Avaliação dos impactos ocasionados pela conexão da geração fotovoltaica no sistema IEEE 13 barras

O crescimento da geração distribuída fotovoltaica no Brasil tem alterado de forma relevante o modo de operação das redes de distribuição de energia elétrica, antes projetadas para fluxo unidirecional de potência das subestações para as cargas. A conexão de sistemas fotovoltaicos em baixa e média tensão contribui para a diversificação da matriz elétrica e para a inserção de fontes renováveis, mas pode provocar elevação de tensão em barras terminais, aumento das perdas técnicas e modificações no carregamento de transformadores, especialmente em alimentadores desbalanceados. Nesse contexto, este trabalho tem como objetivo analisar os impactos da geração distribuída fotovoltaica sobre o perfil de tensão, as perdas ativas e o carregamento do transformador de subestação em uma rede de distribuição desbalanceada. Para isso, é utilizado o sistema de 13 barras do Institute of Eletrical and Eletronics Engineers (IEEE), modelado no Open Distribution System Simulator e automatizado por meio de rotinas em Python, incorporando perfis diários de carga e perfis de geração fotovoltaica obtidos a partir de dados de irradiância da cidade do Rio de Janeiro. São considerados diferentes níveis de penetração fotovoltaica e cenários sazonais representativos de verão e inverno, com unidades conectadas em barras de baixa tensão e em uma barra trifásica em média tensão. Os resultados mostram que a inserção de geração fotovoltaica em extremidades monofásicas pode levar a sobretensões localizadas e a aumento expressivo das perdas globais, enquanto a conexão trifásica em barra central eleva as tensões de forma mais uniforme, reduz o carregamento diurno do transformador, mas também pode intensificar as perdas em níveis elevados de penetração. A comparação entre os cenários de verão e inverno evidencia que a sazonalidade da irradiância influencia diretamente a magnitude desses impactos, tornando o verão mais crítico quanto a sobretensões e perdas.