Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG

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1 Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL ATO REGULATÓRIO: Consulta Pública nº 005/2014 EMENTA: Obter subsídios para identificar a necessidade de criação de incentivos à instalação de centrais geradoras com potência instalada superior a 1 MW pertencentes a consumidores, bem como de debater a ampliação dos limites de aplicação do conceito de "net metering" para essas centrais e de obter informações adicionais sobre o tema.

2 CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS IMPORTANTE: Os comentários e sugestões referentes às contribuições deverão ser fundamentados e justificados, mencionando-se os artigos, parágrafos e incisos a que se referem, devendo ser acompanhados de textos alternativos e substitutivos quando envolverem sugestões de inclusão ou alteração, parcial ou total, de qualquer dispositivo. PERGUNTA III.3.1 Identificação do Problema Quais os benefícios elétricos e econômicos trazidos pela central geradora nas redes de distribuição? RESPOSTA As centrais geradoras podem trazer benefícios ou prejuízos para as redes de distribuição, dependendo do ponto onde são conectadas e das condições do sistema elétrico na vizinhança. Os principais aspectos que podem ser beneficiados ou prejudicados são: perdas, carregamento e perfil de tensão. Normalmente a operação e controle do sistema ficam mais complexos com a geração distribuída. Quando as gerações são instaladas no mesmo ponto que as cargas, existe uma maior probabilidade de benefícios, em relação às gerações que são instaladas em pontos onde não existem cargas. No entanto, o sistema deve ser dimensionado para atender à carga máxima no ponto, bem como a geração máxima. É importante destacar que o limite para atendimento à geração é bem menor que o limite para atendimento à carga, dependendo do tipo de cabo utilizado. Isso se deve ao perfil de tensão desde a subestação até o ponto onde está a carga e a geração. 2

3 Quais os principais impactos para a rede de distribuição da implantação de GD com potência superior a 1 MW? Como mitigá-los? O principal impacto é o aumento das obras de reforço com a reconfiguração do sistema elétrico. Uma forma de mitigação para esse impacto seria atribuir a responsabilidade das obras de reforço acima 1MW ao gerador. Caso contrário, ocorreria uma oneração da tarifa dos outros consumidores por conta da conexão de GD. Além disso, outros impactos seriam: - aumento de carregamento dos equipamentos; - elevação das perdas em carga leve; - aumento de custos com adequação da proteção; - falta de confiabilidade na operação da rede; - impactos na qualidade de tensão; O Anexo I apresenta simulações e detalhamentos dos impactos supracitados. Vale destacar, também, que as concessionárias de distribuição terão custos adicionais para fazer a gestão de todo o processo de controle e implementação da geração distribuída, principalmente no tocante ao Net Metering. O texto normativo deve contemplar a obrigatoriedade, nos casos desejáveis e factíveis para operação ilhada, que os reguladores de tensão e velocidade tenham grupos de ajustes dedicados a esta operação. A possibilidade de operação ilhada não é solicitada de pequenas centrais térmicas conectadas ao sistema de distribuição em média tensão. As pequenas centrais hidrelétricas com potência nominal igual ou maior a 1 MW deverão ser tecnicamente capazes de operar de forma isolada do sistema de distribuição, e para isso deverão possuir dispositivos para partida direta, independentemente da rede elétrica de distribuição (Black Start). O controle de velocidade das máquinas hidrelétricas deverá ser capaz de funcionar adequadamente tanto em condição interligada quanto na condição isolada. Da mesma forma, deverão ser determinados ajustes adequados para os reguladores de tensão, de forma a permitir distribuição adequada da potência reativa entre as máquinas no caso de ilhamento. Os reguladores de velocidade deverão permitir os modos de controle por potência e por frequência. Deverão ser ajustados conjuntos de parâmetros para operação interligada e ilhada das máquinas, com a possibilidade de reversão automática entre o conjunto de parâmetros de controle para as duas condições. Durante o comissionamento das instalações de conexão deverão ser realizados ensaios de desempenho dos sistemas que compõem o controle de velocidade das máquinas para a condição interligada e ilhada, quando for o caso, sendo os resultados enviados à Distribuidora. 3

4 Há interesse das distribuidoras no aumento da quantidade e da capacidade de centrais geradoras conectadas às suas redes de distribuição? III.3.2 Ampliação dos limites de aplicação do conceito de "net metering" Qual seria a potência instalada limite para usufruto do net metering por centrais geradoras conectadas à rede de distribuição? Há necessidade de alterações nas exigências técnicas, contratuais e procedimentais contidas nos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional PRODIST para viabilização de centrais geradoras com potência instalada superior a 1 MW a adotarem o net metering? Quais? Quais seriam as dificuldades enfrentadas pelas distribuidoras em termos de contabilização de créditos de energia, procedimentos, conexão e operação de centrais geradoras com potência instalada superior a 1 MW a adotarem o net metering? Considerando que os investimentos de obras de reforço para atender unicamente à GD maior que 1MW sejam imputados aos geradores, a distribuidora tem interesse, devido aos benefícios que serão proporcionados à sociedade. Caso não se admita que os custos das obras sejam imputados aos geradores, deverá haver uma melhor definição quanto ao reconhecimento dos investimentos das distribuidoras, devido à conexão de GD, nas tarifas de energia e de uso do sistema de distribuição. Devemos considerar que a Distribuidora não é diretamente beneficiada, pois a GD não pode ser considerada fonte firme de potência nos estudos de planejamento, já que não se tem garantia da obrigatoriedade de continuidade de geração e não posterga os investimentos necessários para a continuidade do atendimento aos clientes. Considerando que a geração não ultrapasse o montante da carga no mesmo ponto de consumo e, que o acessante seja responsabilizado pelas obras de reforço para a GD maior que 1 MW, não há um limite para a distribuidora. Sim, há necessidade. O PRODIST deve ser adequado à inclusão da GD em todos os seus módulos. Incluir que a responsabilidade das obras de reforço seja do acessante, para GD maior que 1MW. As concessionárias de distribuição terão custos adicionais para fazer a gestão de todo o processo de controle e implementação da geração distribuída, principalmente, no tocante ao Net Metering. Para ressarcimento desses custos para a distribuidora, deveria ser previsto algum processo para a remuneração de serviços de engenharia decorrentes da demanda por conexões dessas GDs. No que tange à contabilização de energia, é importante frisar que o aumento da potência para o sistema de compensação de energia elétrica trará custos. A visão da Cemig é que esses custos sejam imputados ao acessante ou reconhecidos na tarifa. Será necessário adequar a regulamentação vigente à nova realidade. 4

5 III.3.3 Questões adicionais Como o risco de sobrecontratação de energia por parte das distribuidoras poderia ser mitigado ou eliminado no caso de aumento de geração de energia proporcionado por consumidores? Qual o valor médio do investimento, por ponto de medição, em medidores SMF (padrão CCEE), considerando aquisição dos equipamentos e instalação? Qual o valor médio do investimento, por ponto de medição, em medidor bidirecional, considerando aquisição dos equipamentos e instalação? Considerando centros urbanos com elevada demanda de energia e potência, quais os custos médios de reforço na rede de distribuição para atendimento aos clientes no horário de ponta? Permitir que a geração distribuída seja acrescida à carga no ponto de fronteira com a Rede Básica para efeito de apuração no montante contratado (MUST), a exemplo do que ocorre atualmente com a geração despachada centralizadamente pelo ONS. Haverá necessidade de medição específica dessa geração distribuída a fim de permitir o controle de contratação do uso do sistema. Os custos de instalação da medição e a adequação do ponto de medição ficam a cargo do gerador. A distribuidora somente adquire os ativos de medição, com custo médio dos equipamentos dependente da aplicação. Enquanto o medidor do padrão CCEE tem o custo médio unitário de R$ ,00, o medidor bidirecional padrão THS possui o custo médio unitário de R$ 1.000,00. Os custos de instalação da medição e a adequação do ponto de medição ficam a cargo do gerador. A distribuidora somente adquire os ativos de medição, com custo médio dos equipamentos dependente da aplicação. Os custos médios de reforço na rede de distribuição dependem da configuração do sistema. 5

6 ANEXO I Os principais impactos de GD maior que 1 MW na rede de distribuição e como mitigá-los.

7 Sumário Introdução sistemas de média tensão impactos nos alimentadores...8 Impactos no perfil de tensão...8 Comportamento esperado... 9 Análises experimentais Potência demandada e potência injetada Soluções propostas Aumento do carregamento dos equipamentos Perdas Proteção Confiabilidade Impactos na qualidade de tensão Obras de reforço Bibliografia

8 Introdução sistemas de média tensão impactos nos alimentadores Conforme determinado pela ANNEL, por meio das resoluções normativas 482/2012 e 517/2012 (referências 1 e 2), estabeleceu a modalidade de conexão com a possibilidade compensação da energia consumida pela energia gerada. Anteriormente essa modalidade abrangia instalações de geração de até 1 MW. Por meio da consulta pública n 5/2014, a ANEEL solicitou o posicionamento dos agentes a respeito da extensão desse regime de conexão a gerações superiores a 1 MW. No tocante aos principais impactos negativos para a rede de distribuição, com base na experiência anterior obtida com acessantes conectados em média tensão, em uma análise inicial, são passíveis de ocorrer: Alterações do perfil de tensão (fora do limite regulamentado); Aumento do carregamento dos equipamentos (cabos, transformadores, etc.); Aumento ou redução dos níveis de perdas elétricas; Variações indesejadas de tensão (flutuações e afundamentos de tensão); Problemas no desempenho dos sistemas de controle de tensão; Alteração nos níveis e na distribuição de correntes de curto circuito; Necessidade de adequações nas proteções. Impactos no perfil de tensão Os atuais sistemas de distribuição foram desenvolvidos para o atendimento de cargas passivas, ou seja, não se considerava a possibilidade de conexão de geração distribuída, e a regra geral era a conexão das centrais geradoras nas barras de alta ou extra alta tensão. O perfil de tensão em um alimentador era ajustado para se obter níveis de tensão superiores ou iguais aos mínimos em todos os pontos do alimentador. Partia-se do barramento de média tensão da Subestação de Distribuição com valores próximos dos limites admitidos pelos equipamentos (ex: 104% do nominal). Na maior parte dos casos se podia considerar a barra de média tensão da Subestação como um ponto de tensão fixa, por ser uma barra eletricamente mais robusta que os demais pontos do alimentador, variando muito pouco em função dos níveis de carregamento. Devido ao fluxo da potência ativa e reativa consumida pelas cargas, o perfil de tensão ao longo do alimentador possuía normalmente um comportamento decrescente. Admitindo-se, por simplicidade, a carga concentrada na extremidade do alimentador, a queda de tensão no alimentador pode ser dada de forma aproximada pela seguinte equação, obtida das referências 3 e 4: (Eq. 1) Onde: é a variação de tensão; R é a resistência da linha; X é a reatância da linha; P é o fluxo de potência ativa na linha; Q é o fluxo de potência reativa na linha; é a tensão na subestação; é a tensão na carga. 8

9 Figura 1 - Diagrama unifilar de conexão de uma carga em uma subestação Para evitar as quedas excessivas de tensão eram utilizados reguladores de tensão e bancos de capacitores. Em alguns casos, por motivos econômicos, eram interligados vários reguladores em série. Para um desempenho adequado dos controles de tensão era necessária a coordenação entre os tempos de atuação das malhas de controle de cada regulador. Em sistemas aterrados com cargas desequilibradas os bancos de reguladores devem atuar de forma independente, com o objetivo de manter valores determinados de tensão na barra controlada em cada fase. Essa política foi adotada em função do desequilíbrio de carga inerente ao sistema de distribuição. Segundo o módulo 8 do Prodist (referência 5), em pontos de conexão com tensão nominal entre 1kV e 69kV, a tensão de atendimento é considerada adequada entre -7% e 5% da tensão nominal, precária entre -10% e -7% da tensão de referência e crítica menor que - 10% ou maior que 5% da tensão de referência, conforme a Tabela 1. Tabela 1 - Faixas de tensões Prodist Comportamento esperado Partindo do pressuposto que já exista uma carga atendida em um ponto de conexão, ao se conectar uma geração, poderá ocorrer a elevação da tensão neste ponto. A conexão de Geração Distribuída na rede normalmente altera os valores das potências ativa e reativa fluentes da barra de média tensão da subestação ao ponto de conexão, o que poderá elevar ou reduzir a tensão no ponto de conexão como em toda a extensão do alimentador. Quando a GD permite a redução do fluxo de potência ativa no alimentador, a queda de tensão se torna menor e, em consequência, poderá ocorrer uma melhoria no perfil de tensão. Em outros casos, com a inversão do fluxo de potência ativa, poderá ocorrer a elevação do nível de tensão, em tal amplitude que sejam ultrapassados os limites estabelecidos de tensão, tornando a tensão de atendimento precária ou crítica. Essa elevação poderá afetar não apenas o ponto de conexão, como também os demais pontos do alimentador. É muito importante ressaltar que a faixa admissível para elevação do perfil de tensão em um alimentador é muito inferior à faixa admitida para queda de tensão. No primeiro caso, admite-se uma elevação da ordem de 2% de tensão, lembrando-se que a tensão na barra de média tensão da SE é fixada entre 103% a 105%. No segundo caso, ao contrário, admitem-se quedas de tensão da ordem de até 12%, desprezada a existência de reguladores de tensão. Assim, no caso de fluxo inverso no alimentador, a potência 9

10 compatível com os limites de tensão poderá ser muito menor a potência admitida para o atendimento de apenas cargas passivas. A inserção de reguladores de tensão no circuito, para o caso de cargas passivas e sem conexão de GD, poderá melhorar o perfil de tensão e ampliar a capacidade de atendimento do alimentador. Entretanto, o uso de reguladores de tensão em série poderá originar outros tipos de problemas operativos. Em sistemas que atendem a cargas desequilibradas são instalados bancos trifásicos de reguladores de tensão, com controles de tensão independentes em cada fase, ajustados para a obtenção de valores de tensão iguais em módulo no lado controlado. Nesse caso as tensões, mesmo que equilibradas em módulo, poderão se manter desequilibradas em ângulo. Com a inserção de GD em alimentadores com reguladores de tensão instalados, novos aspectos deverão ser considerados. Nos casos em que a GD for inferior à carga e não ocorrer inversão de fluxo ativo no RT, o comportamento do perfil de tensão permanece semelhante ao verificado no caso de ligação apenas de cargas passivas. Entretanto a inversão de fluxo no RT acarreta a elevação do perfil de tensão ao longo do alimentador. Caso não haja absorção de reativos pelos geradores, poderão ocorrer violações dos limites de tensão admitidos no ponto de conexão da GD, bem como nos pontos de entrega de energia aos demais consumidores ao longo do alimentador, mesmo com a presença do regulador de tensão. Na ocorrência da inversão de fluxo poderão ocorrer problemas de controle de tensão mesmo que adotados outros modos de controle de tensão nos RT, tais como os modos cogeração ou do modo bidirecional (referência 6). O problema do controle de tensão do alimentador requer a coordenação do controle do LTC na saída da subestação, dos reguladores de tensão e das unidades de GD conectadas ao alimentador, para evitar conflitos e até mesmo disfunções nas malhas de controle, com impactos indesejados no perfil de tensão. Em alimentadores com mais de um regulador de tensão em série, essa coordenação torna-se cada vez mais delicada e de difícil implementação, como vem sendo constatado em casos práticos pelas equipes de operação. Esse assunto vem sendo objeto de vários trabalhos nacionais e internacionais, como mostram as referências 3 e 7. Entretanto, ainda carece de uma análise mais minuciosa, capaz de apontar soluções técnica e economicamente viáveis e consistentes. Outro aspecto relevante, no tocante à regulação de tensão, é a presença de fortes desequilíbrios de carga nas redes de distribuição. Isso ocorre em função do grande número de alimentadores monofásicos e mesmo da distribuição desigual de carga entre as fases. O fato de haver desequilíbrios entre as fases tornou necessário o funcionamento independente dos reguladores de tensão. Embora as unidades de GD gerem tensões e correntes equilibradas na maior parte dos casos, elas poderão ser afetadas pelos níveis de desequilíbrios presentes na rede, seja pela atuação indevida das proteções de terra e de sequência negativa das máquinas, seja por distúrbios na operação dos vários controladores de tensão. Análises experimentais Considerando uma carga passiva de 2MVA e FP de 0,92 indutivo conectada à subestação de tensão 1,04 p.u. a 20 km de distância por um cabo 3#336CAA (4/0) o perfil de tensão resultante é mostrado pela Figura 2. 10

11 Figura 2 - Perfil de tensão carga passiva FP 0,92 Para o mesmo caso, inserindo um RT no meio da linha, a 10 km da subestação, houve uma melhora do perfil de tensão como mostra a Figura 3. Figura 3 - Perfil de tensão carga passiva com RT FP 0,92 Considerando, no mesmo ponto, a conexão de GD gerando os mesmos 2MVA com FP unitário com carga nula. Foi obtido o seguinte perfil de tensão: 11

12 Figura 4 - Perfil de tensão GD FP 1,00 Nesse caso, para as condições consideradas, verificou-se uma elevação inadequada do perfil de tensão, com valores de tensão superiores a 107% nas extremidades do alimentador. Entretanto, considerando-se o mesmo montante de geração, de 2 MVA, mas com um FP 0,95 indutivo (absorção de reativos) houve uma melhoria do perfil de tensão, como mostra a Figura 5. Figura 5 - Perfil de tensão GD FP -0,95 Embora a injeção de potência ativa cause uma tendência de elevação dos níveis de tensão no alimentador que pode ser atenuada pela absorção de reativos pela geração, que contribui para reduzir as elevações de tensão. Essa absorção de reativos é limitada, contudo, pela capacidade de absorção da unidade de geração distribuída e pela limitação do montante de reativos circulando na rede, pois o excesso de reativos circulantes pode acarretar variações excessivas de tensão nas barras de distribuição quando ocorre a perda súbita da geração distribuída. Inserindo-se um RT a 10 km da subestação, operando no modo bidirecional reverso, como mostra a Figura 6. 12

13 Figura 6 - Perfil de tensão GD com RT bidirecional FP unitário Conforme comentado na referência 6, nessa condição poderão ocorrer elevações indesejadas no perfil de tensão. Contudo, admitindo-se a absorção de reativos pela unidade de GD alocada na extremidade do alimentador, verifica-se uma possibilidade de melhoria do problema, como mostra Figura 7. Figura 7 - Perfil de tensão GD com RT bidirecional FP -0,95 (absorvendo) Esse modo de funcionamento do RT pode trazer dificuldades no restabelecimento da tensão do alimentador com o desligamento da GD e retomada de parte da carga após a retirada de uma falta no alimentador, nos casos em que exista carga e geração no alimentador. As consequências poderão ser tensões excessivamente reduzidas a jusante do RT, afetando a qualidade de tensão, ou elevação do tempo de restabelecimento, afetando a qualidade de serviço. Conforme a referência 6, também poderão ocorrer problemas no modo cogeração. Nesse caso, mesmo com a inversão do fluxo de potência ativa, o RT continua a operar no modo de controle direto. A referência de tensão continua no lado a jusante do RT, sendo estabelecida uma lógica específica de controle capaz de permitir o ajuste da tensão levando em conta a inversão de fluxo. Entretanto, nos casos em que exista carga distribuída no alimentador, além da GD, os ajustes poderão não refletir aqueles requeridos para o estabelecimento de um perfil adequado de tensão no caso da inversão de fluxo. 13

14 Potência demandada e potência injetada Conforme se infere da análise da Equação 1, o impacto nos níveis de tensão do alimentador será função dos valores das potências ativa e reativa passantes, e também da relação X/R dada pelas impedâncias do circuito. Para um melhor entendimento da sensibilidade da relação das potências ativas e reativas geradas com as reatâncias e impedâncias do cabo de conexão do gerador com a fonte, foram simulados vários casos utilizando cabos de tipos e comprimentos diferentes. Também avaliou-se a influência da inserção de um regulador entre o gerador e a barra da subestação, para saber se o limite de geração aumentará ou diminuirá. Nesta análise considerou-se uma subestação de distribuição, em cuja barra de MT (13,8 kv) foram conectados dois circuitos, o primeiro interligando uma unidade de geração distribuída com FP mantido em 0,95 indutivo, e o segundo alimentado uma carga passiva, com fator de potência de 0,92 p.u. indutivo, em ambos os casos mantendo-se o módulo da tensão dentro dos limites estabelecidos pelas normas da ANEEL. Tanto a carga quanto a geração foram consideradas na extremidade do alimentador. Dessa forma foram comparados os valores máximos obtidos para potência gerada ou para a demanda absorvida pela carga absorvida. As simulações foram realizadas para os cabos 4/0 e 336 mm² (redes aéreas) e 150 mm². Utilizando um cabo 3#336CAA (4/0) com comprimentos de 10 km e 20 km a máxima potência ativa gerada foi de 5,06 MW e 2,53 MW respectivamente, é o que mostram a Figura 8 e Figura 9. Figura 8 - Simulação Cabo 3#336CAA (4/0) 10 km 14

15 Figura 9 - Simulação Cabo 3#336CAA (4/0) 20 km Utilizando um cabo 3#4/0CAA (9ALU) com comprimentos de 10 km e 20 km a máxima potência ativa gerada foi de 1,10 MW e 0,55 MW respectivamente, é o que mostra as 9 e 10. Figura 10 - Simulação Cabo 3#4/0CAA (9ALU) 10 km 15

16 Figura 11 - Simulação Cabo 3#4/0CAA (9ALU) 20 km Utilizando um cabo 3#RDP150(4/0CAA) com comprimentos de 10 km e 20 km a máxima potência ativa gerada foi de 1,20 MW e 0,60 MW respectivamente, é o que mostra as Figuras 5 e 6. Figura 12 - Simulação Cabo 3#RDP150 (4/0CAA) 10 km 16

17 Figura 13 - Simulação 3#RDP150(4/0CAA) 20 km A tabela seguinte resume os resultados obtidos nas simulações. T ipo Tabela 2 - Resumo dos resultados das simulações C abo Geração C arga R elaçõ es C o mprimento (km) R (Ω/ km) X(Ω/ km) P gmax (M W) QG (M Var) P lmax (M W) Qlmax (M Var) X/ R P G/ P L 3#336CAA(4/0) 10 0,2035 0,3914 5,06-1,77 5,15 2,19 1,923 0,983 0,28 3#336CAA(4/0) 20 0,2035 0,3914 2,53-0,88 2,58 1,1 1,923 0,981 0,14 3#4/0CAA(9ALU) 10 0,3257 0,4722 1,1-0,34 3,68 1,57 1,450 0,299 0,02 3#4/0CAA(9ALU) 20 0,3257 0,4722 0,55-0,17 1,84 0,78 1,450 0,299 0,01 3#RDP150(4/0CAA) 10 0,2469 0,261 1,2-0,38 5,43 2,31 1,057 0,221 0,02 3#RDP150(4/0CAA) 20 0,2469 0,261 0,6-0,19 2,71 1,16 1,057 0,221 0,01 P erda (M W) Podemos verificar na Tabela 2 que o limite de potência ativa (demanda ou geração) mostrou-se inversamente proporcional ao comprimento do cabo utilizado. Esse resultado foi obtido para cada um dos cabos analisados, para as extensões de 10 e 20 km. Os limites de geração (PG) verificados para os cabos com bitola 4/0 (rede aérea) e 150 mm² (rede protegida) se mostraram muito inferiores aos limites máximos para a carga (PL). Esse fato não se verificou para o cabo 336 MCM (rede aérea). No caso desse último, a relação PG/PL foi da ordem de 0,98, tanto para 10 km quanto para 20 km de extensão. Nos dois cabos anteriores, esse parâmetro foi inferior a 0,3 em todas as situações analisadas. Os resultados obtidos mostram que existe uma ligação entre a relação X/R do cabo com os limites máximos de potência ativa de carga e geração. Conforme a Eq. 1, em cabos em que a relação X/R é mais elevada, ou seja nos quais a resistência é reduzida em relação à reatância, a queda de tensão é, em sua maior parte, devida à potência reativa, sendo pouco afetada pela potência ativa fluente no alimentador. Nesse caso, PG é semelhante à PL. É o que ocorre no cabo 336 MCM, por exemplo, cuja relação X/R é igual a 1,923. Nos cabos em que a relação X/R é menor, como é o caso dos cabos 4/0 (rede aérea) e 150 mm² (rede protegida), a queda de tensão é muito influenciada pela potência ativa. Tratando-se de geração, a componente da queda de tensão devida à potência ativa é elevada, e atua no sentido de elevar o perfil de tensão nas extremidades da rede. Dessa forma, como o FP de potência foi fixado em 0,95, para se reduzir a tensão aos limites regulamentares foi necessário limitar a potência ativa injetada. Essa situação é enfrentada na prática. 17

18 Como o montante de potência reativa absorvido pelas máquinas é um valor finito, a potência ativa deverá ser limitada de forma a evitar a ocorrência de sobretensões na rede. Por esse motivo para cabos mais finos o valor limite de potência ativa injetada na rede é muito inferior aos limites de potência para cargas passivas. Os resultados mostram que, em função da relação X/R do circuito, o valor de PG poderá ser muito inferior ao valor de PL. Dessa forma, dependendo do montante de potência ativa a ser injetada no alimentador, poderão ser necessários reforços adicionais no sistema de distribuição, além dos reforços estritamente necessários para o atendimento da demanda contratada. Por exemplo, um alimentador CAA 4/0 pode ser suficiente para a interligação de determinada demanda contratada, mas insuficiente para permitir a injeção na rede do montante de geração obtido no período de carga leve. Nesse caso, o alimentador poderá ser substituído por um cabo 336 MCM. Utilizando-se um regulador de tensão posicionado no meio de um cabo 3#336CAA (4/0) com comprimento de 30 km a potência ativa gerada foi de 8,99 MW3#336CAA (4/0), é o que mostra a Figura 14. O Regulador permitiu uma injeção de potência ativa elevada, porém é sensato atentar para as perdas elétricas e o carregamento dos cabos de conexão. Figura 14 - Simulação Cabo 3#336CAA (4/0) 30 km com regulador 18

19 A utilização do recurso de reguladores de tensão trás, em contrapartida, restrições técnicas em função das dificuldades operativas na coordenação e ajuste dos reguladores de tensão no alimentador. Dessa forma, não se recomenda a instalação de mais de um nível de regulação entre a barra regulada de média tensão da SE e o ponto de conexão da geração Distribuída. Soluções propostas A referência 4 indica uma série de soluções possíveis para a questão. Dentre as soluções viáveis, destacam-se: Permitir a absorção de potência reativa pelos geradores: Ao absorver potência reativa, os geradores vão contribuir para a melhoria do perfil de tensão. A capacidade de absorção de potência reativa dos geradores, entretanto, é limitada devido aos impactos no carregamento da máquina (o que limita a potência ativa injetada) e à redução da tensão de excitação, que afeta o conjugado eletromagnético, com impactos na estabilidade da máquina. Por esse motivo, o total de potência reativa absorvida deve se ater aos limites postos pela curva de capabilidade da máquina. Por outro lado, absorção excessiva de reativos poderá acarretar redução dos níveis de tensão da rede e, nos casos de perda súbita de geração, a imposição de elevações excessivas de tensão na rede, podendo afetar até mesmo a rede de alta tensão. Por esse motivo o fator de potência sobrexcitado deve ser limitado. No caso Cemig, o limite adotado é de 0,95, conforme recomendado pelo Prodist e Procedimento de Rede; Instalação de reguladores de tensão: A instalação de reguladores de tensão mostra ser na prática, um modo de contornar a restrição para o fluxo inverso. Entretanto, não tem impacto significativo nos níveis de tensão a montante. Além disso, o uso de mais de um regulador em série tem se mostrado um dificultador da coordenação dos reguladores, principalmente nos casos em que ocorre inversão de fluxo, fazendo com que o número de bancos de reguladores entre a subestação e o gerador se limite a um único banco; Aumento da bitola dos condutores do alimentador: tem se mostrado a prática mais eficaz. Entretanto, é a que requer maiores investimentos. Em alguns casos, para se permitir o montante de potência injetada na rede pelo acessante, é necessário. Limitação da potência ativa injetada nos períodos de demanda reduzida: esse recurso também é válido, uma vez que reduz o fluxo injetado, e dessa forma reduz a quantidade de investimentos requeridos para viabilizar a injeção de potência ativa no sentido inverso. Entretanto poderá ser de difícil implementação prática, em função das dificuldades de monitoramento desses valores durante a operação do sistema elétrico. Utilização combinada de todas essas soluções: Esse conjunto de soluções poderá ser utilizado de forma combinada, de forma a se obter o maior fluxo inverso, sem comprometer o perfil de tensão e as demais restrições. Aumento do carregamento dos equipamentos Admitido o regime de compensação, em grande número de casos não deverá ser ultrapassado o limite de carregamento das instalações em decorrência da injeção de fluxo na rede de distribuição, uma vez que a capacidade da rede foi previamente dimensionada para o suprimento da demanda máxima contratada, respeitando-se os limites de carregamento adotados pela concessionária.

20 Perdas O impacto sobre as perdas dependerá das alterações no fluxo passante. A priori não é possível se estabelecer de forma generalizada qual seria esse impacto. Apenas uma análise caso a caso será capaz de avalia-los. Poderá ocorrer elevação ou redução das perdas, em função das condições concretas de cada caso, que por sua vez, dependem das características da rede, do montante, das curvas diárias e da localização da carga e geração ao longo do alimentador. De uma forma geral, é recomendável que o montante de perdas no alimentador (em MWH) não seja elevado em função da geração injetada no alimentador, para que os demais consumidores não sejam prejudicados. Destaca-se que, em um regime de compensação, eventuais reduções de perdas na ponta da demanda poderão ser superadas pelos aumentos de perdas em condição de carga leve, uma vez que a duração dos períodos de ponta é sempre menor que a dos períodos fora de ponta. Para se evitar a elevação das perdas na carga leve poderão ser necessárias obras adicionais de reforço aos alimentadores. Proteção Do ponto de vista da proteção da rede de distribuição, os impactos provocados pelos acessantes no regime de compensação são os mesmos de um acessante convencional. Assim, os acessantes operando no regime de compensação, cuja potência injetada na rede de distribuição seja igual ou superior a 1 MW, deverão atender os mesmos requisitos de proteção estabelecidos no PRODIST Módulo 3, bem como as normas da respectiva concessionária para os acessantes em distribuição. Da mesma forma, os consumidores que desejem tornar-se acessantes no regime de compensação deverão adequar suas proteções para o mesmo padrão dos acessantes da média tensão adotados para a concessionária de distribuição correspondente. Tanto os custos da adequação da proteção do acessante, quanto as eventuais adequações da proteção no sistema de distribuição em função da injeção de potência ativa na rede da concessionária, deverão ser custeadas pelo acessante. Confiabilidade No tocante ao serviço de distribuição, de uma forma geral não se vislumbram benefícios imediatos na confiabilidade das redes de distribuição em função da injeção de potência no regime de compensação. A própria geração a ser injetada na rede não oferece a confiabilidade requerida pela distribuição, não sendo nem sequer despachada pela Distribuidora. Poderia haver uma melhoria de confiabilidade se a Distribuidora pudesse contar com o montante de energia nos casos de indisponibilidade dos alimentadores, com a operação ilhada de parte do sistema de distribuição. Atualmente, em caso de indisponibilidade da rede de distribuição, a orientação geral é de que a geração distribuída seja desconectada. Para que a geração possa funcionar de forma ilhada, são necessárias adequações específicas da geração, na proteção e na forma de monitoramento pela concessionária das instalações do acessante. Impactos na qualidade de tensão Os impactos nos níveis de tensão já foram objeto de análise, quando se estudaram os impactos no perfil de tensão (item 2). No tocante às distorções harmônicas, flicker e 20

21 desequilíbrios, estas poderão ocorrer em função das características da geração e da forma como estas se interligam ao sistema de distribuição. Unidades geradoras interligadas por meio de inversores (geração fotovoltaica e eólica, por exemplo) são potenciais causadoras de distorções harmônicas, embora as normas de especificação dos inversores estabeleçam limites de distorção extremamente restritivas. No tocante aos desequilíbrios, eventualmente poderá ocorrer geração de forma desequilibrada, tal como em algumas instalações de geração fotovoltaica. Unidades geradoras sujeitas a variações de potência gerada podem introduzir variações concomitantes de tensão na rede, seja em função de variações de potência ativa, seja em função de potência reativa. Certos tipos de geração distribuída têm caráter variável, tal como a geração eólica e fotovoltaica. Essas variações se refletem em variações da tensão, podendo trazer impactos para os demais consumidores e equipamentos. Variações súbitas de carga ou geração podem representar variações súbitas da potência injetada, acarretando flutuações de tensão cuja amplitude será função das características da rede e das dimensões das máquinas. Alimentadores com geração distribuída conectada, no restabelecimento de tensão após a ocorrência de desligamentos, poderão apresentar um aumento da amplitude e da duração dos afundamentos de tensão, em função do aumento do tempo de religamento e do tempo de reajuste dos tapes dos reguladores de tensão no alimentador e na subestação de suprimento. Por esses motivos são necessárias análises de impactos dinâmicos da geração levando em consideração o comportamento dinâmico da geração, carga e sistema de distribuição ao qual estiver interligado o acessante. No limite, poderão ser necessárias obras adicionais de reforço, também essas sob a responsabilidade do acessante. Obras de reforço Em função da Demanda propõe-se que as obras de reforço decorrentes da necessidade de se atender à Demanda sejam tratadas como no caso de consumidores, sendo a parcela não rentável atribuída ao acessante, e a parcela rentável responsabilidade da concessionária. Nesse caso consideram-se as obras definidas estritamente para atender à demanda contratada ponta e fora de ponta. Em função da Geração propõe-se que o custeio das obras adicionais determinadas em função dos montantes de geração a serem injetadas na rede sejam de inteira responsabilidade do acessante. Assim, nas análises serão definidas obras mínimas necessárias para o suprimento da demanda contratada, e as obras adicionais em função dos montantes de geração a serem injetados na rede, nas condições de ponta e fora de ponta. Deverão ser consideradas nesse item reforços adicionais em função de impactos no regime permanente e também no regime dinâmico. Esses impactos deverão ser analisados caso a caso. Adequação da Proteção propõe-se que a responsabilidade pelo o custeio das obras adicionais determinadas, em função da necessidade de adequação da proteção para o regime de compensação, sejam integralmente do acessante, nesse caso incluindo as adequações da proteção dos sistemas do acessante e da Concessionária. 21

22 Bibliografia 1. ANEEL, Resolução Normativa Nº 482, de 17 de abril de ANEEL, Resolução Normativa Nº 517, de 11 de dezembro de Viawan, Ferry August Voltage Control and Voltage Stability of Power Distribution Systems in the Presence of Distributed Generation Thesis for the Degree of Doctor of Philosophy Chalmers University of Technology - Göteborg, Sweden Masters, C. L. Voltage rise - the big issue when connecting embedded generation to long 11 kv overhead Power Engineering Journal pag. 5-12, february ANEEL - Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional PRODIST módulo 8 Qualidade da Energia Elétrica - Revisão 5 (após realização da AP 093/2013) aprovado pela Resolução Normativa Nº 602/ vigência 01/01/ Kojovic, Ljubomir A., Senior Member, IEEE - Coordination of Distributed Generation and Step Voltage Regulator Operations for Improved Distribution System Voltage Regulation /06/$ IEEE. 7. Padilha, Lucas Nery - Análise Comparativa de estratégias para Regulação de Tensão em Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica na Presença de Geradores Distribuídos Dissertação de mestrado Escola de Engenharia de São Carlos Universidade de São Paulo USP São Carlos, SP Preparado por: Alécio Melo Oliveira Fábio Lelis dos Santos Jorge Luiz Teixeira Contribuição Álvaro Paulino César 22