ANÁLISE DO IMPACTO DA GERAÇÃO EÓLICA EM UM SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

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UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO

ESCOLA DE ENGENHARIA DE SÃO CARLOS

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA E DE

COMPUTAÇÃO

VINÍCIUS FERRAZ REIS

ANÁLISE DO IMPACTO DA GERAÇÃO EÓLICA EM

UM SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA

ELÉTRICA

São Carlos

Novembro de 2015

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VINÍCIUS FERRAZ REIS

ANÁLISE DO IMPACTO DA GERAÇÃO EÓLICA EM

UM SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA

ELÉTRICA

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado à Escola de Engenharia de São Carlos, da Universidade de São Paulo Curso de Engenharia Elétrica com ênfase em Sistemas de Energia e Automação ORIENTADOR:

Prof. Dr. Eduardo Nobuhiro Asada

São Carlos

Novembro de 2015

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AUTORIZO A REPRODUÇÃO TOTAL OU PARCIAL DESTE TRABALHO, POR QUALQUER MEIO CONVENCIONAL OU ELETRÔNICO, PARA FINS DE ESTUDO E PESQUISA, DESDE QUE CITADA A FONTE.

Ferraz Reis, Vinícius

F375a ANÁLISE DO IMPACTO DA GERAÇÃO EÓLICA EM UM SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA / Vinícius Ferraz Reis; orientador Eduardo Nobuhiro Asada. São Carlos, 2015.

Monografia (Graduação em Engenharia Elétrica com ênfase em Sistemas de Energia e Automação) -- Escola de Engenharia de São Carlos da Universidade de São Paulo, 2015.

1. Geração eólica distribuída. 2. Distribuição de energia. 3. OpenDSS. 4. Impacto da geração distribuída. I. Título.

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Dedico este trabalho a todos que acreditam na educação, honestidade e empenho

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Agradecimentos

Agradeço à Deus por me proporcionar a vida e dar forças para superar todas as dificuldades.

Aos meus pais, Antônio e Marilane, pelo amor incondicional, carinho e amizade, pelos incentivos e colaboração ao longo da minha caminhada acadêmica.

A minha noiva Thalita, pelo amor, amizade, cumplicidade, paciência e por sempre acreditar em mim.

A minha avó Maria (in memoriam), pelos momentos de felicidade que tive ao lado dela, ensinamentos e amor incondicional.

A toda minha família, pelos momentos felizes e apoio.

Aos meus amigos Deyvid Elias, Leandro Stagi, Lucas Prates, Lucas Sampaio, Luis Antônio, Luiz Felipe, Rafael Augusto, Raimundo César, Renan Teles e Thomas Sauer, pelos estudos eficientes, boas conversas, parceria e irmandade.

Ao professor Eduardo, pela oportunidade deste trabalho, pelas reuniões produtivas e pelos ensinamentos.

Aos colegas da USP, ao Guilherme Alves, Roger Aguera e o Rudolf Paternost pelo convívio diário e apoio na graduação.

À Universidade de São Paulo, por me proporcionar o ensino de excelência ao longo dos 3 anos que estive aqui.

A todos os professores e funcionários do departamento de Engenharia Elétrica da Escola de Engenharia de São Carlos, da Universidade de São Paulo.

Ao Instituto Militar de Engenharia, pela oportunidade de iniciar minha graduação, pelo amadurecimento e ensino de excelência ao longo dos 2 anos e meio que estive lá.

A todos que contribuíram direta ou indiretamente para que eu conseguisse finalizar essa etapa da vida com êxito.

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“O segredo da sabedoria, do poder e do conhecimento é a humildade.” (Ernest Hemingway)

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Resumo

Este trabalho de conclusão de curso tem como proposta estudar o comportamento de uma rede de distribuição de energia elétrica, disponibilizada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), através da inserção de quatorze geradores eólicos em diversos locais da rede, com o objetivo de analisar o impacto da geração distribuída. Foram analisados seis cenários de estudos, cada um com suas peculiaridades. As simulações dos cenários foram realizadas através do software Open Distribution System Simulator - OpenDSS. Dessa forma, observou-se os perfis de tensão nos barramentos, o fluxo de potência, as perdas nas linhas e transformadores e a sobrecarga dentro de uma região específica do sistema. Também foi possível encontrar os barramentos críticos do sistema, ou seja, aqueles que são mais afetados pelos geradores, bem como encontrar o máximo valor de potência dos geradores que inviabiliza o fluxo reverso de potência ativa para a subestação.

Palavras-chaves: Geração eólica distribuída; distribuição de energia; OpenDSS; impacto da geração distribuída.

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Abstract

This graduation project aims at study the behaviour of an eletrical power distribution network, provided by ANEEL (National Electricity Agency), by inserting fourteen wind generators at various locations on the network, in order to analyze the impact of dis-tributed generation. Six studies of scenarios, each with its peculiarities were analyzed. The simulations of scenarios were performed using the OpenDSS software. That way, it was noted the voltage levels, the power flow, the losses in the lines and transformers and overhead within a specific region of the system. It was also possible to find the critical bus system, in other words, those who are most affected by the generators as well as finding the maximum power value of the generators which prevents reverse flow of active power to the substation.

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Lista de ilustrações

Figura 1 – Produção em GWh de energia eólica de 2005 a 2014. Elaborado a partir

dos dados de [1]. . . 21

Figura 2 – Representação da estrutura dos objetos do OpenDSS. Elaborado a partir de [9]. . . 27

Figura 3 – Circuito original representativo (sem considerar as coordenadas). . . . 37

Figura 4 – Circuito representativo com a inserção dos geradores (sem considerar as coordenadas). . . 38

Figura 5 – Circuito real em escala (1:83333) com os transformadores e reguladores representados pelo ponto vermelho . . . 44

Figura 6 – Fluxo de potência para situação de carga baixa, sem geradores . . . 45

Figura 7 – Fluxo de potência para situação de carga baixa, com todos os geradores ativados. . . 46

Figura 8 – Fluxo de potência para situação de carga alta, sem geradores . . . 47

Figura 9 – Fluxo de potência para situação de carga alta, com geradores . . . 47

Figura 10 – Curva de carga dos geradores no intervalo de 3h20min. . . 51

Figura 11 – Carga B12 - Comparação dos níveis de tensão sem geradores (a) e com geradores no modo duty cycle (b). . . . 52

Figura 12 – Carga M8 - Comparação dos níveis de tensão sem geradores (a) e com geradores no modo duty cycle (b). . . . 53

Figura 15 – Load shape (perfil de carga) dos geradores no intervalo de 75 dias. . . . 60

Figura 16 – Carga B12 - Comparação dos níveis de tensão sem geradores (a) e com geradores no modo yearly (b) . . . . 61

Figura 17 – Carga M8 - Comparação dos níveis de tensão sem geradores (a) e com geradores no modo yearly (b). . . . 62

Figura 20 – Fluxo de potência para a situação inicial . . . 71

Figura 21 – Fluxo de potência para a situação final . . . 71

Figura 22 – Fluxo de potência para a situação sem geradores. . . 74

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Lista de tabelas

Tabela 1 – Potencial eólico brasileiro por região. Elaborado a partir dos dados de [2]. 22 Tabela 2 – Capacidade instalada de geração eólica por região, em 2014. Elaborado

a partir dos dados de [1]. . . 23

Tabela 3 – Registros de saída do EnergyMeter. Elaborado a partir de [7]. . . . 34

Tabela 4 – Dados dos cabos utilizados [7] . . . 40

Tabela 5 – Informações sobre os segmentos [7] . . . 40

Tabela 6 – Dados dos transformadores e reguladores [7] . . . 41

Tabela 7 – Dados da parte de controle do regulador de tensão . . . 41

Tabela 8 – Dados das cargas utilizadas com os valores de potência ativa para cada fase [7] . . . 42

Tabela 9 – Dados dos geradores utilizados. . . 42

Tabela 10 – Coordenadas cartesianas de cada barra . . . 43

Tabela 11 – Perdas no sistema para os quatro casos, bem como a potência total suprida pelas cargas. . . 48

Tabela 12 – Comparação dos níveis de tensão nos barramentos para situação de carga baixa . . . 49

Tabela 13 – Comparação dos níveis de tensão nos barramentos para situação de carga alta . . . 49

Tabela 14 – Valores de potência ativa e reativa fornecida ou absorvida pela subestação 50 Tabela 15 – Comparação dos valores encontrados pelo objeto Energy Meter colocado no terminal 1 do segmento MT1 para a situação com e sem geradores. 56 Tabela 16 – Velocidade do vento, potência máxima produzida pelo gerador e load shape. . . . 58

Tabela 17 – Comparação dos valores encontrados pelo objeto Energy Meter colocado no terminal 1 do segmento MT1 para a situação com e sem geradores. 65 Tabela 18 – Iterações para encontrar o fator multiplicativo dos geradores que forneça fluxo nulo de potência na subestação. . . 67

Tabela 19 – Máxima potência dos geradores para fluxo nulo na subestação com carga do sistema igual a 20 % da carga máxima. . . 67

Tabela 20 – Tensões em p.u nas barras para o caso extremo. . . 69

Tabela 21 – Níveis de tensão nos barramentos com os geradores 11, 12, 15, 16, 17 e 18 com potência igual a original. . . 70

Tabela 22 – Comparação das perdas para a situação inicial (todos geradores com o triplo da potência nominal) e situação final (apenas geradores 11, 12, 15, 16, 18 e 17 com potência nominal) . . . 70

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Tabela 23 – Comparativo dos níveis de tensão com os 5 geradores ativos e geradores inativos . . . 73 Tabela 24 – Comparação das perdas para a situação sem geradores e com cinco

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Sumário

1 INTRODUÇÃO . . . 21

1.1 Energia eólica no Brasil . . . 21

1.2 Motivação . . . 23

1.3 Objetivos . . . 24

1.4 Estrutura do trabalho . . . 25

2 O SOFTWARE OPENDSS . . . 27

2.1 Pré-simulação . . . 28

2.2 Definição de cada elemento do circuito e sua sintaxe de comando . 28 2.2.1 Barramento de saída do alimentador . . . 28

2.2.2 Código do condutor . . . 29

2.2.3 Segmentos de linha . . . 29

2.2.4 Transformador . . . 30

2.2.5 Modelagem da curva de carga . . . 31

2.2.6 Gerador . . . 31 2.2.7 Carga . . . 32 2.2.8 EnergyMeter . . . . 33 2.2.9 Monitor . . . . 34 2.3 Pós-simulação . . . 35 3 DESCRIÇÃO DO PROBLEMA . . . 37 3.1 Definição do circuito . . . 39 3.1.1 Cabos e segmentos . . . 40 3.1.2 Transformadores e reguladores . . . 41 3.1.3 Cargas e geradores . . . 42

3.2 Representação do circuito original . . . 43

4 CENÁRIOS DE ESTUDO DO SISTEMA . . . 45

4.1 Primeiro cenário . . . 45

4.1.1 Sistema sem geradores e carga baixa . . . 45

4.1.2 Sistema com geradores e carga baixa . . . 46

4.1.3 Sistema sem geradores e carga alta . . . 46

4.1.4 Sistema com geradores e carga alta . . . 47

4.1.5 Perdas no sistema . . . 48

4.1.6 Níveis de tensão nos barramentos . . . 48

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4.1.8 Considerações finais . . . 50 4.2 Segundo cenário . . . 51 4.2.1 Considerações finais . . . 56 4.3 Terceiro cenário . . . 57 4.3.1 Considerações finais . . . 66 4.4 Quarto cenário . . . 66 4.4.1 Considerações finais . . . 68 4.5 Quinto cenário . . . 68 4.5.1 Considerações finais . . . 71 4.6 Sexto cenário . . . 72 4.6.1 Considerações finais . . . 74 5 CONCLUSÃO . . . 77 5.1 Sugestão para trabalhos futuros . . . 78

Referências . . . 79

APÊNDICES

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1 Introdução

1.1 Energia eólica no Brasil

A energia eólica vem conquistando cada vez mais seu espaço no cenário brasileiro de geração de eletricidade. Há sete anos era desprezada na Matriz Energética de Eletricidade e em 2014 correspondeu a cerca de 2% de toda a eletricidade produzida no país, com uma produção igual a 12 210 GWh, de acordo com dados do Balanço Energético Nacional (BEN) de 2015, como mostra a Figura 1. A capacidade instalada em 2014 foi de 4,888GW, representando cerca de 3,6% de toda a capacidade instalada de geração elétrica no país, que em 2014 era 133,914GW [1]. 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Pr o d u ção e m GWh Ano

Figura 1 – Produção em GWh de energia eólica de 2005 a 2014. Elaborado a partir dos dados de [1].

De acordo com o Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL), o Brasil apresenta um potencial bruto onshore de 143,5 GW e o potencial energético offshore, até 10 km da costa, é estimado em 57 GW.

Além de ser uma fonte renovável e o Brasil apresentar um grande potencial de geração eólica, a energia gerada através dos ventos pode complementar a energia elétrica gerada pelas hidrelétricas. Em períodos de seca dos rios a geração de hidroeletricidade é diminuída, mas em compensação há um aumento na velocidade dos ventos, contribuindo para amenizar possíveis crises energéticas como essa que o Brasil está enfrentando.

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22 Capítulo 1. Introdução

Tabela 1 – Potencial eólico brasileiro por região. Elaborado a partir dos dados de [2]. Região Potência (GW) Produção média (TWh/ano)

Norte 12,8 26,4 Nordeste 75,0 144,3 Sudeste 29,7 54,9 Sul 22,8 41,1 Centro - Oeste 3,1 5,4 Total 143,4 272,1

O conhecimento da velocidade média anual do vento é de extrema importância para estimar a energia que pode ser gerada em determinada região. Esses dados são fornecidos pelo Instituto Nacional de Meteorologia (INMET), que possui em seu banco de dados séries históricas com os valores da velocidade do vento mensal, diária e horária.

O atlas do potencial eólico Brasileiro contém informações acerca da capacidade de geração eólica em todo território nacional, bem como o potencial de cada uma das cinco regiões. Dessa forma, com o atlas é possível definir quais locais são promissores e eficazes para a geração de energia. Possuir informações sobre a constância e velocidade dos ventos em determinado local é um fator primordial a ser considerado para que seja possível a instalação de sistemas eólicos com eficiência, pois, caso contrário, eles serão dimensionados inadequadamente, acarretando em erros de estimativa de produção de energia e consequente prejuízo financeiro.

De acordo com os dados extraídos do atlas, conforme Tabela 1, a região Nordeste é a que apresenta o maior potencial de geração eólica, seguida pela região Sudeste, Sul, Norte e Centro-Oeste. Ainda assim, o atlas disponibilizado em [2] revela que mesmo em regiões com ventos favoráveis não há uniformidade na velocidade dos ventos em toda a região. Por exemplo, apesar do Nordeste apresentar um alto potencial eólico, há locais que a velocidade média anual não ultrapassa 4m/s. Uma análise da regularidade dos ventos também é fundamental, pois há locais que há grandes rajadas de ventos, mas não é mantida a constância. Dessa maneira, é necessária uma análise minuciosa dos dados referentes à velocidade dos ventos no local desejado para a instalação dos sistemas eólicos.

Por fim, a região Nordeste além de apresentar um alto potencial, também possui o melhor regime de ventos quando a vazão dos rios que abastecem as hidrelétricas está baixa, apresentando uma boa complementaridade hidro-eólica [3]. Portanto, nessa região a exploração da energia eólica é fundamental para complementar a oferta de energia elétrica no Brasil, representando atualmente 79,9% da capacidade instalada de geração eólica em todo o território [1], conforme Tabela 2.

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1.2. Motivação 23

Tabela 2 – Capacidade instalada de geração eólica por região, em 2014. Elaborado a partir dos dados de [1]. Região Porcentagem Norte 0,0% Nordeste 79,9% Sudeste 0,6% Sul 19,5% Centro - Oeste 0,0%

1.2 Motivação

Os sistemas de distribuição têm recebido grande atenção nas últimas décadas em função da redução de custos da automação e comunicação de dados. Um ponto bastante relevante é o aparecimento de geradores de menor porte (mini geração e micro geração), que podem ser conectados diretamente à rede elétrica de média ou de baixa tensão.

A presença desses geradores requer que a estrutura atual das redes de distribuição seja reavaliada, pois em sua maioria, os projetos dessas redes não consideravam a presença de geradores. Recentemente, geradores fotovoltaicos e eólicos de pequeno porte têm se mostrado como alternativas de baixa emissão de carbono, além de contribuírem para diversificação da matriz energética, embora ainda apresentem alto custo de instalação no país. No entanto, é necessário verificar o impacto que a presença desses geradores provoca na rede elétrica.

A geração de energia eólica em alta tensão cresceu bastante nos últimos anos e a tendência é que esse crescimento continue, pois o potencial eólico do país é bastante favorável. Já para o consumidor de baixa tensão esse mercado ainda é um pouco tímido devido aos altos custos, mas ainda assim a tendência é que nos próximos anos o Brasil siga os passos de diversos países europeus que utilizam energia eólica gerada em suas próprias residências. Dessa forma, esse estudo possui grande relevância, pois por meio dele será possível analisar como determinada rede de energia elétrica se comportaria diante da geração de eletricidade eólica.

A diversificação energética do Brasil e o incentivo ao uso de fontes renováveis é fundamental para o desenvolvimento econômico e poderá evitar crises energéticas, já que a previsão é que em 2050 o consumo de eletricidade seja o dobro do atual [4]. Os sistemas de geração distribuída, ou seja, quando a energia produzida é consumida próximo à carga, possuem diversos benefícios para o sistema elétrico brasileiro, pois diminuem o carregamento das redes, diminuindo as perdas técnicas. Por outro lado, ainda há poucos estudos aqui no Brasil com relação aos impactos que uma grande quantidade de geradores distribuídos podem trazer aos sistemas de distribuição.

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24 Capítulo 1. Introdução

que haja o aumento do número de geradores distribuídos, já que esse sistema permite ao produtor enviar a energia excedente para a rede, obtendo créditos com a concessionária que valem por até 3 anos para serem descontados em contas de eletricidade com mesma titularidade [5].

A análise dos níveis de tensão nos barramentos da rede de distribuição em diferentes situações é importante para avaliar se o sistema encontra-se dentro dos padrões de qualidade exigidos pela ANEEL. As faixas de classificação de tensões estão disponíveis no PRODIST e são definidas em adequadas, precárias e críticas, conforme a classe de tensão [6]. Dependendo da quantidade de geradores no sistema, as faixas de tensão podem ser demasiadamente altas, levando ao enquadramento na faixa crítica, podendo provocar danos a equipamentos ligados à rede.

Outro fator importante a ser considerado são as perdas ocasionadas pela inserção dos geradores nos sistemas de distribuição. Com a inserção dos geradores pode haver diminuição de perdas em determinada situação de operação, já que a geração distribuída permite o consumo da energia próximo aos locais de geração.

Em determinadas situações de operação, caso haja uma inserção muito grande de geradores além da capacidade do sistema de distribuição, poderá haver fluxo de potência ativa excedente retornando para a subestação, trazendo problemas como a elevação significativa dos níveis de tensão e descoordenação dos sistemas de proteção.

Diante dos fatos apresentados, o software OpenDSS apresenta-se como uma exce-lente ferramenta para o cálculo de perdas técnicas, análises de fluxo de potência e níveis de tensão nos sistemas de distribuição de média e baixa tensão [7], tanto para a operação normal quanto para a situação com geradores distribuídos inseridos na rede. Através desse software será possível prever o comportamento do sistema de distribuição com a entrada dos geradores distribuídos, encontrar formas de minimizar os impactos negativos e constatar os possíveis benefícios.

1.3 Objetivos

Este trabalho de conclusão de curso tem por objetivo analisar os impactos técnicos que a geração de eletricidade eólica exerce quando se faz presente em sistemas de distribuição de energia elétrica. Os sistemas a serem estudados serão tanto para consumidores de baixa tensão, que poderão enviar e receber energia da rede através da geração distribuída com os sistemas on-grid, quanto para a geração em alta tensão, analisando o impacto das constâncias dos ventos e o consequente regime intermitente de geração de eletricidade.

O estudo compreenderá diversas simulações sob condições de operação diferentes. Serão realizadas análises da penetração dos geradores eólicos na rede de distribuição,

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1.4. Estrutura do trabalho 25

avaliando as variações nas perdas técnicas, variações nas tensões elétricas nos barramentos e variações na capacidade de transporte de potência.

1.4 Estrutura do trabalho

Além dessa introdução apresentada, este trabalho possui mais cinco capítulos. O Capítulo 2 contém informações sobre o software OpenDSS, indicando sua aplicabilidade na simulação dos sistemas de distribuição, bem como as sintaxes de comando para definir cada elemento do circuito. O Capítulo 3 descreve o problema proposto, mostrando o circuito de estudo e todos os elementos que o compõe. No capítulo 4 são analisados os seis cenários de estudo e contém os resultados das simulações para cada um deles. No capítulo 5 são analisados e discutidos de forma objetiva os resultados obtidos no Capítulo 4. Por fim, o Capítulo 6 traz as conclusões obtidas com a realização deste trabalho.

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2 O software OpenDSS

O Open Distribution System Simulator - OpenDSS é um software de código aberto pertencente à Eletric Power Research Institute -EPRI, destinado às análises de sistemas de distribuição de energia [8].

O OpenDSS é utilizado principalmente nas aplicações especiais dos sistemas de distribuição, tais como a geração distribuída, análise de harmônicos e qualidade de energia. O programa foi desenvolvido para ser expansível, podendo ser facilmente modificado às necessidades futuras [7].

O programa realiza atualmente análises no domínio da frequência (60Hz ou outras), ou seja, em regime permanente. Não é possível realizar simulações no domínio do tempo (transitórios eletromagnéticos) [8].

O software apresenta atualmente diversos modos de solução, tais como fluxo de potência instantâneo (Snapshot Power Flow), fluxo de potência diário (Daily Power

Flow), fluxo de potência anual (Yearly Power Flow), harmônicos (Harmonics), dinâmico

(Dynamics), estudo de faltas (Faultstudy), dentre outros.

O circuito do OpenDSS é dividido em 5 estruturas, conforme apresentado na Figura 2. O PDElement (Power Delivery Element) é composto por elementos fornecedores de energia, possuindo a função de transportar energia de um ponto ao outro do sistema. O PCElement (Power Conversion Element) é composto por elementos de conversão de energia, possuindo a função de converter a energia da forma elétrica para uma outra, ou vice-versa. O Controls é formado por elementos que realizam o controle de algum outro elemento do circuito. O Meters são os medidores, formado por elementos que têm a função de analisar determinado elemento do circuito com relação aos valores de corrente, tensão e potência. O General é composto por objetos comuns a qualquer circuito [8].

Figura 2 – Representação da estrutura dos objetos do OpenDSS. Elaborado a partir de [9].

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28 Capítulo 2. O software OpenDSS

2.1 Pré-simulação

Para o início da simulação no ambiente do software OpenDSS é necessário pri-meiramente organizar os componentes do circuito que será analisado. Geralmente, os principais componentes do circuito são: alimentador, segmentos da rede, cabos, cargas, transformadores, reguladores, geradores e capacitores. Todos esses componentes estão presentes em todos os grandes sistemas de distribuição de energia.

Com todos esses componentes definidos, é necessário a obtenção dos dados que define cada um deles. Por exemplo, para o alimentador, a tensão de linha no barramento principal deve ser conhecida, para os segmentos da rede é necessário o seu comprimento e o tipo de cabo utilizado, já para os transformadores é necessária a informação do tipo de conexão, da tensão do primário e secundário, potência nominal em kva, dentre outros dados relevantes.

Para as cargas, geradores e capacitores é preciso ter informações da tensão nominal, carga nominal, fator de potência, número de fases, dentre outros que serão discutidos na próxima seção. De posse dos dados corretos de todos os componentes é possível fazer a simulação de forma correta e eficiente do circuito.

2.2 Definição de cada elemento do circuito e sua sintaxe de

co-mando

Após a definição de todos os componentes com os respectivos parâmetros da rede de distribuição que está sendo analisada é possível iniciar a simulação do sistema através dos diversos comandos do OpenDSS.

2.2.1 Barramento de saída do alimentador

O barramento de saída é definido como o principal elemento fornecedor de potência que irá alimentar todo o circuito e no OpenDSS é representado pelo Vsource, ou seja, a "fonte" do circuito. O primeiro passo para o início da simulação é dar o nome ao seu circuito com os parâmetros necessários.

Os principais parâmetros para a definição do barramento são:

• basekV = tensão nominal de linha em kV;

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2.2. Definição de cada elemento do circuito e sua sintaxe de comando 29

• pu = tensão de operação em por unidade (p.u) do barramento; • phases = no _{de fases do alimentador. O valor padrão é 3;}

• R1 = resistência de sequência positiva em ohms por unidade de medida; • X1 = reatância de sequência positiva em ohms por unidade de medida.

Dois exemplos de como definir o alimentador:

New circuit.nome-circuito

Edit Vsource.source basekv=13.8 phases=3 Bus1=alimentador pu=1.0 R1=0 X1=0.0001

ou simplesmente:

New circuito.nome basekv=13.8 phases=3 Bus1=alimentador pu=1.0 R1=0 X1=0.0001

2.2.2 Código do condutor

O código do condutor é especificado pelo objeto "Linecode" que contém os parâme-tros do cabo que serão inseridos, tais como:

• nphases = número de fases. O valor padrão é 3;

• R1 = resistência de sequência positiva em ohms por unidade de medida; • X1 = reatância de sequência positiva em ohms por unidade de medida; • units = unidade de medida em mi, km, m, cm, ft,kft e in;

• basefreq = frequência base em que os valores de impedância são especificados. O valor padrão é 60hz;

• normamps = corrente nominal do cabo em ampères.

Um exemplo de comando é:

New Linecode.336.4 nphases=3 BaseFreq=60 R1=0.222 X1=0.402 Units=km normamps=322

2.2.3 Segmentos de linha

É um elemento de conexão entre duas barras e é especificado através do objeto

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336.4 do exemplo anterior, fazendo com que o objeto "Line" receba os parâmetros dos cabos. Os parâmetros fundamentais para a definição desse objeto são:

• Bus1 = nome da barra do terminal 1; • Bus2 = nome da barra do terminal 2;

• Linecode = nome de um objeto Linecode contendo os parâmetros dos cabos; • Length = unidade de medida do comprimento do segmento;

• Phases = no _{de fases. O valor padrão é 3.} Um exemplo de comando é:

New Line.MT1 Phases=1 Bus1=1.1.2.3 Bus2=2.1.2.3 Linecode=336.4 Length=2.75 units=km

2.2.4 Transformador

O transformador é especificado pelo objeto Transformer com número de enro-lamentos e conexões a serem definidas. Os parâmetros necessários para a definição do transformador são:

• Phases = No _{de fases. O valor padrão é 3;}

• Windings = No _{de enrolamentos. O valor padrão é 2;}

• XHL = reatância percentual do primário para o secundário; • XLT = reatância percentual do secundário para o terciário; • XHT = reatância percentual do primário para o terciário;

• Wdg = número inteiro que representa o enrolamento que receberá os parâmetros abaixo;

• Bus = definição para a ligação deste enrolamento (Wdg), sendo que cada enrolamento é ligado a uma barra;

• Conn = conexão do enrolamento (delta ou wye). Para transformadores ligados em estrela a tensão a ser preenchida no parâmetro a seguir será a tensão nominal de fase e nos casos de ligação em delta a tensão nominal de linha;

• kV = tensão nominal do enrolamento em kV; • kVA = potência nominal do enrolamento em kVA;

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• Tap = tensão em p.u que o tap estão ajustado.

Um exemplo de comando para um transformador trifásico de dois enrolamentos é:

New Transformer.TR1 Phases=3 Windings=2 Xhl=2.72

∼ wdg=1 bus=9 conn=delta kv=13.8 kva=150 %r=0.635 tap=1 ∼ wdg=2 bus=16 conn=wye kv=0.38 kva=150 %r=0.635 tap =1.05 O símbolo ∼ representa a continuidade da linha superior.

2.2.5 Modelagem da curva de carga

A curva de carga pode ser definida tanto para a carga quanto para o gerador e consiste em um conjunto de números multiplicadores variando entre 0 e 1 que são aplicados aos valores de potência em kW para representar a variação da carga em determinado período de tempo.

É especificado pelo objeto "Loadshape" e os principais parâmetros são:

• Npts = número de pontos da curva;

• Interval = intervalo entre os pontos dado em horas; • minterval = intervalo em minutos;

• sinterval = intervalo em segundos;

• Mult = conjunto de valores referentes aos multiplicadores da carga.

Um exemplo de comando é definido como:

new loadshape.nome_curva Npts=5 Interval=1.0 mult=(.3 .4 .5 .6 .7)

2.2.6 Gerador

O gerador é especificado pelo objeto generator. Os parâmetros necessários para defini-lo são:

• bus1 = Nome da barra na qual o gerador está conectado; • phases = No _{de fases do gerador;}

• kV = tensão base em kV para o gerador; • kW = potência total para todas as fases;

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32 Capítulo 2. O software OpenDSS • Pf = fator de potência nominal para o gerador. Pf Negativo significa que ele está

absorvendo potência reativa. Para Pf=1 o sinal é indiferente;

• Model = no _{inteiro que define como o gerador irá variar com a tensão. São 7 modelos} disponíveis.;

• Daily = nome da curva de carga associada ao modo "Daily"; • Duty = nome da curva de carga associada ao modo Duty cycle; • Conn = conexão da carga em delta ou estrela.

Um exemplo de comando para o gerador é:

New Generator.G12 bus1=12 kW=5 kV=0.38 conn=delta model=1 pha-ses=3 pf=1 duty=wind_turbine1

2.2.7 Carga

A carga é especificada pelo objeto load. Os parâmetros necessários para especificá-la são:

• bus1 = Nome da barra na qual a carga está conectada; • phases = No _{de fases da carga;}

• kV = tensão base em kV para a carga; • kW = potência total para todas as fases; • Pf = fator de potência nominal;

• Model = no _{inteiro que define como a carga irá variar com a tensão. São 8 modelos} disponíveis;

• Daily = nome da curva de carga associada ao modo Daily; • Duty = nome da curva de carga associada ao modo Duty cycle; • Conn = conexão da carga em delta ou estrela.

Para o modelo ZIP é necessário definir o objeto "zipv" que é composto por 7 valores inteiros. Como exemplo, tem-se:

zipv = (0.5,0,0.5,1,0,0,0.9)

no qual os três primeiros dígitos são fatores de ponderação ZIP para a potência ativa, os três seguintes são fatores de ponderação ZIP para a potência reativa e, o último

(35)

número, é o valor em p.u da tensão de corte. A soma dos três primeiros números deve ser igual a 1, assim como a soma dos três seguintes. Não há default, sendo necessário a especificação dos valores. Um exemplo de comando para a carga é:

New Load.M2a Bus1=2.1.0 Phases=1 Conn=Wye Model=8 kV=(13.8 3 sqrt /) kW=400.0 pf=0.92 daily=day status=variable zipv=(0.5, 0, 0.5, 1, 0, 0, 0.9)

2.2.8 EnergyMeter

O objeto EnergyMeter funciona como um medidor inteligente conectado a um terminal de um elemento do circuito, simulando o comportamento de um medidor de energia real. Esse objeto não se limita a coletar informações somente do local que está instalado, mas pode acessar valores em outros lugares no circuito. Com ele é possível medir a energia em kWh, a potência, as perdas e os valores de sobrecarga em uma área definida do circuito [8].

O EnergyMeter também é capaz de diferenciar as perdas no ferro e cobre dos transformadores, bem como as perdas ocorridas em até sete níveis de tensão diferentes [7]. Essa ferramenta é importante para a análise nos modos daily, yearly e duty, já que retorna valores ao longo de todo o tempo de simulação do circuito. As principais informações que o EnergyMeter fornece são encontrados na Tabela 3.

Um exemplo de comando para esse objeto é:

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Tabela 3 – Registros de saída do EnergyMeter. Elaborado a partir de [7]. Registro Medição

1 kWh no local do medidor

2 kVarh no local do medidor

3 kW máxima no local do medidor

4 kVA máxima no local do medidor

5 kWh na área do medidor

6 kVarh na área do medidor

7 kW máxima área do medidor

8 kVA máxima área do medidor

9 kWh sobrecarga na área do medidor, classificações normais 10 kWh sobrecarga na área do medidor, classificações de emergência

11 Exceder a capacidade normal de energia (REE) para as cargas na área do medidor 12 Energia não suprida (UE) às cargas na área do medidor

13 Perdas (kWh) nos elementos de fornecimento de energia na área do medidor

14 Perdas reativas (kVarh ) nos elementos de fornecimento de energia na área do medidor 15 Perdas máximas (kW ) nos elementos de fornecimento de energia na área do medidor

16 Perdas reativas máximas (kVar) nos elementos de fornecimento de energia na área do medidor 17 Perdas cobre kWh Perdas (I2 * R) nos elementos de fornecimento de energia

18 Perdas cobre kVarh Perdas (I2 * X) nos elementos de fornecimento de energia 19 Perdas ferro em kWh nos elementos de derivação, principalmente transformadores 20 Perdas ferro em kvarh em elementos de derivação

21 Máxima perdas no cobre kW durante a simulação 22 Máxima perdas no ferro kW durante a simulação 23 Perdas de linha: Perda no elemento LINE

24 Perdas do Transformador: Perda no elemento transformador 25 Perdas de sequência positiva e negativa em linhas trifásicas 26 Perdas de sequência zero em linhas trifásicas

27 Perdas em linhas de trifásicas

28 Perdas em linhas de monofásicas e bifásicas

29 Geração em kWh

30 Geração em kvarh

31 Máxima potência gerada kW

32 Máxima potência gerada kVA

2.2.9 Monitor

O Monitor permite a visualização, de todas as fases, do comportamento de corrente, tensão e potência ao longo do tempo, para o modo daily, yearly e duty. Os dados obtidos também podem ser exportados para um arquivo .CSV, que conterá os valores de tensão, potência ou corrente para cada elemento.

Um exemplo de comando para esse objeto é:

(37)

2.3. Pós-simulação 35

2.3 Pós-simulação

Após a inserção de todos os parâmetros essenciais, o circuito já pode ser resolvido. Isso se dá através do comando Solve e logo em seguida é inserido os comandos que o usuário deseja visualizar com a resolução do circuito. Os dados obtidos nessa etapa são fundamentais para a análise do circuito como, por exemplo, os níveis de tensão nas barras, as potências ativas e reativas em cada elemento, as perdas totais do circuito e as curvas de tensão versus tempo.

A seguir há alguns dos principais comandos que são utilizados no software:

• Show voltagesln: mostra as tensões fase-neutro de cada barra;

• Show powers kva: fornece os valores de potência ativa e reativa que é fornecida ou consumida por cada elemento do circuito;

• Show losses: indica as perdas em cada elemento, as perdas totais nas linhas e nos transformadores, bem como a porcentagem das perdas no circuito;

• Plot Loadshape: mostra a curva de carga ao longo do tempo;

• Plot Monitor: mostra a curva de tensão ou potência ao longo do tempo.

Cabe salientar que o OpenDSS quando é executado no modo daily, yearly ou duty fornece os resultados apenas para o último ponto da curva de carga. Por exemplo, as tensões e perdas encontradas através dos comandos Show voltagesln e Show losses são para o último ponto do loadshape especificado.

Há formas de contornar esse problema com métodos iterativos através a interface COM, utilizando softwares como MATLAB ou linguagens como VBA e Phyton. Com métodos iterativos é possível obter o resultado para cada ponto da curva de carga e, assim, obter o valor total das perdas ou o nível de tensão ao longo do tempo, bem como outros parâmetros.

O software OpenDSS também oferece algumas ferramentas poderosas, como o objeto Energy Meter e Monitor que monitoram o circuito a todo tempo e não apenas para o último ponto da curva de carga.

(38)

(39)

37

3 Descrição do problema

Nesse estudo foi utilizado como circuito de análise o sistema proposto pela ANEEL, que consta em [7]. Este circuito é composto por 20 barras, 2 transformadores, 2 reguladores de tensão e 12 cargas, conforme Figura 3. A partir dele foi realizada a inserção de geradores em 14 barras, conforme Figura 4, para analisar o impacto que os geradores distribuídos provocarão no sistema em seis diferentes cenários de estudo.

Figura 3 – Circuito original representativo (sem considerar as coordenadas).

O primeiro cenário observará o impacto dos geradores no sistema com uma produção fixa de energia, em um intervalo de 1 hora, considerando eles ora ativos ora inativos. Serão analisadas quatro situações possíveis: carga alta com todos os geradores ativados, carga alta com todos os geradores desativados, carga baixa com todos os geradores ativados e carga baixa com todos os geradores desativados.

(40)

38 Capítulo 3. Descrição do problema

Figura 4 – Circuito representativo com a inserção dos geradores (sem considerar as coor-denadas).

No segundo cenário será analisado o impacto dos geradores eólicos distribuídos em um curto intervalo de tempo de 3h20min. Para isso, será utilizado uma curva de carga dos geradores disponibilizada em um dos próprios exemplos do software. Esse arquivo contém 2400 pontos variando a cada 5s. A carga será fixa e igual a 80% da carga máxima do sistema.

O terceiro cenário contemplará o impacto dos geradores distribuídos em um longo intervalo de tempo, durante 75 dias em intervalos de 24 horas. Para levantar a curva de carga dos geradores foram coletados dados da velocidade do vento para a cidade de Rio Grande-RS, através do site do INMET [10], do período de 18/10/2014 à 31/12/2014. A curva de carga para as cargas se mantém e será a mesma utilizada em [7].

No quarto cenário será considerado uma situação crítica que corresponde a carga do sistema com valor igual ou superior a 20% da carga máxima total. Isto é, o sistema terá essa carga em alguns momentos do dia, mas será sempre superior aos 20% da carga máxima total. O objetivo é encontrar, para essa situação, a máxima potência que podem ter os geradores colocados em alguns pontos do circuito para que haja fluxo nulo de potência

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3.1. Definição do circuito 39

ativa na subestação. Ou seja, qualquer gerador com potência abaixo dessa potência máxima não acarretará fluxo de potência em direção à subestação.

O quinto cenário de análise abordará uma situação extrema, ou seja, será colocado geradores com alta potência, equivalente a 3 vezes a potência dos geradores originais, com a carga máxima do circuito operando. Através dessa análise serão encontradas as barras críticas do sistema.

No sexto e último cenário de estudo serão ativados aleatoriamente apenas cinco geradores (2, 6, 9, 11, e 17), dos 14 disponíveis. Além disso, a potência de cada um deles será o triplo da potência original e a carga será 100% da carga máxima do sistema. O objetivo será avaliar o impacto que geradores isolados com alta potência podem acarretar nos outros barramentos, mesmo quando estes não estão diretamente ligados aos geradores.

3.1 Definição do circuito

O programa foi dividido em vários arquivos separados para uma melhor organização dos dados e para que possíveis modificações pudessem ser feitas analisando cada arquivo separadamente. Para isso, utilizou-se o comando "Redirect", que chama os arquivos contidos numa mesma pasta e foram inseridos no arquivo "Run.dss" da seguinte forma:

• Redirect alimentador.dss • Redirect cabos.dss • Redirect segmentos.dss • Redirect reguladores.dss • Redirect transformadores.dss • Redirect geradores.dss • Redirect cargas.dss • Redirect medidores.dss • Redirect geradores_caso5 • Redirect geradores_caso6 • Redirect energy_meter • Redirect plot_tensao.dss

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Esse último comando foi inserido após o Solve, já que é um comando que fornece resultados de saída após a simulação. O programa completo desenvolvido nesse trabalho está no Apêndice A.

3.1.1 Cabos e segmentos

A Tabela 4 e Tabela 5 contém os parâmetros desses elementos. Tabela 4 – Dados dos cabos utilizados [7] Condutor No _{de fases} _R1(ohm/km) _X1(ohm/km)

336.4 3 0,222 0,402 3/0 3 0,443 0,428 1/0 3 0,705 0,45 336.4_2 2 0,222 0,402 3/0_2 2 0,443 0,428 1/0_2 2 0,705 0,45 336.4_1 1 0,222 0,402 3/0_1 1 0,443 0,428 1/0_1 1 0,705 0,45

Tabela 5 – Informações sobre os segmentos [7]

Segmento Barra 1 Barra 2 Fases Condutor Comprimento(km)

MT1 1 2 1.2.3 336.4 2,75 MT2 2 3 1.2 3/0_2 2,75 MT3 2 4 3 336.4_1 2,5 MT4 2 8 1.2.3 336.4 3 MT5 4 5 3 1/0_1 2 MT6 4 6 3 3/0_1 3,25 MT7 6 7 3 1/0_1 2,5 MT8 8 9 1.2.3 1/0 3 MT9 9 10 1 1/0_1 2,25 MT10 10r 15 1 1/0_1 4,25 MT11 15 11 1 1/0_1 6,5 MT12 9r 13 1.2.3 1/0 4,25 BT1 16 12 1.2.3 1/0 0,25 BT2 3c 18 2 1/0 0,25 BT3 3c 17 1 1/0 0,25

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3.1. Definição do circuito 41

3.1.2 Transformadores e reguladores

Para o sistema estudo foram definidos dois transformadores e dois reguladores de tensão (reg10a e reg9a). O transformador TR1 é trifásico e o TR2 é monofásico. A presença dos reguladores de tensão é fundamental para ajustar a tensão nos barramentos para níveis aceitáveis.

A Tabela 6 e Tabela 7 contém os parâmetros desses componentes. Tabela 6 – Dados dos transformadores e reguladores [7]

TR1 TR2 reg10a reg9a No _{de fases} ₃ ₁ ₁ ₁ No de enrolamentos 2 3 2 2 Potência nominal(kVA) 150 45 1000 600 Tensão primária(kV) 13,8 13,8 7,97 13,8 Tensão secundária(kV) 0,38 0,19 7,97 13,8

Conexão delta/estrela delta/estrela estrela/estrela delta aberto

Tap(pu) 1,05 1 - -R% 0,635 1,2 - -Xhl(%) 2,72 2,04 0,5 0,5 Xht(%) - 2,04 - -Xlt(%) - 1,36 - -Perda total(%) 0,5 0,5 0,3 0,3 Perda (%) 0,2 0,2 0,1 0,1

Tabela 7 – Dados da parte de controle do regulador de tensão creg9a/creg9c creg10a Segmento de linha de conexão 10.1 10r.1

No de enrolamentos 2 2

Potência nominal(kVA) 600 1000

Tensão primária(kV) 13,8 7,97

Tensão secundária(kV) 13,8 7,97

Conexão delta/estrela delta/estrela

Faixa 2 2

Tensão controlada pelo regulador 105 105

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3.1.3 Cargas e geradores

A Tabela 8 e Tabela 9 contém as especificações e ligações das cargas e geradores, respectivamente. Para todos os geradores considerou-se fator de potência unitário, conexão delta e modelo 1, ou seja, modelo que injeta potência ativa constante para um determinado fator de potência. Além disso foi considerado que cada gerador possui potência fixa de 30kW, 60kW ou 180kW. Esses valores foram escolhidos de forma empírica de acordo com as características dos geradores ligados em cada barra.

Tabela 8 – Dados das cargas utilizadas com os valores de potência ativa para cada fase [7] Carga Barra 1 No _Fases _Conexão _Tensão(kV) _Modelo _FP _{Potência (kW)}

Fase A Fase B Fase C

M2a 2 1 wye 7,97 ZIP 0,92 400

M5c 5 1 wye 7,97 ZIP 0,92 400

M6 6 1 wye 7,97 ZIP 0,92 400

M7c 7 1 wye 7,97 ZIP 0,92 40

M8 8 3 wye 13,8 ZIP 0,92 100 100 100

M9 9 3 wye 13,8 ZIP 0,92 200 200 200

M11a 11 1 wye 7,97 ZIP 0,92 20

M15a 15 1 wye 7,97 ZIP 0,92 200

M13 13 3 delta 13,8 ZIP 0,92 200 200 200

B12 12 3 delta 0,38 ZIP 0,92 25 25 25

B17a 17 1 wye 0,19 ZIP 0,92 10

B18b 18 2 wye 0,19 ZIP 0,92 10

Tabela 9 – Dados dos geradores utilizados. Gerador Barra No _fases _Vnominal(kV) _P(kW)

G2 2 3 7,97 180 G4 4 3 7,97 180 G5 5 3 7,97 180 G6 6 3 7,97 180 G7 7 3 7,97 180 G8 8 3 13,8 180 G9 9 3 13,8 180 G11 11 3 7,97 180 G15 15 3 7,97 180 G13 13 3 13,8 180 G12 12 3 0,38 60 G16 16 3 0,38 180 G17 17 3 0,19 30 G18 18 3 0,19 30

Para a carga foi escolhido o modelo 8 (ZIP), referente a impedância Z, corrente I e potência P. Esse modelo contém os expoentes de potência ativa e reativa para cada um dos três tipos de modelos de carga. Com isso, para o nosso estudo foi considerado que

(45)

3.2. Representação do circuito original 43

a carga possui 50% de potência constante e 50% de impedância constante para a parte ativa, e 100% de impedância constante para a parte reativa.

3.2 Representação do circuito original

Para a representação do circuito com todas as distâncias em escala real, obteve-se as coordenadas de cada barramento, respeitando os comprimentos dos segmentos de rede. Isso foi feito através do desenho do circuito com o software GeoGebra, como mostra a Figura 5.

As coordenadas do sistema foram inseridas em um arquivo .txt, de forma espaçada, com a primeira, segunda e terceira colunas contendo, respectivamente, identificação da barra, abscissa x e ordenada y, conforme Tabela 10.

Tabela 10 – Coordenadas cartesianas de cada barra Barra x(km) y(km) 1 0 0 2 2,75 0 3 4,01 2,44 3c 4,01 2,44 4 4,13 -2,66 5 3,29 -4,48 6 6,62 -4,76 7 6,24 -7,23 8 5,74 0 9 8,75 0 9r 8,75 0 10 10,85 -0,84 10r 10,85 -0,84 11 18,76 -6,64 12 8,78 -0,25 13 12,13 2,54 15 15,08 -1,28 16 8,75 0 17 4,11 2,67 18 3,8 2,57

(46)

44 Capítulo 3. Descr iç ão do pr oblema

(47)

45

4 Cenários de estudo do sistema

4.1 Primeiro cenário

Nesse cenário foram realizadas as simulações do circuito para quatro situações possíveis: carga alta com todos os geradores ativados, carga alta com todos os geradores desativados, carga baixa com todos os geradores ativados e carga baixa com todos os geradores desativados.

4.1.1 Sistema sem geradores e carga baixa

Para esse caso foi considerado que todos os geradores estão desativados e a carga consumida é baixa, representando 20% da carga total do sistema. Através do comando

Circuit Plot é possível obter a curva de fluxo de potência no sistema, na qual a espessura

das linhas é proporcional à potência transportada, conforme Figura 6.

A Figura 6 revela uma situação "confortável" do sistema, já que ele opera em baixa e, portanto, há pouco fluxo de potência sendo transportado pelos segmentos.

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46 Capítulo 4. Cenários de estudo do sistema

4.1.2 Sistema com geradores e carga baixa

A Figura 7 mostra o fluxo de potência para situação de carga baixa, que corresponde a 20% da potência ativa total consumida, com todos os geradores ativados.

Figura 7 – Fluxo de potência para situação de carga baixa, com todos os geradores ativados.

A Figura 7 revela uma situação do sistema "menos confortável", já que ele opera em baixa, mas há uma geração de potência que não é consumida, fazendo com que haja um maior fluxo de potência sendo transportado nas proximidades da subestação (segmento MT1). Esse fluxo de potência, como será visto adiante, está sendo absorvido

pela subestação, conforme a Tabela 14.

4.1.3 Sistema sem geradores e carga alta

Para essa análise foi considerado que a carga alta corresponde a 75% da demanda total máxima das cargas e que todos os geradores encontram-se desativados.

A Figura 8 revela que há bastante potência sendo suprida às cargas, levando a um maior fluxo de potência nas proximidades da subestação (segmento MT1) e nos segmentos MT4 e MT8.

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4.1. Primeiro cenário 47

Figura 8 – Fluxo de potência para situação de carga alta, sem geradores

4.1.4 Sistema com geradores e carga alta

Para essa análise foi considerado que a carga alta corresponde a 75% da demanda total máxima das cargas e todos os geradores ativados.

A Figura 9 revela que há pouco fluxo de potência nas proximidades da subestação (segmento MT1), tornando o sistemas menos carregado. Nessa situação há bastante potência sendo suprida às cargas, mas há potência dos geradores que também são responsáveis por esse suprimento, diminuindo o carregamento do sistemas.

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4.1.5 Perdas no sistema

Utilizando o comando Show Losses e Show Powers foi possível obter as perdas ativas totais no circuito, as perdas reativas totais e a carga total em kW que está sendo consumida. Com isso, obteve-se também as perdas totais de potência ativa no circuito, como mostra a Tabela 11. Observa-se que a menor porcentagem de perdas ocorreu para a situação com carga alta e todos geradores ativados, totalizando 1,11 % de perdas.

Tabela 11 – Perdas no sistema para os quatro casos, bem como a potência total suprida pelas cargas.

Situação Perdas (kW) Perdas (kVar) Potência suprida(kW) Perdas

carga baixa sem ger. 7,6 0,8 613,7 1,24%

carga baixa com ger. 25 23 622,2 4,02%

carga alta sem ger. 76,8 88,7 2277,8 3,37%

carga alta com ger. 25,4 23,5 2282,7 1,11%

4.1.6 Níveis de tensão nos barramentos

Os níveis de tensão nos barramentos para as quatro situações foram obtidas através do comando Show voltagesLN, que fornece as tensões de fase em kV e p.u de cada barra. A Tabela 12 e a Tabela 13 contém os valores das tensões comparando as duas situações de carga baixa e as duas situações de carga alta.

Os valores de tensão para sistemas com tensão nominal em regime permanente são classificados pela ANEEL em adequados, precários ou críticos. Para tensões entre 1kV e 69kV, os valores considerados adequados estão compreendidos entre 0,93 p.u e 1,05 p.u. Tensões na faixa de 0,90 p.u à 0,93 p.u são consideradas precárias. Valores abaixo de 0,90 p.u ou acima de 1,05 p.u se enquadram como críticos [6]. Já para tensões 380V/220V, os valores considerados adequados estão compreendidos entre 0,9158 p.u e 1,042 p.u. Tensões na faixa de 0,8605 p.u à 0,9157 p.u e de 1,042 à 1,06 são consideradas precárias. Valores abaixo de 0,8605 p.u ou acima de 1,06 p.u se enquadram como críticos [6].

Analisando a Tabela 12, para a situação "sem geradores e carga baixa", os níveis de tensão estão todos adequados. Para a situação "com geradores e carga baixa", a barra 11 com tensão 1,054 p.u, a barra 16 com 1,074 p.u e a barra 12 com 1,118 p.u encontram-se na faixa crítica. Já a barra 18 com tensão 1,044 p.u encontra-se na faixa precária.

Observando a Tabela 13, para a situação "sem geradores e carga alta", os níveis de tensão das barras 5, 6 e 7 estão na faixa adequada, mas bem próximos do limite de precariedade. Já a barra 12 com 0,9106 p.u encontra-se na faixa precária. Para a situação "com geradores e carga alta", todas as barras encontram-se na faixa adequada.

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4.1. Primeiro cenário 49

Tabela 12 – Comparação dos níveis de tensão nos barramentos para situação de carga baixa

Sem geradores Com geradores

Barra Tensão(kV) Tensão(p.u) Barra Tensão(kV) Tensão(p.u)

1 7,967 1 1 7,967 1 2 7,939 0,9965 2 7,98 1,002 3 7,956 0,9986 3 7,9 0,9916 4 7,871 0,9879 4 8,027 1,007 8 7,921 0,9942 8 7,988 1,003 5 7,853 0,9857 5 8,03 1,008 6 7,849 0,9851 6 8,047 1,01 7 7,847 0,9848 7 8,071 1,013 9 7,886 0,9898 9 8,023 1,007 10 7,88 0,989 10 7,99 1,003 10r 8,321 1,044 10r 8,293 1,041 15 8,3 1,042 15 8,344 1,047 11 8,297 1,041 11 8,396 1,054 9r 8,299 1,042 9r 8,298 1,041 13 8,28 1,039 13 8,3 1,042 16 0,2274 1,037 16 0,2357 1,074 12 0,2223 1,013 12 0,2452 1,118 3c 0,1099 1,001 3c 0,1116 1,017 18 0,1882 0,9905 18 0,1984 1,044 17 0,1092 0,9954 17 0,1117 1,0183

Tabela 13 – Comparação dos níveis de tensão nos barramentos para situação de carga alta

Sem geradores Com geradores

Barra Tensão(kV) Tensão(p.u) Barra Tensão(kV) Tensão(p.u)

1 7,967 1 1 7,967 1 2 7,858 0,9863 2 7,905 0,9922 3 7,927 0,9949 3 7,866 0,9873 4 7,588 0,9524 4 7,775 0,9758 8 7,788 0,9774 8 7,864 0,987 5 7,518 0,9435 5 7,73 0,9702 6 7,5 0,9414 6 7,736 0,971 7 7,492 0,9403 7 7,755 0,9733 9 7,654 0,9606 9 7,804 0,9795 10 7,635 0,9583 10 7,748 0,9725 10r 8,295 1,041 10r 8,327 1,045 15 8,216 1,031 15 8,319 1,044 11 8,205 1,03 11 8,363 1,05 9r 8,299 1,042 9r 8,298 1,041 13 8,227 1,033 13 8,247 1,035 16 0,219 0,9984 16 0,228 1,039 12 0,1998 0,9106 12 0,2243 1,023 3c 0,1081 0,9854 3c 0,1098 1,00 18 0,1832 0,9643 18 0,1937 1,019 17 0,1055 0,9617 17 0,1083 0,9872

4.1.7 Fluxo de potência

A Tabela 14 apresenta os valores de potência ativa e reativa fornecida ou absorvida pela subestação. Os valores negativos reproduzem a potência fornecida pela subestação. Já os valores positivos se referem à potência absorvida pela subestação.

(52)

Tabela 14 – Valores de potência ativa e reativa fornecida ou absorvida pela subestação Situação de operação Potência Ativa(kW) Potência reativa(kVar) Carga baixa sem geradores -621,6 -264,1

Carga baixa com geradores 1036,3 -294,8 Carga alta sem geradores -2358.5 -1072,7

Carga alta com geradores -628,5 -997,3

Pela Tabela 14 é possível observar que a potência só é entregue à subestação no caso em que há carga baixa com geradores ativados. Nessa situação de operação há 1036,3kW sendo absorvidos pela subestação, ou seja, há bastante potência sendo gerada pelos geradores que não está sendo consumida pelas cargas. Isso pode acarretar danos à subestação, como elevação significativa dos níveis de tensão e descoordenação dos sistemas de proteção.

4.1.8 Considerações finais

Com relação ao fluxo de potência foi verificado que, apenas para o caso de carga baixa e geradores ativados, houve a absorção de potência ativa pelo alimentador principal. O maior fluxo de potência se deu na situação de carga alta com os geradores desativados, nos segmentos MT1, MT4 e MT8, conforme Figura 8, quando o alimentador exporta a quantidade máxima de potência ativa para o sistema. Vale lembrar que a espessura da linha é proporcional ao fluxo de potência. Na situação de carga alta com geradores ativos, conforme Figura 9, o alimentador principal envia pouca potência ativa ao sistema, representando cerca de 27,5% da potência ativa total consumida pelas cargas. Portanto, nessa situação, grande parte da potência consumida nas cargas é proveniente dos geradores distribuídos, cerca de 72,5%.

Para a situação de "carga baixa com geradores ativos" (Tabela 12 )algumas barras tiveram seus níveis de tensão fora da faixa adequada, como as barras 11, 12, 16 e 18. Já para a situação de "carga alta com geradores ativos" (Tabela 13) todas as barras estiveram na faixa adequada.

Com relação as perdas na situação de operação com carga alta, houve menor perda quando há geradores ativos, conforme Tabela 11. Isso se deve ao fato de que quando os geradores estão ativos, o fluxo de potência é direcionado às diversas cargas locais, restando pouca potência a ser transportada pelos segmentos e, portanto, menos perdas.

Na situação de carga baixa, houve menor perda quando os geradores estão inativos, conforme Tabela 11. Isso se deve ao fato de que há menos potência sendo transportada pelo sistema. Em contrapartida, quando a carga é baixa e os geradores operam em alta, há mais potência ativa circulante e, portanto, mais perdas.

(53)

4.2. Segundo cenário 51

4.2 Segundo cenário

Nesse cenário analisou-se o impacto da inserção dos geradores eólicos distribuídos em um curto intervalo de tempo de 3h20min. Para a curva de carga dos geradores utilizou-se um arquivo .csv disponibilizado em um dos próprios exemplos do software OpenDSS. Esse arquivo contém 2400 pontos variando a cada 5s e é representado pela curva da Figura 10.

Figura 10 – Curva de carga dos geradores no intervalo de 3h20min.

Com relação a carga, foi modificada apenas a carga B12 de 75kW para 15kW. Feito isso, realizou-se as simulações com a carga fixa, representando 80% da carga máxima disponível.

As figuras seguintes foram obtidas através do objeto Monitor, responsável por mostrar o que acontece com a tensão na carga ao longo do tempo. A fase A é representada pela cor preta, a fase B pela vermelha e a fase C pela azul. As cargas escolhidas para visualização da tensão foram as cargas trifásicas (B12, M8, M9 e M13).

Vale destacar que no modo duty cycle não é possível utilizar o objeto EnergyMeter, pois o intervalo de tempo é muito pequeno. Como solução, utilizou-se o modo daily nas mesmas condições anteriores. As curvas geradas são as mesmas, com o benefício de que no modo daily é possível utilizar o EnergyMeter.

Analisando a Figura 10 e a Figura 11 é possível verificar que os níveis de tensão praticamente acompanham a curva de carga. Isso se deve provavelmente pela proximidade

(54)

do gerador 12 e 16, possuindo uma grande influência sobre a carga B12.

Comparando os níveis de tensão dos dois gráficos da Figura 11 percebe-se que com a inserção dos geradores houve um aumento considerável nos níveis de tensão, fazendo com que algumas vezes esses níveis sejam enquadrados na faixa crítica.

Figura 11 – Carga B12 - Comparação dos níveis de tensão sem geradores (a) e com geradores no modo duty cycle (b).

Pela análise da Figura 12 é possível visualizar que os níveis de tensão aumentam para as fases B e C, já a fase A diminui levemente e quase não altera ao longo do tempo. O aumento da tensão não é considerável, já que antes da inserção dos geradores a carga já se encontrava na faixa adequada.

(55)

Figura 12 – Carga M8 - Comparação dos níveis de tensão sem geradores (a) e com geradores no modo duty cycle (b).

Analisando a Figura 13, observa-se que os níveis de tensão das três fases aumentaram, mas novamente não houve alteração significativa, já que antes da inserção dos geradores os níveis já estavam na faixa adequada. De qualquer forma, é possível ver a alteração dos níveis de cada fase conforme a variação da potência dos geradores.

Pela análise da Figura 14 não houve alteração significativa nos níveis de tensão, mas é possível observar a alteração dos valores de tensão em p.u de cada fase conforme a variação da potência dos geradores.

(56)

Figura 13 – Carga M9 - Comparação dos níveis de tensão sem geradores (a) e com geradores no modo duty cycle (b).

Através do objeto Energy Meter foi inserido um medidor no terminal 1 do segmento MT1, sendo possível encontrar alguns registros importantes do circuito, já que esse objeto funciona como um medidor de energia real. Dessa forma, comparou-se os valores registrados para a situação sem geradores e com geradores no modo daily, obedecendo a mesma curva de carga do modo duty cycle. A Tabela 15 mostra os valores principais encontrados.

(57)

Figura 14 – Carga M13 - Comparação dos níveis de tensão sem geradores (a) e com geradores no modo duty cycle (b).

Pela análise da Tabela 15 observou-se que houve sobrecarga de 21kWh na área do medidor na situação normal (Reg 9) para o caso do sistema com geradores. Além disso, as perdas tanto ativas quanto reativas para a situação com geradores foram menores, conforme Reg 13 à Reg 18 e Reg 23. Por exemplo, as perdas no cobre dos elementos de fornecimento de energia (Reg 17) foram 124kWh (com geradores) e 253kWh (sem geradores), ou seja, com a inserção de geradores houve uma redução de aproximadamente 50% para essas perdas. As perdas na linha (Reg 23) também foram bem menores, cerca de 116kWh (com geradores) e 248kWh (sem geradores).

(58)

Tabela 15 – Comparação dos valores encontrados pelo objeto Energy Meter colocado no terminal 1 do segmento MT1 para a situação com e sem geradores.

Registro Com geradores Sem geradores

Reg 1 = kWh 4686 8194

Reg 2 = kvarh 3478 3697

Reg 3 = Max kW 1851 2458

Reg 4 = Max kVA 2131 2697

Reg 5 = Zone kWh 7909 7933

Reg 6 = Zone kvarh 3336 3385

Reg 7 = Zone Max kW 2387 2380

Reg 8 = Zone Max kVA 2592 2588

Reg 9 = Overload kWh Normal 21 0

Reg 10 = Overload kWh Emerg 0 0

Reg 13 = Zone Losses kWh 132 261

Reg 14 = Zone Losses kvarh 142 312

Reg 15 = Zone Max kW Losses 51 78

Reg 16 = Zone Max kvar Losses 58 94

Reg 17 = Load Losses kWh 124 253

Reg 18 = Load Losses kvarh 142 312

Reg 19 = No Load Losses kWh 8 8

Reg 21 = Max kW Load Losses 49 76

Reg 22 = Max kW No Load Losses 2 2

Reg 23 = Line Losses 116 248

Reg 24 = Transformer Losses 16 12

Reg 25 = Line Mode Line Losses 93 195

Reg 26 = Zero Mode Line Losses 2 5

Reg 27 = 3-phase Line Losses 95 200

Reg 28 = 1- and 2-phase Line Losses 20 48

Reg 29 = Gen kWh 3355 0

Reg 30 = Gen kvarh 0 0

Reg 31 = Gen Max kW 1682 0

Reg 32 = Gen Max kVA 1682 0

4.2.1 Considerações finais

Com relação aos níveis de tensão não foi observado variações significativas ao longo do tempo, mas foi possível ver que a tensão de cada fase varia conforme a curva de carga dos geradores. Para a carga B12 as curvas são praticamente idênticas, já para as demais é possível visualizar a variação das tensões, mas não são parecidas coma curva de carga dos geradores.

Através do objeto EnergyMeter obteve-se aos valores da Tabela 15. Através dela observou-se, para a situação com geradores, que houve sobrecarga de 21kWh na área do medidor na situação normal (Reg 9).

(59)

4.3. Terceiro cenário 57

124kWh para a situação com geradores e 253kWh para a situação sem geradores, ou seja, com a inserção de geradores houve uma redução de aproximadamente 50% para essas perdas. As perdas na linha (Reg 23) também foram bem menores, cerca de 116kWh (com geradores) e 248kWh (sem geradores).

Cabe ressaltar que se utilizou o modo daily para que fosse possível obter valores do

EnergyMeter, utilizando a mesma curva de carga. Ou seja, utilizou-se o modo daily com o

mesmo intervalo do modo duty, com a vantagem de que no modo daily foi possível utilizar o EnergyMeter.

Concluindo, o uso do objeto EnergyMeter foi fundamental para análise no curto prazo, sendo possível encontrar a sobrecarga em kWh na área do medidor, as perdas de forma discriminada e diversos outros registros importantes que constam na Tabela 15.

4.3 Terceiro cenário

Nesse cenário analisou-se o impacto dos geradores distribuídos em um longo intervalo de tempo, durante 75 dias em intervalos de 24 horas. Para isso foram coletados dados da velocidade do vento para a cidade do Rio Grande-RS, através do site do INMET [10], do período de 18/10/2014 à 31/12/2014.

Para que fosse possível definir um loadshape para os geradores eólicos, utilizou-se a expressão que fornece a potência máxima por m2 _{que pode ser retirada do vento pelos} geradores eólicos. Com isso, para obter apenas uma curva de carga, padronizou-se que um gerador de 60kW possui em média sua pá com 30m de comprimento. Assim, foi possível encontrar a relação entre potência máxima que pode ser extraída e os 60kW do gerador adotado, conforme as equações a seguir, que constam em [11].

P = 1

2.d.A.V 3_.C

p (4.1)

• P é a potência contida no vento em W; • d é a densidade do ar em kg/m3_;

• A é a área em m2 _{que o vento atravessa;} • Cp é a eficiência do rotor

O Cp para extrair a potência máxima é menor ou igual a 16₂₇ ≈ 0, 59 [11]. Para esse caso foi considerado um Cp igual a 0,5.

(60)

Pmáx =

1 4.d.A.V

3 _(4.2)

Para obter a curva de potência ao longo dos 75 dias, utilizou-se a relação entre a potência máxima e 60kW do gerador, padronizando-se que essa relação sempre estará entre 0,2 e 0,9. Isso quer dizer que quando a velocidade média no dia estiver muito baixa, obter-se-á uma baixa potência, mas suficiente para que tenha uma média diária de no mínimo 20% da capacidade máxima do gerador eólico. Por outro lado, quando houver uma velocidade média muito alta, limitar-se-á a potência gerada em no máximo 90% da capacidade máxima do gerador eólico. Feito isso, obteve-se a Tabela 16.

Tabela 16 – Velocidade do vento, potência máxima pro-duzida pelo gerador e load shape.

Data Vm do vento(m/s) Potência (W/m2₎ _Potencia(W) _{load shape}

18/10/2014 5,49 49,57 140153,52 0,90 19/10/2014 4,12 20,91 59127,26 0,90 20/10/2014 3,77 16,11 45543,05 0,76 21/10/2014 3,43 12,10 34217,17 0,57 22/10/2014 3,43 12,10 34217,17 0,57 23/10/2014 2,40 4,15 11736,49 0,20 24/10/2014 4,12 20,91 59127,26 0,90 25/10/2014 4,46 26,59 75175,12 0,90 26/10/2014 3,77 16,11 45543,05 0,76 27/10/2014 4,80 33,21 93891,91 0,90 28/10/2014 3,09 8,82 24944,31 0,42 29/10/2014 3,43 12,10 34217,17 0,57 30/10/2014 1,71 1,51 4277,15 0,20 31/10/2014 4,46 26,59 75175,12 0,90 01/11/2014 3,09 8,82 24944,31 0,42 02/11/2014 6,86 96,81 273737,34 0,90 03/11/2014 6,52 83,01 234695,55 0,90 04/11/2014 5,14 40,84 115482,94 0,90 05/11/2014 3,43 12,10 34217,17 0,57 06/11/2014 6,17 70,58 199554,52 0,90 07/11/2014 3,43 12,10 34217,17 0,57 08/11/2014 2,06 2,61 7390,91 0,20 09/11/2014 2,06 2,61 7390,91 0,20 10/11/2014 3,09 8,82 24944,31 0,42 11/11/2014 3,43 12,10 34217,17 0,57 12/11/2014 2,74 6,20 17519,19 0,29

(61)

4.3. Terceiro cenário 59 13/11/2014 3,77 16,11 45543,05 0,76 14/11/2014 2,40 4,15 11736,49 0,20 15/11/2014 2,74 6,20 17519,19 0,29 16/11/2014 2,40 4,15 11736,49 0,20 17/11/2014 4,12 20,91 59127,26 0,90 18/11/2014 3,77 16,11 45543,05 0,76 19/11/2014 4,12 20,91 59127,26 0,90 20/11/2014 4,46 26,59 75175,12 0,90 21/11/2014 3,43 12,10 34217,17 0,57 22/11/2014 5,14 40,84 115482,94 0,90 23/11/2014 3,09 8,82 24944,31 0,42 24/11/2014 4,46 26,59 75175,12 0,90 25/11/2014 2,74 6,20 17519,19 0,29 26/11/2014 3,09 8,82 24944,31 0,42 27/11/2014 1,71 1,51 4277,15 0,20 28/11/2014 3,77 16,11 45543,05 0,76 29/11/2014 5,49 49,57 140153,52 0,90 30/11/2014 3,77 16,11 45543,05 0,76 01/12/2014 2,40 4,15 11736,49 0,20 02/12/2014 2,06 2,61 7390,91 0,20 03/12/2014 3,09 8,82 24944,31 0,42 04/12/2014 2,74 6,20 17519,19 0,29 05/12/2014 5,14 40,84 115482,94 0,90 06/12/2014 4,80 33,21 93891,91 0,90 07/12/2014 3,77 16,11 45543,05 0,76 08/12/2014 2,40 4,15 11736,49 0,20 09/12/2014 4,12 20,91 59127,26 0,90 10/12/2014 4,12 20,91 59127,26 0,90 11/12/2014 3,43 12,10 34217,17 0,57 12/12/2014 3,43 12,10 34217,17 0,57 13/12/2014 2,06 2,61 7390,91 0,20 14/12/2014 3,09 8,82 24944,31 0,42 15/12/2014 5,14 40,84 115482,94 0,90 16/12/2014 4,12 20,91 59127,26 0,90 17/12/2014 3,43 12,10 34217,17 0,57 18/12/2014 2,74 6,20 17519,19 0,29 19/12/2014 3,43 12,10 34217,17 0,57 20/12/2014 3,09 8,82 24944,31 0,42 21/12/2014 5,14 40,84 115482,94 0,90