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INTRODUÇÃO
O crescimento da geração de energia renovável e sua integração na rede elétrica em grande escala acelerou a atualização dos requisitos ou normas de conexão, neste texto denominados de códigos de rede. As organizações internacionais mais relevantes que desenvolvem os padrões de rede são, IEEE (Institute of Electrical and Electronic Engineers) nos Estados Unidos, IEC (International electro-technical commission) na Suíça e DKE (Organização responsável pela criação e manutenção de normas e especificações de segurança abarcando as áreas de engenharia elétrica, eletrónica e tecnologia de informação na Alemanha) [1].
O que se busca com as novas atualizações desses códigos de rede é fazer com que as fontes de energias renováveis passem a agir de maneira semelhante aos geradores convencionais e, assim, contribuam para melhorar a qualidade da tensão e da frequência e melhorando a estabilidade, confiabilidade e segurança do sistema elétrico, tanto sob condição normal de operação, quanto durante contingências [2]. Novas atualizações de código incluem regulação de tensão, regulação de frequência, suportabilidade a faltas (Voltage Ride-Through - VRT), que inclui suportabilidade a afundamentos de tensão ou a tensão nula (Low-Voltage Ride-Through - LVRT ou Zero- Voltage Ride-Through - ZVRT) e suportabilidade a elevações de tensão (High-Voltage Ride-Through - HVRT), além dos requisitos de qualidade de energia do ponto de acoplamento comum (PCC), injeção de energia reativa para ajudar na estabilidade da tensão e controle de potência ativa para auxiliar a estabilidade da frequência durante distúrbios.
A capacidade de FRT (Fault Ride Throught) é identificada como "a capacidade dos geradores de permanecerem estáveis e conectados à rede quando ocorrem falhas na rede de transmissão" [3]. O principal objetivo dos requisitos de FRT é evitar a desconexão de uma parte indesejável da geração de energia durante contingências, pois, a depender da potência injetada a partir de fontes renováveis de energia, o desequilíbrio entre cargas e geração, decorrente de seu desligamento pode levar à perda de estabilidade dos geradores conectados ao sistema elétrico [4]. No entanto, manter o sistema de fontes renováveis de energia conectado durante a falha pode ajudar a amortecer as oscilações mais rapidamente porque a velocidade de reação do conversor eletrônico de potência não é limitada como em sistemas de potência convencionais, em que as oscilações estão associadas ao movimento mecânico das máquinas girantes com elevada inércia. Isso significa que ele poderia fornecer energia reativa durante a falha e contribuir para a estabilidade do sistema [5].
Diversos códigos de rede com requisitos para a penetração das fontes de energia renováveis nos sistemas elétricos, foram também revisados em vários países, entre eles, destacam-se:
A Alemanha que é um dos países líderes nesse campo, impondo em 2008 dois códigos de rede que contemplavam à alta penetração de energias renováveis como a eólica [6] e a fotovoltaica [7]. Desde então esses requisitos têm servido como referências para o desenvolvimento de códigos de rede para outros países e para a integração de outras fontes renováveis de energia. Em julho de 2010, o código de rede alemão estipulou que as usinas deveriam poder contribuir com suporte dinâmico da rede, enquanto que em janeiro de 2011, tais limites foram significativamente ampliados [8-10]. Espanha, que como a Alemanha, é líder na produção e instalação de tecnologia fotovoltaica e está adotando esses novos requisitos em seus códigos de rede [9, 11]; A Itália, que adotou uma nova versão do código de rede para sistemas de geração distribuída, o qual inclui explicitamente a geração fotovoltaica nas normas CEI 0-16 [12], e CEI, 0-21 [13] e a atualizou recentemente em 2016 [14]. Os Estados Unidos aplicaram novos requisitos de integração fotovoltaica a partir de 2009, com a norma IEEE 1547 [15], a qual foi revisada e atualizada em 2018 [16]. A PREPA (Puerto Rico Electric Power Authority) publicou, a partir de 2013, requisitos técnicos para interconectar a geração eólica e solar à rede [17]; Austrália, que impôs os requisitos da norma AS4777, cuja atualização mais recente segue o Regulamento Nacional de Eletricidade [18, 19].
O Japão publicou os requisitos de FRT em 2011 pela Organização de Energia e Desenvolvimento Industrial (Energy and Industrial Development Organization- NEDO) [20]. No entanto, recentemente, foi realizada uma grande revisão dos padrões para sistemas de conversão de energia fotovoltaica conectados a redes de baixa tensão, considerando-se a importância do LVRT (Low Voltage Ride Through) para o sistema de energia fotovoltaicos monofásicos durante uma falha na rede [21]. Outros países também revisaram o seus códigos de rede para a interconexão de fontes de energia renováveis, como Dinamarca [22], China [23] e Irlanda [24], além dos padrões europeus IEC 61727 [25].
Requisitos de integração de fontes de energia renováveis
Um dos requisitos mais importantes estabelecidos devido à alta penetração de usinas de energia renovável, como energia eólica e fotovoltaica, no sistema elétrico é o VRT [26-28]. No passado, a baixa integração de fontes renováveis de energia permitia que os regulamentos exigissem que essas fontes de energia fossem desconectadas diretamente da rede em caso de falha. No entanto, como as usinas de energia renovável se tornaram uma das principais fontes de geração de energia, desativá-las durante falhas pode exacerbar o problema e levar à instabilidade. Portanto, a maioria das normas atuais impõe o VRT como um requisito obrigatório para qualquer usina de geração de energia renovável conectada à rede [29]. O VRT exige que as usinas renováveis atuem como usinas convencionais, permanecendo conectadas ao sistema de energia durante falhas e realizando serviços auxiliares (por exemplo, injeção/absorção de corrente reativa) para garantir a estabilidade e ajudar na recuperação das condições normais de operação após um distúrbio. Conforme mencionado na introdução deste trabalho, existem diferentes tipos de VRT, os quais são abordados nas subseções seguintes.
A rápida desconexão de uma usina de geração baseada em fontes de energia renováveis pode afetar seriamente a estabilidade do sistema elétrico. Portanto, os códigos de rede de diversos países exigem que as usinas de geração renovável permaneçam conectadas quando ocorrem distúrbios que causem uma queda de tensão para valor abaixo de uma determinada porcentagem da tensão nominal (normalmente 15%) e, em alguns casos, até zero por um período especificado. Após a remoção do distúrbio, a usina de geração renovável deve recuperar rapidamente sua produção de energia ativa e reativa para o nível de pré-falha [30]. Alguns códigos de rede estipulam ainda que a usina de geração renovável deve fornecer à rede corrente reativa para suportar a tensão do sistema como é feito como geradores síncronos tradicionais. Essa habilidade é chamada de LVRT [8, 15]. Exigências quanto a LVRT de vários países é comparada na tabela 1 e apresentada graficamente na figura 1. O código de rede dinamarquês [22] exige que os sistemas eólicos e fotovoltaicos conectados à rede permaneçam no modo de continuidade por meio segundo (tempo máximo de duração da falha Tmaxf) quando a tensão no PCC cai até 80% da tensão nominal, se a tensão no PCC se recuperar até 90% da tensão original dentro de 1,5s (tempo máximo de recuperação Tmaxr), a geração renovável permanecerá em modo de operação sem comandar a abertura de seus disjuntores; caso contrário, a desconexão é obrigatória. Os requisitos LVRT dos códigos de rede dos demais países são semelhantes aos requisitos dinamarqueses, com uma pequena diferença observada em relação ao período de tempo e aos níveis de tensão. De acordo com os regulamentos da Dinamarca, China e Japão, se a tensão cair até 80% abaixo de seu valor nominal, a geração renovável deverá suportar a falha e permanecer conectada à rede por um certo tempo; caso contrário, ele deve ser desconectado rapidamente. Requisitos similares foram impostos no Reino Unido, Romênia, Estados Unidos e Porto Rico onde a usina de geração renovável deve permanecer conectada mesmo que a tensão do PCC caia para 15% do valor de referência. O código de rede brasileiro, também possui requisitos de LVRT para suas unidades geradoras, indicando que a tensão no ponto de conexão pode cair até 20% do seu valor nominal por 0,5 s seguido pela recuperação da tensão para 85% da tensão nominal no PCC em 1 s [31].
O ZVRT pode ser considerado um caso especial de LVRT porque o ZVRT representa um caso extremo no qual a tensão diminui para se tornar zero.
Para esse cenário, a geração renovável pode permanecer no modo de conexão e dar suporte a rede por um período específico de tempo [32]. Assim como no LVRT, as usinas de geração renovável devem ajudar na recuperação de tensão e na estabilidade do sistema através da injeção de corrente reativa durante situações de tensão nula [33].
Tabela 1 Parâmetros ZVRT em vários países.
| País | Durante falha | Após falha | ||
|---|---|---|---|---|
| Vmin % | Tmaxf (s) | Vmax % | Tmaxr (s) | |
| Dinamarca | 20 | 0,5 | 90 | 1,5 |
| China | 20 | 0,625 | 90 | 2 |
| Reino Unido | 20 | 0,14 | 80 | 1,2 |
| Japão | 20 | 1 | 80 | 1,2 |
| Romênia | 20 | 0,625 | 90 | 3 |
| EUA (NERC) | 20 | 0,625 | 90 | 3 |
| Porto Rico (PREPA) | 20 | 0,6 | 85 | 3 |
| Brasil | 20 | 0,5 | 85 | 1 |
Entre os vários exemplos de países com padrões que permitem a redução da tensão do PCC para zero destaca-se: o padrão italiano, por exigir que as usinas de geração renovável resistam a falhas e ainda estejam conectadas ao sistema por 200ms quando a tensão no ponto de conexão do sistema cai para zero. Se a tensão no ponto de conexão se recuperar para 85 % da tensão nominal dentro de 1,5s após a falha, as unidades de geração fotovoltaica permanecerão em operação contínua sem desconectar [14]. O código de rede alemão estipula o ZVRT quando a tensão cai para zero por um tempo máximo de 150 ms, seguido pela recuperação de tensão para 90% da tensão nominal no PCC em 1,5s [8]. Os requisitos de ZVRT no código de rede espanhol em sua versão mais atualizada impõem à geração renovável que resista à perturbação com queda de tensão até o 0% da tensão nominal no PCC durante 150ms, seguido pela restauração da tensão para 85 % no próximo segundo. O código de rede australiano é mais restrito entre os avaliados, porque a geração renovável precisa se manter conectada mesmo que a tensão, após cair para zero, mantenha-se abaixo de 80% da nominal por até 450 ms [2]. A seguir, os requisitos ZVRT dos códigos de rede desses e de outros países estão resumidos na tabela 2 e na figura 2. Vários regulamentos examinados proíbem a desconexão a rede durante a queda de tensão, mesmo quando a tensão cai para zero. No entanto, os valores da tensão de recuperação na porcentagem indicada e os tempos para alcançá-la são em sua maioria diferentes. Em todos os casos, o ZVRT deve ser aplicado no PCC [34].
O desligamento das fontes renováveis durante uma sobretensão impossibilita a sua contribuição, através da regulação da potência reativa, para a estabilidade do sistema. Sendo assim, os códigos de rede só permitem a desconexão quando a sobretensão excede valores de intensidade e duração de tempo especificados [35]. Esses requisitos, conhecidos como requisitos de HVRT, são resumidos e comparados por país na tabela 3 e figura 3, a tabela 3, apresenta e compara os regulamentos HVRT aplicados por diferentes países em seus códigos de rede. Embora os distúrbios de aumento de tensão (ou seja, sobretensão) ocorram com menos frequência, eles foram regulados de maneira semelhante aos distúrbios de queda de tensão (ou seja, subtensão) [36]. No entanto, alguns países (como China, Japão, Canadá e Romênia) que aplicam LVRT a qualquer gerador renovável não impuseram requisitos semelhantes de HVRT. A figura 3, mostra graficamente e compara os atuais requisitos de HVRT impostos pela Alemanha, Dinamarca, Espanha, Estados Unidos, Itália, Austrália, África do Sul e Malásia. As regulamentações impostas pelo PREPA são as mais rigorosas entre as avaliadas, pois exigem que os geradores renováveis permaneçam conectados e suportem um aumento de até 140% do seu valor nominal durante 1s [37]. Eles são seguidos pela Espanha [11] e Austrália [19], que permitem uma sobretensão de até 130% do valor nominal antes da desconexão da rede.
Tabela 2 Parâmetros ZVRT em vários países.
| País | Durante falha | Após falha | ||
|---|---|---|---|---|
| Vmin % | Tmaxf (s) | Vmax % | Tmaxr (s) | |
| Alemanha | 0 | 0,15 | 90 | 1,5 |
| Canadá | 0 | 0,15 | 85 | 1 |
| Austrália | 0 | 0,45 | 80 | 0,45 |
| Espanha | 0 | 0,5 | 85 | 1 |
| Itália | 0 | 0,2 | 85 | 1,5 |
| África do Sul | 0 | 0,15 | 85 | 2 |
| EUA (WECC) | 0 | 0,15 | 90 | 1,75 |
| Malásia | 0 | 0,15 | 90 | 1,5 |
O Brasil, em seu código de rede, estabelece que as usinas de energia renovável devem suportar uma sobretensão de até 120% por um período máximo de 2,5s, seguida de uma redução na tensão para um valor máximo de 110% [31]. Com base na comparação fornecida acima, observa-se que é difícil encontrar requisitos uniformes de VRT em nível global, devido aos diferentes níveis de penetração de energia renovável na rede principal e as diferentes metodologias operacionais das redes nacionais.
Tabela 3 Parâmetros ZVRT em vários países.
| País | Durante falha | |
|---|---|---|
| Vmax % | Tmaxr (s) | |
| Alemanha | 120 | 0.1 |
| Austrália | 130 | 0,6 |
| Itália | 125 | 0.1 |
| Espanha | 130 | 0.25 |
| Malásia | 120 | contínuo |
| África do Sul | 120 | 0.15 |
| EUA (WECC) | 120 | 1 |
| EUA (NERC) | 120 | 1 |
| PRAPA | 140 | 1 |
| Brasil | 120 | 2.5 |
| Em países como China, Japão, Romênia, Canadá e reino Unido os requisitos HVRT não estão definidos nos códigos de rede | ||
A maioria dos códigos de rede discutidos aqui exige que a geração renovável possa suportar falhas e permanecer conectada, além de poder operar de maneira semelhante aos geradores síncronos tradicionais. Portanto, eles também devem ser capazes de injetar energia reativa no sistema para ajudar na recuperação de tensão e manter a estabilidade do sistema elétrico [38].
Esse suporte través de energia reativa deve ser realizado simultaneamente com o LVRT/ZVRT durante o período em que a tensão estiver abaixo do valor nominal (cargas indutivas) para reduzir a queda de tensão e acelerar a recuperação de tensão durante e após uma falha, e preservar a estabilidade de tensão. Os geradores renováveis devem absorver a energia reativa durante o HVRT para provocar redução da tensão [39].
A quantidade de energia reativa injetada ou absorvida deve ser avaliada de acordo com a queda ou aumento de tensão, respectivamente. Portanto, de acordo com os códigos de rede a quantidade de potência reativa em função de iq (parcela de corrente responsável pela potência reativa) durante distúrbios no sistema deve ser apresentada de acordo com a curva mostrada na figura 4, [40, 41].
Fig. 4 Requisitos de injeção/absorção de corrente reativa de acordo com os diferentes códigos de rede.
Segundo o código de rede alemão se a tensão diminuir ou aumentar dentro da banda morta (±10%), as usinas de geração renovável devem manter a operação normal e nenhuma ação de injeção ou absorção corrente reativa pode ser realizada. Uma vez que o aumento ou diminuição da tensão exceda a banda morta, a geração renovável deve, através dos métodos de controle implementados em seus inversores, injetar energia reativa no sistema elétrico ao qual estão conectados. Para cada 0,1 pu. De queda/aumento de tensão, o inversor deve injetar/absorver 0,2 p.u. de corrente reativa iq, tomando como base a sua corrente nominal.
Se a tensão se tornar menor que 50% do valor nominal, a corrente reativa que deve ser injetada na rede é 100% do seu valor nominal. Por outro lado, o código espanhol exige que os sistemas baseados em energia renovável sejam capazes de injetar/absorver energia reativa de acordo com a curva mostrada na Figura 4. Em caso de sobretensão, o comportamento deve ser refletido, mas, como explicado acima, quando a tensão atingir mais de 130%, os relés de proteção requerem desconexão. Além disso, assim que a falha for eliminada, o controlador de tensão permanecerá ativado por pelo menos 30 s depois que o nível de tensão voltar à faixa operacional normal [42]. O código de rede PREPA, de Porto Rico, estipulou que, durante uma falha na rede, as fontes de energia renovável devem injetar/absorver um 5% de corrente reativa por cada 1% e de variação de tensão se a tensão exceder a faixa morta de ±15% [43]. Por outro lado, o código de rede australiano exige que cada 1% de redução de tensão, sejam fornecidos 4% de corrente reativa no PCC [18]. No caso do código de rede brasileiro, ele exige que as usinas de geração renovável devem ser capazes de ajudar na tensão através da injeção de energia reativa para tensões de sequência positivas abaixo de 85% e a absorção de energia reativa para tensões acima de 110%, conforme exibido na figura 4, [31].
O fluxo de potência ativa é o objetivo mais importante do sistema elétrico. Portanto, após a remoção da falha, é essencial restaurar a geração de energia ativa a uma taxa limite. De acordo com o código de rede alemão [6] depois que a falha é eliminada, a energia ativa deve ser fornecida imediatamente e aumentada em rampa até o valor original com uma taxa de variação limitada a 20% de sua capacidade nominal por segundo para as usinas geradoras que permaneceram conectadas e 10%/s para aqueles que tiveram uma desconexão ou desconexão curta. Por outro lado, o código de rede espanhol [42], exige que, durante as falhas, as usinas geradoras deve limitar a corrente ativa dentro da área cinza da figura 5, (excluindo os incrementos/reduções da corrente ativa devido ao controle de frequência). Como pode ser visto, a limitação de corrente ativa é uma função de Pao, a potência ativa que a instalação estava gerando antes da perturbação, ΔV, faixa de variação da tensão em torno da tensão nominal e da tensão nominal V.
O controle de corrente ativa dependente da tensão mencionado anteriormente garante que, após a eliminação da falha sem desconexão, o nível de potência ativa antes da perturbação seja restaurado suavemente em 250ms. O código de rede dinamarquês estipulou que, depois da eliminação da falha, é necessário que a tensão das usinas que permanecem conectadas atinja 90% do seu valor nominal no PCC para voltar a fornecer energia reativa, recuperando-se a 90% da potência ativa pré-falha em 0,5 s [44]. Segundo os requisitos da PREPA depois da eliminação da falha é requerido um aumento imediato na potência ativa das usinas que permaneceram conectadas de pelo menos 10%/s de sua capacidade nominal [43]. No caso do Brasil, o código de rede afirma que a potência ativa da usina geradora deve recuperar-se a 85% do valor pré-falta em até 4 s após a recuperação da tensão a 85% da tensão nominal [31]. A tabela 4, apresenta e compara as taxas de variação da potência ativa após a eliminação da falha aplicadas por diferentes países em seus códigos de rede em usinas geradoras que permaneceram conectadas durante uma perturbação.
Tabela 4 Recuperação da potência ativa após eliminação da falha.
| País | Tempo (s) | P (% de P de pré-falha) |
|---|---|---|
| Alemanha | 5 | 100 |
| Austrália | 0,1 | 95 |
| Espanha | 0,250 | 100 |
| Dinamarca | 0,5 | 90 |
| PREPA | 10 | 100 |
| Brasil | 4 | 85 |
| China | 600 | 100 |
| Egipto | 10 | 100 |
| França | 10 | 95 |
| Irlanda | 1 | ND |
| Reino Unido | 0,5 | 90 |
Para manter uma frequência estável na rede elétrica (normalmente 50 ou 60 Hz), a potência ativa deve ser igual à demanda de carga a qualquer momento, uma vez que qualquer desequilíbrio entre a geração e a demanda por eletricidade causa uma variação de frequência. Portanto, os geradores convencionais (ou seja, usinas hidréletricas ou termelétricas a combustível fóssil) geralmente são equipadas com controle de velocidade, que é ativado durante um desequilíbrio. O regulador de velocidade serve como controle primário de carga e evita grandes desvios de frequência [45, 46]. Entretanto, as unidades de geração baseadas em fontes renováveis de energia não têm controle direto para lidar com a variação de frequência. Como esse tipo de geração hoje em dia está substituindo as plantas tradicionais, os métodos alternativos de estabilidade de frequência chamaram a atenção dos pesquisadores [47]. Os códigos de rede internacionais exigem que as usinas de geração renovável tenham métodos para gerenciar o fornecimiento de energia ativa em relação às variações de frequência. Com base em uma curva típica de variação de frequência e potência ativa, conforme exemplificado na figura 6, [34] á medida que a frequência aumenta, a energia ativa gerada deve diminuir. Por exemplo, o código de rede alemão exige que a potência ativa seja reduzida 40%/Hz quando a frequência varia entre 50,2 Hz e 51,5 Hz, de acordo com a equação (1).
em que, frede indica a frequência da rede, ΔP representa a variação de potência e Pm indica a potência instantânea disponível.
No entanto, se a frequência fica entre 47,5 Hz e 50,2 Hz, as unidades geradoras devem retornar a potência ativa ao seu valor nominal. Se a frequência se tornar maior que 51,5 Hz ou menor que 47,5 Hz, é necessária uma desconexão rápida das unidades de geração renovável [6]. O código da rede irlandes exige que a fonte renovável de energia aumente/diminua a energia gerada quando a frequência atinge valor e baixo de 49,8 Hz e acima de 50,2 Hz respeitivamente, caso contrário, a operação normal continuará [24]. O código de rede da Malásia exige que as usinas fotovoltaicas reduzam a potência de saída com um gradiente de 40%/Hz se a frequência se tornar superior a 50,5 Hz [48]. Alguns países não possuem uma regulamentação de suporte de frequência definida, enquanto outros, como a África do Sul, deixaram esse problema para os operadores de sistemas de transmissão e/ou distribuição [49]. O código de rede da China não exige uma redução de energia ativa quando a frequência aumenta; no entanto, as usinas de energia renovável devem suportar uma variação de frequência entre 50,2 Hz e 50,5 Hz ou desconectar-se da rede [23]. O código de rede brasileiro permite operação contínua em uma faixa entre 58,5 e 62,5 Hz, uma operação abaixo de 58,5 Hz por um tempo de até 20s e acima de 62,5 Hz por um tempo máximo de 10s, ordenando a desconexão instantânea para valores abaixo de 56 Hz e acima de 63 Hz [31]. A tabela 5, apresenta a faixa de variação de frequência permitida sobre a qual as usinas de energia renovável devem permanecer em operação normal, sem nenhuma redução na potência ativa, em diferentes países.
Tabela 5 Limites de frequência de operação normal em vários países.
| País | Tempo (s) | P (% de P de pré-falha) |
|---|---|---|
| Alemanha | 50 | 47, 5 < frede < 51, 5 |
| Dinamarca | 50 | 48, 5 < frede < 51 |
| Espanha | 50 | 47, 5 < frede < 51, 5 |
| Canadá | 60 | 59, 4 < frede < 60, 6 |
| China | 50 | 49, 5 < frede < 50, 2 |
| PREPA | 60 | 57, 5 < frede < 61, 5 |
| EUA (NERC) | 60 | 58, 5 < frede < 61 |
| Japão (leste) | 50 | 47, 5 < frede < 51, 5 |
| Japão (oeste) | 60 | 58 < frede < 61, 8 |
| Austrália | 50 | 47, 5 < frede < 52 |
| África do Sul | 50 | 49 < frede < 51 |
| Malásia | 50 | 47 < frede < 52 |
| Irlanda | 50 | 49, 5 < frede < 50, 5 |
| Romênia | 50 | 47, 5 < frede < 52 |
| Reino Unido | 50 | 47, 5 < frede < 52 |
| Brasil | 60 | 58, 5 < frede < 62, 5 |
REQUISITOS DE QUALIDADE DE ENERGIA
A integração em grande escala de energia renovável no sistema elétrico pode levar a problemas de qualidade de energia [50]. Portanto, normas foram desenvolvidas em vários países no que se refere à qualidade de energia produzida por usinas de energia renovável. As principais preocupações de qualidade de energia associadas à integração de geração renovável são harmônicos, fluctuações de tensão e desequilíbrio de tensão [51]. Portanto, esta seção concentra-se nesses requisitos.
A distorção harmônica é um sério problema de qualidade de energia, caracterizada pelas ondas de tensão não serem senoidais. Uma das principais fontes dessa distorção no nível de geração é o uso de dispositivos eletrônicos de energia. Os sistemas de geração renovável utilizam conversores de frequência como interface para conexão com a rede elétrica e esses dispositivos podem produzir essa distorção [52].
Portanto, normas rígidas foram emitidas para garantir um baixo nível de distorção harmônica causada pela penetração de energia renovável no PCC. A qualidade da energia é geralmente medida usando distorção harmônica total (THD) de tensão e corrente, a qual pode ser definida da seguinte forma (equação (2)) [53, 54]:
onde V1 é a amplitude da componente fundamental, V2...Vhmax são as amplitudes das componentes harmônicas de ordem 2 a hmax, as variáveis hmax e h representam a última série de harmônicos e a ordem dos harmônicos, respectivamente [54]. Por exemplo, as normas IEEE Std 519-201, IEEE 1547 Stds e IEC [55] exigem que o THD de tensão e corrente seja inferior a 5% no PCC. As normas de alguns países, incluindo a brasileira ABNT 16149 [56] e os regulamentos técnicos da Malásia [48], exigem que o DHT também não exceda 5% no PCC. As normas romenas exigem um DHT de máximo 3% para usinas fotovoltaicas e eólicas integradas ao sistema de transmissão [57]. Em geral, a maioria dos países segue os padrões IEEE ou IEC [58]. O Reino Unido adota o EREC G83, que é notavelmente rigoroso. Os limites atuais de distorção harmônica de acordo com os diferentes padrões estão listados na tabela 6.
Tabela 6 Limites atuais de distorção de harmônicos em diferentes padrões.
| Código de rede | Tipo | Ordem harmônica | Límite de distorção | THD (%) |
|---|---|---|---|---|
| IEEE 929, IEEE 1547 | Impar | 33 < h | ND | <5% |
| AS 4777.2 (Austrália), | 23 ≤ h ≤ 33 | <0,6% | ||
| GB/T (China) e ECM | 17 ≤ h ≤ 21 | <1,5% | ||
| (Malásia) | 11 ≤ h ≤ 15 | <2% | ||
| Par | 10 ≤ h ≤ 32 | <0,5% | ||
| 2 ≤ h ≤ 8 | <1% | |||
| Reino Unido | Impar | h = 3, 5 e 7 | <(2,3, 1,14 e 0,77)% | <3% |
| (EREC G83 Stds.) | h = 9, 11 e 13 | < (0,4, 0,33, e 0,21)% | ||
| Par | h = 2, 4 e 6 | <(1,08, 0,43, e 0,3)% | ||
| 8 ≤ h ≤40 | <0,23% | |||
| Canadá | Impar | 33 < h | <0,33% | <5% |
| (CAN/CSA C22.3 Stds.) | 23 ≤ h ≤ 33 | <0,6% | ||
| 17 ≤ h ≤ 21 | <1,5% | |||
| 11 _ h _ 15 | <2% | |||
| 9 ≤ h ≤ 3 | <4% | |||
| Par | 34 < h | <1,0% | ||
| 22 ≤ h ≤ 32 | <0,5% | |||
| 16 ≤ h ≤ 20 | <0,4% | |||
| 10 ≤ h ≤14 | <0,2% | |||
| 8 ≤h ≤ 40 | <0,1% | |||
| IEC 61000-3-2 | Impar | h = 3, 5 e 7 | <(3,45, 1,71 e 1,15)% | <5% |
| h = 9, 11 e 13 | <(0,6, 0,5 e 0,3)% | |||
| 15 ≤ h ≤ 39 | <0,225% | |||
| Par | h = 2, 4 e 6 | <(1,6, 0,65 e 0,45)% | ||
| 8 ≤ h ≤ 40 | <0,345% |
Um desequilíbrio de tensão ocorre quando as tensões das fases diferem em magnitude ou em relação ao deslocamento de fase nominal (1200) e pode ser calculada como a razão entre as componentes de tensão de sequência positiva e a negativa [59]. Em geral, os padrões mundiais identificaram que o limite de desequilíbrio de tensão apropriado está entre 1% e 2% [60]. A qualidade da energia, no que se refere a desequilíbrio de tensão, é monitorada em várias normas usando o fator de desequilíbrio de tensão (VUF), que é dado como se mostra na equação (3) [31, 61, 62]:
Onde V+ e V- são as tensões de sequências positiva e negativa, respectivamente. Como o desequilíbrio de tensão é um bom indicador da qualidade da energia fornecida ao sistema elétrico, alguns padrões e códigos de rede limitam o VUF no PCC e garantem que uma tensão trifásica equilibrada seja injetada na rede. Por exemplo, a norma IEEE [63] exige que o desequilíbrio de tensão não exceda 3%, enquanto os padrões IEC exigem que todos os geradores de distribuição mantenham um VUF menor que 2% [25]. As normas romenas impuseram um desequilíbrio máximo de tensão de 1% no ponto de interconexão de usinas fotovoltaicas e eólicas [57]. A recomendação do Reino Unido (ENA, 1990), também seguida pela Malásia, afirma que o desequilíbrio da tensão da rede não deve exceder 2% no PCC ou 1,3% na carga [48]. No Canadá, o padrão CAN/CSA−C61000−2−2 estabeleceu um desequilíbrio máximo de tensão de 2% [64]. No caso de Brasil, tanto o desempenho da Rede Básica quanto ao desequilíbrio de tensão é caracterizado a partir da comparação do indicador KS95%, que exprime a relação entre as componentes da tensão de sequência negativa (V−) e positiva (V+) com os limites global e individual. O KS95% é obtido é obtido do valor que foi superado em apenas 5% dos registros de VUF obtidos no período de 1 dia (24 horas), considerando os valores das componentes de sequência positiva e negativa integralizadas em 10 (dez) minutos, ao longo de 7 (sete) dias consecutivos, chegando-se a sete valores obtidos, em base diária. Assim, o indicador KS95% será o maior dos sete valores obtidos anteriormente.
Os limites global e individual estabelecidos em Brasil são de KS95% ≤ 2% e KS95% ≤ 1.5% respetivamente. Caso as tensões de sequência negativa variem de forma intermitente e repetitiva, é permitido ultrapassar os limites especificados em até o dobro, desde que a duração cumulativa das tensões de sequência negativa, acima dos limites contínuos estabelecidos, não ultrapasse 5% do período de monitoração.
Flutuação de tensão é a variação aleatória, repetitiva ou esporádica, do valor eficaz da tensão. De um modo geral, podem-se relacionar as flutuações aleatórias e repetitivas com a operação de cargas não lineares que apresentem consumo de potência variável no tempo, enquanto as flutuações esporádicas relacionam-se com manobras de rede ou de carga. As flutuações de tensão podem provocar uma série de distúrbios ao se propagarem através da rede, sendo chamadas de cintilação ou flicker (de seu nome em inglês) e causam alterações na intensidade da iluminação por lâmpadas incandescentes [65]. Os níveis de severidade de cintilação, causados pela flutuação de tensão, são quantificados pelo Indicador de Severidade de Cintilação de Curta Duração (Pst) e pelo Indicador de Severidade de Cintilação de Longa Duração (Plt), conforme descrição e recomendação da Comissão Internacional de Eletrotécnica na IEC 61000-4-15 (Flickermeter-Functional and design specifications). O indicador Pst representa a severidade dos níveis de cintilação causados pela flutuação de tensão verificada num período contínuo de 10 minutos e é calculado a partir dos níveis instantâneos de sensação de cintilação, conforme a equação (4):
Onde Pi corresponde ao nível de sensação de cintilação que foi ultrapassado durante i% do tempo, resultante do histograma de classificação por níveis, calculado conforme estabelecido na IEC-61000-4-15.
O indicador Pst representa a severidade dos níveis de cintilação causados pela flutuação de tensão verificada num período contínuo de 2 horas e é calculado a partir dos valores de Pst conforme a equação (5):
Segundo os indicadores de severidade de cintilação, aqui adotados como representativos da flutuação de tensão, Pst = 0 indica que não há oscilação de tensão e Plt = 1 indica contaminação por flicker [66]. O nível aceitável de flicker para geradores renováveis de média tensão ou de pequena e média escala geralmente é considerado como 1,0 e 0,25 para Pst e Plt, respetivamente [67]. Um resumo dos limites de flicker especificados é apresentado na tabela 7.
Tabela 7 Limites de flicker em diferentes níveis de tensão com base em diferentes normas.
| Norma | Nível de tensão | Plt | Pst |
|---|---|---|---|
| IEEE Std. 519 | MT | 0,7 | 0,9 |
| AT-EHT | 0,6 | 0,8 | |
| China | MT-AT | 0,7 | ND |
| IEC61000 | 0,8 | 1 | |
| Malásia | BT (Menos de 11 kV) | 0,8 | 1 |
| MT (11-33) kV | 0,7 | 0,9 | |
| AT (Por cima de 33 kV) | 0,6 | 0,8 | |
| EUA | BT | 0,7 | 0,9 |
| MT-AT | 0,7 | 0,8 | |
| Brasil | BT-MT0,7 | 0,8 | 1 |
CONCLUSÕES
A comparação acima apresentada dos requisitos de integração de fontes renováveis de energia destaca a diferença entre as normas estabelecidas pelos diversos países e operadores de sistemas elétricos. Portanto, é difícil estabelecer uma explicação técnica ou financeira precisa dos requisitos atuais de conexão devido aos vários métodos operacionais das redes nacionais e aos vários níveis de integração de usinas de energia renovável em todo o mundo. Por exemplo, os códigos de rede em alguns países impõem o controle da capacidade de VRT para cada fonte de energia renovável vinculada à rede, independentemente do nível de interconexão, enquanto alguns países, como a Alemanha, impõem apenas requisitos de VRT para geração de energia renovável em larga escala. Essa distinção pode resultar em menor qualidade de energia nas redes elétricas de alguns países ou em custos adicionais para desenvolvedores e fabricantes de usinas de energia renovável. O Conselho Europeu de Energia Renovável (EREC) e a Associação Europeia de Energia Eólica (EWEA) exigem que os operadores de sistemas de energia melhorem seus recentes requisitos de interconexão Normas de integração harmonizadas devem garantir operação confiável e boa qualidade de energia para a grande maioria das redes elétricas, embora esta seja uma tarefa difícil, devido às especificidades de cada sistema. Os fabricantes de sistemas de energia renovável têm o desafio constante de modificar o design de hardware e/ou software para garantir que os requisitos de cada entidade sejam atendidos. Portanto, o desenvolvimento de um conjunto de requisitos comum reduzirá o custo e fará com que todos os fabricantes e operadores se sintam satisfeitos. Os principais objetivos da harmonização global podem ser resumidos da seguinte forma:
Facilitar procedimentos de fabricação e melhoria de sistemas de energia renovável em todo o mundo, reduzindo o custo total;
Estabelecer normas comuns e adequadas para a incorporação de usinas de energia renovável de grande ou pequena escala na rede;
Desenvolver requisitos técnicos eficientes que dependem das experiências e antecedentes de vários operadores de sistemas de energia.
Os requisitos desenvolvidos devem garantir eficiência econômica. Portanto, os regulamentos técnicos caros são requeridos somente quando são necessários para garantir má operação estável, segura e confiável do sistema de energia. Além disso, é possível ignorar algumas regulamentações custosas quando a penetração da energia renovável é baixa.
Além do nível de penetração, os requisitos para integração de energia renovável devem considerar a robustez do sistema de energia e/ou a tecnologia de geração renovável. Além disso, os requisitos de integração de várias áreas, países e organizações podem variar no futuro de forma coerente e harmonizada.
