular devem estar de acordo
com o especificado pela distribuidora acessada.
- Esses transformadores não podem estar protegidos por meio de fusíveis e
possíveis derivações dos seus enrolamentos devem ser definidas no projeto.
Operação ilhada
- As centrais geradoras com potência maior que 300kW devem ser avaliadas
quanto à possibilidade de operação ilhada. Estudos de qualidade da energia na
micro rede associada devem ser efetuados para viabilizar a operação ilhada.
- Quando a operação ilhada não for permitida, deve ser utilizado sistema
automático de abertura do disjuntor de paralelismo.
Outros requisitos
- O projeto de conexão da unidade de geração de energia ao sistema de
distribuição da acessada deve prever:
• a possibilidade de participar do controle automático da geração – CAG e
do esquema de corte de geração – ECG, sendo necessário o atendimento
dos requisitos de proteção e controle estabelecidos nos Procedimentos
de Rede do ONS.
• A possibilidade de participar de um agrupamento de centrais geradoras
despachadas por um centro de despacho de geração distribuída.
53
Seção 3.4 – Implantação de novas conexões
Esta seção estabelece os procedimentos para implementação, vistoria e
recepção de novas conexões, compreendendo a sua implantação, ensaios,
acompanhamento e aprovação.
As responsabilidades das centrais geradoras para o acesso das instalações de
conexão são:
• elaborar projeto executivo das instalações de conexão, submetendo-o à
aprovação da distribuidora acessada;
• executar as obras civis e de montagem das instalações de conexão;
• realizar o comissionamento das instalações de conexão de sua
responsabilidade sob supervisão da acessada.
A acessada deve realizar inspeções e vistorias das instalações de conexão, bem
como ensaios e testes dos equipamentos e sistemas das instalações de conexão a
fim de avaliá-las quanto às exigências operacionais da distribuidora.
A aprovação da nova conexão está condicionada à regularização de quaisquer
pendências apontadas na vistoria e que impeçam a sua entrada em operação.
Seção 3.5 – Requisitos para operação, manutenção e segurança da conexão
São estabelecidos nesta seção os requisitos para operação, manutenção e
segurança das instalações de conexão ao sistema de distribuição, bem como as
atribuições, diretrizes e responsabilidades do acessante e da acessada quanto à
operação e manutenção do ponto de conexão. Esses requisitos e diretrizes devem
ser empregados na elaboração do Acordo Operativo entre o acessante e a acessada.
Acordo Operativo
O Acordo Operativo é um documento que faz parte do Contrato de Conexão às
Instalações de Distribuição (CCD, disponível no Anexo-I da Seção 3.6 do Módulo
3 do PRODIST) e que complementa as definições, atribuições, responsabilidades e
procedimentos técnicos, operacionais e adminstrativos necessários para o
relacionamento entre as partes conectadas.
54
Seção 3.6 – Contratos de acesso
Os contratos que devem ser celebrados entre a acessada e os diferentes tipos de
acessante são:
• Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição – CCD.
• Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD.
Nesta seção do PRODIST [11] são apresentadas as diretrizes para a elaboração
desses contratos e ainda os modelos para CCD e CUSD, contemplando cláusulas
especiais, devidamente destacadas, para atender as necessidades específicas de
alguns acessos e tipos de acessante.
3.1.4. Módulo 4 – Procedimentos Operativos dos Sistemas de
Distribuição
Este módulo do PRODIST [11] visa estabelecer os procedimentos de operação dos
sistemas de distribuição para que as distribuidoras e demais entidades envolvidas
formulem os planos e programas operacionais dos sistemas de distribuição,
incluindo previsão de carga, programação de intervenções em instalações, controle
de carga em situações de contingência ou emergência, controle de qualidade da
energia e coordenação operacional dos sistemas.
Os procedimentos operativos estabelecidos neste módulo são aplicáveis aos
Centros de Operações – CO da distribuidora, do Centro de Despacho de Geração
Distribuía (CDGD) e demais órgãos de operação de acessantes. Por isso, este
módulo é importante para a compreensão das necessidades operacionais de
unidades de geração distribuída bem como das exigências da distribuidora para a
operação no ponto de conexão.
Seção 4.1 – Dados de carga e de despacho de geração
Esta seção estabelece os procedimentos e requisitos para o fornecimento de
informações de carga e de despacho de geração por parte dos acessantes às
distribuidoras.
As informações de carga e de despacho de geração, dados previstos (horizonte
de até 5 anos) e verificados, servem para:
55
• o desenvolvimento de estudos de planejamento e programação da
operação elétrica e energética e para os estudos de ampliações e
reforços;
• permitir ajustes nos dados de carga;
• compor os dados de carga verificados da distribuidoras.
Seção 4.2 – Programação de intervenções em instalações
São estabelecidos nesta seção os procedimentos e requisitos para a
programação, coordenação e execução de intervenções em instalações de
distribuição e de instalações de acessantes que interferem no sistema de
distribuição, visando garantir a operacionalidade dos equipamentos e minimizar os
riscos para o sistema elétrico.
Seção 4.3 – Controle da carga
Estabelece os procedimentos a serem implementados e os critérios básicos a
serem adotados junto aos acessantes do sistema de distribuição para o controle de
carga em situações de contingência ou emergência.
As atribuições das Centrais Geradoras não Despachadas Centralizadamente ou
Centro de Despacho da Geração Distribuída – CDGD, quando acionadas pelo
Centro de Operações – CO da distribuidora, são: fornecer as informações
relacionadas a sua geração, disponibilizar eventuais folgas de geração e suspender
ou cancelar manutenção de centrais geradoras.
Seção 4.4 – Testes das instalações
Esta seção define os procedimentos e responsabilidades das distribuidoras e dos
acessantes para a realização de testes das instalações nas atividades de vistoria,
aceitação das instalações e avaliação da qualidade de atendimento no ponto de
conexão.
No caso das Centrais Geradoras não Despachadas Centralizadamente, as
distribuidoras têm o direito de exigir e acompanhar os seguintes testes:
• desempenho de funcionalidade, coordenação e ajustes de todas as
funções de proteção mínimas;
56
• avaliação do desempenho dinâmico de sistemas de controle de tensão e
de freqüência;
• testes aplicados no disjuntor de conexão que atestem a sua adequada
operação durante a eliminação de defeitos, incluindo a sua operação
manual ou automática;
• levantamento da curva de capabilidade das centrais geradoras;
• levantamento dos limites mínimos e máximos de geração de potência
ativa.
Seção 4.5 – Coordenação operacional
Nsta seção são estabelecidos os procedimentos mínimos para o relacionamento
operacional entre o Centro de Operação – CO da distribuidora e o Centro de
Despacho da Geração Distribuída – CDGD. As atribuições do CO da distribuidora
são:
• coordenar, supervisionar, comandar e executar as ações operativas nas
instalações de distribuição que não pertencem à rede de operação do
Sistema Interligado Nacional – SIN;
• obter com os acessantes as informações necessárias para a coordenação,
supervisão e controle da operação de instalações;
• elaborar, atualizar e disponibilizar aos acessantes as instruções de
operação com procedimentos para instalações que interferem no sistema
de distribuição;
• informar aos acessantes sobre condições operativas no sistema de
distribuição que possam interferir na operação de suas instalações.
As atribuições do CDGD são:
• supervisionar, comandar e executar as ações determinadas pelo CO para
a operação em suas instalações de conexão;
• informar ao CO da distribuidora acessada a programação de geração
para o período que for definido e as alterações nos limites e restrições
operacionais de suas instalações;
• comunicar imediatamente ao CO os desligamentos de emergência
efetuados ou ocorridos em suas instalações;
57
• organizar e manter atualizados, normas, instruções e diagramas para
operação das instalações;
• implantar os procedimentos definidos nas instruções de operação nas
instalações sob sua responsabilidade;
• disponibilizar ao CO instruções de operação específicas, quando
solicitado;
• manter pessoal habilitado para o relacionamento operacional durante 24
horas por dia.
O Centro de Despacho da Geração Distribuída – CDGD realiza a gestão técnica
e administrativa das centrais geradoras integrantes do agrupamento, sendo suas
funções:
• limitação da potência a ser injetada no sistema de distribuição;
• controle de tensão e potência reativa;
• desconexão das centrais geradoras, quando necessário;
• coordenação dos procedimentos de entrada e saída de serviço;
• capacidade de definir previsões de produção de energia.
Operação ilhada
Caracteriza-se como operação ilhada a operação de central geradora
alimentando uma parcela eletricamente isolada do sistema de distribuição. A
distribuidora deve realizar estudos e instruções operativas e de segurança
específicos para a operação ilhada, estabelecendo as condições em que esta
operação é permitida. Estas condições e instruções operativas e de segurança
devem constar no Acordo Operativo estabelecido entre a central geradora e a
distribuidora.
A central geradora responsável pelo controle de freqüência da parcela
eletricamente isolada deve ser dotada de controle automático de geração (CAG),
ou qualquer outra tecnologia capaz de desempenhar a mesma função, caso a
operação ilhada seja utilizada permanentemente.
A central geradora deve fornecer as informações necessárias para a elaboração
de estudos de regime permanente e dinâmico. Quando solicitado pela distribuidora,
58
a central geradora deve adequar os parâmetros dos sistemas de controle para
garantir o desempenho adequado do sistema.
Recursos de comunicação de voz e de dados
Para os serviços de comunicação de voz entre o CO e o CDGD é exigida a
disponibilidade de linha telefônica fixa e móvel do sistema público nacional de
telecomunicações. Quanto aos serviços de comunicação de dados, cabe aos
acessantes disponibilizar os dados solicitados pela distribuidora que foram
definidos no Acordo Operativo. A implementação, qualidade e disponibilidade
desses serviços, de responsabilidades do acessante, devem ser estabelecidas entre
as partes e definidas no Acordo Operativo.
3.1.5. Módulo 5 – Sistemas de medição
O módulo 5 do PRODIST [11] trata dos sistemas de medição das grandezas
elétricas do sistema de distribuição, apresentando os requisitos mínimos para a
especificação de materiais, equipamentos, projeto, montagem, comissionamento,
inspeção e manutenção dos sistemas de medição.
3.1.6. Módulo 6 – Informações requeridas e Obrigações
O módulo 6 do PRODIST [11] é um módulo integrador que visa definir, especificar
e detalhar as informações referentes às ações técnicas desenvolvidas nos sistemas
de distribuição que devem ser intercambiadas entre as distribuidoras, acessantes e
demais entidades envolvidas, estabelecendo as obrigações de cada um para atender
os procedimentos, critérios e requisitos definidos nos módulos técnicos.
3.1.7. Módulo 7 – Cálculo de perdas na distribuição
O módulo 7 do PRODIST [11] estabelece a metodologia e os procedimentos
utilizados na obtenção dos dados necessários para o cálculo das perdas dos
sistemas de distribuição de energia elétrica, a partir da definição de premissas e
indicadores aplicados na avaliação das perdas nos segmentos de distribuição de
energia elétrica.
59
3.1.8. Módulo 8 – Qualidade da energia elétrica
O objetivo do módulo 8 do PRODIST [11] é definir os procedimentos relativos à
qualidade da energia elétrica – QEE, abordando a qualidade do produto e do
serviço prestado.
Com relação à qualidade do produto, são definidos neste módulo os conceitos e
parâmetros para o estabelecimentos dos valores de referência relativos à
conformidade da tensão em regime permanente, ao fator de potência, à variação de
freqüência, aos harmônicos, ao desequilíbrio de tensão, à flutuação de tensão e à
variação de tensão de curta duração.
Com relação à qualidade do serviço, este módulo estabelece os procedimentos
relativos aos indicadores de continuidade do serviço e do tempo de atendimento a
ocorrências emergenciais.
3.2. Estudos de solicitação de acesso exigidos pelas
distribuidoras
Na seção 3.1, foram apresentados os módulos do PRODIST [11] , documentos
elaborados pela ANEEL que normalizam e padronizam as atividades técnicas
relacionadas ao funcionamento e desempenho dos sistemas de distribuição de
energia elétrica.
Com base no PRODIST e nas necessidades técnicas e operativas de cada
distribuidora, estas elaboraram, individualmente, um documento do tipo Norma
Técnica onde são apresentados os requisitos técnicos e os pré-estudos de
engenharia, que são exigidos do acessante para posterior análise e viabilização da
conexão em paralelo da GD com a rede elétrica da distribuidora. Exemplos deste
tipo de documento podem ser vistos em [12], [13], [14] e [15].
A análise da conexão de uma unidade de geração distribuída (GD) na rede de
distribuição das concessionárias é previamente realizada na Consulta de Acesso a
fim de detectar se os requisitos operacionais e as especificações dos equipamentos
utilizados na central geradora estão minimamente de acordo com os requisitos
técnicos exigidos pela distribuidora local.
Além das especificações técnicas dos equipamentos utilizados na central
geradora, as concessionárias também avaliam os possíveis impactos causados pela
operação em paralelo da unidade de GD no sistema de distribuição. Esta avaliação
60
é realizada na Solicitação de Acesso (após a distribuidora local ter disponibilizado
as informações técnicas de seu sistema de distribuição na etapa Informação de
Acesso) através da realização de estudos elétricos específicos exigidos pela
distribuidora para a conexão da unidade de GD.
De modo geral, os estudos elétricos exigidos pelas distribuidoras avaliam:
• a operação em regime permanente da unidade de GD, quando conectada e
quando desconectada da rede de distribuição;
• os níveis de curto-circuito com a conexão da GD;
• a estabilidade do sistema durante possíveis regimes transitórios, tal como a
desconexão da usina após a atuação da proteção frente a um curto-circuito.
3.2.1. Análise estática – Fluxo de potência
Estudos de fluxo de potência devem ser realizados para verificar a operação em
regime permanente do sistema com GD bem como determinar os estados
operativos para um determinado cenário de carga. Os estados operativos
determinados nesses estudos são as tensões e ângulos nas barras, os fluxos de
potência nas linhas de transmissão, as injeções de potência dos geradores, entre
outros. Estes estados operativos são avaliados de modo a determinar se houve
violações dos mesmos quanto aos limites e controles a que estão sujeitos.
Os estudos de fluxo de potência podem ser efetuados através de programas
computacionais que utilizam algoritmos baseados nos métodos de solução de
sistemas não-lineares, através de soluções iterativas das equações de fluxo de
potência, tais como o método de Newton-Raphson e suas derivações: o método
Desacoplado e o método Desacoplado-rápido. Todos esses métodos estão
demonstrados em [25] e [26]. Um exemplo de programa computacional para os
estudos de fluxo de potência é o ANAREDE – Sistema Integrado para Análise de
Redes, desenvolvido pelo Centro de Pesquisas em Energia Elétrica - CEPEL.
Para o estudo de fluxo de potência, o modelo de representação do sistema de
distribuição de energia elétrica deve ser diferente do modelo tradicional, onde as
redes de distribuição são representadas como cargas no sistema de transmissão. De
acordo com [19], a unidade de geração distribuída deve ser representada por uma
barra de geração convencional, ou seja, através de uma barra PV.
61
Os estudos de fluxo de potência são utilizados como ferramenta para diversas
aplicações, tais como:
• na análise de carregamento de um sistema;
• no suporte de reativo;
• na determinação das perdas elétricas.
3.2.2. Estudos de curto-circuito – Níveis de curto-circuito
A análise de curto-circuito é realizada para se determinar as correntes de curto-
circuito em um sistema elétrico de potência. Esta análise faz parte dos estudos que
são exigidos pelas distribuidoras, pois possibilitam a avaliação do impacto nos
níveis de curto-circuito causados pela conexão da unidade de GD na rede elétrica
de distribuição, orientando quanto à necessidade de redimensionamento da
proteção do sistema elétrico.
Os estudos de curtos-circuitos podem ser efetuados através de programas
computacionais que utilizam algoritmos baseados nos conceitos de cálculo de
circuitos elétricos em corrente alternada e nos modelos matemáticos dos
componentes do sistema elétrico adequados à análise de defeitos em sistemas de
potência, conforme teoria demonstrada em [27]. Um exemplo de programa
computacional dedicado aos estudos de curto-circuito é o SAPRE/ANAFAS –
Sistema de Análise e Projeto de Redes Elétricas/Análise de Faltas Assimétricas,
desenvolvido pelo Centro de Pesquisas em Energia Elétrica - CEPEL.
Um curto-circuito é um tipo de defeito (falta) em sistemas elétricos que pode
ser causado por falhas no isolamento, rompimentos de condutores, raios, surtos de
chaveamento, entre outros. Os efeitos causados por este tipo de defeito são as
correntes elevadas que podem vir a ocasionar danos térmicos a equipamentos e
danos mecânicos devido às altas forças magnéticas.
Os estudos de curtos-circuitos em um sistema elétrico também dependem do
tipo de curto-circuito ocorrido. Os tipos de curto-circuito e a respectiva freqüência
de ocorrência no Sistema Interligado Nacional (SIN), de acordo com [28], são:
• trifásico (5%)
• bifásico (15%)
• bifásico-terra (10%)
• monofásico-terra (70%)
62
Portanto, a realização dos estudos de curto-circuito é fundamental para o
projeto de sistemas elétricos de potência, uma vez que a determinação das
correntes de curto-circuito possibilita:
• o dimensionamento e seleção dos relés de proteção;
• determinar a capacidade de interrupção dos disjuntores;
• dimensionar a máxima corrente suportável dos equipamentos
• selecionar reatores limitadores de correntes de curto circuito;
• a coordenação da proteção (seletividade);
• o cálculo de esforços mecânicos em elementos estruturais.
Com relação ao dimensionamento e seleção dos relés de proteção do sistema
elétrico, de acordo com a distribuidora Light, o esquema de proteção do ponto de
conexão entre a unidade de GD e sua rede de distribuição deve ser efetuado através
de um disjuntor de acoplamento acionado por relé que deve possuir, no mínimo, as
funções descritas na Tabela 3.11.
Tabela 3.11: Funções de proteção mínimas para o ponto de conexão com a rede da
Light.
Código ANSI Função de Proteção 50/51 Proteção para sobrecorrente instantânea e de tempo inverso
50/51N Proteção para sobrecorrente de neutro instantânea e de tempo inverso 67 Proteção para sobrecorrente direcional de fases 59g Proteção para sobretensão residual 27 Proteção para subtensão de fases 59 Proteção para sobretensão de fases 32 Proteção para potência reversa
81 O/U Proteção de sobrefrequência e subfrequência 25 Proteção de verificação de sicronismo
Fonte: [16]
O diagrama unifilar da Figura 3.3 [22], apresenta o esquema de proteção
mínimo com dupla alimentação em média tensão (Normal e Reserva) exigido para
a conexão entre uma unidade de GD (agente de geração do tipo autoprodutor de
energia) e a rede elétrica de distribuição da Light, com base nas funções de
proteção explicitadas na Tabela 3.11.
63
Onde: DE: Disjuntor de entrada (principal e reserva); DA: Disjuntor de acoplamento; DG: Disjuntor do gerador.
Figura 3.3: Proteção mínima com dupla alimentação em Média Tensão (MT).
64
3.2.3. Análise dinâmica – Estabilidade transitória
Os estudos de estabilidade transitória são efetuados para verificar se o sistema é
capaz de suportar variações causadas por possíveis contingências sem afetar a
segurança da rede, e também variações causadas pela intermitência de algumas
fontes primárias de energia que geralmente são aplicadas na geração distribuída
(GD), tal como acontece com a energia eólica e a energia solar.
Os estudos de estabilidade transitória também podem ser efetuados através de
programas computacionais que utilizam algoritmos baseados nos conceitos de
estabilidade de sistemas de potência e nos modelos matemáticos dos componentes
do sistema adequados aos estudos de estabilidade, conforme teoria demonstrada
em [3] e [29]. Um exemplo de programa computacional para os estudos de
estabilidade transitória é o ANATEM desenvolvido pelo Centro de Pesquisas em
Energia Elétrica – CEPEL. Outro exemplo de programa computacional é o
SIMULIGHT – Simulador para Redes Elétricas com Geração Distribuída, que foi
desenvolvido através de uma parceria de pesquisa e desenvolvimento entre a
empresa Light e a entidade de ensino e pesquisa COPPE/UFRJ.
O SIMULIGHT [3] envolve aplicativos de fluxo de potência e de estabilidade
transitória integrados numa mesma base de dados, sendo capaz de simular ilhas
elétricas que aparecem e desaparecem ao longo de uma simulação no tempo,
devido a atuação da proteção [2]. Por isso, esse aplicativo é uma ferramenta para a
avaliação do impacto da GD nas redes de distribuição, e também para a avaliação
da aplicação da GD em microrredes (ilhas elétricas).
65
4. Microrredes
As recentes experiências de defeito de energia demonstraram a vulnerabilidade do
Sistema Interligado Nacional (SIN) quanto a falhas na rede ocasionadas por
desastres naturais e fenômenos inesperados. A demanda por uma maior qualidade e
confiabilidade no fornecimento de energia elétrica se intensificou com o aumento
da dependência da sociedade atual por serviços que utilizam tecnologias
sofisticadas. Por isso, uma reestruturação do sistema elétrico de distribuição que
empregue um grande número de pequenas unidades de recursos energéticos
distribuídos (RED) pode, a princípio, elevar a confiabilidade do sistema e ainda
fornecer serviços diferenciados [24].
Os estudos convencionais de planejamento energético para o SIN são
elaborados com base na produção de energia por grandes usinas centralizadas, cuja
energia é transmitida através de longas linhas de transmissão para as
distribuidoras, que, por fim, fornecem a energia para os consumidores através de
redes passivas de distribuição de energia (sem geradores). Nesta estrutura, todos os
clientes alimentados por uma subestação de distribuição estão sujeitos ao mesmo
grau de qualidade da energia [24].
Recursos energéticos distribuídos (RED), incluindo geração distribuída (GD) e
sistemas de armazenamento de energia são fontes de energia localizadas próximas
às cargas e podem fornecer uma variedade de benefícios, incluindo o aumento da
confiabilidade no sistema elétrico de distribuição, se forem operados corretamente
[17].
Embora a estrutura atual permita a conexão de geração distribuída (GD) nas
redes de distribuição (redes ativas), o nível de penetração de GD ainda é mantido
baixo a fim de prevenir impactos na coordenação da operação do sistema e nos
equipamentos de controle. Outra grande preocupação para os Centros de Operação
(CO) das distribuidoras são os impactos adversos sobre a qualidade da energia em
suas redes causados por um alto grau de penetração de GD, especialmente quanto
às flutuações de potência causadas pela intermitência da geração de energia
elétrica por fontes renováveis de energia.
66
Os tratamentos de contingências utilizados no balanço entre geração e carga
são baseados no corte de carga e interrupções forçadas no fornecimento para
gerenciar a ausência de energia conseqüente da desconexão de uma linha ou a
perda de uma usina devido a algum defeito no sistema elétrico. Mesmo que uma
quantidade adequada de fontes de geração local esteja disponível para suprir a
demanda dos clientes e preveni-los de alguma interrupção, as metodologias de
operação do sistema de distribuição e o defeito de coordenação entre dois níveis de
controle (como entre o CO e os PIE, por exemplo) não permitem a operação
isolada de parte do sistema.
De acordo com [24], a reestruturação da rede elétrica baseada nas arquiteturas
de microrredes pode facilitar a conexão de unidades de GD em larga escala nas
redes de média tensão e baixa tensão dos sistemas de distribuição, elevando a
confiabilidade do sistema, a qualidade e a continuidade da energia fornecida aos
consumidores. A metodologia de projeto das microrredes também envolve uma
abordagem sistemática para o planejamento, implantação em larga escala e
controle autônomo dos RED [24].
4.1. Definição
Microrredes são sistemas que possuem pelo menos um dos recursos energéticos
distribuídos com cargas associadas e que podem formar ilhas elétricas
intencionalmente no sistema elétrico de distribuição ao qual fazem parte. Dentro
das microrredes, cargas e fontes de energia podem ser desconectadas e
reconectadas do sistema elétrico local causando o mínimo possível de variações
nas cargas locais [17].
O maior impacto das microrredes está no provimento de um sistema elétrico de
alta confiabilidade e de melhor qualidade de energia para os consumidores. As
microrredes podem fornecer também benefícios adicionais para o sistema elétrico
de distribuição através do despacho de energia nos horários de pico de demanda e
adiando obras de reestruturação das redes do sistema elétrico de distribuição [17].
Uma microrrede implementada em um sistema elétrico de distribuição precisa
ser muito bem planejada para evitar problemas na operação do sistema. Para a
microrrede operar adequadamente, os elementos de conexão com a rede de
distribuição devem ser abertos (geralmente em condições inaceitáveis de qualidade
67
da energia) e os RED devem ser capazes de suprir a demanda das cargas
localizadas na seção ilhada. Isto inclui manter adequados os níveis de tensão e
freqüência de todas as cargas da microrrede [17].
Dependendo da tecnologia dos elementos de conexão com a rede principal,
interrupções momentâneas podem ocorrer durante a transferência entre o modo
conectado à rede e o modo ilhado. Neste caso, o RED determinado para fornecer
energia às cargas ilhadas deve ser capaz de reiniciar e abastecer as cargas da
microrrede após a desconexão. Portanto, deve-se analisar o fluxo de potência da
rede ilhada para assegurar que a regulação da tensão é mantida e estabelecer se os
RED são capazes de sustentar as cargas durante o “ilhamento”. Os RED têm que
ser capazes de suprir os requerimentos de potência ativa e reativa durante a
operação ilhada e detecar se há defeitos a montante do ponto de conexão. Quando a
potência é restabelecida na rede de distribuição, a chave não pode fechar até que a
rede e a microrrede estejam em sincronismo. Para tanto, é requerido um sistema de
medição de tensão nos dois lados da chave a fim de permitir o sincronismo da
microrrede com a rede de distribuição [17].
4.1.1. Necessidades tecnológicas para configuração de uma
microrrede
Para a operação das microrredes são necessárias algumas tecnologias básicas, tais
como a geração distribuída (GD), incluindo os sistemas de armazenamento,
elementos de conexão e sistemas de controle, conforme Figura 4.1 [17].
Um dos desafios técnicos é o projeto, aceitação e disponibilidade de
tecnologias de baixo custo para a instalação e operação das microrredes.
68
Figura 4.1: Componentes de uma microrrede.
Geração distribuída
Conforme estudado no capítulo 2, as unidades de GD são pequenas unidades de
geração de energia elétrica localizadas próximas às cargas que utilizam diversas
tecnologias para a produção da energia, tais como a energia eólica, energia solar
fotovoltaica, pequenas centrais hidrelétricas (PCH), células combustíveis, micro-
turbinas e motores de combustão interna com gerador acoplado, que podem ser
supridos com combustíveis fósseis (óleo diesel) ou renováveis (biomassa) que
geralmente são utilizados como geradores de energia em espera (stand-by) e em
processos industriais de co-geração, respectivamente.
Sistemas de armazenamento distribuído
Os sistemas de armazenamento distribuídos (SAD) são utilizados nas
microrredes onde a geração e a carga não são equivalentes, ou seja, quando há um
excesso de geração a energia é armazenada no SAD, quando a geração passa a ser
inferior à carga, a diferença de energia é suprida pelo SAD. A capacidade de
armazenamento é definida pelo tempo que a capacidade nominal de energia do
sistema leva para sustentar a demanda de energia.
De acordo com [17], os sistemas de armazenamento elevam a performance da
microrrede de três maneiras:
69
• Permitindo que as unidades de GD forneçam energia constante e estável,
apesar das flutuações de carga.
• Mantendo a potência de saída estável, mesmo quando há variações
dinâmicas de energia primária.
• Permitindo que as unidades de GD sejam operadas como usinas
despacháveis.
Além disso, os sistemas de armazenamento evitam o surgimento de picos de
demanda de eletricidade, evitam interrupções causadas por distúrbios
momentâneos no sistema elétrico enquanto os geradores de reserva são acionados e
armazenam energia para uma demanda de energia futura, [17].
As principais formas de armazenamento de energia disponíveis atualmente são:
baterias, supercapacitores e volantes mecânicos (“Flywheels”). As baterias são
sistemas de armazenamento de energia sob a forma de energia química que a
convertem em energia elétrica em corrente contínua (CC) através de reações
eletroquímicas, por isso, as baterias necessitam de conversores eletrônicos para
permitir o fluxo de potência entre elas e os sistemas de potência em corrente
alternada (CA). Os supercapacitores são dispositivos de armazenamento de alta
densidade de potência com capacidade de ciclo elevada. Os volantes mecânicos são
sistemas que vêm sendo considerados recentemente como um meio viável de
suportar cargas críticas durante interrupções no sistema elétrico, por apresentarem
resposta mais rápida que os sistemas de armazenamento eletroquímicos, [17].
Elementos de conexão
Os elementos de conexão interligam a microrrede à rede de distribuição.
Avanços na eletrônica de potência nesta área substituíram as interfaces tradicionais
que utilizavam relés e outros componentes por um único sistema com um
processador de sinais digitais (DSP) capaz de efetuar funções de chave de potência
(como disjuntores, tiristores, IGBT, entre outros), relés de proteção, sistemas de
comunicação e medição das condições da rede em ambos os lados, na microrrede e
na rede de distribuição, através de transformadores de corrente (TC) e
transformadores de potencial (TP), conforme ilustrado na Figura 4.2, [17].
70
Figura 4.2: Diagrama esquemático dos elementos de conexão.
Sistemas de controle
O sistema de controle da microrrede é projetado para uma operação segura do
sistema tanto no modo conectado à rede, como no modo ilhado. Quando operando
no modo ilhado, o sistema de controle deve ser capaz de controlar a freqüência e a
tensão locais, através da regulação da geração de potência ativa e reativa,
respectivamente, e atuar na proteção da microrrede, [17].
No modo ilhado, o controle de freqüência é um grande desafio. Em usinas de
geração de eletricidade de grande porte, a resposta de freqüência é baseada nas
massas girantes das turbinas que, por sua vez, apresentam inércia grande. Nas
unidades de geração distribuída, ocorre o oposto, pois se trata de usinas de
pequeno porte que utilizam tecnologias de baixa ou nenhuma inércia. Por isso os
sistemas de controle utilizados devem ser adaptados para fornecer a mesma
resposta de freqüência que seria obtida caso uma usina com grande inércia
estivesse conectada ao sistema. A estratégia de controle de freqüência nas
microrredes deve explorar a capacidade que as tecnologias utilizadas em GD tem
de alterar sua potência ativa, a resposta dos dispositivos de armazenamento e o
corte de carga, [17].
A regulação da tensão é necessária para a confiabilidade e estabilidade da
microrrede. Sem um controle efetivo da tensão, sistemas com alta penetração de
GD estão sujeitos a excursões e oscilações de tensão ou potência reativa. O
controle de tensão requer que exista um fluxo de potência reativa entre as fontes.
71
O problema da regulação da tensão ocorre tanto no modo conectado a rede
como no modo ilhado. Quando conectado a rede, as unidades de GD podem ser
utilizadas em serviços ancilares para sustentar a tensão local, [17].
72
5. Simulações
A fim de demonstrar os estudos de solicitação de acesso exigidos pelas
distribuidoras, avaliando o impacto da inserção da geração distribuída (GD) nas
redes de distribuição, e também a avaliação da aplicação da GD como suporte em
ilhas elétricas, foram realizadas simulações, considerando apenas a rede de
sequência positiva, de um sistema elétrico de potência (SEP) de 17 barras,
composto por 14 linhas de transmissão (LT), 6 transformadores e 3 usinas
geradoras, sendo uma delas a de geração distribuída.
Resumidamente, foram realizadas simulações do sistema em três programas
computacionais: ANAREDE, SAPRE/ANAFAS e SIMULIGHT. O ANAREDE foi
utilizado para determinar o estado operativo da rede elétrica e as perdas nos ramos
de transmissão e distribuição do SEP em dois casos: com a GD conectada e com a
GD desconectada. No SAPRE/ANAFAS foi simulado um curto-circuito trifásico
para análise dos níveis de curto-circuito com e sem a presença da GD no SEP. Já
no SIMULIGHT, foram realizadas simulações para análise do desempenho
dinâmico do SEP, avaliando a estabilidade nas operações de conexão e desconexão
da GD, e também a aplicação da GD em uma microrrede formada após a
ocorrência de um curto-circuito no sistema.
Como se trata de um sistema elétrico fictício, não foram realizadas análises de
viabilidade econômica ou geográfica, nem análise de sobrecargas nas linhas de
transmissão. Portanto, os resultados das simulações não abordam todos os aspectos
necessários apara a avaliação do acesso de uma usina de GD à rede elétrica de
distribuição.
A seguir, na seção 5.1, estão definidos os dados gerais do SEP, o diagrama
unifilar, os parâmetros e os dados elétricos utilizados como dados de entrada nos
programas de simulação. A seção 5.2 apresenta os resultados das simulações para
as análises definidas no capítulo 3, item 3.2, e no capítulo 4.
73
5.1. Sistema elétrico de potência
O sistema elétrico de potência (SEP) utilizado para as simulações dos estudos de
solicitação de acesso e avaliação da aplicação da GD como suporte em ilhas
elétricas, está representado na Figura 5.1.
Figura 5.1: Sistema elétrico de potência (SEP).
74
O sistema está dividido em geração, transmissão e distribuição. Na geração, há
duas usinas hidrelétricas, UG-01 e UG-02, com potência instalada de 30 MW e 200
MW, respectivamente. A transmissão está representada em três níveis de tensão
diferentes. Em 500 kV, há uma LT interligando a usina UG-02 à subestação de
transmissão SE-06. Em 230 kV, há uma LT interligando a usina UG-01 à
subestação de transmissão SE-05. Em 138 kV, há um total de 11 LT interligando
seis subestações: SE-09, SE-10, SE-11, SE-12, SE-13 e SE-14. A distribuição está
representada pela subestação GD onde está instalada a usina de geração
distribuída, com potência instalada total de 10 MW, composta por dois geradores
com potência nominal de 5 MW cada, os quais estão conectados na rede de
distribuição de média tensão (em 34,5 kV).
A carga total do sistema é de 167 MW, aproximadamente, enquanto que a carga
na área da GD é de 3,5 MW.
5.1.1. Considerações para simulação
Foi considerado que a tecnologia utilizada na usina de GD é a de uma pequena
central hidrelétrica (PCH) e que o agente de geração é do tipo Autoprodutor de
Energia com Comercialização de Excedente (APE-COM).
Todas as simulações foram realizadas levando-se em consideração apenas a
rede de seqüência positiva [27][28].
As cargas do sistema foram consideradas como sendo do modelo de potência
constante [19][25][26] nas simulações de fluxo de potência e de curto-circuito,
enquanto que na simulação de estabilidade transitória o modelo de carga
considerado foi o de impedância constante [28][3].
Com relação aos geradores, nas simulações de fluxo de potência e curto-
circuito, foram considerados os modelos de controle de tensão (barra PV) e
controle de tensão e ângulo (barra Vθ), enquanto que nas simulações de
estabilidade transitória foram utilizados os modelos disponíveis na versão
educacional (versão 2.23 Rv1 Edu) do programa SIMULIGHT, onde foram
ajustados os parâmetros dos modelos matemáticos dos geradores, dos reguladores
de tensão e dos reguladores de velocidade para valores típicos [3][30][31],
conforme a Tabela 5.1.
75
Tabela 5.1: Parâmetros ajustados no SIMULIGHT, referentes aos modelos dos
geradores, reguladores de tensão e reguladores de velocidade disponíveis no
programa.
SIMULIGHT Modelos de fluxo de potência
G1 G2 GD-1 GD-2 Modelo PV Vθ PV PV P(MW) 30 - 5 5
Modelos de Simulação dinâmica Máquina síncrona: MaqSincr#Mdl:IV
Parâmetro G1 G2 GD-1 GD-2 H (s) 4 5 2 2 D 0 0 0 0 Sbase (MVA) 78 231,6 10 10 unids 1 1 1 1 r (%) 0 0 0 0 xd (%) 91,6 93 1,274 1,274 xq (%) 85,7 69 0,7012 0,7012 xld (%) 13,3 30,2 0,3779 0,3779 xlld (%) 10,8 24,5 0,2021 0,2021 xllq (%) 10,8 24,5 0,2021 0,2021 Tldo (s) 11,13 8 4,85 4,85 Tlldo (s) 0,033 0,03 0,06 0,06 Tllqo (s) 0,065 0,06 0,065 0,065
Regulador de tensão: RegTensao#Mdl:1oORD Parâmetro G1 G2 GD-1 GD-2
K 10 10 10 10 T (pu) 0,05 0,05 0,05 0,05 Lmn (pu) -1 -1 -1 -1 Lmx (pu) 10 10 10 10
Reg. de velocididade: CtrlVeloc#Mdl:Termo Parâmetro G1 G2 GD-1 GD-2
R (%) 2 5 0,1 0,1 Tc (pu) 0,01 0,01 0,01 0,01 Tr (pu) 2 2 2 2
Nota: Valores arbitrados com base nos exemplos disponíveis na versão educacional do SIMULIGHT.
5.1.2. Dados elétricos
Os dados elétricos do sistema elétrico de potência (SEP) da Figura 5.1, que foram
utilizados como dados de entrada nas simulações, estão divididos em dados de
barra e dados dos ramos, expostos na Tabela 5.2 e na Tabela 5.3, respectivamente.
As definições dos dados apresentados nessas tabelas estão descritas na
nomenclatura a seguir:
76
-Dados das barras:
B: Número da barra; NOME: Nome da barra; T: Tipo da barra (2=VO;1=PV;0=PQ); Vm: Módulo da tensão (p.u.); Va: Ângulo da tensão (graus); PG: Geração de potência ativa (MW); QG: Geração de potência reativa (Mvar); PL: Potência ativa de carga (MW); QL: Potência reativa de carga (Mvar); BS: Susceptância shunt (Mvar para V=1,0 p.u.); kV: Tensão base (kV).
-Dados dos ramos:
NO: Número da barra de origem; ND: Número da barra de destino; T: Tipo do ramo (1=Transformador; 0=Linha); R: Resistência (%); X: Reatância (%); B: Susceptância total da linha (%); MVA: Máxima capacidade de transferência de potência aparente; TAP: Tap do transformador.
Tabela 5.2: Dados de entrada para simulação: dados das barras do SEP.
B NOME T Vm Va PG QG PL QL BS kV 1 Barra-01 1 1,000 0,0 30,0 6,9 0,00 0,00 0,0 16,5 2 Barra-02 2 1,000 0,0 128,5 5,1 0,00 0,00 0,0 18,0 3 Barra-03 0 1,000 0,0 0,0 0,0 0,00 0,00 0,0 230 4 Barra-04 0 1,000 0,0 0,0 0,0 47,80 3,90 0,0 500 5 Barra-05 0 1,000 0,0 0,0 0,0 0,00 0,00 0,0 230 6 Barra-06 0 1,000 0,0 0,0 0,0 0,00 0,00 0,0 500 7 Barra-07 0 1,000 0,0 0,0 0,0 29,50 16,60 0,0 138 8 Barra-08 0 1,000 0,0 0,0 0,0 30,00 30,00 0,0 138 9 Barra-09 0 1,000 0,0 0,0 0,0 13,50 5,80 0,0 138 10 Barra-10 0 1,000 0,0 0,0 0,0 14,90 5,00 0,0 138 11 Barra-11 0 1,000 0,0 0,0 0,0 9,00 5,80 0,0 138 12 Barra-12 0 1,000 0,0 0,0 0,0 7,60 1,60 0,0 138 13 Barra-13 0 1,000 0,0 0,0 0,0 6,10 1,60 0,0 138 14 Barra-14 0 1,000 0,0 0,0 0,0 3,90 1,90 0,0 138 15 Barra-15 0 1,000 0,0 0,0 0,0 1,17 0,57 0,0 34,5 16 Barra-16 0 1,000 0,0 0,0 0,0 3,50 1,80 0,0 34,5 17 Barra-17 1 1,000 0,0 10,0 17,2 0,00 0,00 0,0 6,6
77
Tabela 5.3: Dados de entrada para simulação: dados dos ramos do SEP.
NO ND T R X B MVA TAP 1 3 1 0,000 6,25 0,0 100 1,000 2 4 1 0,000 5,76 0,0 200 1,000 3 5 0 1,200 9,20 15,8 100 4 6 0 1,700 11,10 30,6 200 5 7 1 0,000 3,64 0,0 200 1,000 6 8 1 0,000 4,82 0,0 200 1,000 7 8 0 1,000 8,50 17,6 100 7 9 0 6,615 13,03 0,0 50 7 11 0 9,498 19,89 0,0 50 7 12 0 12,291 25,58 0,0 50 8 10 0 2,300 8,45 0,0 50 8 13 0 12,711 27,04 0,0 50 8 14 1 3,900 11,70 0,0 50 9 10 0 8,205 19,21 0,0 50 11 12 0 22,092 19,99 0,0 50 12 13 0 17,093 34,80 0,0 50 13 14 0 7,490 15,60 0,0 50 14 15 1 0,000 1,96 0,0 75 1,000 15 16 0 2,400 4,30 0,0 50 16 17 1 0,000 1,41 0,0 75 1,000
78
5.2. Simulação dos estudos de solicitação de acesso
5.2.1. Análise estática – Fluxo de potência
Para a simulação dos estudos de fluxo de potência do SEP da Figura 5.1, foi
utilizado o programa computacional ANAREDE (versão 9.1.8) do CEPEL. Os
dados de entrada que foram utilizados na simulação são os dados das barras e
dados dos ramos apresentados na Tabela 5.2 e na Tabela 5.3, respectivamente.
Foram efetuadas simulações no SEP até obter uma solução do fluxo de potência
convergente e sem violações. Duas situações foram simuladas: a primeira
considerando o SEP sem a GD; e a segunda considerando a GD conectada à rede
de distribuição. Em ambas situações foi necessário atuar no ajuste de tensão das
barras PV e Vθ do sistema até que a solução do fluxo de potência fosse
convergente e sem violações, definindo-se o caso base de cada situação.
i)Fluxo de potência com a GD desconectada:
Os resultados da simulação do SEP no ANAREDE com a GD desconectada
estão expostos a seguir na Tabela 5.4, na Tabela 5.5 e na Figura 5.2.
A Tabela 5.4 descreve o estado operativo da rede elétrica, apresentando o
módulo e ângulo da tensão em cada barra do sistema, resultantes da solução de
fluxo de potência obtida no ANAREDE.
Tabela 5.4: Estado operativo das barras após a simulação com a GD desconectada.
B Nome T Vm Va PG QG PL QL BS kV 1 Barra-01 1 1,04 -10,0 30,0 6,9 0,00 0,00 0,0 16,5 2 Barra-02 2 1,04 0,0 128,5 5,1 0,00 0,00 0,0 18,0 3 Barra-03 0 1,029 -11,0 0,0 0,0 0,00 0,00 0,0 230 4 Barra-04 0 1,032 -4,3 0,0 0,0 47,80 3,90 0,0 500 5 Barra-05 0 1,003 -13,0 0,0 0,0 0,00 0,00 0,0 230 6 Barra-06 0 0,999 -9,7 0,0 0,0 0,00 0,00 0,0 500 7 Barra-07 0 0,991 -13,0 0,0 0,0 29,50 16,60 0,0 138 8 Barra-08 0 0,987 -12,0 0,0 0,0 30,00 30,00 0,0 138 9 Barra-09 0 0,976 -14,0 0,0 0,0 13,50 5,80 0,0 138 10 Barra-10 0 0,979 -13,0 0,0 0,0 14,90 5,00 0,0 138 11 Barra-11 0 0,973 -14,0 0,0 0,0 9,00 5,80 0,0 138 12 Barra-12 0 0,976 -14,0 0,0 0,0 7,60 1,60 0,0 138 13 Barra-13 0 0,976 -13,0 0,0 0,0 6,10 1,60 0,0 138 14 Barra-14 0 0,978 -13,0 0,0 0,0 3,90 1,90 0,0 138 15 Barra-15 0 0,977 -13,0 0,0 0,0 1,17 0,57 0,0 34,5 16 Barra-16 0 0,976 -13,0 0,0 0,0 3,50 1,80 0,0 34,5
79
A Tabela 5.5 apresenta o fluxo de potência nos ramos do sistema e as perdas
elétricas calculadas. No total, as perdas ativa e reativa do sistema foram de 2,3
MW e 71,2 Mvar, respectivamente. Já as perdas na área da GD (em 34,5 kV) foram
nulas.
Tabela 5.5: Fluxo de potência nos ramos com a GD desconectada.
Fluxo de Potência DE PARA MW Mvar 1 3 30 18 2 4 139 19,2 3 5 30 17,3 4 6 91,2 4,8 5 7 29,9 32,5 6 8 89,8 27,2 7 8 -22,1 -0,5 7 9 8,7 6,9 7 11 8,1 5,5 7 12 5,6 3,5 8 10 19,9 4,4 8 13 6,5 0,9 8 14 11,4 4 9 10 -4,9 1 11 12 -0,9 -0,4 12 13 -3 1,3 13 14 -2,7 0,4 14 15 4,7 2,4 15 16 3,5 1,8 3 1 -30 -17,3 4 2 -139 -8,7 5 3 -29,8 -32,3 6 4 -89,8 -27,2 7 5 -29,9 -31,8 8 6 -89,8 -23 8 7 22,1 -16,2 9 7 -8,6 -6,8 11 7 -8 -5,4 12 7 -5,5 -3,4 10 8 -19,8 -4 13 8 -6,4 -0,8 14 8 -11,3 -3,8 10 9 4,9 -1 12 11 1 0,4 13 12 3 -1,3 14 13 2,7 -0,4 15 14 -4,7 -2,4 16 15 -3,5 -1,8
Perdas 2,3 71,2
80
A Figura 5.2 apresenta o caso base estabelecido no ANAREDE, demonstrando
os resultados obtidos na solução do fluxo de potência, expostos no diagrama
unifilar desenhado no próprio programa.
Figura 5.2: Caso base obtido no ANAREDE com a GD desconectada.
81
ii)Fluxo de potência com a GD conectada:
Os resultados da simulação do SEP no ANAREDE com a GD conectada estão
expostos a seguir na Tabela 5.6, Tabela 5.7 e na Figura 5.3.
A Tabela 5.6 descreve o estado operativo da rede elétrica, apresentando o
módulo e ângulo da tensão em cada barra do sistema, resultantes da solução de
fluxo de potência obtida pelo ANAREDE. Observa-se que com a conexão da GD
há um aumento dos módulos das tensões nas barras do sistema, principalmente nas
barras da rede de distribuição (Barra-15, Barra-16 e Barra-17).
Tabela 5.6: Estado operativo das barras após a simulação com a GD conectada.
B Nome T Vm Va PG QG PL QL BS kV 1 Barra-01 1 1,040 -8,8 30,0 6,9 0,00 0,00 0,0 16,5 2 Barra-02 2 1,040 0,0 128,5 5,1 0,00 0,00 0,0 18,0 3 Barra-03 0 1,036 -9,8 0,0 0,0 0,00 0,00 0,0 230 4 Barra-04 0 1,040 -3,9 0,0 0,0 47,80 3,90 0,0 500 5 Barra-05 0 1,020 -11,0 0,0 0,0 0,00 0,00 0,0 230 6 Barra-06 0 1,020 -8,7 0,0 0,0 0,00 0,00 0,0 500 7 Barra-07 0 1,012 -12,0 0,0 0,0 29,50 16,60 0,0 138 8 Barra-08 0 1,013 -11,0 0,0 0,0 30,00 30,00 0,0 138 9 Barra-09 0 0,999 -12,0 0,0 0,0 13,50 5,80 0,0 138 10 Barra-10 0 1,003 -12,0 0,0 0,0 14,90 5,00 0,0 138 11 Barra-11 0 0,995 -12,0 0,0 0,0 9,00 5,80 0,0 138 12 Barra-12 0 1,001 -12,0 0,0 0,0 7,60 1,60 0,0 138 13 Barra-13 0 1,011 -12,0 0,0 0,0 6,10 1,60 0,0 138 14 Barra-14 0 1,021 -11,0 0,0 0,0 3,90 1,90 0,0 138 15 Barra-15 0 1,023 -11,0 0,0 0,0 1,17 0,57 0,0 34,5 16 Barra-16 0 1,031 -11,0 0,0 0,0 3,50 1,80 0,0 34,5 17 Barra-17 1 1,032 -11,0 10,0 17,2 0,00 0,00 0,0 6,6
A Tabela 5.7 apresenta o resultado do fluxo de potência nos ramos do sistema
obtido pelo ANAREDE e as perdas elétricas calculadas. No total, as perdas ativa e
reativa do sistema foram de 1,6 MW e 73,4 Mvar, respectivamente. Já as perdas
ativa e reativa na área da GD, em 34,5 kV, passaram de pouco significantes para
0,1 MW e 0,1 Mvar, respectivamente.
82
Tabela 5.7: Fluxo de potência nos ramos com a GD conectada.
Fluxo de Potência DE PARA MW Mvar 1 3 30 6,9 2 4 128,5 5,1 3 5 30 6,3 4 6 80,7 -7,6 5 7 29,9 22,2 6 8 79,7 18,1 7 8 -20,7 -7,3 7 9 8,6 5,7 7 11 7,6 4,8 7 12 4,9 2 8 10 20 5,6 8 13 4,6 -1,5 8 14 4,4 -8,7 9 10 -5 -0,2 11 12 -1,5 -1,1 12 13 -4,2 -0,8 13 14 -5,7 -3,9 14 15 -2,9 -8,1 15 16 -6,4 -15,2 16 17 -6,4 -10,9 3 1 -30 -6,3 4 2 -128,5 3,7 5 3 -29,9 -22,1 6 4 -79,7 -18,1 7 5 -29,9 -21,7 8 6 -79,7 -15 8 7 20,7 -10,4 9 7 -8,5 -5,5 11 7 -7,5 -4,7 12 7 -4,9 -1,9 10 8 -19,9 -5,3 13 8 -4,6 1,5 14 8 -4,3 8,8 10 9 5 0,3 12 11 1,5 1,1 13 12 4,2 0,8 14 13 5,7 4 15 14 2,9 8,1 16 15 6,5 15,4 17 16 6,4 10,9
Perdas 1,6 73,4
A Figura 5.3 apresenta o caso base estabelecido no ANAREDE, demonstrando
os resultados obtidos na solução do fluxo de potência, expostos no diagrama
unifilar desenhado no próprio programa.
83
‘
Figura 5.3: Caso base obtido no ANAREDE com a GD conectada.
84
5.2.2. Estudos de curto-circuito – Níveis de curto-circuito
Para a simulação dos estudos de curto-circuito do SEP da Figura 5.1, foi utilizado
o programa computacional SAPRE/ANAFAS (versão 2.0) do CEPEL. Através
deste programa, foi simulada a aplicação de um curto-circuito trifásico na barra 15
do sistema, conforme ilustrado na Figura 5.4.
Figura 5.4: Curto-circuito aplicado na barra 15 do SEP.
85
Assim como na seção anterior, foram consideradas duas situações: a primeira
com a GD desconectada e a segunda com a GD conectada. Em ambas, o estado
operativo da rede antes do defeito (módulos e ângulos das tensões obtidos na
solução de fluxo de potência através do ANAREDE) foi considerado na simulação
do curto-circuito.
i)Curto-Circuito trifásico franco na barra 15 com a GD desconectada:
Os dados de barra e dos ramos utilizados como dados de entrada na simulação
são os dados apresentados na Tabela 5.4 e na Tabela 5.3, respectivamente. Os
resultados obtidos na simulação do curto-circuito trifásico aplicado na barra 15 do
sistema com a GD desconectada estão expostos a seguir na Tabela 5.8, Tabela 5.9
Tabela 5.10.
A Tabela 5.8 contém as tensões e correntes na barra 15, onde foi aplicado o
curto-circuito trifásico.
Tabela 5.8: Tensões e correntes de curto-circuito com a GD desconectada.
BARRA-15 TENSÃO (p.u.) CORRENTE (p.u.)
Sequência ABC Sequência ZPN Sequência ABC Sequência ZPN Módulo Ângulo Módulo Ângulo Módulo Ângulo Módulo Ân gulo
0 0 0 0 3,221 -82,8 0 0 0 0 0 0 3,221 157,2 3,221 -82,8 0 0 0 0 3,221 37,2 0 0
A Tabela 5.9 apresenta as tensões e correntes de contribuição oriunda dos
geradores das usinas UG-01 e UG-02. Como era de se esperar, só há a presença da
rede de seqüência positiva, onde a componente de seqüência positiva é igual a
componente da fase A em módulo e ângulo, enquanto que as componentes das
fases B e C são iguais em módulo e defasadas da fase A em 240° e 120°,
respectivamente, conforme demonstrado em [27] e [28].
86
Tabela 5.9: Tensões e correntes de contribuição com a GD desconectada.
BARRA-5 TENSÃO (p.u.) CORRENTE (p.u.)
Sequência ABC Sequência ZPN Sequência ABC Sequência ZPN Módulo Ângulo Módulo Ângulo Módulo Ângulo Módulo Ân gulo 0,513 -10,8 0 0 1,958 -85,2 0 0 0,513 -130,8 0,513 -10,8 1,958 154,8 1,958 -85,2 0,513 109,2 0 0 1,958 34,8 0 0
BARRA-4 TENSÃO (p.u.) CORRENTE (p.u.)
Sequência ABC Sequência ZPN Sequência ABC Sequência ZPN Módulo Ângulo Módulo Ângulo Módulo Ângulo Módulo Ân gulo 0,614 1,4 0 0 1,804 -67,7 0 0 0,614 -118,6 0,614 1,4 1,804 172,3 1,804 -67,7 0,614 121,4 0 0 1,804 52,3 0 0
Na Tabela 5.10 estão destacados os níveis de curto-circuito, em kA, do sistema
com a GD desconectada.
Tabela 5.10: Níveis de curto-circuito com a GD desconectada.
B Nome V BASE (kV) Im (kA) Ia (°) 1 Barra-01 16,5 29,67 -94,8 2 Barra-02 18,0 19,03 -81,0 3 Barra-03 230 1,63 -92,1 4 Barra-04 500 0,61 -81,7 5 Barra-05 230 1,33 -87,1 6 Barra-06 500 0,56 -83,5 7 Barra-07 138 2,11 -85,8 8 Barra-08 138 2,04 -83,7 9 Barra-09 138 1,48 -81,1 10 Barra-10 138 1,59 -83,3 11 Barra-11 138 1,23 -78,3 12 Barra-12 138 1,30 -78,7 13 Barra-13 138 1,35 -80,7 14 Barra-14 138 1,44 -81,7 15 Barra-15 34,5 5,39 -82,8 16 Barra-16 34,5 4,66 -81,1
ii)Curto-Circuito trifásico franco na barra 15 com a GD conectada:
Neste caso, os dados de barra e dos ramos utilizados como dados de entrada na
simulação são os dados da Tabela 5.6 e da Tabela 5.3, respectivamente. Os
resultados obtidos na simulação do curto-circuito trifásico aplicado na barra 15 do
sistema com a GD conectada estão expostos a seguir na Tabela 5.11, Tabela 5.12 e
Tabela 5.13.
87
A Tabela 5.11 contém as tensões e correntes na barra 15, onde foi aplicado o
curto-circuito trifásico. Já a Tabela 5.12 apresenta as tensões e correntes de
contribuição oriunda dos geradores das subestações UG-01, UG-02 e GD.
Observa-se que a GD tem uma parcela de contribuição quase quatro vezes maior
que as outras duas, pois está mais próxima do ponto de aplicação do curto circuito
(menor impedância equivalente) [28].
Tabela 5.11: Tensões e correntes de curto-circuito com a GD conectada.
BARRA-15 TENSÃO (p.u.) CORRENTE (p.u.)
Sequência ABC Sequência ZPN Sequência ABC Sequência ZPN Módulo Ângulo Módulo Ângulo Módulo Ângulo Módulo Ân gulo
0 0 0 0 9,741 -89,3 0 0 0 0 0 0 9,741 150,7 9,741 -89,3 0 0 0 0 9,741 30,7 0 0
Tabela 5.12: Tensões e correntes de contribuição com a GD conectada.
BARRA-5 TENSÃO (p.u.) CORRENTE (p.u.)
Sequência ABC Sequência ZPN Sequência ABC Sequência ZPN Módulo Ângulo Módulo Ângulo Módulo Ângulo Módulo Ân gulo 0,505 -11 0 0 1,933 -84,4 0 0 0,505 -131 0,505 -11 1,933 155,6 1,933 -84,4 0,505 109 0 0 1,933 35,6 0 0
BARRA-4 TENSÃO (p.u.) CORRENTE (p.u.)
Sequência ABC Sequência ZPN Sequência ABC Sequência ZPN Módulo Ângulo Módulo Ângulo Módulo Ângulo Módulo Ân gulo
0,6 1,6 0 0 1,759 -66,9 0 0 0,6 -118,4 0,6 1,6 1,759 173,1 1,759 -66,9 0,6 121,6 0 0 1,759 53,1 0 0
BARRA-17 TENSÃO (p.u.) CORRENTE (p.u.)
Sequência ABC Sequência ZPN Sequência ABC Sequência ZPN Módulo Ângulo Módulo Ângulo Módulo Ângulo Módulo Ân gulo 0,408 -24,7 0 0 6,501 -92,5 0 0 0,408 -144,7 0,408 -24,7 6,501 147,5 6,501 -92,5 0,408 95,3 0 0 6,501 27,5 0 0
Na Tabela 5.13 estão destacados os níveis de curto-circuito, em kA, do sistema
com a GD conectada. Observa-se que os níveis de curto-circuito em todo o sistema
aumentaram com a conexão da GD, principalmente na rede de distribuição em 34,5
kV.
88
Tabela 5.13: Níveis de curto-circuito com a GD conectada.
B Nome V BASE (kV) Im (kA) Ia (°)
1 Barra-01 16,5 33,85 -95,3 2 Barra-02 18,0 22,04 -83,3 3 Barra-03 230 1,94 -94,0 4 Barra-04 500 0,76 -84,3 5 Barra-05 230 1,82 -90,2 6 Barra-06 500 0,84 -87,5 7 Barra-07 138 3,14 -88,5 8 Barra-08 138 3,57 -86,8 9 Barra-09 138 2,00 -82,1 10 Barra-10 138 2,33 -85,4 11 Barra-11 138 1,57 -78,1 12 Barra-12 138 1,76 -79,3 13 Barra-13 138 2,33 -82,6 14 Barra-14 138 3,86 -89,1 15 Barra-15 34,5 16,30 -89,3 16 Barra-16 34,5 19,80 -96,3 17 Barra-17 6,6 113,89 -97,0
5.2.3. Análise dinâmica – Estabilidade transitória
Os estudos de estabilidade transitória são efetuados para verificar se o sistema é
capaz de suportar variações causadas por possíveis contingências sem afetar a
segurança da rede. Assim, foi simulada a dinâmica da operação de conexão e
desconexão da GD na rede elétrica de distribuição, analisando os impactos
causados na estabilidade do sistema por este tipo de operação.
Para esta simulação de análise dinâmica foi utilizado o programa
computacional SIMULIGHT (versão V2.23 Rv1 Edu), onde foi montado o SEP da
Figura 5.1.
Os dados de entrada para simulação são os dados das barras e dados dos ramos
apresentados na Tabela 5.6 e na Tabela 5.3, respectivamente, e também os
parâmetros dos modelos matemáticos dos geradores e reguladores de tensão e de
velocidade, disponíveis no banco de dados da versão educacional do SIMULIGHT
[2][3], que foram ajustados conforme a Tabela 5.1.
Estes dados foram inseridos no SIMULIGHT, onde, inicialmente, foi aplicada
uma simulação de fluxo de potência para estabelecer o caso base. Após ser
estabelecido o caso base, foram configurados os dispositivos e eventos necessários
para as simulações da operação de conexão e de desconexão da GD no SEP.
89
i) Conexão da GD no SEP:
Para a operação de conexão da GD no SEP, foram inseridos no sistema os
disjuntores da Tabela 5.14, que estão ilustrados na Figura 5.7. Foi considerado que,
inicialmente, os geradores da GD estavam desconectados através do desligamento
destes disjuntores.
Tabela 5.14: Disjuntores inseridos no SIMULIGHT para conexão/desconexão da
GD.
Disjuntor Função DJ17-1 Conectar/desconectar o gerador GD-1 da subestação GD DJ17-2 Conectar/desconectar o gerador GD-2 da subestação GD
Para detectar o sincronismo necessário para a ligação em paralelo dos
geradores da GD no SEP, foram inseridos relés de sincronismo (código ANSI: 25)
atuando nos disjuntores DJ17-1 e DJ17-2.
O próximo passo foi configurar os eventos no SIMULIGHT para o fechamento
dos disjuntores DJ17-1 e DJ17-2. Estes eventos foram configurados para ocorrer
após 3 segundos de simulação, conforme demonstrado na Tabela 5.15.
Tabela 5.15: Eventos configurados no SIMULIGHT para a conexão da GD.
Evento Tempo Subestação Dispositivo/Nó FECHAR DISJUNTOR 3,000 GD DJ17-1 FECHAR DISJUNTOR 3,000 GD DJ17-2
Após a inclusão dos dispositivos e configuração dos eventos necessários para a
análise em questão, foi realizada uma simulação completa de 30 segundos de
duração no SIMULIGHT. Os resultados da simulação foram obtidos a partir dos
registros gráficos dos medidores inseridos nas barras e subestações do sistema e
estão expostos na Figura 5.5.
Observa-se no gráfico da Figura 5.5-a que a conexão da GD fez a freqüência do
sistema cair de 60 Hz para 59,94 Hz, em regime permanente, devido a ação da
regulação primária [30][31] implementada no modelo de simulação do gerador da
subestação GD [3]. Para que a freqüência retorne ao seu valor nominal de 60 Hz,
faz-se necessário a inclusão da etapa de regulação secundária [30][31] que não foi
implementada no SIMULIGHT.
90
Após a conexão da GD, os geradores do sistema apresentaram oscilações nas
gerações de potência ativa e reativa, Figura 5.5-b e Figura 5.5-c, respectivamente.
Nota-se que as potências ativas não sofreram grandes alterações com relação aos
seus valores iniciais, porém, observa-se que a GD passou a suprir reativo para o
sistema, aproximadamente 20 Mvar.
Com relação as tensões nas barras, observa-se que a conexão da GD elevou os
níveis de tensão nas barras (Figura 5.5-d, Figura 5.5-e, Figura 5.5-f e Figura 5.5-
g), principalmente na rede de distribuição (Figura 5.5-g).
Esses resultados demonstram que o sistema suportou a conexão em paralelo da
GD, pois se manteve estável após esta operação.
Figura 5.5-a: Freqüência.
91
Figura 5.5-b: Potência ativa.
Figura 5.5-c: Potência reativa.
92
Figura 5.5-d: Tensões no sistema de transmissão, em 500 kV.
Figura 5.5-e: Tensões no sistema de transmissão, em 230 kV.
93
Figura 5.5-f: Tensões no sistema de transmissão, em 138 kV.
Figura 5.5-g: Tensões no sistema de distribuição.
Figura 5.5: Resultados da simulação de conexão em paralelo da GD no SEP.
94
ii) Desconexão da GD no SEP:
Para a operação de desconexão da GD no SEP, foi utilizado o mesmo sistema
montado no SIMULIGHT para a operação de conexão da GD. Entretanto, agora foi
considerado que os geradores da GD já estavam conectados ao sistema através dos
disjuntores da Tabela 5.14. Assim, foram configurados os eventos no SIMULIGHT
para a abertura dos disjuntores DJ17-1 e DJ17-2, de modo a simular a desconexão
da GD. Estes eventos foram configurados para ocorrer após 3 segundos de
simulação, conforme demonstrado na Tabela 5.16.
Tabela 5.16: Eventos configurados no SIMULIGHT para a desconexão da GD.
Evento Tempo Subestação Dispositivo/Nó ABRIR DISJUNTOR 3,000 GD DJ17-1 ABRIR DISJUNTOR 3,000 GD DJ17-2
Após a configuração dos eventos necessários para esta análise, foi realizada
uma simulação completa de 30 segundos de duração no SIMULIGHT. Os
resultados foram obtidos a partir dos registros gráficos dos medidores inseridos nas
barras e subestações do sistema e estão expostos na Figura 5.6.
Assim como na simulação anterior, observa-se no gráfico da Figura 5.6-a que a
desconexão da GD fez a freqüência do SEP cair de 60 Hz para 59,94 Hz, em
regime permanente, devido a ação da regulação primária[30][31] implementada no
SIMULIGHT. Para que a freqüência retorne ao seu valor nominal de 60 Hz, faz-se
necessário a inclusão da etapa de regulação secundária [30][31] que não foi
implementada no SIMULIGHT.
Após a desconexão da GD, os geradores do sistema também apresentaram
oscilações nas gerações de potência ativa e reativa, Figura 5.6-b e Figura 5.6-c,
respectivamente. Nota-se que as potências ativas e reativas da GD caíram a zero,
como era de se esperar, uma vez que foram desconectados do SEP. Já os geradores
das usinas UG-01 e UG-02, não sofreram alterações significativas com relação a
potência ativa, porém estes geradores passaram a fornecer potência reativa à rede
com a desconexão da GD.
Com relação as tensões nas barras, ao contrário da simulação anterior, observa-
se que a desconexão da GD reduziu os níveis de tensão nas barras (Figura 5.6-d,
Figura 5.6-e, Figura 5.6-f e Figura 5.6-g), principalmente na rede de distribuição
(Figura 5.6-g).
95
Figura 5.6-a: Freqüência.
Figura 5.6-b: Potência ativa.
96
Figura 5.6-c: Potência reativa.
Figura 5.6-d: Tensões no sistema de transmissão, em 500 kV.
97
Figura 5.6-e: Tensões no sistema de transmissão, em 230 kV.
Figura 5.6-f: Tensões no sistema de transmissão, em 138 kV.
98
Figura 5.6-g: Tensões no sistema de distribuição.
Figura 5.6: Resultados da simulação de desconexão da GD no SEP.
99
5.3. Simulação da aplicação da GD na formação de
microrredes
Para a simulação da aplicação da GD na formação de microrredes, foi utilizado o
sistema elétrico de potência (SEP) da Figura 5.1 e o programa computacional
SIMULIGHT (versão V2.23 Rv1 Edu), com o qual foram avaliadas a formação de
uma microrrede após a ocorrência de um curto-circuito na rede de distribuição e a
resincronização desta microrrede no sistema.
O curto-circuito foi aplicado na linha entre as barras 15 e 16, em 34,5 kV,
conforme ilustrado na Figura 5.7. Como o SIMULIGHT considera o sistema
equilibrado e simétrico, pois todos os cálculos efetuados são de seqüência positiva,
o curto-circuito aplicado pelo programa é do tipo trifásico.
Os dados de entrada que foram utilizados nessa simulação são os dados das
barras e dados dos ramos apresentados na Tabela 5.6 e na Tabela 5.3,
respectivamente, e também os parâmetros dos modelos matemáticos dos geradores
e reguladores de tensão e de velocidade, disponíveis no banco de dados da versão
educacional do SIMULIGHT [2][3], que foram ajustados conforme a Tabela 5.1.
Para que a proteção atuasse, foram inseridos os disjuntores da Tabela 5.17,
além de relés com as funções de proteção estabelecidas na Tabela 3.11 para atuar
nos disjuntores DJ15-1 e DJ16-1, da linha de transmissão entre a barra 15 e a barra
16, ilustrados na Figura 5.7.
Tabela 5.17: Disjuntores inseridos no SIMULIGHT para a simulação da aplicação
da GD na formação de microrredes.
Disjuntor Função DJ1 Conectar/desconectar a unidade geradora da subestação UG-01 DJ15-1 Proteção da linha de transmissão entre as barras 15 e 16 DJ16-1 Proteção da linha de transmissão entre as barras 15 e 16 DJ17-1 Conectar/desconectar o gerador GD-1 da subestação GD DJ17-2 Conectar/desconectar o gerador GD-2 da subestação GD
Todos os relés da Tabela 3.11 já possuíam seus modelos matemáticos
implementados no banco de dados da versão educacional do SIMULIGHT que foi
utilizada nas simulações [2][3].
100
Figura 5.7: Curto-circuito aplicado no SEP e destaque para a microrrede formada
após o curto.
Depois de inserir os disjuntores e relés necessários para atuação da proteção,
foram configurados os eventos necessários para a simulação da aplicação da GD
em uma microrrede. Estes eventos estão demonstrados na Tabela 5.18.
101
Tabela 5.18: Eventos configurados no SIMULIGHT para a simulação da aplicação
da GD na formação de microrredes.
Evento Tempo Subestação Dispositivo/Nó APLICAR CURTO 3,000 GD 160 REMOVER CURTO 3,500 GD 160
O primeiro evento foi um curto-circuito a ser aplicado na linha de transmissão
entre as barras 15 e 16, configurado para ocorrer após 3 segundos de simulação e
que foi removido após 500 ms.
Após a configuração dos eventos, foi realizada uma simulação de fluxo de
potência para estabelecer o estado operativo do SEP (caso base) antes da
ocorrência dos eventos. Em seguida, foi efetuada uma simulação completa de 30
segundos de duração, desta vez levando-se em consideração os eventos
mencionados acima.
A Tabela 5.19 apresenta o relatório de eventos emitido pelo SIMULIGHT.
Observa-se nesta tabela que o curto-circuito, aplicado na linha de transmissão entre
as barras 15 e 16, sensibilizou os relés de sobrecorrente instantâneo e temporizado
(códigos ANSI: 50 e 51) e de subtensão de fases (código ANSI: 27) da subestação
GD, abrindo o disjuntor DJ16-1 5 ms depois da aplicação do curto, formando a
microrrede em destaque na Figura 5.7.
Tabela 5.19: Relatório de eventos ocorridos no SIMULIGHT para a formação da
microrrede.
Tempo Subestação Equipamento Nome Mensagem 3 GD NO 160 APLICADO CURTO-CIRCUITO EM BARRA
3,005 GD RL51 Relé 51 Sensibilizou Relé de Proteção
3,005 GD DISJNT DJ16-1 ABERTO EQUIPAMENTO DE MANOBRA
3,005 GD RL27 Relé 27 Operou Relé de Proteção
3,005 GD RL50 Relé 50 Operou Relé de Proteção
3,005 SE-14 RL51 Relé 51 Sensibilizou Relé de Proteção
3,005 SE-14 RL50 Relé 50 Operou Relé de Proteção
3,005 SE-14 DISJNT DJ15-1 ABERTO EQUIPAMENTO DE MANOBRA
3,005 O numero de ilhas mudou de 1 para 4
3,5 GD NO 160 REMOVIDO CURTO-CIRCUITO DE BARRA
102
Observa-se na Tabela 5.19, que também foram sensibilizados os relés de
sobrecorrente instantâneo e temporizado (códigos ANSI: 50 e 51) da subestação
SE-14, abrindo o disjuntor DJ15-1, 5 ms após o curto, isolando a linha com
defeito. Após 0,5 segundo o curto-circuito foi removido.
Os resultados da simulação completa foram obtidos a partir dos registros
gráficos dos medidores inseridos em cada barra e subestação do sistema. Esses
resultados foram separados de acordo com as duas redes elétricas independentes
estabelecidas após o curto-circuito: a microrrede (subestação GD operando no
modo ilhado) e o SEP resultante, sem a GD.
i) Microrrede
Na Figura 5.8, são apresentados os resultados gráficos dos medidores de
freqüência, tensão, potência ativa e potência reativa na subestação GD, que passou
a operar como uma ilha elétrica após o curto-circuito.
A Figura 5.8-a, apresenta a variação no tempo da freqüência da microrrede
durante os 30 segundos de simulação. Observa-se que, durante o regime
transitório, a freqüência sofreu variações entre 58 Hz e 63 Hz, mas que estão de
acordo com os limites de operação apresentados na Tabela 3.6 da Seção 3.2 do
PRODIST. Já em regime permanente, a freqüência passou de 60 Hz para 60,4 Hz
aproximadamente, devido a atuação da regulação primária [30][31], através do
regulador de velocidade utilizado no modelo de simulação do gerador da
subestação GD (ver Tabela 5.1), compensando a redução na geração de potência
ativa da subestação GD após sua desconexão do SEP. Para que a freqüência retorne
ao seu valor nominal de 60 Hz, faz-se necessário a inclusão da regulação
secundária [30][31] que não foi implementada no SIMULIGHT.
As gerações de potências ativa e reativa da GD apresentaram fortes variações
durante o curto-circuito. Após o curto, as gerações de potência ativa e reativa se
estabilizaram rapidamente, seguindo os valores da carga da microrrede, 3,5 MW e
2 Mvar, respectivamente, através da ação dos reguladores de velocidade e de
tensão dos modelos de simulação dos geradores (ver modelos na Tabela 5.1),
conforme demonstrado na Figura 5.8-c e na Figura 5.8-d, respectivamente.
103
Com relação às tensões, na Figura 5.8-e percebe-se uma forte variação de
tensão durante o curto. Após o curto, durante o regime transitório, há leves
oscilações de tensão na microrrede que não ultrapassam a 1,05 p.u. de pico,
estando de acordo com os limites de operação em regime permanente. Isto ocorre
devido à ação do regulador de tensão no modelo de simulação do gerador [3].
Figura 5.8-a: Freqüência.
104
Figura 5.8-b: Potência mecânica.
Figura 5.8-c: Potência ativa.
105
Figura 5.8-d: Potência reativa.
Figura 5.8-e: Tensões nas barras.
Figura 5.8: Resultados da simulação para a microrrede formada.
106
ii) SEP resultante (sem a GD)
Os resultados para o SEP resultante, após a ocorrência do curto-circuito e
abertura dos disjuntores DJ16-1 e DJ15-1, estão demonstrados na Figura 5.9
através dos resultados gráficos obtidos dos medidores de freqüência, das gerações
de potências ativa e reativa e das tensões nas redes de transmissão e de
distribuição.
A Figura 5.9-a, apresenta a variação no tempo da freqüência do SEP resultante,
durante os 30 segundos de simulação. Observa-se que, durante o regime
transitório, a freqüência sofreu variações entre 59,97 Hz e 60,4 Hz, mas que estão
de acordo com os limites de operação apresentados na Tabela 3.6 da Seção 3.2 do
PRODIST. Já em regime permanente, nota-se uma leve queda na freqüência do
SEP resultante, de 60 Hz para 59,995 Hz aproximadamente, devido a atuação da
regulação primária [30][31], através dos reguladores de velocidade utilizados nos
modelos de simulação dos geradores das usinas UG-01 e UG-02 (ver Tabela 5.1),
compensando o pequeno aumento na geração de potência ativa desta usina, após a
desconexão da subestação GD e do gerador da usina UG-01. Para que a freqüência
retorne ao seu valor nominal de 60 Hz, faz-se necessário a inclusão da regulação
secundária [30][31] que não foi implementada no SIMULIGHT.
Com relação às potência ativa e reativa dos geradores do SEP resultante,
registradas na Figura 5.9-c e na Figura 5.9-d, respectivamente, nota-se que os
geradores das usinas UG-01 e UG-02 apresentaram leves oscilações nas gerações
de potência ativa e reativa logo após a ocorrência do curto-circuito, durante o
regime transitório, mas que logo se estabilizaram.
Com relação às tensões nas redes de transmissão e de distribuição do SEP
resultante, Figura 5.9-e, Figura 5.9-f, Figura 5.9-g e Figura 5.9-h, percebe-se fortes
variações durante o curto-circuito, principalmente na rede de distribuição, Figura
5.9-h. Após o curto, durante o regime transitório, há pequenas oscilações nas
tensões, mas que logo são estabilizadas com a ação dos reguladores de tensão nos
modelos de simulação dos geradores. Nota-se que, em regime permanente, os
níveis de tensão diminuíram. Apesar disso, os valores se mantiveram dentro dos
limites de operação estabelecidos no PRODIST [11].
107
Figura 5.9-a: Freqüência.
Figura 5.9-b: Potência mecânica.
108
Figura 5.9-c: Potência ativa.
Figura 5.9-d: Potência reativa.
109
Figura 5.9-e: Tensões no sistema de transmissão, em 500 kV.
Figura 5.9-f: Tensões no sistema de transmissão, em 230 kV.
110
Figura 5.9-g: Tensões no sistema de transmissão, em 138 kV.
Figura 5.9-h: Tensões no sistema de distribuição, em 34,5 kV.
Figura 5.9: Resultados da simulação para o SEP resultante após a formação da
microrrede.
111
5.3.1. Resincronização da microrrede
Para a resincronização da microrrede, foi realizada uma nova simulação, onde
foram acrescentados dois eventos: um para fechar o disjuntor DJ15-1 da SE-14,
que foi aberto pelo sistema de proteção após o curto-circuito, e outro para ativar o
relé de sincronismo (código ANSI: 25) do disjuntor DJ16-1, que faz a interconexão
da microrrede com a rede de distribuição, conforme demonstra a Tabela 5.20.
Tabela 5.20: Eventos adicionados no SIMULIGHT para a simulação de
resincronização da microrrede.
Evento Tempo Subestação Dispositivo/Nó FECHAR DISJUNTOR 15,000 SE-14 DJ15-1 MUDAR PARÂMETRO 15,000 GD RL25
Após a configuração dos eventos, foi realizada uma simulação de fluxo de
potência para estabelecer o estado operativo do SEP (caso base) antes da
ocorrência dos eventos. Em seguida, foi efetuada uma simulação completa de 30
segundos de duração, levando-se em consideração os eventos da Tabela 5.18 e da
Tabela 5.20.
A Tabela 5.21 apresenta o relatório de eventos emitido pelo SIMULIGHT para
a simulação de resincronização da microrrede. Observa-se nesta tabela que
ocorreram os mesmos eventos da simulação de formação da microrrede, Tabela
5.19, mais os eventos necessários à resincronização.
Tabela 5.21: Relatório de eventos do SIMULIGHT para a etapa de resincronização.
Tempo Subestação Equipamento Nome Mensagem 3 GD NO 160 APLICADO CURTO-CIRCUITO EM BARRA
3,005 GD RL51 Relé 51 Sensibilizou Relé de Proteção
3,005 GD DISJNT DJ16-1 ABERTO EQUIPAMENTO DE MANOBRA
3,005 GD RL27 Relé 27 Operou Relé de Proteção
3,005 GD RL50 Relé 50 Operou Relé de Proteção
3,005 SE-14 RL51 Relé 51 Sensibilizou Relé de Proteção
3,005 SE-14 RL50 Relé 50 Operou Relé de Proteção
3,005 SE-14 DISJNT DJ15-1 ABERTO EQUIPAMENTO DE MANOBRA
3,005 O numero de ilhas mudou de 1 para 4
3,5 GD NO 160 REMOVIDO CURTO-CIRCUITO DE BARRA
15 SE-14 DISJNT DJ15-1 FECHADO EQUIPAMENTO DE MANOBRA
16,335 GD RL25 Relé 25 Operou Relé de Proteção
16,335 GD DISJNT DJ16-1 FECHADO EQUIPAMENTO DE MANOBRA
16,335 O numero de ilhas mudou de 2 para 1
112
Observa-se na Tabela 5.21 que após 15 segundos de simulação, com a
microrrede formada, foi fechado o disjuntor DJ15-1 e ligado o relé de sincronismo
25, que operou em 16,335 segundos de simulação, fechando o DJ16-1 e
resincronizando a microrrede no sistema.
Os resultados da resincronização, com o fechamento dos disjuntores DJ15-1 e
DJ16-1, estão demonstrados na Figura 5.10 através dos resultados gráficos obtidos
dos medidores de freqüência, das gerações de potências ativa e reativa e das
tensões nas redes de transmissão e de distribuição.
A Figura 5.10-a, apresenta a variação da freqüência no tempo. Verifica-se
claramente neste gráfico as etapas de formação da microrrede (em 3 segundos) e de
resincronização da microrrede (em 16,335 segundos), e que a freqüência do SEP
retorna ao seu valor nominal de 60 Hz após 10 segundos da resincronização.
Com relação às potência ativa e reativa dos geradores, registradas na Figura
5.10-c e na Figura 5.10-d, respectivamente, nota-se que os geradores apresentaram
fortes variações após a etapa de resincronização, mas que logo se estabilizaram,
retornando às suas condições iniciais. Para exemplificar este fato, nota-se que a
GD, que estava gerando 3,5 MW e 2Mvar enquanto a microrrede estava formada,
passou a gerar, 10 MW e 17 Mvar, retornando às suas condições iniciais.
Com relação às tensões nas redes de transmissão e de distribuição do SEP após
à resincronização, Figura 5.10-e, Figura 5.10-f, Figura 5.10-g e Figura 5.10-h,
percebe-se que as tensões nas barras do sistema que foram reduzidas com a
formação da microrrede, se elevaram, retornando às condições antes da formação
da microrrede.
113
Figura 5.10-a: Freqüência.
Figura 5.10-b: Potência mecânica.
114
Figura 5.10-c: Potência ativa.
Figura 5.10-d: Potência reativa.
115
Figura 5.10-e: Tensões no sistema de transmissão, em 500 kV.
Figura 5.10-f: Tensões no sistema de transmissão, em 230 kV.
116
Figura 5.10-g: Tensões no sistema de transmissão, em 138 kV.
Figura 5.10-h: Tensões no sistema de distribuição, em 34,5 kV.
Figura 5.10: Resultados da simulação para a resincronização da microrrede.
117
6. Análise dos resultados e conclusões
6.1. Análise dos resultados
Neste trabalho foram realizados os estudos elétricos exigidos pelas distribuidoras
para avaliação dos impactos causados na operação de um sistema elétrico de
potência (SEP) com a conexão de geração distribuída (GD).
O SEP estudado, Figura 5.1, corresponde a um pequeno sistema de 17 barras,
composto por 14 linhas de transmissão, 6 transformadores, 2 usinas geradoras e 1
PCH representando a geração distribuída. Sobre este sistema foram efetuadas
análises estáticas e dinâmicas para avaliação dos impactos da geração distribuída.
Primeiramente, foi analisada a operação em regime permanente do SEP com e
sem a GD conectada à rede de distribuição a fim de determinar o estado operativo
da rede elétrica (módulo e ângulo das tensões nas barras) e as perdas (ativa e
reativa) nos ramos de transmissão e distribuição do sistema.
Foi constatado que o perfil de tensão na rede de distribuição aumentou com a
GD conectada ao sistema, conforme demonstra o gráfico da Figura 6.1.
Perfil de tensão na rede de distribuição
0,94
0,95
0,96
0,97
0,98
0,99
1
1,01
1,02
1,03
1,04
7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Barra
Tens
ão (p
.u.)
SEM GD COM GD
Figura 6.1: Perfil de tensão na rede de distribuição.
118
Com relação às perdas elétricas, foi constatado que a GD contribui para a
redução das perdas do sistema, passando de 2,3 MW para 1,6 MW. Por outro lado,
foi constatado um aumento das perdas ativa e reativa na área onde a GD foi
conectada, pois passaram de pouco significantes para 0,1 MW e 0,1Mvar,
respectivamente.
Outra análise realizada foi sobre os impactos nos níveis de curto-circuito no
sistema com a conexão da GD. Neste caso, foi observado que a presença da GD
ocasionou um aumento dos níveis de curto-circuito em todo o SEP, mas muito mais
grave na rede de distribuição de 34,5 kV (barras 15, 16 e 17) onde ela foi
conectada, conforme demonstrado no gráfico da Figura 6.2.
0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
8,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Nº da Barra
Nív
el d
e cu
rto-
circ
uito
(p.
u.)
GD desconectada GD conectada
Figura 6.2: Níveis de curto-circuito.
A análise dinâmica correspondeu à avaliação da estabilidade do sistema em
operações de conexão e desconexão da GD. Foi observado que o sistema se
mostrou estável após estas operações e que a conexão da GD elevou os níveis de
tensão nas barras, através do fornecimento de reativo para a rede.
Porém, as operações de conexão e desconexão da GD fizeram a freqüência do
sistema diminuir, em regime permanente, devido a ação da regulação
primária[30][31] implementada no SIMULIGHT. Para que a freqüência retorne ao
seu valor nominal de 60 Hz, é necessário a inclusão da etapa de regulação
secundária [30][31] que não foi implementada no SIMULIGHT.
119
Por fim, foi avaliada a aplicação da GD em uma microrrede formada após
atuação da proteção do sistema devido a ocorrência de um curto-circuito na rede de
distribuição. Foi observado que o sistema e a microrrede se mostraram estáveis
após as manobras de proteção, de operação e de resincronização, uma vez que
todas as variáveis analisadas apresentaram oscilações dentro dos limites de
operação estabelecidos no capítulo 3.
6.2. Conclusões
Para a unidade de geração distribuída e o sistema elétrico de potência
analisados neste trabalho, conclui-se que o acesso da GD ao sistema é viável,
porque os resultados dos estudos de solicitação de acesso (item 5.2) estão em
conformidade com os critérios operacionais estabelecidos no PRODIST [11].
Com relação à viabilidade da formação de microrredes (item 5.3), conclui-se
que, para o caso analisado, a GD manteve a microrrede estável e dentro dos
critérios operacionais do PRODIST, confirmando a viabilidade desta aplicação da
GD no sistema estudado.
Os resultados demonstram que a presença da GD no sistema elétrico e a
possibilidade de formar microrredes tornam o sistema mais confiável e de maior
qualidade para o consumidor. Contudo, para a concessionária de distribuição de
energia a GD implica em custos com reestruturação do sistema e adequação da
proteção, mas que, ainda assim, podem ser menos onerosos do que a construção de
novas linhas de transmissão para atender à crescente demanda de energia nos
grandes centros urbanos.
6.3. Trabalhos futuros
Como proposta para trabalhos futuros, sugere-se realizar estudos de reajuste da
proteção, efetuar análises de sobrecarga nas linhas de transmissão e distribuição, e
também realizar análises de viabilidade econômica e geográfica de sistemas com
geração distribuída. Outra sugestão seria avaliar operacionalmente os diferentes
tipos de tecnologia empregados na geração distribuída, comparando as formas de
controle operacional em cada caso.
120
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