Karen Schmidt de Almeida Rafael Amaral Shayani

XXII Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica

SENDI 2016 - 07 a 10 de novembro

Curitiba - PR - Brasil

Karen Schmidt de Almeida Rafael Amaral Shayani

Universidade de Brasilia Universidade de Brasilia

[email protected] [email protected]

Mensuração do impacto técnico e dimensionamento do reforço de rede de uma usina solar fotovoltaica

conectada à rede de distribuição: estudo de caso da usina de Jaíba Solar

Palavras-chave

Geração Distribuída

Impacto em Redes de Distribuição

Projeto Jaíba Solar

Reforço de Rede

Usina Solar Fotovoltaica

Resumo

Este artigo objetiva determinar os impactos técnicos e o dimensionamento do reforço de rede para a usina de

Jaíba Solar, com capacidade instalada de 3 MWp. A partir de um procedimento metodológico que auxilia nos

estudos de conexão de uma usina solar fotovoltaica à rede de distribuição. O procedimento é baseado numa

análise recursiva (PDAC), que determina a hora crítica de operação do sistema, após a conexão da usina, e os

pontos de fragilidade que necessitam intervenção. Após a detecção dos pontos críticos é feito o levantamento

de soluções e a simulação das novas configurações, a fim de determinar as perdas técnicas dos novos

sistemas. Foram construídas seis propostas para a superação de equipamentos e controle de tensão. Dentre as

configurações simuladas a mais eficiente foi o recondutoramento de parte do trecho entre a usina e a

subestação de distribuição. O trecho recapacitado engloba condutores superados e não superados. A

substituição de ativos não superados resultou numa redução de perdas técnicas do sistema e geraram um custo

total (perdas e custos de novos ativos) inferior ao caso em que foi considerado, apenas, a substituição de ativos

superados. O aporte inicialmente superior é rapidamente compensado pela redução de perdas técnicas do

sistema.

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1. Introdução

No ano de 2014 foi realizado o primeiro leilão de Nacional com a contratação de usinas solares fotovoltaicas, que cria

um novo paradigma para o setor elétrico: atender a grandes empreendimentos conectados em pontos frágeis da rede de

distribuição. Desta forma, o objeto de estudo apresentado problematiza: De que forma a distribuidora irá executar os

estudos de conexão, uma vez que o porte da usina pode não ser comportado pela rede existente?

O Projeto Jaíba Solar é fruto do programa de P&D da ANEEL chamada nº 013/2011 “Arranjos Técnicos e Comerciais

para a Inserção da Energia Solar Fotovoltaica na Matriz Energética Brasileira”. A usina possui uma capacidade projetada

de 3 MWp e contempla diferentes tecnologias de conversão fotovoltaica, painéis de silício policristalino e painéis

multijunção com concentradores solares – dois sistemas com lentes concentradoras e um sistema de espelhos

côncavos, abrangendo ainda diferentes estruturas de fixação de painéis (fixa, móvel de três ajustes, seguidor de um eixo

e seguidor de dois eixos) e inversores de potências distintas (12,5; 27,6; 50 e570 kW), totalizando 11 subsistemas.

O trabalho tem por objetivo principal mensurar o impacto da usina de Jaíba Solar na rede de distribuição da CEMIG,

propondo a melhor condição de atendimento. É apresentado o procedimento metodológico construído para a avaliação

de impacto de usinas solares fotovoltaicas na rede de distribuição, o fluxograma aqui apresentado pode ser aplicado em

qualquer rede de distribuição radial. É realizada, também, uma breve discussão da projeção de comportamento da usina

e são mostradas ainda as peculiaridades do sistema estudado, dando suporte para que o procedimento apresentado

seja replicado.

2. Desenvolvimento

2.1. Preparação Técnica

Este trabalho leva em consideração três aspectos: as definições da ANEEL quanto ao reforço de rede (1), os impactos

conhecidos da inversão de fluxo em sistemas de potência (2,3), os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no

Sistema Elétrico Nacional (PRODIST) (4,5,6,7), como diretrizes do sistema de distribuição e a forma de precificação e

estimação de valor presente de ativos com depreciação inflacionária.

2.1.1. Reforço de Rede e Impacto na Rede de Distribuição

O reforço de rede é uma pratica de recapacitação de equipamentos, definida pela ANEEL como obra de expansão,

quando objetiva aumentar a capacidade de carga do sistema. A conexão de uma geração próxima ao centro de carga

pode elevar os índices de confiabilidade e reduzir as perdas do sistema (2). Por outro lado, a conexão de geração

distribuída em larga escala se torna um desafio quando a rede existente não é capaz de suportar o novo fluxo de

potência (3).

2.1.2. PRODIST

Dentre os nove módulos do PRODIST, são diretamente relacionados a este trabalho apenas quatro: os Módulos 2 -

Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição (4), 3 - Acesso ao Sistema de Distribuição (5), 7 - Calculo de

Perdas na Distribuição (6) e 8 - Qualidade da Energia Elétrica (7).

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Do módulo 2 são considerados os períodos indicados para o horizonte de planejamento da expansão. Para a alta tensão

esse horizonte é de dez anos. Para média tensão passa a ser de cinco anos. O estudo tratar da conexão de uma

geração no sistema de distribuição. Desta maneira consideramos prudente analisar um horizonte de dez anos para a

estimativa das perdas devido ao custo da usina e seu impacto a longo prazo.

No módulo 3 são destacados os critérios de conexão, e a obrigatoriedade de se encontrar a melhor forma de

atendimento. O fator determinante é o menor custo global, que considera o investimento inicial e perdas técnicas no

período de análise. Do módulo 7 retiramos os cálculos de percentual de: perdas técnicas (PPT) e perdas técnicas nos

seguimentos (IPTS) demonstrados nas equações 1 e 2. Relações estas que permitem a precificação das perdas.

Finalmente, o módulo 8 traz as definições de níveis de tensão e fator de potência aceitáveis para o fornecimento de

energia. Para a média tensão esses valores devem estar ente 0,93 pu e 1,05 pu. O fator de potência, por sua vez, deve

estra entre 0,92 capacitivo e 0,92 indutivo.

2.1.3. Prospecção econômica

A precificação das perdas é trazida no módulo 3 como critério de definição de menor custo global. Para a estimativa de

peço no momento da contratação da obra é utilizada a equação 3. A equação descreve o valor presente (Vp) de um

investimento que tem um acréscimo de valor ao longo do tempo e também uma depreciação causada pela inflação no

período. Na equação 3 k é o período de estudo, Pa são as perdas anuais em MWh, Ce custo da energia para a

distribuidora em R$/MWh, Tf é o aumento da tarifa de energia de um ano para o outro e i a inflação no período. Para

esse estudo foi considerado k = 10, Ce = 145, Tf = 8% e i = 5%. Sendo o custo da energia informado pela CEMIG.

2.2. Procedimento Metodológico

O procedimento estruturado tem por objetivo determinar o custo global das perdas para uma determinada topologia de

rede, levando em consideração os critérios de qualidade e a modicidade tarifária descritos no PRODIST. Neste estudo

não são tratados aspectos de estabilidade e transitório, dada a resolução horária dos dados. O procedimento é

subdividido em quatro etapas.

A primeira etapa consiste na análise do sistema antes da conexão da usina para um dia típico de baixa carga. Esta

etapa verifica condição de condutores, níveis de tensão e comportamento da rede existente ao longo do dia. Para tanto

são consideradas as curvas de carga do sistema, a topologia da rede e os equipamentos que a compõem, com suas

respectivas características físicas e elétricas. O cálculo do fluxo de potência é realizado e retorna as correntes, tensões

e perdas da rede ao longo do período analisado.

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A segunda etapa insere a usina no sistema considerando um dia de máxima geração da usina. Com a nova

configuração do sistema são calculados os novos níveis de tensão e correntes. Analisa-se, ainda, os impactos da

conexão da usina e determina-se a hora crítica, aqui considerada como a hora em que se observa o maior fluxo reverso

na rede de distribuição.

A terceira etapa consiste na análise da hora crítica e das possíveis alterações do sistema. Se não houverem superações

de limites de equipamentos é um indicativo de que a rede suporta o novo empreendimento. Porém esta configuração

pode ainda não ser a que gere a melhor condição de modicidade tarifária. Neste caso, sugere-se o estudo de novas

configurações para garantir o menor custo global. Caso haja uma imediata superação de equipamentos são elaboradas

soluções que envolvam não só a substituição de equipamentos superados, mas também o reforço de partes adjacentes

com o propósito de reduzir as perdas. A conexão de reatores e bancos capacitivos também deve ser tratada como

configurações possíveis, principalmente no que tange a regulação de tensão. No entanto, é preciso ter cuidado com o

aumento do fluxo reativo que pode aumentar as perdas do sistema. O quarto passo calcula as perdas, os custos de

implementação e o custo das perdas para a nova configuração, determinando o custo global inerente ao caso escolhido.

As etapas da rotina de cálculo são mostradas no fluxograma apresentado na Figura 1. O procedimento é flexível e

permite a alteração do intervalo de análise, dependendo apenas da resolução dos dados inseridos no fluxograma.

Permite ainda a análise de diversas conexões distintas, análise de estabilidade e ainda sistemas desequilibrados.

Figura 1. Fluxograma da rotina de modificação da rede e mensuração dos custos.

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2.3. Características específicas do estudo

As análises foram feitas considerando-se o regime permanente de operação, sendo as cargas modeladas como potência

constante, em função de limitações na construção da rede a partir do programa de simulação escolhido, ANAREDE. A

rede considerada é radial, trifásica e equilibrada. A densidade de carga foi uniformemente distribuída pela área

aproximada de ocupação. A usina ainda não está em operação, por consequência, os impactos aqui descritos são uma

previsão de comportamento da rede após a conexão da usina Jaíba Solar.

2.3.1. Usina de Jaíba Solar: Características e estimativa de desempenho

A usina de Jaíba Solar será uma usina composta por onze subsistemas englobando painéis com e sem concentradores

de sol, sistemas com e sem seguidor de sol e ainda inversores de diferentes tipos. Os dois maiores arranjos possuem

painéis de Silício policristalino com eixo fixo e um único inversor central de 570kW. Este arranjo é responsável por mais

de 75% da capacidade instalada da usina. Os demais arranjos englobados podem ser observados no Quadro 1.

Quadro 1 - Descrição dos onze Subsistemas da Usina do Projeto Jaíba Solar

A curva de geração da usina foi simulada no MatLab®, a partir da biblioteca PV Performance Modelling Collaborative

(PVPMC) coordenada pela Sandia National Laboratories (8). Os dados de irradiância utilizados na simulação foram

obtidos junto ao Instituto nacional de meteorologia (INMET) o que limita o número de pontos de simulação, pois os

dados obtidos apresentavam intervalos horários de amostragem, totalizando vinte e quatro pontos de interesse. A

estação meteorológica considerada foi a estação Mocambinho a 46km da usina. A distância entre o ponto de obtenção

dos dados e a real localização da usina geram incertezas e imprecisões, porém além de se considerar o ponto mais

próximo buscou-se a estação que estivesse a altitude similar, em condições que se assemelhassem a cidade de Jaíba.

As curvas de máxima potência instantânea e de máxima geração obtidas e utilizadas nas simulações de casos são

mostradas no Gráfico 1.

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Gráfico 1. Geração da usina ao longo do dia. Sendo a curva azul utilizada para o dimensionamento da rede e a curva

laranja utilizada para a estimativa de perdas na rede de distribuição após os reforços de rede.

As curvas descritas no gráfico 1 foram escolhidas por gerarem os máximos esforços de rede (caso da curva em azul) e

as máximas perdas ao longo do dia (cura laranja).

2.3.2. Característica da Carga e Rede de Distribuição

A usina será conectada à rede da CEMIG, especificamente na subestação (SE) Manga 3, que apresenta carregamento

máximo de 6.200kVA e 3 alimentadores de distribuição. A usina de Jaíba será incorporada ao alimentador MAGT-312,

predominantemente rural, com 528 km de extensão e carga instalada de 19.401kVA. Este alimentador atende grande

parte da carga urbana do município e parte da carga rural. Sendo assim as curvas de carga consideradas para cada

uma das regiões são descritas no gráfico 2, em que 50% da carga foi considerada como comercial de baixo consumo

(área laranja) e os outro 50% como uma carga rural (área verde). Os tracejados em vermelho e amarelo representam as

características para cada um dos patamares de carga (leve, média e pesada) deste alimentador.

Gráfico 2 – Composição de carga do alimentador MAGT-312, onde será conectada a usina.

O sistema de distribuição considerado foi construído com base na rede de MAGT-312 da CEMIG. A rede de análise é

composta por um sistema de 34 barras descrito na Figura 2. As barras referentes ao perímetro urbano são espaçadas

de 0,4 a 1 km e as barras da área rural tem espaçamentos que variam de 5 a 20 km. As áreas demarcadas em verde

ressaltam as barras com carga rural do sistema, sendo as demais barras utilizadas para a conexão de cargas urbanas.

Os demais alimentadores da subestação foram representados apenas como carga, e não foram considerados para a

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estimativa de perdas.

Figura 2 – Diagrama do alimentador. Barras rurais em verde.

2.4. Aplicação do método na determinação do Reforço de Rede

Esta sessão será dividida em 3 tópicos: Análise da rede antes da conexão da usina, características e comparação de

casos construídos para a modificação da rede e a análise econômica comparativa de cada um dos casos.

2.4.1. Análise da rede de distribuição antes da conexão da usina.

A tensão de saída da subestação informada pela CEMIG é de 1,04 pu. Com base nesse valor a simulação da topologia

da rede base, para o ponto de máxima demanda (20h), gerou uma tensão mínima de 0,9528 pu na barra 238. Este dado

permite reduzir a tensão da subestação para até 1,021 pu, mantendo os níveis de tensão em patamares adequados,

acima de 0,93 pu para a barra 238. A intensidade de perdas para cada hora do dia é mostrada no Gráfico 3, e geram um

acumulado de 370,95 kWh no período de 7 às 18, intervalo esse de funcionamento da usina.

Gráfico 3 – intensidade de perdas para cada hora do dia antes da conexão da usina.

2.4.2. Construção e comparação de casos

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A usina simulada foi conectada ao sistema no ponto de rede mais próxima a ela (barra 500). A conexão gerou a

elevação de tensão da barra 500 a patamares superiores a 1,1 pu, as duas diferentes situações de irradiância descritas

anteriormente, Gráfico 4. As intensidades de perdas geradas pela conexão da usina são descritas no Gráfico 5.

Gráfico 4 – Nível de tensão na barra 500 ao longo do dia. Gráfico 5 – Perdas após conexão da usina.

A partir destes dois gráficos determina-se as 13h como sendo a hora crítica. Visto que neste instante que foram

registrados os maiores níveis de tensão e as maiores perdas para a barra de conexão. A Figura 3 destaca os pontos

críticos do sistema. Observa-se a superação da capacidade de condução da linha entre as barras 450 e 500, além da

elevação de tenção nas proximidades da conexão.

Figura 3 – Elevação de tensão em barras adjacentes e superação de linha entre as barras 450 e 500. Para as 13h do dia

30 de outubro de 2014.

Os casos de análise levam em consideração a situação mostrada na Figura 3. Foram testados ainda ajustes de

alteração do nível de tensão da SE, porém não foi encontrado um nível que atendesse aos critérios do PRODIST. As

seguintes medidas foram consideras para a construção da solução de conexão da usina: redução da tensão de

operação da SE; substituição de cabos superados; recondutoramento de rede para redução de perdas e consequente

redução de tensão na barra de conexão; alteração do fator de potência da usina e conexão de bancos de capacitores

para a estabilização da tensão.

Caso 1 (C.1) – Alteração de cabos superados de 4 CAA para 1/0 CAA e 4 CA para 50mm² (da barra 400 a 500);

Caso 2 (C.2) – Alteração de cabos superados de 4 CAA para 4/0 CAA e 4 CA para 70mm² (da barra 400 a 500);

Caso 3 (C.3) – Alteração de cabos superados de 4 CAA para 4/0 CAA (da barra 450 a 500) e três trechos próximos para

70m² (da barra 200 a 450);

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Caso 4 (C.4) – Alteração de cabos superados de 4 CA para 4/0 CAA (da barra 450 a 500) e três trechos próximos para

150m² (da barra 200 a 450);

Caso 5 (C.5) – Caso 1 + instalação de banco capacitivo de 0,6 MVAr, na barra 232;

Caso 6 (C.6) – Caso 1 + Modificação do fator de potência (fp) da usina para 0,92 indutivo;

O Caso 1 foi considerado nos Casos 5 e 6 por se tratar da intervenção mínima de substituição de equipamentos

superados e não pode ser negligenciada.

A simulação de Caso 1 não permitiu a operação adequada da rede. Para esta configuração, a tensão da subestação

teve de ser reduzida a 1,01 pu, o que provocou o aparecimento de sobtensões para a hora de maior demanda (20h). A

análise da rede base demonstrou que nível de tensão da subestação deve ser superior a 1,021 pu, para que não

apareçam tenções precárias no sistema. O que pode ser observado nas curvas preta e azul do Gráfico 6, que apresenta

níveis de tensão de todas as barras do sistema para os quatro primeiros casos e a limitação de operação da rede são

mostrados no.

A configuração do Caso 2 permitiu a operação dentro de níveis adequados. Para que a tensão na Barra 500 fosse de

1,05 a tensão da subestação teve de ser reduzida para 1,023 pu, nível esse que que garantiu o correto funcionamento

do circuito para todos os patamares de carga. Este caso gerou ainda uma redução de 25,05% das perdas em relação ao

Caso 1.

O Caso 3 assim como o C.2 leva o circuito a níveis adequados de operação, sendo 1,024 pu a tensão máxima permitida

para o barramento de saída da SE. Nessa nova condição, as perdas em relação ao Caso 1 sofreram um decréscimo de

29,22%. No gráfico 6, embora, as curvas C.2 e C.3 se apresentem quase que sobrepostas o Caso 3 apresenta uma

redução de quase 6% e relação ao Caso 2. Buscando-se ainda maiores reduções de perdas para o sistema e um melhor

equilíbrio de tensão, o caso 4 permite um ajuste máximo de 1,033 pu na SE e a redução de 43,75% das perdas, se

comparado ao Caso 1.

Gráfico 6 – Níveis de tensão em cada uma das barras do sistema, para os quatro primeiros casos e limite inferior de

ajustes para a subestação.

A inserção do banco de capacitores fixo na barra 232, para o Caso 5, permite a operação do circuito em níveis mais

baixos, não gerando inconformidades no sistema durante todo o dia. Porém, as perdas neste caso aumentaram quase

1% em relação ao Caso 1, devido ao forte fluxo de potência reativa na rede de distribuição. O caso 6 por sua vez levanta

a hipótese de operação da usina com um fp diferente de 1, ajustado 0,92 pu indutivo. A redução do fp foi utilizada para

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reduzir a tensão de operação, permitindo que o SE mantenha um nível de tensão máximo de 1,03 pu. No entanto, os

efeitos da elevação dos níveis de tensão das barras e o despacho de reativos na rede aumentam as perdas em 8,25%.

O Gráfico 7 apresenta os níveis de tensão por barra para os Casos 5 e 6, e como parâmetro de comparação foi também

inserida a curva de ajuste mínimo (20h). O Gráfico 8 ilustra as observações feitas para cada caso, e apresenta as perdas

encontradas para cada um nos novos arranjos e a respectiva relação percentual das perdas referidas ao Caso 1.

Gráfico 7 – Tensões por barra caso base, 5 e 6. Gráfico 8 – Perda ativa diária e relação percentual de perdas

2.4.3. Análise Econômica Comparativa

A análise de perdas do sistema não é suficiente para a escolha do melhor caso que atenda a modicidade tarifária. O

estudo econômico leva em consideração o custo inicial de implantação de cada uma das novas configurações (custo da

obra) e ainda o custo adicional das perdas no longo prazo. Este último representar puramente o custo das perdas

inseridas no sistema por cada um dos casos. Os valores encontrados estão dispostos no Gráfico 9, constituído com o

empilhamento dos custos para ressaltar o custo global de cada configuração.

O cálculo dos custos das perdas foi baseado num cenário conservador, em que a carga se apresenta repetidamente

constante durante o ano e não se altera ao longo dos anos. O comportamento da usina também foi considerado

constante durante todo o período de análise, posto que tanto a redução da geração quanto o aumento da carga gerariam

uma redução das perdas adicionadas ao sistema. Também não foram quantificadas as perdas na subtransmissão, por

não ter sido um elemento de observação deste estudo.

Gráfico 9 – Custo global para cada caso e custo anual das perdas antes da conexão da usina.

O menor custo global encontrado pela análise se refere ao Caso 2, em que foram feitos recondutoramentos mínimos que

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permitiram a operação adequada do sistema para todos os patamares de carga. Pode-se destacar que embora o custo

inicial em relação ao Caso 1 seja superior, o efeito de redução nas perdas do sistema é significativo. Se compararmos

este caso com o Caso 4, que apresentou o maior impacto sobre as perdas, observamos que apenas o custo de inicial da

nova configuração é superior ao custo global do caso 2, gerando um ônus para a distribuidora, que fará um grande

aporte inicial e não diluído ao longo do tempo. O custo inicial não deve, portanto, ser o único critério de análise da

distribuidora, uma vez que se adotada a solução do Caso 5, ou mesmo do Caso 6, os custos no longo prazo seriam

muito elevados, aproximando-se do custo global do Caso 4.

3. Conclusões

Os estudos de conexão de uma usina solar fotovoltaica devem considerar a característica intermitente da fonte,

simulando o impacto ao longo do dia. O dimensionamento e adequação da rede deve considerar os pontos de maior

fragilidade do sistema, propondo alterações que visem o menor custo global.

Foi possível demonstrar que para o caso do Jaíba, nem o menor custo inicial, nem a configuração que gerou a maior

redução de perdas se apresentou como a mais eficiente do ponto de vista do custo global, ainda que tenham sido

realizadas algumas aproximações para a demonstração da prospecção econômica. A metodologia proposta pode ser

ampliada para maior obtenção de detalhes e precisão, e é possível ainda considerar o fator de crescimento de carga. No

trabalho, foi estimada a melhor configuração para a conexão da usina e ainda os impactos das perdas sobre as tensões

de operação do sistema, sendo que o Caso 2 apresentou o melhor desempenho ao longo prazo. Os dados apresentados

são uma prospecção do impacto que a usina do Jaíba Solar gerará na rede de distribuição, se concebida com a

configuração aqui apresentada.

4. Referências bibliográficas

[1]. ANEEL. Plano de Desenvolvimento da Distribuição – PDD: Manual de Preenchimento e Envio – PDD 2015 versão

1.0.15. Brasília: 2015.

[2]. ROMAGNOLI, H. C. Identificação de barreiras à geração distribuída no marco regulatório atual do setor elétrico

brasileiro. 2005. 127 f. Dissertação (Mestrado) – Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis, 2005, p. 11-13.

[3]. JENKINS, N., ALLAN, R., CROSSLEY, P., KIRSHEN, D., STRBAC, G. Embedded Generation. Londres: The

Institution of Electrical Engineers, 2000, p. 18-19.

[4]. ANEEL. Procedimento de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional - PRODIST: Módulo 2 –

Planejamento da Expansão do sistema de Distribuição, Revisão 6, Resolução Normativa n.º 655/2015. Brasília: 2015.


Acesso ao Sistema de Distribuição, Revisão 5, Resolução Normativa n.º 517/2012. Brasília: 2012.


Cálculo de Perdas na Distribuição, Revisão 4, Resolução Normativa n.º 656/2015. Brasília: 2015.


Qualidade de Energia Elétrica, Revisão 6, Resolução Normativa n.º 641/2014. Brasília: 2014.

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[8] SANDIA NATIONAL LABORATORIES. ModelingSteps, 2014. Disponível em <https://pvpmc.sandia.gov/modeling-

steps>. Acesso em: 21 nov 2015.

[9] ALMEIDA, K. S. Mensuração do impacto técnico e dimensionamento do reforço de rede de uma usina solar

fotovoltaica conectada à rede de distribuição: estudo de caso da usina de Jaíba solar. Trabalho de Conclusão de Curso

(Graduação). Universidade de Brasília, Brasília, 2015.

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1 : Agradeço ao Projeto Jaíba e a CEMIG por disponibilizar todos os dados necessários para a realização do presente estudo.

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