MITIGAÇÃO DE VARIAÇÕES DE TENSÃO CAUSADAS PELA PROTEÇÃO ANTI-ILHAMENTO DE GERADORES DISTRIBUÍDOS

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1 MITIGAÇÃO DE VARIAÇÕES DE TENSÃO CAUSADAS PELA PROTEÇÃO ANTI-ILHAMENTO DE GERADORES DISTRIBUÍDOS RAFAEL D. E OLIVEIRA, JOSÉ C. M. VIEIRA JR. Laboratório de Sistemas de Energia Elétrica - LSEE, Departamento de Engenharia Elétrica e de Computação, Escola de Engenharia de São Carlos, Universidade de São Paulo - USP Av. Trabalhador São-carlense, 400. São Carlos, SP, , Brasil s: rafael.deleo.oliveira@usp.br, jcarlos@sc.usp.br FERNANDA C. L. TRINDADE Departamento de Sistemas e Energia, Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação, Universidade Estadual de Campinas Caixa Postal 6101, , Campinas, SP, Brasil fernanda@dsee.fee.unicamp.br Abstract The anti-islanding protection scheme requires to trip all distributed generators in an electrical island which could be formed by, for example, the opening of reclosers due to temporary faults. When the island is reconnected to the supplying feeder, its loads are energized immediately. However, the distributed generators are no longer present since they cannot be reconnected immediately. This creates a load-generation imbalance and the missing power has to come from the substation. The increased power flow can lead to voltage depression in some parts of the distribution system. In this work, the authors have investigated the impacts of distributed generators anti-islanding protection on the operation of automatic voltage regulators installed in power distribution networks. As a result, the paper proposes a new method to mitigate the voltage variations caused by the operation of the distributed generators anti-islanding protection. The method is based on the centralized control of the voltage regulator tap changer. The results have shown that the proposed method is efficient and it has great potential to be applied in a smart-grid environment. Keywords Anti-islanding protection, voltage sags, generators distributed, voltage regulator, power quality. Resumo O esquema de proteção anti-ilhamento exige que os geradores distribuídos sejam desconectados de um sistema ilhado, que pode ser resultado, por exemplo, da abertura de religadores devido a faltas temporárias. Quando o sistema ilhado é reconectado ao alimentador, as cargas são energizadas imediatamente. Contudo, os geradores distribuídos não estão mais presentes pois não podem ser reconectados imediatamente. Isso cria um desbalanço carga-geração e esta diferença deve partir da subestação. O aumento no fluxo de potência proveniente da subestação causa quedas de tensão ao longo do alimentador. Este trabalho investigou os impactos da proteção anti-ilhamento de geradores distribuídos na operação de reguladores automáticos de tensão instalados em alimentadores de distribuição. Como resultado, propõe-se um novo método para mitigar as variações de tensão provocadas pela ação do sistema de proteção anti-ilhamento por meio do controle centralizado do comutador de taps dos reguladores de tensão presentes nos sistemas de distribuição de energia elétrica. Os resultados mostram que o método proposto é eficiente e tem potencial para ser aplicado no ambiente das redes inteligentes. Palavras-chave Proteção anti-ilhamento; afundamentos de tensão; geradores distribuídos; regulador de tensão; qualidade da energia elétrica. 1 Introdução No Brasil, a Resolução Normativa 482 da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), de 17 de abril de 2012 estabelece as condições para o acesso de microgeradores e minigeradores aos sistemas de distribuição de energia elétrica e o mecanismo de compensação de energia elétrica. Esta resolução deverá incentivar a utilização desta modalidade de geração de energia elétrica no país (ANEEL, 2012). Também, deve-se observar que as barreiras ambientais impostas à construção de grandes usinas hidroelétricas ou termoelétricas têm direcionado o mercado de geração a diversificar a matriz energética, despertando o interesse pela instalação de pequenas unidades geradoras conectadas próximas aos centros consumidores através das redes de distribuição de energia elétrica (Jenkins et al, 2000; CIGRÉ, 1999; CIRED, 1999). Estas pequenas unidades geradoras podem utilizar de fontes renováveis ou não renováveis de energia para a produção de energia elétrica, destacando a energia solar (sistema fotovoltaico), energia eólica (geradores eólicos), biomassa e combustíveis fósseis (turbinas a gás e turbinas a vapor), energia hidráulica (pequenas centrais hidroelétricas PCH), entre outras modalidades (Saidian et al, 2010; Guo et al, 2009; Jenkins et al, 2000). No entanto, a conexão de geradores distribuídos à rede de distribuição deve atender a requisitos técnicos de proteção e operação estabelecidos pelas empresas concessionárias de distribuição de energia elétrica e agências reguladoras. Um desses requisitos é a proteção anti-ilhamento, que estabelece que todos os geradores distribuídos devem ser imediatamente desconectados da rede caso uma ilha energizada seja formada. Isto pode acontecer, por exemplo, quando 2331

2 religadores automáticos atuam devido a faltas temporárias nos sistemas de distribuição de energia elétrica (Hydro-Québec Distribution, 2009; IEEE Std. 1547, 2003; Alberta, 2002). Embora a proteção anti-ilhamento seja uma maneira efetiva de evitar danos aos consumidores, danos aos geradores distribuídos e garantir a segurança de equipes de manutenção de campo, ela apresenta uma consequência indesejada. Quando o religador atua em decorrência da detecção de falta, os geradores distribuídos devem ser imediatamente desconectados da rede de distribuição e, ocorrendo o religamento, o fluxo de potência sobre o religador aumenta, podendo ocasionar variações de tensão severas em parte do sistema de distribuição com duração vinculada ao tempo de resposta e atuação dos reguladores de tensão encarregados de manter os níveis de tensão dentro dos limites normativos (Nascimento, 2013; Trindade et al, 2013). Este problema pode ser considerado novo no contexto da qualidade da energia elétrica e, por isso, não existem muitas referências sobre o mesmo. Uma investigação detalhada sobre este tema foi realizada em Nascimento (2013) e Trindade et al (2013), no entanto nenhum método para minimizar seus efeitos foi abordado. Neste contexto, o objetivo deste trabalho é propor um método baseado no controle das posições dos taps dos reguladores de tensão para minimizar as variações de tensão causadas pela desconexão dos geradores distribuídos. Os resultados mostram que é possível que o regulador de tensão opere em determinadas posições de taps de forma que não haja violações dos parâmetros da qualidade da energia elétrica previstos em normas, após a desconexão dos geradores e considerando diferentes níveis de carregamento do sistema de distribuição. 2 Detalhamento do Problema Para a condição de operação da rede de distribuição de energia elétrica na presença da geração distribuída (Figura 1a), o regulador automático de tensão se ajustará com uma determinada posição de tap adequada para manter o perfil de tensão ao longo da rede dentro dos valores recomendados pelas agências reguladoras. No intervalo entre a abertura e o religamento do religador automático, todos os geradores distribuídos são desconectados para atender aos requisitos da proteção anti-ilhamento. Assim, após o religamento, o fluxo de potência ao longo do alimentador sofrerá um aumento significativo (Figura 1b). O resultado disso é um afundamento de tensão, visto que a posição de tap do regulador de tensão não se altera instantaneamente. A duração deste afundamento está vinculada ao tempo de operação do regulador de tensão, o qual pode ser longo em virtude da ação lenta deste dispositivo no processo de correção da tensão (Dugan et al., 2002; Kundur, 1994). Portanto, esse tipo de variação de tensão deve se tornar uma preocupação das concessionárias distribuidoras de energia elétrica, uma vez que há a tendência de crescimento do número de geradores distribuídos conectados aos sistemas de distribuição. Nesse sentido, este trabalho tem a intenção de propor um método para evitar que essas variações de tensão deteriorem a qualidade da energia elétrica fornecida aos consumidores. (a) Geradores distribuídos conectados à rede de distribuição. (b) Geradores distribuídos desconectados da rede de distribuição. Figura 1. Rede de distribuição de energia elétrica com contribuição de geradores distribuídos (Nascimento, 2013). 3 Método Proposto O método proposto é baseado na determinação da posição do tap do regulador de tensão que garanta a não violação de tensão nos nós de carga do sistema de distribuição de energia elétrica quando os geradores distribuídos são desconectados do sistema de distribuição pela proteção anti-ilhamento. Então, as posições de tap dos reguladores de tensão devem ser constantemente monitoradas e controladas. Os passos para aplicação do método de análise proposto são descritos a seguir: Passo 1: Definir as condições operativas dos geradores para cada período de carga. Definir também o modelo das cargas do sistema elétrico que podem ser modeladas como cargas dependentes da tensão ou cargas a potência constante; Passo 2: Considerar que as curvas de carga do alimentador (potência ativa e reativa) são os parâmetros básicos para a aplicação do método. Caso estas curvas não estejam disponíveis, definir patamares de carga em função de períodos diários maiores; Passo 3: Estabelecer os limites aceitáveis para os níveis de tensão considerando duas situações. A primeira refere-se aos limites de tensão de regime permanente aplicados no período pré-falta, os quais serão de 0,93 pu a 1,05 pu de acordo com o Módulo 8 do PRODIST (ANEEL, 2013). A segunda situação refere-se aos limites de tensão pós-falta que serão relacionados aos limites de variações de tensão de curta duração estabelecidos no Módulo 8 do PRODIST (ANEEL, 2013); estes limites serão de 0,90 pu a 1,10 pu e, neste trabalho serão denominados de limites de qualidade de energia elétrica; 2332

3 Figura 2. Sistema elétrico de distribuição analisado (Nascimento, 2013) Passo 4: Considerando todos os geradores distribuídos em operação, e para cada nível de carga e posição de tap do regulador de tensão, executar cálculos de fluxo de carga para determinar as tensões nodais em cada barra do sistema elétrico. Descartar as posições de tap em que as tensões nodais violam os limites de tensão de regime permanente definidos no Passo 3; Passo 5: Desconectar os geradores distribuídos e executar simulações de fluxo de carga para obter as tensões nodais, para cada nível de carga e posição do tap do regulador de tensão. Descartar as posições de tap em que as tensões nodais violaram os limites de qualidade de energia definidos no Passo 3; Passo 6: O resultado da aplicação do método é o conjunto das posições de tap que não causaram nenhuma violação de tensão em ambas as situações 1 e 2 definidas no passo 3. Logo, mantendo o regulador automático de tensão operando com essas posições de tap, garante-se que a desconexão dos geradores distribuídos não cause violações de tensão. 4 Aplicação do Método e Resultados 4.1 Considerações sobre o sistema elétrico O método proposto foi empregado no sistema elétrico da Figura 2. Os parâmetros desse sistema são apresentados detalhadamente em Nascimento (2013). Foram investigadas quatro condições (patamares) de carregamento do sistema elétrico: Madrugada 25% da carga do caso base; Manhã 75% da carga do caso base; Tarde 100% da carga (caso base); Noite 50% da carga do caso base. Além disso, foram considerados os limites de tensão de regime permanente (período pré-falta) de 0,93 pu a 1,05 pu e os limites de qualidade de energia (período pós-falta) de 0,90 pu a 1,10 pu. Neste trabalho, também foi admitido um comutador de tap mecânico acoplado ao regulador automático de tensão, a fim de produzir resultados conservadores, com atraso de tempo de resposta de 30 segundos, que é um valor típico de acordo com Dugan et al. (2002) e Kundur (1994). A duração de cada mudança adicional de tap é igual a 3 segundos, sendo que valores típicos variam de 2 a 8 segundos de acordo com Dugan et al. (2002) e ABB (2003). Estes valores de tempo de operação associados aos reguladores de tensão comprovam que os consumidores podem ficar submetidos a tensões fora das faixas permitidas por normas, por longos períodos, justificando o propósito deste trabalho. Modernos reguladores de tensão podem ser equipados com comutadores de taps parcialmente ou completamente eletrônicos, com tempos de resposta de 400 milissegundos e meio ciclo, respectivamente (Faiz et al., 2011; Eaton Electrical Inc., 2006). Embora esses tipos de comutadores não tenham sido abordados neste trabalho, todas as análises apresentadas a seguir podem ser prontamente aplicadas a eles. Finalmente, as condições operativas do caso base foram definidas visando criar uma situação representativa do problema estudado. As condições definidas são descritas a seguir: Máximo carregamento do sistema elétrico: 16,39 MW (sendo que a carga a jusante do religador é de 11,35 MW); As cargas foram modeladas como impedância constante; Cada gerador fornece 4,6 MW de potência ativa e 1,8 Mvar de potência reativa. Os resultados da aplicação do método são apresentados a seguir. Para cada período de carga (madrugada, manhã, tarde e noite) foram simulados três cenários para o instante pré-falta, considerando diferentes níveis de injeção de potência ativa e reativa dos geradores distribuídos, conforme definidos a seguir: Cenário 1: cada gerador fornece 4,6 MW de potência ativa e 1,8 Mvar de potência reativa; Cenário 2: cada gerador fornece somente 4,6 MW de potência ativa e potência reativa nula; Cenário 3: geradores distribuídos com tensão terminal controlada em 1 pu, fornecendo 4,6 MW de potência ativa; 2333

4 As análises consideraram a aplicação de cada um dos cenários anteriores aos diferentes patamares de carregamento. Logo, 12 condições operativas foram analisadas (3 cenários de geração 4 patamares de carga). 4.2 Resultados Uma vez definidos os cenários de geração e de carregamento (Passo 1 ao Passo 3), o método pôde ser aplicado e os resultados são apresentados na Figura 3, Figura 4 e Figura 5, para os cenários 1, 2 e 3, respectivamente. Os retângulos coloridos nestas figuras mostram as possibilidades de posições de tap com que o regulador de tensão deve ser configurado para que não ocorram violações de tensão caso os geradores distribuídos sejam desconectados. Observa-se que para cada cenário e período do dia, o número de posições de tap candidatas pode ser alterado significativamente. Analisando os gráficos referentes aos cenários 1, 2 e 3, observa-se que, independente do modo de operação dos geradores distribuídos, existe uma faixa de taps candidatos, mesmo que estreita, para cada período de carga, capaz de manter os níveis de tensão pósfalta dentro dos limites normativos. Posição do tap Posição do tap Período do dia Figura 3. Taps candidatos Cenário 1. Período do dia Figura 4. Taps candidatos Cenário 2. Posição do tap Período do dia Figura 5. Taps candidatos Cenário 3. Observa-se que o Cenário 1 (Figura 3) é o mais restritivo entre os demais quando se trata do conjunto das posições de tap em cada patamar de carga. Analisando o período de carga da noite e da madrugada, observa-se que existem três taps candidatos (taps: 0, +1 e +2) em que os limites de tensão nos períodos pré e pós-falta não são violados, ou seja, mesmo após a ocorrência da falta e atuação do sistema de proteção a qualidade da energia entregue ao consumidor é mantida dentro dos padrões determinados em norma sem a necessidade de atuação imediata do regular de tensão. Já, para os períodos de carga da manhã e tarde só existe uma posição de tap viável: tap -2 para o período da manhã e tap -3 para o período da tarde. Analisando os resultados referentes aos cenários 2 e 3, Figura 4 e Figura 5, respectivamente, constata-se que para os quatro períodos de carga diários definidos, existem posições de taps em comum. Então, pode-se optar por manter o tap do regulador de tensão fixo em uma dessas posições ao longo do dia sem que as tensões nas barras do alimentador sejam violadas após a desconexão dos geradores distribuídos. Para o Cenário 2, essas posições de tap são -3, -4 e - 5; já para o Cenário 3, as posições comuns aos quatro períodos do dia vão de -3 a -8. Assim, para essas posições de tap, os índices de qualidade impostos por normas seriam respeitados sem a necessidade de comutação dos tap dos reguladores de tensão ao longo do dia, o que refletiria na maior vida útil desses equipamentos. Ressalta-se também que o Cenário 3 apresentou o maior número de taps em comum (6 taps: de -3 ao -8) para os períodos de carga definidos ao longo do dia, indicando que o controle da tensão terminal dos geradores distribuídos pode contribuir para uma melhor manutenção das tensões nas barras do alimentador ao longo do dia. 4.3 Variações de Tensão A solução proposta garante que não haverá violações de tensão quando os geradores distribuídos são desconectados, contudo não elimina as variações de tensão sofridas pelas cargas após esta desconexão. 2334

5 Para ilustrar as variações de tensão, empregou-se a fórmula (1). ΔV = V pós - V pré [pu] (1) Sendo: V pré tensão antes da ocorrência da abertura do religador, em pu; V pós tensão após o religamento e eliminação da falta, em pu (os geradores já estarão desconectados). Em (1), valores negativos indicam que houve queda de tensão após a desconexão dos geradores e o religamento automático. Todos os cenários apresentados anteriormente foram avaliados e os resultados são mostrados nas tabelas 1, 2 e 3 em que os valores são referentes à barra 12, pois foi aquela que sofreu variações de tensão mais intensas. Nessas tabelas, os valores de ΔV serão expressos em valores percentuais da tensão nominal, usada como valor de base. Logo, basta multiplicar o resultado de (1) por 100. A Tabela 1 apresenta as variações de tensão para o Cenário 1, considerando cada posição de tap analisada. As células pintadas em cinza indicam as posições de tap que não causaram nenhum tipo de violação, portanto elas representam as áreas em azul da Figura 3. Os resultados mostram que há variações de tensão superiores a 10% nos casos válidos e mesmo assim não há violações de tensão. Tap Tabela 1. Variação de tensão na barra 12 Cenário 1 Variação Percentual de Tensão (%) - Cenário ,50-10,21-11,20-9, ,50-10,18-11,20-9, ,40-10,11-11,15-9, ,40-10,11-11,07-8, ,33-10,07-11,06-8, ,34-10,00-11,12-8, ,22-9,99-11,04-8, ,27-9,99-11,14-8,88 0-8,18-9,97-11,07-8,82 1-8,17-9,95-11,06-8,83 2-8,15-9,94-11,06-8,81 3-8,47-9,93-11,07-8,79 4-8,09-9,92-11,07-8,77 5-8,07-9,91-11,08-8,76 6-8,05-9,91-11,09-8,74 7-8,03-9,90-11,11-8,72 8-8,00-9,89-11,12-8,71 As tabelas 2 e 3 apresentam as variações de tensão para os cenários 2 e 3, respectivamente. Nessas tabelas, as células em cinza correspondem às posições de tap válidas apresentadas nas figuras 4 e 5, respectivamente. Observando a Tabela 2 constata-se que as quedas de tensão para as posições de tap válidas (células cinza) foram menos intensas do que as observadas para o Cenário 1. Isto ocorreu porque os geradores estão configurados para não fornecerem potência reativa para o sistema elétrico. Neste caso, a seleção das posições de tap -3, -4 ou -5 pode ser uma estratégia de operação interessante, pois cada uma delas é viável para todos os períodos analisados e então mudanças de tap podem ser evitadas. Dentre essas opções, a escolha da posição de tap mais adequada deve ser subsidiada por fatores como: a minimização das perdas ôhmicas, a minimização dos desvios de tensão ao longo do alimentador, a minimização da queda de tensão devido à desconexão dos geradores distribuídos etc. Neste trabalho, tomando-se a média ao longo do dia das quedas de tensão referentes às posições -5, -4 e -3, tem-se: -4,17%, -4,16%, -4,15%, respectivamente. Embora as diferenças sejam pequenas entre esses valores, a posição de tap referente à menor queda de tensão média é a -3. Portanto, sugere-se que esta posição de tap seja a selecionada. Tap Tabela 2. Variação de tensão na barra 12 Cenário 2 Variação Percentual de Tensão (%) - Cenário ,10-4,61-5,40-3, ,20-4,58-5,40-3, ,10-4,51-5,37-3, ,10-4,52-5,36-3, ,13-4,51-5,36-3, ,04-4,50-5,36-3, ,07-4,49-5,36-3, ,06-4,49-5,43-3,67 0-3,04-4,47-5,37-3,66 1-3,02-4,47-5,37-3,64 2-3,01-4,47-5,37-3,63 3-2,99-4,46-5,38-3,62 4-2,97-4,45-5,39-3,61 5-2,96-4,45-5,40-3,60 6-2,95-4,45-5,40-3,59 7-2,94-4,45-5,42-3,58 8-2,92-4,44-5,43-3,58 Os resultados para o Cenário 3 (Tabela 3) mostram que houve tanto elevação quanto queda de tensão após a desconexão dos geradores distribuídos, sendo que as variações de tensão atingiram cerca de 7% dentre as posições de tap viáveis (em cinza). Este comportamento ocorreu porque no Cenário 3 os geradores estão configurados para controle da tensão 2335

6 terminal, logo eles podem injetar ou absorver potência reativa. Calculando-se a média dos valores absolutos das variações de tensão obtiveram-se os valores de 2,55%; 2,38%; 2,38%; 2,38%; 2,81% e 3,89% para os taps -8, -7, -6, -5, -4 e -3, respectivamente. Logo, baseando-se no critério de minimização das quedas de tensão e minimização do número de mudanças de tap ao longo de um dia de operação, a escolha dos taps -7, -6 ou -5 é uma opção viável para a operação do regulador automático de tensão. Tap Tabela 3. Variação de tensão na barra 12 Cenário 3 Variação de Tensão (%) - Cenário ,56 +0,36-1,37 +3, ,30-0,86-2,62 +2, ,15-2,04-3,82 +1, ,99-3,19-4,99 +0, ,09-4,29-6,13-0, ,15-5,37-7,23-1, ,18-6,41-8,30-2, ,19-7,42-9,40-3,93 0-4,15-8,40-10,35-4,91 1-5,09-9,36-11,33-5,87 2-6,00-10,29-12,28-6,80 3-6,88-11,19-13,22-7,71 4-7,73-12,06-14,12-8,59 5-8,57-12,92-15,00-9,45 6-9,38-13,75-15,86-10, ,16-14,55-16,70-11, ,92-15,33-17,52-11,86 5 Conclusão O método proposto neste trabalho mostrou-se eficaz para evitar que variações de tensão causadas pela atuação da proteção anti-ilhamento dos geradores distribuídos provoque violações dos limites normativos vinculados a variações de tensão de curta duração e variações de tensão de regime permanente. Mesmo registrando variações de tensão da ordem de 10%, o método garante que os limites normativos sejam respeitados. A ideia proposta neste trabalho pode ser aplicada considerando qualquer tipo de gerador distribuído e para diferentes tipos de carga (potência constante, impedância constante ou corrente constante). Além disso, podem-se empregar curvas de carga discretizadas em intervalos menores (uma hora), por exemplo, visando ter um mapeamento completo das características de operação do sistema elétrico. Este trabalho apresentou os fundamentos do novo método, o qual, para ser implementado na prática, necessita de uma infraestrutura tecnológica adequada. Um ponto importante é que, para viabilizar o método proposto, os reguladores de tensão necessitam de controle centralizado para que seja selecionada a posição de tap mais adequada, conforme a abordagem proposta neste artigo. Com o advento das redes inteligentes, espera-se que esta infraestrutura esteja disponível e também se torna possível a obtenção do carregamento do alimentador em tempo real, possibilitando a execução on-line do método. Agradecimentos Os autores gostariam de agradecer ao Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq) e à Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (FAPESP) pelo apoio financeiro fornecido para a realização desta pesquisa. Referências Bibliográficas ABB (2003). On-Load Tap-Changers, type UBB, Technical Guide. Alberta Distributed Generation Technical and Police Committee (2002). Alberta Distributed Generation: Interconnection Guide. 67 p. July, ANEEL (2012). Resolução Normativa 482. Disponível em ren pdf. [Fev., 2014]. ANEEL (2013) Procedimentos de Distribuição de energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional. Módulo 8 Qualidade da Energia Elétrica. Disponível em [Fev., 2014]. CIGRÉ Working Group (1999). Impact of increasing contribution of dispersed generation on the power system. Cigré Technical Report. Paris, p. 50. CIRED Working Group 04 (1999). Dispersed Generation. CIRED Preliminary Report of Discussion at CIRED Nice, p. 42. Disponível em: Dugan, R. C.; McGranaghan, M. F.; Santoso, S. and Beaty, H. W. (2002). Electrical Power Systems Quality, 2nd Edition, McGraw-Hill Professional. Eaton Electrical Inc. (2006), Electronic Voltage Regulator Faiz, J.; Siahkolah, B. (2011). Electronic Tapchanger for Distribution Transformers, Series: Power System, vol. 2, 1st Edition, XII, 183 p. Guo, Y.; Zhu, D.; Wang, X. (2009). Profiling innovation system for solar photovoltaic in China. Industrial Engineering and Engineering Management, IEEM IEE Internation Conference, vol 8-11, p Hydro-Québec Distribution (2009). Requirements for the Interconnection of Distributed Generation to 2336

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