Universidade de Brasília - UnB Faculdade UnB Gama - FGA Curso de Engenharia de Energia

Universidade de Brasília - UnB Faculdade UnB Gama - FGA Curso de Engenharia de Energia ESTUDO DOS IMPACTOS DE MINI E MICROGERAÇÃO FOTOVOLTAICA NA OPERAÇÃO DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA Autor: Rafael Silva Ferrato Orientador: Jorge Andrés Cormane Angarita Brasília, DF 2016

RAFAEL SILVA FERRATO ESTUDO DOS IMPACTOS DE MINI E MICROGERAÇÃO FOTOVOLTAICA NA OPERAÇÃO DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA Monografia submetida ao curso de graduação em Engenharia de Energia da Universidade de Brasília, como requisito parcial para obtenção do Título de Bacharel em Engenharia de Energia. Orientador: Professor Jorge Andrés Cormane Angarita Brasília, DF 2016

CIP Catalogação Internacional da Publicação* Ferrato, Rafael. Estudo dos impactos de mini e microgeração fotovoltaica na operação de sistemas de distribuição de energia elétrica / Rafael Silva Ferrato. Brasília: UnB, 2016. 103 p. : il. ; 29,5 cm. Tese de Conclusão de Curso Universidade de Brasília Faculdade do Gama, Brasília, 2016. Orientação: Jorge Andrés Cormane Angarita. 1. Geração Distribuída. 2. OpenDSS. 3. PRODIST I. Cormane, Jorge. II. Professor Doutor. CDU Classificação A ficha catalográfica oficial deverá ser solicitada à Biblioteca pelo aluno após a apresentação.

ESTUDO DOS IMPACTOS DE MINI E MICROGERAÇÃO FOTOVOLTAICA NA OPERAÇÃO DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA Rafael Silva Ferrato Monografia submetida como requisito parcial para obtenção do Título de Bacharel em Engenharia de Energia da Faculdade UnB Gama - FGA, da Universidade de Brasília, em (01/07/2016) apresentada e aprovada pela banca examinadora abaixo assinada: Prof. (Dr.): Jorge Cormane, UnB/ FGA Orientador Prof. (Dr.): Rafael Shayani, UnB/ ENE Membro Convidado Dr.: Daniel Vieira, ANEEL Membro Convidado

We need to bring sustainable energy to every corner of the globe with technologies like solar energy mini-grids, solar powered lights, and wind turbines -Ban Ki-moon.

RESUMO Com a crescente demanda por energia dada pelo desenvolvimento social e tecnológico no mundo, sistemas de distribuição com geração distribuída (GD) vêm se tornando cada vez mais importantes e mais necessários. Para que seja possível prever o que acontece em sistemas de distribuição reais, este trabalho traz um estudo dos impactos da inserção de GD fotovoltaica nestes sistemas através da ferramenta computacional de simulação OpenDSS. Foram elaborados quatro cenários diferentes de aplicações de minigeração e microgeração distribuída, sob os módulos do PRODIST da ANEEL, e analisados os impactos destes cenários em relação a: fluxo de potência e de perdas, variação de tensão, e fator de potência. Desta maneira foi possível realizar uma comparação entre os cenários e apontar aquele que apresentou os melhores resultados. O circuito da IEEE de 123 nós foi utilizado como base para as simulações por apresentar características parecidas de um sistema de distribuição de um bairro ou uma pequena cidade. Palavras-chave: Sistemas de Distribuição, Geração Distribuída, Microgeração e Minigeração, ANEEL, PRODIST, OpenDSS, Sistemas Fotovoltaicos, Fluxo de Potência, Perdas, Tensão, e Fator de Potência.

ABSTRACT With the growing demand for energy given by social and technological development in the world, distribution systems with distributed generation (DG) are becoming more important and necessary. To be able to predict what happens in real distribution systems, this paper presents a study of the impacts of the insertion of photovoltaic DG in these systems, through the computer simulation tool OpenDSS. Four different scenarios of the applications of distributed minigeneration and microgeneration under the PRODIST modules of ANEEL, and the impacts of these scenarios regarding power flow and losses, voltage variation, and power factor were analyzed. This way, it was possible to make a comparison between the scenarios and point out the one that showed the best results. The circuit from IEEE of 123 buses was used as basis for the simulations for it presents similar characteristics as a distribution system of a neighborhood or a small town. Keywords: Distribution Systems, Distributed Generation, Microgeneration and Minigeneration, ANEEL, PRODIST, OpenDSS, Photovoltaic Systems, Power Flow, Losses, Voltage, and Power Factor.

LISTA DE FIGURAS Figura 1. Quadro representativo da comunicação entre os módulos do PRODIST..... 5 Figura 2. Estrutura do OpenDSS... 13 Figura 3. Interface do OpenDSS... 15 Figura 4. Curvas do sistema fotovoltaico..... 18 Figura 5. Curva de carga diária residencial e industrial com passos de 1.0 hora.... 19 Figura 6. Diagrama esquemático do modelo fotovoltaico implementado pelo OpenDSS.... 20 Figura 7. Potência trifásica fornecida pelo painel solar em kw.... 22 Figura 8. Alimentador Teste de 123 nós do IEEE... 24 Figura 9. Alimentador Teste de 123 nós do OpenDSS... 24 Figura 10. Marcação geográfica dos locais de entrada de potência do Cenário II.... 29 Figura 11. Marcação geográfica dos locais de entrada de potência do Cenário III.... 30 Figura 12. Marcação geográfica dos locais de entrada de potência do Cenário IV.... 31 Figura 13. Diagrama do Fluxo de Potência do circuito IEEE 123... 34 Figura 14. Painel de Potência (a) e Tensão (b) trifásicas na linha sw1 que conecta o alimentador ao circuito... 34 Figura 15. Diagrama de Densidade de Perdas do circuito IEEE 123.... 35 Figura 16. Diagrama do perfil trifásico de tensão do circuito.... 38 Figura 17. Gráfico da Potência trifásica do sistema fotovoltaico e da Irradiância.... 41 Figura 18. Fluxo de Potência e de Tensão na linha L99.... 41 Figura 19. Diagrama Fluxo de Potência do circuito IEEE 123 no cenário Com GD.... 43 Figura 20. Densidade de Perdas do circuito IEEE 123 no cenário Com GD.... 44 Figura 21. Diagramas do perfil trifásico de tensão do circuito nos cenários Com GD (a) e Sem GD (b)... 46 Figura 22. Curva de carga das cargas industriais do circuito IEEE 123... 48 Figura 23. Diagrama de fluxo de potência do circuito IEEE 123 com GD nas cargas industriais. 50 Figura 24. Densidade de perdas do circuito IEEE 123 com GD nas cargas industriais.... 53 Figura 25. Diagramas do perfil trifásico de tensão do circuito nos cenários Com GD Ind (a) e Sem GD (b)... 53

Figura 26. Diagrama de Fluxo de Potência do circuito IEEE 123 com GD nas cargas industriais e central geradora de 2 MW.... 56 Figura 27. Densidade de perdas do circuito IEEE 123 Com GD Tot.... 59 Figura 28. Diagramas do perfil trifásico de tensão do circuito nos cenários Com GD Ind (a) e Sem GD (b)... 59 Figura 29. (a) Diagrama de fluxo de potência do cenário Sem GD. (b) Diagrama de fluxo de potência do cenário Com GD. (c) Diagrama de fluxo de potência do cenário Com GD Ind. (d) Diagrama de fluxo de potência do cenário Com GD Tot.... 62 Figura 30. (a) Diagrama de densidade de perdas do cenário Sem GD. (b) Diagrama de densidade de perdas do cenário Com GD. (c) Diagrama de densidade de perdas do cenário Com GD Ind. (d) Diagrama densidade de perdas do cenário Com GD Tot.... 63 Figura 31. (a) Diagrama do perfil trifásico de tensão do cenário Sem GD. (b) Diagrama do perfil trifásico de tensão do cenário Com GD. (c) Diagrama do perfil trifásico de tensão do cenário Com GD Ind. (d) Diagrama do perfil trifásico de tensão do cenário Com GD Tot.... 64

LISTA DE TABELAS Tabela 1: Requisitos mínimos em função da Potência Instalada.... 10 Tabela 2. Classificação de Sistemas de Distribuição em função da Tensão Nominal.... 12 Tabela 3. Resumo do fluxo radial do alimentador IEEE 123.... 25 Tabela 4. Cargas do circuito IEEE 123.... 26 Tabela 5.Características das cargas industriais do IEEE 123.... 33 Tabela 6: Perdas nas linhas do circuito IEEE 123 Sem GD.... 36 Tabela 7. Tensões por fase e seus respectivos ângulos que passam em todas as cargas do circuito.... 37 Tabela 8. Potências entregues ao sistema pelos geradores fonte (nó 150) e fotovoltaico (nó 450)... 42 Tabela 9. Comparação entre as perdas nas linhas dos cenários Com GD e Sem GD.... 45 Tabela 10. Características das cargas industriais do IEEE 123 com Geração Distribuída.... 47 Tabela 11. Potências entregues ao sistema pela central geradora e por geração distribuída.... 49 Tabela 12. Comparação das perdas nas linhas de Sem GD e de GD Ind.... 51 Tabela 13. Comparação das perdas totais dos cenários I e II e do circuito sem GD.... 52 Tabela 14. Potências entregues ao sistema pela central geradora e por geração distribuída do Cenário IV.... 55 Tabela 15. Comparação das perdas nas linhas e transformadores dos cenários Sem GD e com GD Tot.... 57 Tabela 16. Relação das potências entregues ao sistema em cada um dos cenários.... 60 Tabela 17. Comparação das perdas totais de todos os cenários.... 61

SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO... 1 1.1 OBJETIVO GERAL... 3 1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS... 3 2. MATERIAIS E MÉTODOS... 4 2.1 PRODIST... 4 2.1.1. Resolução Normativa Nº 687... 7 2.1.2. Acesso ao Sistema de Distribuição e Requisitos Técnicos de projeto... 8 2.1.3. Cálculos de Perdas na Distribuição.... 11 2.2 OPENDSS... 13 2.2.1 O Software... 13 2.2.2. Cálculo do Fluxo de Potência... 16 2.2.3. Modelo Fotovotailco do OpenDSS (PVSystem Model)... 20 2.2.4. IEEE 123 Node Test Feeder do OpenDSS... 23 2.3 DESCRIÇÃO DOS CENÁRIOS:... 27 2.3.1 Cenário I IEEE 123 Sem Geração Distribuída (Sem GD)... 27 2.3.2 Cenário II IEEE 123 como Minigeração Distribuída de 2 MW (Com GD)... 28 2.3.3 Cenário III IEEE 123 com Geração Distribuída nas Cargas Industriais (Com GD Ind.)... 29 2.3.4 Cenário IV IEEE 123 com combinação do Cenário II e III (Com GD Tot.)... 31 3. RESULTADOS E DISCUSSÕES... 32 3.1. CENÁRIO I: IEEE123 SEM GERAÇÃO DISTRIBUÍDA... 32 3.2 CENÁRIO II: IEEE 123 com MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA de 2 MW... 40 3.3. CENÁRIO III: IEEE 123 com GERAÇÃO DISTRIBUÍDA NAS CARGAS INDUSTRIAIS... 47 3.4. CENÁRIO IV: IEEE 123 com GERAÇÃO DISTRIBUÍDA NAS CARGAS INDUSTRIAIS E MINIGERAÇÃO DE 2 MW.... 54 3.5. ANÁLISE COMPARATIVA DOS RESULTADOS... 60 4. CONCLUSÕES... 65 5. BIBLIOGRAFIA... 67

1 CAPÍTULO 1 1. INTRODUÇÃO O aumento da demanda por energia elétrica é um fato que vem se tornando mais aparente a cada ano que passa devido ao avanço da tecnologia, economia e desenvolvimento da sociedade, no Brasil e no mundo. A dependência de energias não renováveis, como as provenientes de combustíveis fósseis, tem se mostrado cada vez mais inviável ambientalmente, o que incentiva pesquisas para o desenvolvimento de tecnologias para sistemas de energias renováveis, como energia solar, eólica, de biomassa, entre outras. Sistemas fotovoltaicos (FV) são uma das fontes de energia mais importantes dos dias de hoje. Na Europa, por exemplo, a capacidade de geração de energia solar é prevista para chegar aos 84 GW até 2020, em que só a Alemanha produzirá 51.8 GW deste total [1]. O Brasil possui uma localização privilegiada para geração de fotovoltaica. Por ser um país tropical de área vasta, a irradiância média anual que incide sobre o Brasil é entre 16 e 18 MJ/m² por dia [2], enquanto na Alemanha esta Irradiância é de cerca de 10 MJ/m 2, o que indica um potencial fotovoltaico expressivo do país. A instalação de geradores fotovoltaicos no sistema de distribuição de energia é um exemplo de Geração Distribuída (GD). Segundo os Procedimentos de Distribuição (PRODIST) da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), que regulamentam os sistemas de distribuição brasileiros; GD são centrais geradoras de energia elétrica, de qualquer potência, instaladas diretamente no sistema elétrico de distribuição, ou através de instalações de consumidores, podendo gerar em paralelo ou isoladamente, de forma despachada, ou não, pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) [8]. O PRODIST é um conjunto de nove módulos que padronizam e normatizam as atividades relacionadas ao sistema de distribuição. O consumidor que queira instalar sistemas de geração fotovoltaica em sua residência deve consultar os Módulos 3 e 4, assim como a norma da distribuidora local, para adquirir as informações quanto as regras de acesso e os procedimentos

2 operacionais do sistema de distribuição, por exemplo. Os Procedimentos de Distribuição definem, entre diversas coisas, a categoria em que a potência instalada de GD se encontra, podendo ser minigeração distribuída ou microgeração distribuída, por exemplo. Uma das vantagens dos sistemas fotovoltaicos instalados conectados ao sistema de distribuição de energia elétrica está na diminuição da demanda da central de geração de energia, o que leva uma redução de perdas e melhoria do perfil de tensão do sistema. Isto acontece quando a potência injetada pelos módulos fotovoltaicos em cargas residenciais e industriais é igual ou menor que a potência exigida por estas cargas. Porém, a partir do momento em que a geração fotovoltaica é maior que a demanda da carga do local instalado, a potência excedente irá da carga para a subestação de energia, revertendo o fluxo de potência naquele local. Consequentemente, haverá aumento da tensão do sistema de distribuição, porque os sistemas fotovoltaicos entregam potências que variam durante o dia ao sistema, problema que pode ser mitigado através de medidas de controle [1]. Outro problema que pode ocorrer é com o fator de potência (fp) entregue ao circuito. Como geradores fotovoltaicos são instalados normalmente com fp unitário, as distribuidoras irão entregar menos potência ativa ao sistema. Caso mantida a quantidade de potência reativa fornecida ao circuito, o fator de potência irá diminuir. O excesso de potência reativa pode causar aumentos nas perdas e quedas de tensão nas redes de distribuição, e limitar o funcionamento de equipamentos [13]. Dada a importância da energia solar como GD, a comunidade científica tem desenvolvido softwares e plataformas de simulação capazes de criar diversos cenários e situações de sistemas de distribuição com GD, não exclusivamente de geração fotovoltaica, como também para as outras formas de energia. Dentre estes softwares destaca-se o software criado pelo instituto de pesquisas de energia elétrica dos Estados Unidos (EPRI), o OpenDSS. Open Distribution System Simulator, ou OpenDSS, é uma ferramenta de simulação de sistemas elétricos abrangente para sistemas de distribuição. Além disso, ele suporta análises orientadas a atender às necessidades futuras relacionadas às redes inteligentes (smart grids), a modernização da rede, e pesquisa de energias renováveis como GD.

3 Problemas de fluxo de potência são mais comumente resolvidos através do OpenDSS, que possui capacidade de executar todos os aspectos que envolvem GD em sistemas de distribuição, incluindo análise de harmônicos. As simulações podem ser realizadas com diferentes números de iterações, variando de um instante para horas, dias ou um ano [3]. O software possui ferramentas que indicam, entre outros, o fluxo de potência, o fluxo de perdas, o perfil da tensão, os valores de tensão e corrente, do sistema de distribuição simulado. Desta maneira, é possível realizar estudos dos impactos de GD em sistemas de elétricos de distribuição de energia. Quatro cenários diferentes foram elaborados para analisar os impactos de GD fotovoltaica em sistemas de distribuição baseados no teste de 123 nós de média tensão da IEEE. A seguir são apresentados o Objetivo Geral e os Objetivos Específicos do presente trabalho. 1.1 OBJETIVO GERAL Estudar os impactos da inserção de microgeração e minigeração distribuída fotovoltaica em sistemas de distribuição de energia elétrica, usando as ferramentas de simulação e análise do software OpenDSS. 1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS Descrever o sistema de distribuição escolhido para realização dos estudos dos impactos de GD; Realizar simulações de fluxo de potência em diferentes cenários usados como casos de estudo dos impactos da mini e microgeração distribuída em sistemas de distribuição; Observar as perdas, o fluxo de potência e a variação de tensão, assim como a influência da inserção de geração distribuída fotovoltaica em cada um dos cenários; Analisar comparativamente os resultados obtidos em cada um dos cenários, e; Apontar o cenário que possui melhores resultados em relação a perdas, perfil de tensão e fator de potência.

4 CAPÍTULO 2 2. MATERIAIS E MÉTODOS Este capítulo tem como objetivo apresentar os documentos e as normas do sistema de distribuição quanto à geração distribuída, assim como a ferramenta de simulação de geração distribuída para obtenção de resultados que serão analisados neste trabalho. É feita uma contextualização das normas e regras dos módulos do PRODIST em que as simulações deste trabalho serão baseadas. É apresentado o software OPENDSS e como a simulação de sistemas fotovoltaicos é feita. 2.1 PRODIST Os Procedimentos de Distribuição (PRODIST) são documentos elaborados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), com a participação de associações do setor elétrico nacional e dos agentes de distribuição. Estes padronizam e normatizam as atividades e procedimentos relacionados ao funcionamento e desempenho dos sistemas de distribuição de energia elétrica. O PRODIST é composto de seis módulos técnicos, que abrangem as macro-áreas de ações técnicas dos agentes de distribuição, e dois módulos integradores, conforme apresentado na Figura 1. O Módulo 1 apresenta os objetivos gerais dos Procedimentos de Distribuição, os fundamentos legais, as responsabilidades e as sanções no ambiente dos serviços de distribuição, e as definições para os termos técnicos utilizados nos outros módulos do PRODIST em forma de glossário.

5 Figura 1. Quadro representativo da comunicação entre os módulos do PRODIST. Fonte: Módulo 1 PRODIST, Seção 1.0, página 6. O Módulo 2 tem como objetivos estabelecer os procedimentos básicos e requisitos mínimos de informações para os estudos de planejamento e da expansão do sistema de distribuição, além de definir critérios para trocas de informações entre os agentes envolvidos nos planejamentos. O Módulo 3 trata do acesso ao sistema de distribuição, e tem como objetivos estabelecer as condições de acesso aos sistemas elétricos de distribuição, compreendendo a conexão e o uso do sistema, e definir os critérios técnicos e operacionais, os requisitos de projeto, as informações, os dados e a implementação da conexão, aplicando-se tanto aos novos acessantes como aos existentes. O Módulo 4 estabelece os procedimentos de operação dos sistemas de distribuição de forma que os agentes envolvidos possam formular planos que incluem previsão de carga, controle de qualidade do suprimento de energia e programação de intervenções e controle em situações diversas. Estabelece, também, a uniformidade dos procedimentos de relacionamento operacional e de comunicação entre as distribuidoras, as transmissoras e os centros de despacho de geração distribuída.

6 O Módulo 5 apresenta as especificações dos sistemas de medição das grandezas elétricas aplicáveis ao faturamento da energia, à qualidade de energia e à operação do sistema. Apresenta os requisitos mínimos para especificação dos materiais utilizados, procedimentos de instalação e quanto à verificação de que tudo esteja de acordo com a legislação e normas vigentes. O Módulo 6 é um dos módulos integradores que procura definir, especificar e detalhar as como as informações das ações técnicas desenvolvidas são intercambiadas entre os agentes de distribuição e as entidades setoriais, além de estabelecer as obrigações dos agentes para atender cada procedimento nos outros módulos. O Módulo 7 estabelece a metodologia e os procedimentos para obtenção dos dados necessários para cálculos e medição das perdas no sistema de distribuição de energia elétrica. E, por fim, o Módulo 8 define os procedimentos relativos à qualidade da energia elétrica, abordando a qualidade do serviço prestado e a qualidade do produto. Apesar de não listado na Figura 1, há um Módulo 9, que trata de estabelecer os procedimentos a serem feitos pela distribuidora na análise dos processos de ressarcimento de danos elétricos. O PRODIST é, portanto, um conjunto de documentos criados pela ANEEL que visa normatizar e organizar os procedimentos dos sistemas de distribuição. Como qualquer norma, os módulos do PRODIST estão sujeitos a mudanças, que acontecem com e o desenvolvimento da sociedade com o passar do tempo, dadas por meio de Resoluções Normativas (RN). Estas resoluções são capazes de incrementar, retirar ou modificar regras e normas que venham a se tornar obsoletas. O Módulo 3 foi alterado mais recentemente pela Resolução Normativa nº 687, de 24 de novembro de 2015, apresentada a seguir.

7 2.1.1. Resolução Normativa Nº 687 A RN 687 de 2015 altera a RN 482 de 2012 e os Módulos 1 e 3 do PRODIST. A seguir são apresentados os conceitos, definições e termos que passaram a vigorar a partir desta resolução normativa segundo a ANEEL, que são importantes para este trabalho: Microgeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 75 kw e que utilize cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, ou fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras ; Minigeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência instalada superior a 75 kw e menor ou igual a 3 MW para fontes hídricas ou menor ou igual a 5 MW para cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, ou para as demais fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras ; Sistema de Compensação de Energia Elétrica: sistema no qual a energia ativa injetada por unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída é cedida, por meio de empréstimo gratuito, à distribuidora local e posteriormente compensada com o consumo de energia elétrica ativa ; Geração Compartilhada: caracterizada pela reunião de consumidores, dentro da mesma área de concessão ou permissão, por meio de consórcio ou cooperativa, composta por pessoa física ou jurídica, que possua unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída em local diferente das unidades consumidoras nas quais a energia excedente será compensada ; Autoconsumo Remoto: caracterizado por unidades consumidoras de titularidade de uma mesma Pessoa Jurídica, incluídas matriz e filial, ou Pessoa Física que possua unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída em local diferente das unidades consumidoras, dentro da mesma área de concessão ou permissão, nas quais a energia excedente será compensada. A potência instalada de geração distribuída em uma unidade consumidora deve ser igual ou inferior à potência que a distribuidora fornece àquele local, conforme descrito no parágrafo primeiro do Artigo 2º da RN nº687. Quanto ao sistema de compensação de energia elétrica, o Artigo 4º, que altera o Artigo 6º da RN nº 482, determina que os sujeitos responsáveis por unidade consumidora que podem aderir a este sistema são aqueles:

8 a) Com micro ou minigeração distribuída; b) Integrantes de empreendimento de múltiplas unidades consumidoras; c) Caracterizados com geração compartilhada; d) Caracterizados com autoconsumo remoto. A unidade consumidora, portanto, passa a ter um crédito em quantidade de energia ativa que pode ser consumida por um prazo de até sessenta meses. Esta resolução redefiniu os conceitos que determinam o que é compreendido como microgeração e minigeração distribuída. Estes conceitos são importantes para o entendimento dos critérios técnicos e requisitos de projetos de geração distribuída. 2.1.2. Acesso ao Sistema de Distribuição e Requisitos Técnicos de Projeto O presente trabalho é baseado no Módulo 3 do PRODIST, porque nele estão definidas as normas, critérios técnicos e operacionais, e requisitos de projeto para os consumidores que queiram acessar o sistema de distribuição. Ou seja, o Módulo 3 define como deve ser o acesso e o que deve ser feito por aqueles que queiram inserir geração distribuída nos sistemas de distribuição. As simulações e estudos realizados neste projeto quanto aos impactos da microgeração e minigeração distribuída estão, portanto, sob os critérios descritos por este módulo. O acesso de Micro e Minigeração Distribuída está apresentado na seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST, competentes à revisão 6 de março de 2016. Descrevem-se os critérios técnicos e operacionais, e os requisitos de projeto de micro e minigeração distribuída participante do Sistema de Compensação de Energia Elétrica ao sistema de distribuição [9]. Os critérios técnicos e operacionais da inserção de geração distribuída nos sistemas de distribuição são quanto ao ponto de conexão e como a conexão com a rede deve ser feita

9 Ponto de conexão: o O ponto de conexão 1 do acessante com microgeração ou minigeração distribuída é o ponto de entrega da unidade consumidora, conforme definido em regulamento específico. Conexão: o A conexão deve ser em Corrente Alternada com frequência de 60 Hz; o O paralelismo das instalações do acessante com o sistema da acessada não pode causar problemas técnicos ou de segurança aos demais acessantes, ao sistema de distribuição acessado e ao pessoal envolvido com a sua operação e manutenção; o O acessante é o único responsável pela sincronização adequada de suas instalações com o sistema de distribuição acessado; o Para minigeração é necessário realizar estudos básicos que avaliem tanto no ponto de conexão como na sua área de influência no sistema elétrico acessado levando em consideração aspectos de segurança da rede; o A instalação do acessante, conectada ao sistema de distribuição, deve operar dentro dos limites de frequência, tensão e fator de potência estabelecidos no Módulo 8 - Qualidade da Energia Elétrica. Os requisitos de projeto devem seguir os critérios quanto a quantidade de fases e o nível de tensão de conexão da central geradora, que são definidos pela distribuidora, em função das características técnicas da rede e de acordo com a regulamentação vigente. A Tabela 1 a seguir indica os requisitos mínimos do ponto de conexão de micro e minigeração distribuída. 1 Entende-se como ponto de conexão como o ponto de entrega é a conexão do sistema elétrico da distribuidora com a unidade consumidora e situa-se no limite da via pública com a propriedade onde esteja localizada a unidade consumidora, podendo haver algumas exceções encontradas no Artigo 14 da RN nº 414 da ANEEL

10 Tabela 1: Requisitos mínimos em função da Potência Instalada. Potência instalada Menor ou igual a Maior que 75 kw e menor Maior que 500 kw e EQUIPAMENTO 75 kw ou igual a 500 kw menor ou igual a 5 MW Elemento de Desconexão2 Sim Sim Sim Elemento de Interrupção3 Sim Sim Sim Transformador de Acoplamento4 Não Sim Sim Proteção de Sub e Sobretensão Sim5 Sim 4 Sim Proteção de Sub e Sobrefrequência Sim Sim Sim Proteção contra desequilíbrio de corrente Não Não Não Proteção contra desbalanço de Tensão Não Não Sim Sobrecorrente direcional Não Sim Sim Sobrecorrente com restrição de tensão Não Não Sim Relé de sincronismo Sim6 Sim 5 Sim 5 Anti-ilhamento Sim7 Sim 6 Sim 6 Medição Sistema Bidirecional8 Medidor 4 Quadrantes Medidor 4 Quadrantes Fonte: Módulo 3 do PRODIST - Seção 3.7, página 81. 2 Chave seccionadora visível e acessível que a acessada usa para garantir a desconexão da central geradora durante manutenção em seu sistema, exceto para microgeradores e minigeradores que se conectam à rede através de inversores. 3 Elemento de interrupção automático acionado por proteção para microgeradores distribuídos e por comando e/ou proteção para minigeradores distribuídos. 4 Transformador de interface entre a unidade consumidora e rede de distribuição. 5 Não é necessário relé de proteção específico, mas um sistema eletroeletrônico que detecte tais anomalias e que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação do elemento de interrupção. 6 Não é necessário relé de sincronismo específico, mas um sistema eletroeletrônico que realize o sincronismo com a frequência da rede e que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação do elemento de interrupção, de maneira que somente ocorra a conexão com a rede após o sincronismo ter sido atingido. 7 No caso de operação em ilha do acessante, a proteção de anti-ilhamento deve garantir a desconexão física entre a rede de distribuição e as instalações elétricas internas à unidade consumidora, incluindo a parcela de carga e de geração, sendo vedada a conexão ao sistema da distribuidora durante a interrupção do fornecimento. 8 O sistema de medição bidirecional deve, no mínimo, diferenciar a energia elétrica ativa consumida da energia elétrica ativa injetada na rede.

11 2.1.3. Cálculos de Perdas na Distribuição. O estudo das perdas é imprescindível à análise dos impactos da introdução de geração distribuída em sistemas de distribuição. Desta maneira, deve-se entender como a apuração das perdas na distribuição é feita. O Módulo 7 do PRODIST estabelece a metodologia e os procedimentos para obtenção dos dados necessários para cálculos e medição das perdas no sistema de distribuição de energia elétrica. Segundo este módulo, as informações do Balanço de Energia, que compreende os montantes de energia injetada e fornecida agregados para cada segmento do sistema de distribuição, são obtidas da Base de Dados Geográfica da Distribuidora (BDGD) e devem ser enviadas pelas distribuidoras à ANEEL. A distribuidora deve apresentar uma avaliação das perdas por segmento, detalhando a metodologia utilizada no estudo. A ANEEL, então, poderá solicitar eventuais esclarecimentos e correções com vistas à realização do cálculo de perdas na distribuição. O sistema de distribuição é segmentado de acordo com o método de cálculo de perdas em: Redes do Sistema de Distribuição de Alta Tensão (SDAT); Transformadores de potência; Redes do Sistema de Distribuição de Média Tensão (SDMT); Redes do Sistema de Distribuição de Baixa Tensão (SDBT); Transformadores de distribuição; Ramais de ligação; e Medidores de energia das unidades consumidoras do SDBT. Segundo o Módulo 1 do PRODIST, sistemas de distribuição de alta tensão (SDAT) são aqueles em que o conjunto de linhas e subestações que conectam as barras da rede básica ou de centrais geradoras às subestações de distribuição em tensões típicas iguais ou superiores a 69 kv e

12 inferiores a 230 kv, ou instalações em tensão igual ou superior a 230 kv quando especificamente definidas pela ANEEL. Já sistemas de distribuição de média tensão (SDMT), são aqueles em que as tensões típicas são superiores a 1 kv e inferiores a 69 kv, e têm função primordial de atender unidades consumidoras, podendo haver geração distribuída. Enquanto Sistemas de Distribuição de Baixa Tensão (SDBT) são aqueles em que as tensões nominais são inferiores a 1 kv. A Tabela 2 a seguir apresenta a classificações de sistemas de distribuição pela tensão nominal (U). Tabela 2. Classificação de Sistemas de Distribuição em função da Tensão Nominal. SDAT SDMT SDBT 69 kv U 1 kv U < 69 kv U < 1 kv Fonte: Elaboração Própria. O circuito teste utilizado como objeto de estudos deste trabalho possui tensão nominal de linha de 4,16 kv, tratando-se, portanto, de um SDMT. Segundo a seção 7.3 do Módulo 7, o cálculo das perdas no SDMT e no SDBT é feito através do procedimento denominado Bottom-up, onde as perdas de energia são calculadas a partir da energia medida nos pontos de consumo acrescidas das perdas nos medidores com a utilização do método de fluxo de potência. Este método considera os elementos não-lineares, como por exemplo geradores e alguns tipos de cargas, como equivalentes de Norton, com matriz de admitância nodal constante e uma corrente de compensação que ajusta a porção não-linear. Portanto, define-se o Percentual de Perdas na Distribuição (PPD) como sendo as perdas totais em relação à energia injetada, dada pela Equação 1 a seguir: PPD = (1 EF ) 100 [%] (1) EI Onde EF é a Energia Fornecida, que é a energia ativa entregue ao sistema medida ou estimada pela distribuidora, e EI é a Energia Injetada, que consiste na energia ativa medida proveniente da geração própria necessária para atendimento das cargas e das perdas do sistema, ou seja, a energia total do sistema. Portanto, pode-se considerar que as perdas na distribuição correspondem à diferença entre a Energia Injetada e a Energia Fornecida. [10].

13 2.2 OPENDSS neste trabalho. A seção a seguir apresenta a ferramenta de simulação de Geração Distribuída utilizada 2.2.1 O Software O Open Distribution System Simulator, ou OpenDSS, é uma ferramenta de simulação de sistemas elétricos abrangente para sistemas de distribuição elétrica. É implementado como um programa executável, tanto independente, como pode ser acionado a partir de uma variedade de plataformas de softwares existentes através da interface COM9 (Component Object Model), como o MATLAB, C#, PYTON, entre outros. A versão executável tem uma interface com o usuário baseada em texto básico para auxiliar os usuários no desenvolvimento de scripts e visualização de resultados. A estrutura do OpenDSS é ilustrada na Figura 2 abaixo. Figura 2. Estrutura do OpenDSS. Fonte: EPRI - OpenDSS Manual, junho 2013. 9 Através da interface COM o usuário é capaz de criar um modelo com características personalizadas em um programa externo e, ao mesmo tempo, utilizar as funções do DSS. Assim, o programa pode ser implementado inteiramente através de outra plataforma independendo de uma base de dados ou de um texto de circuito fixo (pode ser rodado diretamente pelo MATLAB, por exemplo). Isto promove uma análise externa potente com excelente capacidade gráfica de resultados.

14 O programa foi originalmente destinado a análise de geração distribuída. Outras características do software também fazem análises de eficiência energética, de fornecimento de energia, aplicações de redes inteligentes (smart grids) e análse de harmônicos. O DSS foi concebido para ser expansível, de modo que possa ser facilmente modificado para satisfazer as necessidades futuras [3]. Segue alguns exemplos de situações e simulações em que o OpenDSS já foi utilizado: Análise de interconexão de Geração Distribuída; Simulação de Sistemas Fotovoltaicos; Simulação de Sistemas Eólicos; Simulação de Sistemas de Proteção; Modelos com Armazenamento de Energia, entre outras; O programa possui alguns modos de solução embutidos, como: Snapshot Power Flow (simulação de fluxo de potência instantâneo); Daily Power Flow (simulação de fluxo de potência diária); Yearly Power Flow (simulação de fluxo de potência anual); Harmonics (simulação com harmônicos), entre outros. A Figura 3 apresenta a interface do OpenDSS com o usuário. O programa exemplificado pela imagem é chamado de Run_IEEE123 que compila o programa mestre do circuito IEEE de 123 nós, objeto de estudo deste trabalho. Estes programas podem ser encontrados na pasta IEEE Test Cases, em 123Bus, que possui todos os dados e programas em OpenDSS criados pela EPRI do circuito IEEE de 123 nós. Estes são baixados automaticamente com a instalação do OpenDSS.

15 Figura 3. Interface do OpenDSS. Fonte: Elaboração Própria adaptado de OpenDSS pasta: IEEE Test Cases> 123Bus>Run_IEEE123. O software também apresenta diferentes recursos para simular os circuitos: Fluxo de Potência; Curto-Circuito; Fluxo de Harmônicos; Estabilidade; Crescimento da Demanda. Para o presente trabalho, o foco é no cálculo do fluxo de potência utilizando o modo de simulação diário. As seções a seguir apresentam as principais características destes recursos.

16 2.2.2. Cálculo do Fluxo de Potência O OpenDSS é muito utilizado em análises de fluxo de potência, mesmo que sua principal função seja analisar harmônicos. Mas, por causa desta capacidade de trabalhar facilmente com harmônicos, o software é capaz de realizar simulações que possuem quase todos os aspectos de planejamento de distribuição para geração distribuída, que gera muitos harmônicos na rede. O DSS é capaz de resolver rede de sistemas radias tão facilmente como em malhas. É destinado a empresas de distribuição que têm sistemas de transmissão e subtransmissão. Portanto, ele pode também ser utilizado para resolver a redes de pequeno e médio porte com um fluxo de potência como transmissão. O fluxo de potência pode ser executado em vários modos de solução, incluindo o modo padrão único instantâneo (snapshot), o modo diário (daily) e modos em que a carga varia em função do tempo. O período de tempo utilizado é arbitrado conforme a necessidade do usuário e respeitando o passo mínimo que é de um segundo. Para este projeto foi utilizado o modo daily com simulações de 24 horas e passos de uma hora. Quando a análise do fluxo de potência é concluída, pode-se retirar como resultados: as perdas, as tensões, o fluxo de energia e outras informações. Estes são disponíveis para o sistema como um todo, cada componente e, em certas áreas pré-definidas. Para cada instante de tempo, as perdas são relatadas em kw, por exemplo. Modelos de medidor de energia podem ser usados para integrar a energia ao longo de um intervalo de tempo. [3] 2.2.2.1. Modo Diário (Daily) Para a realização de simulações em modo diário, é preciso que todo o sistema possua curvas de carga diárias (explicada na seção a seguir). Ou seja, é preciso que cada elemento de conversão de energia (cargas, geradores, baterias, etc.) do sistema esteja submetido à uma curva de pelo menos 24 pontos (para 24 horas) que definam o funcionamento deles durante um dia. [3]

17 O modo diário, em geral, realiza 24 vezes o cálculo de fluxo de potência, correspondentes a cada hora do dia, porém é possível transformar o dia em minutos ou segundos. Nesses casos, o OpenDSS deve realizar 1440 ou 86400 vezes o cálculo do fluxo de potência, respectivamente [5]. Portanto, ao definir o modo daily no DSS, deve-se informar o número de pontos e o tamanho do passo: 2.2.2.2. Curvas de Carga (LoadShape) Para análises temporais de sistemas elétricos, o OpenDSS oferece diferentes modos de solução, como já observado anteriormente. Portanto, é necessário criar, ou inserir no sistema, curvas de carga que sejam correspondentes às simulações desejadas. Estas curvas podem ser inseridas tanto utilizando programas externos (como o Excel), ou diretamente no texto do programa (normalmente utilizado em curvas menores). Simulações de geração distribuída normalmente são feitas com curvas de carga diárias, já que o passar do dia pode influenciar na operação de painéis fotovoltaicos e turbinas de vento, por exemplo. É importante ressaltar que o conceito de curva de carga não é aplicado apenas para o comportamento de uma carga, mas também para curvas que podem alterar o funcionamento de outros componentes do sistema, como painéis solares por exemplo. As características de potência e eficiência de painéis fotovoltaicos, por exemplo, dependem de curvas de Irradiância e de Temperatura. O OpenDSS considera estas como curvas de carga definidas pelas funções LoadShape e Tshape, respectivamente. A seguir apresenta-se a linguagem utilizada pelo software para representar tais curvas, onde as funções mult e temp guardam cada um dos 24 pontos de um dia. [4]

18 Curvas de eficiência por unidade de potência e de Potência Nominal pela Temperatura também devem ser determinadas para o funcionamento do sistema fotovoltaico no OpenDSS. A Figura 4 apresenta os gráficos com as quatro curvas descritas acima. Figura 4. Curvas do sistema fotovoltaico. (a) Irradiância incidida sobre o painel fotovoltaico durante 24 horas. (b) Temperaturas que o painel fotovoltaico atinge durante o dia. (c) Potência nominal em função da temperatura. A potência total é entregue quando o painel trabalha em 25 C. (d) Eficiência do sistema em função da potência ativa fornecida em pu. Fonte: Elaboração Própria em MATLAB, curvas de Radatz, Paulo.

19 Figura 5. Curva de carga diária residencial e industrial com passos de 1,0 hora. Fonte: Elaboração Própria em MATLAB. Uma vez determinado o modo temporal a ser utilizado na simulação, deve-se determinar as curvas que serão características de cada carga (load) do sistema. O gráfico acima apresenta as curvas de comportamento das cargas que serão utilizadas neste trabalho: residencial e industrial 10. O gráfico é dado em potência em pu (por unidade) pelo período de um dia. Destaca-se que foi decidido não utilizar curvas típicas de carga comercial neste trabalho. Após definidas as características dos parâmetros do circuito e suas curvas de carga é possível realizar simulações que atendam requisitos dos estudos e análises desejadas. Desta maneira pode-se definir sistemas de geração distribuída com sistemas fotovoltaicos, por exemplo, e observar os impactos em sistemas de distribuição de energia. A seção a seguir apresenta como o OpenDSS compreende modelos fotovoltaicos em simulações de geração distribuída. 10 Estas curvas foram normalizadas para 1 pu e podem ser encontradas em [Radatz, Paulo Ricardo Radatz de Freitas. Modelos avançados de análise de redes elétricas inteligentes utilizando o software OpenDSS - São Paulo, 2015] e são consideradas curvas típicas de cargas residenciais e industriais.

20 2.2.3. Modelo Fotovotailco do OpenDSS (PVSystem Model) Para o OpenDSS, uma placa fotovoltaica é vista pelo circuito como um gerador, uma carga ou um sistema de armazenamento de energia, ou seja, como um elemento de conversão de energia (Power Conversion PC). A Figura 6 apresenta o esquemático do modelo fotovoltaico do OPENDSS. Observa-se que é necessário informar uma curva de carga de Temperatura (T) e de Irradiância (I), que devem estar baseadas em um modo temporal (diário, anual, etc). Outros dados de entrada devem ser: tipo de conexão com a linha (Conn. delta ou estrela), fator de potência (PF), tensão nominal do painel solar (kv) e potência nominal do painel solar (kva). A potência ativa, P, portanto, será uma função da irradiação, temperatura, eficiência do conversor (Eff), tensão da rede (V) e da Potência nominal do painel no ponto de máxima potência (Pmp). A Pmp é definida a uma temperatura selecionada, normalmente igual a 25 C, e uma irradiação de 1,0kW/m2. [4] Figura 6. Diagrama esquemático do modelo fotovoltaico implementado pelo OpenDSS. Fonte: EPRI OpenDSS PVSystem Element Model, February 2011.

21 A potência de saída do painel em um instante t0, P(t0), é dada pela Equação 2 abaixo [5]: P(t0) = Pmp ( 1kW m2 ) Irradiância(t0)(pu) Irradiância(Base) Pmp(pu, T(t0)) (2) Onde: P potência de saída do painel; Pmp (1kW/m 2 ) potência nominal no ponto de máxima potência; Irradiância(pu)(t0) valor da irradiância por unidade no instante t0; Irradiância(Base) valor máximo da irradiância no dia selecionado; Pmp(pu,T(t0) fator de correção do Pmp em função da temperatura no instante t0. A potência ativa fornecida pelo sistema fotovoltaico é dada pela Equação 3 abaixo, onde eff(psaída(t)) é a eficiência do inversor para uma dada potência de saída: Psaída(t) = P(t) eff(psaída(t)) (3) 2.2.3.1 Parâmetros Elétricos do Modelo Fotovoltaico do OpenDSS Para inserir o modelo fotovoltaico na simulação, além das curvas de irradiância, temperatura e eficiência, deve-se determinar seus parâmetros elétricos básicos. Estes parâmetros são: Tensão nominal de linha em kv; A barra em que o sistema fotovoltaico será inserido (bus1); A potência nominal do inversor em kva; Fator de Potência; Irradiância nominal (1kW/m 2 ); Potência nominal no ponto máximo de potência (Pmp);

22 Figura 7. Potência trifásica fornecida pelo painel solar em kw. Fonte: Elaboração Própria em OpenDSS. É mais vantajoso economicamente para o dono da unidade consumidora ou geradora ter um sistema fotovoltaico que fornece apenas potência ativa trifásica para a rede por conta do Sistema de Compensação de Energia Elétrica, desta forma deve-se definir o fator de potência como unitário. A Figura 7, a seguir, apresenta um exemplo de curva de potência fornecida por um sistema fotovoltaico que atende parte das demandas residencial e industrial apresentadas anteriormente. A potência ativa deve possuir forma semelhante à forma da curva de Irradiância, como observado no gráfico acima. Observa-se, também, que as outras fases da potência estão listadas no gráfico, porém só é possível observar uma das cores predominantemente. Isto acontece porque a potência fornecida pelo sistema fotovoltaico é equilibrada. Uma das vantagens do uso do OpenDSS é que ele fornece a possibilidade de criar diversos cenários em que a utilização de GD seria possível e, assim, observar as melhores alternativas para instalação quanto ao fluxo de potência, variação de tensão, melhores horários para despacho de energia, entre outros fatores.

23 O IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) criou uma variedade de circuitos teste para que engenheiros pudessem trabalhar, estudar e testar suas ideias para sistemas elétricos. O teste de 123 nós do IEEE foi escolhido como objeto de estudo para este projeto. As coordenadas cartesianas de cada linha, a localização de cada carga e suas respectivas características físicas já estão em linguagem de OPENDSS 11. Este teste está apresentado na seção a seguir. 2.2.4. IEEE 123 Node Test Feeder do OpenDSS O teste de 123 nós será usado neste trabalho como base para as análises dos impactos da inserção de Geração Distribuída por possuir uma complexidade de cargas e linhas parecidas com uma pequena cidade ou bairro. É possível criar nele cenários variados de geração distribuída para análises de impactos em sistemas de distribuição. A Figura 8 representa a localização de cada nó graficamente. Este alimentador teste já foi previamente transformado em linguagem do OpenDSS pelos próprios desenvolvedores. Portanto, para este trabalho, o programa foi modificado apenas para que as cargas atendessem a análise temporal diária (daily), e foram criados diferentes cenários com a introdução de GD fotovoltaica. O alimentador teste de 123 nós possui tensão nominal de 4,16 kv e é o alimentador mais abrangente do IEEE. É caracterizado por: Segmentos de linha aérea e subterrânea com fases variadas; Carga desequilibrada com todas as combinações de tipos de carga; Todas as cargas estão localizadas em um nó, não havendo mais de uma por nó; Quatro reguladores de tensão; Bancos de capacitores em derivação; Interruptores para fornecer caminhos alternativos de fluxo de potência; 11 O teste de 123 nós, assim como outros testes do IEEE, é de acesso público e está disponível ao fazer o download do software OPENDSS. O software pode ser encontrado no sítio https://sourceforge.net/projects/electricdss/

24 Figura 8. Alimentador Teste de 123 nós do IEEE. Fonte: IEEE Power Engineering Society, Fevereiro 2014. Figura 9. Alimentador Teste de 123 nós do OpenDSS. Fonte: Elaboração Própria em OpenDSS.

25 As características físicas deste alimentador podem ser observadas no Anexo I e o programa mestre do OpenDSS no Anexo II. A Figura 9 apresenta a posição gráfica do alimentador 123, agora retirada pelo OpenDSS, em que Y e X são coordenadas cartesianas em metros. É possível observar que o gráfico criado pelo software é o mesmo que o apresentado pela Figura 9, comprovando a confiabilidade e precisão do desenvolvedor do programa para OpenDSS. As Tabelas 3 e 4 a seguir apresentam o resumo do fluxo radial do circuito IEEE 123 e todas as cargas e suas características respectivamente. A Tabela 3 apresenta o total de energia entregue, consumida e perdida pelo sistema, em que P é Potência Ativa, Q é Potência Reativa e S é Potência Aparente. Tabela 3. Resumo do fluxo radial do alimentador IEEE 123. Alimentador (Fonte) Carga Total Perdas Totais P 3620,498 kw 3524,887 kw 95,611 kw Q 1324,765 kvar 1940,083 kvar 193,727 kvar S 3855,257 kva 4023,524 kva 216,036 kva FP = 0,9391 FP = 0,8761 - Fonte: Elaboração Própria A Tabela 4 apresenta o nome da carga, o número de fases da carga, sua potência ativa e reativa e seu fator de potência. Observa-se que os fatores de potência destas cargas estão fora do padrão brasileiro, que exige fator de potência de 0,92. Porém, ressalta-se que há uma semelhança entre o circuito alimentador IEEE de 123 nós a um bairro ou uma pequena cidade, e que isto não impede a possibilidade de uma analogia a sistemas brasileiros a vistas de um estudo dos impactos de geração distribuída em sistemas de distribuição de energia elétrica. As cargas deste circuito receberam curvas de carga diária para que as simulações realizadas neste projeto fossem possíveis. Estas curvas são consideradas curvas tipicamente industriais e tipicamente residenciais [5]. Elas foram aplicadas às cargas do circuito, em que cargas mais pesadas como a S47 e S48 (destacadas na Tabela 4), cargas próximas a elas, e cargas com maior tensão nominal, por exemplo, receberam curva de carga industrial, e o restante das cargas receberam curva de carga residencial. Os dados das curvas de carga podem ser encontradas no Anexo III.

26 Tabela 4. Cargas do circuito IEEE 123. Carga Fases kw kvar FP Carga Fases kw kvar FP S1A 1 40 20 0.894 S60A 1 20 10 0.894 S2B 1 20 10 0.894 S62C 1 40 20 0.894 S4C 1 40 20 0.894 S63A 1 40 20 0.894 S5C 1 20 10 0.894 S64B 1 75 35 0.906 S6C 1 40 20 0.894 S65A 1 35 25 0.814 S7A 1 20 10 0.894 S65B 1 35 25 0.814 S9A 1 40 20 0.894 S65C 1 70 50 0.814 S10A 1 20 10 0.894 S66C 1 75 35 0.906 S11A 1 40 20 0.894 S68A 1 20 10 0.894 S12B 1 20 10 0.894 S69A 1 40 20 0.894 S16C 1 40 20 0.894 S70A 1 20 10 0.894 S17C 1 20 10 0.894 S71A 1 40 20 0.894 S19A 1 40 20 0.894 S73C 1 40 20 0.894 S20A 1 40 20 0.894 S74C 1 40 20 0.894 S22B 1 40 20 0.894 S75C 1 40 20 0.894 S24C 1 40 20 0.894 S76A 1 105 80 0.795 S28A 1 40 20 0.894 S76B 1 70 50 0.814 S29A 1 40 20 0.894 S76C 1 70 50 0.814 S30C 1 40 20 0.894 S77B 1 40 20 0.894 S31C 1 20 10 0.894 S79A 1 40 20 0.894 S32C 1 20 10 0.894 S80B 1 40 20 0.894 S33A 1 40 20 0.894 S82A 1 40 20 0.894 S34C 1 40 20 0.894 S83C 1 20 10 0.894 S35A 1 40 20 0.894 S84C 1 20 10 0.894 S37A 1 40 20 0.894 S85C 1 40 20 0.894 S38B 1 20 10 0.894 S86B 1 20 10 0.894 S39B 1 20 10 0.894 S87B 1 40 20 0.894 S41C 1 20 10 0.894 S88A 1 40 20 0.894 S42A 1 20 10 0.894 S90B 1 40 20 0.894 S43B 1 40 20 0.894 S92C 1 40 20 0.894 S45A 1 20 10 0.894 S94A 1 40 20 0.894 S46A 1 20 10 0.894 S95B 1 20 10 0.894 S47 3 105 75 0.814 S96B 1 20 10 0.894 S48 3 210 150 0.814 S98A 1 40 20 0.894 S49A 1 35 25 0.814 S99B 1 40 20 0.894 S49B 1 70 50 0.814 S100C 1 40 20 0.894 S49C 1 35 20 0.868 S102C 1 20 10 0.894 S50C 1 40 20 0.894 S103C 1 40 20 0.894 S51A 1 20 10 0.894 S104C 1 40 20 0.894 S52A 1 40 20 0.894 S106B 1 40 20 0.894 S53A 1 40 20 0.894 S107B 1 40 20 0.894 S55A 1 20 10 0.894 S109A 1 40 20 0.894 S56B 1 20 10 0.894 S111A 1 20 10 0.894 S58B 1 20 10 0.894 S112A 1 20 10 0.894 S59B 1 20 10 0.894 S113A 1 40 20 0.894 S114A 1 20 10 0.894 Fonte: IEEE Power Engineering Society, Fevereiro 2014.

27 Quatro cenários diferentes foram elaborados para analisar os impactos da geração distribuída fotovoltaica em sistemas de distribuição baseados no teste de 123 nós. O primeiro cenário é uma simulação do circuito sem geração distribuída (Sem GD); o segundo consiste em uma simulação do teste de 123 nós com a inserção de uma estação de minigeração de energia solar de 2 MW (Com GD); o terceiro cenário é uma simulação do sistema com geração distribuída apenas nas cargas industriais (Com GD Ind.); e por fim, o quarto cenário consiste em uma combinação do segundo e terceiro cenários (Com GD Tot.), os quais estão detalhados na seção a seguir. 2.3 DESCRIÇÃO DOS CENÁRIOS: Em cada um dos cenários descritos a seguir serão analisados: variação de tensão, densidade de fluxo e de perdas de potência do circuito. As comparações serão feitas, principalmente, com o circuito IEEE de123 nós sem geração distribuída. As Figuras 10, 11 e 12 apresentam as localizações geográficas dos sistemas fotovoltaicos dos cenários II, III e IV respectivamente. 2.3.1 Cenário I IEEE 123 Sem Geração Distribuída (Sem GD) O primeiro cenário consiste na simulação do sistema IEEE 123 sem a inserção de nenhum tipo de geração distribuída. O circuito utilizado é o circuito padrão de 123 nós previamente elaborado pelo OpenDSS, em que foi alterado apenas o modelo temporal das cargas, que passa agora a ser em daily (diário) de um dia útil. Desta maneira, foi necessário atribuir curvas de cargas diárias às cargas do circuito, denominadas como Residencial e Industrial. A seleção destas foi feita de forma arbitrária pelo autor deste trabalho, em que foram designadas cargas industriais aquelas que são trifásicas (com tensão de 4,16 kv) e que consomem maior potência ativa do circuito. As cargas restantes foram designadas como cargas residenciais. Um monitor de tensão foi alocado na linha L60 do circuito, que conecta o nó 60, indicado em amarelo nas figuras a seguir. Nesta linha há uma carga residencial denominada S60A, com potência ativa nominal de 20 kw e reativa nominal de 10 kvar. Esta linha foi selecionada para análise de tensões por ser uma linha em que não serão alocados nenhum gerador fotovoltaico, e por

28 estar localizada no centro do circuito. Portanto, todos os fluxos de potência das simulações passarão por esta linha, tanto para alimentar sua carga, como para alcançar as cargas industriais próximas a ela. Este monitor estará presente em todas as simulações deste trabalho, de modo que seja possível observar as variações de tensão. Somente com o sistema modificado desta maneira que é possível realizar comparações e análises entre os outros cenários, visto que os circuitos serão simulados com os mesmos parâmetros. Para este cenário serão apresentadas as tensões, as perdas do sistema e o fluxo de potência que passa por ele. O objetivo é analisar como o sistema se comporta sem inserção de geração distribuída. 2.3.2 Cenário II IEEE 123 como Minigeração Distribuída de 2 MW (Com GD) Este cenário corresponde a instalação de uma pequena central de geração de energia fotovoltaica com potência nominal de 2 MW localizada no nó 450 do circuito IEEE 123. Este nó foi escolhido porque não possui carga, e por estar geograficamente do lado oposto ao alimentador do circuito (no nó 150). O fluxo de potência que passa neste nó é quase nulo, assim, não há perdas significativas ao sistema em sua linha. As linhas perto deste sistema recebem muito pouca, ou quase nenhuma energia da central geradora, por causa das cargas e das perdas de potência no caminho percorrido. Portanto, a escolha de instalação de uma minicentral geradora de energia fotovoltaica nesta localidade é justificada por promover entrada do fluxo de potência em ambos os lados do circuito. O sistema solar instalado possui as curvas de Eficiência, Irradiância, Temperatura e Potência Nominal pela Temperatura como apresentadas na Figura 4. A potência nominal de geração fotovoltaica instalada é de 2 MW. Se faz necessária a conexão do sistema fotovoltaico a um transformador por causa da magnitude de tensão da rede, que é alta (4.16 kv linha).

29 Figura 10. Marcação geográfica dos locais de entrada de potência do Cenário II. 2.3.3 Cenário III IEEE 123 com Geração Distribuída nas Cargas Industriais (Com GD Ind.) Para este cenário serão instalados painéis fotovoltaicos apenas nas cargas industriais, apresentadas na Tabela 4. A escolha deste cenário se dá pelo fato de que estas cargas são as mais pesadas do circuito, ou seja, têm maior influência no sistema quanto à variação de tensão, perdas e fluxo de potência. É importante observar que as cargas S47, S48, e S76a extrapolam os 75 kw estipulados como microgeração, sendo considerados, portanto, pontos de minigeração distribuída. Desta forma, será compreendido nesta simulação um sistema com mini e microgeração ao mesmo tempo. A potência instalada neste cenário respeita o parágrafo primeiro do Artigo 2º da RN nº 687, e, portanto, a potência instalada de painéis solares corresponde à potência instalada de cada uma

30 das cargas. Para a simulação, as cargas industriais estarão sujeitas a curva de carga diária apresentada na Figura 5. Os sistemas solares instalados seguem o mesmo padrão de curvas de Temperatura, de Eficiência, de Irradiância e de Potência Nominal pela Temperatura da simulação anterior. É definido um sistema fotovoltaico particular para cada carga, atenda suas características específicas, e para cada painel se instala um transformador de conexão à rede. Estas cargas seguem a curva de carga industrial. O código está apresentado no Apêndice I. A potência fotovoltaica total instalada será de 1070 kw. Figura 11. Marcação geográfica dos locais de entrada de potência do Cenário III.

31 2.3.4 Cenário IV IEEE 123 com combinação do Cenário II e III (Com GD Tot.) Por fim será apresentado um cenário em que há uma junção dos cenários Com GD e com GD Ind., denominado aqui de Com GD Tot.. Ou seja, haverá uma central geradora fotovoltaica de 2MW localizada no nó 450 do circuito, e os geradores fotovoltaicos estarão instalados nas cargas industriais. Desta forma será possível analisar os impactos de um sistema com ambas as possibilidades acontecendo ao mesmo tempo. Serão mantidos os critérios de análises e de instalações dos cenários anteriores. Figura 12. Marcação geográfica dos locais de entrada de potência do Cenário IV.

32 CAPÍTULO 3 3. RESULTADOS E DISCUSSÕES Nesta seção serão apresentados os resultados obtidos das simulações feitas de cada um dos cenários descritos anteriormente através do software OpenDSS tendo o circuito de 123 nós do Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE). Serão observadas o fluxo de potência e suas perdas, a variação na tensão, assim como a influência da inserção de geração distribuída fotovoltaica em cada uma das situações criadas. É importante esclarecer que se optou por não realizar análises das perdas de energia dos cenários, analisando-se apenas as perdas de potência máximas dos cenários a seguir. 3.1. CENÁRIO I: IEEE123 SEM GERAÇÃO DISTRIBUÍDA Antes de inserir sistemas fotovoltaicos no alimentador de 123 nós, é necessário observar o que acontece com este teste. A seguir estão apresentados os resultados obtidos da simulação em OpenDSS sem a inserção de geração distribuída. É necessário apontar, primeiro, os nós que possuem maiores cargas, para poder entender o fluxo de potência do sistema. As curvas de carga industriais foram alocadas em cargas que possuem tensão nominal de 4,16 kv e algumas cargas próximas a estas. Coincidentemente estas cargas já consumiam mais potência do que as outras cargas, se assemelhando com pequenas indústrias. A Tabela 5 abaixo apresenta os nós em que estas cargas estão alocadas, suas tensões, número de fases e potências consumidas. Cargas como S65a representam a carga número 65 na fase a, onde seu nó 65.1.2 representa a carga no nó 65 conectada aos condutores 1 e 2. Isto acontece porque as cargas deste nó estão desequilibradas, ou seja, não têm o mesmo consumo em suas fases.

33 Tabela 5.Características das cargas industriais do IEEE 123. Carga Nó Tensão Nominal (kv) Potência Ativa (kw) Potência Reativa (kvar) PF Fases S35a 35.1.2 4.16 40 20 0.8944 1 S47 47 4.16 105 75 0.8137 3 S48 48 4.16 210 150 0.8137 3 S49a 49.1 2.4 35 25 0.8137 1 S49b 49.2 2.4 70 50 0.8137 1 S49c 49.3 2.4 35 20 0.8682 1 S50c 50.3 2.4 40 20 0.8944 1 S64b 64.2 2.4 75 35 0.9062 1 S65a 65.1.2 4.16 35 25 0.8137 1 S65b 65.2.3 4.16 35 25 0.8137 1 S65c 65.3.1 4.16 70 50 0.8137 1 S66c 66.3 2.4 75 35 0.9062 1 S76a 76.1.2 4.16 105 80 0.7954 1 S76b 76.2.3 4.16 70 50 0.8137 1 S76c 76.3.1 4.16 70 50 0.8137 1 Fonte: Elaboração Própria. A Figura 13 apresenta o fluxo de potência do circuito IEEE 123. Seu alimentador está conectado no nó 150 (vide figura 8). Observa-se que a intensidade de potência é maior perto da geração, destacada pela densidade de fluxo próxima ao nó 150 (linha grossa azul), e que esta intensidade se direciona às cargas mais pesadas (industriais) do circuito. O pontilhado do gráfico representa linhas que estão conectadas por apenas uma fase, onde a parte lisa representa linhas trifásicas. A Figura 14 apresenta o que cada fase do gerador está entregando de potência e tensão para o circuito. Observa-se que a tensão entregue (denotadas por unidade abaixo) está equilibrada, mas as potências não. O desequilíbrio da potência acontece pela presença de cargas monofásicas no sistema.

34 Figura 13. Diagrama do Fluxo de Potência do circuito IEEE 123. Fonte: Elaboração Própria em OpenDSS. Figura 14. Painel de Potência (a) e Tensão (b) trifásicas na linha sw1 que conecta o alimentador ao circuito. Fonte: Elaboração Própria em OpenDSS.

35 Figura 15. Diagrama de Densidade de Perdas do circuito IEEE 123. Fonte: Elaboração Própria em OpenDSS. A Figura 15 apresenta a densidade de perdas deste sistema. Mais uma vez observa-se que as perdas estão diretamente relacionadas com a posição do gerador e pelo caminho percorrido pela potência para alcançar as cargas industriais. As perdas do sistema estão relacionadas com a composição física das linhas do circuito teste de 123 nós, ou seja, o tipo de linha, o material utilizado e o comprimento da linha. As características das linhas estão detalhadas no anexo I. As perdas apresentadas na Tabela 6 são os valores de perdas máximas nas linhas do circuito estudado. A soma das perdas máximas totalizou 95,6 kw, correspondente a 2,7% da carga ativa do sistema, e 193,7 kvar, conforme apresentado na Tabela 3. As perdas nas linhas L115, L10, L13, L55, L58 e L116, destacadas na Tabela 6 a seguir, são exemplos de perdas do sistema, que podem chegar a quase 20 kw. Mas ao mesmo tempo, há linhas em que as perdas são irrisórias, como a linha L99.

36 Tabela 6: Perdas nas linhas do circuito IEEE 123 Sem GD. Elemento Total W Total VAr Elemento Total W Total VAr Trafo.REG1A 0.31 30.68 Line.L62 295.54 103.98 Line.L115 19166.59 40251.98 Line.L63 533.42 178.65 Line.L1 3.52 2.64 Line.L64 452.11 132.58 Line.L2 136.53 137.09 Line.L65 112.14-16.36 Line.L3 13094.26 27461.26 Line.L66 147.56 148.54 Line.L4 16.37 15.54 Line.L67 768.27 1576.28 Line.L5 66.67 65.88 Line.L68 206.48 422.55 Line.L6 23.27 22.28 Line.L69 141.03 141.52 Line.L7 8586.29 17988.62 Line.L70 60.08 59.20 Line.L8 4.56 3.42 Line.L71 22.61 21.47 Line.L9 121.17 121.69 Line.L72 212.02 213.49 Line.L10 11748.12 24530.72 Line.L73 472.19 1014.87 Line.L11 84.32 83.35 Line.L74 122.61 122.46 Line.L12 81.45 81.81 Line.L75 32.95 31.30 Line.L13 4911.11 9931.54 Line.L76 417.55 842.49 Line.L14 22.14 21.20 Line.L77 229.51 513.95 Line.L15 5.46 4.29 Line.L78 107.70 216.95 Line.L16 31.62 30.14 Line.L79 7.29 11.71 Line.L17 7.37 5.68 Line.L80 522.97 1081.26 Line.L18 87.55 87.53 Line.L81 206.76 428.19 Line.L19 125.18 249.48 Line.L82 302.97 607.19 Line.L20 28.41 27.20 Line.L83 124.02 122.15 Line.L21 48.81 46.73 Line.L84 317.08 648.54 Line.L22 111.71 229.39 Line.L85 38.82 36.85 Line.L23 47.19 45.07 Line.L86 116.98 242.22 Line.L24 90.94 184.58 Line.L87 19.43 18.77 Line.L25 17.44 35.68 Line.L88 40.39 81.07 Line.L26 26.18 50.73 Line.L89 28.18 27.27 Line.L27 8.28 16.08 Line.L90 17.63 31.21 Line.L28 19.58 18.73 Line.L91 33.37 32.23 Line.L29 43.71 41.86 Line.L92 10.76 19.26 Line.L30 14.87 24.35 Line.L93 22.50 21.36 Line.L31 10.35 16.25 Line.L94 8.64 12.66 Line.L32 0.00-4.65 Line.L95 4.15 3.17 Line.L33 6.53 5.13 Line.L96 16.30 26.59 Line.L34 18.96 18.71 Line.L97 27.92 45.58 Line.L35 32.32 66.03 Line.L98 9.84 14.84 Line.L36 482.09 978.80 Line.L99 0.00-19.36 Line.L37 25.97 24.86 Line.L118 113.84 232.47 Line.L38 21.25 20.23 Line.L100 115.72 116.12 Line.L39 6.71 5.11 Line.L101 114.19 254.84 Line.L40 6.95 5.41 Line.L102 107.08 106.85 Line.L41 459.10 929.63 Line.L103 57.76 54.89 Line.L42 46.06 44.09 Line.L104 74.28 74.13 Line.L43 299.20 608.62 Line.L105 118.95 266.67 Line.L44 17.63 16.90 Line.L106 47.53 45.18 Line.L45 327.03 664.80 Line.L107 474.38 478.56 Line.L46 6.66 5.30 Line.L108 0.00-24.17 Line.L47 34.01 66.53 Line.L109 163.86 164.56 Line.L48 47.48 93.31 Line.L110 11.96 9.14 Line.L49 8.04 13.50 Line.L111 44.23 44.19 Line.L50 1.93-0.68 Line.L112 104.91 103.64 Line.L51 0.00-10.27 Line.L113 6.79 5.21 Line.L52 2663.54 5549.49 Line.L114 1026.39 2098.62 Line.L53 1580.26 3278.91 Line.L116 5620.81 11760.56 Line.L54 3.38 0.75 Line.L117 2369.96 4814.00 Line.L55 4239.90 8693.42 Line.SW1 0.81 0.00 Line.L56 1.97-1.99 Line.SW2 0.24 0.00 Line.L57 21.21 20.19 Line.SW3 0.05 0.00 Line.L58 8779.56 17964.74 Line.SW4 0.12 0.00

37 Line.L59 5.14 3.91 Line.SW5 0.01 0.00 Line.L60 0.00-12.60 Line.SW6 0.00 0.00 Line.L61 564.96 219.63 Line.SW7 0.00 0.00 Line.SW8 0.00 0.00 Fonte: Elaboração Própria. Tabela 7. Tensões por fase e seus respectivos ângulos que passam em todas as cargas do circuito. Elemento V φ1 1 V φ2 2 V φ3 3 Elemento 1 V φ2 2 S1A 1.032-0.64 - - - - S60A 0.989-3.47 - - S2B 1.042-120.32 - - - - S62C 1.004 117.77 - - S4C 1.033 119.58 - - - - S63A 0.988-3.46 - - S5C 1.033 119.56 - - - - S64B 1.023-121.91 - - S6C 1.032 119.55 - - - - S65A 0.987-3.45 1.022-121.87 S7A 1.023-1.11 - - - - S65B 1.022-121.87 0.998 117.73 S9A 1.015-1.44 - - - - S65C 0.998 117.73 0.987-3.45 S10A 1.007-1.48 - - - - S66C 0.996 117.72 - - S11A 1.007-1.49 - - - - S68A 1.035-3.75 - - S12B 1.039-120.73 - - - - S69A 1.033-3.78 - - S16C 1.018 118.87 - - - - S70A 1.032-3.81 - - S17C 1.019 118.88 - - - - S71A 1.031-3.82 - - S19A 0.998-2.29 - - - - S73C 1.033 117.49 - - S20A 0.998-2.31 - - - - S74C 1.031 117.46 - - S22B 1.031-121.23 - - - - S75C 1.030 117.44 - - S24C 1.009 118.78 - - - - S76A 1.037-3.88 1.030-122.35 S28A 0.998-2.46 - - - - S76B 1.030-122.35 1.036 117.48 S29A 0.998-2.48 - - - - S76C 1.036 117.48 1.037-3.88 S30C 1.009 118.79 - - - - S77B 1.032-122.43 - - S31C 1.003 118.79 - - - - S79A 1.038-3.98 - - S32C 1.002 118.78 - - - - S80B 1.034-122.51 - - S33A 0.996-2.50 - - - - S82A 1.042-4.09 - - S34C 1.020 118.90 - - - - S83C 1.040 117.17 - - S35A 0.997-2.35 1.030-121.29 - - S84C 1.035 117.19 - - S37A 0.995-2.39 - - - - S85C 1.034 117.17 - - S38B 1.029-121.35 - - - - S86B 1.029-122.52 - - S39B 1.029-121.36 - - - - S87B 1.028-122.61 - - S41C 1.011 118.73 - - - - S88A 1.035-3.96 - - S42A 0.994-2.42 - - - - S90B 1.028-122.70 - - S43B 1.027-121.42 - - - - S92C 1.038 117.35 - - S45A 0.992-2.46 - - - - S94A 1.034-3.94 - - S46A 0.992-2.47 - - - - S95B 1.027-122.70 - - S47 0.992-2.48 1.026-121.45 1.008 118.63 S96B 1.027-122.71 - - S48 0.991-2.48 1.026-121.46 1.008 118.62 S98A 1.035-3.78 - - S49A 0.991-2.48 - - - - S99B 1.030-122.20 - - S49B 1.026-121.46 - - - - S100C 1.034 117.56 - - S49C 1.008 118.60 - - - - S102C 1.033 117.59 - - S50C 1.008 118.59 - - - - S103C 1.031 117.56 - - S51A 0.991-2.50 - - - - S104C 1.029 117.53 - - S52A 1.003-2.22 - - - - S106B 1.030-122.26 - - S53A 1.000-2.40 - - - - S107B 1.028-122.29 - - S55A 0.998-2.50 - - - - S109A 1.028-4.00 - - S56B 1.034-121.41 - - - - S111A 1.025-4.05 - - S58B 1.031-121.60 - - - - S112A 1.025-4.05 - - S59B 1.031-121.61 - - - - S113A 1.023-4.09 - - S114A 1.023-4.10 - - Fonte: Elaboração Própria.

38 A Tabela 7 apresenta os valores das tensões máximas por fase que passam em cada carga de todo o circuito. As tensões estão dadas em pu com base de 2,4 kv (tensão de fase). Observa-se que se trata de um circuito desequilibrado, visto que os ângulos entre as tensões não estão defasados um mesmo ângulo. Na tabela: Vφ significa tensão de fase e é o desvio da respectiva fase, ou seja, o ângulo da tensão. Ao analisar os dados desta tabela, observa-se que a variação de tensão por unidade aparenta não ser muito expressiva, por obter variações apenas na segunda casa decimal. Vale lembrar que a tensão original é da ordem de 2400 V, o que resulta numa variação de tensão até a casa das dezenas, ainda pouco expressiva. A linha selecionada para análise da variação da tensão passa pela carga S60A destacada na Tabela 6 e passa por esta carga 0,989 pu de tensão. A Figura 16 a seguir apresenta a variação das tensões que passam nas três fases da linha L60 do circuito. Este gráfico não está relacionado à Tabela 7 visto que ele apresenta a variação das tensões nesta determinada linha, enquanto a tabela apresenta a tensão máxima na carga. A linha preta representa a fase 1, a linha vermelha a fase 2 e a linha azul a fase 3. Figura 16. Diagrama do perfil trifásico de tensão na linha L60 do circuito. Fonte: Elaboração Própria em OpenDSS.

39 Observa-se na Figura 16 acima que a tensão na fase 1 (linha preta) é mais baixa que as tensões nas outras fases. Isto acontece porque a grande maioria das cargas do circuito IEEE 123 é monofásica. Observa-se também que há uma queda de tensão mais expressiva durante o horário de pico (entre as 18 e 21 horas), dada pela característica de operação das cargas residenciais, caso da carga S60A que está conectada à linha L60. Através dos dados obtidos e analisados nesta seção, acredita-se que o circuito de 123 nós pode ser considerado como um bom circuito base para estudos de GD. É importante ressaltar que o circuito não é está nos padrões de circuitos brasileiros por possuir cargas com fator de potência menores que 0,92 12, tensões não usuais de 4.16 kv de linha e 2.4 kv de fase, entre outros fatores. Porém, ainda assim, o circuito fornece a possibilidade de observar como cenários diversos de GD se comportariam, podendo ser feita uma analogia a realidade do sistema brasileiro de energia elétrica. 12 Segundo a Resolução Normativa da ANEEL nº 596, de 23 de julho de 2013, Art. 95: O fator de potência de referência fr, indutivo ou capacitivo, tem como limite mínimo permitido, para as unidades consumidoras do grupo A, o valor de 0,92 [12].

40 3.2 CENÁRIO II: IEEE 123 com MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA de 2 MW Para este cenário, foi instalada uma pequena central de geração de energia elétrica com potência nominal de 2 MW localizada no nó 450 do circuito IEEE 123, que se encontra geograficamente do lado oposto ao alimentador do circuito (nó 150). Observa-se que apesar da potência, apresentada no gráfico da Figura 17, ser trifásica, apenas uma das cores é predominante. Isto acontece porque a potência entregue ao sistema é equilibrada, ou seja, todas as fases entregam a mesma potência defasadas por um mesmo ângulo. Como esperado, a curva de potência é igual a curva de irradiância, visto que a última é determinante para o comportamentio da primeira. Os pontos máximos de potência e de irradiância acontecem entre as 12 e as 16 horas, onde o índice de irradiação solar são maiores. Observa-se que, apesar das maiores irradiâncias estarem entre as 12 e 13 horas do dia, as maiores potências são atingidas apenas entre as 14 e 15 horas. Isto acontece porque as temperaturas que os painéis atingem ao meio dia e uma da tarde são altas e prejudicam sua eficiência. Com a queda destas temperaturas, mas com a manutenção da irradiância alta, a eficiência melhora, e pode-se obter mais energia dos painéis fotovoltaicos. Após a simulaçao, a potência máxima gerada medida por fase foi de 632.9 kw com fator de potência unitário, totalizando 1898.6 kw. A Figura 18 apresenta potência e tensão que passam na linha de entrada da central geradora fotovoltaica para o circuito. Observa-se que já na primeira linha (linha L99) há perda de potência de cerca de 8 kw por fase.

41 Figura 17. Gráfico da Potência trifásica do sistema fotovoltaico e da Irradiância. Fonte: Elaboração Própria em OpenDSS. Figura 18. Fluxo de Potência e de Tensão na linha L99. Fonte: Elaboração Própria em OpenDSS.

42 O perfil do fluxo de potência (Figura 19) apresenta-se mais balanceado, já que o circuito não exige toda a potência do alimentador principal. Agora os geradores do sistema atendem as cargas mais próximas a eles em ambos os lados do circuito. Observa-se que o fluxo de potência proveniente da central geradora fotovoltaica é ligeiramente mais denso que o que vem da central alimentadora no nó 150. Isto acontece porque neste cenário, a geração de energia fotovoltaica é maior que a geração de energia convencional do sistema. Conforme a Tabela 8, o total entregue pelos painéis solares totalizaram quase 1900 kw, enquanto o alimentador entrega cerca de 1700 kw ao sistema. A geração fotovoltaica representa 52.6% da potência ativa total entregue ao sistema. Tabela 8. Potências entregues ao sistema pelos geradores fonte (nó 150) e fotovoltaico (nó 450) Elemento Fase kw kvar kva FP 150 (fonte) 1 814.7 626.6 1027.8 0.7926 150 (fonte) 2 342 412.1 535.5 0.6386 150 (fonte) 3 553.1 463.6 721.7 0.7664 Total 1709.8 1502.3 2276.1 0.7512 450 (FV) 1 632.9 0 632.9 1 450 (FV) 2 632.9 0 632.9 1 450 (FV) 3 632.9 0 632.9 1 Total 1898.6 0 1898.6 1 Total Entregue 3608.4 1502.3 3908.639 - O fator de potência da fonte de geração de energia original (nó 150), sem geração distribuída, considerando o total entregue, foi de 0.9391, e após a simulação do Cenário Com GD, ficou de 0.7512. Isto aconteceu porque, além da central de geração passar a entregar mais potência reativa ao sistema (de 1324.765 kvar para 1502.3 kvar), dela foi exigido menos potência ativa, porque o sistema fotovoltaico supre parte do sistema, resultando na diminuição do fator de potência visto pela central de alimentação original.

43 Figura 19. Diagrama Fluxo de Potência do circuito IEEE 123 no cenário Com GD. Fonte: Elaboração Própria em OpenDSS. A Figura 20 apresenta a densidade de perdas do circuito com minigeração distribuída de 2 MW. Observa-se que as perdas estão, também, melhor distribuídas pelo sistema, e linhas que anteriormente não computavam perdas, ou apresentavam valores pequenos, agora as apresentam. Caso da linha L99 que liga os nós 100 e 450, que antes apresentava perdas irrisórias de potência ativa, e agora apresenta perdas de 8.85 kw, conforme a Tabela 9.

44 Figura 20. Densidade de Perdas do circuito IEEE 123 no cenário Com GD. Fonte: Elaboração Própria em OpenDSS. As perdas máximas totalizaram em 78.2 kw de potência ativa, sendo 17.6 kw no transformador conectado ao circuito de geração fotovoltaica, e 371.1 kvar de potência reativa. Apesar do aumento de perdas em potência reativa, houve uma diminuição de 18% nas perdas de potência ativa quando comparada com o circuito Sem GD. Esta diminuição se dá porque o alimentador foi menos exigido e houve diminuição de potência nas linhas do circuito, que representa economia de energia. Agora as perdas máximas de potência ativa do sistema são apenas 2.2% da carga ativa total do sistema.

SEM GD COM GD SEM GD COM GD Elemento Total W Total VAr Total W Total Var Elemento Total W Total VAr Total W Total VAr Trafo.REG1A 0.31 30.68 0.11 11.18 Line.L62 295.54 103.98 296.08 103.66 Line.L115 19166.59 40251.98 7252.84 15175.80 Line.L63 533.42 178.65 534.97 178.29 Line.L1 3.52 2.64 3.56 2.68 Line.L64 452.11 132.58 452.75 131.55 Line.L2 136.53 137.09 136.50 137.07 Line.L65 112.14-16.36 111.00-17.96 Line.L3 13094.26 27461.26 4705.37 9809.17 Line.L66 147.56 148.54 147.63 148.61 Line.L4 16.37 15.54 16.51 15.70 Line.L67 768.27 1576.28 767.19 1573.04 Line.L5 66.67 65.88 66.27 65.49 Line.L68 206.48 422.55 1777.28 3648.59 Line.L6 23.27 22.28 23.07 22.08 Line.L69 141.03 141.52 141.10 141.59 Line.L7 8586.29 17988.62 3040.47 6328.81 Line.L70 60.08 59.20 60.11 59.23 Line.L8 4.56 3.42 4.59 3.46 Line.L71 22.61 21.47 22.62 21.49 Line.L9 121.17 121.69 121.16 121.69 Line.L72 212.02 213.49 211.92 213.38 Line.L10 11748.12 24530.72 3849.87 7976.66 Line.L73 472.19 1014.87 471.61 1013.00 Line.L11 84.32 83.35 84.33 83.36 Line.L74 122.61 122.46 122.61 122.46 Line.L12 81.45 81.81 81.50 81.85 Line.L75 32.95 31.30 32.89 31.25 Line.L13 4911.11 9931.54 4910.91 9930.13 Line.L76 417.55 842.49 419.80 847.43 Line.L14 22.14 21.20 22.15 21.20 Line.L77 229.51 513.95 227.36 508.75 Line.L15 5.46 4.29 5.46 4.29 Line.L78 107.70 216.95 108.35 218.36 Line.L16 31.62 30.14 31.71 30.23 Line.L79 7.29 11.71 7.29 11.67 Line.L17 7.37 5.68 7.39 5.71 Line.L80 522.97 1081.26 525.79 1087.47 Line.L18 87.55 87.53 87.36 87.33 Line.L81 206.76 428.19 207.79 430.45 Line.L19 125.18 249.48 125.45 250.09 Line.L82 302.97 607.19 304.68 611.04 Line.L20 28.41 27.20 28.41 27.20 Line.L83 124.02 122.15 123.82 121.95 Line.L21 48.81 46.73 48.56 46.48 Line.L84 317.08 648.54 318.70 652.22 Line.L22 111.71 229.39 111.96 229.96 Line.L85 38.82 36.85 38.76 36.78 Line.L23 47.19 45.07 47.32 45.22 Line.L86 116.98 242.22 116.08 240.11 Line.L24 90.94 184.58 91.12 184.97 Line.L87 19.43 18.77 19.42 18.77 Line.L25 17.44 35.68 17.47 35.74 Line.L88 40.39 81.07 40.23 80.64 Line.L26 26.18 50.73 26.25 50.87 Line.L89 28.18 27.27 28.44 27.51 Line.L27 8.28 16.08 8.27 16.07 Line.L90 17.63 31.21 17.53 30.93 Line.L28 19.58 18.73 19.63 18.79 Line.L91 33.37 32.23 33.38 32.25 Line.L29 43.71 41.86 43.70 41.85 Line.L92 10.76 19.26 10.66 19.00 Line.L30 14.87 24.35 14.93 24.47 Line.L93 22.50 21.36 22.51 21.37 Line.L31 10.35 16.25 10.38 16.33 Line.L94 8.64 12.66 8.51 12.34 Line.L32 0.00-4.65 0.00-4.64 Line.L95 4.15 3.17 4.09 3.09 Line.L33 6.53 5.13 6.55 5.16 Line.L96 16.30 26.59 2695.81 5514.10 Line.L34 18.96 18.71 19.02 18.77 Line.L97 27.92 45.58 5621.62 11514.30 Line.L35 32.32 66.03 32.40 66.22 Line.L98 9.84 14.84 3187.95 6564.70 Line.L36 482.09 978.80 481.84 978.09 Line.L99 0.00-19.36 8851.48 18098.00 Line.L37 25.97 24.86 26.09 24.97 Line.L118 113.84 232.47 113.50 231.85 Line.L38 21.25 20.23 21.30 20.30 Line.L100 115.72 116.12 115.37 115.77 Line.L39 6.71 5.11 6.75 5.15 Line.L101 114.19 254.84 113.56 253.32 Line.L40 6.95 5.41 6.97 5.44 Line.L102 107.08 106.85 106.76 106.52 Line.L41 459.10 929.63 458.77 928.73 Line.L103 57.76 54.89 57.58 54.70 Line.L42 46.06 44.09 45.81 43.86 Line.L104 74.28 74.13 73.00 72.81 Line.L43 299.20 608.62 299.17 608.43 Line.L105 118.95 266.67 118.91 266.52 Line.L44 17.63 16.90 17.59 16.85 Line.L106 47.53 45.18 46.71 44.30 Line.L45 327.03 664.80 327.08 664.80 Line.L107 474.38 478.56 474.22 478.40 Line.L46 6.66 5.30 6.64 5.26 Line.L108 0.00-24.17 0.00-24.33 Line.L47 34.01 66.53 33.96 66.46 Line.L109 163.86 164.56 163.85 164.55 Line.L48 47.48 93.31 47.62 93.63 Line.L110 11.96 9.14 11.95 9.13 Line.L49 8.04 13.50 8.05 13.55 Line.L111 44.23 44.19 44.24 44.20 Line.L50 1.93-0.68 1.92-0.69 Line.L112 104.91 103.64 104.94 103.67 Line.L51 0.00-10.27 0.00-10.24 Line.L113 6.79 5.21 6.78 5.20 Line.L52 2663.54 5549.49 252.98 503.15 Line.L114 1026.39 2098.62 1026.18 2098.45 Line.L53 1580.26 3278.91 133.02 262.90 Line.L116 5620.81 11760.56 609.86 1226.94 Line.L54 3.38 0.75 3.40 0.76 Line.L117 2369.96 4814.00 331.39 725.07 Line.L55 4239.90 8693.42 342.20 726.84 Line.SW1 0.81 0.00 0.30 0.00 Line.L56 1.97-1.99 1.98-2.01 Line.SW2 0.24 0.00 0.02 0.00 Line.L57 21.21 20.19 21.18 20.16 Line.SW3 0.05 0.00 0.05 0.00 Line.L58 8779.56 17964.74 749.32 1638.56 Line.SW4 0.12 0.00 0.02 0.00 Line.L59 5.14 3.91 5.13 3.89 Line.SW5 0.01 0.00 0.01 0.00 Line.L60 0.00-12.60 0.00-12.79 Line.SW6 0.00 0.00 0.00 0.00 Line.L61 564.96 219.63 566.58 219.60 Line.SW7 0.00 0.00 0.00 0.00 Line.SW8 0.00 0.00 0.00 0.00 Tabela 9. Comparação entre as perdas nas linhas dos cenários Com GD e Sem GD. 45 Fonte: Elaboração Própria.

46 Um dos problemas da introdução de sistemas fotovoltaicos em redes elétricas acontece na tensão do sistema, que é alterada. A Figura 21 apresenta a comparação entre o perfil de tensão do sistema sem GD (a) e do sistema com minigeração distribuída de 2 MW (b). O monitor de tensão que foi instalado na linha L60 apresenta tensões mais elevadas do que anteriormente, demonstradas pela elevação das curvas preta e azul, indicando a influencia da introdução de geração fotovoltaica no circuito. Observa-se que a partir do momento em que os painéis fotovoltaicos do sistema começam a gerar energia (entre 6 e 7 horas da manha), as fases sofrem aumento, se mantendo altas até as 16 horas. Por um lado, a inserção de geração fotovoltaica foi importante para o circuito porque fez com que as tensão na fase 1 ficasse mais próxima do valor nominal (1 pu), mas por outro lado, os picos de tensão se apresentaram mais intensos, o que pode ser prejudicial ao sistema. Figura 21. Diagramas do perfil trifásico de tensão do circuito nos cenários Sem GD (a) e Com GD (b). Fonte: Elaboração Própria.

47 3.3. CENÁRIO III: IEEE 123 com GERAÇÃO DISTRIBUÍDA NAS CARGAS INDUSTRIAIS Para as simulações deste cenário foram instalados painéis fotovoltaicos apenas nas cargas industriais, apresentadas na Tabela 10, a seguir. Estas cargas são as mais pesadas do circuito, ou seja, consomem mais energia e têm maior influência no sistema quanto à variação de tensão, perdas e fluxo de potência. Tabela 10. Características das cargas industriais do IEEE 123 com Geração Distribuída. Carga Nó Tensão Nominal (kv) Potência Ativa (kw) Potência Reativa (kvar) Potência FV Instalada (kw) FP Fases S35a 35 4.16 40 20 40 0.8944 1 S47 47 4.16 105 75 105 0.8137 3 S48 48 4.16 210 150 210 0.8137 3 S49a 49.1 2.4 35 25 35 0.8137 1 S49b 49.2 2.4 70 50 70 0.8137 1 S49c 49.3 2.4 35 20 35 0.8682 1 S50c 50.3 2.4 40 20 40 0.8944 1 S64b 64.2 2.4 75 35 75 0.9062 1 S65a 65.1.2 4.16 35 25 35 0.8137 1 S65b 65.2.3 4.16 35 25 35 0.8137 1 S65c 65.3.1 4.16 70 50 70 0.8137 1 S66c 66.3 2.4 75 35 75 0.9062 1 S76a 76.1.2 4.16 105 80 105 0.7954 1 S76b 76.2.3 4.16 70 50 70 0.8137 1 S76c 76.3.1 4.16 70 50 70 0.8137 1 Fonte: Elaboração Própria. Observa-se que as cargas S47, S48, e S76a extrapolam os 75 kw estipulados como microgeração, sendo considerados pontos de minigeração distribuída. Portanto, este cenário simula um sistema que possui tanto minigeração como microgeração ao mesmo tempo. A Figura 22 apresenta a curva de carga tipicamente industrial atribuída às cargas industriais para as simulações.

48 Figura 22. Curva de carga das cargas industriais do circuito IEEE 123. Fonte: Elaboração Própria em MATLAB. Após a simulação e considerando apenas o momento em que a produção de energia dos painéis fotovoltaicos foi máxima, obteve-se as potências entregues ao circuito por elemento e total, apresentadas na Tabela 11 a seguir. Observa-se que a potência total provinda dos sistemas fotovoltaicos agora é de 1016 kw, representando 28.3% da energia total entregue. Uma diferença de mais de 850 kw em relação ao entregue pelo cenário anterior. Isto fez com que a central geradora disponibilizasse mais energia para o sistema, que passa a entregar agora 2572.5 kw. Ao comparar com o cenário sem GD, o fator de potência foi de 0.939 para 0.899. Esta mudança parece irrisória, porém, obter um fator de potência total do sistema próximo ao ideal ao alimentar as cargas mais pesadas do circuito com geradores fotovoltaicos é uma vantagem importante apresentada por este cenário.

49 Tabela 11. Potências entregues ao sistema pela central geradora e por geração distribuída. Elemento Fase kw kvar kva FP 150 (fonte) 1 1165.6 568 1296.7 0.8989 150 (fonte) 2 584.6 299.4 656.8 0.89 150 (fonte) 3 822.3 383.4 907.3 0.9063 Total 2572.5 1250.9 2860.5 0.8993 S35A (FV) 1 38 0 38 1 Total 38 0 38 1 S47 (FV) 1 33.2 0 33.2 1 S47 (FV) 2 33.2 0 33.2 1 S47 (FV) 3 33.2 0 33.2 1 Total 99.7 0 99.7 1 S48 (FV) 1 66.5 0 66.5 1 S48 (FV) 2 66.5 0 66.5 1 S48 (FV) 3 66.5 0 66.5 1 Total 199.4 0 199.4 1 S49A (FV) 1 33.2 0 33.2 1 Total 33.2 0 33.2 1 S49B (FV) 1 66.5 0 66.5 1 Total 66.5 0 66.5 1 S49C (FV) 1 33.2 0 33.2 1 Total 33.2 0 33.2 1 S50C (FV) 1 38 0 38 1 Total 38 0 38 1 S64B (FV) 1 71.2 0 71.2 1 Total 71.2 0 71.2 1 S65A (FV) 1 33.2 0 33.2 1 Total 33.2 0 33.2 1 S65B (FV) 1 33.2 0 33.2 1 Total 33.2 0 33.2 1 S65C (FV) 1 66.5 0 66.5 1 Total 66.5 0 66.5 1 S66C (FV) 1 71.2 0 71.2 1 Total 71.2 0 71.2 1 S76A (FV) 1 99.7 0 99.7 1 Total 99.7 0 99.7 1 S76B (FV) 1 66.5 0 66.5 1 Total 66.5 0 66.5 1 S76C (FV) 1 66.5 0 66.5 1 Total 66.5 0 66.5 1 Total Fotovoltaico 1016 0 1016 1 Total Entregue 3588.5 1250.9 3800.274 - Fonte: Elaboração Própria.

50 Figura 23. Diagrama de fluxo de potência do circuito IEEE 123 com GD nas cargas industriais. Fonte: Elaboração Própria em OpenDSS. A Figura 23 apresenta a densidade do fluxo de potência do sistema Com GD Ind. Observase que este aparece mais denso no caminho de saída da central geradora e, à medida que se aproxima das cargas industriais, há uma suavização. Isto acontece porque, além da central geradora não estar mais produzindo a mesma quantidade de energia, as cargas industriais não exigem mais energia da fonte, pois estão sendo praticamente autossustentáveis. Tabela 12 apresenta as perdas máximas nas linhas do circuito. As linhas destacadas em negrito nesta tabela apresentam os locais onde as diferenças de quedas de perda foram mais expressivas. O fato de que a central geradora está entregando menos energia por causa da presença de geração distribuída, fez com que as linhas L115, L3, L7, L10 e L13, por exemplo, perdessem energia de 3 a 8 kw a menos. As linhas destacadas restantes são as que estão conectadas às cargas industriais. Observa-se que nestas linhas perde-se metade da energia que era perdida no cenário sem GD. As perdas nos transformadores dos circuitos fotovoltaicos totalizaram apenas 0.5 kw.

Sem GD Com GD Ind Sem GD Com GD Ind. Elemento Total W Total VAr Total W Total VAr Elemento Total W Total VAr Total W Total VAr Traf.REG1A 0.31 30.68 0.18 17.616 Line.L62 295.54 103.98 85.37 1.2323 Line.L115 19166.59 40251.98 11459 24358.8 Line.L63 533.42 178.65 132.33-14.4267 Line.L1 3.52 2.64 3.55 2.671 Line.L64 452.11 132.58 118.12-35.7871 Line.L2 136.53 137.09 136.5 137.071 Line.L65 112.14-16.36 20.54-62.3721 Line.L3 13094.26 27461.26 7633.11 16212.7 Line.L66 147.56 148.54 145.81 146.746 Line.L4 16.37 15.54 16.53 15.719 Line.L67 768.27 1576.28 460.86 935.094 Line.L5 66.67 65.88 66.22 65.439 Line.L68 206.48 422.55 205.35 420.055 Line.L6 23.27 22.28 23.04 22.0559 Line.L69 141.03 141.52 139.35 139.802 Line.L7 8586.29 17988.62 4962.94 10526.6 Line.L70 60.08 59.2 59.37 58.4539 Line.L8 4.56 3.42 4.57 3.4385 Line.L71 22.61 21.47 22.34 21.1833 Line.L9 121.17 121.69 121.16 121.69 Line.L72 212.02 213.49 212.19 213.661 Line.L10 11748.12 24530.72 6498.55 13723.4 Line.L73 472.19 1014.87 279.64 602.501 Line.L11 84.32 83.35 83.96 83.0018 Line.L74 122.61 122.46 122.6 122.45 Line.L12 81.45 81.81 81.55 81.9088 Line.L75 32.95 31.3 33.03 31.3959 Line.L13 4911.11 9931.54 2631.32 5408.26 Line.L76 417.55 842.49 421.08 849.436 Line.L14 22.14 21.2 22 21.0624 Line.L77 229.51 513.95 227.19 508.353 Line.L15 5.46 4.29 5.46 4.29611 Line.L78 107.7 216.95 108.77 219.122 Line.L16 31.62 30.14 31.82 30.3542 Line.L79 7.29 11.71 7.38 11.8722 Line.L17 7.37 5.68 7.42 5.73962 Line.L80 522.97 1081.26 527.86 1091.07 Line.L18 87.55 87.53 87.69 87.6707 Line.L81 206.76 428.19 208.75 432.293 Line.L19 125.18 249.48 125.37 249.594 Line.L82 302.97 607.19 305.85 613.065 Line.L20 28.41 27.2 28.41 27.2084 Line.L83 124.02 122.15 124.33 122.477 Line.L21 48.81 46.73 49 46.906 Line.L84 317.08 648.54 319.75 653.674 Line.L22 111.71 229.39 111.8 229.326 Line.L85 38.82 36.85 38.92 36.9522 Line.L23 47.19 45.07 47.33 45.2284 Line.L86 116.98 242.22 115.93 239.796 Line.L24 90.94 184.58 91.04 184.591 Line.L87 19.43 18.77 19.51 18.8382 Line.L25 17.44 35.68 17.43 35.6265 Line.L88 40.39 81.07 40.26 80.742 Line.L26 26.18 50.73 26.12 50.5377 Line.L89 28.18 27.27 28.44 27.5108 Line.L27 8.28 16.08 8.27 16.0631 Line.L90 17.63 31.21 17.53 30.9561 Line.L28 19.58 18.73 19.64 18.795 Line.L91 33.37 32.23 33.34 32.2088 Line.L29 43.71 41.86 43.7 41.8338 Line.L92 10.76 19.26 10.63 18.938 Line.L30 14.87 24.35 14.84 24.243 Line.L93 22.5 21.36 22.22 21.0567 Line.L31 10.35 16.25 10.38 16.3347 Line.L94 8.64 12.66 8.51 12.3144 Line.L32 0-4.65 0-4.644 Line.L95 4.15 3.17 4.09 3.08917 Line.L33 6.53 5.13 6.55 5.157 Line.L96 16.3 26.59 16.15 26.2402 Line.L34 18.96 18.71 19.09 18.84 Line.L97 27.92 45.58 27.75 45.1672 Line.L35 32.32 66.03 32.28 65.936 Line.L98 9.84 14.84 9.81 14.7246 Line.L36 482.09 978.8 174.67 343.49 Line.L99 0-19.36 0-19.4909 Line.L37 25.97 24.86 25.91 24.81 Line.L118 113.84 232.47 113.39 231.415 Line.L38 21.25 20.23 21.19 20.163 Line.L100 115.72 116.12 116.04 116.456 Line.L39 6.71 5.11 6.67 5.05786 Line.L101 114.19 254.84 113.79 253.936 Line.L40 6.95 5.41 6.97 5.4291 Line.L102 107.08 106.85 107.38 107.156 Line.L41 459.1 929.63 168.71 330.636 Line.L103 57.76 54.89 57.92 55.0663 Line.L42 46.06 44.09 46.41 44.4272 Line.L104 74.28 74.13 73.3 73.118 Line.L43 299.2 608.62 105.21 204.791 Line.L105 118.95 266.67 118.57 265.736 Line.L44 17.63 16.9 17.63 16.8974 Line.L106 47.53 45.18 46.9 44.5019 Line.L45 327.03 664.8 107.95 212.158 Line.L107 474.38 478.56 472.86 476.992 Line.L46 6.66 5.3 6.66 5.30045 Line.L108 0-24.17 0-24.3347 Line.L47 34.01 66.53 12.15 21.7082 Line.L109 163.86 164.56 163.89 164.571 Line.L48 47.48 93.31 14.62 24.4157 Line.L110 11.96 9.14 11.82 8.96312 Line.L49 8.04 13.5 3.94 4.11703 Line.L111 44.23 44.19 44.37 44.324 Line.L50 1.93-0.68 1.93-0.70272 Line.L112 104.91 103.64 105.35 104.053 Line.L51 0-10.27 0-10.31 Line.L113 6.79 5.21 6.71 5.10705 Line.L52 2663.54 5549.49 1557.1 3281.76 Line.L114 1026.39 2098.62 400.15 802.106 Line.L53 1580.26 3278.91 898.3 1881.49 Line.L116 5620.81 11760.5 3377.48 7161.84 Line.L54 3.38 0.75 3.37 0.7538 Line.L117 2369.96 4814 1684.83 3398.19 Line.L55 4239.9 8693.42 2376.56 4901.34 Line.SW1 0.81 0 0.47 0 Line.L56 1.97-1.99 1.96-1.998 Line.SW2 0.24 0 0.14 0 Line.L57 21.21 20.19 21.14 20.11 Line.SW3 0.05 0 0.02 0 Line.L58 8779.56 17964.74 4919.18 10143.3 Line.SW4 0.12 0 0.09 0 Line.L59 5.14 3.91 5.11 3.8611 Line.SW5 0.01 0 0.01 0 Line.L60 0-12.6 0-12.634 Line.SW6 0 0 0 0 Line.L61 564.96 219.63 185.5 34.797 Line.SW7 0 0 0 0 Line.SW8 0 0 0 0 Tabela 12. Comparação das perdas nas linhas de Sem GD e de GD Ind. 51 Fonte: Elaboração Própria.

52 A Figura 24 apresenta a densidade de perdas do cenário com GD Ind. Observa-se que nas primeiras linhas do circuito, as perdas se apresentam mais densas, como indicado na Tabela 12 (até linha L13) e que a partir dali há uma suavização desta densidade. As perdas máximas totalizaram em 57.4 kw e 121.5 kvar, representando 1.63% da carga total do circuito, uma redução de cerca de 40% quando comparado com as perdas do sistema sem GD, que representavam 2.7% da carga total. Comparando com o cenário com GD, houve uma redução de cerca de 25% nas perdas. Isto prova que, mesmo havendo menos energia entregue por geração fotovoltaica, as perdas ainda assim são menores, que acontece porque os geradores fotovoltaicos estão alimentando as cargas diretamente, retirando potência das linhas do circuito.. A Tabela 13 a seguir apresenta uma comparação entre as perdas de cada cenário. Tabela 13. Comparação das perdas totais dos cenários I e II e do circuito sem GD. Perdas Cenário Total kw Total kvar % de Carga Ativa Sem GD 95.6 193.7 2.7 Com GD 78.2 371.1 2.2 Com GD Ind. 57.4 121.5 1.63 Fonte: Elaboração Própria. O monitor de tensão instalado na linha L60 está indicado na Figura 25 abaixo em (b) e foi colocado ao lado do resultado obtido pelo circuito sem GD em (a) para comparação. Observa-se que no cenário atual, como não há muita penetração de GD fotovoltaica no sistema, porque as cargas industriais consomem boa parte do que é gerado, a tensão do sistema nesta linha sofreu mudanças mais tênues. Desta vez houve apenas uma leve aproximação da tensão da fase 1 para um pu durante o horário de funcionamento pleno dos geradores fotovoltaicos (entre 8 e 17 horas), enquanto a tensão na fase 3 (azul) ficou mais próxima a um pu.

53 Figura 24. Densidade de perdas do circuito IEEE 123 com GD nas cargas industriais. Fonte: Elaboração Própria em OpenDSS. Figura 25. Diagramas do perfil trifásico de tensão do circuito nos cenários Sem GD (a) e Com GD Ind (b). Fonte: Elaboração Própria em OpenDSS.

54 3.4. CENÁRIO IV: IEEE 123 com GERAÇÃO DISTRIBUÍDA NAS CARGAS INDUSTRIAIS E MINIGERAÇÃO DE 2 MW. Neste cenário, os geradores fotovoltaicos foram instalados tanto nas cargas industriais, como houve a instalação de uma central de minigeração de 2 MW no nó 450, como vistos nos cenários das seções 3.2 e 3.3 Os sistemas solares instalados seguem o mesmo padrão de curvas de Temperatura, de Eficiência, de Irradiância e de Potência Nominal pela Temperatura das simulações anteriores. A curva de carga se manteve a mesma para as cargas industriais. A Tabela 14 a seguir apresenta a potência máxima entregue por cada um dos geradores do sistema em um momento do dia, apresenta o total entregue pelas fontes fotovoltaicas e apresenta o valor do fator de potência final do circuito. Neste cenário, a potência entregue por energia solar foi de 2914.6 kw, o maior entregue dentre os cenários apresentados, representando 81% do total de energia entregue, enquanto a potência fornecida pela central geradora do circuito IEEE foi de apenas 682.9 kw. Isto afetou negativamente no fator de potência, que passou a ser de 0.4155 quando visto pela central de energia original. A Figura 26 a seguir apresenta o diagrama de fluxo desta potência para o sistema. Como previsto, observa-se que a densidade de potência se concentrou na área onde a central minigeradora fotovoltaica se encontra (a direita do gráfico), apresentando uma faixa mais densa de fluxo, enquanto a central de energia do sistema (a esquerda do gráfico) apresenta uma faixa de fluxo menos. O caminho percorrido pela potência neste cenário apresenta-se menos intenso que os cenários anteriores. As cargas mais pesadas do sistema estão sendo alimentadas por geradores fotovoltaicos, diminuindo o fluxo de potência para estes locais, portanto, o que sai da minigeração fotovoltaica atende a maioria das cargas residenciais do sistema e supre parte das perdas do sistema no caminho percorrido. Como o que foi gerado por energia solar não é o suficiente para suprir toda a carga do sistema, a central geradora do circuito entrega o restante ao sistema

55 Tabela 14. Potências entregues ao sistema pela central geradora e por geração distribuída do Cenário IV. Elemento Fase kw kvar kva FP 150 (fonte) 1 521.1 628.7 816.6 0.6381 150 (fonte) 2-27.6 394.4 395.3-0.0699 150 (fonte) 3 189.4 471.9 508.5 0.3725 Total 682.9 1495 1643.5 0.4155 S35A (FV) 1 38 0 38 1 Total 38 0 38 1 S47 (FV) 1 33.2 0 33.2 1 S47 (FV) 2 33.2 0 33.2 1 S47 (FV) 3 33.2 0 33.2 1 Total 99.7 0 99.7 1 S48 (FV) 1 66.5 0 66.5 1 S48 (FV) 2 66.5 0 66.5 1 S48 (FV) 3 66.5 0 66.5 1 Total 199.4 0 199.4 1 S49A (FV) 1 33.2 0 33.2 1 Total 33.2 0 33.2 1 S49B (FV) 1 66.5 0 66.5 1 Total 66.5 0 66.5 1 S49C (FV) 1 33.2 0 33.2 1 Total 33.2 0 33.2 1 S50C (FV) 1 38 0 38 1 Total 38 0 38 1 S64B (FV) 1 71.2 0 71.2 1 Total 71.2 0 71.2 1 S65A (FV) 1 33.2 0 33.2 1 Total 33.2 0 33.2 1 S65B (FV) 1 33.2 0 33.2 1 Total 33.2 0 33.2 1 S65C (FV) 1 66.5 0 66.5 1 Total 66.5 0 66.5 1 S66C (FV) 1 71.2 0 71.2 1 Total 71.2 0 71.2 1 S76A (FV) 1 99.7 0 99.7 1 Total 99.7 0 99.7 1 S76B (FV) 1 66.5 0 66.5 1 Total 66.5 0 66.5 1 S76C (FV) 1 66.5 0 66.5 1 Total 66.5 0 66.5 1 450 (FV) 1 632.9 0 632.9-1 450 (FV) 2 632.9 0 632.9-1 450 (FV) 3 632.9 0 632.9 1 Total 1898.6 0 1898.6 1 Total Fotovoltaico 2914.6 0 2914.6 1 Total Entregue 3597.5 1495 3895.771 - Fonte: Elaboração Própria.

56 Figura 26. Diagrama de Fluxo de Potência do circuito IEEE 123 com GD nas cargas industriais e central geradora de 2 MW. Fonte: Elaboração Própria em OpenDSS. A Tabela 15 apresenta uma comparação entre as perdas máximas do sistema sem GD e com GD Tot. em cada linha. As linhas destacadas na tabela abaixo exemplificam a mudança da localização das perdas do sistema. Quando não havia geração fotovoltaica e o sistema exigia 100% da energia da central geradora, as linhas mais próximas a ela geravam perdas de cerca de 19 kw, 8.5 kw, 11.7 kw e 5 kw nas linhas L115, L7, L10 e L13, por exemplo. Com a mudança de cenário e exigindo menos das central, estas perdas passaram a ser de 4.5 kw, 2 kw, 2.3 kw e 2.6 kw respectivamente. Por outro lado, as perdas nas linhas próximas a central minigeradora fotovoltaica passaram de irrisórias na linha L99 para quase 9 kw, por exemplo, assim como ocorrido anteriormente no cenário Com GD. São destacadas também as linhas próximas à cargas industriais, como L47, L52 e L64, que apresentaram diminuição de perdas já que não exigem muita potência provenientes das outras centrais.

57 Tabela 15. Comparação das perdas nas linhas e transformadores dos cenários Sem GD e com GD Tot. Sem GD Com GD Tot. Sem GD Com GD Tot. Elemento Total W Total VAr Total W Total VAr Elemento Total W Total VAr Total W Total VAr Trafo.REG1A 0.31 30.68 0.06 6.49 Line.L62 295.54 103.98 85.68 0.868 Line.L115 19166.59 40251.98 4559.25 9466.3 Line.L63 533.42 178.65 132.93-15.18 Line.L1 3.52 2.64 3.59 2.72 Line.L64 452.11 132.58 118.46-36.87 Line.L2 136.53 137.09 136.47 137.06 Line.L65 112.14-16.36 20.36-63.39 Line.L3 13094.26 27461.26 2994.94 6177.8 Line.L66 147.56 148.54 147.72 148.69 Line.L4 16.37 15.54 16.69 15.89 Line.L67 768.27 1576.28 459.58 933.86 Line.L5 66.67 65.88 65.8 65.03 Line.L68 206.48 422.55 1790.62 3675.52 Line.L6 23.27 22.28 22.82 21.85 Line.L69 141.03 141.52 141.18 141.67 Line.L7 8586.29 17988.62 1917.73 3945.99 Line.L70 60.08 59.2 60.14 59.27 Line.L8 4.56 3.42 4.61 3.48 Line.L71 22.61 21.47 22.63 21.5 Line.L9 121.17 121.69 119.64 120.15 Line.L72 212.02 213.49 212.17 213.65 Line.L10 11748.12 24530.72 2352.93 4797 Line.L73 472.19 1014.87 279.1 602.48 Line.L11 84.32 83.35 83.26 82.32 Line.L74 122.61 122.46 122.6 122.45 Line.L12 81.45 81.81 81.61 81.97 Line.L75 32.95 31.3 33.02 31.39 Line.L13 4911.11 9931.54 2629.6 5405.01 Line.L76 417.55 842.49 417.29 841.73 Line.L14 22.14 21.2 21.73 20.80 Line.L77 229.51 513.95 229.52 514.13 Line.L15 5.46 4.29 5.46 4.31 Line.L78 107.7 216.95 107.63 216.73 Line.L16 31.62 30.14 31.94 30.48 Line.L79 7.29 11.71 7.29 11.7 Line.L17 7.37 5.68 7.45 5.77 Line.L80 522.97 1081.26 522.42 1079.64 Line.L18 87.55 87.53 87.51 87.48 Line.L81 206.76 428.19 206.54 427.54 Line.L19 125.18 249.48 125.44 249.82 Line.L82 302.97 607.19 302.83 606.78 Line.L20 28.41 27.2 28.41 27.20 Line.L83 124.02 122.15 124.29 122.44 Line.L21 48.81 46.73 48.68 46.60 Line.L84 317.08 648.54 316.81 647.74 Line.L22 111.71 229.39 111.88 229.54 Line.L85 38.82 36.85 38.91 36.94 Line.L23 47.19 45.07 47.52 45.43 Line.L86 116.98 242.22 117 242.29 Line.L24 90.94 184.58 90.96 184.45 Line.L87 19.43 18.77 19.42 18.77 Line.L25 17.44 35.68 17.47 35.74 Line.L88 40.39 81.07 40.43 81.18 Line.L26 26.18 50.73 26.18 50.68 Line.L89 28.18 27.27 28.2 27.28 Line.L27 8.28 16.08 8.27 16.08 Line.L90 17.63 31.21 17.64 31.24 Line.L28 19.58 18.73 19.71 18.87 Line.L91 33.37 32.23 33.34 32.21 Line.L29 43.71 41.86 43.7 41.85 Line.L92 10.76 19.26 10.75 19.25 Line.L30 14.87 24.35 14.9 24.39 Line.L93 22.5 21.36 22.51 21.37 Line.L31 10.35 16.25 10.42 16.44 Line.L94 8.64 12.66 8.63 12.65 Line.L32 0-4.65 0-4.63 Line.L95 4.15 3.17 4.14 3.16 Line.L33 6.53 5.13 6.57 5.20 Line.L96 16.3 26.59 2714.12 5550.91 Line.L34 18.96 18.71 19.16 18.92 Line.L97 27.92 45.58 5658.82 11589.2 Line.L35 32.32 66.03 32.36 66.14 Line.L98 9.84 14.84 3210.7 6611.64 Line.L36 482.09 978.8 174.48 342.91 Line.L99 0-19.36 8908.83 18213.8 Line.L37 25.97 24.86 26.02 24.91 Line.L118 113.84 232.47 113.73 232.25 Line.L38 21.25 20.23 21.25 20.24 Line.L100 115.72 116.12 115.86 116.27 Line.L39 6.71 5.11 6.72 5.11 Line.L101 114.19 254.84 114.1 254.64 Line.L40 6.95 5.41 6.99 5.46 Line.L102 107.08 106.85 107.21 106.98 Line.L41 459.1 929.63 168.5 330 Line.L103 57.76 54.89 57.83 54.97 Line.L42 46.06 44.09 46.11 44.14 Line.L104 74.28 74.13 74.08 73.92 Line.L43 299.2 608.62 105.29 204.87 Line.L105 118.95 266.67 118.93 266.61 Line.L44 17.63 16.9 17.59 16.86 Line.L106 47.53 45.18 47.4 45.04 Line.L45 327.03 664.8 107.95 212.01 Line.L107 474.38 478.56 474.29 478.46 Line.L46 6.66 5.3 6.64 5.27 Line.L108 0-24.17 0-24.17 Line.L47 34.01 66.53 12.1 21.63 Line.L109 163.86 164.56 163.85 164.55 Line.L48 47.48 93.31 14.66 24.52 Line.L110 11.96 9.14 11.95 9.13 Line.L49 8.04 13.5 3.94 4.13 Line.L111 44.23 44.19 44.23 44.19 Line.L50 1.93-0.68 1.92-0.70 Line.L112 104.91 103.64 104.92 103.65 Line.L51 0-10.27 0-10.28 Line.L113 6.79 5.21 6.79 5.20 Line.L52 2663.54 5549.49 390.28 767.31 Line.L114 1026.39 2098.62 399.83 801.53 Line.L53 1580.26 3278.91 228.5 448.86 Line.L116 5620.81 11760.56 853.68 1688.85 Line.L54 3.38 0.75 3.39 0.77 Line.L117 2369.96 4814 608.53 1303.58 Line.L55 4239.9 8693.42 652.84 1380.33 Line.SW1 0.81 0 0.18 0 Line.L56 1.97-1.99 1.97-2.01 Line.SW2 0.24 0 0.03 0 Line.L57 21.21 20.19 21.13 20.10 Line.SW3 0.05 0 0.02 0

58 Line.L58 8779.56 17964.74 1540.77 3329.89 Line.SW4 0.12 0 0.03 0 Line.L59 5.14 3.91 5.11 3.86 Line.SW5 0.01 0 0.01 0 Line.L60 0-12.6 0-12.81 Line.SW6 0 0 0 0 Line.L61 564.96 219.63 186.77 34.69 Line.SW7 0 0 0 0 Trafo.REG2A 0 0 0 0 Line.SW8 0 0 0 0 Trafo.REG3A 0 0 0 0 Trafo.PV_UP6 0 0 5.82 84.35 Trafo.REG4A 0 0 0 0 Trafo.PV_UP7 0 0 7.6 109.98 Trafo.REG3C 0 0 0 0 Trafo.PV_UP8 0 0 25.13 362.07 Trafo.REG4B 0 0 0 3.83 Trafo.PV_UP9 0 0 5.78 83.9 Trafo.REG4C 0 0 0 2.86 Trafo.PV_UP10 0 0 5.66 82.18 Trafo.PV_UP1 0 0 7.58 109.67 Trafo.PV_UP11 0 0 23.08 332.6 Trafo.PV_UP2 0 0 52.07 749.26 Trafo.PV_UP12 0 0 26.73 385.03 Trafo.PV_UP3 0 0 208.17 2993.14 Trafo.PV_UP13 0 0 50.38 725.06 Trafo.PV_UP4 0 0 5.96 86.38 Trafo.PV_UP14 0 0 22.14 318.99 Trafo.PV_UP5 0 0 22.3 321.37 Trafo.PV_UP15 0 0 21.62 311.54 Trafo.PV_Upmini 0 0 17732.9 254911 Fonte: Elaboração Própria. A Figura 27 abaixo apresenta o diagrama de densidade de perdas do circuito IEEE com as condições do cenário apresentado nesta seção. Observa-se na figura que a densidade de perdas proveniente da central geradora (a esquerda do diagrama) é consideravelmente menor que as perdas provenientes da central de minigeração fotovoltaica, como esperado. As perdas totalizaram 67.9 kw, representando 1.92% da carga total do sistema. Em comparação com o cenário anterior, houve um aumento na porcentagem das perdas, porque o sistema volta a injetar potência nas linhas do circuito com a presença da central de 2 MW. Porém ao comparar com o cenário Sem GD, houve uma redução de quase 30% das perdas. O resultado do monitor de tensão instalado na linha L60 está apresentado na Figura 28 abaixo em (b) e para modo de comparação foi colocado próximo ao resultado do monitor do sistema sem GD (a). Observa-se que com o retorno da penetração de 2 MW ao circuito, a tensão do sistema voltou a sofrer uma alteração mais expressiva. A partir do momento em que a geração de energia fotovoltaica começa (às 6 horas), a tensão em cada fase sofre pequeno aumento e com o passar do dia as tensões nas fases 1 (preto) e 3 (azul) ficaram mais próximas a 1 pu. Porém, como a carga mais próxima a esta linha é residencial, observa-se mais uma vez uma queda de tensão mais intensa no horário de pico de energia das curvas de carga residenciais, que é das 18 horas às 21 horas.

59 Figura 27. Densidade de perdas do circuito IEEE 123 Com GD Tot. Fonte: Elaboração Própria em OpenDSS. Figura 28. Diagramas do perfil trifásico de tensão do circuito nos cenários Sem GD (a) e Com GD Tot (b). Fonte: Elaboração Própria em OpenDSS.

60 3.5. ANÁLISE COMPARATIVA DOS RESULTADOS A Tabela 16 apresenta a relação das potências injetadas no sistema em cada cenário e seus respectivos fatores de potência. Observa-se que o cenário com GD que apresentou melhor fator de potência foi o cenário que alimentou apenas as cargas industriais, com fp de 0,899. A adição da central minigeradora de energia ao sistema, dado pelo cenário com GD Tot., não apresentou um resultado positivo em relação ao fator de potência, que diminuiu expressivamente para 0,416, visto que mais de 80% da potência ativa deste cenário ter sido entregue por geração fotovoltaica. O fator de potência é tido como uma medida de eficiência da rede, já que ele mede a quantidade de potência ativa (potência útil) em relação à potência reativa. Desta maneira, obter resultados de fator de potência reativos baixos, podem ser indicativos de má utilização da rede. Tabela 16. Relação das potências entregues ao sistema em cada um dos cenários. Potência Ativa Fotovoltaica (kw) FP (FV) Potência Ativa fonte (kw) Potência Reativa fonte (kvar) FP (fonte) Sem GD 0 1 3620.5 1324.8 0.939 Com GD 1898.6 1 1709.8 1502.3 0.751 Com GD Ind. 1016 1 1250.9 1250.9 0.899 Com GD Tot. 2914.6 1 682.9 1495 0.416 Fonte: Elaboração Própria em OpenDSS. Ainda sobre as potências dos cenários simulados, a Figura 29 apresenta um quadro de comparação entre os fluxos de potência de cada cenário. Ao destacar os diagramas de Com GD Ind. em (c) e Com GD Tot. em (d), observam-se dois fluxos de potências opostos. O primeiro apresenta a entrada de potência dada principalmente pela central geradora do circuito, enquanto o segundo apresenta a entrada de potência dada principalmente pela central de minigeração fotovoltaica. Analisando estes cenários, observa-se que o cenário com GD nas cargas industriais, ao exigir menos presença de potência ativa da central alimentadora nas linhas do circuito, diminui as perdas, o que é menos prejudicial ao fator de potência.

61 Tabela 17. Comparação das perdas totais de todos os cenários. Cenário Perdas Total kw Total kvar % de Carga Ativa Sem GD 95.6 193.7 2.7 Com GD 78.2 371.1 2.2 Com GD Ind. 57.4 121.5 1.63 Com GD Tot. 67.9 359.3 1.92 A Tabela 17 apresenta outro parâmetro de eficiência do sistema: a porcentagem de perdas de potência ativa de cada um dos cenários simulados. Desta maneira, contrariando o que os fatores de potência indicaram na Tabela 16, a porcentagem de perdas apresentadas na Tabela 17 demonstram que os sistemas com GD se mostraram mais eficientes que o sem GD. O sistema com GD Ind. apresentou o melhor resultado. Destaca-se na tabela, também, os sistemas com a central de minigeração de 2 MW, que apresentaram maiores perdas em reativo porque, apesar dos cenários com a presença da central de minigeração fotovoltaica exigirem menos potência da fonte original do circuito, ela acaba por fazer o mesmo papel; alimentando as linhas do circuito para atingir as cargas e gerando perdas. Conclui-se, portanto, que sistemas que possuem GD instalada direto nas cargas apresentarão menos perdas na distribuição que sistemas com a central de despacho de energia, visto que haverá menos potência nas linhas do circuito, principais causadoras de perdas. Isto é ilustrado pelo quadro de comparação da densidade de perdas da Figura 30 acima. Observa-se que em (b) e em (d) as perdas foram distribuídas em ambos lados do sistema, enquanto em (c) as perdas se apresentam de forma menos densa e se concentraram em apenas um dos lados do circuito.

Figura 29. (a) Diagrama de fluxo de potência do cenário Sem GD. (b) Diagrama de fluxo de potência do cenário Com GD. (c) Diagrama de fluxo de potência do cenário Com GD Ind. (d) Diagrama de fluxo de potência do cenário Com GD Tot. Fonte: Elaboração Própria. 62

63 Figura 30. (a) Diagrama de densidade de perdas do cenário Sem GD. (b) Diagrama de densidade de perdas do cenário Com GD. (c) Diagrama de densidade de perdas do cenário Com GD Ind. (d) Diagrama densidade de perdas do cenário Com GD Tot. Fonte: Elaboração Própria em OpenDSS. A Figura 31 apresenta um quadro comparativo com os quatro diagramas de tensão apresentados nas seções anteriores. Observa-se que os cenários (b) e (d), que injetaram mais energia fotovoltaica no circuito, afetaram as tensões na linha L60 de modo a aproximar as fases 1 e 2 de 1 pu de tensão. Porém, observa-se que em todos os casos, os sistemas fotovoltaicos não alteraram muito os valores de tensão nesta linha. Como a linha L60 está presente no centro do circuito, pode-se dizer que os sistemas fotovoltaicos instalados não influenciam tanto o perfil de tensão do sistema, já que as tensões se mantém muito próximas às tensões do sistema sem GD em (a).

Figura 31. (a) Diagrama do perfil trifásico de tensão do cenário Sem GD. (b) Diagrama do perfil trifásico de tensão do cenário Com GD. (c) Diagrama do perfil trifásico de tensão do cenário Com GD Ind. (d) Diagrama do perfil trifásico de tensão do cenário Com GD Tot. Fonte: Elaboração Própria em OpenDSS. 64

65 CAPÍTULO 4 4. CONCLUSÕES Neste trabalho foram apresentados os impactos da inserção de GD fotovoltaica no sistema de distribuição do circuito IEEE de 123 nós através da simulação em OpenDSS dos seguintes cenários: instalação de uma central de minigeração fotovoltaica de 2 MW (Com GD); instalação de GD apenas nas cargas industriais do circuito (Com GD Ind.); e por fim, um cenário com a presença de ambas situações ocorrendo ao mesmo tempo (Com GD Tot.). Através dos resultados apresentados, foi possível analisar os impactos de GD de cada cenário em relação ao fluxo de potência, às perdas, à tensão e o fator de potência do circuito, e foi possível realizar uma análise comparativa entre eles. O cenário que apresentou melhores resultados em comparação aos outros foi aquele em que os geradores fotovoltaicos foram instalados somente nas cargas industriais (Com GD Ind.). Este cenário, apesar de inserir menos potência fotovoltaica ao sistema, apresentou menos perdas de potência ativa e reativa, apenas 1,63% da carga ativa total, e o melhor fator de potência dentre os cenários com GD (0,899). Observa-se que, mesmo entregando mais energia fotovoltaica no cenário Com GD Tot., que entregou 81% da potência ativa como energia fotovoltaica, os resultados deste cenário não se mostraram os mais eficientes. Conclui-se, portanto, que para os cenários apresentados aqui, não necessariamente quanto mais energia fotovoltaica no sistema de distribuição, melhor. É importante apontar, também, que a análise de eficiência de sistemas de distribuição com GD dependente mutuamente do fator de potência e das perdas de potência na distribuição. Ou seja, não é possível analisar a eficiência com apenas um dos dois parâmetros. Foi possível perceber que a inserção de GD fotovoltaica foi capaz de diminuir as perdas de potência do sistema nos cenários apresentados neste trabalho, porém, estas acabaram por prejudicar o fator de potência, visto que nenhuma medida de correção de reativo foi tomada.

66 Com este trabalho, também é possível observar que o que é determinante para melhorar a eficiência do sistema de distribuição, em relação à GD, não é a quantidade de potência inserida no sistema, mas sim a maneira como esta é inserida, ou seja, depende da sua localização. No caso dos cenários em que há a central de minigeração fotovoltaica de 2 MW, a potência teve que passar pelas linhas do circuito para chegar às cargas, gerando perdas de potência ativa e reativa, que influenciam no fator de potência. Já quando os sistemas fotovoltaicos estão instalados diretamente na carga, estas perdas são diminuídas. Portanto, o cenário ideal será aquele em que o sistema de distribuição possui GD instalada diretamente em suas cargas, diminuindo a exigência de energia de outras fontes e as perdas do sistema, e melhorando seu fator de potência. Como proposta para trabalhos futuros, pode-se sugerir a simulação com valores potências integradas no tempo para analisar as perdas de energia, e a criação e simulação de outros cenários neste mesmo sistema, como por exemplo: observar o comportamento do circuito com a instalação de GD fotovoltaica apenas nas cargas residenciais; outro cenário em que há GD instalada diretamente em todas as cargas do circuito. Outro trabalho que também pode ser realizado é um em que se utilizem diversas curvas de carga para diferentes épocas do ano, de modo que seja possível uma simulação dos impactos da minigeração e microgeração distribuída em sistemas de distribuição no período de um ano e nos fins de semana.

67 5. BIBLIOGRAFIA [1] W. E. Ibrahim, G. C. Kim, M. R. Ab. Ghani. Impact of Photovoltaic (PV) Systems on Distribuition Networks, University of Diyala, Iraq, 2014. [2] CHIGUERU, Tiba. Atlas Solarimétrico do Brasil: banco de dados solarimétricos. et al.- Recife: Ed. Universitária da UFPE, 2000. [3] Electric Power Research Institute EPRI. OpenDSS Manual, Junho 2013. [4] Electric Power Research Institute EPRI. OpenDSS PVSystem Element Model, Fevereiro de 2011. [5] Radatz, Paulo Ricardo Radatz de Freitas. Modelos avançados de análise de redes elétricas inteligentes utilizando o software OpenDSS - São Paulo, 2015. [6] IEEE Power Engineering Society Distribution System Analysis Subcommittee. IEEE 123 Node Test Feeder Estados Unidos, Fevereiro de 2014. Para mais informações sobre os alimentadores teste do IEEE de 123 nós e para outros testes: http://ewh.ieee.org/soc/pes/dsacom/testfeeders/index.html. [7] IEEE Power Engineering Society. Radial Distribution Test Feeders Disponível em: <http://ewh.ieee.org/soc/pes/dsacom/testfeeders/testfeeders.pdf >. Acessado em: Maio, 2016. [8] PRODIST Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional. Módulo 1 Introdução. Brasília. Dezembro, 2012. [9] PRODIST Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional. Módulo 3 Acesso ao Sistema de Distribuição. Brasília. Dezembro, 2012. [10] PRODIST Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional. Módulo 7 Cálculo de Perdas na Distribuição. Brasília. Dezembro, 2012. [11] Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL. Resolução Normativa Nº 687, de 24 de novembro de 2015, que altera a Resolução Normativa Nº 482 Estabelece as condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica, o sistema de compensação de energia elétrica, e dá outras providências. Brasília, 2015. [12] Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL. Resolução Normativa Nº 569 de 23 de julho de 2013 Modifica a abrangência na aplicação do fator de potência para faturamento do excedente de reativos de unidades consumidoras e altera a Resolução Normativa nº. 414, de 9 de setembro de 2010. Brasília, 2013.

68 [13] Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL. Nota Técnica n 0083/2012-SRD/ANEEL. Assunto: Proposta de abertura de Audiência Pública para o recebimento de contribuições visando aprimorar a regulamentação acerca do fator de potência e cobrança do excedente de reativos. Brasília, 2012. ANEXOS Número Descrição Página Anexo I Características Físicas do circuito IEEE de 123 nós 70 Anexo II Programa Master do Circuito IEEE 123 em OpenDSS 74 Anexo III Dados das Curvas de Carga Residencial e Industrial 77 Código dos Parâmetros dos Sistemas Fotovoltaicos em Apêndice I OpenDSS dos Cenários Com GD e Com GD Ind. 78

69 ANEXO I Características Físicas do Circuito IEEE de 123 nós Os dados são encontrados em [6].

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