TCC Analise de GD em baixa tensão

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AVALIAÇÃO DOS FATORES IMPACTANTES NA CONEXÃO DE GERAÇÃO 
DISTRIBUÍDA FOTOVOLTAICA EM REDE DE DISTRIBUIÇÃO DE BAIXA 
TENSÃO 
Daniel Filipe de Araújo Faria 
daniel.filipe11@hotmail.com 
Whester Jubert de Araújo 
Coordenação de curso de Engenharia Elétrica 
Resumo – Com a busca por meios alternativos e sustentáveis de desenvolvimento 
energético, a inserção de geração distribuída no sistema de distribuição de baixa tensão 
se encontra em plena fase de crescimento. Junto com a difusão desse novo modelo de 
geração, normatizado pela Resolução n°482/2010, as concessionárias de energia elétrica 
se adaptam e estudam meios de atuar de maneira eficiente para a conexão destas usinas, 
de forma que atenda esta nova modalidade de cliente consumidor/ gerador no regime de 
compensação, nos prazos estabelecidos na Resolução nº687/2015 e mantenha os níveis 
de qualidade de fornecimento de energia elétrica em toda extensão da rede de distribuição 
conforme PRODIST (Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema 
Elétrico Nacional) Módulo 8, além desejo dos novos acessantes por conexões eficientes 
e que possuam o menor custo global. 
Palavras-chaves – ANEEL, baixa tensão, CEMIG, compensação de energia, inversão de fluxo, 
usina fotovoltaica, geração distribuída, PRODIST e regulamentação.
1. Introdução 
A eletricidade se tornou a principal fonte de luz, calor e força utilizada no mundo 
moderno. Atualmente todos os tipos de estabelecimentos, sejam residenciais, 
industriais, comerciais, rurais ou o poder público, precisam de energia elétrica para o 
correto funcionamento de máquinas e equipamentos, comodidade e maior eficiência 
de seus processos, de maneira que grande parte dos avanços tecnológicos 
alcançados pela humanidade se deve e depende da energia elétrica (COSTA, 2018). 
Com a restrição de alguns recursos naturais para a geração da energia elétrica, como 
a disponibilidade instável da água e a demanda de grande espaço para gerá-la, 
culminando em entraves ambientais, tem-se como opção térmicas a diesel ou carvão. 
Porém, estas formas de geração oneram o consumidor final pela inserção de 
bandeiras tarifárias, além de não ser a melhor opção do ponto de vista ambiental, de 
forma que as gerações tradicionais apontem a altos custos e dificuldades ambientais, 
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havendo então a necessidade de novas formas de geração, que apresentem novos 
benefícios ao sistema. 
Desta forma criou-se espaço para a Geração Distribuída (GD), que advém de fontes 
alternativas, estão mais próximas as cargas, além de possuírem incentivos 
governamentais e amparo do órgão regulador, sendo um tipo de geração limpa, 
sustentável e com boas perspectivas de mercado. 
Desde 2016 verificou-se um acentuado aumento da potência instalada de Geração 
Distribuída no sistema elétrico, com um crescimento superior a 400% em relação a 
2015, como pode ser observado no Anexo 1, resultando também em um aumento no 
número de solicitações de acesso (Nota Técnica ANEEL, 2017). 
Todos os clientes que queiram conectar uma GD no sistema de distribuição devem 
seguir um fluxo de acesso que envolve a análise da concessionária de energia na qual 
se conectarão. A partir da análise das GD’s e das características sistêmicas, busca-
se desenvolver uma resposta que direcione a visualização de impactos e que 
possibilitasse a escolha de melhores pontos para a instalação das usinas 
fotovoltaicas, de maneira que não comprometessem a integridade do sistema e não 
causassem impactos significativos prejudicando os níveis de tensão e capacidade de 
condução do condutor de forma a não acrescentar custos adicionais com obras que 
fossem propostas para retornar os níveis de qualidade ao circuito. 
1.1 Objetivos 
Elaborar uma metodologia de análise que aponte um ponto ótimo de conexão no 
sistema baseado nas características da rede e que direcione o atendimento à 
acessantes de geração de energia nos moldes do regime de compensação em baixa 
tensão, proporcionando menores alterações no sistema de distribuição e obras para 
que esta conexão se concretize. 
1.1.1 Objetivo Geral 
O trabalho propõe simular a inserção de uma usina fotovoltaica em circuitos de baixa 
tensão, com variações no carregamento do transformador, da potência gerada, 
baseando nas situações que podem ocorrer diariamente, além de também variar o 
local da instalação, a fim de observar as variações de tensão, fluxo de corrente nos 
condutores e perdas com a conexão da GD, comparando-as com as condições 
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normais sem a geração, de forma a direcionar um ponto de conexão ao sistema com 
menor impacto, respeitando as restrições de qualidade de tensão, dando ênfase no 
nível de tensão, continuidade de fornecimento e carregamento do circuito conforme 
estabelecidos pela ANEEL no PRODIST módulo 8. 
1.1.2 Objetivos Específicos 
a) Manipular o posicionamento da GD no circuito de baixa tensão, visualizando 
os impactos na elevação de tensão. 
b) Analisar os impactos causados pela adição de uma fonte ao sistema de 
baixa tensão de maneira dispersa. 
c) Trabalhar com diferentes patamares de carregamento, de forma a avaliar 
os impactos ocorridos com a sazonalidade da carga e da geração. 
1.2 Justificativa 
O processo de conexão da geração distribuída nos circuitos de BT é regulado pela 
Resolução Normativa (REN) 482/12, posteriormente revisada pela REN 687/15, onde 
é delimitada a regulamentação e as responsabilidades das novas usinas geradoras e 
da concessionária, responsabilização e caracterização dos tipos de obras e valores, 
padrões de qualidade a serem atendidos, entre outros fatores inerentes na conexão. 
Após a publicação da REN 482/12, iniciou-se no país o processo de difusão de micro 
e minigeradores distribuídos, o qual começou a acelerar a partir de 2016. O Anexo 2 
apresenta os valores acumulados de conexões e consumidores que recebem créditos, 
abatimento no valor da tarifa de energia referente a geração, no modelo de GD até o 
dia 23/05/2017. 
Para a efetivação da conexão do gerador, a concessionária deve fornecer parecer de 
acesso ao cliente, dentro dos prazos estabelecidos pela REN 482/12. Esses 
documentos são estudos onde serão propostas as alterações necessárias no sistema 
de distribuição para atender a unidade geradora, atendendo os critérios de qualidade 
de fornecimento de energia estabelecidos no PRODIST, sendo que a informação de 
acesso é um documento de ordem prévia, sem garantia de efetivação do ponto de 
conexão mencionado, enquanto a consulta de acesso é um documento formal, que já 
indica informações concretas e definitivas (REN 482, 2010). 
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As concessionárias de energia do estado de Minas Gerais e de São Paulo concentram 
maior número de acessos das GD’s, como mostra o Anexo 3, desta maneira 
demandando um número maior de análises. Como as demandas se mostram com 
tendência de crescimento ainda acelerado até 2024, como no Anexo 4, a agilidade no 
processo de análise de conexão de acessantes GD, será fundamental para que os 
prazos estabelecidos na REN 482 sejam cumpridos pelas concessionárias. 
2. Referencial Teórico 
2.1 Energia Solar – Sistemas on/off grid 
A geração de energia utilizando a irradiação solar se dá com a instalação de módulos 
fotovoltaicos que farão a conversão da energia solar para energia elétrica em corrente 
contínua (cc). Essa corrente contínua é gerada quando a irradiação solar incide sobre 
o módulo fotovoltaico, assim os fótons da luz solar se chocam com os elétrons do 
módulo, transferindo a eles energia e fazendo com que ocorra uma movimentação 
destes entre as junções P e N, gerando corrente contínua. 
A partir daí a configuração do arranjo solar difere-se pelo tipo deuso, podendo ser off 
grid, se conectando a bancos de baterias e estando então isolados do sistema 
interligado, fornecendo energia CC se ligada diretamente aos dispositivos, energia 
CA, se conectada através de inversores, ou híbridos, como na Figura 1, fornecendo 
energia nas duas formas (LORA, 2006). 
Figura 1 – Esquema unifilar de geração fotovoltaica híbrida (CC e CA) 
 
FONTE: Pinho, 2014 
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Um fator que dificulta a implantação de sistemas off grid com uso de baterias é o preço 
e vida útil destas, aumentando o tempo de retrofit do investimento aplicado, fazendo 
então com que os sistemas on grid, configuração onde se interliga o sistema de 
geração fotovoltaica a rede de distribuição, como na Figura 2, sejam mais usados, por 
estarem conectados ao Sistema Interligado Nacional (SIN). Há também a 
possibilidade de um sistema híbrido na configuração on grid, onde é feito backup por 
sistemas de baterias, mas que são pouco utilizados pelo valor agregado (Pinho, 2014). 
Figura 2 – Sistema híbrido on grid 
 
 
 
 
 
Fonte: BlueSol, 2018 
2.2 Micro e minigeração no cenário de compensação 
Através da Resolução Normativa nº 482, define-se que toda geração de energia com 
potência instalada menor que 75kW que possua geração por fontes renováveis ou que 
utilize processos de cogeração qualificada, aquela em que há geração de energia pelo 
aproveitamento da energia de outro processo, como as térmicas que utilizam o calor 
de caldeiras, serão enquadradas como microgeração distribuída, enquanto aquelas 
nas mesmas condições mas com potência maior que 75kW e menores que 5MW, seja 
de fonte solar, biomassa, cogeração, eólica, ou hidráulica, serão denominadas como 
minigeração distribuída. 
As micro e mini geração distribuídas são conectadas ao sistema através da 
modalidade de compensação. Nesse sistema não há venda da energia produzida, 
pois toda energia ativa gerada é cedida gratuitamente a distribuidora onde a usina 
estiver conectada, essa energia é contabilizada por medidores bidirecionais ou em 
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cabines de medição e posteriormente essa energia injetada será compensada na(s) 
unidade(s) consumidora(s) registrada(s) em nome do cliente e previamente informada 
a concessionária (REN 482, 2010). 
Quando houver geração (kWh) menor que o consumo, o cliente pagará pelo que 
consumiu, mas quando houver geração maior que o consumo, será gerado um crédito 
a ser abatido nas próximas faturas em no máximo 60 meses. Vale ponderar que o 
cliente não irá zerar sua conta, pois ele ainda continuará pagando o valor determinado 
como taxa mínima (REN 482, 2010). 
2.3 Curva de consumo característica de circuitos de baixa tensão 
A distribuição de energia em BT é particionada em circuitos para que se minimize 
perdas nos condutores, desta forma deriva-se a média tensão com a utilização de 
transformadores, evitando circuitos extensos de baixa tensão que causem maior 
perda, além de ser uma alternativa mais eficiente para manter os níveis de tensão 
dentro da faixa especificada no PRODIST entre 0,93 e 1,05pu, fazendo a alteração no 
nível de tensão, onde para Cemig, concessionária onde foi desenvolvido o estudo, 
acontece com a alteração do nível de tensão de 13,8kV para 220 ou 127V, mas 
depende da concessionária de distribuição onde a geração for conectada. 
Estes circuitos de baixa tensão possuem curva de consumo relacionado aos clientes 
que são atendidos por ele, por influência dos momentos de demanda coincidente dos 
consumidores, onde será seguido o perfil médio de consumo ou com variações de 
acordo com o cliente de maior consumo conectado ao circuito. 
Circuitos que atendem clientes comerciais possuem característica de consumo mais 
constante entre 9 e 20h, com redução gradativa até as 23h onde estabiliza no valor 
mínimo, enquanto circuitos que atendem clientes residenciais possuem demanda com 
ligeiro aumento entre 7 e 9h da manhã, com perfil de crescimento moderado até as 
13h, chegando ao seu ápice entre 17 e 21:30h, e a partir daí redução até o valor 
mínimo, que pode ser exemplificado na Figura 3, que normalmente é para o 
atendimento de iluminação pública por ocorrer no período da noite (Francisquini, 
2006). 
 
 
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Figura 3 – Curva de Carga residencial de 300Kwh 
 
Fonte: Francisquini, 2006 
2.4 Característica da geração solar 
A geração de energia fotovoltaica está condicionada a variação de insolação sob a 
área onde são instaladas as placas solares. Características como relevo, longitude, 
grau de inclinação de incidência dos raios, variações climáticas, entre outros fatores, 
interferem diretamente na energia gerada no sistema fotovoltaico, estando esta 
geração suscetível a variações de potência de pico geradas durante o dia (BlueSol, 
2018). 
Uma característica importante a ser levada em consideração em análises de sistema 
fotovoltaico residencial é que seu momento máximo de geração não coincide com o 
momento de carga máxima de circuitos residenciais onde está conectado, não 
devendo assim ser considerada em estudos de planejamento a liberação de novas 
cargas com a utilização da geração. 
2.5 Processo de acesso ao sistema de distribuição 
Para que GD’s possam se conectar ao sistema da distribuidora, deve-se fazer o 
pedido de informação e/ou solicitação de acesso, sendo esse fluxo ilustrado na Figura 
4. A informação de acesso é o processo inicial da conexão, onde o cliente informa as 
características básicas da geração, como potência instalada e a coordenada da usina, 
para que seja dada pela concessionária uma indicação de como ocorrerá a conexão, 
com ou sem obras (ND 5.31 CEMIG). 
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Figura 4 – Etapas de acesso de geradores ao Sistema da Cemig D 
 
 
 
 
 
Fonte: ND 5.31 CEMIG 
A solicitação é o processo formal final da conexão, onde o cliente já tem sob sua posse 
os projetos e detalhes construtivos, operativos e de funcionamento dos seus 
equipamentos e comportamento da geração, não sendo mais uma especulação, e 
assim, dentro do prazo regulatório, caso ele aceite as obras propostas, quando existir, 
ele pode se conectar ao sistema de distribuição (ND 5.31 CEMIG). 
O processo de análise dos clientes e o pedido de conexão ao sistema, são realizados 
pela distribuidora de forma gratuita e sem restrição da quantidade de pedidos por 
cliente, cabendo apenas ao consumidor gerador seguir o fluxo necessário indicado 
nas diretrizes da distribuidora. As análises feitas pela concessionária acessada se 
baseiam em simulações de fluxo de potência que garantam que quando a geração se 
conectar, não possam ser causados impactos que prejudiquem os padrões de 
qualidade e continuidade de energia estabelecidos através do PRODIST módulo 8, e 
na ocorrência de obras, estas serão estipuladas pela diretriz do menor custo global às 
partes. 
2.6 Crescimento da Geração Distribuída 
O cenário de geração distribuída instalada por clientes residenciais e comerciais, 
principalmente solar e no estado de Minas Gerais, tem uma tendência de forte 
crescimento, como mostrado na Figura 5, de modo que o contingente de análises dos 
impactos dessas micro e mini usinas crescerá de maneira significativa, sendo 
necessário maior agilidade e investimento na proposição de soluções, seja com novos 
softwares, práticas ou aplicação de mais mão de obra (ANEEL, 2017). 
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Figura 5 – Projeção do número de UC que receberão créditos das distribuidoras 
 
 
 
 
Fonte: ANEEL, 2017 
A CEMIG, distribuidora majoritária no estado de Minas Gerais, tem sua região 
valorizada pela isolação solar média, como mostrado no atlas solarimétrico no Anexo 
5, o que justifica a demanda crescente de conexões, além de ter tambémo menor 
tempo de payback entre as distribuidoras do Brasil, como mostra o Anexo 6 (ANEEL, 
2017). 
2.7 Análise de fluxo de potência 
As análises realizadas para a conexão das GD’s se baseiam em modelagens de fluxo 
de potência, onde o sistema é estabelecido por impedâncias, correntes e tensões, 
onde esta última normalmente é estabelecida em valores por unidade (pu), 
considerando valores base adotados para o sistema. As análises de fluxo de potência 
seguem basicamente dois tipos de método, o Gauss-Siedel e o Newton-Raphson, 
sendo o último o mais adotado por ser mais robusto e normalmente converge com um 
número menor de interações (STEVENSON, 1986). 
A aplicação do método Newton-Raphson consiste na montagem de uma matriz de 
admitância (Y), e a partir desta, monta-se uma matriz Jacobiana arbitrando condições 
iniciais ao sistema, onde é possível verificar as condições do circuito modelado. Esta 
linha de cálculo é determinada com um limite de variação de valor percentual em 
relação ao valor pré-estabelecido, para que se obtenha resultados dentro de uma 
margem de erro. A aplicação do método é feita através da elaboração de interações 
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relativas às condições do circuito para as variáveis envolvidas, de modo a recalculá-
las sistematicamente até que se obtenha o valor desejado (STEVENSON, 1986). 
2.8 Impactos da geração distribuída no sistema tradicional radial 
Originalmente, o sistema de transmissão e distribuição de energia elétrica brasileiro 
foi projetado para trabalhar de forma radial, com geração de energia elétrica em 
grandes usinas com grande volume de potência, resultando em fluxo de potência 
unidirecional, com direção de fonte para carga. 
Com a inserção desses novos sistemas de geração de forma distribuída pelo sistema, 
ocorre uma natural inversão da direção do fluxo, pois a GD atende as cargas a jusante 
de sua posição, e, sendo ela de potência maior que esta carga, começa então a 
atender as cargas a montante de sua posição até que chegue a fonte, causando fluxo 
reverso ao original do circuito, gerando impactos negativos principalmente em relação 
a coordenação da proteção do sistema, proteção dos colaboradores durante 
manutenções e aos níveis de tensão estabelecidos pelo PRODIST módulo 8 (MATOS, 
2013). 
2.9 Ilhamento elétrico 
Uma condição prevista na ND 5.31 da CEMIG, é evitar-se o ilhamento elétrico das 
GD’s ou atuação de forma isolada. O ilhamento segundo LORA (2006) tem por 
definição o momento em que cessa o fornecimento de energia da distribuidora e a 
usina continua em operação. Essa condição deve ser seguida por segurança e 
integridade dos colaboradores que irão dar manutenção no sistema, quanto também 
para que se mantenha os padrões de qualidade do fornecimento de energia e que 
sejam atendidas as condições de sincronismo, evitando-se variações de tensão e 
frequência com a nova configuração de carga e fonte. 
A operação ilhada só é desejável em situações de emergência, evitando interrupções 
de longa duração no fornecimento de energia. Nos demais casos, a operação se daria 
de forma interligada, e caso houvesse ilhamento da rede, as máquinas seriam 
desligadas como precondição para o religamento. É predefinida a condição de 
operação em ilhamento apenas para usinas hidráulicas iguais ou maiores que 1MW, 
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desde que não interfira na qualidade da energia (oscilações de frequência e tensão) 
e seja operada pelo Centro de Operação de Distribuição (COD) da concessionária 
(ND 5.31 CEMIG, 2016). 
2.10 Parâmetros de qualidade 
De acordo com o PRODIST módulo 8, toda concessionária de distribuição de energia 
elétrica deve manter alguns indicadores de qualidade de fornecimento, entre eles: 
Nível de tensão, distorção harmônica, fator de potência, desequilíbrio, flutuação e 
variação máxima de tensão e frequência. 
Um fator preponderante na análise de conexões de acessantes ao sistema de 
distribuição é o nível de tensão do sistema após sua conexão. A ANEEL delimitou 
valores máximos permitidos para cada grupo de consumidores, dividindo-os por nível 
de tensão de atendimento, onde conforme mostra a Tabela 1, são dados os valores 
absolutos para o atendimento de clientes em baixa tensão. 
Tabela 1 – Níveis de tensão para conexão de geração em baixa tensão 
 
Fonte: PRODIST, 2017 
Como esta conexão provoca mudança no valor de tensão atual do sistema, deve ser 
observado se ocorre variação de tensão com a entrada ou saída abrupta deste cliente, 
sendo esta variação limitada a até 5% segundo PRODIST módulo 8. 
Além dos valores de tensão, o acompanhamento do carregamento também deve ser 
observado, de modo que este não extrapole o limite de carregamento do condutor. A 
relação de fluxo de potência ocorrida na interação entre a demanda de carga e 
inserção de geração pelo acessante, irá alterar os valores de tensão ao longo dos 
condutores, de acordo com a potência injeta no circuito, possuindo interferência direta 
pela impedância característica das cargas e condutores (NILSSON e RIEDEL, 2016). 
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2.11 Limitação por Carregamento/Capacidade 
Para a conexão de novos clientes acessantes geradores de energia em circuitos de 
baixa tensão, a potência da GD em circuito existente sem obra de reforço, se dá pela 
capacidade do transformador MT/BT ou a máxima condução do cabo do circuito. 
Os Trafos padronizados da rede de BT Cemig são os monofásicos de 15 e 37,5kVA e 
trifásicos de 45, 75, 150 e 300kVA, enquanto os cabos utilizados nos circuitos de baixa 
tensão são os cabos 35mm com capacidade nominal de 129A, cabo 70mm com 
capacidade nominal de 192A e cabo 120mm com capacidade nominal de 262A (ND 
5.31, 2016). 
2.12 Perdas 
Perdas elétricas são aquelas ocorridas no transporte de energia onde ocorre uma 
diferença entre a energia gerada e a energia faturada pela concessionária. Esta se 
divide em dois tipos, a perda técnica, ligada a energia demandada no transporte da 
energia pela rede elétrica e o outro tipo de perda é a comercial, que é a diferença 
entre a energia requerida, reduzida das perdas técnicas e da energia faturada 
(ANEEL², 2018). 
Nos processos de estudo de conexão de acesso ao sistema de distribuição Cemig, 
um novo consumidor não pode elevar o nível total de perda do alimentador acima de 
10%, considerando o somatório de potências injetadas neste pela subestação 
supridora e pelos demais acessantes ou este não pode elevar o nível de perdas em 
MW/h do alimentador em consideração ao estado anterior a sua conexão, devendo 
ser previstas obras caso nenhuma das opções seja atendida (ND5.31, 2016). 
O dimensionamento do circuito de baixa tensão ainda tem que atender os critérios da 
NBR 5410 de modo que as perdas fiquem abaixo dos 7% a partir dos terminais de 
baixa tensão do transformador. 
3. Metodologia 
Foi realizada uma pesquisa bibliográfica a respeito das divisões normativas de 
geração distribuída, do processo de conexão de uma GD ao sistema interligado e dos 
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impactos causados por esta, de modo que se delimitou as causas físicas de problemas 
de tensão e carregamento dos dispositivos dos circuitos de baixa tensão, baseados 
em uma aplicação observando as normas da ANEEL e da CEMIG. 
Esta pesquisa ainda se caracteriza como sendo descritiva e experimental, pois 
segundo Gil (2010) as pesquisas descritivas têm o objetivo de apresentar 
características de determinado fenômeno, e neste caso, dos fenômenos físicos 
envolvendo os parâmetros elétricos de uma rede de distribuição de baixa tensão. 
O trabalho é qualitativo com estudo de casos de baixa tensão, sendo um fictício para 
delimitar a pior situação para a conexão de uma GD e um com características elétricas 
de um circuito real,onde foi inserida a geração em locais espaçados e potências 
variadas, respeitando a potência do transformador, de modo a simular os efeitos que 
estas provocam ao circuito. 
A pesquisa a respeito dos parâmetros envolvidos nas simulações foi realizada com o 
auxílio de livros, artigos e teses, além de usados sites de domínio público e a 
elaboração própria de circuitos através de software de simulação de fluxo, sendo 
analisados individualmente, visto suas especificidades construtivas e técnicas. 
4. Desenvolvimento 
A descentralização de fontes de energia em detrimento aos tradicionais sistemas 
radiais ocasiona impactos ligados diretamente a operação, planejamento e 
manutenção da distribuição, pois estes ocasionam, dependendo da carga conectada 
a jusante do ponto de conexão da GD e da potência instalada desta, impactos diretos 
nos níveis de tensão e carregamento do circuito, além de em casos de falha de 
proteção do acessante gerador, causar ilhamento elétrico. 
A circulação de corrente no sentido Carga-Subestação/Fonte provoca elevação de 
tensão no ponto de conexão da usina e em trechos a jusante, dependendo da 
impedância dos condutores, pois a tensão neste ponto tende a ser maior para que o 
fluxo de potência possa atender as cargas a montante e, desta forma, mudam-se as 
características convencionais da rede com fluxo unidirecional. 
 
 
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4.1 Modelagem da Simulação 
Para realizar a análise sobre a inserção de uma geração distribuída e seus efeitos em 
um circuito de baixa tensão, foram delimitados alguns pontos direcionadores, 
baseando nas limitações regulamentadoras e normativas da ANEEL e da CEMIG, 
além de fatores característicos relacionados a geração fotovoltaica. 
4.1.1 Nível de tensão na média tensão 
Segundo regulamentado através do PRODIST módulo 8, o nível de tensão máximo 
em rede de distribuição maior que 1 e menor que 69kV, é limitado a 1,05pu. Por 
característica da inserção de uma geração com fator de potência unitário em um 
sistema de distribuição, que é a característica da geração fotovoltaica, sem a alteração 
dos parâmetros já existentes, a tensão no ponto de conexão tende a se elevar. 
Desta forma, quando ocorre a tensão máxima regulamentada na MT, 
consequentemente ocorrerá a tensão máxima também na BT, de forma que seja 
criado o cenário mais crítico para a inserção de uma geração, a fim de ser observado 
se a geração na BT seria capaz de influenciar a tensão em MT e fazer transgredir ao 
limite máximo regulado, além de também avaliar o comportamento dos níveis de 
qualidade no cenário de maior tensão para cada situação a ser abordada. 
4.1.2 Diâmetro e extensão da rede do transformador MT/BT 
Os circuitos de baixa tensão são dimensionados direcionados pela ND 3.1, de maneira 
que a fonte esteja localizada no centro de carga do circuito, minimizando as perdas 
nos condutores e de forma que todos os clientes conectados sejam atendidos dentro 
nos níveis de qualidade de energia estabelecidos no PRODIST módulo 8. 
Define-se a distância máxima entre a última carga a ser atendida a cada lado do 
transformador como sendo 160m em circuitos trifásicos e 120m para circuitos 
monofásicos. Em áreas urbanas, o tamanho do vão médio entre transformadores é de 
aproximadamente 40m e em áreas rurais os vãos são mais extensos, variando na 
faixa de 45 a 60m. 
Indica-se ainda o diâmetro mínimo para troncos de circuitos de baixa tensão em 
projetos de redes de distribuição de redes aéreas, conforme mostrado na Tabela 2. 
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Tabela 2 – Condutor mínimo para tronco de rede BT 
 
Fonte: ND 5.30 
4.1.3 Fator de potência (FP) das cargas 
As simulações ocorreram no intuito de analisar circuitos dentro dos padrões 
estabelecidos pela distribuidora, e por característica as cargas residenciais têm o fator 
de potência majoritariamente indutivo. Segundo a concessionária, o limite máximo 
permitido ao fator de potência indutivo se dá no valor de 92%, sendo este o fator 
aplicado a todas as cargas do circuito modelado, já que no circuito real, foram 
mantidas as relações de FP de potência da própria carga. 
4.1.4 Fator de potência da geração 
O regime de geração nos moldes de compensação favorece o cliente gerador 
creditando o consumo à energia ativa gerada em detrimento a energia consumida. 
Desta forma, o cliente gerador obterá maior geração quando mantiver o fator de 
potência unitário no ponto de entrega com a distribuidora, se tornando vantajosa e 
eficiente a injeção com fator de potência unitário, assim, a GD fotovoltaica foi 
modelada para que seu inversor injetasse com fator de potência igual a 1. 
4.1.5 Alocação do transformador 
A instalação do transformador ocorre o mais próximo possível do centro de carga do 
circuito, de maneira que a demanda de corrente seja dividida em seus condutores, 
evitando sobrecarga e quedas de tensão mais acentuada em uma das ramificações e 
que possam prejudicar a qualidade de fornecimento dos clientes conectados ao 
equipamento. 
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Desta forma, o transformador foi colocado no circuito equilibrado, de forma que ficasse 
no centro de carga do mesmo e também no meio do circuito no ponto de vista de 
extensão elétrica. 
4.1.6 Carregamento do transformador e fluxo de potência 
Com novos pedidos de carga nas redes de baixa tensão ou o desligamento de outras 
cargas, altera-se gradativamente o carregamento do transformador e podem-se 
aumentar as perdas e alterar os níveis de tensão no circuito. Um impacto causado 
com a inserção de uma nova fonte em um local não projetado anteriormente pode-se 
mudar o fluxo de potência no circuito de baixa tensão e consequentemente alterar o 
nível de tensão em alguns trechos do circuito, principalmente nas extremidades da 
rede, onde os condutores normalmente são de bitola inferior ao tronco do 
transformador, sendo esse dimensionamento definido na ND 3.1. 
4.1.7 Influência da sazonalidade na carga e na geração 
A característica de consumo de energia dos clientes à distribuidora, faz com que o 
carregamento e consequentemente os níveis de tensão variem durante o dia de 
acordo com a demanda exigida no equipamento. 
Como a geração fotovoltaica depende da insolação incidente sobre as placas solares 
e esta insolação está sujeita a variações pelas mudanças climáticas, grau de 
incidência da luz solar e sombreamentos, ocorrerão variações no valor de geração 
durante o dia. A variação relativa a insolação pode ser vista na Figura 6. 
Figura 6 – Variação de incidência solar durante o dia 
 
Fonte: CANTOR, 2017 
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Desta forma, escolheu-se empiricamente os parâmetros, tanto para carregamento 
quanto para potência da usina, para indicar os impactos causados entre a interação 
das duas variações, adotando os fatores de 0, 10, 30, 50, 70, 90 e 100% de carga 
considerando o valor máximo de potência suportada pelo transformador onde a 
geração será ligada, com variações da geração, que também foi simulada nos fatores 
de 0, 10, 30, 50, 70, 90 e 100%. 
4.2 Circuito modelado 
De acordo com os parâmetros definidos, foi modelado o circuito de baixa tensão 
conforme a Figura 7, onde suas cargas e a rede foram espelhadas dos dois lados de 
um transformador de 45kVA, com os postes enumerados de 1 a 9, sendo o poste de 
número 5 onde o transformador foi alocado, os postes de 1 a 4, do lado esquerdo do 
Trafo e de 6 a 9, do lado direito do equipamento. 
Figura 7 – Estrutura do circuito BT modelado 
 
Fonte: Próprio autor 
5. Resultados 
5.1 Carregamento e tensão 
A inserção da GD em um ponto da rede de baixa tensão interfere diretamente no 
centro de carga do transformador durante o período de geração. Essa alteração tem 
18 
 
impactos do pontode conexão da GD até o transformador, pois caso o fluxo injetado 
seja maior que a carga demandada, essa injeção será direcionada à média tensão. 
A injeção do acessante circulará pelo circuito, atendendo inicialmente a carga do 
próprio consumidor, ligado em paralelo com a usina e depois, as cargas do 
transformador onde estiver conectado, com o fluxo então tendendo a ir em direção a 
fonte. Essa proposição foi visualizada através das simulações, onde foi sendo 
modificada a geração injetada e a carga do circuito em cada poste instalado. 
A inversão do fluxo pode ser inicialmente no local da instalação, como na Figura 8 
onde demonstra-se geração menor que a carga da própria unidade consumidora, de 
forma que o barramento 1 representa o quadro de distribuição do cliente, o barramento 
2 representa o ponto de conexão entre a concessionária e os clientes e as setas 
representam a direção do fluxo de potência (rede de baixa tensão). 
Figura 8 – Geração menor que a carga da unidade consumidora 
 
Fonte: Próprio autor 
Na Figura 9, demonstra-se a inversão do fluxo com geração superior a carga da 
unidade e maior que a carga do ramal do transformador, enquanto na Figura 10 a 
geração é maior que a carga conectada ao transformador. 
 
19 
 
Figura 9 – Geração menor que a carga do Transformador 
 
Fonte: Próprio autor 
 Figura 10 – Geração maior que a carga do Transformador 
 
Fonte: Próprio Autor 
A inserção da geração implica inicialmente na redução do carregamento do 
transformador, de forma que a geração injetada atenderá a demanda dos clientes 
ligados ao equipamento. Porém a posição da geração em relação as cargas 
existentes, e a demanda delas, faz com que determinados trechos do circuito BT 
possuam circulação de corrente maior que sem a geração, de forma que o local onde 
20 
 
será instalada a GD seja primordial para os benefícios ao circuito, principalmente 
ligado às perdas por reduzir em determinados vãos do circuito a circulação de 
corrente. 
As perdas foram discriminadas com a variação da potência para visualizar o efeito do 
carregamento do transformador em relação a potência instalada da GD, demonstrado 
na Gráfico 1 com a instalação da usina no poste 1, ponto mais afastado do 
transformador (aproximadamente 160m). 
Gráfico 1 – Perdas no circuito de BT por potência com a variação do carregamento 
da GD no Poste 1
 
Fonte: Próprio Autor 
Pode ser observado que nas gerações superiores ou igual a 22,5kW, as perdas totais 
no terminal de baixa tensão possuem um perfil decrescente com o aumento de 
carregamento do equipamento. Vale a ponderar que sem a GD (0kW), as perdas são 
crescentes com o aumento do carregamento, mantendo esse perfil com a inserção de 
uma usina até 13,5kW, visto que o carregamento do transformador é de 50%, e como 
foi modelado equilibrado, possui aproximadamente 11,3kW para cada lado do 
equipamento portanto suprindo a demanda das cargas de 1 a 5, ligando diretamente 
a variação das perdas com o carregamento do transformador, à potência da usina e a 
existência do fluxo reverso, além de exemplificar que a inserção de uma usina 
-0,1
0,4
0,9
1,4
1,9
2,4
2,9
3,4
3,9
0% 10% 30% 50% 70% 90% 100%
P
ER
D
A
S 
(K
W
)
CARREGAMENTO DO TRANSFORMADOR 
0KW 4,5KW 13,5KW 22,5KW 31,5KW 40,5KW 45KW
21 
 
distribuída pode aumentar as perdas em um circuito de baixa tensão, ponderando que 
não foi entrado no mérito dos efeitos da redução de carregamento da média tensão. 
Como a inserção da usina no poste 1 é o cenário mais crítico, por estar mais afastada 
da fonte, essa mesma simulação ocorreu nos mesmos formatos para a inserção da 
usina no poste 4, conforme Gráfico 2. 
Gráfico 2 – Perdas no circuito de BT por carregamento com a variação de potência 
da GD no Poste 4
 
Fonte: Próprio Autor 
Com a inserção da usina mais próxima ao transformador pode ser observado que o 
valor das perdas diminuiu consideravelmente em todos os patamares de injeção da 
GD, de forma que a maior perda para a instalação da usina no poste 1 era de 3,9kW 
de demanda e para o poste 4 este valor já cai para cerca de 1,1kW. 
Com o baixo carregamento, o perfil de tensão aumenta consideravelmente, de 
maneira que a usina mais distante da fonte e com baixo carregamento, implica no 
aumento significativo da tensão, conforme pode ser visualizado nas Gráficos 3 a 8. 
Para visualizar esse impacto foram traçados os gráficos com a injeção de potência 
nos postes 1 e 5 (poste do transformador), considerando carregamento de 10, 30 e 
90% do transformador (equivalente a 13,5 e 40,5kVA). 
-0,1
0,1
0,3
0,5
0,7
0,9
1,1
0KW 4,5KW 13,5KW 22,5KW 31,5KW 40,5KW 45KW
P
ER
D
A
S 
(K
W
)
CARREGAMENTO DO TRANSFORMADOR
0% 10% 30% 50% 70% 90% 100%
22 
 
Gráfico 3 - Perfil de tensão com o aumento de potência da GD no Poste 1 e 
carregamento 10% no transformador 
 
Gráfico 4 - Perfil de tensão com o aumento de potência da GD no Poste 1 e 
carregamento 30% no transformador
 
Fonte: Próprio Autor 
1,035
1,055
1,075
1,095
1,115
1,135
1,155
1,175
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Trafo Poste 6 Poste 7 Poste 8 Poste 9
0KW 4,5KW 13,5KW 22,5KW 31,5KW 40,5KW 45KW 1,05pu
1,02
1,04
1,06
1,08
1,1
1,12
1,14
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Trafo Poste 6 Poste 7 Poste 8 Poste 9
0KW 4,5KW 13,5KW 22,5KW 31,5KW 40,5KW 45KW 1,05pu
23 
 
Gráfico 5 - Perfil de tensão com o aumento de potência da GD no Poste 1 e 
carregamento 90% no transformador 
 
Fonte: Próprio Autor 
Gráfico 6 - Perfil de tensão com o aumento de potência da GD no Poste 5 e 
carregamento 10% no transformador 
 
0,98
1
1,02
1,04
1,06
1,08
1,1
1,12
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Trafo Poste 6 Poste 7 Poste 8 Poste 9
0KW 4,5KW 13,5KW 22,5KW 31,5KW 40,5KW 45KW 1,05pu
1,04
1,045
1,05
1,055
1,06
1,065
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Trafo Poste 6 Poste 7 Poste 8 Poste 9
0KW 4,5KW 13,5KW 22,5KW
31,5KW 40,5KW 45KW 1,05pu
24 
 
Gráfico 7 - Perfil de tensão com o aumento de potência da GD no Poste 5 e 
carregamento 30% no transformador 
 
Fonte: Próprio Autor 
Gráfico 8 - Perfil de tensão com o aumento de potência da GD no Poste 5 e 
carregamento 90% no transformador 
 
Fonte: Próprio Autor 
Nota-se que com a alteração do carregamento do transformador, mantendo-se o 
mesmo ponto de conexão, a curva característica é bem semelhante nos três cenários, 
1,027
1,032
1,037
1,042
1,047
1,052
1,057
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Trafo Poste 6 Poste 7 Poste 8 Poste 9
0KW 4,5KW 13,5KW 22,5KW 31,5KW 40,5KW 45KW 1,05pu
0,99
1
1,01
1,02
1,03
1,04
1,05
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Trafo Poste 6 Poste 7 Poste 8 Poste 9
0KW 4,5KW 13,5KW 22,5KW 31,5KW 40,5KW 45KW 1,05pu
25 
 
porém, o nível de tensão reduz consideravelmente a medida que a potência 
demandada no transformador é maior. A mudança do ponto de conexão, levando-o 
para perto da fonte, leva a característica de tensão do circuito para o modelo 
tradicional radial, visto que a inversão de fluxo no circuito acontece em um trecho 
mínimo do circuito BT, e consequentemente, quanto mais próximo do Trafo, menor os 
impactos. 
Durante as simulações para cada nível de tensão e carregamento foi aferido o valor 
de tensão na MT, de forma a averiguar se a geração em BT afetaria a MT, porém em 
nenhuma faixa de carregamento ou nível de injeção a tensão em média tensão foi 
alterada. 
5.2 Impedância e Fator de potência 
A modificação do Fator de Potência (FP) para valor indutivo durante a geração, tende 
a equilibrar o nível de tensão docircuito de modo que a unidade geradora consuma 
reativo da rede e, através do atraso da corrente em relação a tensão que é produzido 
pelo inversor dentro das faixas requeridas, auxilia o controle de tensão no ponto de 
conexão. 
Porém, conforme relata PINTO (2012), o controle do fator de potência pode auxiliar 
no nível de tensão no ponto de conexão e pode também influenciar no fator de 
potência tarifado da unidade. Para clientes atendidos em média tensão a injeção de 
potência com FP unitário pode ocasionar multas por reduzir a potência ativa 
consumida e manter o consumo de energia reativa, de forma que o fator de potência 
da unidade consumidora tende a reduzir a níveis abaixo do permitido regulatoriamente 
(0,92). No caso de clientes atendidos em baixa tensão, onde não são instalados 
medidores de quatro quadrantes e, portanto, não é aferido o fator de potência da 
unidade consumidora, a multa não será cobrada. 
Alterar o fator de potência da geração foi pouco significativo nas adequações do nível 
de tensão para usina de baixa tensão, pois além de uma injeção (P) relativamente 
pequena no circuito, o impacto do reativo consumido não é expressivo para o circuito, 
e desta forma tem seus efeitos reduzidos, justificado pela equação (1). 
26 
 
𝐹𝑃 =
𝑃
√P2+Q²
 (1) 
Durante as simulações, buscou-se também observar a influência que a alteração de 
algumas características elétricas interferiria mais significativamente na correção dos 
níveis de tensão das gerações. Desta forma, alterou-se os condutores do circuito de 
baixa tensão da GD até a fonte, trecho onde há a circulação do fluxo gerado, alterou-
se o fator de potência da usina para 95% indutivo onde a usina absorve energia reativa 
e também a aplicação das duas obras simultaneamente. 
Foi escolhido a inserção da usina no poste 1, mais distante da fonte, pois foi onde 
registrou-se o nível de tensão mais alto dentro os cenários simulados. Foi escolhida 
também as potências de 22,5 e 45kW, para visualizar a diferença entre um cenário 
médio e um cenário de máximo impacto. Alterou-se também o carregamento do 
transformador de forma a ver quão vantajoso é o efeito da carga para a inserção da 
usina e mitigação dos efeitos de problema de tensão. 
Assim como pode ser observado nos Gráficos de 9 a 11, o recondutoramento do 
circuito de baixa tensão é a proposição de obra mais eficiente para a redução de 
tensão, enquanto a redução do fator de potência, implica uma redução menor, que 
nos gráficos citados chegaram a aproximadamente 6% com o recondutoramento em 
relação ao nível de tensão sem a aplicação de obras, enquanto a alteração do fator 
de potência chegou a no máximo 1,5%, sendo a aplicação das duas modificações 
gerou uma redução de tensão próxima a soma das duas obras. 
Gráfico 9 - GD 22,5 KW no Poste 1 - Carregamento 10% 
Fonte: Próprio Autor 
1,04
1,05
1,06
1,07
1,08
1,09
1,1
1,11
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Trafo Poste 6 Poste 7 Poste 8 Poste 9
Sem obra Cabo 120mm FP -95% Cabo 120mm e FP-95% Limite Max. Tensão
27 
 
Gráfico 10- GD 22,5 KW no Poste 1 - Carregamento 50% 
 
Fonte: Próprio Autor 
Gráfico 11 - GD 22,5 KW no Poste 1 - Carregamento 90% 
 
Fonte: Próprio Autor 
Um fato que também pode ser observado é que quanto maior o carregamento do 
transformador, menor é a magnitude da redução de tensão, tanto do FP quanto da 
redução da bitola do condutor, pois a tensão no ponto de conexão também é menor. 
Nos Gráficos de 12 a 14, com as mesmas proposições de obra, nos mesmo cenários 
de carregamento e mesmas condições do circuito, exceto a potência da GD que passa 
a ser 45kW, pode ser aferido que o comportamento da tensão no circuito tem a mesma 
tendência que com a GD de menor potência, porém com valores mais altos de tensão. 
1,017
1,027
1,037
1,047
1,057
1,067
1,077
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Trafo Poste 6 Poste 7 Poste 8 Poste 9
Sem obra Cabo 120mm FP -95% Cabo 120mm e FP-95% Limite Max. Tensão
1
1,01
1,02
1,03
1,04
1,05
1,06
1,07
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Trafo Poste 6 Poste 7 Poste 8 Poste 9
Sem obra Cabo 70mm FP -95% Limite Max. Tensão
28 
 
Gráfico 12 - GD 45 KW no Poste 1 - Carregamento 10% 
 
Fonte: Próprio Autor 
Gráfico 13 - GD 45 KW no Poste 1 - Carregamento 50% 
Fonte: Próprio Autor 
Gráfico 14 - GD 45 KW no Poste 1 - Carregamento 90% 
Fonte: Próprio Autor 
1,04
1,06
1,08
1,1
1,12
1,14
1,16
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Trafo Poste 6 Poste 7 Poste 8 Poste 9
Sem obra Cabo 120mm FP -95% Cabo 120mm e FP-95% Limite Max. Tensão
0,997
1,017
1,037
1,057
1,077
1,097
1,117
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Trafo Poste 6 Poste 7 Poste 8 Poste 9
Sem obra Cabo 120mm FP -95% Cabo 120mm e FP-95% Limite Max. Tensão
1,02
1,04
1,06
1,08
1,1
1,12
1,14
1,16
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Trafo Poste 6 Poste 7 Poste 8 Poste 9
Sem obra Cabo 120mm FP -95% Cabo 120mm e FP-95% Limite Max. Tensão
29 
 
5.3 Localização da usina em relação ao transformador 
Foi observado que a modificação da posição da usina levando em direção ao 
transformador desencadeou em impactos menores ao circuito de BT, fazendo com 
que quanto mais perto da fonte, menores seriam os efeitos no sistema, de maneira 
que a usina não necessitasse de níveis de tensão tão altos para fazer com que o fluxo 
de potência injetado voltasse ao transformador na ocorrência de fluxo reverso. Para 
visualizar esse impacto foram traçados os gráficos com a injeção de potência nos 
níveis delimitados, considerando carregamento de 50% do transformador (equivalente 
a 22,5kVA) no poste 1, 3 e 5, representados pelas Gráficos 15 a 17. 
Gráfico 15 - Perfil de tensão com o aumento de potência da GD no Poste 1 e 
carregamento 50% no transformador
Fonte: Próprio Autor 
Gráfico 16 – Perfil de tensão com o aumento de potência da GD no Poste 3 e 
carregamento 50% no transformador 
Fonte: Próprio Autor 
1,01
1,03
1,05
1,07
1,09
1,11
1,13
1,15
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Trafo Poste 6 Poste 7 Poste 8 Poste 9
0KW 4,5KW 13,5KW 22,5KW 31,5KW 40,5KW 45KW 1,05pu
1,01
1,02
1,03
1,04
1,05
1,06
1,07
1,08
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Trafo Poste 6 Poste 7 Poste 8 Poste 9
0KW 4,5KW 13,5KW 22,5KW 31,5KW 40,5KW 45KW 1,05pu
30 
 
Gráfico 17 - Perfil de tensão com o aumento de potência da GD no Poste 5 e 
carregamento 50% no transformador 
 
Fonte: Próprio Autor 
5.4 Simulação em um circuito real 
Após realizar as simulações com o circuito modelado dentro das condições mais 
críticas para a instalação de uma geração distribuída, buscou-se um circuito com mais 
derivações e topologia mais diversificada, que pudesse ser aferida as mesmas 
variáveis de modo que fosse avaliado se a introdução da GD nas condições de 
carregamento e distância ao Trafo diversas, iriam ser obtidos resultados com o mesmo 
direcionamento do circuito modelado, resguardadas as devidas proporções. 
Os circuitos reais não possuem equilíbrio total de distribuição do carregamento devido 
a inserção de diferentes tipos de carga e de demanda, desta forma, o circuito da Figura 
11 possui conectado no circuito de BT cargas trifásicas, bifásicas e monofásicas, 
representando um desequilíbrio de carregamento de aproximadamente 6% no 
transformador, resultando em um FP médio -96%. Os vãos existentes possuem 
aproximadamente 25m, porém, alguns postes possuem derivações, que tiveram as 
cargas da derivação introduzidas a carga do próprio poste. Essas derivações são: 3 
vãos no poste 4 e 1 vão no poste 7. 
 
 
1,015
1,02
1,025
1,03
1,035
1,04
1,045
1,05
Poste1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Trafo Poste 6 Poste 7 Poste 8 Poste 9
0KW 4,5KW 13,5KW 22,5KW 31,5KW 40,5KW 45KW 1,05pu
31 
 
Figura 11 - Estrutura do circuito BT real 
Fonte: Próprio Autor 
Esta nova modelagem possui um transformador de 75kVA e circuito secundário mais 
robusto que a situação anteriormente simulada, com cabos que possuem maior 
capacidade de condução, onde o cabo 1/0CAA BT tem capacidade de até 201A, o 
cabo 2CAA BT de 149A e o cabo 4CAA BT 111A. 
Para verificar a influência da sazonalidade da geração e da carga no circuito foram 
feitas as mesmas análises de variação de injeção e carregamento, porém, como o 
circuito não é mais equilibrado, foi feita a inserção da GD nos dois lados da derivação 
do transformador, visto que o carregamento é diferente para cada derivação e 
consequentemente, como pode ser visto nas situações já simuladas, o efeito na 
elevação de tensão será diferente. 
Nos Gráficos 17 e 18, 19 e 20, 21 e 22, foram simuladas as situações de maior 
elevação de tensão no circuito, com a efetivação da conexão da GD no poste mais 
afastado do transformador. Nesses gráficos pode-se observar que o comportamento 
da GD para ambos os lados segue o mesmo modelo, porém com a elevação de tensão 
mais acentuada para o lado de menor carregamento do circuito, sendo essa situação 
para qualquer nível de carregamento do transformador. 
 
 
 
 
32 
 
Gráfico 17 – GD no poste 1 Variando a potência - Carregamento 100% 
Fonte: Próprio Autor 
Gráfico 18 – GD no poste 12 Variando a potência - Carregamento 100% 
Fonte: Próprio Autor 
Gráfico 19 – GD no poste 1 Variando a potência - Carregamento 50% 
Fonte: Próprio Autor 
0,95
0,97
0,99
1,01
1,03
1,05
1,07
1,09
1,11
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Poste 5 Trafo Poste 7 Poste 8 Poste 9 Poste 10Poste 11Poste 12
0 kW 75kW 45kW 25kW 1,05pu
0,95
1
1,05
1,1
1,15
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Poste 5 Trafo Poste 7 Poste 8 Poste 9 Poste 10Poste 11Poste 12
0 kW 75kW 45kW 25kW 1,05pu
1
1,05
1,1
1,15
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Poste 5 Trafo Poste 7 Poste 8 Poste 9 Poste 10Poste 11Poste 12
0 kW 75kW 45kW 25kW 1,05pu
33 
 
Gráfico 20 – GD no poste 12 Variando a potência - Carregamento 50% 
Fonte: Próprio Autor 
Gráfico 21 – GD no poste 1 Variando a potência - Carregamento 25% 
Fonte: Próprio Autor 
Gráfico 22 – GD no poste 12 Variando a potência - Carregamento 25% 
Fonte: Próprio Autor 
0,98
1,03
1,08
1,13
1,18
1,23
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Poste 5 Trafo Poste 7 Poste 8 Poste 9 Poste 10 Poste 11 Poste 12
0 kW 75kW 45kW 25kW 1,05pu
1,02
1,04
1,06
1,08
1,1
1,12
1,14
1,16
1,18
1,2
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Poste 5 Trafo Poste 7 Poste 8 Poste 9 Poste 10Poste 11Poste 12
0 kW 75kW 45kW 25kW 1,05pu
1,01
1,06
1,11
1,16
1,21
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Poste 5 Trafo Poste 7 Poste 8 Poste 9 Poste 10 Poste 11 Poste 12
0 kW 75kW 45kW 25kW 1,05pu
34 
 
Pode ser observado que o lado direito do circuito, mesmo com maior carregamento, 
por ter maior distância do Trafo e concentrar o carregamento nos ramais mais 
próximos ao transformador, constatou-se elevação de tensão nas extremidades do 
circuito, de modo que o lado oposto a inserção não foi alterado do cenário sem GD. 
Os Gráficos 23 a 25 retratam a elevação de tensão em todo o circuito, evidenciando 
a influência da posição da geração em relação ao transformador, com os patamares 
de carregamento escolhidos como leve, médio e pesado (25, 50 e 100% do 
carregamento máximo do transformador respectivamente). Esses resultados ratificam 
os gráficos do cenário anteriormente modelado, pois ele apresenta o mesmo 
comportamento de elevação de tensão, com maior amplitude nas simulações com 
menor carregamento e no poste mais afastado do transformador. 
 Gráfico 23 – GD 75kW variando a posição - Carregamento 100% 
Fonte: Próprio Autor 
 
 
 
 
 
 
0,95
1
1,05
1,1
1,15
1,2
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Poste 5 Trafo Poste 7 Poste 8 Poste 9 Poste 10 Poste 11 Poste 12
Sem GD GD no Poste 1 GD no Poste 4 GD no poste do Trafo
GD no Poste 9 GD no Poste 12 1,05pu
35 
 
Gráfico 24 – GD 75kW variando a posição - Carregamento 50% 
Fonte: Próprio Autor 
Gráfico 25 – GD 75kW variando a posição - Carregamento 25% 
Fonte: Próprio Autor 
Para demonstrar o efeito das obras de recondutoramento e controle de fator de 
potência, foi usada a modelagem com a instalação da GD no poste mais distante do 
transformador, para realçar os efeitos do aumento de tensão e o carregamento a 
100%, de forma que os níveis de tensão chegassem mais próximos ao permitido. O 
efeito da introdução das obras no circuito em relação ao controle de tensão também 
seguiu o padrão do circuito modelado anteriormente, com maior relevância das obras 
próximo a GD com a associação do recondutoramento e mais efetividade mais 
0,99
1,04
1,09
1,14
1,19
1,24
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Poste 5 Trafo Poste 7 Poste 8 Poste 9 Poste 10 Poste 11 Poste 12
Sem GD GD no Poste 1 GD no Poste 4 GD no poste do Trafo
GD no Poste 9 GD no Poste 12 1,05pu
1,02
1,07
1,12
1,17
1,22
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Poste 5 Trafo Poste 7 Poste 8 Poste 9 Poste 10 Poste 11 Poste 12
Sem GD GD no Poste 1 GD no Poste 4 GD no poste do Trafo
GD no Poste 9 GD no Poste 12 1,05pu
36 
 
distante com a alteração do FP, e a associação das duas como a proposta com maior 
retorno no controle de tensão, como pode ser visto no Gráfico 26. 
Gráfico 26 – GD de 75kW no poste 12 
 
Fonte: Próprio Autor 
 
5.5 Propostas de solução 
Além das possibilidades analisadas de alteração do condutor em prol da redução da 
impedância, redução do fator de potência para consumir energia reativa e controlar a 
tensão no ponto de conexão e a associação das duas proposições, como pôde ser 
visto durante as simulações, quanto mais próximo do transformador, menor são os 
impactos para a conexão da geração, podendo também ser uma proposição de 
solução a alteração da posição do transformador ou do ponto de conexão da usina. 
Mas vale ponderar que segundo ND5.3 a extensão máxima do ramal de ligação do 
cliente é de 30m, não sendo possível então a ligação da usina em um outro poste se 
não o mais próximo da usina, pois cada vão entre postes pode variar entre 20 e 40m, 
o que impediria a ligação em poste diferente, evitando que a usina possa ser 
conectada mais próxima do transformador. 
Outra alternativa é a mudança do local de instalação do Transformador, mas esta é 
ligada a características de carregamento do circuito e sua alteração pode tirar o 
equipamento do centro de carga, o que não é indicado e vai contra os princípios da 
ND3.1, mas pela dinâmica dos circuitos e atendimento de carga, esta alternativa pode 
se tornar viável caso tenha ocorrido ligações de carga no circuito do transformador, 
0,96
1,01
1,06
1,11
1,16
Poste 1 Poste 2 Poste 3 Poste 4 Poste 5 Trafo Poste 7 Poste 8 Poste 9 Poste 10Poste 11Poste 12
Sem obra Recondutoramento FP -95 FP-95 e recondutoramento 1,05pu
37 
 
de forma que com o aumento gradual de carregamento tenha desbalanceado as 
cargas para cada derivação do Trafo. 
A mudança de posição do transformador também deve obedecer aos diferentes 
carregamentos do circuito, levando em consideração a carga do circuito no momento 
de geração e levar em consideração a presença e ausência da GD por sua 
sazonalidade de geração, portando ao se mover o Trafo mudam-se as quedas de 
tensão ao longo do circuito e as perdas do mesmo, por mais que essa mudança 
atenda aos critérios de níveis de tensão com a geração,pode ocorrer que nessa nova 
topologia do sistema sem a usina e com o Trafo em novo local, ao simular em carga 
pesada, momento onde por característica dos circuito residências ocorre entre 17 e 
20h, horário onde a geração da usina fotovoltaica não acontece, ocorra transgressão 
nos níveis de tensão estabelecidos no PRODIST. 
Para que estas variáveis fossem controladas e a qualidade do nível de tensão de BT 
fosse corrigida e estivesse em conformidade com as normas internas Cemig e da 
ANEEL, viu-se que em situações em que a potência da usina é considerável em 
relação ao transformador a que está conectado o cliente, a instalação de um Trafo 
equivalente com o nível de injeção da usina, seccionando o circuito onde 
anteriormente estava conectado e criando um novo circuito, ou com transformador 
exclusivo para a geração, se mostrou uma solução viável tecnicamente. 
Assim diminui-se a extensão do circuito onde ele estava conectado anteriormente, 
conecta-o direto no posto do transformador ou próximo a ele, de maneira que 
independentemente do nível de carregamento do equipamento, a usina tenderá a 
atender todos os clientes, caso a geração seja maior que o carregamento do Trafo, 
ela já estará injetando diretamente nas buchas do equipamento, que passará o 
excedente para a média tensão, que como pode ser visto nas simulações, não foram 
relatados problemas, sem que os demais ramais do circuito sejam prejudicados por 
níveis críticos de atendimento, ou com a instalação do transformador exclusivo, onde 
a injeção será direto na rede de média tensão e não haverá interferência na rede de 
baixa tensão. 
 
38 
 
6. Conclusões 
Com a elaboração deste trabalho conclui-se que a geração de energia através de 
fontes renováveis embasados na resolução 482/2012 da ANEEL, principalmente por 
meio de fonte fotovoltaica, apresenta retorno ao sistema com a diversificação da 
matriz energética, e aos consumidores, com a redução da tarifa de energia ao valor 
mínimo de disponibilidade. 
Os impactos nas concessionárias são relativos a fatores como característica da rede 
onde será a conexão, distância do ponto de conexão ao transformador, potência que 
será injetada e as variações de carga ao longo do dia, interagindo com as variações 
da própria geração, sendo estas considerações preponderantes para uma conexão 
que traga benefícios a concessionária ou não. 
Utilizando como referências as variáveis elétricas de impedância, corrente e tensão, 
define-se os valores de tensão como sendo o melhor parâmetro para análise de 
impactos, visto que a impedância é intrínseca a rede e varia de forma mínima durante 
o dia, os valores de corrente são inicialmente reduzidos até que seja constatado 
inversão no fluxo de potência, e visto o dimensionamento mínimo dos circuitos de 
distribuição, os valores de corrente não ultrapassam o limite de condução dos cabos 
até o limite máximo permitido para a conexão de uma GD em BT, podendo então ser 
observados estes impactos através de comparações das variações de tensão em 
diferentes cenários, por esta variável ser diretamente impactada com a inserção de 
uma nova fonte. 
Quando a GD for conectada distante ao transformador e seja constatado durante o 
período de geração, baixa absorção de potência pelo circuito em direção ao ponto de 
conexão da usina, a efetivação desta usina ao sistema tende a ter obras de adequação 
no circuito de forma manter os padrões de qualidade de energia estabelecidos pelo 
PRODIST módulo 8, sendo que estas obras podem ser de recondutoramento, 
alteração no fator de potência da usina, a utilização de ambos, reconfiguração do 
sistema de baixa tensão, de forma que a usina esteja próxima a um novo 
transformador, ou até mesmo a mudança do tipo de conexão do cliente, instalando 
39 
 
um transformador exclusivo a ele, para que sua injeção não impacte no sistema de 
BT e seja direcionada direto a MT. 
Desta forma conforme define a Resolução 482/2012, conexões de microgeração terão 
suas obras a cargo da distribuidora, e pensando no menor custo cliente e 
concessionária, quanto menor o volume de obras melhor para ambas as partes, sendo 
então necessários estudos de engenharia e fluxo de potência, de modo a viabilizar as 
conexões com menor o volume de obras, onerando da menor forma possível cliente 
e concessionária, visto que investimentos na rede pela concessionária são revertidos 
em aumentos na conta de energia, por se tratarem de melhoras no sistema. 
Vale também ressaltar que a conexão de GD em circuitos BT apresentou pequenas 
variações no nível de tensão quando foram conectadas usinas até 10% do 
carregamento máximo do transformador, porém, a associação de mais de uma usina, 
mesmo que com essa faixa de potência, tende a causar maiores impactos nos níveis 
de tensão do circuito, pois reduziram a relação de carregamento e injeção no trafo. 
 
40 
 
7. Referências Bibliográficas 
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5410:2004 versão corrigida, 2008. 
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março 2018. 
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Belo Horizonte, Set 2017. 
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Conferência Latino-Americana da ISES – São Paulo, 18 a 21 de setembro de 2012 
PRODIST - Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema 
Elétrico Nacional - Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica – 2017. 
Resolução Normativa nº 482, de 17 de abril de 2012. 
Resolução normativa nº 687, de 24 de novembro de 2015. 
STEVENSON, William D. Elementos de Análise de Sistemas de Potência. 2ª ed., 
editora McGraw-Hill. São Paulo, 1986. 
 
 
 
 
42 
 
8. Anexos 
Anexo 1 - Evolução da potência instalada (MW) até 23/05/2017 
 
FONTE: Nota Técnica nº 0056/2017 – SRD ANEEL de 24/05/2017 
Anexo 2 - Números de Micro/Minigeradores até 23/05/2017 
 
FONTE: Nota Técnica nº 0056/2017 – SRD ANEEL de 24/05/2017 
43 
 
Anexo 3 – Distribuição de conexões por estado 
FONTE: Nota Técnica nº 0056/2017 – SRD ANEEL de 24/05/2017 
Anexo 4 – Projeção de conexões no sistema elétrico interligado 
 
FONTE: Nota Técnica nº 0056/2017 – SRD ANEEL de 24/05/2017 
44 
 
Anexo 5 - Radiação solar média anual (MJ/m² dia) 
 
Fonte: Tiba, 2000 
Anexo 6 - Payback para sistemas Fotovoltaicos residenciais e comerciais 
 
Fonte: ANEEL, 2017