Regulador de Tens˜ ao

As principais caracter´ısticas do regulador de tens˜ao foram apresentadas na Se- ¸c˜ao 4.1, e mais detalhes podem ser encontrados no Apˆendice C deste trabalho. Foram ao todo simulados 96 fluxos de potˆencia discretizados no tempo em 15min totalizando um per´ıodo de 24 horas. N˜ao foram observadas diferen¸cas consider´aveis no comportamento desse elemento tanto em quantidade de opera¸c˜oes como em intervalos de atua¸c˜ao, os pontos observadores ser˜ao apresentados a seguir.

A varia¸c˜ao do tap do regulador de tens˜ao em fun¸c˜ao da varia¸c˜ao de penetra¸c˜ao FV no sistema de distribui¸c˜ao ´e apresentada nas figuras: Figura 46, Figura 47 e Figura 48.

´

E poss´ıvel observar que apenas no caso base (penetra¸c˜ao FV 0%) ocorre a comuta¸c˜ao do tap na fase B depois das 15:00 horas (Figura 46).

Observando a Figura 49, pode-se verificar que para aquele dado momento (15:45 horas), houve uma viola¸c˜ao do n´ıvel de tens˜ao na fase B, e portanto o regulador de tens˜ao

teve que atuar na fase B para elevar a tens˜ao para n´ıveis admitidos. Na mesma figura tamb´em pode se observar o momento em que o regulador atua elevando os n´ıveis de tens˜ao de todos os barramentos na ligados na fase B.

Figura 46 – Comuta¸c˜ao do tap no regulador de tens˜ao para n´ıveis de penetra¸c˜ao FV de 0% e 25% Tempo [H] 0 5 10 15 20 Posição do TAP 0.968 0.97 0.972 0.974 0.976 0.978 0.98 0.982 0% Fase A Fase B Fase C Tempo [H] 0 5 10 15 20 Posição do TAP 0.968 0.97 0.972 0.974 0.976 0.978 0.98 0.982 25% Fase A Fase B Fase C

Figura 47 – Comuta¸c˜ao do tap ro regulador de tens˜ao para n´ıveis de penetra¸c˜ao FV de 50% e 75% Tempo [H] 0 5 10 15 20 Posição do TAP 0.968 0.97 0.972 0.974 0.976 0.978 0.98 0.982 50% Tempo [H] 0 5 10 15 20 Posição do TAP 0.968 0.97 0.972 0.974 0.976 0.978 0.98 0.982 75%

O mesmo n˜ao ocorre nos demais cen´arios pois a forma que foi implantada a gera¸c˜ao FV no sistema de distribui¸c˜ao (pequenas unidades geradoras distribu´ıdas ao longo do sistema, com potˆencia inferior ou igual a carga instalada), a gera¸c˜ao ´e suficiente apenas para suprir a carga local diminuindo o fluxo de potˆencia ao longo do alimentador. Em outras palavras, os consumidores ligados na fase B est˜ao sendo parcialmente atendidos pela gera¸c˜ao FV local, aliviando o alimentador e consequentemente diminuindo a queda de tens˜ao ao longo do mesmo. Como pode ser visto nas figuras: Figura 50 e Figura 51, a queda da tens˜ao ao longo do alimentador diminui na medida em que a penetra¸c˜ao FV

Figura 48 – Comuta¸c˜ao do tap ro regulador de tens˜ao para n´ıveis de penetra¸c˜ao FV de 104% e 115% Tempo [H] 0 5 10 15 20 Posição do TAP 0.968 0.97 0.972 0.974 0.976 0.978 0.98 0.982 104% Tempo [H] 0 5 10 15 20 Posição do TAP 0.968 0.97 0.972 0.974 0.976 0.978 0.98 0.982 115%

aumenta. Na figuras ´e poss´ıvel ver que na medida que a gera¸c˜ao FV aumenta a tens˜ao nos barramentos aproxima de 1 pu.

Figura 49 – Rela¸c˜ao entre n´ıvel de tens˜ao e distˆancia da subesta¸c˜ao de cada barramento na rede, em um momento de atua¸c˜ao do regulador na fase B.

Distância [km] 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 Tensão [pu] 0.94 0.96 0.98 1 1.02 1.04 1.06 Penetração FV: 0% , Hora: 15:45:00 Fase A Fase B Fase C Distância [km] 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 Tensão [pu] 0.94 0.96 0.98 1 1.02 1.04 1.06 Penetração FV: 0% , Hora: 16:00:00 Fase A Fase B Fase C

Violação dos níveis de tensão Tensão dentro do permitido fase B

Atuação do regulador, elevando da tensão na fase B

Em contrapartida pode-se imaginar que para uma configura¸c˜ao com gera¸c˜ao concentrada pode-se ter mais viola¸c˜oes nos n´ıveis superiores de tens˜ao.

Outra caracter´ıstica no comportamento do regulador de tens˜ao para o cen´ario estudado, pode ser observado nas figuras: Figura 46, Figura 47 e Figura 48. Conforme a gera¸c˜ao FV aumenta a comuta¸c˜ao do tap ´e atrasada quando comparada a n´ıveis inferiores de gera¸c˜ao fotovoltaica. Utilizando a mesma l´ogica da situa¸c˜ao anterior, pode-se inferir que conforme h´a aumento da gera¸c˜ao solar local, h´a menos solicita¸c˜ao de potˆencia do alimentador para os consumidores e consequentemente menor ser´a a queda de tens˜ao.

Figura 50 – Rela¸c˜ao entre n´ıvel de tens˜ao e distˆancia da subesta¸c˜ao, penetra¸c˜ao FV 25% e 50% Distância [km] 0 1 2 3 4 5 Tensão [pu] 0.94 0.96 0.98 1 1.02 1.04 1.06 Penetração FV:25%, Hora: 15:45:00 Fase A Fase B Fase C Distância [km] 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 Tensão [pu] 0.94 0.96 0.98 1 1.02 1.04 1.06 Penetração FV:50%, Hora: 15:45:00 Fase A Fase B Fase C

Figura 51 – Rela¸c˜ao entre n´ıvel de tens˜ao e distˆancia da subesta¸c˜ao, penetra¸c˜ao FV 75% e 104% Distância [km] 0 1 2 3 4 5 Tensão [pu] 0.94 0.96 0.98 1 1.02 1.04 1.06 Penetração FV:75%, Hora: 15:45:00 Fase A Fase B Fase C Distância [km] 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 Tensão [pu] 0.94 0.96 0.98 1 1.02 1.04 1.06 Penetração FV:104%, Hora: 15:45:00 Fase A Fase B Fase C

solicitada do alimentador aumenta, o que acarreta na queda da tens˜ao dos clientes mais distantes da subesta¸c˜ao. Por fim o regulador comuta o tap afim elevar a tens˜ao ao longo do alimentador e entregar a tens˜ao adequada para o consumidor. Por isso observando-se as figuras e poss´ıvel verificar que o tap est´a atuando cada vez mais tarde conforme o n´ıvel de penetra¸c˜ao FV ´e incrementado.

Outra particularidade que pode ser observada sobre o comportamento do regulador, nas figuras:Figura 46, Figura 47 e Figura 48, ´e que este assume as mesmas posi¸c˜oes em todos os cen´arios. Isso pode ser pelo fato de que discretiza¸c˜ao do tempo na simula¸c˜ao ser muito alta (15min) quando o tempo de atua¸c˜ao desse elemento em condi¸c˜oes normais de opera¸c˜ao ´e na escala de segundos (WAREHAM, 2013). Outro motivo pode ser pelo fato da potˆencia de curto-circuito do equivalente de Th´evenin da subesta¸c˜ao ser muito

alto 114MVA isso significa que a subesta¸c˜ao ´e capaz de fornecer grandes quantidade de potˆencia sem comprometer a tens˜ao na entrada do regulador de tens˜ao.

4.6 Considera¸c˜oes finais sobre o cap´ıtulo

Neste cap´ıtulo foram apresentados as principais caracter´ısticas do sistema estudado. Os resultados de do fluxo de potˆencia, tens˜ao e opera¸c˜ao de tap e consumo para os diferentes niveis de penetra¸c˜ao FV simulados foram comparados e verificou-se alguns dos impactos que altos n´ıveis de GD impactam da rede de distribui¸c˜ao. Este tipo de estudo ´e importante para avaliar se determinada infraestrutura deve ser modificada para atender com seguran¸ca e qualidade seus consumidores locais. No Cap´ıtulo 5 ser´a abordado os principais impactos observados, bem como apresentado ideias para futuras pesquisas sobre o assunto.

5 CONCLUS ˜AO

Os resultados dos impactos dos geradores fotovoltaicos no sistema de distribui¸c˜ao, n˜ao indicaram efeitos negativos em termos de valores de tens˜ao, mesmo considerando cen´arios em que a penetra¸c˜ao FV atinge 115%. As quest˜oes que merecem destaque seguem mencionadas a seguir:

• Todas as cargas no sistema s˜ao monof´asicas bem como todos os geradores FV. • Embora n˜ao tenha sido apresentado no trabalho tamb´em foi utilizado perfil de

irradiˆancia de dia com nuvens ilustrado na Figura 35. Por´em n˜ao foi observada diferen¸ca significativa em termos n´ıveis de tens˜ao, opera¸c˜ao de tap ou perdas. • Observou-se que os impactos da gera¸c˜ao FV foram pequenos. Isso tamb´em se deve a

alta potˆencia de curto circuito da subesta¸c˜ao bem como presen¸ca do regulador de tens˜ao na subesta¸c˜ao.

• Visto a grande participa¸c˜ao de geradores FV no sistema esperava-se viola¸c˜oes superi- ores nos n´ıveis de tens˜ao, gerando uma maior quantidade de comuta¸c˜oes no regulador. Por´em n˜ao houve a quantidade de comuta¸c˜oes esperadas de tap, provavelmente pelo fato dos geradores fotovoltaicos estarem espalhados no sistema de distribui¸c˜ao, e tamb´em por serem de pequeno porte com potˆencia m´axima inferior a carga.

• Em rela¸c˜ao `as perdas t´ecnicas, observou-se que o aumento da penetra¸c˜ao FV de- crementa as perdas por efeito joule nas linhas de distribui¸c˜ao. Por´em para n´ıveis muito altos ocorre o fluxo reverso de potˆencia: o excedente da potˆencia FV gerada ´e entregue `a subesta¸c˜ao e esse fluxo gera aumento das perdas nas linhas, por´em ainda inferiores ao caso base.

• De um modo geral para as condi¸c˜oes estudadas o sistema apresentou um comporta- mento melhor para maiores n´ıveis de gera¸c˜ao distribu´ıda: redu¸c˜ao de opera¸c˜ao de tap, melhores n´ıveis de tens˜ao, diminui¸c˜ao nas perdas totais.

Neste estudo n˜ao tivemos viola¸c˜ao nos n´ıveis superiores de tens˜ao, provavelmente pela natureza da gera¸c˜ao ser distribu´ıda. Por isso segue como sugest˜ao trabalho, o estudo dos impactos de um gera¸c˜ao concentrada distante da subesta¸c˜ao observando o comporta- mento da tens˜ao e do regulador para os diferentes cen´arios de penetra¸c˜ao FV. Verificar a necessidade de mais de um regulador ao longo do alimentador nesse caso. Tamb´em

nessa mesma linha sugerimos que seja utilizado um perfil de irradiˆancia de dia com v´arias nuvens, afim de se estudar o efeito que a intermitˆencia da gera¸c˜ao teria em um sistema concentrado.

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APˆENDICE A – C´odigo OpenDSS Sistema IEEE 33 Barras

Nesse apˆendice segue o c´odigo elaborado nesse trabalho para implementar o cir- cuito IEEE 33 barras publicado por Baran e Wu (1989).

Clear

New Circuit.ieee33 basekv=12.66 mvasc3=100000 pu=1.0 Bus=Barra1

//Definindo as linhas no sistema

New Line.Linha1 bus1=Barra1 bus2=Barra2 r1=0.0922 x1=0.047 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha2 bus1=Barra2 bus2=Barra3 r1=0.493 x1=0.2511 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha3 bus1=Barra3 bus2=Barra4 r1=0.366 x1=0.1864 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha4 bus1=Barra4 bus2=Barra5 r1=0.3811 x1=0.1941 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha5 bus1=Barra5 bus2=Barra6 r1=0.819 x1=0.707 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha6 bus1=Barra6 bus2=Barra7 r1=0.1872 x1=0.6188 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha7 bus1=Barra7 bus2=Barra8 r1=0.7114 x1=0.2351 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha8 bus1=Barra8 bus2=Barra9 r1=1.03 x1=0.74 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha9 bus1=Barra9 bus2=Barra10 r1=1.044 x1=0.74 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha10 bus1=Barra10 bus2=Barra11 r1=0.1966 x1=0.065 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha11 bus1=Barra11 bus2=Barra12 r1=0.3744 x1=0.1238 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha12 bus1=Barra12 bus2=Barra13 r1=1.468 x1=1.155 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha13 bus1=Barra13 bus2=Barra14 r1=0.5416 x1=0.7129 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha14 bus1=Barra14 bus2=Barra15 r1=0.591 x1=0.526 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha15 bus1=Barra15 bus2=Barra16 r1=0.7463 x1=0.545 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha16 bus1=Barra16 bus2=Barra17 r1=1.289 x1=1.721 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha17 bus1=Barra17 bus2=Barra18 r1=0.732 x1=0.574 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha18 bus1=Barra2 bus2=Barra19 r1=0.164 x1=0.1565 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha19 bus1=Barra19 bus2=Barra20 r1=1.5042 x1=1.3554 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha20 bus1=Barra20 bus2=Barra21 r1=0.4095 x1=0.4784 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha21 bus1=Barra21 bus2=Barra22 r1=0.7089 x1=0.9373 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha22 bus1=Barra3 bus2=Barra23 r1=0.4512 x1=0.3083 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha23 bus1=Barra23 bus2=Barra24 r1=0.898 x1=0.7091 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha24 bus1=Barra24 bus2=Barra25 r1=0.896 x1=0.7011 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha25 bus1=Barra6 bus2=Barra26 r1=0.203 x1=0.1034 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha26 bus1=Barra26 bus2=Barra27 r1=0.2842 x1=0.1447 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha27 bus1=Barra27 bus2=Barra28 r1=1.059 x1=0.9337 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha28 bus1=Barra28 bus2=Barra29 r1=0.8042 x1=0.7006 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha29 bus1=Barra29 bus2=Barra30 r1=0.5075 x1=0.2585 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha30 bus1=Barra30 bus2=Barra31 r1=0.9744 x1=0.963 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha31 bus1=Barra31 bus2=Barra32 r1=0.3105 x1=0.3619 phases=3 baseFreq=60 New Line.Linha32 bus1=Barra32 bus2=Barra33 r1=0.341 x1=0.5302 phases=3 baseFreq=60

//Definindo as as cargas no sistema

New Load.Carga2 phases=3 bus1=Barra2 kv=12.66 kW=100 kVAr=60 model=1 conn=wye New Load.Carga3 phases=3 bus1=Barra3 kv=12.66 kW=90 kVAr=40 model=1 conn=wye New Load.Carga4 phases=3 bus1=Barra4 kv=12.66 kW=120 kVAr=80 model=1 conn=wye New Load.Carga5 phases=3 bus1=Barra5 kv=12.66 kW=60 kVAr=30 model=1 conn=wye New Load.Carga6 phases=3 bus1=Barra6 kv=12.66 kW=60 kVAr=20 model=1 conn=wye New Load.Carga7 phases=3 bus1=Barra7 kv=12.66 kW=200 kVAr=100 model=1 conn=wye New Load.Carga8 phases=3 bus1=Barra8 kv=12.66 kW=200 kVAr=100 model=1 conn=wye New Load.Carga9 phases=3 bus1=Barra9 kv=12.66 kW=60 kVAr=20 model=1 conn=wye New Load.Carga10 phases=3 bus1=Barra10 kv=12.66 kW=60 kVAr=20 model=1 conn=wye New Load.Carga11 phases=3 bus1=Barra11 kv=12.66 kW=45 kVAr=30 model=1 conn=wye New Load.Carga12 phases=3 bus1=Barra12 kv=12.66 kW=60 kVAr=35 model=1 conn=wye New Load.Carga13 phases=3 bus1=Barra13 kv=12.66 kW=60 kVAr=35 model=1 conn=wye New Load.Carga14 phases=3 bus1=Barra14 kv=12.66 kW=120 kVAr=80 model=1 conn=wye New Load.Carga15 phases=3 bus1=Barra15 kv=12.66 kW=60 kVAr=10 model=1 conn=wye New Load.Carga16 phases=3 bus1=Barra16 kv=12.66 kW=60 kVAr=20 model=1 conn=wye New Load.Carga17 phases=3 bus1=Barra17 kv=12.66 kW=60 kVAr=20 model=1 conn=wye New Load.Carga18 phases=3 bus1=Barra18 kv=12.66 kW=90 kVAr=40 model=1 conn=wye New Load.Carga19 phases=3 bus1=Barra19 kv=12.66 kW=90 kVAr=40 model=1 conn=wye New Load.Carga20 phases=3 bus1=Barra20 kv=12.66 kW=90 kVAr=40 model=1 conn=wye New Load.Carga21 phases=3 bus1=Barra21 kv=12.66 kW=90 kVAr=40 model=1 conn=wye New Load.Carga22 phases=3 bus1=Barra22 kv=12.66 kW=90 kVAr=40 model=1 conn=wye New Load.Carga23 phases=3 bus1=Barra23 kv=12.66 kW=90 kVAr=50 model=1 conn=wye New Load.Carga24 phases=3 bus1=Barra24 kv=12.66 kW=420 kVAr=200 model=1 conn=wye New Load.Carga25 phases=3 bus1=Barra25 kv=12.66 kW=420 kVAr=200 model=1 conn=wye New Load.Carga26 phases=3 bus1=Barra26 kv=12.66 kW=60 kVAr=25 model=1 conn=wye New Load.Carga27 phases=3 bus1=Barra27 kv=12.66 kW=60 kVAr=25 model=1 conn=wye New Load.Carga28 phases=3 bus1=Barra28 kv=12.66 kW=60 kVAr=20 model=1 conn=wye New Load.Carga29 phases=3 bus1=Barra29 kv=12.66 kW=120 kVAr=70 model=1 conn=wye New Load.Carga30 phases=3 bus1=Barra30 kv=12.66 kW=200 kVAr=600 model=1 conn=wye New Load.Carga31 phases=3 bus1=Barra31 kv=12.66 kW=150 kVAr=70 model=1 conn=wye New Load.Carga32 phases=3 bus1=Barra32 kv=12.66 kW=210 kVAr=100 model=1 conn=wye New Load.Carga33 phases=3 bus1=Barra33 kv=12.66 kW=60 kVAr=40 model=1 conn=wye

set mode = snapshoot Set voltagebases=[12.66] Calcvoltagebases

solve Show Voltage Export Voltages

APˆENDICE B – Perfis de irradiˆancia e de demanda

A tabela apresenta os valores dos perfis de irradiˆancia solar e perfis de demanda de consumo admitidos na simula¸c˜ao. No circuito original ckt5 os loadshapes levam os mesmos nomes do que os apresentados na tabela. Todos os valores est˜ao em pu.

´_{Indice Hora Temperatura Irradiˆancia Residencial Comercial PQ Comercial MD}

01 00:15 25 0 0,42827 0,34276 0,54522 02 00:30 25 0 0,41999 0,34307 0,54521 03 00:45 25 0 0,41171 0,34339 0,54519 04 01:00 25 0 0,40342 0,3437 0,54519 05 01:15 25 0 0,4614 0,38937 0,62365 06 01:30 25 0 0,4477 0,38959 0,62367 07 01:45 25 0 0,434 0,38982 0,62369 08 02:00 25 0 0,4203 0,39004 0,62371 09 02:15 25 0 0,4066 0,38038 0,67068 10 02:30 25 0 0,39199 0,38039 0,67068 11 02:45 25 0 0,37739 0,3804 0,67068 12 03:00 25 0 0,36278 0,38041 0,67068 13 03:15 25 0 0,34818 0,38453 0,6752 14 03:30 25 0 0,34047 0,38444 0,6752 15 03:45 25 0 0,33275 0,38434 0,67519 16 04:00 25 0 0,32504 0,38424 0,67519 17 04:15 25 0 0,31733 0,39131 0,69163 18 04:30 25 0 0,31249 0,39134 0,69163 19 04:45 25 0 0,30765 0,39136 0,69163 20 05:00 25 0 0,30281 0,39138 0,69163 21 05:15 25 0 0,29797 0,3943 0,69834 22 05:30 25 0 0,29419 0,39422 0,69834 23 05:45 25 0 0,29041 0,39414 0,69834 24 06:00 25 0 0,28663 0,39406 0,69833 25 06:15 25 0 0,28285 0,42808 0,70229 26 06:30 25 0 0,28021 0,4279 0,70229 27 06:45 25 0 0,27757 0,42773 0,70229 28 07:00 25 0 0,27493 0,42755 0,70229 29 07:15 25 0 0,2723 0,50365 0,72588 30 07:30 25 0 0,27518 0,50394 0,72589 31 07:45 25 0 0,27806 0,50424 0,72591 32 08:00 25 0,128 0,28095 0,50453 0,72592 33 08:15 25 0,183 0,28383 0,61612 0,83236 34 08:30 25 0,2402 0,2982 0,61803 0,83261 35 08:45 25 0,2981 0,31258 0,61994 0,83285

´_{Indice Hora Temperatura Irradiˆancia Residencial Comercial PQ Comercial MD} 36 09:00 25 0,3555 0,32695 0,62185 0,8331 37 09:15 30 0,4117 0,34133 0,73555 0,91977 38 09:30 30 0,4661 0,35957 0,73685 0,91984 39 09:45 30 0,5182 0,37782 0,73815 0,91991 40 10:00 35 0,5678 0,39607 0,73945 0,91998 41 10:15 35 0,6144 0,41432 0,79149 0,91252 42 10:30 40 0,6578 0,43068 0,79185 0,91251 43 10:45 40 0,6976 0,44705 0,7922 0,9125 44 11:00 50 0,7338 0,46342 0,79255 0,91249 45 11:15 50 0,7661 0,47979 0,81236 0,9128 46 11:30 55 0,7943 0,50058 0,81272 0,91281 47 11:45 55 0,8183 0,52138 0,81308 0,91281 48 12:00 60 0,838 0,54217 0,81343 0,91281 49 12:15 60 0,8533 0,56297 0,82069 0,91804 50 12:30 60 0,864 0,58951 0,82066 0,91804 51 12:45 60 0,8702 0,61606 0,82063 0,91804 52 13:00 60 0,8718 0,6426 0,8206 0,91804 53 13:15 60 0,8689 0,66915 0,78846 0,91728 54 13:30 60 0,8613 0,67786 0,78805 0,91728 55 13:45 60 0,8492 0,68656 0,78763 0,91728 56 14:00 60 0,8327 0,69527 0,78722 0,91728 57 14:15 60 0,8117 0,70398 0,71894 0,8961 58 14:30 55 0,7864 0,71122 0,71838 0,89611 59 14:45 55 0,757 0,71847 0,71783 0,89613 60 15:00 55 0,7236 0,72571 0,71728 0,89614 61 15:15 55 0,6863 0,73296 0,63923 0,84992 62 15:30 45 0,6454 0,74905 0,63797 0,85 63 15:45 45 0,601 0,76514 0,63672 0,85007 64 16:00 40 0,5536 0,78124 0,63546 0,85015 65 16:15 40 0,5032 0,79733 0,57869 0,8253 66 16:30 35 0,4504 0,79046 0,57903 0,8253 67 16:45 35 0,3954 0,78358 0,57937 0,8253 68 17:00 35 0,3389 0,7767 0,57971 0,8253 69 17:15 30 0,2813 0,76983 0,52042 0,81464 70 17:30 25 0,2235 0,7459 0,52192 0,81462 71 17:45 25 0,1668 0,72197 0,52341 0,81459 72 18:00 25 0 0,69805 0,52491 0,81457 73 18:15 25 0 0,67412 0,48074 0,78682 74 18:30 25 0 0,65811 0,48134 0,7868 75 18:45 25 0 0,6421 0,48194 0,78677 76 19:00 25 0 0,62609 0,48254 0,78675 77 19:15 25 0 0,61008 0,44521 0,74392 78 19:30 25 0 0,60101 0,44555 0,7439 79 19:45 25 0 0,59195 0,4459 0,74389 80 20:00 25 0 0,58288 0,44625 0,74387 81 20:15 25 0 0,57381 0,40858 0,69647 82 20:30 25 0 0,56649 0,40886 0,69646

´_{Indice Hora Temperatura Irradiˆancia Residencial Comercial PQ Comercial MD} 83 20:45 25 0 0,55916 0,40914 0,69644 84 21:00 25 0 0,55183 0,40942 0,69643 85 21:15 25 0 0,54451 0,37681 0,66117 86 21:30 25 0 0,53924 0,37696 0,66116 87 21:45 25 0 0,53398 0,37711 0,66116 88 22:00 25 0 0,52872 0,37726 0,66116 89 22:15 25 0 0,52345 0,37007 0,62752 90 22:30 25 0 0,51518 0,36997 0,62753 91 22:45 25 0 0,50691 0,36987 0,62753 92 23:00 25 0 0,49863 0,36977 0,62754 93 23:15 25 0 0,49036 0,36758 0,57403 94 23:30 25 0 0,47484 0,36784 0,57402 95 23:45 25 0 0,45932 0,3681 0,57402 96 00:00 25 0 0,44379 0,36837 0,57401

APˆENDICE C – C´odigo do OpenDSS do Regulador de Tens˜ao

O quadro abaixo apresenta o c´odigo elaborado nesse trabalho para descrever no OpenDSS o regulador utilizado. Este fica localizado na subesta¸c˜ao do sistema de distribui-