ANÁLISE DE IMPACTOS E SOLUÇÕES NA INTEGRAÇÃO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA AO SISTEMA ELÉTRICO

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1 UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ CENTRO DE TECNOLOGIA DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA ANÁLISE DE IMPACTOS E SOLUÇÕES NA INTEGRAÇÃO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA AO SISTEMA ELÉTRICO Janaína Barbosa Almada Fortaleza Dezembro de 2010

2 ii JANAÍNA BARBOSA ALMADA ANÁLISE DE IMPACTOS E SOLUÇÕES NA INTEGRAÇÃO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA AO SISTEMA ELÉTRICO Monografia submetida à Universidade Federal do Ceará como parte dos requisitos para obtenção do Diploma de Graduação em Engenharia Elétrica. Orientadora: Prof. PhD. Ruth Pastôra Saraiva Leão Fortaleza Dezembro de 2010

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4 iv Almada, J. B. Análise de impactos e soluções na integração da geração distribuída ao sistema elétrico, Universidade Federal do Ceará UFC, O considerável crescimento em todo o mundo da geração distribuída (GD) baseada em fontes renováveis tem sido principalmente devido ao crescimento da demanda, à necessidade de diversificação da matriz energética, à preocupação com o meio ambiente, ao acesso aberto à rede elétrica e às políticas de apoio à promoção das fontes renováveis de energia. Este trabalho apresenta a análise do comportamento das tensões nas barras e das perdas nas linhas em sistema de distribuição no qual foi inserida uma fonte distribuída. Foram apresentadas formas de gerenciamento da distribuição, como forma de melhorar a operação de sistemas que contenham GDs. Por fim, foi realizada também a análise da distorção harmônica de corrente e tensão causada pela inserção da GD, pois a fonte utilizada consiste de um aerogerador de 2 MW com gerador de indução duplamente alimentado (GIDA), que utiliza um conversor entre o rotor e a rede elétrica. Palavras-Chave: Geração distribuída, gerenciamento descentralizado e análise harmônica.

5 v Almada, J. B. Analysis of impacts and solutions at integrated distributed generation, Universidade Federal do Ceará UFC, The significant increase world in distributed generation from renewable energy has been largely due to the concern with, the grid access and the strng support policies for the promotion of renewable electricity. This work shows an analysis of bus voltage profile and losses in the lines of a distribution system that was introduced one distributed source. Are presented distribution s management ways, with the finality to improve the operation of electrical systems that have distributed generation. Finally, was performed an analysis of current and voltage harmonic distortion caused by the introduction of a distributed generation, because the power source is a 2 MW wind turbine with an double feed induction generator, that uses an converter between the rotor and the grid. Keywords: Distributed generation, decentralized energy management and harmonic analysis.

6 vi SUMÁRIO LISTA DE FIGURAS... vii LISTA DE TABELAS... viii CAPÍTULO 1 INTRODUÇÃO LEGISLAÇÃO BRASILEIRA PROCEDIMENTOS PARA A CONEXÃO REQUISITOS DE PROJETO QUALIDADE DE ENERGIA OBJETIVOS DO TRABALHO ESCOPO DO TRABALHO CAPÍTULO 2 SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO CONSIDERAÇÕES INICIAIS SISTEMA TESTE BARRAMENTO DA CONCESSIONÁRIA MODELO DAS LINHAS CARGA FIXA CARGA VARIÁVEL UNIDADE DE GERAÇÃO EÓLICA LOCALIZAÇÃO DAS UNIDADES DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA PERDAS ATIVAS E REATIVAS TENSÃO ÍNDICE GERAL CONSIDERAÇÕES FINAIS CAPÍTULO 3 GERENCIAMENTO DE UNIDADES DISTRIBUÍDAS CONSIDERAÇÕES INICIAIS GERENCIAMENTO DA PRODUÇÃO CONTROLE PARA FONTES CONTROLÁVEIS E ESTOCÁSTICAS CONTROLE DE GERAÇÃO POR TENSÃO GERENCIAMENTO DA DEMANDA SIMULAÇÃO CONSIDERAÇÕES FINAIS CAPÍTULO 4 ANÁLISE HARMÔNICA CONSIDERAÇÕES INICIAIS GERAÇÃO DISTRIBUÍDA E OS HARMÔNICOS RESULTADOS CONSIDERAÇÕES FINAIS SUMÁRIO

7 vii CAPÍTULO 5 CONCLUSÃO REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS SUMÁRIO

8 viii LISTA DE FIGURAS Figura Comparativo entre o crescimento da demanda e a disponibilidade de fontes de energia... 1 Figura Fluxo de energia com geração centralizada... 2 Figura Fluxo de energia com geração centralizada e distribuída... 3 Figura Evolução do sistema elétrico de potência... 4 Figura 2.1- Sistema de distribuição teste Figura Fonte de tensão controlada Figura Modelo Pi nominal disponível no PSCAD para linhas de distribuição Figura Modelo carga fixa Figura Implementação da carga variável Figura Perfil da carga variável Figura Unidade distribuída de geração eólica Figura Média das velocidades horárias durante um dia Figura Curva de velocidade do vento versus coeficiente de potência Figura Curva de potência de saída da turbina versus velocidade do vento Figura Perdas ativas nas linhas de distribuição no sistema sem GD Figura Perdas reativas nas linhas de distribuição no sistema sem GD Figura Perfis das tensões nas barras durante o dia Figura Perdas ativas nas linhas de distribuição no sistema com a GD Figura Perdas reativas nas linhas de distribuição no sistema com a GD Figura Perfis das tensões nas barras durante o dia com a GD Figura Comparação entre a geração da GD e o perfil final da carga variável...33 Figura Comparação entre a carga variável antes do gerenciamento da demanda Figura Perfis de tensões nas barras do sistema Figura Distorção total de tensão de algumas barras do sistema Figura Espectro de frequência de tensão de algumas barras do sistema Figura Distorção total de corrente no neutro do transformador Figura Espectro de frequência da corrente do neutro do transformador Figura Corrente no neutro do transformador LISTA DE FIGURAS

9 ix LISTA DE TABELAS Tabela Mínimas proteções Tabela Níveis de tensão para GDs Tabela Intervalos de tensão medida Tabela 1.4 Limites para distorção harmônica total de tensão Tabela 1.5 Limites para distorção harmônica individual de tensão Tabela Dados do alimentador Tabela Dados da turbina Tabela Índices de perdas ativas e reativas Tabela Índices de tensão LISTA DE TABELAS

10 1 CAPÍTULO 1 INTRODUÇÃO O crescimento da população mundial, do consumo e, consequentemente, da produção industrial tem elevado continuamente a demanda por energia elétrica. Estima-se que as fontes tradicionais, como hidráulica, fóssil e nuclear, atingirão seu limite de produção de energia em aproximadamente 20TW, e o déficit de produção deverá ser atendido por fontes de energia renováveis como mostrado na Figura 1.1[1]. Figura Comparativo entre o crescimento da demanda e a disponibilidade de fontes de energia. Para atender os elevados níveis de consumo, é necessário o desenvolvimento de tecnologias próprias para exploração dessas fontes, para que a produção de e- nergia se torne economicamente viável. Antes mesmo da vigência do protocolo de Quioto, os países europeus iniciaram o desenvolvimento e o incentivo às fontes renováveis, com destaque à conversão eolielétrica, através de um plano de ação comunitário, por essa razão esses países possuem grande participação de fontes eólicas e solar fotovoltaicas em suas matrizes energéticas. CAPÍTULO 1 Introdução.

11 2 No Brasil, a eletricidade originada de fontes renováveis é aproximadamente i- gual a 85% do total consumido no país, sendo que 76% deste montante advêm de fonte hidráulica [2]. Esse percentual já inclui à exploração de pequenos empreendimentos, que usam outros recursos renováveis, estimulados com o programa de incentivo às fontes alternativas de energia elétrica PROINFA, com o fim de diversificar a matriz energética brasileira com a entrada em operação de pequenas centrais hidroelétricas, usinas eólicas e usinas a base de biomassa [3,4,5]. Nas últimas décadas, o setor elétrico vem passando por várias transformações como a liberalização do mercado de energia elétrica com entrada de inúmeros agentes, as restrições para a construção de novas linhas de transmissão, a demanda pelo desenvolvimento de tecnologia aplicada a geradores de pequeno porte, e as discussões sobre o impacto da geração de energia nas alterações ambientais foram os principais motivos da reestruturação do setor elétrico [6,7]. Todas essas mudanças têm contribuído para o fortalecimento do uso de fontes renováveis para a produção de energia elétrica. Essa reestruturação embute uma nova visão sobre os clientes do setor, que deixam de ser agentes passivos no sistema e passam a tomar decisões a respeito de tarifas, consumo e inclusive sobre geração, pois podem optar por ter sua própria fonte de geração conectada à rede [8]. Por essa razão, o fluxo de energia assume uma nova configuração, diferente da estrutura baseada na utilização das fontes de energia centralizadas, com sentido unidirecional, geração consumo, para o fluxo de energia, Figura 1.2. Figura Fluxo de energia com geração centralizada. O fluxo bidirecional é originado pela inclusão das gerações de pequeno porte instaladas em unidades residenciais, comerciais e industriais com o fim principal de CAPÍTULO 1 Introdução.

12 3 auto-suprimento (GenSelf), ou de produtores independentes com empreendimentos conectados à rede de distribuição (DG) como na Figura 1.3 [9]. A nova estrutura de geração cria a figura do prosumidor que se refere à mudança de cliente essencialmente passivo para a condição dual de cliente consumidor ao mesmo tempo em que produtor. O prosumidor pode optar por exportar para a rede o excedente de energia gerada ou deixar de consumir para vender energia para a rede, quando conveniente. Figura Fluxo de energia com geração centralizada e distribuída. A geração de pequeno porte é denominada de geração distribuída (GD) e compreende tecnologias de geração de energia elétrica, em geral de escala reduzida, tipicamente na faixa de 3 kw a kw, situada próxima ao usuário para fornecer uma alternativa ou melhoria ao tradicional sistema elétrico. A maior parte das unidades de geração distribuída, difundidas e incentivadas, é baseada em fontes renováveis, com emissão neutra de gases poluentes, como a solar, a eólica, as pequenas centrais hidroelétricas (PCH) e os biocombustíveis, sólido, líquido e gasoso [10]. As GDs já existiam no início da geração de energia elétrica, e eram responsáveis por atender pequenas cargas e sua fonte primária era basicamente fóssil, como mostrado na Figura 1.4. Com o desenvolvimento do transformador elétrico e a criação do sistema de transmissão e de grandes plantas de geração para transmissão de energia a longa distância, o sistema elétrico passou a ser integrado, entretanto continuavam a existir os pequenos sistemas de geração isolados, nos locais onde as linhas de transmissão não alcançavam. A partir das preocupações ambientais e do constante desenvolvimento tecnológico, essas unidades de pequeno porte voltam a entrar em destaque, mas dessa vez a fonte primária é diversificada e limpa. As u- CAPÍTULO 1 Introdução.

13 4 nidades distribuídas desta feita devem ser coordenadas e através de sistemas de comunicação e controle eficientes e confiáveis [9]. CAPÍTULO 1 Introdução. Figura Evolução do sistema elétrico de potência. Embora as GDs sejam consideradas a solução para as elevadas perdas e os excessivos custos do sistema de transmissão, originados pelo grande percurso que a energia tem de percorrer até os consumidores finais, a inserção dessas unidades podem trazer alguns prejuízos à rede elétrica. Entre as perturbações que podem o- correr estão a sobrecarrega e a sobretensão na subtransmissão e na distribuição em razão da concentração de GDs nesses níveis, a degradação da qualidade da energia devido ao uso de conversores eletrônicos, a variação da potência gerada com efeito sobre o balanço carga frequência, tendo em vista a variabilidade das fontes primárias de energia como vento e radiação solar. Desta forma, novas oportunidades e novos desafios surgem com o aumento da participação de fontes de energias renováveis para geração de energia elétrica conectadas à rede elétrica [11]. Os desafios decorrem das características inerentes a cada tecnologia de geração. As células fotovoltaicas não produzem energia durante os horários de alto consumo. A geração eólica pode apresentar grandes variações na produção de eletricidade de acordo com o regime de ventos da região. As usinas sucroalcooeiras, presença considerável no sudeste do país, só exportam regularmente o excedente de energia durante o período de safra. As pequenas centrais hidroelétricas podem reduzir significativamente a potência entregue nos períodos de seca [5,11]. Dessa forma, medidas que possam mitigar esses prejuízos devem ser propostas e estudadas. Sistemas de previsão de geração para fontes estocásticas já apresentam bons resultados, apesar do erro ainda ser razoável, entre 9 e 19% [11]. Outra proposição seria programas de incentivo ao consumo programável, através do controle direto da carga e da melhoria do fator de carga do sistema, por meio de lan-

14 5 ces feitos por consumidores para garantir sua demanda em determinados horários [12]. Por fim, um método que pode contribuir na solução da maioria dos desafios enfrentados pelas GDs é a associação de unidades de diversas fontes primárias que se complementariam e que através de centros de gerenciamento tornaria modular a operação do sistema. Cada associação seria responsável por regular a tensão e a qualidade da energia na sua área de atuação [13]. A agregação das GDs fez surgir conceitos como microredes, redes ativas e plantas virtuais de geração que vêem de forma diferente a relação dessas fontes entre si e com o restante do sistema elétrico. Cada vez mais os estudos referentes às GDs têm sido direcionados para essas diferentes associações, cujas definições são dadas abaixo de acordo com [12]: - Microredes são geralmente definidas como redes em baixa tensão que têm fontes, armazenadores de energia e cargas controláveis. A capacidade instalada da microrede deve ser de centenas de quilowatts a poucos megawatts, na maioria das vezes opera conectada à rede de distribuição, no entanto pode operar isoladamente caso ocorra alguma falta na rede principal. - Redes ativas é a evolução da atual rede de distribuição passiva. Essas redes podem controlar as cargas e os geradores em tempo real através da tecnologia da informação, podem ser a melhor forma técnico-econômica de promover a geração distribuída em um mercado aberto de energia. - Plantas virtuais de geração (PVG) são usinas de geração que por um sistema de controle, que pode ser centralizado ou descentralizado, e uma infra-estrutura de comunicação, as GDs de uma PVG cooperam e comportam-se como as plantas convencionais de geração de médio e grande porte, tornando possível sua participação no mercado de energia e a oferta de serviços ao operador do sistema de distribuição e transmissão. As GDs que compõem uma PVG são localizadas em diferentes pontos do sistema, são de diversas fontes primárias, ou multi combustíveis, e possuem vários proprietários. A unidade virtual que é criada, devido à maior capacidade, torna-se mais competitiva no mercado de energia [12,14]. As microredes e PVGs inovam e trazem benefícios para todas as áreas do sistema elétrico. Os proprietários das GDs que formam uma microrede ou PVG têm a ampliação da flexibilidade do seu sistema com a diversidade de tecnologias de geração (solar-fotovoltaicas, eólicas, PCHs, biomassa, etc.), a redução dos riscos financeiros com a agregação de GDs e melhor capacidade de negociação de venda de CAPÍTULO 1 Introdução.

15 6 energia e serviços. As vantagens para a operação do sistema elétrico são: melhor aproveitamento da flexibilidade da microrede e PVG para gerenciamento da rede e- létrica e redução da complexidade de operação causada pelo aumento das fontes intermitentes na geração. Para o planejamento, a microrede e PVG contribuem para melhoria da segurança da rede e maior eficiência global do sistema por capturar a flexibilidade das GDs [13]. Para que as GDs e/ou as associações dessas unidades sejam integradas à rede de forma segura, coordenada e sem prejuízos para a qualidade de energia, é necessário o amparo legal com legislação técnica adequada e contratos bem estabelecidos LEGISLAÇÃO BRASILEIRA No Brasil, a agência nacional de energia elétrica ANEEL é responsável pelo estabelecimento da regulamentação de todo o setor elétrico e também pela fiscalização entre os seus diversos agentes. Os procedimentos de distribuição PRODIST estabelecem como deve ser o relacionamento entre as distribuidoras de energia elétrica, as unidades consumidoras e as centrais geradoras conectadas ao sistema de distribuição, redes com tensão inferior a 230 kv. A seguir, serão apresentados os requisitos para o acesso ao sistema de distribuição por fontes geradoras PROCEDIMENTOS PARA A CONEXÃO A conexão de centrais geradoras ao sistema de distribuição deve ocorrer segundo regras definidas pela ANEEL, mediante contrato entre acessante (unidade produtora) e acessada (rede de distribuição local). Quando a tensão de conexão for superior a 69 kv, a elaboração do parecer de acesso (documento obrigatório apresentado pela concessionária acessada, onde são informados as condições de conexão e uso e os requisitos básicos para a conexão da central geradora à rede de distribuição) pela distribuidora deverá ter a coordenação do ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico. O processo passa pela escolha do ponto de conexão pelo acessante, estudo da situação entre as duas partes, verificação de viabilidade e novas sugestões, possíveis reformas ou acréscimos à rede. Uma etapa importante é a escolha pelo local CAPÍTULO 1 Introdução.

16 7 que apresente o menor custo global, isto é, menor investimento em reforços nas linhas de distribuição e/ou transmissão e menores custos por perdas elétricas. As proteções mínimas necessárias, mostradas na Tabela 1.1, para o ponto de conexão das centrais geradoras são, também, determinadas de acordo com a potência da unidade. Tabela Mínimas proteções. Equipamento Potência instalada < 10kW 10kW a 500kW > 500kW Elemento de desconexão Sim Sim Sim Elemento de interrupção Sim Sim Sim Transformador de acoplamento Não Sim Sim Proteção de sub e sobretensão Sim Sim Sim Proteção de sub e sobrefreqüência Sim Sim 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 A tensão adequada a cada nível de potência é apontada conforme Tabela 1.2. Tabela Níveis de tensão para GDs. Potência instalada Nível de tensão de conexão < 10 kw Baixa Tensão (monofásico) 10 a 75 kw Baixa Tensão (trifásico) 76 a 500 kw Baixa Tensão (trifásico) / Média Tensão 501 kw a 30 MW Média Tensão / Alta Tensão > 30 MW Alta Tensão REQUISITOS DE PROJETO As unidades de geração com potência instalada superior a 300 kw devem possuir controle de tensão e de frequência. Para as unidades com potências inferiores, estes sistemas devem ser instalados se houver as condições técnicas para uma o- peração ilhada, no entanto esse tipo de operação só pode ocorrer se, realizados os CAPÍTULO 1 Introdução.

17 8 estudos, a energia produzida pela unidade atender os critérios de qualidade de e- nergia. Entre outras, uma avaliação importante é a possibilidade de a central geradora vir a participar do controle automático de geração CAG e do esquema de corte de geração ECG. Quando associadas em PVGs, as GDs podem atribuir o despacho do agrupamento aos Centros de Despacho da Geração Distribuída CDGD, os quais podem realizar a supervisão e o comando das respectivas centrais geradoras, podendo também realizar a coordenação e o controle das centrais não despachadas pelo ONS [15]. O CDGD realizará a gestão técnica e administrativa da PVG. As principais funções do CDGD são a limitação da potência a ser injetada no sistema de distribuição, o controle de tensão e de potência reativa, a desconexão das unidades geradoras, quando necessário, a coordenação dos procedimentos de entrada e saída de serviço e a capacidade de definir previsões de produção de energia [16]. Os estudos básicos efetuados pelo acessante devem avaliar no ponto de conexão e nas áreas de influência do sistema elétrico acessado os seguintes aspectos: nível de curto-circuito, capacidade de disjuntores, barramentos, transformadores de instrumentos e malha de terra, coordenação de proteção e ajustes dos parâmetros de controle de tensão e frequência [15] QUALIDADE DE ENERGIA Para o acesso das GD à rede de distribuição, é necessário que a energia produzida por elas não afete negativamente o sistema. Como já foi citado, em operações ilhadas, a qualidade da energia é um fator fundamental, por isso a ANEEL estipula os níveis aceitáveis de fator de potência, variação de tensão e/ou de frequência e interrupções, afundamentos e elevações momentâneas e temporárias de tensão, entre outros. A conexão é realizada em corrente alternada com frequência de 60 Hz. O produtor é o único responsável pela sincronização apropriada de suas instalações com o sistema de distribuição acessado. Os níveis aceitáveis de tensão das GDs devem seguir as mesmas especificações das distribuidoras, nas quais são estabelecidas as durações máximas para valores de tensão fora da faixa adequada em relação à tensão de referência do contrato. A Tabela 1.3 indica os níveis de tensão que são acei- CAPÍTULO 1 Introdução.

18 9 táveis, precários e críticos para pontos de conexão em média tensão. Esses valores são, também, empregados como base para o estudo do melhor ponto de localização das GDs [17]. Condição de tensão Adequada Precária Crítica Tabela Intervalos de tensão medida. Variação da tensão de leitura (TL) em relação à tensão de referência do contrato (TC). 0,93TC TL 1,05TC 0,90TC TL<0,93TC TL<0,90TC ou TL >1,05TC O fator de potência de deslocamento mínimo quando a unidade geradora opera no modo sobreexcitado é 0,90 e no modo subexcitação o fator mínimo é 0,95 [18]. Em relação às perturbações harmônicas, são consideradas apenas a distorção harmônica total de tensão (DTT) e a distorção harmônica individual de tensão (DIT h ). Esses indicadores são calculados como mostrado em (1.1) e (1.2) [17]. Embora não se tenha limites para a distorção harmônica de corrente, para determinar a contribuição de cada agente para os índices acima citados, o PRODIST afirma que o acessante é responsável pela implementação de ações de mitigação necessárias para a correção de eventuais violações dos valores de referência da qualidade da energia elétrica. Caso as unidades conectadas não cumpram os requisitos de qualidade comprometendo o serviço prestado aos demais, a distribuidora pode desconectar suas instalações do sistema [15]. DTT hmáx 2 Vh (1.1) h= 2 = 100 V 1 Vh DITh % = 100 (1.2) V 1 As grandezas necessárias para o cálculo da DTT e DTI h foram listadas abaixo: h: ordem harmônica. hmáx: ordem harmônica máxima. V 1 : tensão fundamental medida. V h : tensão harmônica de ordem h. CAPÍTULO 1 Introdução.

19 10 Os instrumentos de medição devem medir no mínimo até a 25ª harmônica, o que significa de acordo com o teorema de Nyquist-Shannon o número mínimo de amostras deve ser de 50 amostras/ciclo [19]. A Tabela 1.4 e a Tabela 1.5 mostram, respectivamente, os valores limites que devem ser atendidos de acordo com o nível de tensão da conexão para os índices DTT e DTI h. Tabela 1.4 Limites para distorção harmônica total de tensão. Tensão nominal no barramento Distorção Harmônica Total de Tensão (DTT) [%] V N 1kV 10 1 kv < V N 13,8 kv 8 13,8 kv < V N 69 kv 6 69 kv < V N < 230 kv 3 Tabela 1.5 Limites para distorção harmônica individual de tensão. Ordem Distorção Harmônica Individual de Tensão [%] Harmônica V N 1kV 1 kv<v N 13,8 kv 13,8kV<V N 69kV 69kV<V N <230 kv 5 7,5 6 4,5 2,5 7 6, ,5 3,5 3 1,5 Ímpares ,5 1,5 não 17 2,5 2 1,5 1 múltiplas ,5 1,5 1 de ,5 1, ,5 1,5 1 >25 1, ,5 Ímpares 3 6, múltiplas 9 2 1,5 1,5 1 de 3 >15 1 0,5 0,5 0,5 2 2,5 2 1,5 1 Pares 4 1, ,5 >6 1 0,5 0,5 0,5 CAPÍTULO 1 Introdução.

20 OBJETIVOS DO TRABALHO O objetivo desse trabalho é apresentar um estudo de alocação de uma unidade de geração, a simulação de uma rede de distribuição com planta eolielétrica e análise da produção da planta e das condições de operação da rede elétrica de distribuição ESCOPO DO TRABALHO O capítulo 2 apresenta o sistema de distribuição bem como a fonte utilizada como GD, que foi uma usina eólica, e a análise da alocação dessa unidade com cálculo de indicadores de desempenho com base na minimização das perdas e atendimento ao padrão adequado de tensão de operação da rede elétrica. No capítulo 3, são apresentados os modos de gerenciamento de produção e de demanda de redes com GDs com o objetivo de suprir as cargas do sistema de modo a manter o balanço geração-carga, minimizando a importação de energia da rede da concessionária. No capítulo 4, é avaliada a influência da inserção da fonte eólica juntamente com seu conversor nos níveis de distorção harmônica de tensão e corrente no sistema. Por fim, o capítulo 5 apresenta as conclusões retiradas no desenvolvimento do trabalho e aponta para desenvolvimentos futuros. CAPÍTULO 1 Introdução.

21 12 CAPÍTULO 2 SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO CONSIDERAÇÕES INICIAIS O objetivo deste capítulo é apresentar o sistema de distribuição utilizado para simular o sistema de gerenciamento da unidade de geração distribuída (GD). São apresentadas as características das linhas, das cargas e da fonte que será inserida no sistema. Outro ponto importante deste capítulo é a análise sobre a localização da GD no sistema, além de mostrar os impactos sobre os níveis de tensão SISTEMA TESTE O sistema de distribuição adotado foi a planta de um alimentador comercial com distribuição radial em média tensão (11 kv) e frequência de 60 Hz, como mostrado na Figura 2.1. Esse sistema foi escolhido como base para o trabalho por sua simplicidade e por ter sido comum em alguns trabalhos científicos, como em [20] e [21]. A simulação do sistema de distribuição e todas as outras análises foram realizadas através da ferramenta PSCAD, por ser dedicada a sistemas de potência e utilizada por inúmeras organizações comerciais, indústrias e pesquisadoras em todo o mundo [22]. Figura 2.1- Sistema de distribuição teste. CAPÍTULO 2 Sistema de Distribuição.

22 13 O alimentador de distribuição radial é composto por 34 barras, com 9 cargas fixas e 1 carga variável. Da mesma forma como foi feito em [21], as cargas fixas foram agrupadas nas 9 barras representadas na Figura 2.1, reduzindo o tamanho do sistema de 34 para 10 barras. A carga variável, conectada na barra 27, foi adicionada em relação ao sistema original, apresentado em [20]. Os dados de resistência e de reatância dos vãos do alimentador, bem como, os valores das cargas fixas são mostrados na Tabela 2.1. Tabela Dados do alimentador. De Para Comp. [km] R [Ω/km] X [Ω/km] Carga [MW] 1 3 1,15 0,195 0,080 0, ,55 0,299 0,083 0, ,00 0,524 0,090 0, ,20 0,299 0,083 1, ,60 0,524 0,090 0, ,40 0,524 0,090 0, ,90 0,524 0,090 0, ,45 0,524 0,090 0, ,20 0,524 0,090 0, ,95 0,299 0,083 1,287 Total 13,40 4,707 À rede de distribuição apresentada, foi conectada uma unidade de geração distribuída que consiste de aerogerador de 2 MW com gerador de indução duplamente alimentado (GIDA). A seguir, será feita uma breve descrição sobre cada um dos elementos do sistema, além de mostrar como foram representados na ferramenta de simulação PSCAD BARRAMENTO DA CONCESSIONÁRIA A representação do barramento da concessionária foi feito através de uma fonte de tensão ideal. Essa barra deve ser considerada como a barra de referência angular do sistema e sua tensão foi mantida sempre constante em seu valor nominal (11 kv). A Figura 2.2 mostra a fonte utilizada na simulação. CAPÍTULO 2 Sistema de Distribuição.

23 14 Figura Fonte de tensão controlada MODELO DAS LINHAS As linhas de distribuição foram modeladas pelo circuito Pi nominal, Figura 2.3, cujos principais dados foram resistência, reatância indutiva e capacitiva de sequência positiva e de sequência zero. Os valores de sequência positiva para as resistências e reatâncias indutivas estão na Tabela 2.1, enquanto que os valores de sequência zero foram considerados iguais a três vezes a dos valores de sequência positiva. Por fim, as reatâncias capacitivas foram consideradas infinitas, por serem linhas curtas e de média tensão. Figura Modelo Pi nominal disponível no PSCAD para linhas de distribuição CARGA FIXA A carga fixa foi modela pelo seu equivalente monofásico, por isso as potências listadas na Tabela 2.1 foram divididas por três para implementação no PSCAD. Não foi considerada a alteração da demanda com a variação da tensão ou da frequência, portanto os índices relacionados a essas mudanças foram zerados. Assim, as cargas fixas foram modeladas por potência constante. Figura Modelo carga fixa. CAPÍTULO 2 Sistema de Distribuição.

24 CARGA VARIÁVEL Não existe na biblioteca do PSCAD um modelo de carga de demanda variável, portanto através de um bloco que permite a alteração da resistência, uma carga variável foi adicionada ao sistema. Utilizou-se um medidor para verificar a tensão na barra na qual a carga estava conectada, e, por meio de uma tabela de potência ativa, aplicou-se a equação 2.1, obtendo dessa forma o perfil de carga desejado. 2 V R = (2.1) P Em que: V: tensão de linha na barra de conexão da carga P: demanda ativa da carga trifásica R: resistência variável A aplicação direta da equação 2.1 no instante zero apresentou alguns erros, pois nesse transitório a medida de tensão na barra era nula e a carga se comportava como um curto-circuito. A solução foi utilizar um timer que durante 0,05 segundos enviaria um valor fixo de tensão, próximo ao nominal, e em seguida deixaria passar o valor real medido na barra. A Figura 2.5 mostra o esquema para implementar a carga variável. Figura Implementação da carga variável. Por fim, a Figura 2.6 mostra o perfil da carga variável. Esse perfil é de uma carga de um pequeno comércio alimentado em média tensão e está disponível em [23], corresponde a um dia do mês de julho. CAPÍTULO 2 Sistema de Distribuição.

25 16 Figura Perfil da carga variável UNIDADE DE GERAÇÃO EÓLICA Figura Unidade distribuída de geração eólica. Para representar a unidade distribuída de geração eólica, Figura 2.7, utilizou-se o gerador de indução duplamente alimentado (GIDA), cujo modelo juntamente com o conversor e a turbina encontra-se disponível em [22]. CAPÍTULO 2 Sistema de Distribuição.

26 17 A. Vento A representação do vento foi realizada através de uma tabela que continha as médias horárias de velocidade relacionadas a um dia do mês de julho, como mostrada na Figura 2.8. Essas medidas foram tomadas em alturas compatíveis com a altura e a potência da turbina. Figura Média das velocidades horárias durante um dia. B. Turbina A turbina foi matematicamente representada pelas equações 2.2 e 2.3, que significam, respectivamente, a parcela de potência disponível no vento que a turbina consegue extrair e a transformação dessa potência em torque mecânico entregue ao gerador GIDA, de acordo com [24]. 1 P C ρ Av 2 3 t = P (2.2) T m Pt = ω m (2.3) CAPÍTULO 2 Sistema de Distribuição.

27 18 As variáveis contidas nas equações acima são relacionadas abaixo: P t C P potência produzida pela turbina eólica [W]; coeficiente de potência de uma turbina eólica [adimensional]; ρ massa específica do ar [kg/m 3 ]; A área varrida pelo rotor da turbina [m 2 ]; v velocidade do vento [m/s]; T m ω m torque mecânico no eixo do gerador; velocidade de rotação do rotor. Os dados da turbina eólica utilizados na simulação são do modelo Vestas V80, cuja potência nominal é de 2 MW, encontrados em [25]. Outros dados da turbina, a- presentados na Tabela 2.2, indicam as velocidades de corte inferior e superior que são, respectivamente, a velocidade de vento para o qual a turbina começa a fornecer potência elétrica e a máxima velocidade em que a turbina pode operar sem causar danos nas pás e em outros componentes. A velocidade nominal do vento é o mínimo valor de velocidade do vento para o qual é gerada a potência nominal. Por fim, o raio do rotor, cujo quadrado (A=πR 2 ) é proporcional a potência gerada, como pode ser visto na equação (2.2). Velocidade de corte inferior Velocidade de corte superior Velocidade nominal do vento Raio do rotor Tabela Dados da turbina. 4 m/s 25 m/s 15 m/s 40 m O coeficiente de potência C P indica com que eficiência o aerogerador converte a energia do vento em eletricidade. O C P varia com a velocidade do vento e com o ângulo de passo (pitch) da pá. Pela Tabela 2.2 e Figura 2.9, observa-se que as velocidades do vento correspondentes ao C P,max (8 m/s) e à potência nominal da máquina (15 m/s) são diferentes. A velocidade que leva à maior eficiência (C P,max ) da conversão eólio-elétrica corresponde àquela em que há mais energia. A velocidade de vento que há mais energia depende da velocidade em si e da frequência de ocorrência, por isso embora a velocidade de 15 m/s seja maior que 8 m/s, a probabilidade de ocorrência de 8 m/s é maior. Por esta razão o fabricante projeta a máquina pa- CAPÍTULO 2 Sistema de Distribuição.

28 19 ra operar com eficiência máxima na velocidade associada à maior quantidade provável de energia. As curvas características da turbina utilizada, a curva de eficiência C p x v da turbina e a curva de potência do aerogerador P x v [25], são mostradas na Figura 2.9 e na Figura Utilizou-se a curva da Figura 2.9 para o cálculo de P t e T m conforme (2.2) e (2.3). Para isso os pontos da curva C p foram inseridos em forma de tabela na simulação que através de interpolação encontra os valores de C p relacionados à velocidade do vento a cada momento. A maior eficiência dessa turbina ocorre no ponto máximo da curva, nesse caso por volta da velocidade de 8 m/s. Pela curva da Figura 2.10, comprova-se o valor da velocidade nominal, pois a partir desse valor a turbina irá produzir apenas a potência nominal até que seja atingida a velocidade de corte superior e a turbina seja desligada. Figura Curva de velocidade do vento versus coeficiente de potência. CAPÍTULO 2 Sistema de Distribuição.

29 20 Figura Curva de potência de saída da turbina versus velocidade do vento. C. Gerador de indução duplamente alimentado O gerador acoplado à turbina eólica possui potência nominal de 2 MW, frequência de 60 Hz e tensão de linha de 690 V. O gerador foi conectado ao sistema através de um transformador delta-estrela aterrada cujas tensões de cada enrolamento são respectivamente 690 V/11 kv. O lado delta do transformador foi ligado ao aerogerador LOCALIZAÇÃO DAS UNIDADES DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA Dependendo de sua localização, a GD pode causar variações na tensão, interferência no controle da tensão, diminuição ou aumento das perdas, etc. É, portanto, importante avaliar os impactos técnicos da GD no sistema de potência a fim de empregar geradores de uma maneira que evite causar degradação na qualidade de potência e na confiabilidade da rede elétrica. Com a inclusão de GDs, as perdas na linha no sistema de distribuição podem ser modificadas. Além disso, com a inclusão de uma GD próxima ao terminal remoto de um alimentador radial, corrente é injetada no alimentador reduzindo ou mesmo revertendo o sentido do fluxo de potência no alimentador podendo assim contribuir para o aumento da tensão na barra remota [26]. CAPÍTULO 2 Sistema de Distribuição.

30 21 Além dos aspectos técnicos citados acima, no caso de uma fonte de energia eólica, o primeiro procedimento para a escolha do local para a construção de uma planta de geração é o conhecimento das características do vento no local, como velocidade e direção, para isso são realizadas medições por períodos mínimos de um ano. Com os dados de medição, são realizados estudos estatísticos utilizando diversas ferramentas para a previsão da geração de energia em longo prazo para aquele local para avaliar a viabilidade econômica do empreendimento [27]. A etapa seguinte consiste na avaliação dos impactos sobre o sistema elétrico, pois como já foi dito no capítulo 1, o acessante é responsável pela adequação da rede, em caso de violação de restrições operativas, devido à conexão da planta eolielétrica e, consequentemente, pelos custos necessários para a solução dos problemas. Na simulação do sistema, o objetivo é verificar se a inserção de uma unidade de geração distribuída pode melhorar as perdas elétricas nas linhas de distribuição e observar como se comportam os níveis de tensão. A Figura 2.11 e a Figura 2.12 mostram as perdas pelas linhas de distribuição, que são consideráveis apenas em quatro seções do alimentador, entre as barras: 1 e 3; 3 e 6; 6 e 22; 22 e 27 (ver Fig.2.1). Observa-se também que as perdas acompanham o perfil da carga mostrado na Fig.2.6, e seus valores máximos ocorrem por volta das 15 horas quando a carga atinge seu maior valor. A Figura 2.13 mostra como se comportam as tensões nas barras durante o dia no sistema sem GD. Apenas as barras 22 e 27 apresentam perfis de tensões fora da faixa adequada, sendo que a barra 22 permanece 25% do tempo em níveis de tensão precária, enquanto que a barra 27 fica por aproximadamente 63% do dia nessa condição. Em [5] é afirmado que um gerador de pequeno porte alocado perto de grandes cargas reduz as perdas nas linhas de distribuição, enquanto que um gerador distribuído de grande porte alocado longe das cargas da rede pode aumentar consideravelmente a dissipação de potência. Com base nessas recomendações, os dados de velocidade do vento foram considerados colhidos num sítio entre as barras 22 e 27, dessa forma a GD poderia ser conectada a qualquer uma das duas barras e continuaria próxima à maior carga do sistema que é a carga variável (CV1). Portanto, para decidir qual das duas barras seria a melhor opção para conexão foram calculados índices de desempenho do sistema. CAPÍTULO 2 Sistema de Distribuição.

31 22 Figura Perdas ativas nas linhas de distribuição no sistema sem GD. Figura Perdas reativas nas linhas de distribuição no sistema sem GD. CAPÍTULO 2 Sistema de Distribuição.

32 23 Figura Perfis das tensões nas barras durante o dia. Três principais critérios foram adotados para a localização da GD: as perdas nas linhas de distribuição, a regulação de tensão e os níveis de tensão nos barramentos. Os critérios foram quantificados em forma de índices para comparar diferentes topologias do sistema, indicando quais os melhores pontos para a conexão da unidade de geração distribuída [28]. Foram simulados dois arranjos para a localização da GD, no cenário 1 a unidade de geração se conecta a barra 27, e no cenário 2 a barra de conexão é a 22. Índices desenvolvidos em [28] foram calculados para cada cenário, sendo ponderados para a formação do índice geral, cujo valor quanto mais próximo da unidade indica menor impacto para o sistema elétrico PERDAS ATIVAS E REATIVAS Os dois primeiros índices indicam qual configuração apresentou as menores perdas ativas (2.1) e reativas (2.2) em relação à configuração sem GD. k k Re{ Perdas } IPR = (2.1) 1 Re{ 0 Perdas } CAPÍTULO 2 Sistema de Distribuição.

33 24 IP k IM k IM{ Perdas } = 1 0 IM{ Perdas } (2.2) A variável k representa as configurações do sistema de distribuição a serem comparadas, Perdas k as perdas do sistema para o k-ésimo cenário de simulação, e Perdas 0 as perdas nas linhas de distribuição para o sistema sem GD. Os resultados para cada um dos cenários estão apresentados na Tabela 2.3, onde se verifica que o cenário 1 apresentou uma melhora mais significativa nas perdas do sistema que a configuração 2. Tabela Índices de perdas ativas e reativas k k IP R k IP IM 1 0,629 0, ,532 0, TENSÃO Os dois últimos índices a serem calculados quantificam as mudanças nos níveis de tensão (2.3) e na regulação de tensão (2.4) advindas ao sistema pela inserção da GD. INT k NN 1 k V φ V 0 φi = 1 max V φ 0 i= 1 (2.3) IRT k = 1 NN 1 φ0 φi max k min (2.4) i= 1 k min V V V φi NN 1 A variável NN representa o número de nós do sistema, V Φ0 é a tensão por fase no nó de referência, V k Φi é a tensão por fase em cada barramento quando o sistema está com carga máxima, e V kmin Φi é a tensão por fase em cada barra quando a carga é mínima com a GD em seu limite de produção. Como o sistema simulado é considerado equilibrado, as tensões por fase são iguais. CAPÍTULO 2 Sistema de Distribuição.

34 25 Os valores calculados para os indicadores de tensão encontram-se na Tabela 2.4. A configuração 1 apresenta o melhor resultado em relação aos níveis de tensão, mas para a regulação de tensão os dois cenários obtiveram resultados semelhantes. k Tabela Índices de tensão. k INT k IRT 1 0,946 0, ,935 0, ÍNDICE GERAL O índice geral é calculado ponderando-se cada um dos índices avaliados anteriormente. O mesmo peso de 0,25 foi usado para cada índice. Os valores obtidos para o índice geral foram de 0,797 para o primeiro cenário e 0,748 para o segundo cenário. Portanto, a unidade de geração distribuída deve ser conectada à barra 27, pois tecnicamente é o melhor ponto para a conexão da GD. As figuras a seguir comprovam a diminuição nas perdas nas linhas de distribuição e a melhoria nos níveis de tensão. A Figura 2.14 e a Figura 2.15 mostram que as perdas foram reduzidas durante todo o dia, além de diminuir a duração do período em que as perdas são máximas e o valor máximo dessas perdas. Os maiores valores de perdas são encontrados durante os menores valores de velocidade do vento quando a produção é reduzida significativamente. Os perfis das tensões durante o dia com a inserção da usina eólica são mostrados na Figura Mesmo com a GD agregada ao sistema, os níveis de tensão na barra 27 continuaram na faixa precária entre o meio dia e às 16 horas. No próximo capítulo será realizado um controle da demanda, reduzindo o valor da carga variável. Se ainda assim os níveis de tensão continuarem precários, outros métodos de correção devem ser adotados como reforço com banco capacitores ou regulação de tensão com mudança em carga de tape variável. CAPÍTULO 2 Sistema de Distribuição.

35 26 Figura Perdas ativas nas linhas de distribuição no sistema com a GD. Figura Perdas reativas nas linhas de distribuição no sistema com a GD. CAPÍTULO 2 Sistema de Distribuição.

36 27 Figura Perfis das tensões nas barras durante o dia com a GD CONSIDERAÇÕES FINAIS Este capítulo apresentou os passos para a realização da simulação do sistema de distribuição, bem como índices de referência para a melhor localização da GD no sistema. Em relação ao sistema original, a inclusão da GD trouxe melhoria para o sistema, considerando que houve diminuição das perdas e melhoria nos níveis de tensão. CAPÍTULO 2 Sistema de Distribuição.

37 27 CAPÍTULO 3 GERENCIAMENTO DE UNIDADES DISTRIBUÍDAS CONSIDERAÇÕES INICIAIS O objetivo deste capítulo é apresentar sistemas de gerenciamento de unidades de geração distribuída já desenvolvidos e aplicados para fonte de energia controláveis. Devido à licença do PSCAD, versão educacional, de limitado número de nós do sistema, não foi possível a inserção de mais de uma fonte de geração distribuída. No entanto, a GD representada é um aerogerador de 2 MW de potência nominal, com suas características próprias de produção segundo a velocidade variável do vento. Este capítulo, entretanto, irá apresentar sistemas que empregam mais de uma unidade GD, que devem ser desenvolvidos posteriormente, fazendo uso de outros softwares ou de licença irrestrita do PSCAD. Outro ponto abordado neste capítulo é o gerenciamento da carga que foi considerada controlável e não essencial, sendo suprida somente pela GD, sem consumir energia da concessionária GERENCIAMENTO DA PRODUÇÃO As estratégias de controle podem ser centralizadas ou descentralizadas, e na maioria das vezes carece de equipamentos inteligentes de medição e controle. O principal objetivo desses procedimentos é a integração de forma adequada das GDs para que haja benefícios, sem degradar a qualidade de serviço da rede elétrica. Serão apresentados diversos modos de gerenciamento de produção para integração de GDs ao sistema. Alguns métodos são para apenas uma unidade ou para um conjunto de GDs, outros modelos são relacionados somente com fontes controláveis como PCHs ou geradores a combustível, há ainda alguns modos que são mais adequados para fontes intermitentes como a solar e a eólica CONTROLE PARA FONTES CONTROLÁVEIS E ESTOCÁSTICAS Os três primeiros sistemas de gerenciamento têm seu algoritmo descrito em [9]. Eles podem ser aplicados em plantas virtuais de geração que sejam compostas CAPÍTULO 3 Gerenciamento de Unidades Distribuídas.

38 28 por fontes de produção variável ou produção controlada, com exceção do primeiro controle, que seria possível a utilização de somente fontes variáveis. A. Controle simples A primeira configuração de controle pode ser implementada em apenas uma GD operando em paralelo com a rede. Nesta análise o objetivo é suprir energia à carga local e reduzir a energia fornecida pela concessionária. Esta forma de controle, também, pode ser aplicada a um conjunto de unidades, porém elas não estarão integradas, pois não há comunicação entre as GDs. A rede de distribuição da concessionária funciona como backup, no caso da demanda da carga ser superior à capacidade máxima de produção da GD. Quando a demanda da carga está abaixo do nível máximo de produção da unidade, pode ocorrer ou não intercâmbio de potência ativa entre a GD e a concessionária de e- nergia, isto é, se a GD for controlável, a exemplo de uma PCH, a produção de energia será restringida à quantidade necessária para atender a carga à qual supre. Entretanto, se a fonte for de produção estocástica, haverá a transferência de energia da GD para a rede da concessionária, afim de melhor aproveitar os investimentos feitos nessas fontes. A concessionária pode inclusive, dependendo do horário de produção comprar a energia por preço diferenciado sob a perspectiva de congestionamento ou não da rede. Alternativas para lidar com o excedente seria o armazenamento da energia, o uso de controle das pás para menor aproveitamento do vento e desligamento da fonte, porém esses caminhos só devem ser considerados caso a regulamentação não permita a comercialização do excedente injetado na rede, pois essas medidas não geram benefícios, mas sim custos adicionais. B. Controle integrado Para este modelo de gerenciamento são necessárias mais de uma GD e a e- xistência de comunicação entre elas. As fontes podem ser diversificadas entre as de produção variável e as controláveis, mas é essencial que haja pelo menos uma fonte controlável. Neste caso, uma central de controle recebe os dados das cargas que devem ser atendidas e a previsão de produção das unidades intermitentes, e determina o quanto cada GD controlável deve produzir, emitindo sinal para cada unidade. CAPÍTULO 3 Gerenciamento de Unidades Distribuídas.

39 29 Se a carga requerer uma potência maior que a capacidade de produção da u- nidade de geração diretamente ligada a ela, as outras GDs poderão fornecer essa diferença para suprir a demanda total dessa carga. Com isso, a importação de potência da rede deve diminuir, pois apenas será utilizada quando a soma das capacidades de produção das GDs não conseguir suprir todas as cargas ligadas às GDs. Havendo situação em que a potência produzida por fontes variáveis seja maior que a quantidade demandada pela sua carga, é prioridade a utilização dessa energia pelo conjunto de cargas, aumentando assim, o aproveitamento do investimento realizado nessas GDs baseadas em energias renováveis, e, consequentemente, reduzindo o consumo de combustíveis, em caso de fontes como as térmicas, ou armazenando energia, em caso de fontes como as PCHs. C. Controle integrado eficiente Assim como nos geradores de grande porte, os geradores de pequeno porte não possuem rendimento máximo quando estão produzindo sua máxima potência, por isso o último sistema de controle implementado é fundamentado na operação das GDs em seu máximo rendimento. Assim como no método anterior, podem ser utilizados os dois tipos de fonte. No controle integrado eficiente cada GD tem o seu centro local de controle de geração, onde recebe informações sobre a demanda de sua carga de primeira prioridade e a demanda solicitada pelos outros centros de comando. Esses centros locais também enviam como se encontram seus níveis de produção para as outras u- nidades. Com essa estratégia de controle de GDs tem-se a melhor eficiência na operação e o mínimo de intercâmbio com a rede. O algoritmo desse sistema determina uma faixa de produção que as GDs devem operar na qual o rendimento é máximo. Se a demanda das cargas não estiver dentro dessa faixa, ao receber informações das outras unidades de produção, os centros locais de comando realizam a decisão de qual será a geração de cada GD. Situações podem ocorrer em que a máxima eficiência não é possível para todas as unidades, nestes casos se busca que a produção de cada unidade se aproxime da faixa de maior rendimento. CAPÍTULO 3 Gerenciamento de Unidades Distribuídas.

40 30 Esta estratégia de controle assegura que as máquinas funcionem dentro de sua faixa de maior eficiência, mesmo que a carga atendida esteja com uma demanda superior à potência eficiente da GD, utilizando recursos de outra unidade de geração distribuída, fazendo com que todas as máquinas funcionem com eficiência e- levada, o que vai melhorar o aproveitamento de recursos, mesmo que a matéria prima não seja renovável. Quando as GDs são de diferentes fontes, níveis de potência e rendimento, o controle integrado eficiente se torna bem dinâmico, entretanto o algoritmo se aplica semelhantemente CONTROLE DE GERAÇÃO POR TENSÃO Os três métodos a seguir, disponíveis em [29], foram aplicados em um alimentador em baixa tensão que continha geração monofásica, formada por painéis fotovoltaicos que devido à exigência do operador do sistema de distribuição não podiam ser instalados com equipamento dedicado ao controle de tensão. A solução, portanto, foi o gerenciamento da produção destas fontes distribuídas localmente, como no primeiro modelo por controle simples, ou em conjunto, como nos dois outros modelos de controle, integrado e integrado eficiente. A. Corte de produção Por causa da injeção de corrente na rede pelos painéis, em alguns momentos, a tensão alcançava valores proibitivos em alguns pontos do alimentador, com isso as GDs deviam reduzir sua produção de forma automática através da desconexão do inversor. Estudos realizados mostraram que num mesmo alimentador, pela radiação ser praticamente a mesma para todos, alguns produtores seriam sempre prejudicados, pois a tensão no seu ponto de conexão chegaria mais rapidamente ao valor limite. Enquanto alguns proprietários teriam os custos de compra e instalação dos equipamentos compensados, outros teriam prejuízos, por isso embora seja uma estratégia simples não é recomendada. CAPÍTULO 3 Gerenciamento de Unidades Distribuídas.