Análise das perdas elétricas devido a conexão de geração distribuída em um sistema de distribuição secundário

JÉSSICA HUWE TEIXEIRA

ANÁLISE DAS PERDAS ELÉTRICAS DEVIDO A CONEXÃO DE

GERAÇÃO DISTRIBUÍDA EM UM SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

SECUNDÁRIO

Ijuí 2018

ANÁLISE DAS PERDAS ELÉTRICAS DEVIDO A CONEXÃO DE

GERAÇÃO DISTRIBUÍDA EM UM SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

SECUNDÁRIO

Trabalho de Conclusão de Curso de Engenharia Elétrica apresentado como requisito parcial para obtenção do título de Engenheiro Eletricista.

Orientador: Sandro Alberto Bock

Ijuí 2018

Agradeço a Deus por todas as dificuldades que encontrei e pelo Seu apoio para superá-las.

graduação, que só foi possível pela obtenção da Bolsa do PROUNI. Pelo meu crescimento como pessoa e cidadã, por todo conhecimento adquirido e pela realização deste sonho.

Ao Pedro, que esteve comigo durante este período complicado e tortuoso, que fez papel de família, de amigo, que muitas vezes me deu aquele de orelha para chamar minha atenção que nem sempre as coisas são fáceis. Acima de tudo que me deu apoio para finalizar essa etapa dos meus estudos.

Ao meu pai, que mesmo distante sempre mostrou sua felicidade e orgulho por eu estar fazendo uma graduação.

Ao meu orientador pela paciência, dedicação e toda ajuda nesta pesquisa. Sem ele nada disso seria possível. Foi um prazer trabalhar com um profissional tão competente e que mesmo assim mantém a humildade e carisma. Para mim é um exemplo de profissional a ser seguido.

Ao Paulo Radatz, por ser tão solícito ao ajudar um futuro colega de profissão, mesmo que desconhecido, devo dizer que sou imensamente grata e que lembrarei do teu exemplo toda vez que puder auxiliar algum colega da área. Pessoas como você existem poucas no planeta.

A todos os professores que fizeram parte da minha caminhada acadêmica, com certeza aprendi um pouco com cada um.

Ao Departamento Municipal de Energia de Ijuí, por possibilitar estudos com casos reais e por toda informação necessária.

Cada dia é uma nova chance que a vida nos dá para que possamos crescer, evoluir e aprender. Pois viver é nascer lentamente até fazer-se.

distribuída em um sistema de distribuição secundário. 2018. Trabalho de Conclusão de Curso. Curso de Engenharia Elétrica, Universidade Regional do Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul UNIJUÍ, Ijuí, 2018.

Este trabalho versa sobre qual é o impacto real da conexão de geração distribuída (GD) em um sistema de distribuição em baixa tensão no que se refere ao montante das perdas elétricas. Para isto, neste projeto é desenvolvido um estudo de caso, onde o objeto de estudo é um setor real em baixa tensão que possui um consumidor com geração fotovoltaica conectado na rede de distribuição secundária, localizado na cidade de Ijuí-RS e pertencente ao Departamento Municipal de Energia de Ijuí (DEMEI). Para a resolução do Fluxo de Potência é utilizado o software OpenDSS. A análise das perdas elétricas é feita comparando-se o sistema de distribuição modelado com e sem a presença da GD.

Palavras-chave: Rede de distribuição secundária. Geração fotovoltaica. Fluxo de Potência. OpenDSS.

connection in a secondary distribution system. 2018. Trabalho de Conclusão de Curso. Curso de Engenharia Elétrica, Universidade Regional do Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul UNIJUÍ, Ijuí, 2018.

This work is about the real impact of the distributed generation connection (GD) on a low voltage distribution system with regard to the amount of electrical losses. For this, a case study was developed in this project, where the object of study is a real low voltage sector that has a consumer with photovoltaic generation connected in the secondary distribution network, located in the city of Ijuí-RS and belonging to the Municipal Department of Energy of Ijuí (DEMEI). OpenDSS software is used to solve the Power Flow. The analysis of the electrical losses is done comparing the distribution system modeled with and without the presence of GD.

Figura 2: Representação do Sistema Elétrico de Potência...18

Figura 3: Sistema de Distribuição radial simples...23

Figura 4: Sistema de Distribuição radial com recurso...23

Figura 5: Sistema de Distribuição em anel...24

Figura 6: Sistema primário seletivo...25

Figura 7: Sistema reticulado...26

Figura 8: sistema Spot-Network...27

Figura 9: Sistema Secundário a quatro condutores...28

Figura 10(a): Sistema Secundário a três condutores...29

Figura 10(b): Sistema Secundário a três condutores...29

Figura 11: Representação dos parâmetros elétricos da rede no modelo ...30

Figura 12: Esquema de utilização de GD na classe residencial...31

Figura 13: Painel Solar...32

Figura 14: Circuito equivalente do transformador ideal...36

Figura 15: Gráfico das perdas totais sem a GD...45

Figura 16: Gráfico explanatório das perdas nos elementos sem a GD...46

Figura 17: Gráfico das perdas totais com a GD...46

Figura 18: Gráfico explanatório das perdas nos elementos com a GD...47

Figura 19: Gráfico comparativo das perdas no transformador com e sem a GD...48

Figura 20: Gráfico comparativo das perdas nas linhas com e sem a GD...49

Quadro 2: Condutores Redes de Distribuição em BT...42 Quadro 3: Dados meteorológicos usados na simulação da GD...44

BT Baixa tensão FP Fluxo de potência FC Fluxo de carga

SEP Sistema Elétrico de Potência GD Geração distribuída

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica AT Alta tensão

MT Média tensão

SEs Subestações de Distribuição

CA ou AAC Condutor de alumínio puro AAAC Condutor de liga de alumínio pura

CAA ou ACSR Condutor de alumínio com alma de aço ACAR Condutor de alumínio com alma de liga de alumínio ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico

STC Condições Padrão de Teste PD - Power Delivery Element PC - Power Conversion Element

FECOERGS- Federação das Cooperativas de Energia, Telefonia e Desenvolvimento Rural do Rio Grande do Sul

1.1 CONTEXTO ... 12 1.2 PROBLEMA ... 14 1.3 Objetivos de Pesquisa ... 15 1.4 MÉTODO DE PESQUISA ... 16 1.5 DELINEAMENTO ... 17 2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ... 18

2.1 Sistema Elétrico de Potência ... 18

2.2 Sistema de Distribuição ... 19

2.3 Redes de Distribuição ... 19

2.3.1 Tipos de Redes de Distribuição ... 20

2.3.2 Configurações de Redes de Distribuição Aéreas ... 22

2.3.3 Configurações de Redes de Distribuição Subterrâneas ... 24

2.4 Sistema Secundário ... 27

2.5 MODELAGEM DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO SECUNDÁRIA ... 29

2.5.1 Modelo Equivalente ... 30

2.6 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA ... 31

2.7 Geração Fotovoltaica ... 31

2.7.1 MODELAGEM DA GERAÇÃO FOTOVOLTAICA ... 33

2.8 MODELAGEM DAS CARGAS ... 34

2.8.1 Modelo Potência Constante com a Tensão ... 34

2.9 MODELAGEM DOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO ... 35

3 OPENDSS ... 37

3.1 estrutura do opendss ... 37

3.2 elemento bus ... 37

3.3 elemento circuit ... 38

3.7 elemento pvsystem ... 39

3.8 modo de simulação ... 40

4 RESULTADOS ... 41

4.1 DADOS DO SISTEMA REAL ... 41

4.1.1 Descrição do Sistema e sua localização ... 41

4.1.2 Alimentador ... 41

4.1.3 Transformador de Distribuição ... 41

4.1.4 Redes de Distribuição ... 41

4.1.5 Geração Fotovoltaica ... 42

4.1.6 Cargas ... 42

4.2 dados adicionais para a simulação do sistema no opendss ... 44

4.3 simulações ... 45

4.3.1 Resultados da simulação sem a conexão da GD ... 45

4.3.2 Resultados da simulação com a conexão da GD ... 46

4.4 Considerações finais ... 48

5 CONCLUSÃO ... 51

REFERÊNCIAS ... 52

ANEXO A Planta de situação do sistema de distribuição secundário ... 54

ANEXO B Código de programação do sistema de distribuição secundário, no software OpenDSS... ... 55

ANEXO C Dados de consumo em KWh, dos consumidores do Sistema de Distribuição Secundário... ... 63

Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018

1 INTRODUÇÃO

O enfoque desta pesquisa será responder a se

conexão de geração distribuída em um sistema de distribuição em baixa tensão (BT) no que se

Buscando a solução deste questionamento é necessário resolver um problema de Fluxo de Potência (FP), também denominado Fluxo de Carga (FC). O objetivo principal do FC é determinar o estado em regime permanente de um sistema (de transmissão ou distribuição) de energia elétrica, calculando a magnitude da tensão e o ângulo de fase em todos os nós do sistema e ainda outras grandezas de interesse derivadas destas, como a magnitude das correntes no circuito, fluxo de potências ativas e reativas e também as perdas de potência ativa e reativa na rede (MONTICELLI,2001).

O cálculo do FP é utilizado pelas concessionárias do planejamento até a operação do sistema, principalmente quando se necessita de análises e diagnósticos das redes de distribuição (BERNARDON,2015). Como a aplicação do método de cálculo do FP muitas vezes requer a solução de centenas e até mesmo milhares de equações e inequações algébricas que representam o sistema, faz-se o uso de ferramentas computacionais, onde o algoritmo deve ser robusto e eficiente. Optou-se por utilizar o software livre Open DSS, pela facilidade de acesso, pela facilidade de uso (linguagem de programação simples) e por atender às peculiaridades do sistema modelado, já que foi criado especificamente para simulação de geração distribuída.

1.1 CONTEXTO

O Sistema Elétrico de Potência (SEP) está passando por algumas modificações graduais motivadas pelo avanço tecnológico na área de automação, tecnologias da informação e comunicação. Integrando essas novas tecnologias no SEP tem-se as Redes Elétricas Inteligentes (do termo em inglês Smart Grid), que é um conjunto de técnicas, metodologias e procedimentos que visam atender às novas demandas e desafios do setor elétrico.

Uma dessas mudanças é a conexão da geração distribuída (GD) nos sistemas de distribuição de energia elétrica. Entende-se por GD a produção de energia elétrica em pequena escala, conectada diretamente no sistema de distribuição, que tem a vantagem de estar próxima à carga, não necessitando de extensas redes para a transmissão de energia e o uso de fontes renováveis.

Mundialmente, desde o Protocolo de Kyoto em 1998, a inserção de GD vem aumentando progressivamente, pela necessidade de substituir a produção de energia elétrica a partir de fontes fósseis, que libera altos índices de dióxido de carbono na atmosfera, por uma produção de energia

eólica, solar e biomassa.

No Brasil o investimento em Geração Distribuída aumentou a partir da Resolução Normativa RN 482 de 2012, retificada pela RN 517 de 2012 e RN 687, de 24 de novembro de 2015, ambas publicada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), que regulamenta a conexão de micro e mini geração na rede de distribuição elétrica. A partir desta resolução o consumidor pode inserir na rede a produção de energia excedente com a possibilidade de compensação tarifária futura, o que muitas vezes viabiliza o investimento. De acordo com a nota técnica n°0017/2015 as classes que mais participam com a micro e mini geração são as classes: residenciais (69%) e comerciais (18%), classes que estão conectadas no sistema de distribuição secundário (BT), totalizando 87% de toda Geração Distribuída no país.

O Plano Decenal de Expansão de Energia de 2024 aponta que a geração de energia por fonte solar, que em Dezembro de 2014 não possuía porcentagem significativa sobre as outras fontes, terá a evolução na participação de 3,3%, que totalizará 7GW.

Tendo em vista que o nível de inserção da GD no sistema de distribuição será cada vez maior, as concessionárias terão que se adaptar a este novo cenário, adequando seus procedimentos para operação e planejamento das redes.

Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018 1.2 PROBLEMA

Estudos recentes que abordam a conexão de geração distribuída no sistema de distribuição reforçam a importância de escolher o melhor local para a alocação da GD e o tamanho adequado (quantidade gerada) para se obter a redução das perdas elétricas.

Em Mithulananthan (2004) foi aplicado um algoritmo genético para determinar o ponto ótimo de alocação da GD para se obter o menor índice de perdas, neste estudo também foi avaliado o tamanho ótimo da unidade de GD à ser alocada. Foi comprovado que o impacto da alocação da GD foi significativo sobre os índices de perdas, o sistema de distribuição primário analisado sem a presença da GD teria 386kW de perda, já com a alocação no ponto e tamanho ótimos as perdas ficaram em 74,5kW, significando uma redução de 80,72%.

Em Acharya (2006) mostra que o tamanho máximo da GD que pode ser conectada no sistema de distribuição primário deve ser o limite consumível dentro da subestação de distribuição, pois as linhas não foram projetadas para fluxo reverso de potência, ultrapassando este limite de tamanho máximo acarretaria em perdas elevadíssimas, superiores até que as perdas sem a presença da GD na rede. Usando uma metodologia baseada na expressão analítica da fórmula de perda exata, testado e validado em três sistemas distintos de distribuição primária, também foi comprovada a redução das perdas alocando a GD no ponto ótimo com tamanho adequado. Além da redução das perdas acontece a melhoria do perfil de tensão, redução da capacidade térmica do alimentador principal, uma melhor regulação da tensão e qualidade de energia.

Esses estudos foram baseados como se as concessionárias desejassem a alocação da GD no sistema de distribuição, mas a realidade enfrentada pelas mesmas é outra, o consumidor entra com o pedido para conexão da GD já dimensionada de acordo com suas necessidades e o desafio por parte da concessionária é conectar a GD no local mais apropriado.

Como o conhecimento acerca da tecnologia de GD ainda é muito restrito, nem todas as concessionárias dispõem de estudos sobre o tema e mesmo quando dispõem são conhecimentos em sua grande maioria teóricos, que não vislumbram os efeitos reais da alocação da GD na prática no sistema de distribuição. Para isto, neste trabalho será desenvolvido um estudo de caso, onde o

objeto de estudo é um setor real em baixa tensão que possui um consumidor com GD conectado na rede de distribuição secundária.

Sendo um estudo restrito a um caso específico, espera-se que este trabalho sirva como base de exemplo para as concessionárias frente a esse novo contexto e como fonte de pesquisa para trabalhos futuros neste tema.

1.3 OBJETIVOS DE PESQUISA Objetivo Geral:

Esta pesquisa tem por objetivo analisar o comportamento das perdas elétricas devido a conexão de GD na rede de distribuição em BT. Para este fim, pretende-se comparar as perdas elétricas no sistema de distribuição analisado com e sem a presença de GD.

Para a resolução do problema do FP será utilizado um software específico de análise de redes elétricas, onde cada parte do sistema é modelada de acordo com suas particularidades.

Objetivos específicos:

Para atingir o objetivo geral serão realizadas algumas etapas:

Na Revisão da Literatura compreender a modelagem matemática de todos elementos que compõem o sistema de distribuição secundário tais como as linhas de distribuição, as cargas conectadas neste sistema e a geração distribuída a partir de geradores fotovoltaicos.

Obter e analisar os dados do sistema real em BT que possui geração fotovoltaica conectada na rede, fornecidos pelo DEMEI (Departamento Municipal de Energia de Ijuí).

Determinar quais parâmetros serão considerados para a modelagem matemática. Examinar possíveis softwares para realização do cálculo do FP.

Simular o sistema modelado no software específico para análise de redes elétricas para obter o valor absoluto das perdas elétricas, com e sem a implementação da GD.

Efetuar a análise comparativa das perdas elétricas com e sem a presença da GD na rede de distribuição secundária selecionada por este trabalho.

Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018 1.4 MÉTODO DE PESQUISA

O problema de pesquisa será abordado em forma de Pesquisa Quantitativa, se faz necessário o uso de recursos e técnicas estatísticas para traduzir em valores as informações à serem analisadas, de geração distribuída em um sistema

dos dados coletados, estes serão analisados com o uso da técnica de porcentagem para comparação das perdas elétricas com e sem a conexão de GD no sistema selecionado.

Esta pesquisa terá caráter de Pesquisa Exploratória, onde serão utilizados os procedimentos técnicos de Pesquisa Bibliográfica e Estudo de caso, buscando a compreensão de um caso específico de um sistema real de distribuição em BT que possui consumidor com geração fotovoltaica conectado na rede do DEMEI.

Tendo em vista que o estudo de caso abrange diversas variáveis que compõe o problema de estudo, uma sequência de procedimentos será realizada para que esta pesquisa obtenha resultados satisfatórios. A compreensão e avaliação destas variáveis individualmente e no todo são os fatores que determinarão a validade desta pesquisa.

1.5 DELINEAMENTO

Para o desenvolvimento lógico desta pesquisa, além da definição clara dos objetivos gerais e específicos, o deliniamento pelo fluxograma, representado na figura 1, aborda de forma resumida o andamento do trabalho.

Figura 1: Fluxuograma do delineamento desta pesquisa

Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018

2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA

O presente capítulo tem o objetivo introduzir conceitos importantes necessários ao entendimento desta pesquisa. Será apresentado, inicialmente, como está compreendido o Sistema Elétrico de Potência, bem como o Sistema de Distribuição, com suas topologias e configurações, conceitos básicos sobre geração distribuída e geração fotovoltaica, de forma sucinta. Algumas metodologias para modelagem dos sistemas de distribuição serão abordadas, tendo em vista que para planejar e operar um sistema de energia elétrica é imprescindível adotar um modelo adequado para cada segmento do sistema.

2.1 SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA

O SEP, representado na figura 2, tem a função essencial de fornecer energia elétrica aos usuários, com qualidade adequada, no instante em que for solicitada.

Figura 2: Representação do Sistema Elétrico de Potência

Fonte: (KAGAN,2013)

De acordo com Kagan (2013), o sistema elétrico de potência pode ser subdividido em três grandes grupos:

- Transmissão: que é responsável pelo transporte de energia elétrica dos centros de produção aos de consumo.

- Distribuição: que distribui energia elétrica recebida do sistema de transmissão aos grandes, médios e pequenos consumidores.

2.2 SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

O sistema de distribuição é constituído por alguns segmentos, que de acordo com Méffe(2001) são o conjunto de componentes que desempenham a mesma função no sistema elétrico, podem ser divididos em: Subestação de Distribuição, Redes de Distribuição, Bancos de Capacitores, Equipamentos de Proteção e Manobra, Reguladores de Tensão e Transformadores de Distribuição(BERNARDON,2015).

Os níveis de tensão de distribuição conforme o Prodist são:

Alta tensão de distribuição (AT): tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou superior a 69 kV e inferior a 230 kV.

Média tensão de distribuição (MT): tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kV e inferior a 69 kV.

Baixa tensão de distribuição (BT): tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou inferior a 1 kV.

2.3 REDES DE DISTRIBUIÇÃO

As redes de distribuição são compostas por linhas de alta, média e baixa tensão. As linhas em alta tensão também são chamadas de linhas de subtransmissão e parte dessas linhas são de responsabilidade da concessionária de distribuição. As linhas de média e baixa tensão, também chamadas de rede primária e secundária respectivamente, são as linhas que abastecerão os consumidores de porte médio em MT, como por exemplo hospitais, shopping centers, iluminação pública e indústrias de porte médio, e os consumidores de pequeno porte, consumidores residenciais e comerciais, serão abastecidos em BT.

Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018 2.3.1 Tipos de Redes de Distribuição

As redes aéreas são sustentadas por postes de concreto, em área urbana, e por postes de madeira tratada, na área rural. No topo dos postes há a cruzeta, que em sistemas mais antigos é fabricada em madeira, mas atualmente está ocorrendo a substituição por estrutura isolante, esta topologia recebe o nome de spacer cable.

As redes de distribuição podem ser divididas em quatro tipos:

- Rede de distribuição aérea convencional: É o tipo de rede de distribuição mais encontrada no Brasil. Os condutores são de alumínio e caracterizados por serem nus, apenas envoltos por um verniz apropriado que não tem a função de isolação.

Sua construção é mais economicamente viável, mas pela falta de isolação é mais frequente a ocorrência de faltas (curtos-circuitos).

- Rede de distribuição aérea protegida compacta: A rede de distribuição compacta emprega cabos protegidos numa configuração compacta, separados por espaçadores poliméricos em formato losangular e sustentados por um cabo mensageiro. O cabo de alumínio é o mesmo usado em redes com cabos protegidos. Os condutores têm camada de isolação e a rede em si é menor, o que resulta em menor quantidade de perturbações.

As redes protegidas compactas se aplicam para as seguintes situações:

- Regiões arborizadas, pela maior confiabilidade deste tipo de rede ao toque de galhos de árvores, permitir menor área de podas e possibilitar um maior espaçamento na periodicidade das podas de árvores, além do mensageiro servir como proteção da rede contra queda de galhos;

- Áreas com frequentes ações de vandalismo;

- Locais com congestionamento de circuitos, pela possibilidade de instalação de até quatro circuitos na mesma estrutura, principalmente em saídas de Subestações de Distribuição (SEs);

- Circuitos onde se exige um alto índice de confiabilidade devido as características dos consumidores especiais;

- Locais com redes próximas às edificações;

- Locais com grande incidência de descargas atmosféricas; - Em áreas rurais próximas a vegetação preservada por lei.

Não é recomendada a rede protegida compacta em regiões litorâneas e zonas industriais poluídas, pelo fato de empregar cabo protegido não isolado, que sob presença de contaminação, passa a conduzir correntes superficiais na cobertura polimérica, causando o fenômeno de trilhamento elétrico (tracking).

- Rede de distribuição aérea isolada: O cabo protegido é a denominação adotada para identificar um cabo de alumínio dotado de cobertura protetora de composto extrudado de polímero termofixo ou termoplástico, cuja cobertura tem a função de reduzir a corrente de fuga em caso de contato acidental do cabo com objetos aterrados e diminuir o espaçamento entre os condutores. A cobertura não confere, ao mesmo, a característica de cabo isolado, ou seja, não apresenta confinamento de campo elétrico no dielétrico da isolação e portanto, não deve ser tocado. Por ser um tipo de rede que apresenta maior segurança e por isso custo elevado de construção é utilizada somente em casos especiais:

- Locais onde são constantes os desligamentos causados por contato entre a linha e objetos aterrados ou objetos lançados na rede;

- A carga do sistema justifique melhores índices de confiabilidade; - Áreas densamente arborizadas;

- Ruas com calçadas estreitas;

- Existam vielas com balcões, sacadas ou janelas próximas à rede.

- Rede de distribuição subterrânea: Quando a densidade de carga atinge valores elevados, cerca de 28MVA/km², que é o limite máximo do sistema aéreo, a área em estudo deverá ser alimentada por um sistema subterrâneo de distribuição.

Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018 de linhas aéreas em vista da multiplicidade e do peso excessivo dos equipamentos necessários. Nestes centros, não só a densidade impõe a utilização da distribuição subterrânea de energia elétrica, como a importância da carga ligada justifica um maior investimento com a aplicação do sistema subterrâneo, para proporcionar alta qualidade de serviço e também é aplicado em regiões que há restrição à instalação de redes aéreas.

Por ficar enterrada, é o tipo de rede que apresenta maior confiabilidade pois oferece menor risco de falhas provenientes de causa externas, como queda de objetos, abalroamento de veículos, raios e outros, apesar de estar mais sujeito àqueles resultantes de escavações.

2.3.2 Configurações de Redes de Distribuição Aéreas

As redes de distribuição primárias ainda podem ser classificadas pelo esquema de conexão, que para o tipo aérea, pode ser:

- Radial Simples: O sistema radial é aquele no qual a alimentação é feita apenas por uma extremidade. Deverá ser empregado em áreas de baixa densidade de carga, nas quais os circuitos tomam direções distintas, face às próprias características de distribuição da carga, tornando antieconômico o estabelecimento de pontos de interligação.

O sistema radial simples é o que exige menor investimento pois não tem nenhum equipamento duplicado, mesmo assim sua confiabilidade é satisfatória desde que sejam empregados equipamento e materiais de boa qualidade.

No caso de defeito que acarrete interrupção no fornecimento de energia, este tipo de configuração necessita de maior tempo para restabelecer o fornecimento, visto que a alimentação é totalmente interrompida além do ponto de falha e é proveniente de apenas uma extremidade.

Caracterizada por ter as cargas distribuídas ao longo da rede de distribuição primária, a representação desta topologia está representada na figura 3.

Figura 3: Sistema de Distribuição radial simples

Fonte: (KAGAN,2013)

-Radial com recurso: Este sistema caracteriza-se pela existência de interligações normalmente abertas, entre alimentadores adjacentes da mesma ou de subestações diferentes, o que confere maior confiabilidade no último caso, ilustrado na figura 4.

A alimentação das cargas pode ser comutada manual ou automaticamente. É projetado de forma que exista certa reserva de capacidade em cada circuito, para a absorção de carga de outro circuito na eventualidade de defeito.

Figura 4: Sistema de Distribuição radial com recurso

Fonte: (KAGAN,2013)

Pela capacidade de manobra em caso de defeitos, o número de clientes que ficam sem abastecimento de energia diminui e também diminui o tempo de interrupção em relação ao sistema radial simples.

Os sistemas radiais com recursos deverão ser utilizados em áreas que demandem maiores densidades de carga ou requeiram maior grau de confiabilidade devido às suas particularidades,

Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018 como consumidores de grande porte ou importância, como por exemplo hospitais, centros computacionais e aeroportos.

-Sistema em Anel (loop): Esta topologia, representada na figura 5, apresenta maior continuidade de serviço que o sistema radial mas apresenta custo mais alto. O anel de conexão pode ser aberto ou fechado, sendo que em configuração aberta se comporta como dois alimentadores radiais. Cada alimentador tem sua própria carga a ser atendida, mas é dimensionado para atender toda carga do anel, caso haja um defeito.

Figura 5: Sistema de Distribuição em anel

Fonte: (KAGAN,2013)

Assim como na configuração radial com recurso os alimentadores podem ser provenientes da mesma SE ou SEs diferentes. A operação do sistema pode ser efetuada de maneira manual ou automática, sendo que na forma manual o tempo para restabelecimento do fornecimento de energia aumenta e na forma automática o custo aumenta devido as particularidades da instalação e de manutenção frequente.

2.3.3 Configurações de Redes de Distribuição Subterrâneas

As redes de distribuição primárias ainda podem ser classificadas pelo esquema de conexão, como já visto anteriormente para o tipo aérea, nesta seção serão abordadas as configurações para as redes de distribuição primárias subterrâneas, que podem ser:

- Sistema Radial: Tem as mesmas particularidades do sistema radial aéreo, com a única diferença de estar enterrado. Outra desvantagem deste arranjo é que o consumidor que está conectado no fim dos distribuidores tem maior queda de tensão.

- Sistema em Anel (loop): Assim como descrito na seção anterior, este sistema tem a vantagem de fornecer maior confiabilidade no fornecimento de energia pois opera em anel.

- Sistema Primário Seletivo: O sistema primário seletivo, representado na figura 6, consiste essencialmente de dois circuitos primários radiais, partindo de uma mesma SE, alimentam transformadores através de chave de transferência manual ou automática. Esta alimentação pode ser direta ou através de subanéis. Os subanéis consistem em circuitos primários seccionados através de uma chave fusível à óleo normalmente desligada (aberta), alimentados nas duas extremidades por chaves de transferências ligadas em circuitos alimentadores distintos e protegidos por chave a óleo.

Figura 6: Sistema primário seletivo

Fonte: (KAGAN,2013)

O sistema possui indicadores de defeito, em uma contingência, quando o relé detecta tensão nula em seus terminais, operar-se as chaves de transferência para outro alimentador.

Este arranjo que apresenta custo elevado, exige um sistema de proteção sofisticado. O circuito opera, em condição normal, com 50% de sua capacidade, porém deve dispor de reserva para absorver a carga total, caso ocorra um defeito.

- Sistema Reticulado: O sistema reticulado, representado na figura 7, consiste de dois ou mais circuitos primários radiais, partindo de uma mesma SE, alimentam um certo número de transformadores de distribuição, ligados alternadamente para evitar a interrupção de dois

Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018 É um sistema em que os circuitos operam em paralelo, por isso leva o nome de reticulado. Quando o paralelismo se faz no lado do secundário do transformador, diz-se que o sistema é reticulado secundário, e quando na alta tensão, reticulado no primário.

Figura 7: Sistema reticulado

Fonte: (KAGAN,2013)

Geralmente, a proteção do circuito primário é feita unicamente pelo disjuntor instalado na SE. Nesta configuração os transformadores de distribuição têm seus secundários interligados entre si. O principal equipamento do reticulado secundário é o protetor, que é essencialmente um interruptor automático de corrente invertida, cuja finalidade é evitar a alimentação do transformador pelo circuito secundário. Os secundários dos transformadores, através dos protetores, alimentam em diversos pontos, uma rede de cabos que se interligam, formando o reticulado propriamente dito, desta rede partem as ligações dos consumidores.

A continuidade do serviço no sistema reticulado é excepcional e por esta razão é o sistema ideal para o fornecimento de energia elétrica para os grandes centros comerciais, pois o desligamento de um circuito primário ou de um ou mais transformadores não provoca interrupção do fornecimento, os consumidores continuam alimentados pela rede secundária reticulada, que permanece suprida pelos circuitos e transformadores remanescentes.

- Sistema Spot-Network: Nesta configuração, representada na figura 8, cada transformador, de potência nominal de 0,5MVA a 2MVA, é suprido por dois ou três circuitos, que podem derivar da mesma SE ou não.

Figura 8: Sistema Spot-Network

Fonte: (KAGAN,2013)

Geralmente os spot-networks são utilizados para o suprir o abastecimento de energia elétrica à prédios com demanda elevada, sendo que este critério varia de concessionária para concessionária.

A confiabilidade deste sistema é muito alta, porém o custo das redes em spot-networks é muito elevado, justificando sua utilização somente em áreas de grande densidade de carga. 2.4 SISTEMA SECUNDÁRIO

O Sistema Secundário é a parte do sistema de distribuição que está compreendida entre o alimentador primário e o consumidor final de pequeno porte, como é o caso das residências, comércio e pequenas indústrias. Consiste nos transformadores de distribuição, rede secundária e ramais de serviço.

As configurações do Sistema Secundário podem ser do tipo radial simples, secundário interligado e secundário reticulado, são as mesmas configurações explicadas anteriormente para rede primária, mas agora aplicadas em BT. A configuração de secundário reticulado já não é usual

Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018 devido ao seu alto custo de construção, mas foi empregada acerca de 30 anos em grandes metrópoles, como é o caso de São Paulo, Rio de Janeiro e Curitiba.

Os circuitos secundários mais usuais são trifásicos a quatro condutores e monofásico a três condutores. O circuito trifásico a quatro fios é alimentado por transformador de distribuição trifásico com ligação em delta no lado de alta tensão e com ligação estrela com neutro aterrado no lado de baixa tensão, ilustrado na figura 9. As cargas trifásicas são conectadas as três fases e as cargas monofásicas podem ser alimentadas de uma fase e o neutro a tensão Vn ou de duas fases a tensão 1,73205*Vn, os valores padrões para Vn são 127V e 220V.

Figura 9: Sistema Secundário a quatro condutores

Fonte: (SOUZA,1997)

O circuito monofásico a três fios é alimentado por transformador de distribuição monofásico, há dois tipos de ligação neste caso, a primeira sendo o transformador alimentado por duas fases do alimentador primário a três condutores, ilustrado na figura 10(a) e a segunda o transformador sendo alimentado por uma fase e o neutro do alimentador primário a quatro condutores, ilustrado na figura 10(b) em ambas ligações as cargas monofásicas podem ser conectadas entre uma fase e o neutro (Vn=115V) ou conectadas entre duas fases (VN=230V) (Souza,1997).

Figura 10: Sistema Secundário a três condutores

(a)

Fonte: (SOUZA,1997)

Figura 10: Sistema Secundário a três condutores

(b)

Fonte: (SOUZA,1997)

O espaçamento usual entre condutores do sistema de distribuição secundário nos postes são de 20cm e geralmente são condutores de alumínio nus. De acordo com Schereiber (2013) os condutores nus podem ser: condutor de alumínio puro (CA ou AAC), condutor de liga de alumínio pura (AAAC), condutor de alumínio com alma de aço (CAA ou ACSR) e condutor de alumínio com alma de liga de alumínio (ACAR).

2.5 MODELAGEM DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO SECUNDÁRIA

Para modelagem das redes de distribuição é suficiente que as concessionárias tenham o cadastro do comprimento, da quantidade de fases e do tipo de condutor utilizado em cada trecho de rede (Bernardon,2015).

Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018 geral é feito em duas partes: linhas curtas (comprimento menor que 80km) e linhas longas (comprimento acima de 80km). Em uma linha de distribuição secundária o comprimento não ultrapassará os 80km, então é considerada uma linha curta, na modelagem de linhas curtas usando o Modelo , a indutância da linha é dada simplesmente pelo produto da indutância por unidade de comprimento, multiplicada pelo comprimento da linha (MONTICELLI,2001).

Em Schereiber (2013) foi validado o Modelo em laboratório, para representar um trecho da rede de distribuição em baixa tensão do DEMEI satisfatoriamente, tanto para frequências baixas e altas.

2.5.1 Modelo Equivalente

Este modelo, apresentado na figura 11, usa para representação da linha parâmetros concentrados, ou seja, os efeitos resistivos e indutivos que caracterizam a linha são concentrados em um único ponto na linha, como uma impedância em série (BERNARDON,2015).

Neste modelo não é considerada a variação destes parâmetros com a frequência e a variação das grandezas elétricas ao longo da linha, sendo desconsideradas as capacitâncias para a terra devido ao seu pequeno valor.

Figura 11: Representação dos parâmetros elétricos da rede no modelo

Fonte:(SCHEREIBER,2013) A impedância em série é dada pela equação:

Onde: z-

r- xl-

L- comprimento do trecho de rede (km). 2.6 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

O conceito de geração distribuída refere-se a uma fonte de energia elétrica diretamente conectada à rede de distribuição ou à rede local dos consumidores. A figura 12 representa a conexão de um consumidor com geração distribuída fotovoltaica conectado na rede de distribuição.

Figura 12: Esquema de utilização de GD na classe residencial

Fonte: (BERNARDON, 2015)

A ANEEL definiu o termo geração distribuída como: centrais geradoras de energia elétrica, de qualquer potência, com instalações conectadas diretamente no sistema elétrico de distribuição ou através de instalações de consumidores, podendo operar em paralelo ou de forma isolada e despachadas, ou não, pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

2.7 GERAÇÃO FOTOVOLTAICA

Os painéis fotovoltaicos estão cada vez mais sendo instalados nas residências, pelo fato de serem modulares facilitando a instalação e por serem silenciosos.

A conversão de energia solar em energia elétrica acontece por intermédio dos materiais semicondutores, que estão presentes nas células fotovoltaicas. Uma célula fotovoltaica pode gerar de 1W a 3W, para aumentar o nível de potência instalada são feitos arranjos de células em série ou paralelo, assim compondo um módulo fotovoltaico. A composição de módulos fotovoltaicos em

Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018 série ou paralelo, para atingir níveis de tensão e corrente de projeto, formam o painel fotovoltaico, como mostra a figura 13.

Figura 13: Painel Solar

Fonte:(MILKE; RODRIGUES,2016)

A radiação solar é a variável que tem maior impacto na geração de energia pelos painéis fotovoltaicos, porém outra variável que afeta a geração é a temperatura de operação (ambiente) que as placas são submetidas.

Para padronizar informações de painéis oriundos de diversos fabricantes, optou-se por representar o comportamento em operação dos sistemas fotovoltaicos por curvas de tensão e corrente (curvas I-V) de células e módulos fotovoltaicos, em Condições Padrão de Teste ou STC (Standard Test Conditions). O quadro 1 ilustra as condições de laboratório.

Quadro 1- Condições Padrão de Teste(STC)

Parâmetro Valor Unidade Irradiação(GSTC) 1000 W/m² Temperatura Ambiente(TSTC) 25 °C Massa de Ar(AMSTC) 1,5 -

2.7.1 MODELAGEM DA GERAÇÃO FOTOVOLTAICA

De acordo com Bernardon (2015) não existe uma metodologia padrão para avaliar a produção de energia elétrica dos módulos fotovoltaicos. Basicamente os métodos de estudo se resumem em métodos numéricos e algébricos, onde os métodos numéricos se baseiam na STC para o cálculo da potência de pico instantânea da curva I-V, o que não o torna usual em situações reais, devido que na prática é praticamente impossível o sistema fotovoltaico estar trabalhando nas condições de teste mencionadas anteriormente.

Como os procedimentos algébricos são baseados na análise de regressão de dados medidos de longo prazo, são mais indicados para aplicações reais. Dentre os métodos algébricos pode-se citar o Método de Osterwald por ser o mais utilizado, devido a sua simplicidade. Para o cálculo de potência máxima gerada pelo painel, leva em consideração o valor da irradiação e temperatura de operação da célula e usa a equação:

Onde:

Pstc- potência nominal, dada pelo fabricante; Gstc- radiação global conforme o STC; Tstc-temperatura global conforme o STC: Gi- radiação solar medida;

Ti- temperatura ambiente;

y- fator de correção da temperatura para potência, está compreendido entre a .

Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018 2.8 MODELAGEM DAS CARGAS

Quando se trata de modelar um sistema de distribuição o maior desafio é a modelagem das cargas. Isto se deve ao fato das cargas não terem um comportamento constante, o valor da potência absorvida que a caracteriza, varia de um valor mínimo até um valor máximo, no período de um dia por exemplo. Esta potência também pode variar de acordo com a tensão imposta à carga. De acordo com Bernardon (2015) há vários modelos para representar a carga em função da tensão aplicada, dentre os quais sobressaem-se:

Cargas de impedância constante com a tensão (Z); Cargas de corrente constante com a tensão (I); Cargas de potência constante com a tensão (P); ZIP: uma composição dos três modelos básicos.

Para o cálculo de FP, geralmente as cargas são modeladas como potências ativa e reativas constantes, representadas por barras do tipo PQ. Uma queda de tensão no circuito levará a um aumento na corrente elétrica, porque a potência é constante, consequentemente acarretará quedas de tensão nas linhas, piorando a queda de tensão nas barras. Esse método é bastante utilizado por se tratar do pior caso para o sistema, pois se este modelo é viável os outros também poderão ser aplicados (NEVES,2008).

2.8.1 Modelo Potência Constante com a Tensão

Para as cargas de potência constante com a tensão, as potências ativas e reativas permanecem constantes, iguais os seus valores nominais, ou seja:

Neste caso, a potência absorvida pela carga, quando alimentada com uma tensão qualquer é obtida pela equação:

2.9 MODELAGEM DOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO

O transformador de distribuição é o equipamento responsável pelo rebaixamento da tensão primária para níveis usuais ao cliente final, como residências, comércio e pequenas indústrias. Seu princípio de funcionamento é regido pela lei de conservação da energia, portanto o que se espera de um transformador de distribuição é que rebaixe a tensão com o mínimo de perdas possíveis. De acordo com Oliveira (1984) o rendimento de transformadores, que é a relação da potência de saída pela potência de entrada, pode chegar até 99%.

As perdas no transformador podem ser divididas como: Perdas no núcleo

Perdas no cobre

As perdas no núcleo são as perdas por histerese e perdas pelas correntes de Focault e são determinadas a partir do ensaio a vazio do transformador (OLIVEIRA, 1984). As perdas por histerese têm relação com o material escolhido para o núcleo, onde cada material tem um coeficiente que relaciona a indução magnética com a frequência. Já as perdas pelo surgimento das correntes de Focault, também chamadas de correntes parasitas, são explicadas pela lei de Faraday, pois estando o núcleo sujeito à fluxo magnético variável, aí surgem essas correntes parasitas, que produzem calor e consumo de potência consequentemente.

As perdas no cobre são determinadas a partir do ensaio em curto-circuito do transformador. Essas perdas são inevitáveis pois referem-se as perdas por efeito Joule, oriundas da passagem de corrente elétrica pelos enrolamentos de cobre do transformador. Como essa corrente depende da carga atendida pelo transformador, tem se a necessidade de estabelecer um ponto de funcionamento correto, obedecendo as potências e correntes nominais do transformador.

Para a modelagem dos transformadores é usual o estudo do seu circuito equivalente, que possibilita a aplicação direta de técnicas da teoria de circuitos elétricos. O circuito equivalente do transformador ideal é ilustrado na figura 14.

Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018 Figura 14: Circuito equivalente do transformador ideal

Fonte: (KOSOV, 1995)

De acordo com Bernardon (2015) para calcular as perdas nos transformadores de distribuição é necessário considerar a tensão e a carga aplicada para cada instante de tempo, e podem ser obtidas através da equação:

Onde:

- Perda de potência ativa no transformador (kW); - Perda nominal de potência ativa a vazio (kW); - Perda nominal de potência ativa com carga (kW); Vn tensão nominal do transformador (kV);

3 OPENDSS

Por se tratar de um software livre, especialmente desenvolvido para dar suporte às análises de sistemas com a inserção de GD, é o software que será utilizado para resolução do Fluxo de Potência neste trabalho. Neste capítulo a modelagem no OpenDSS de cada segmento do sistema de distribuição secundário analisado será elucidada.

3.1 ESTRUTURA DO OPENDSS

O software OpenDSS é um programa baseado em linhas de comandos. Para definir os circuitos o usuário pode escrever as linhas de comandos, ou podem ser acessadas de um arquivo de texto fixo ou de programas externos (FREITAS, 2015).

Basicamente o programa difere os elementos do circuito que transferem energia (Power Delivery Element - PD) dos elementos que convertem energia (Power Conversion Element - PC).

Entre os elementos PD pode-se citar: Linha

Transformador Indutor

Capacitor

Entre os elementos PC pode-se citar: Carga Gerador Equivalente Bateria Geração distribuída 3.2 ELEMENTO BUS

De acordo com Freitas (2015) a barra no OpenDSS é um elemento de circuito que contém nós. Sua função principal é conectar em seus nós os terminais dos elementos elétricos que

Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018 compõem o circuito. Por intermédio da barra pode-se ter acesso ao valor das tensões nodais em relação ao nó de referência (nó zero). Pode-se definir barras com n nós, e para conectar os terminais dos elementos na barra cita-se os nós correspondentes, como por exemplo em uma rede trifásica a 4 fios onde deseja-se conectar um elemento na fase A e C, referencia-se o elemento a barra ao nó 1 e 3. Se não definido os nós ao qual vai ser conectado o elemento, o OpenDSS tem uma definição automática dos nós, iniciando a contagem dos nós em 1 e começando a conexão do elemento por esse nó.

3.3 ELEMENTO CIRCUIT

Este elemento é utilizado como o equivalente de Thévenin da rede da subestação, vista pelo alimentador, nesta pesquisa. É um elemento de conversão de energia que possui apenas um terminal. É permitido apenas um elemento Circuit por sistema simulado.

Para definir o elemento Circuit, alguns parâmetros principais são: tensão de linha nominal em kV, nome da barra em que se deseja conectar o elemento, impedância zero e de sequência positiva do sistema, potência de curto-circuito trifásico e monofásico em MVA.

3.4 ELEMENTO TRANSFORMER

No OpenDSS pode-se configurar todos os tipos de transformadores existentes no mercado, como por exemplo conexão delta-estrela aterrada, estrela-estrela aterrada e etc. De acordo com Freitas (2015) para caracterizar o transformador deve-se definir a quantidade de enrolamentos, número de fases e as barras as quais o transformador está conectado. Outros parâmetros para sua definição são: tensão nominal de linha do enrolamento em kV, potência nominal do terminal em kVA, reatância em série, porcentagem de perdas com e sem carga.

3.5 ELEMENTO LINE

O programa usa para modelar as linhas o Modelo , assim necessitando da matriz de admitância nodal, que é construída a partir de seus parâmetros intrínsecos como impedâncias sequenciais, resistências e reatâncias.

Para simplificar o código no programa, o OpenDSS tem a possibilidade de uso de uma função chamada LineCode, com ela define-se todas as características de arranjo de linha e

armazena em uma variável e após, durante a programação ao definir uma linha, apenas declara-se seu LineCode. Os principais parâmetros para definir o LineCode são: número de fases, frequência de base, resistências e reatâncias zero e de sequência positiva, por unidade de distância, no caso de linhas equilibradas, e matrizes de resistências e reatâncias, por unidade de distância, no caso de linhas desequilibradas.

Após, ao definir a linha apenas será necessário informar seu LineCode, comprimento e unidade de medida, e as barras as quais será conectada.

3.6 ELEMENTO LOAD

As cargas são elementos que transformam energia, por isso possuem apenas um terminal. Para caracteriza-la é necessário que se defina, ao menos, um par de valores mencionados abaixo:

Potência ativa nominal em kW e fator de potência FP;

Potência ativa nominal em kW e potência reativa nominal em kvar; Potência aparente nominal em kVA e fator de potência FP.

Para definir o elemento load, além dos parâmetros listados acima, os seguintes parâmetros são necessários: tensão nominal, número de fases, barra a qual está conectada, e pode-se definir uma curva de carga, se preciso for.

3.7 ELEMENTO PVSYSTEM

A geração fotovoltaica presente no OpenDSS é um modelo que combina o gerador fotovoltaico e o inversor para realizar simulações com intervalo de tempo maior ou igual a 1 segundo (FREITAS, 2015). Sendo assim, o inversor é capaz de encontrar o ponto de máxima potência do painel rapidamente, simplificando a modelagem dos componentes individuais, painel fotovoltaico e inversor.

De acordo com Freitas (2015) a potência ativa de saída é função da irradiação, temperatura, eficiência do conversor, tensão da rede e da potência nominal do painel no ponto de máxima potência. O ponto de máxima potência é definido a uma temperatura que geralmente é igual a 25 C, e uma irradiação de 1,0kW/m².

Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018 Essa abordagem deve ser adequada para a maioria dos estudos relacionados a interconexão com a rede de distribuição.

Para definição do elemento PVSystem os principais parâmetros são: tensão de linha nominal em kV, barra a qual será conectado, potência nominal do inversor em kVA, fator de potência, irradiação nominal, potência nominal no ponto de máxima potência, temperatura nominal, curva de eficiência por potência, curva de potência por temperatura, também são necessários os dados de irradiância e temperatura do local da instalação.

3.8 MODO DE SIMULAÇÃO

Por se tratar de uma ferramenta para análise de circuitos elétricos, no software há diversos modos de simulação, tais como: fluxo de potência, curto-circuito, fluxo de harmônicos, estabilidade e crescimento da demanda.

O cálculo do fluxo de potência pode ser executado de diversas formas, modo padrão, diário e anual, modo de Monte Carlo, e ainda um modo que a carga pode variar no tempo (FREITAS, 2015).

No modo padrão o cálculo do FP é realizado para uma condição onde se pretende conhecer as condições limites do sistema, como por exemplo, para a máxima e mínima demanda. No modo diário o programa calcula 24 vezes o FP e no anual 8760 vezes.

Para executar o FP é necessário setar as tensões de base e o modo. Quando não estipulado o modo, o OpenDSS calcula o FP no modo padrão (snapshot).

4 RESULTADOS

4.1 DADOS DO SISTEMA REAL

Nesta seção o sistema real de distribuição secundário será apresentado. 4.1.1 Descrição do Sistema e sua localização

O sistema de distribuição secundário real analisado neste trabalho, ver anexo A (Planta de Localização), é pertencente ao Departamento Municipal de Energia Elétrica de Ijuí (DEMEI) e está localizado em Ijuí/RS, em uma área residencial. Estão inseridos neste sistema 116 consumidores, sendo 53 consumidores trifásicos e 63 consumidores monofásicos.

4.1.2 Alimentador

Os dados do sistema deste alimentador são: trifásico, tensão de base 23kV, potência de base 100MVA, Z0=Z1=[0.23449, 0.7094] em pu.

4.1.3 Transformador de Distribuição

O transformador de distribuição que atende esse sistema tem 112,5kVA de potência nominal, 22550/380V, conectado em delta-estrela aterrada.

4.1.4 Redes de Distribuição

As redes de distribuição são compostas por sete tipos diferentes de condutores, suas descrições podem ser vistas no quadro 2.

Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018 Quadro 2: Condutores Redes de Distribuição em BT

Fonte: (DEMEI, 2018)

No sistema modelado no OpenDSS, no código, ver anexo B, os LineCodes seguem os códigos dos condutores do Quadro 2.

4.1.5 Geração Fotovoltaica

O consumidor, chamado de consumidor_270 no OpenDSS, tem GD conectada na rede de distribuição em BT. A geração fotovoltaica

200 módulos solares poli cristalinos marca Canadian Solar de 265 W cada, totalizando 53,0 kW

2 Inversores solares marca ABB TRIO 27.6 TL 380V 2 String box marca ABB

4.1.6 Cargas

Para calcular a demanda de consumidores já existentes no sistema de distribuição, a concessionária segue a Orientação Técnica de Distribuição 035.01.01, da Federação das Cooperativas de Energia, Telefonia e Desenvolvimento Rural do Rio Grande do Sul (FECOERGS), que determina Critérios de Elaboração de Projetos, tendo em vista que o DEMEI não possui norma regulamentadora própria para este cálculo.

De acordo com esta Orientação Técnica, a demanda de consumidores já existentes é determinada a partir dos valores de consumo mensal. Este consumo é analisado no período do

último ano e o valor adotado é aquele correspondente ao maior consumo mensal dos últimos 12 meses, em kWh.

Para transformar o consumo de energia (kWh) em potência aparente instantânea (kVA), foi adotada a equação:

Assim a demanda máxima total deste sistema de distribuição é 382,23kVA.

Porém utilizando esses valores de demanda máxima, os valores das perdas se distanciam muito dos valores reais, pois os valores máximos de demanda acontecem somente em alguns momentos do dia, sendo assim chamados de picos de demanda e para solucionar este problema em casos de cálculos de demanda é aplicado um valor de fator de carga (fc).

De acordo com Kagan (2013) o fator de carga é a relação entre as demandas média e máxima do sistema, correspondente a um período de tempo. É um valor adimensional e é calculado através da equação:

Onde:

fc fator de carga

Dmed Demanda média no período de tempo Dmax Demanda máxima no período de tempo

No DEMEI o fc adotado é de 0,35, para os casos que é necessário aplicar um fator de carga a demanda do sistema. Portanto, nesta pesquisa preferiu-se trabalhar com os valores de demanda média e foi aplicado o valor de fc à todas as demandas máximas dos consumidores. A demanda média total do sistema é 133,78kVA.

Os consumidores são modelados como cargas de potência constante e descrição das mesmas acontece sequencialmente durante o código, presente no anexo B. Os dados dos

Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018 4.2 DADOS ADICIONAIS PARA A SIMULAÇÃO DO SISTEMA NO OPENDSS

Para simular a geração fotovoltaica foi selecionado o dia 11/03/2018, por se tratar de um dos dias mais quentes do ano, até o momento, e os dados de temperatura e irradiação diária, ilustrados no quadro 3, foram obtidos através do Instituto Nacional de Meteorologia (INMET), por se tratar de fonte confiável de informações meteorológicas, da Estação Meteorológica de Cruz Alta, por ser a estação mais próxima de Ijuí.

Quadro 3: Dados meteorológicos usados na simulação da GD

4.3 SIMULAÇÕES

Como o intuito desta pesquisa é comparar as perdas elétricas do sistema real de distribuição em BT, com e sem a presença da geração fotovoltaica, as simulações são feitas em duas etapas, a primeira sem a conexão da GD e a última com a conexão da GD na rede de distribuição secundária. 4.3.1 Resultados da simulação sem a conexão da GD

Nos resultados da simulação do sistema de distribuição secundário sem a conexão da Geração Fotovoltaica na rede, as perdas totalizaram 5,8kW, de um total de 107,7kW. A figura 15 mostra a relação dessas perdas em porcentagem.

Figura 15: Gráfico das perdas totais sem a GD

Fonte: (próprio Autor, 2018)

Onde 3kW foi o total de perdas nas linhas e 2,8kW o total das perdas no transformador. A figura 16 ilustra essas perdas em porcentagem.

Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018 Figura 16: Gráfico explanatório das perdas nos elementos sem a GD

Fonte: (próprio Autor, 2018)

4.3.2 Resultados da simulação com a conexão da GD

Na simulação com a conexão da Geração Fotovoltaica na rede de distribuição secundária as perdas totalizaram 4kW, do total de 106,1kW do sistema. Dos 106,1kW, a geração fotovoltaica participa com 44,8kW e a concessionária com 61,3kW. A figura 17 demonstra esse total de perdas em porcentagem.

Figura 17: Gráfico das perdas totais com a GD

Desses 4kW de perdas, 1,6kW são as perdas no transformador de distribuição e 2,4kW são as perdas nas linhas. A figura 18 demonstra essas perdas em porcentagem.

Figura 18: Gráfico explanatório das perdas nos elementos com a GD

Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018 4.4 CONSIDERAÇÕES FINAIS

Com os resultados das simulações sem a GD e com a GD conectada no sistema, pode-se verificar que a redução mais acentuada de perdas aconteceu no elemento transformador de distribuição, isso se deve ao fato de que a potência necessária a esse sistema com a GD não provinha totalmente do transformador, assim diminuindo a passagem de corrente pelos seus enrolamentos. Com a conexão da GD no sistema aconteceu uma queda de 1,2kW de perdas no transformador. A figura 19 relaciona esse decréscimo de perdas no transformador em porcentagem.

Figura 19: Gráfico comparativo das perdas no transformador com e sem a GD

Fonte: (próprio Autor, 2018)

A redução das perdas nas linhas foi da ordem de 0,6kW. Essa redução é mostrada em porcentagem na figura 20.

Como não houve uma redução tão significativa das perdas nas linhas, pode-se concluir que para a melhoria desse índice de perdas, deve ser feito o estudo das perdas por ramos e assim pode-se verificar quais condutores poderiam pode-ser trocados.

Figura 20: Gráfico comparativo das perdas nas linhas com e sem a GD

Fonte: (próprio Autor, 2018)

Ao comparar as perdas totais com e sem a presença da GD na rede de distribuição secundária observa-se uma redução de 1,8kW, representada na figura 21. Essas perdas significaram uma redução de 31,03%.

Figura 21: Gráfico das perdas elétricas sem e com a GD

Fonte: (próprio Autor, 2018)

Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018 para a concessionária significa a diminuição com custos para a compra de energia e representa menos custos para a ampliação das redes, tendo em vista que a geração excedente da GD sacia o consumo de parte dos consumidores conectados à rede.

Neste estudo a conexão da GD não foi analisada por parte da concessionária, nem em relação a quantidade de geração e nem em relação ao ponto ótimo de instalação, pois conforme foi explicado anteriormente durante esta pesquisa, quem determina a quantidade gerada pela GD é o próprio consumidor que deseja instalá-la. Assim a concessionária apenas pôde fazer a conexão da GD na rede no ponto mais próximo dos centros de carga, para otimizar a redução das perdas elétricas.

5 CONCLUSÃO

A conexão de Geração Distribuída na rede de distribuição secundária é uma nova tendência mundial, portanto esse estudo de caso vem integrar conhecimento aprofundado da relação da conexão da GD e do montante das perdas elétricas, no contexto real.

Utilizando a ferramenta computacional para resolução do fluxo de potência, o software OpenDSS, pôde-se comparar a quantidade de potência dissipada pelo transformador de distribuição e pelas linhas elétricas, sem a presença da GD no sistema e com a conexão da GD no sistema de distribuição secundário. A partir desses dados de simulação conclui-se que no que se refere as perdas elétricas, a conexão da GD no sistema teve um impacto significativo para a redução das mesmas, totalizando uma redução de 31,03% de perdas por efeito Joule, com a presença da GD na rede.

Com a conexão da GD no sistema, as perdas nas linhas não tiveram uma redução muito significativa. Portanto fica claro que é necessário um estudo do FP nos ramos, para que se possa adequar os condutores utilizados, para reduzir as perdas nesse segmento.

A vantagem da conexão da GD no sistema de distribuição secundário também pode ser mostrada pelo ponto de vista econômico, tendo em vista que concessionária não precisa comprar essa quantidade de energia, que antes da conexão da GD no sistema significava apenas potência dissipada e custos adicionais. Para isso seria necessário ter o valor que a concessionária paga pela compra kWh.

Para complementar essa pesquisa a concessionária pode implementar na rede medidores de energia no transformador de distribuição, para fazer comparações das medições com os resultados obtidos com as simulações no OpenDSS. Não foi possível realizar a instalação dos medidores durante o andamento deste trabalho.

Para trabalhos futuros referentes a este tema, poderia ser feito o estudo da relação dos níveis de perda a outros níveis de consumo, que não a demanda média, como foi realizado nesta pesquisa. Para isso a demanda dos consumidores pode ser representada a partir da curva de carga diária.

Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018

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BERNARDON, Daniel Pinheiro et al.Sistemas de distribuição no contexto das redes elétricas inteligentes: uma abordagem para reconfiguração de redes.1 ed. Santa Maria. Ed. AGEPOC, 2015. 163p.

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KAGAN, Nelson. Introdução aos sistemas de distribuição de energia elétrica. São Paulo. Ed. Blucher, 2013.

KOSOV, I. Máquinas elétricas e Transformadores. São Paulo. Ed. Globo, 1995.

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MILKE, Tafarel Franco; RODRIGUES, Mauro. Apostila da Disciplina de Geração de Energia Elétrica: Geração Fotovoltaica. Versão1.2. Ijuí-RS, 2016.

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Jéssica H. Teixeira (jehuwe@yahoo.com.br). Trabalho de Conclusão de Curso. Ijuí DCEENG/UNIJUÍ, 2018 ANEXO A PLANTA DE SITUAÇÃO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO SECUNDÁRIO

ANEXO B CÓDIGO DE PROGRAMAÇÃO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO SECUNDÁRIO, NO SOFTWARE OPENDSS

clear

New circuit.Circuito_exemplo phases=3 basekv=23 basemva=100 bus1=barra100 puZ1=[0.23449,0.7094] New linecode.condutor_89 nphases=4 basefreq=60 units=km

rmatrix=[0.948|0 0.948|0 0 0.948|0 0 0 0.948] xmatrix=[0.468|0 0.468|0 0 0.468|0 0 0 0.468] cmatrix=[0|0 0|0 0 0|0 0 0 0]

New linecode.condutor_277 nphases=4 basefreq=60 units=km rmatrix=[0.64821|0 0.64821|0 0 0.64821|0 0 0 0.64821] xmatrix=[0.33773|0 0.33773|0 0 0.33773|0 0 0 0.33773] cmatrix=[0|0 0|0 0 0|0 0 0 0]

New linecode.condutor_261 nphases=4 basefreq=60 units=km rmatrix=[0.00402|0 0.00402|0 0 0.00402|0 0 0 0.00402] xmatrix=[0.00276|0 0.00276|0 0 0.00276|0 0 0 0.00276] cmatrix=[0|0 0|0 0 0|0 0 0 0]

New linecode.condutor_265 nphases=4 basefreq=60 units=km rmatrix=[1.03261|0 1.03261|0 0 1.03261|0 0 0 1.03261] xmatrix=[0.35668|0 0.35668|0 0 0.35668|0 0 0 0.35668] cmatrix=[0|0 0|0 0 0|0 0 0 0]

New linecode.condutor_155 nphases=4 basefreq=60 units=km rmatrix=[0.00402|0 0.00402|0 0 0.00402|0 0 0 0.00402] xmatrix=[0.00276|0 0.00276|0 0 0.00276|0 0 0 0.00276] cmatrix=[0|0 0|0 0 0|0 0 0 0]

New linecode.condutor_157 nphases=3 basefreq=60 units=km rmatrix=[0.00402|0 0.00402|0 0 0.00402]

xmatrix=[0.00276|0 0.00276|0 0 0.00276] cmatrix=[0|0 0|0 0 0]

New linecode.condutor_158 nphases=2 basefreq=60 units=km rmatrix=[0.00402|0 0.00402]

xmatrix=[0.00276|0 0.00276] cmatrix=[0|0 0]

New transformer.TRAFOA xhl=4 windings=2 %loadloss=2.02 %noloadloss=0.41 wdg=1 bus=barra100 conn=delta kv=21.5 kva=112.5

wdg=2 bus=barra3.1.2.3.0 conn=wye kv=0.380 kva=112.5 //RUA ENG. LADISLAU//

New Line.linha_A phases=4 Bus1=barra3.1.2.3.0 Bus2=barra4.1.2.3.4 linecode=condutor_277 Length=0.03239 units=km