AN ASSESSMENT OF THE TECHNICAL AND ECONOMIC IMPACTS ON THE OPERATION OF DISTRIBUTION SYSTEMS DUE TO THE INSERTION OF PHOTOVOLTAIC GENERATING UNITS INTO THE DISTRIBUTION NETWORK
REGISTRO DOI: 10.69849/revistaft/fa10202501071634
Kátia Lopes Silva1
Mauro Hemerly Gazzani2
Matheus Marchiori Silva Demétrio Jorge3
RESUMO
As fontes de energia em ascensão são agora caracterizadas por sua proximidade às cargas consumidoras, abandonando o modelo anterior centralizado. Esse novo paradigma é conhecido como Geração Distribuída (GD). Com o crescimento exponencial das conexões desde a REN.482/2012, a Geração Distribuída está provocando mudanças no sistema elétrico, as quais precisam ser analisadas para garantir a dinâmica da estabilidade entre carga e geração. Nesse contexto, aspectos como o fenômeno da estabilidade de tensão, a quantidade de perdas técnicas e os dados de curto-circuito do sistema tornam-se estudos cruciais para assegurar o fornecimento contínuo e de qualidade de energia elétrica. Este estudo realiza uma análise dos impactos das mudanças abruptas no fluxo da geração, especialmente provenientes de usinas solares e eólicas, no sistema de distribuição. A avaliação desses impactos auxiliará na identificação de potenciais riscos e desafios na integração dessas gerações no Sistema Interligado Nacional (SIN) e contribuirá para o desenvolvimento de estratégias destinadas a minimizar esses impactos. A análise dos resultados dos estudos de caso permitiu a avaliação dos impactos na rede de distribuição decorrentes da integração da geração distribuída fotovoltaica, fornecendo informações sobre perdas técnicas, níveis de tensão, incidências de sobretensão e carregamento dos condutores.
Palavras-chave Geração distribuída. Energia solar. Energia eólica. Sistema elétrico.
ABSTRACT
Rising energy sources are now characterized by their proximity to consumer loads, abandoning the previous centralized model. This new paradigm is known as Distributed Generation (DG). With the exponential growth of connections since REN.482/2012, Distributed Generation is causing changes in the electrical system, which need to be analyzed to guarantee the dynamics of stability between load and generation. In this context, aspects such as the phenomenon of voltage stability, the number of technical losses and system short-circuit data become crucial studies to ensure the continuous and quality supply of electrical energy. This study analyzes the impacts of abrupt changes in the generation flow, especially from solar and wind plants, on the distribution system. The assessment of these impacts will help identify potential risks and challenges in the integration of these generations into the National Interconnected System (SIN) and will contribute to the development of strategies designed to minimize these impacts. The analysis of the results of the case studies allowed the assessment of the impacts on the distribution network resulting from the integration of photovoltaic distributed generation, providing information on technical losses, voltage levels, overvoltage incidences and conductor loading.
Keywords: Distributed Generation. Solar energy. Wind energy. Electrical system.
INTRODUÇÃO
Nas últimas décadas, a ênfase no suprimento da demanda por energia elétrica tem se concentrado em empreendimentos que utilizam fontes renováveis. Entre as principais fontes sustentáveis destacam-se a solar, eólica e biomassa, as quais são abundantemente disponíveis, permitindo a implementação de diversas unidades geradoras nas cidades ou em suas proximidades. Essas unidades operam, em geral, conectadas aos sistemas de distribuição de média e baixa tensão. O conjunto dessas unidades geradoras é comumente referido como Geração Distribuída (GD).
Desta forma, Geração distribuída (GD) é o termo dado à energia elétrica gerada no local de consumo ou próximo a ele, sendo válida para diversas fontes de energia renováveis, como a energia solar, eólica e hídrica. Ela se difere da geração centralizada, que é composta por usinas de grande porte, que são conectadas ao Sistema Interligado Nacional (SIN), o sistema elétrico que leva energia ao consumo por meio de uma rede de transmissão e distribuição.
No Brasil, a definição de geração distribuída está estabelecida nos incisos XI e XIII do Art. 1º da LEI Nº 14.300, DE 6 DE JANEIRO DE 2022, que instituiu o marco legal da microgeração e minigeração distribuída, assim como o Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE). A microgeração distribuída é caracterizada como uma central geradora de energia elétrica, com potência instalada em corrente alternada de até 75 kW, utilizando cogeração qualificada, de acordo com as normas da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), ou fontes renováveis de energia elétrica. Essa central está conectada à rede de distribuição de energia elétrica por meio de instalações de unidades consumidoras. Por outro lado, a minigeração distribuída é uma central geradora de energia elétrica renovável ou de cogeração qualificada que não se qualifica como microgeração distribuída. Sua potência instalada em corrente alternada varia de mais de 75 kW até 5 MW para fontes despacháveis e até 3 MW para fontes não despacháveis, conforme regulamentação da Aneel. Essa central também está conectada à rede de distribuição de energia elétrica por meio de instalações de unidades consumidoras. (BRASIL,2022).
Segundo o EPE (2023), em 2022, a micro e minigeração distribuída atingiu 18.423 GWh com uma potência instalada de 17.325 MW, com destaque para a fonte solar fotovoltaica, com 17.378 GWh e 17.006 MW de geração e potência instalada, respectivamente.
A GD apresenta grandes benefícios para o Brasil tais como: 1) Diversificação da matriz energética; 2) São evitadas perdas por transmissão de energia, considerando que a geração distribuída é disponibilidade próxima ao consumo; 3) Geração de empregos de qualidade: 30 empregos diretos e 3,1 empregos indiretos por MW instalado; 4) Possibilidade de desenvolver cadeia produtiva nacional; 5) Equilíbrio de cargas no sistema, na rede de distribuição e na fronteira com a rede básica; 6) Matriz energética mais sustentável; 7) Melhor aproveitamento dos recursos; 8) Mais eficiência energética nos empreendimentos. (PORTAL SOLAR, 2023)
A GD tem características diferentes da geração de energia convencional, principalmente devido à sua natureza intermitente e variável e a qualidade de energia elétrica (QEE) tem sido severamente afetada pelo aumento do número de sistemas ligados a rede de distribuição. Nunes (2017) enumerou os seguintes distúrbios relacionados QEE que podem ocorrer com a alta penetração de sistemas fotovoltaicos e eólicos na rede elétrica: harmônicos, sobretensões, flutuação de tensão, desequilíbrio de tensão e corrente, fator de potência.
A regulação da Qualidade da Energia Elétrica (QEE) no Brasil é baseada no módulo 8 do Prodist, desenvolvido pela Aneel para normatizar a qualidade da energia elétrica (ANEEL, 2017). Neste módulo, a ANEEL estabelece as faixas aceitáveis para grandezas elétricas em regime estático e dinâmico. As categorias de classificação de tensões em regime permanente são designadas como Adequada, Precária e Crítica, dependendo da faixa de tensão monitorada.
Neste contexto, o objetivo deste estudo exploratório é analisar os impactos das mudanças abruptas no fluxo da geração de usinas eólicas e principalmente solares possam causar no sistema de distribuição. A análise desses impactos ajudará a identificar potenciais riscos e desafios na integração destas gerações no SIN e ajudará a desenvolver estratégias para minimizar esses impactos.
Para tanto, este trabalho apresenta uma revisão bibliográfica sobre a qualidade de energia elétrica oferecida pela geração distribuída, a luz da legislação pertinente do setor elétrico. Com base nas análises realizadas, é possível avaliar o impacto da geração distribuída no desempenho do sistema e deste modo apontar as medidas corretas para evitar colapso dos sistemas e consequentes apagões.
ESTADO DA ARTE
As redes inteligentes, também conhecidas como smart grids, desempenham um papel fundamental na modernização e eficiência do sistema elétrico brasileiro. Elas representam uma evolução significativa em relação às redes elétricas convencionais, incorporando tecnologias avançadas de comunicação e monitoramento para otimizar a geração, transmissão e distribuição de energia.
A importância das redes inteligentes no sistema elétrico brasileiro pode ser destacada por diversos motivos, destacando-se dentre eles a Melhoria da Eficiência Energética: As smart grids permitem uma gestão mais eficiente da energia, reduzindo perdas durante a transmissão e distribuição, o que contribui para uma utilização mais racional dos recursos energéticos do país; e a Integração de Energias Renováveis: Com o crescente interesse em fontes de energia renovável, como solar e eólica, as smart grids facilitam a integração dessas fontes intermitentes à rede elétrica, garantindo uma operação estável e confiável. Além do empoderamento do Consumidor: As smart grids permitem uma maior interação entre os consumidores e o sistema elétrico, possibilitando a implementação de tarifas dinâmicas e programas de eficiência energética que incentivam um consumo mais consciente e sustentável.
Entretanto, ocorrem alguns problemas com esta inserção de gerações próximas ao consumidor, as quais podem gerar uma maior complexidade do planejamento e na operação do sistema elétrico, uma vez, o sistema foi projetado para operar de forma centralizada. Neste cenário, a geração distribuída pode causar diversos impactos como níveis de curto-circuito, níveis de tensão, fluxo de potência, confiabilidade, ilhamento, harmônicos, entre outros. Dessa forma, com o aumento da geração distribuída fotovoltaica é necessário buscar entender os possíveis impactos causados por esta. Neste contexto, pode-se citar vários estudo e trabalhos que forma realizados nos últimos anos:
Nunes (2017) realizou um estudo através dos indicadores da QEE (Qualidade de Energia Elétrica) para os vários níveis de potência inseridos a rede elétrica. Em sistemas reais, existem diversos problemas de QEE, como variações de tensão, corrente ou frequência, que podem causar falhas ou operações incorretas nos equipamentos dos consumidores. Os resultados mostraram que com o aumento da geração distribuída, especialmente de sistemas fotovoltaicos, a influência dessas fontes no desempenho do sistema e na preservação da QEE é uma preocupação crescente. Os principais distúrbios relacionados à QEE decorrentes da geração distribuída incluem harmônicos, sobretensões, flutuação de tensão, desequilíbrio de tensão e corrente, e fator de potência.
Lima (2021) em seu trabalho de conclusão de curso apresentou um estudo para identificação dos possíveis impactos causados devido à inserção de geração distribuída fotovoltaica em um sistema de distribuição real. Este estudo baseia-se na metodologia de Monte Carlo em que são gerados diversos cenários com variação na localização e na penetração das gerações distribuídas (GD), além de variar o perfil de consumo diário dos consumidores. A análise foi realizada utilizando o software de simulação Open Distribution System Simulator (OpenDSS) juntamente com a linguagem de programação Python, utilizando a interface Component Object Model (COM) como forma de conexão entre o código de programação e o software. A partir disso, é possível observar que para determinados níveis de penetração as perdas do sistema se tornam menores, no entanto, em níveis mais elevados estas perdas tendem a aumentar. Além disso, foi observado quando se tem uma quantidade muito elevada de geração, pode-se haver o aumento da tensão, gerando sobretensões na rede. Além disso, o carregamento dos condutores diminui conforme é inserida a GD na rede. Por fim, percebe-se que a inserção da geração distribuída fotovoltaica pode trazer resultados positivos ou negativos, dependendo do seu nível de penetração.
Djambolakdjian (2022) Conduziu-se uma análise avaliativa dos impactos resultantes da integração de geração distribuída fotovoltaica em redes de distribuição de baixa tensão, abrangendo diferentes taxas de penetração, capacidades de alocação e considerações sobre sazonalidade tanto para a geração quanto para a carga. Essa avaliação foi conduzida por meio de simulações numéricas realizadas no programa OpenDSS. Utilizou-se um sistema de testes baseado no padrão IEEE, no qual foram examinados cenários que contemplavam dias de verão e inverno, levando em consideração diversas condições de irradiação, como dias com céu claro e nublado. Adicionalmente, foram consideradas as variações sazonais na carga, especialmente observadas em municípios com significativa flutuação populacional, exemplificado pelo município de Tramandaí, situado no litoral norte do Rio Grande do Sul. Durante a análise, foram avaliados os perfis de tensão, a carga nos condutores e transformadores, bem como as perdas ao longo da rede. Os resultados indicaram que, nos cenários examinados, a integração de geração distribuída fotovoltaica influenciou os níveis de tensão e as perdas no sistema. Contudo, os critérios considerados como possíveis limitantes, tais como os níveis de tensão e o carregamento do transformador e dos condutores, não foram ultrapassados.
Figueiredo (2022) realizou um estudo da interferência da geração distribuída solar fotovoltaica na reconfiguração do sistema para o balanceamento das cargas entre os alimentadores e ainda nos parâmetros de qualidade de energia. Para isso será utilizado o algoritmo de Troca de Ramos em uma rede simulada dentro de um software chamado ASD, onde é possível se calcular o fluxo de potência entre alimentadores, perda de energia do sistema, níveis de tensão e ainda executar manobras de chaveamento com o objetivo de balancear as cargas da rede através da reconfiguração e do algoritmo citado. Os resultados mostram que a inclusão da geração distribuída na rede analisada diminui a necessidade de chaveamentos de reconfiguração, para que se obtenha níveis de perdas e de tensão similares aos de uma rede sem geração distribuída.
Brito et al. (2022) publicaram um artigo sobre os estudos realizados em uma rede de distribuição de baixa tensão do município de Itumbiara-GO. Conforme os autores, 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 unidades consumidoras (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. A proposta do trabalho foi 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. Em 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.
Lewandowski (2023) realizou uma análise dos impactos e alterações na rede elétrica do crescimento da utilização de painéis fotovoltaicos, em consumidores ligados a rede de baixa tensão e demonstrou através de fluxo de potência, simulando no programa OpenDSS, os resultados dessas alterações. Para isso foi feita uma revisão dos efeitos que a geração distribuída terá na rede elétrica, assim como sua condição atual. Após isso, foi feita a simulação no programa OpenDSS. Esse simulador foi utilizado devido a utilizar o método QSTS, onde são analisadas transações de estado assim como o efeito de dispositivos de controle, estes quase sempre presentes em fontes de geração distribuída; as simulações mostraram os comportamentos do sistema elétrico com e sem geração distribuída. A partir desses resultados análises qualitativas dos efeitos foram estudadas. Como resultados, tem-se que uma comparação dos fluxos de potência mostrou que o alimentador sofreu uma redução de mais de 5% da sua demanda com a adição das GDs, assim como o número de subtensões foi reduzido em 4,7%, apesar disso as perdas em distribuição aumentaram em 1%, no entanto devido a diminuição da demanda do alimentador as perdas em transmissão irão reduzir.
Souza (2023) analisou em seu trabalho o desempenho do controle de frequência elétrica do SIN em condições específicas. Foram utilizados dados de carga e geração fornecidos pelo ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) e dados de frequência elétrica adquiridos por Unidade de Medição Fasorial (PMU na sigla em inglês). A análise dos dados mostrou que a frequência elétrica apresenta maior dispersão durante períodos com mais geração eólica, indicando menor número de geradores síncronos em operação. No entanto, para variações rápidas da frequência, ocorreu o oposto, com maior dispersão em períodos de menor geração eólica. Embora não tenha sido observada degradação no controle da frequência no SIN com a composição atual da matriz de geração, com a expansão da geração eólica e fotovoltaica requer acompanhamento e planejamento. Souza (2023) também menciona, que Austrália, por exemplo, enfrenta dificuldades nesse aspecto e está considerando o uso de tecnologias de armazenamento. Os resultados destacam a importância das PMUs na análise do desempenho do SIN.
Os estudos sobre a inserção de sistemas fotovoltaicos e de geração distribuídas dos vários autores apresentados, mostram a importância do assunto e as oportunidades científicas de análise e investigação relacionadas à sazonalidade. Esta pode estar tanto relacionada à disponibilidade da fonte renovável e as oscilações de consumo da região, o que é traduzido por uma flutuação da carga no sistema dependendo do período. Os trabalhos citados mostram os impactos da inserção de geração distribuída em função da variação de carga e as opções que podem contribuir para amenizar os efeitos observados.
FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
Qualidade de energia elétrica (QEE)
Conforme Lopez (2013) A qualidade de energia refere-se à capacidade de uma rede elétrica fornecer eletricidade de forma estável, confiável e sem distorções aos consumidores.
Ela é fundamental para o funcionamento adequado de equipamentos e dispositivos elétricos. Os principais aspectos da qualidade de energia incluem: Estabilidade de Tensão: A tensão elétrica deve permanecer dentro dos limites especificados, evitando flutuações que possam danificar equipamentos sensíveis. Frequência Elétrica: A frequência da energia elétrica deve ser mantida constante, geralmente a 60 Hz no Brasil, para garantir o funcionamento adequado dos dispositivos. Ausência de Interrupções: Interrupções no fornecimento de energia devem ser minimizadas para evitar impactos negativos na operação de equipamentos e nos negócios. Ausência de Harmônicos: A presença de harmônicos, distorções na forma de onda da tensão ou corrente, pode prejudicar dispositivos sensíveis, como computadores e eletrônicos. Equilíbrio de Fases: Em sistemas trifásicos, o equilíbrio de tensão e corrente entre as fases é importante para garantir uma operação adequada. Qualidade de Onda: A forma de onda da tensão elétrica deve ser senoidal, sem irregularidades que possam afetar dispositivos sensíveis. Supressão de Surto: A rede elétrica deve ser projetada para proteger contra surtos de tensão causados por descargas atmosféricas, manobras de chaveamento, entre outros. Variação de Tensão: Flutuações temporárias de tensão, como picos e afundamentos, podem afetar dispositivos sensíveis. A qualidade de energia busca limitar essas variações. Falta de Energia Transitória: Momentâneas quedas de energia podem ocorrer, causando desligamentos breves. É importante que os sistemas sejam projetados para lidar com essas situações.
Segundo Mehl (2005) os distúrbios de tensão pode ser classificados como a seguir:
Dentro dos distúrbios referentes às oscilações de tensão, tem-se os distúrbios tipo impulso, oscilações transitórias, variações no valor eficaz (de curta ou longa duração), desequilíbrio de tensão e Curso de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica 2 distorções na forma de onda. Estes distúrbios representam desvios em regime da forma de onda, em relação a onda teórica puramente senoidal. (MEHL, 2005, p.1)
Qualquer modificação na forma de onda, magnitude (incluindo fase e ângulo) e frequência da tensão e/ou corrente elétrica é considerada uma alteração na qualidade do fornecimento de energia elétrica. Embora essas questões não fossem prontamente identificadas ou tivessem impacto significativo no sistema no século XX, atualmente tornaram-se extremamente relevantes para o setor, uma vez que estão provocando efeitos anormais e prejudiciais nos componentes conectados à rede. Além disso, enfrentamos consideráveis desafios na identificação da fonte e dos responsáveis por tais perturbações (DUGHAN; MCGRANAGHAN; BEATY, 1996)
Neste contexto, O crescimento da geração distribuída no Brasil traz desafios à qualidade da energia elétrica, sendo sua influência dependente da maneira como é implementada e integrada à rede. Embora, em muitas situações, essa forma de geração contribua para aprimorar a qualidade da energia, é fundamental um planejamento meticuloso e regulamentações adequadas para otimizar tais benefícios.
Regulamentação da Qualidade da Energia Elétrica no Brasil
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) é responsável por regulamentar, definir a terminologia e os indicadores, e, também, caracterizar os fenômenos de QEE. Além disso, ela é responsável por estabelecer os limites, valores de referência e a metodologia de medição.
Em 2021, a ANEEL publicou a RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021, a qual estabelece os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, revogando as Resoluções Normativas nº 395, de 15 de dezembro de 2009; nº 424, de 17 de dezembro de 2010; nº 432, de 5 de abril de 2011 e dá outras providências. (ANEEL,2021)
No Anexo VIII , o Módulo 8 – QUALIDADE DO FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA do PRODIST (Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional) (ANEEL,2021) é responsável por estabelecer as normas e procedimentos para garantir a qualidade da energia elétrica em sistemas de distribuição de energia elétrica no Brasil. Conhecer estas normas é fundamental para profissionais que atuam no setor elétrico, pois elas estabelecem os requisitos mínimos de qualidade de energia elétrica que devem ser observados pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica.
No contexto dos limites de magnitude da tensão em um sistema de distribuição, o Módulo 8 – QUALIDADE DO FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA do PRODIST (ANEEL, 2021) estabelece as faixas aceitáveis para grandezas elétricas tanto em regime estático quanto dinâmico. Dentro desse contexto, são delineadas as faixas de classificação de tensões em regime permanente, categorizadas como Adequada, Precária e Crítica. Os limites de Tensão de Leitura (TL) variam conforme a tensão nominal, também denominada Tensão de Referência (TR).
A Tabela 1 mostra o exemplo para Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou superior a 230 kV:
Fonte: ANEEL (2021)
A QEE no que se refere a GD, devido ao seu caráter intermitente de geração de energia, por exemplo, nos sistemas fotovoltaicos. Dada a esta característica, faz-se necessário saber se esta geração está sendo conforme os limites de qualidade definidos pelos PRODIST (ANEEL,2021).
ESTUDOS DE CASO
O relatório consolidado do Balanço Energético Nacional – BEN (EPE,2023) documenta e divulga, anualmente, extensa pesquisa e a contabilidade relativas à oferta e consumo de energia no Brasil, contemplando as atividades de extração de recursos energéticos primários, sua conversão em formas secundárias, a importação e exportação, a distribuição e o uso final da energia. Segundo o relatório:
O Brasil dispõe de uma matriz elétrica de origem predominantemente renovável, com destaque para a fonte hídrica. Considerando que quase a totalidade das importações são oriundas da usina de Itaipu, a fonte hídrica participou com 64% da oferta interna de energia elétrica em 2022. As fontes renováveis representam 88% da oferta interna de eletricidade no Brasil, que é a resultante da soma dos montantes referentes à produção nacional mais as importações, que são essencialmente .de origem renovável. (EPE, 2022, p.13)
A figura 1 mostra a matriz elétrica brasileira em 2022 e sua comparação com o ano de 2021. Nota-se um aumento das fontes de energia Solar e eólica. No caso da fonte solar, a participação dobrou e foi para 4,4%.
Figura 1 – Matriz Brasileira em 2022
Fonte: BEN (EPE,2023, p.35)
Desse modo, o modelo representado na figura 2 ilustra a configuração para geração distribuída. Essa modalidade de geração pode utilizar fontes como energia solar, eólica, biomassa ou pequenas centrais hidrelétricas. Exemplos de geradores distribuídos incluem sistemas fotovoltaicos instalados nos telhados de residências e empresas, caracterizando-se como mini ou micro usinas que geram energia para consumo próprio. Os geradores distribuídos operam em paralelo com a rede elétrica convencional, o que implica que o consumidor é alimentado simultaneamente pela rede elétrica e pelo seu próprio gerador.
Dentre todas as fontes, a solar fotovoltaica é a mais propícia para a geração distribuída, pois é possível gerar energia elétrica em qualquer área onde seja possível instalar módulos fotovoltaicos.
Figura 2 – Matriz Brasileira em 2022
Fonte: BEN (EPE,2023, p.35)
A Geração Distribuída já se concretizou como uma realidade tanto no Brasil quanto no cenário global. A incorporação dessas fontes de energia enfrenta desafios, especialmente no que diz respeito à operação do Sistema Elétrico, especialmente diante das expectativas de um aumento significativo da participação dessas fontes nas matrizes energéticas dos países.
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) publicou a Resolução Normativa (REN) nº 1.059/2023, responsável por regulamentar a Lei nº 14.300/2022. Além de modificar outras resoluções, ela altera a REN nº 1.000/2021 no que diz respeito à conexão e faturamento de centrais de micro e minigeração distribuída (MMGD) em sistemas de distribuição de eletricidade, além de aprimorar as regras do Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE).
A resolução normativa da ANEEL Nº 1.059, DE 7 DE FEVEREIRO DE 2023, revogou a resolução a RN 482/2012 que criou no país a modalidade de geração distribuída conectada à rede elétrica de baixa tensão, permitindo que pessoas físicas e jurídicas possam gerar sua própria energia elétrica e se conectar ao sistema elétrico de forma fácil e sem muita burocracia.
A RN 1059/2023 aprimora as regras para a conexão e o faturamento de centrais de microgeração e minigeração distribuída em sistemas de distribuição de energia elétrica, bem como as regras do Sistema de Compensação de Energia Elétrica; altera as Resoluções Normativas n° 920, de 23 de fevereiro de 2021, 956, de 7 de dezembro de 2021, 1.000, de 7 de dezembro de 2021, e dá outras providências
A geração distribuída de energia registra um avanço rápido no Brasil a partir das instalações de sistemas fotovoltaicos, os quais correspondem a mais de 99% do setor. Eles estão se transformando na melhor solução em um país com altos índices de insolação, e no qual as tarifas de energia elétrica são muito elevadas, encarecendo as contas de luz.
Os projetos de energia fotovoltaica conseguem suprir qualquer nível de demanda. Não importa se estamos falando de uma pequena casa ou de uma grande indústria. A economia gerada pode chegar a 95% nas contas de luz — é uma solução que protege contra a inflação do setor de energia elétrica.)
Segundo o infográfico a Absolar (2023) mostrado na figura 3, O Brasil adicionou 9.3 GW em energia solar fotovoltaica em 2022, mostram dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Com o acréscimo, a capacidade operacional da fonte superou 23 GW no País, registrando um avanço de quase 66% no período.
Neste cenário, vários trabalhos apresentaram estudos de caso com objetivo de analisar os impactos da GD na qualidade de energia oferecida pelo sistema integrado nacional (SIN).
Figura 3 – Matriz Brasileira em 2022
Fonte: Absolar (2023)
Estudo de caso 1 – Itumbiara-GO
A rede de baixa tensão escolhida (BRITO, 2022) 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, 9industriais, 166 rurais e 63 outras instalações). O sistema conta, ainda, com 241 transformadores de distribuição e 43 transformadores particulares.
Nesta simulação utilizando o software OpenDSS, no qual a rede de distribuição de energia elétrica foi modelada e os parâmetros associados à rede em estudo foram obtidos junto à concessionária local.
Foi examinado o impacto da integração de geração distribuída fotovoltaica no perfil de tensão de vários barramentos, com ênfase particular no secundário do transformador de distribuição. Além disso, realizou-se uma análise do carregamento do transformador para cada nível de penetração, seguida por uma comparação dos resultados obtidos nos distintos cenários simulados. A figura 4 mostra o sistema de distribuição de energia simulado,
Figura 4 – sistema de distribuição de energia simulado
Fonte: Brito (2022)
Na Tabela 2, é apresentado um dos resultados da simulação, considerando a condição operacional em que todas as Unidades Consumidoras (UCs) possuem Gerações Distribuídas (GDs). O valor máximo observado para a tensão durante o pico de produção de energia é aproximadamente 220,94 V. É importante observar que 95% dos valores de tensão no secundário do transformador foram inferiores a 220,89 V, um patamar abaixo do limite máximo estabelecido pela Aneel, que é de 231 V.
Tabela 2 – Comparativo dos níveis de tensão mínima, média, máxima e percentil 95% no secundário do transformador
Fonte: Brito (2022)
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.
Estudo de caso 2 – Litoral Norte/Nordeste do Rio Grande do Sul – RS
No estudo de caso conduzido por Djambolakdjian (2022), optou-se por analisar uma rede de baixa tensão devido à proliferação expressiva de sistemas fotovoltaicos residenciais no Brasil nos últimos anos. Atualmente, a maior parte da capacidade de geração distribuída fotovoltaica instalada refere-se a sistemas em baixa tensão. Quanto à localização, a escolha recaiu sobre a região do Litoral Norte/Nordeste do Rio Grande do Sul, em particular o município de Tramandaí. Este foi selecionado devido ao seu perfil de carga característico, marcado por sazonalidade e um notável aumento populacional durante os meses de verão. Adicionalmente, Tramandaí destaca-se por abrigar uma considerável quantidade de sistemas instalados na modalidade de autoconsumo remoto, e é também o município onde está situado o Campus Litoral Norte da UFRGS.
A infraestrutura adotada foi o sistema de testes IEEE European Low Voltage Test Feeder. Este sistema é fundamentado em uma rede de distribuição real europeia, apresentando níveis de tensão de linha de 11 kV e 416 V, além de um transformador com capacidade de 800 kVA e operação à frequência de 50 Hz. A escolha dessa rede foi motivada pelo seu caráter representativo de um sistema de baixa tensão de pequeno porte, compreendendo um transformador e cinquenta e cinco cargas. Cada carga conectada simboliza um consumidor final vinculado em baixa tensão.
Para integrar os sistemas fotovoltaicos à rede, adotou-se o modelo previamente incorporado no OpenDSS, o qual requer como entrada curvas de temperatura, irradiância, eficiência em relação à temperatura e potência de entrada do inversor. Os detalhes referentes ao número de Unidades Consumidoras (UCs) com Sistemas Fotovoltaicos (SFVs), assim como a potência total instalada dos geradores em cada fase, estão especificados na Tabela 3.
Tabela 3 – Quantidade e potência consideradas dos geradores
Fonte: Djambolakdjian (2022)
O estudo revelou que a incorporação de geração fotovoltaica gera modificações no perfil de tensão da rede em regime permanente. Desse modo, a influência da geração fotovoltaica pode tanto beneficiar quanto prejudicar os indicadores de tensão, dependendo da potência total instalada e da localização dos geradores. Adicionalmente, a integração de geração fotovoltaica contribui para a redução das perdas técnicas até um certo ponto de penetração, contudo, ao ultrapassar esse limite, pode até mesmo aumentá-las.
A Figura 5 ilustra o perfil de tensão ao longo do dia na linha 675 durante o verão, apresentando condições de céu limpo (a) e em um dia nublado (b). Destaca-se de maneira mais pronunciada a influência do recurso solar sobre o sistema; na Figura 5 (b), observa-se uma súbita queda de tensão às 15:00h durante o dia nublado, possivelmente atribuível ao bloqueio parcial do sol. Essa observação é corroborada pela curva de irradiância referente ao dia nublado investigado durante o verão.
Figura 5 – Perfil de tensão ao longo do dia na linha 675 durante o verão com céu limpo (a) e em dia nublado (b).
Fonte: Djambolakdjian (2022)
No que se refere às perdas técnicas, a Figura 6 exibe os gráficos durante o período de inverno, e observa-se que não há variações substanciais até o nível de 50%. A partir desse ponto, evidencia-se um incremento nas perdas técnicas, o qual é proporcional à integração dos sistemas fotovoltaicos. Percebe-se que, até certo limiar, a incorporação dos sistemas fotovoltaicos contribui positivamente para a diminuição dos valores observados. Nesse contexto, as perdas técnicas no sistema em estudo atingem seu valor mínimo com uma penetração de 50%, e a partir desse ponto, tendem a aumentar devido à inserção de potência ativa do SFV ultrapassando a carga do sistema, embora permaneçam abaixo dos valores obtidos no cenário base.
Figura 6 – Perdas diárias durante o verão e Inverno
Fonte: Djambolakdjian (2022)
Estudo de caso 3 – Cidade de Tramandaí, Rio Grande do Sul
A rede elétrica (LIMA, 2021) sob investigação foi cedida pela CEEE-D (Equatorial) e corresponde a um alimentador na cidade de Tramandaí, Rio Grande do Sul. As curvas de carga empregadas representam um dia útil de janeiro, escolhido por refletir o período de carga mais elevada com a máxima demanda no alimentador. Este sistema abrange 9.775 barramentos, 16.868 cargas conectadas em baixa tensão (BT) e 26 em média tensão (MT), operando a uma frequência de 60 Hz. Ao realizar o cálculo do fluxo de potência considerando um ciclo diário, as perdas ativas resultaram em 119,531 kW (4,273%). No que tange às tensões, a máxima registrada foi de 1 pu, enquanto a mínima atingiu 0,86747 pu, indicando a ausência de sobretensão e a ocorrência de subtensão.
Mediante uma análise estocástica empregando o método de Monte Carlo, os perfis de carga foram ajustados, incluindo os consumidores com geração distribuída fotovoltaica e a potência total de geração. Com base nessas modificações, foi conduzido um estudo para avaliar os impactos na rede decorrentes de diferentes níveis de conexão de geração distribuída.
A Figura 7 exibe as perdas técnicas percentuais resultantes das simulações. À medida que a penetração da geração aumenta, observa-se uma redução nos valores de perdas, atingindo seu ponto mínimo em 40% de potência de geração, com cerca de 3,4% de perdas. No entanto, a partir desse ponto, as perdas começam a aumentar à medida que a quantidade de geração distribuída fotovoltaica aumenta, eventualmente ultrapassando os valores do cenário sem GD. A partir de 80% de geração fotovoltaica inserida, os valores de perdas começam a exceder os do caso base. Isso destaca que a incorporação de geração fotovoltaica, no caso analisado, pode contribuir para a redução das perdas até um determinado nível de penetração. Contudo, conforme a geração atinge níveis significativamente altos, ela passa a contribuir para um aumento nas perdas.
Figura 7 – Perdas técnicas percentuais obtidas nas simulações
Fonte: Lima (2021)
No que concerne às tensões máximas e mínimas resultantes da simulação, os dados estão apresentados na Figura 8. Nos pontos marcados em azul, são destacados os valores máximos e mínimos de tensão nas barras de carga para cada um dos cenários simulados. A linha vermelha indica os limites máximos e mínimos conforme o Módulo 8 do PRODIST para prevenir sobretensão e subtensão. A observação revela que, a partir de uma penetração de 40%, começam a surgir valores de tensão superiores a 1,05 pu, indicando o início de sobretensões. Este ponto de penetração está em concordância com o observado nos casos de perdas técnicas.
Figura 8 – Tensões máximas e mínimas obtidas na simulação
Fonte: Lima (2021)
Estudo de caso 4 – Perturbação do dia 15/08/2023 às 08h30min, que teve início com o desligamento automático da LT 500 kV Quixadá – Fortaleza II
Este relatório (ONS, 2023) tem a finalidade de apresentar os resultados da análise da perturbação do dia 15/08/2023 às 08h30min, que teve início com o desligamento automático da LT 500 kV Quixadá – Fortaleza II, somente no terminal de Quixadá, durante operação normal, provocado por atuação do seu sistema de proteção, sem a incidência de curto-circuito no sistema elétrico. A Figura 9, apresenta o diagrama esquemático da área de origem da perturbação.
Figura 9 – Diagrama esquemático da área de origem da perturbação
Fonte: ONS (2023)
Verificou-se uma significativa diminuição de tensão na região, afetando os sistemas de 230 kV e 500 kV, devido à abertura de diversas linhas de transmissão. Esse evento resultou na separação abrupta dos Subsistemas Norte, Nordeste e Acre/Rondônia do restante do Sistema Interligado Nacional (SIN).
As análises conduzidas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) indicam que a acentuada queda de tensão, observada após a perda de uma única linha de transmissão, foi ocasionada pelo desempenho inesperado dos parques eólicos e fotovoltaicos em campo. Esse desempenho foi substancialmente inferior ao previsto pelo ONS em seus estudos, os quais se baseiam nos modelos matemáticos fornecidos pelos agentes ao ONS.A Figura 10 apresenta o diagrama do SIN com os valores de geração, carga e intercâmbios durante a situação pré-ocorrência, no minuto anterior ao evento das 08h30 do dia 15/08/2023.
Figura 10 – Situação do sistema às 08h30, instante anterior à ocorrência do dia 15/08/2023
Fonte: ONS (2023)
A perturbação teve início às 8h30min36,946s com a abertura do terminal de Quixadá da Linha de Transmissão (LT) 500 kV Quixadá – Fortaleza II, sem a ocorrência de curto-circuito no sistema elétrico. O desligamento foi causado pela ativação acidental da lógica de fechamento sob falta (Switch Onto Fault – SOTF) do sistema de proteção principal do terminal de Quixadá da linha de transmissão. Vale ressaltar que a mesma função foi iniciada na cadeia de proteção alternada; no entanto, dentro da margem de erro de medição, o disparo foi emitido inicialmente pela cadeia principal.
Após a abertura da LT 500 kV Quixadá – Fortaleza II, ocorreu uma redistribuição do fluxo de potência na região Nordeste, com afundamento de tensão no tronco de 230 kV da região do Ceará e em algumas barras de 500 kV, principalmente nas subestações entre Boa Esperança, São João do Piauí, Milagres, Açu III e Campo Grande III.
A Figura 11 mostra os registros de tensão de sequência positiva (em pu) de algumas barras de 500 kV da região Nordeste, imediatamente após o desligamento automático da LT 500 kV Quixadá – Fortaleza II.
Figura 11 – Tensão de Sequência Positiva – Barras de 500 kV do Nordeste
Fonte: ONS (2023)
A figura 12 mostra o perfil de sobretensão da região, em especial na barra de Paulo Afonso IV, da LT 500 kV P.Afonso IV – L.Gonzaga C2, que atingiu 1,27 pu (barra mais próxima do evento).
Figura 12 – Tensão Barras do Nordeste – Destaque para P. Afonso IV 500 kV e J. Câmara 230 kV.
Fonte: ONS (2023)
Dentre as diversas análises realizadas sobre a perturbação, o relatório enfatiza a ausência de indícios que identifiquem o número de unidades geradoras síncronas em operação como a causa dos riscos manifestados nesse incidente específico. A principal razão que dificultou a capacidade do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) em identificar os riscos associados ao cenário operacional pré-distúrbio e assegurar a segurança elétrica do sistema nesse contexto particular reside na disparidade entre os modelos fornecidos pelos agentes geradores e o desempenho real dos equipamentos em campo. Esse fato, portanto, não está relacionado ao tipo de fonte de energia envolvida.
De fato, dentre os inúmeros erros e acontecimentos ressalta-se:
O afundamento de tensão e o aumento do fluxo de potência reativa nas linhas de transmissão do tronco de 230 kV, entre as subestações de Aquiraz e Milagres, provocou atuações de proteções de distância, desligando linhas de transmissão nesse tronco.
Concomitantemente aos eventos ocorridos na mencionada região de 230 kV, diante da nova configuração operacional resultante dos desligamentos de linhas no 500 kV, observou-se um aumento na carga de algumas linhas. Posteriormente, iniciou-se um fenômeno de oscilação de potência, culminando na perda de sincronismo entre áreas do sistema e em instabilidades locais. A partir desse ponto, diversos desligamentos foram registrados devido à atuação de proteções de distância e proteções de disparo por oscilação de potência (PPS). Essas ações tenderam a promover a separação dos sistemas que estavam fora de sincronismo.
Nesse contexto, enquanto a eficácia em campo dos parques de geração eólica e fotovoltaica não estiver adequadamente descrita nos modelos matemáticos, em um processo em andamento pelo ONS e pelos agentes relevantes, o ONS ajustou sua base de dados para refletir o desempenho desses parques conforme observado durante a perturbação. Essa adaptação tem como objetivo utilizá-la nos estudos de natureza operacional.
CONSIDERAÇÕES FINAIS
Como um modelo de geração de energia relativamente novo, a geração distribuída ainda enfrenta muitos desafios técnicos e regulatórios.
A análise dos resultados dos estudos de caso, foi possível analisar os impactos na rede de distribuição decorrentes da integração de geração distribuída fotovoltaica. Foram obtidas informações relativas às perdas técnicas, aos níveis de tensão, às incidências de sobretensão e ao carregamento dos condutores.
Dessa forma, a geração fotovoltaica tem o potencial de impactar positiva ou negativamente os indicadores de tensão, dependendo da potência total instalada e da localização dos geradores. Conforme indicado pela literatura, foi constatado que a integração da geração fotovoltaica contribui para a redução das perdas técnicas até um determinado limite de penetração; no entanto, ao ultrapassar esse limite, pode resultar até mesmo em aumento das perdas.
REFERÊNCIAS
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1Docente no Departamento de Engenharias e Sistemas de Informação, Universidade do Estado de Minas Gerais (UEMG), Unidade Ituiutaba. Katia.lopes@uemg.br.
2Docente no Departamento de Engenharias e Sistemas de Informação, Universidade do Estado de Minas Gerais (UEMG), Unidade Ituiutaba. mauro.gazzani@uemg.br.
3Discente do Curso de Engenharia Elétrica, Universidade do Estado de Minas Gerais|(UEMG)|, Unidade Ituiutaba. matheus.1535382@discente.uemg.br.