Geração distribuída terá crescimento acima de 20% em 2025, aponta ABGD
18/12/2024
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Nos últimos anos, observou-se no mundo um incentivo ao suprimento da demanda por energia elétrica através de empreendimentos que empregam fontes renováveis. Dentre as motivações fundamentais para o estabelecimento deste cenário estão a crescente preocupação ambiental e a possibilidade de geração da energia elétrica próximo aos centros de consumo, o que reduz os custos de transmissão. As principais fontes renováveis exploradas são: solar, eólica e biomassa. Dada a abundância destas fontes no mundo, diversas unidades geradoras são alocadas dentro ou próximo das cidades e operam, geralmente, conectadas aos sistemas de distribuição de média e baixa tensão. Tais unidades geradoras são denominadas na literatura específica como Geradores Distribuídos (GDs). De acordo com os Procedimentos de Distribuição (Prodist) da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que regulamentam os sistemas de distribuição de energia elétrica no Brasil, GDs são sistemas de geração de energia elétrica, de até 5 MW, conectados diretamente na rede de distribuição de energia elétrica, ou através das instalações de consumidores. Os GDs podem operar de forma isolada ou injetando potência ao sistema de distribuição de forma despachada, ou não, pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) [1].
O Brasil possui um dos maiores potenciais para energia solar do mundo. E, de acordo com a regulamentação atual apresentada nas Resoluções Normativas nº 482/2012 (RN 482), 687/2015 (RN 687) e 786/2017 (RN 786), qualquer pessoa física ou jurídica pode instalar uma unidade geradora em sua residência, comércio ou indústria [2-4].
O Balanço Energético Nacional (BEN) disponibilizado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) aponta um progresso na construção de empreendimentos de GD, com destaque para a solar fotovoltaica [1]. Nos próximos anos é esperado que a parcela de potência elétrica injetada por GDs continue a crescer. Assim, faz-se necessário verificar, estudar e pesquisar os possíveis impactos nos sistemas de distribuição de energia elétrica em decorrência do aumento exponencial de sistemas fotovoltaicos conectados à rede.
Neste contexto, na última década, diversos autores têm investigado o impacto da inserção de geração distribuída nas redes de distribuição de média e baixa tensão. O primeiro ponto a se destacar sobre a inserção de unidades geradoras fotovoltaicas é a consequente mudança da característica passiva da rede, isto é, o sistema de distribuição, que antes era composto apenas da subestação e diversas cargas consumidoras de energia, passa a possuir unidades geradoras de energia. Além deste aspecto, a rede pode apresentar fluxo de potência elétrica nos dois sentidos, acarretando, desta forma, inúmeros desafios às concessionárias de energia que anteriormente se preocupavam apenas com o fluxo de potência da SE em direção às cargas [5]. O fluxo reverso pode levar a um funcionamento inadequado dos dispositivos de proteção e dos reguladores de tensão, resultando em prejuízos tanto para a empresa distribuidora quanto para o consumidor. Outra característica dos sistemas de distribuição com GD é a possibilidade de ocorrer aumento dos níveis de tensão ao longo do alimentador quando da ocorrência de fluxo reverso de potência injetado pelos geradores fotovoltaicos. Neste sentido, além das questões associadas às quedas de tensão em determinados horários do dia, novos desafios se apresentam ao terem que lidar com este aumento das tensões em horários diversos daqueles supracitados [6].
Além das questões associadas aos indicadores que caracterizam uma rede com qualidade de energia adequada aos padrões impostos pelas normas, as perdas elétricas também devem receber atenção especial das concessionárias de energia. Embora a expectativa inicial seja a redução das perdas técnicas em virtude da diminuição da corrente elétricas nos alimentadores e demais equipamentos que perfazem a rede elétrica devido à compensação energética proveniente da geração fotovoltaica, estudos têm apontado para o possível aumento destas perdas, conforme indicam os estudos realizados em [7].
A inserção maciça de geração descentralizada pode causar elevação excessiva da magnitude de tensão, conforme apresentado em [8], especialmente devido ao fato de a injeção máxima de potência dos sistemas fotovoltaicos ocorrer em momentos de baixa demanda. Nesta abordagem, os autores apresentam os limites de injeção de potência de um GD em um sistema teste para que os limites de tensão superior e inferior sejam respeitados. São abordadas ainda a manutenção das perdas técnicas de potência e a reavaliação do esquema de proteção da rede. Dentre as soluções propostas pelos autores está a recondução de trechos do sistema para que a elevação de tensão no ponto de conexão seja minimizada. Outra análise apresentada em [9] também aponta a extrapolação dos limites de tensão, quando considerado o grau de penetração igual a 75% da carga total. Neste estudo, os autores propõem a limitação da injeção da potência ativa e a obrigatoriedade da injeção de potência reativa por parte dos proprietários de GDs. Cabe destacar, no entanto, que os inversores comercializados e instalados nos empreendimentos residenciais de sistemas fotovoltaicos são incapazes de cumprir tal exigência em virtude de que a legislação atual impede este procedimento operacional.
Outra frente de pesquisa envolvendo sistemas fotovoltaicos que também diz respeito à qualidade de energia é a investigação das frequências harmônicas da forma de onda de corrente injetada pelo gerador. Sabe-se que os sistemas de geração fotovoltaicos conectados à rede elétrica são compostos por conversores de potência que, por sua vez, são constituídos por dispositivos semicondutores. A utilização destes dispositivos eletrônicos nas redes de distribuição causa deformidades nas formas de onda de tensão e corrente afetando a Qualidade da Energia Elétrica (QEE). Com isso, esses sistemas também atuam como geradores de distúrbios no ponto de vista da QEE. Dentre outros aspectos, o que mais dificulta o controle da QEE, quando sistemas fotovoltaicos são ligados às redes de distribuição, é a natureza intermitente de sua geração de energia elétrica, que pode causar sérios problemas, tais como: sobretensões, afundamentos de tensão, harmônicos e interharmônicos de tensão e corrente, desbalanço de tensão e corrente entre fases e emissão de flicker. Cabe às concessionárias de energia elétrica fiscalizar se as cogerações fotovoltaicas conectadas à rede de distribuição atendem aos requisitos mínimos determinados por normas de regulação da QEE [10].
De acordo com esta breve revisão bibliográfica, fica evidenciado que a análise do impacto da inserção de geração distribuída fotovoltaica em uma rede de distribuição de energia elétrica depende de vários fatores, como o grau de penetração ou o montante de potência fotovoltaica gerada, das características da curva de carga das unidades consumidoras (UCs), das características físicas da rede, das condições ambientais, entre outros. Desta forma, é praticamente impossível estabelecer regras gerais para todas as redes, em outras palavras, cada rede de distribuição merece ser avaliada com vistas a subsidiar a concessionária quando das solicitações de acesso.
Este artigo apresenta os estudos realizados em uma rede de distribuição de baixa tensão do município de Itumbiara-GO. No ranking estadual, Itumbiara encontra-se na terceira posição, atrás somente da capital Goiânia e da cidade de Anápolis. O ramal de BT escolhido, é constituído de 51 UCs alimentadas por uma rede compacta e um transformador de distribuição com potência nominal de 75 kVA. O sistema elétrico em estudo foi devidamente modelado e simulado no software OpenDSS.
As simulações computacionais tiveram por objetivo avaliar os níveis de tensão no secundário do transformador de distribuição, bem como, o carregamento do mesmo à medida que o nível de penetração de geradores fotovoltaicos sofresse acréscimo. Importante observar que o termo nível de penetração (NP) se refere à quantidade de geração fotovoltaica (NFV) instalada na rede secundária. A título de exemplificação, um NP igual a 50% equivale a 25 sistemas FV instalados.
Regulamentação da Qualidade da Energia Elétrica (QEE) no Brasil
As agências reguladoras de cada país determinam o conjunto de critérios mínimos da QEE para conexão de um empreendimento de geração ao sistema de distribuição. Os países do continente europeu, em geral, adotam as normas do padrão da International Electrotechnical Commission (Comissão Internacional de Eletrotécnica – IEC) [11]. Na América do Norte, no entanto, é empregado o conjunto de regras do Institute of Electrical and Electronics Engineers (Instituto de Engenheiros Eletricistas e Eletrônicos – IEEE) [12]. O Brasil, por sua vez, adota o módulo 8 do Prodist, criado pela Aneel para regulamentação da qualidade da energia elétrica [13].
Neste trabalho, os dados de simulações coletados no secundário de um transformador serão avaliados segundo os critérios apresentados no módulo 8 do Prodist, que dizem respeito aos limites de magnitude da tensão para um sistema de distribuição com tensão nominal inferior a 1 kV [13].
Nos sistemas de distribuição, a tensão pode ser controlada através dos taps dos transformadores abaixadores das subestações e das redes primárias, da inserção de elementos compensadores de reativos e da reconfiguração topológica.
Adicionalmente, a sobretensão também é nociva aos dispositivos eletrônicos. Enquanto a subtensão causa o desligamento de equipamentos, a sobretensão causa a queima dos componentes eletrônicos. Picos de tensão também são suficientes para danificar permanentemente elementos mais robustos como as máquinas elétricas, incluindo motores de indução e transformadores. Novamente, os prejuízos do cenário de sobretensão são imensuráveis. Devido à inserção de GDs na região analisada, neste estudo são esperados que a magnitude da tensão se mantenha elevada. Portanto, os casos de sobretensão com possibilidade de redução da vida útil do transformador em questão são mais prováveis.
A Aneel, através do Módulo 8 do Prodist, regulamenta as faixas aceitáveis para grandezas elétricas em regime estático e dinâmico. Em [13] são apresentadas as faixas de classificação de tensões em regime permanente, classificadas em Adequada, Precária e Crítica, de acordo com a Tabela I.
Materiais e métodos
A metodologia utilizada será a de modelagem e simulação. A modelagem envolve o uso de técnicas matemáticas para descrever o funcionamento de um sistema [14]. A rede de distribuição de energia elétrica será modelada no software OpenDSS. Os parâmetros associados à rede em estudo foram obtidos junto à concessionária local e posteriormente devidamente modelados de acordo com o software OpenDSS.
A investigação dos impactos da inserção de geração distribuída à rede é conduzida segundo as seguintes etapas:
Sistema de distribuição de baixa tensão
A rede de baixa tensão escolhida para os estudos consiste em um ramal secundário oriundo do alimentador 4 da subestação Itumbiara Velha, localizada no município de Itumbiara-GO. Este alimentador é conectado ao lado de baixa de um transformador de 20 MVA e tensões de 69 kV/13,8 kV. Seu tronco principal se estende por 12,4 km e supre a demanda de 7.293 UCs (5.464 residenciais, 1.591 comerciais, 9 industriais, 166 rurais e 63 outras instalações). O sistema conta, ainda, com 241 transformadores de distribuição e 43 transformadores particulares.
A rede de distribuição secundária está localizada no bairro Village Beira Rio, próximo ao campus do Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia de Goiás. A potência nominal do transformador é de 75 kVA e tensões de 380 V/220 V. Possui comprimento de 942 metros e alimenta cerca de 51 consumidores residenciais. O diagrama unifilar da rede de distribuição de baixa tensão é apresentado na Figura 1. As análises, aqui mostradas, são extraídas no secundário do transformador (ponto 100 da Figura 1).
Resultados e discussões
As análises foram realizadas a partir dos resultados das simulações no software OpenDSS, considerando o aumento gradativo da inserção de geradores fotovoltaicos (FV) em cada UC, de acordo com a Tabela II. Os geradores fotovoltaicos foram dimensionados a partir do consumo médio trimestral de cada unidade consumidora fornecido pela concessionaria e que garantisse o autoconsumo de cada uma das 51 UCs.
Considerando o contexto de inserção de GDs às redes de distribuição, é previsto um aumento na magnitude da tensão. Assim, é importante verificar se o aumento da tensão causada pela alocação de GDs nas cargas conectadas ao lado de baixa do transformador extrapole os limites estabelecidos pelo Prodist [13].
A Figura 2 tem por objetivo ilustrar o comportamento da tensão da fase A no secundário do transformador de distribuição, à medida que o número de UCs passa a instalar sistemas FV para atender ao seu respectivo autoconsumo de energia elétrica. Denomina-se por NFV o número de geradores fotovoltaicos instalados na rede de distribuição. O estudo foi conduzido considerando 51 cenários de simulação, onde o nível de penetração foi aumentando de 0% (sem FV) até 100% (51 FV). As simulações são realizadas ao longo de 24 horas.
A partir da Figura 2 pode-se constatar que à medida que aumenta o número de sistemas FV conectados à rede de distribuição, a tensão aumenta devido ao fluxo reverso de potência ativa injetada pelos inversores fotovoltaicos. Para corroborar esta condição operacional, a Figura 3 mostra a curva de carga e a irradiação solar referente ao sistema simulado, em pu. Observa-se que, no período de máxima produção de potência pelo sistema FV (12h50), o consumo é inferior à potência produzida pelo gerador, o que resulta na injeção desta potência excedente no sistema de distribuição. Em outras palavras, fica evidenciado que o fator de simultaneidade é relativamente baixo, o que provoca a reversão do fluxo de potência ativa injetada pelos geradores fotovoltaicos e, consequentemente, o aumento da tensão no ponto de conexão.
Vale enfatizar, também, que nas simulações computacionais optou-se por utilizar uma curva de irradiação que se caracteriza por sol pleno durante o dia, sem qualquer tipo de variabilidade decorrente da passagem de nuvens ou outra questão ambiental. Esta é a pior condição sob o ponto de vista de estudo de impactos quando o objetivo é avaliar os níveis de tensão no ponto de conexão da UC na rede de distribuição.
A Figura 4 mostra o carregamento trifásico do transformador para a condição operacional, onde se tem NP igual a 100%.
O gráfico da Figura 4 evidencia o fluxo reverso de potência ativa proveniente dos geradores FV instalados nas UCs. A consequência da existência do fluxo reverso é a elevação das tensões no ponto de conexão dos geradores fotovoltaicos e que reflete nas tensões trifásicas no secundário do transformador de distribuição. A Figura 5 apresenta o comportamento da tensão da fase A para duas condições operacionais limites, em um cenário em que não há geradores fotovoltaicos (NP=0%) e em um cenário limite com todas as UCs com FV (NP=100%).
Observando a Figura 5 é possível constatar que, em nenhum dos casos, a magnitude da tensão viola os limites impostos em [13]. Por outro lado, nota-se que a inserção massiva de geradores fotovoltaicos contribuiu para o ajuste da tensão que se encontrava abaixo do valor nominal, para valores mais próximos de 1,0 pu.
A Figura 6 apresenta os valores máximos das tensões no secundário do transformador (Van) em função do aumento do NP de sistemas FV para o momento de máxima geração FV que, de acordo com a curva de irradiação utilizada nas simulações, que ocorre por volta das 12h50. Conforme já mencionado, o conceito de NP adotado neste trabalho refere-se ao aumento gradual de GDs conectados nas respectivas UCs. Neste sentido, quando se tem NP igual a 51, significa que todas as UCs deste ramal de distribuição possuem sistemas FV conectados à rede, dimensionados para atender ao autoconsumo da própria UC (Tabela II).
Através da Tabela IV é possível comparar os níveis das tensões fase-neutro no secundário do transformador, onde NP=0 e NP=51.
A tabela IV mostra que a elevação das tensões no secundário do transformador resultou em tensões ainda dentro dos limites estabelecidos pelo Prodist [13]. Há que se observar que a subtensão existente com a ausência de sistemas fotovoltaicos (NP=0) foi suprimida à medida que tais sistemas foram instalados na rede de distribuição.
Considerando o horário de máxima produção de energia fotovoltaica, instante em que o fluxo reverso de potência também é máximo, podem-se obter alguns indicadores estatísticos com vistas a melhor ilustrar o comportamento da rede de distribuição. A Tabela V apresenta os valores:
Considerando a condição operacional em que todas as UCs possuem GDs, o valor máximo que a tensão apresenta no horário de máxima produção de energia é da ordem de 220,94 V. Observa-se que 95% dos valores de tensão no secundário do transformador foram menores que 220,89 V, valor este inferior ao limite máximo estabelecido pela Aneel [13], que é 231 V.
Outra variável de análise quando se avalia o impacto da instalação de geração FV nas redes de distribuição secundária é o carregamento do transformador de distribuição. É importante verificar se, na ocorrência de fluxo reverso de potência ativa, (o fator de potência do FV é adotado sendo igual a 1,0) o nível de carregamento do transformador se mantém abaixo de sua potência nominal. A Figura 7 mostra o perfil de potência ativa trifásica para a condição operacional onde o nível de penetração é igual a 0% e 100%.
Verifica-se que, na condição operacional em que NP=100%, a potência atinge valores acima da capacidade nominal do transformador.
É importante observar que o fluxo de potência provoca uma sobrecarga no transformador da ordem de 60% acima da sua potência nominal, ou seja, aproximadamente 120 kVA (40kVA em cada fase) em fluxo reverso. Isto demonstra a importância de se analisar a capacidade de hospedagem (hosting capacity) das redes de distribuição para estabelecer os limites e com isso evitar fenômenos como este acima apresentado.
Conclusões
A proposta deste trabalho é a investigação da magnitude de tensão e o sobrecarregamento em um transformador de distribuição em baixa tensão de um sistema real. O nível de tensão é medido, em ambiente de simulação, no secundário do transformador e no ponto de conexão da UC mais afastada do transformador. Os resultados apontam para o aumento da magnitude da tensão tanto no transformador quanto no ponto de conexão de interesse, mediante o aumento da potência instalada dos GDs.
A análise dos resultados obtidos permite concluir que o aumento da magnitude da tensão não viola o limite superior do Prodist para nenhum dos 51 casos de inserção de GDs, no sistema elétrico simulado.
Com relação ao carregamento do transformador, durante o período de injeção dos geradores, observa-se que o fluxo reverso é superior à potência nominal do transformador, caracterizando um cenário de sobrecarga.
Desta forma, este artigo aponta para a necessidade de analisar não só o nível de tensão como também o carregamento do transformador ao inserir GDs em sistemas de distribuição de energia elétrica.
Os autores agradecem ao CNPq pelo apoio financeiro.
Referências bibliográficas
Autores:
Por Leonardo Brito, Getúlio Santos Júnior e Olívio Souto, professores no Instituto Federal de Goiás (IFG).
Por Sérgio Silva, professor no Instituto Federal do Triângulo Mineiro (IFTM).
Por Fernando Nunes Belchior, professor na Universidade Federal de Goiás (UFG).
