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UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA

Planejamento Avançado de Smart Grids em Redes de Distribuição com

Geração Fotovoltáica Distribuída

Leandro Naves Morita

Itajubá, outubro de 2017

UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação

ii

UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA

Leandro Naves Morita

Planejamento Avançado de Smart Grids em Redes de Distribuição com

Geração Fotovoltáica Distribuída

Monografia apresentada ao Instituto de

Sistemas Elétricos e Energia, da

Universidade Federal de Itajubá, como parte

dos requisitos para obtenção do título de

Engenheiro Eletricista.

Orientador: Paulo Fernando Ribeiro

Itajubá, outubro de 2017


iii

Resumo

Nesta monografia tem-se como objetivo discutir o planejamento de redes inteligentes

de energia elétrica com geração fotovoltaica distribuída e avaliar os impactos e desempenho

desta no sistema elétrico de potência. Cada vez mais novos pontos de geração distribuída (GD)

estão sendo instalados pelo país e ganhando cada vez mais participação na matriz energética.

Os impactos no sistema desses tipos de geração terão de ser cada vez mais estudados para

garantir o bom desempenho futuro da rede elétrica à medida que esses sistemas se tornem mais

significativos. É utilizado o software OPENDSS do Electric Power Research Institute (EPRI)

para efetuar a simulação do sistema. É também apresentada uma análise econômica do mercado

fotovoltaico no intuito de poder avaliar a viabilidade dessa geração.

Palavras chave: Energia Solar, Geração Distribuida, OPENDSS, Planejamento.


iv

Abstract

This monograph has the objective to discuss the planning of smart grids with

photovoltaic distributed generation and evaluate the impacts and performance in the grid. Even

more points of distributed generation are connecting to the grid around the country and are

gaining even more participation in the production of electrical energy. The effects in the grid

need to be study more and more to ensure the future operation of the grid as these technologies

grow. For this study it is used to do the simulation the Electric Power Research Institute (EPRI)

software OPENDSS. It is also presented an economical analysis of the photovoltaic market to

evaluate the viability of this type of generation.

Key words: Solar Energy, Distributed Generation, OPENDSS, Planning.


v

Lista de Figuras

Figura 1 – O Sistema Interligado Nacional .............................................................................. 14

Figura 2 - Usina Hidrelétrica São Simão....................................................................................16

Figura 3 - Sistema de transmissão..............................................................................................18

Figura 4 - Modelo π da linha de transmissão..............................................................................19

Figura 5 - Subestação de distribuição.........................................................................................20

Figura 6 - Representação de uma smart grid..............................................................................23

Figura 7 - Usina hidrelétrica Jirau..............................................................................................25

Figura 8 - Usina termelétrica Piratininga...................................................................................26

Figura 9 - Usina nuclear Angra 1 e 2..........................................................................................26

Figura 10 - Parque eólico...........................................................................................................27

Figura 11 - Velocidade do vento................................................................................................28

Figura 12 - Planta Heliotérmica Atacama-1...............................................................................29

Figura 13 - Painel fotovoltaico...................................................................................................30

Figura 14 - Inversores................................................................................................................31

Figura 15 - Sistema teste de 13 barras IEEE..............................................................................32

Figura 16 - Curva de carga diária...............................................................................................33

Figura 17 - Variação do rendimento do inversor SB 2100 em função da potência...................34

Figura 18 - Variação da potência de saída do painel com a temperatura...................................34

Figura 19 - Temperatura do painel do longo do dia....................................................................35

Figura 20 - Irradiação diária incidente no painel........................................................................35

Figura 21 - Potência na carga da fase “a” da barra 634 do sistema.............................................38

Figura 22 - Tensão na Barra 634................................................................................................39

Figura 23 - Potência Fornecida pelo Transformador Abaixador................................................40


vi

Figura 24 - Potência Fornecida ao Sistema Pelo PV..................................................................41

Figura 25 - Tensão na Barra 634................................................................................................42

Figura 26 - Potência Fornecida à Barra 634 pelo Transformador Abaixador.............................43

Figura 27 - Correntes de Curto-Circuito na Barra 634 sem GD..................................................45

Figura 28 - Correntes de Curto-Circuito na Barra 634 com GD............................................... 47

Figura 29 - Contribuição do PV para o Curto-Circuito na Barra 634..........................................47

Figura 30 - Principais Desafios em Relação à Concorrência......................................................50

Figura 31 - Sistema Comercial 75 kWp.....................................................................................51


vii

Lista de Abreviaturas e Siglas

ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas

CAPES Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior

CNPq Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico

ISEE Instituto de Sistemas Elétricos e Energia

SI Sistema Internacional de Unidades

TFG Trabalho Final de Graduação

UNIFEI Universidade Federal de Itajubá

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

BIG Banco de Informações da Geração da ANEEL

PV Sistema Fotovoltaico

GD Geração Distribuída

OpenDSS software de simulação de sistemas de distribuição

SIN Sistema Interligado Nacional

MME Ministério de Minas e Energia

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico

EPE Empresa de Pesquisas Energéticas

CMSE Comitê de Monitoramento do Sistema Elétrico

CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

V Volts

CC Corrente Contínua

CA Corrente Alternada

SEP Sistema Elétrico de Potência

PROREDE Procedimentos de Rede


viii

DIT Demais Instalações da Transmissão

PRODIST Procedimentos de Distribuição

REN Resolução Normativa

MW Mega Watts

IGBT Transistor Bipolar de Porta Isolada

IEEE Instituto de Engenheiros Eletricistas e Eletrônicos

CGH Central Geradora Hidrelétrica

PCH Pequena Central Hidrelétrica

UHE Usina Hidrelétrica


ix

Lista de Símbolos

t Tempo

Constante matemática com valor aproximado de 3,1415

δ Ângulo de carga do gerador

ω Velocidade Angular

ωs Velocidade angular síncrona, 377 radianos por segundo para 60 Hertz

H Constante de tempo de inércia da máquina

𝑃 Potência

Pm Potência mecânica

Pe Potência elétrica

Dm Coeficiente de atrito mecânico

𝑅 Resistência elétrica

V Diferença de potencial

I Corrente elétrica

𝜌 Massa específica

𝑔 Aceleração da gravidade

𝑄 Vazão

𝐻𝑏 Queda bruta

𝑛𝑇 Rendimento total


x

Sumário

1 INTRODUÇÃO .............................................................................................................. 12

2 LEVANTAMENTO DO ESTADO DA ARTE ............................................................ 14

2.1 O Sistema Elétrico .................................................................................................. 14

2.1.1 Sistema de Geração ............................................................................................ 16

2.1.2 Sistema de Transmissão ............................................................................. 18

2.1.3 Sistema de Distribuição .............................................................................. 20

2.1.4 Cargas ................................................................................................................... 22

2.2 Smart Grids .............................................................................................................. 23

2.3 Fontes de Geração de Energia no Brasil .............................................................. 24

2.3.1 Geração Hidráulica ........................................................................................... 24

2.3.2 Geração Térmica ........................................................................................ 25

2.3.3 Geração Eólica ............................................................................................ 27

2.3.4 Geração Solar ............................................................................................. 28

2.4 Sistemas Fotovoltaicos ............................................................................................ 29

2.4.1 Painel Solar .......................................................................................................... 29

2.4.2 Bateria ......................................................................................................... 30

2.4.3 Controlador de Carga ................................................................................ 30

2.4.4 Inversor ....................................................................................................... 31

3 MODELAGEM DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO COM FONTES DE GERAÇÃO

DISTRIBUIDA ....................................................................................................................... 32

3.1 Modelagem da Rede de Distribuição .................................................................... 32

3.2 Modelagem da Carga ............................................................................................. 33

3.3 Modelagem do Sistema Fotovoltaico .................................................................... 33

3.3.1 Curva da Eficiência do Inversor pela Potência ........................................... 33

3.3.2 Curva da Potência de Saída em função da Temperatura ....................... 34

3.3.3 Curva da Temperatura Diária do Painel ................................................. 34

3.3.4 Irradiação .................................................................................................... 35

4 SIMULAÇÃO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO NO SOFTWARE OPENDSS 36

4.1 Estrutura e Elementos da Simulação .................................................................... 36

4.2 Operação Dinâmica ................................................................................................ 37


xi

4.2.1 Operação Dinâmica sem Geração Fotovoltaica Distribuída .................... 37

4.2.2 Operação Dinâmica com Geração Fotovoltaica Distribuída .................. 40

4.3 Condição de Falta ................................................................................................... 43

4.3.1 Condição de Falta sem Geração Fotovoltaica Distribuída ....................... 43

4.3.2 Condição de falta com Geração Fotovoltaica Distribuída ...................... 45

5 RESULTADOS E DISCUSSÕES ................................................................................. 48

5.1 Resultados da Simulação ....................................................................................... 48

5.2 Análise Econômica do Mercado Fotovoltaico ...................................................... 50

6 CONCLUSÃO ................................................................................................................. 51

REFERÊNCIAS ..................................................................................................................... 54

APÊNDICE A ......................................................................................................................... 59

APÊNDICE B .......................................................................................................................... 62


12

1 INTRODUÇÃO

A geração de energia elétrica proveniente de fontes renováveis atualmente já é um

tópico bastante discutido e é tido como o futuro da matriz energética global devido a crescents

preocupações ambientais que envolvem atuais formas de geração de energia, tais como

termelétricas. Da mesma forma que cresce a demanda de energia, cresce a necessidade de se

encontrar formas de alternativas eficientes e de baixo impacto ambiental para produção de

energia elétrica.

Acordos internacionais como o Protocolo de Kyoto (1997) e o Acordo de Paris (2015)

foram estabelecidos para traçar medidas para reduzir a emissão de gases do efeito estufa, sendo

que uma fonte de emissão desses gases é a queima de combustíveis fósseis para geração de

energia em termelétricas. As termelétricas causam um grande impacto ambiental, porém são

consideradas geração de energia despacháveis, quando comparadas às renováveis, que

dependem de fatores naturais para efetuar a conversão de energia.

São promissoras as fontes de energia renováveis, tal como biomassa, energia solar,

energia eólica, etanol e biodiesel. Fontes de geração como maremotriz e geotérmica vêm

ganhando cada vez mais destaque nessa busca por fontes alternativas de geração de energia. No

Brasil, mais de 64% da potência instalada são de usinas hidroelétricas (ANEEL, 2017), outra

fonte de energia renovável.

No cenário nacional predomina a geração de energia por fontes renováveis, entre a

biomassa, eólica, hídrica e solar, totalizando mais de 70% da matriz energética, com destaque

para a hídrica contribuindo com aproximadamente 90% dentre as fontes limpas. Dentro deste

mesmo cenário de fontes renováveis e apresentando apenas uma pequena fatia da matriz a

energia solar vem ganhando espaço por ser uma das que apresentam menos impacto ao meio

ambiente.

A geração por fontes renováveis é intermitente, ou seja, por depender de fatores como

a água, o vento e o sol, para geração hidráulica, eólica e solar, respectivamente, a geração varia

de acordo com esses fatores. Essa variação causa pertubações no sistema ao qual essa geração

é conectada e esses impactos devem ser estudados e avaliados para não comprometer a

integridade da rede, seja em um pequeno ou em um grande evento.


13

Na geração solar fotovoltaica, que tem como insumo a irradiação solar, a produção é

afetada por diversos fatores como a intensidade da irradiação, nuvens sobre o painel e fatores

climáticos. Esses fatores causam no sistema, variações de corrente ou tensão que, dependendo

da capacidade instalada, podem afetar o bom funcionamento do sistema elétrico. Variações na

irradiação e na temperatura são os fatores que mais influenciam no sistema fotovoltaico, de

modo a aumentar e diminuir a potência fornecida, respectivamente, na medida que esses

aumentam.

Com a popularização dos sistemas PV, por meio da geração distribuída, aumentando

assim a capacidade instalada, é necessário avaliar os impactos que causam no sistema de

distribuição no qual estão conectados.

O objetivo desta monografia é, portanto, avaliar os possíveis impactos que o sistema de

distribuição possa sofrer com a inserção de cada vez mais geração fotovoltáica distribuída, bem

como investigar uma avaliação econômica dos custos envolvidos na implantação desses

sistemas. Para isso, é proposta a modelagem de um sistema elétrico através do software

OPENDSS para implementar um sistema fotovoltáico e uma curva de utilização de carga para

representar com a maior fidelidade possível um sistema real. Tendo modelado o sistema

completo, é necessário analisar a operação e os efeitos que o PV causa no sistema elétrico para

avaliar o estado operativo da rede.


14

2 LEVANTAMENTO DO ESTADO DA ARTE

2.1 O Sistema Elétrico

O SIN é o sistema elétrico brasileiro de geração e transmissão que interliga as cinco

regiões do país, composto de diversos tipos de geração e inúmeras linhas de transmissão (Figura

1).

O SIN é um dos maiores e mais robustos sistemas elétricos do mundo. O interligamento

das cinco regiões do país favorece o bom funcionamento sistema como um todo, tendo em vista

que no Brasil existe grande diversidadede climática podendo algumas regiões serem mais

Fonte: ONS (2015)

Figura 1 – O Sistema Interligado Nacional


15

afetadas que outras devido a condições adversas que possam interferir na geração ou na

transmissão.

A interligação permite aumentar a confiabilidade do sistema, uma vez que uma região

onde houver excesso de geração poder auxiliar outras regiões que estejam demandando mais

energia do que as geradoras locais possam gerar, mantendo o balanço energético do sistema

sem ter que haver corte de cargas.

A região Norte foi a última a integrar o SIN, pois teve início em 2008 com um leilão

definido pela ANEEL e o projeto foi finalizado somente em 2015 tendo como maior desafio a

transposição do rio Amazonas na qual foram necessárias torres de quase 300 metros de altura

para passar um trecho de linha de um lado a outro do rio Amazonas devido a altura da catenária

da linha.

O órgão máximo em assuntos de energia é o MME e vinculados a este estão a ANEEL e

o ONS que regulamenta e garante a operação do sistema elétrico brasileiro, respectivamente. A

ANEEL tem como principais atribuições regular a geração, transmissão, distribuição e

comercialização da energia elétrica. Cabe a ela também estabelecer tarifas e fiscalizar as

concessões, permissões e os serviços de energia elétrica.

O Operador Nacional do Sistema Elétrico foi criado em 1998 com o intuito de ser o órgão

responsável pela coordenação e controle da operação das instalações de geração e transmissão

de energia elétrica no SIN sob a fiscalização da ANEEL. Em 2004 foram lançadas as bases de

um novo modelo do sistema elétrico, com a criação da EPE, que realiza o planejamento do setor

elétrico a longo prazo, da CMSE, para avaliar permanentemente a segurança do suprimento de

energia elétrica e da CCEE relativa a comercialização de energia.


16

2.1.1 SISTEMA DE GERAÇÃO

O sistema de geração é a alimentação do sistema elétrico, responsável por transformar

um tipo de energia, como mecânica, hídrica, eólica e solar em energia elétrica em corrente

alternada senoidal. O equipamento mais utilizado para fazer essa conversão é o gerador elétrico

presente na maioria das fontes de geração, que transforma energia mecânica em seu eixo em

energia elétrica em seus terminais. Há basicamente três tipos de geradores: síncronos,

assíncronos e de corrente contínua, sendo geradores síncronos os mais utilizados e presentes

em usinas hidrelétricas, predominantes no país. (Figura 2)

Fonte: Portal Brasil (2016)

Existem outros métodos para realizar a conversão de uma energia primária em energia

elétrica. No caso da geração solar fotovoltaica é feita a conversão a partir de células solares a

partir do efeito fotovoltáico, que converte a irradiação proveniente do sol em corrente elétrica

contínua.

Uma das maiores procupações do sistema elétrico é com a geração, pois pode ter um

maior impacto ao sistema em caso de má operação. O controle da geração é importante para

manter a estabilidade, pois em qualquer desbalanço de potência há consequências diretas no

Figura 2 – Usina Hidrelétrica São Simão


17

sistema de potência. Toda energia gerada é consumida pelo sistema e por isso a preocupação

em manter esse balanço, devido a dois casos:

1) Se a energia gerada for maior que a consumida, a frequência do sistema tende a

aumentar;

2) Se a energia gerada for menor que a consumida, a frequência da rede tende a

diminuir.

Em corrente alternada, a frequência tem efeito direto na maioria dos elementos do

circuito e, portanto, não é de interesse que haja grandes variações na frequência. Além desta,

no gerador elétrico também há de haver um balanço entre a potência primária e a potência

elétrica fornecida considerando a equação de balanço da máquina síncrona (1):

∂2δ

∂t2=

ωs

2H(Pm − Pe − Dm(ω − ωs)) (1)

Havendo diferença entre potência elétrica e potência mecânica, o ângulo da máquina

tende a aumentar em relação a sua referência síncrona, se:

1) Pm > Pe a derivada é positiva, a máquina acelera;

2) Pm < Pe a derivada é negativa, a máquina desacelera.

Os efeitos de frequência e da potência comprometem a operação do sistema, podendo

resultar na instabilidade da rede.

Em sistemas PV a geração é em corrente contínua e para se conectarem ao sistema

elétrico devem passar por uma conversão de CC para CA, feita por intermédio da eletrônica de

potência. O conversor CC/CA ou inversor, por meio de componentes eletrônicos, realiza a

conversão efetuando chaveamentos, característicos da operação e controle dos transistores, mas

esse efeito de chaveamento por mais eficiente que seja produz uma quantidade de harmônicos,

que são devido a correntes diferente de senóides, que não são desejados no sistema. Mas um

dos maiores problemas é devido à intermitência da fonte primária e o efeito da temperatura, que

alteram a potência de saída e, consequentemente, também ocorrem variações na corrente a na

tensão que, em sistemas mais fracos, apresentam um impacto significativo.

O efeito da temperatura em uma célula solar é dado de modo que afeta diretamente a

tensão de saída diminuindo esta à medida em que a temperatura se eleva, porém tem muito

pouco efeito na corrente. O efeito da irradiação nas células faz com que a corrente de saída

aumente com o aumento da irradiação, com pouco efeito na tensão.


18

No sistema convencional de geração, a interligação com a transmissão é dada por uma

subestação na qual está presente um transformador, um dos elementos mais importantes do

sistema elétrico, equipamentos de medição e proteção.

2.1.2 SISTEMA DE TRANSMISSÃO

O sistema de transmissão é o elemento do SEP responsável em transportar a energia

vinda da geração para o restante do circuito (Figura 3).

Figura 3 – Sistema de Transmissão

Fonte: Ibama (2015)

A energia provinda da geração é em média tensão e devido à grande potência, a corrente

associada tem um valor elevado. Pela equação da dissipação de potência (2):

𝑃 = 𝑅 × 𝐼2 (2)

pode-se concluir que a potência dissipada aumenta com o quadrado da corrente, o que reflete

em mais perdas e consequentemente, menos potência entregue às cargas. A alternativa para

minimizar as perdas decorrentes da transmissão é elevar a tensão, para, consequentemente,


19

diminuir a corrente dada uma mesma potência transmitida. Dado o modelo ideal do

transformador é possível analisar esse efeito.

𝑃𝑖𝑛 = 𝑃𝑜𝑢𝑡 (3)

𝑉𝑖𝑛 × 𝐼𝑖𝑛 = 𝑉𝑜𝑢𝑡 × 𝐼𝑜𝑢𝑡 (4)

O transformador da subestação realiza a conexão entre a geração e a transmissão

também elevando a tensão para diminuir a corrente que flui pelas linhas.

A impedância da linha é uma característica que envolve, entre outros, o tipo e a

disposição dos condutores, podendo diminuir as perdas pela alteração da geometria dos

condutores nas torres. O modelo π equivalente da linha é dado pela Figura 4.

A energização de uma linha de transmissão envolve vários efeitos, entre eles o efeito Ferranti,

devido às capacitâncias presentes na linha (condutor-terra, condutor-condutor) e fazem com

que a tensão aumente ao longo da linha podendo chegar até valores duas vezes a nominal no

terminal receptor (da subestação da distribuição).

O ONS define regras, a serem aprovadas pela ANEEL, para a operação das instalações

da transmissão da rede básica (acima de 230 kV) do SIN. Os Procedimentos de Rede

estabelecem os requisitos técnicos necessários para garantir o livre acesso às instalações de

transmissão, a realização das atividades de planejamento e programação da operação

eletroenergética, administração de serviços de transmissão de energia elétrica, proposição de

ampliações e reforços para a rede básica e para as Demais Instalações da Transmissão (DITs),

bem como as atividades de supervisão, coordenação e controle da operação do SIN (ONS,

1998).

Uma torre de transmissão apresenta alguns equipamentos que oferecem características

elétricas e mecânicas que promovem segurança operativa. Alguns dos elementos são:

1) Condutor, responsável em promover a condução da corrente elétrica pelo circuito.

Existem diferentes tipos de condutores quanto a sua construção. Na transmissão, são

Fonte: Thiago Rhode (2010)

Figura 4 – Modelo π da linha de transmissão


20

utilizados condutores de alumínio, diferentemente dos de cobre usados nas

residências, por serem mais baratos, sendo possível inserir uma alma de aço para

oferecer melhor resistência mecânica.

2) Isoladores são utilizados para separar eletricamente partes com potenciais

diferentes, como o condutor e a torre, promover a fixação do condutor na torre e

devem suportar os esforços mecânicos envolvidos.

3) Cabos pára raios conduzem as grandezas envolvidas em uma descarga atmosférica

no próprio cabo, protege a linha e também podem ser utilizados para meios de

comunicação.

4) Torres de transmissão dão suporte aos condutores elevando-os a uma distância

segura do chão e são aterradas para não oferecer perigo a quem passe perto.

Há grandes consumidores que recebem energia do sistema de transmissão, porém a

maior parte da energia tem como destino o sistema de distribuição, através de subestações que

reduzem o nível de tensão para que a energia elétrica possa ser distribuída para os

consumidores.

2.1.3 SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

Sistema de Distribuição é onde está localizado a grande maioria dos consumidores de

energia elétrica (Figura 5).

Figura 5 – Subestação de Distribuição

Fonte: Primeira Edição (2015)


21

Para poder distribuir essa energia é necessário reduzir a tensão que vem da transmissão.

Na subestação de distribuição esse nível de tensão é reduzido através de um transformador que

alimenta um barramento no qual é possível realizar a distribuição da potência através de

alimentadores, que podem alimentar cargas industriais de média tensão (13,8 kV), e também

para realizar a alimentação de cargas residenciais e comerciais em baixa tensão

(380/220/127V). Para alimentar cargas em baixa tensão é necessário a redução da tensão para

níveis mais baixos através de transformadores de distribuição, que são fixados em postes.

A rede de distribuição possui uma característica radial e apresenta ligeiro desbalanço

devido às cargas monofásicas presentes. Os procedimentos de distribuição são documentos

elaborados pela ANEEL e normatizam e padronizam as atividades técnicas relacionadas ao

funcionamento e desempenho dos sistemas de distribuição de energia elétrica (ANEEL, 2016).

Dividido em dez módulos, o PRODIST é composto por:

Módulo 1 – Introdução;

Módulo 2 – Planejamento da expansão do sistema de distribuição;

Módulo 3 – Acesso ao sistema de distribuição;

Múdulo 4 – Procedimentos operativos do sistema de distibuição;

Módulo 5 – Sistemas de medição;

Módulo 6 – Informações requiridas e obrigações;

Módulo 7 – Cálculo de perdas na distribuição;

Módulo 8 – Qualidade da energia elétrica;

Módulo 9 – Ressarcimento de danos elétricos;

Módulo 10 – Sistema de informação geográfica regulatório.

A tarifa de energia, que é o preço que se paga pela energia consumida e pelos encargos

da geração, transmissão e distribuição, é fixada pela ANEEL. O preço pago pela utilização da

energia é diferente para diferentes grupos de consumidores, podendo ser divididos em A e B,

alta tensão e baixa tensão, respectivamente. São considerados do grupo A os consumidores

supridos em níveis de tensão superiores a 2,3 kV, tendo subdivisões para diferentes níveis de

tensão. Para o grupo B é subdividido para residencial, residencial de baixa renda, rural, não

residencial nem rural e iluminação pública. Para chegar ao valor da tarifa alguns fatores são

levados em conta, como a sazonalidade, na qual a tarifa fica mais cara em tempos mais secos e

no horário de pico (18:00 às 21:00).

As redes de distribuição podem ser convencionais e compactas. As convencionais são

mais baratas, porém demandam mais manutenção e são mais sujeitas a defeito. As redes


22

compactas ocupam menos espaço por terem os condutores isolados, exigem menos manutenção

e têm maior confiabilidade.

2.1.4 CARGAS

A demanda de energia no Brasil e no mundo é crescente, em função do modo com que

a população aumenta, mas também em função da quantidade de cargas instaladas, que

aumentam à medida que a tecnologia avança para cada vez mais promover conforto aos

consumidores. As cargas são uma das maiores incógnitas em estudos elétricos, pois o uso da

carga por cada pessoa ou empresa não é algo periódico, e envolve varios fatores que alteram

seu uso.

As cargas são a parte mais importante do sistema elétrico pois é devido ao seu uso que

se tem uma rede para gerar e transmitir energia para ser usada localmente, com qualidade e sem

interrupção. Assim como a geração, as cargas são um importante fator na rede elétrica, pois é

em função delas que se determina o quanto de energia será demandada do sistema, e para que

o sistema permaneça operando normalmente, tem que se conseguir o balanço entre geração e

consumo, mesmo havendo uma mudança repentina na carga.

As cargas também poluem o sistema elétrico uma vez que com o avanço da eletrônica

de potência, há um crescente número de cargas que utilizam da eletrônica, podendo gerar

elevados níveis de harmônicos na rede. Localizados na rede de distribuição, as cargas, na

maioria monofásicas, causam um leve desbalanço na rede, sendo que esses problemas devem

ser minimizados com intuito de melhorar a qualidade do sistema elétrico.

Para cargas residenciais e de médio porte tem-se tornado cada vez mais popular a GD

na qual a geração e o consumo é local. Esse novo tipo de geração também pode auxiliar o

sistema elétrico no despacho de energia, mas os impactos da sua operação sobre determinados

eventos devem ser estudados e levados em conta, a fim de não comprometer o bom

funcionamento da rede.


23

2.2 SMART GRIDS

As redes inteligentes, ou smart grids (Figura 6) são sistemas de geração, transmissão e

distribuição que são dotadas de tecnologias e automação que aumentam consideravelmente a

eficiência operacional da rede.

Fonte: John Toon (2014)

Uma das vantagens das smart grids é o alto nível de comunicação, que neste caso é

bidirecional e pode-se ter um maior controle da geração, intercâmbio de informações de

consumo, entre outros, de modo tornar a rede mais eficiente, confiável e segura. Medidores

inteligentes são uma inovação e um dos mais importantes componentes desse sistema.

Figura 6 – Representação de uma Smart Grid


24

Do ponto de vista da operação do sistema, esse sistema irá ajudar a concessionária a

detectar e localizar defeitos na rede e a integração com a automação pode realizar manobras

automaticamente e diminuir o tempo em que possa vir a ter interrupção de energia.

Além de possibilitarem a integração de novas tecnologias à rede, como os veículos

elétricos, as smart grids possibilitam a geração local de energia (GD) em sintonia com toda

rede elétrica, ao contrário do atual modelo de geração centralizada em que o fluxo de potência

é unidirecional. A antiga REN N° 482 (ANEEL, 2012) possibilitou o aumento no número de

GD com incentivos como a possibilidade de gerar créditos com o excedente da sua produção.

A resolução normativa vigente é a 687 da ANEEL, que subtitui a antiga 482, regulamenta

o atual cenário de micro e mini geração. A REN N° 687 (ANEEL, 2015) criou o sistema de

compensação de energia em que o consumidor com pequena geração pode trocar energia com

a concessionária e também é possível realizar a geração compartilhada, na qual um grupo de

pessoas tem um empreendimento de micro ou mini geração e utiliza a energia para redução da

fatura dos associados.

2.3 FONTES DE GERAÇÃO DE ENERGIA NO BRASIL

Sendo a alimentação do circuito que é o sistema elétrico, a geração pode ser dada de

diversas maneiras e cada vez mais novas tecnologias surgem e as atuais são melhoradas. No

Brasil as fontes de geração de energia que compõem a maior parte da matriz energética do país

são, por ordem decrescente de contribuição, as de geração hidráulica, térmica, eólica e solar

(ANEEL, 2017).

2.3.1 GERAÇÃO HIDRÁULICA

A geração hidráulica (Figura 7) compreende mais de 65% da potência instalada da matriz

energética do Brasil, composto de CGH, PCH e UHE, é uma fonte renovável e limpa de geração

de energia.


25

Fonte: Secretaria de Energia e Mineração (2017)

Um dos pontos negativos é o impacto ambiental que sua construção traz, além de reduzir

a vazão do rio à jusante da barragem. A potência elétrica que uma usina pode produzir é dada

por (5).

𝑃 = 𝜌 × 𝑔 × 𝑄 × 𝐻𝑏 × 𝑛𝑇 (5)

A transformação da energia cinética da água em energia elétrica é feita pela captação da

água pela tomada d’água que através do canal de adução é levada até a turbina. O fluxo de água

que passa pelo sistema de adução aciona uma turbina que transfere a energia cinética da água

em energia mecânica no eixo de um gerador elétrico que por sua vez realiza a conversão

eletromecânica de energia, transforma a energia mecânica em seu eixo em energia elétrica em

seus terminais.

2.3.2 GERAÇÃO TÉRMICA

Atualmente no Brasil a geração de energia pelo calor é composta na grande maioria de

usinas termelétricas (Figura 8) e usinas termonucleares. As termelétricas utilizam do calor

decorrido da queima de um combustível, como o bagaço, diesel, gás natural, e carvão para

Figura 7 – Usina Hidrelétrica Jirau


26

aquecer um compartimento com água e o vapor d’água em alta pressão move uma turbina que

está ligado a um gerador.

Fonte: Petrobras (2014)

As usinas termonucleares partem do mesmo princípio, mas a diferença é que estas não

liberam gases do efeito estufa, pois, o calor para aquecer a água vem de uma reação nuclear. O

problema envolvendo as usinas nucleares são os resíduos tóxicos devido à sua operação, e

alguns países vêm gradativamente substituindo suas usinas nucleares por outras fontes de

geração após acidentes envolvendo usinas nucleares, como Chernobyl (1986) e Fukushima

(2011).

Fonte: Defesa Aérea & Naval (2016)

Figura 8 – Usina termelétrica Piratininga

Figura 9 – Usina nuclear Angra 1 e 2


27

2.3.3 GERAÇÃO EÓLICA

A geração eólica (Figura 10) já representa a terceira maior fonte de geração de energia no

país com quase 7% da capacidade instalada da matriz energética nacional. Na torre eólica é

localizado o gerador, que é conectado a um multiplicador que aumenta a rotação das pás no

eixo do gerador e esse é ligado às pás que captam a energia cinética do vento que será

transformada em energia elétrica. Há um controle nas pás que permite que elas se reajustem

para aumentar ou diminuir a rotação para haver um melhor controle na geração de energia, sem

haver flutuações ou que as turbinas entrem em colapso quando houver uma rajada de ventos

muito forte.

Figura 10 – Parque eólico

Fonte: Omega Energia (2014)

O potencial eólico brasileiro é maior na região Nordeste devido a condições climáticas

favoráveis a esse tipo de geração, sendo que no Brasil há mais de 60.000 MW (ANEEL, 2002).

(Figura 11)


28

2.3.4 GERAÇÃO SOLAR

O aproveitamento solar a fim de geração de energia elétrica pode-se dar através de sistemas

fotovoltaicos ou sistemas de concentração de calor. Os sistemas fotovoltaicos utilizam o efeito

fotoelétrico para produção de corrente elétrica contínua através da exposição de irradiação solar

a células fotoelétricas. O sistema fotovoltaico geralmente tem conjuntos de baterias que

armazenam determinada quantidade de carga que pode ser utilizada em outro momento quando

não tiver geração das células.

O efeito térmico também é utilizado para produzir eletricidade. Usinas heliotérmicas

(Figura 12) utilizam concentradores para concentrar os raios solares em um ponto e gerar

aquecimento do líquido de trabalho para acionar uma turbina conectada ao eixo de um gerador.

Fonte: ANEEL (2008)

Figura 11 – Velocidade do vento


29

Figura 12 – Planta Heliotérmica Atacama-1

Fonte: CSPWorld (2013)

2.4 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

A corrente produzida pelas células fotovoltaicas é contínua e esta não pode ser injetada

direto na rede elétrica. Logo, para isso, são necessários alguns equipamentos que vão auxiliar

essa conversão e melhorar a qualidade da energia.

Um sistema fotovoltaico tem como principais elementos: o painel, o banco de baterias, o

controlador de potência e o inversor. De acordo com sua finalidade, o sistema pode também ser

subdividido em off-grid e grid-connected, onde ele está desconectado ou conectado à rede

elétrica, respectivamente.

2.4.1 PAINEL SOLAR

O painel solar (Figura 13) tem a função de captar a energia da irradiação solar e

transformar em energia elétrica devido à característica do material que ele é construído, silício

em grande parte, de liberar elétrons devido à presença de radiação eletromagnética. Os painéis

solares podem ser compostos de 36, 60 ou 72 células ligadas em série. Existem vários materiais

utilizados para produção desses painéis, sendo que os mais populares são de silício

policristalino, silício monocristalino e filme fino. O rendimento de painéis solares comerciais é


30

em torno de 15%, havendo técnicas para alcançar maior rendimento, porém ainda é pouco

viável economicamente.

A produção de energia depende da irradiação incidente no painel, e há painéis com

mecanismos que seguem a posição do sol, a fim de garantir uma maior potência.

2.4.2 BATERIAS

As baterias são utilizadas para armazenar a energia em excesso que não possa vir a ser

consumida pela carga que o sistema está alimentando, mas seu principal papel é manter a

estabilidade do sistema fotovoltaico, de modo que, por meio do controlador de carga, a descarga

da bateria é controlada junto com a geração dos painéis para haver menos flutuação de potência

possível.

Dos tipos de bateria, as utilizadas em sistemas fotovoltaicos são as de chumbo, pois

permitem descargas profundas. Essas baterias possuem um filtro para evitar o vazamento de

soluções ácidas, de modo a liberarem apenas hidrogênio podendo ser colocadas perto de

espaços de trabalho.

2.4.3 CONTROLADOR DE CARGA

A carga e a descarga das baterias é feito através do controlador de carga, a energia

produzida pelo painel varia bastante de acordo com os fatores climáticos, o que seria prejudicial

Fonte: CAMIEEA (2011)

Figura 13 – Painel fotovoltaico


31

do ponto de vista da bateria. No intuito de prolongar a vida útil das baterias essa entrada de

energia nas baterias é feito da maneira controlada.

2.4.4 INVERSOR

A conversão de corrente contínua para corrente alternada é feita pelo inversor (Figura 14),

e assim é possível efetuar a conexão do sistema PV com a rede elétrica.

A alimentação do inversor vem em corrente contínua do controlador de carga e a converte

em corrente alternada com amplitude e frequência compatível com a rede. Um inversor é

composto de transistores que efetuam o chaveamento da tensão contínua e fornece tensão

alternada em sua saída, sendo que IGBT’s são os mais utilizados para essa finalidade. Devido

à intermitência da geração e da eletrônica do inversor, os sistemas PV injetam níveis de

harmônicos na rede. Os inversores de sistemas fotovoltaicos têm que ter uma proteção contra

ilhamento, ou seja, caso a rede seja desligada, ele não pode estar injetando potência na rede,

pois pode prejudicar eventuais tarefas de rotina na rede e promover risco à vida humana.

Fonte: Fronius

Figura 14 - Inversores


32

3 MODELAGEM DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO COM

FONTES DE GERAÇÃO DISTRIBUÍDA

Utilizando o software OpenDSS é possível modelar uma rede de distribuição com geração

fotovoltaica distribuída. Para isso é preciso definir primeiro uma rede de distribuição, e um

perfil da utilização da carga. Com a rede modelada, é possível criar um sistema fotovoltaico e

integrá-lo ao sistema. Através da simulação ao longo de um dia é possível avaliar o

comportamento do sistema para diversos pontos de operação e reproduzir os efeitos que um

sistema real pode vir a sofrer.

3.1 MODELAGEM DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO

A rede de distribuição escolhida foi o sistema teste de 13 barras do IEEE (Figura 15).

No OpenDSS a definição do circuito é dada por linhas de código de funções específicas do

programa. O sistema de 13 barras é composto de uma fonte de Thévenin equivalente de 115 kV

que representa a subestação, juntamente com seu transformador que reduz o nível de tensão

para 4,16 kV na barra 650. Há também um transformador de distribuição que reduz o nível de

tensão para 480 V na barra 634. Há capacitores posicionados nas barras 675 e 611, sendo que

o primeiro é um banco trifásico e o segundo é um capacitor monofásico na fase C. Onze linhas

fazem a conexão do sistema sendo 6 linhas trifásicas, 3 linhas bifásicas (fase-fase) e 2 linhas

monofásicas (fase-neutro) e seus parâmetros já são conhecidos e definidos.

Figura 15 – Sistema teste de 13 barras IEEE

Fonte: IEEE


33

3.2 MODELAGEM DA CARGA

O sistema teste é composto de 15 cargas, 1 trifásica em 4,16 kV, 9 monofásicas (fase-

neutro) em 2,4 kV e três em 270 V e 2 bifásicas (fase-fase) em 4,16 kV. O perfil de utilização

da carga são dados reais do ONS que modelam a utilização da carga durante o horizonte de um

dia, visto pelo SIN.

3.3 MODELAGEM DO SISTEMA FOTOVOLTAICO

A modelagem do sistema fotovoltaico no software OpenDSS é feito por curvas que

representam a operação do sistema, as curvas são:

3.3.1 CURVA DA EFICIÊNCIA DO INVERSOR PELA POTÊNCIA

O inversor apresenta um rendimento que varia de acordo com a potência de entrada,

sendo que os dados de rendimendo utilizados nessa simulação são referentes ao inversor Sunny

Boy 2100. (Figura 17):

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

0 5 10 15 20 25

pu

Horas

Figura 16– Curva de carga diária

Fonte: Acervo Pessoal (2017)


34

Figura 17 – Variação do rendimento do inversor SB 2100 em função da potência


3.3.2 CURVA DA POTENCIA DE SAÍDA EM FUNÇÃO DA TEMPERATURA

O rendimento do painel fotovoltaico é consequência da temperatura na qual ele está

operando de modo que a elevação de temperatura prejudica a potência de saída, pois faz com

que a tensão nominal de operação diminuir com o aumento da temperatura. Esse efeito pode

ser representado pela Figura 18 utilizando o painel de sílicio policristalino da SOLAREX.

Figura 18 – Variação da potência de saída do painel com a temperatura


3.3.3 CURVA DA TEMPERATURA DIÁRIA DO PAINEL

Para determinar o efeito da redução da potência com a temperatura, também é preciso

fazer o levantamento da temperatura do painel utilizadando temperaturas típicas de operação.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0% 20% 40% 60% 80% 100%

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

0 10 20 30 40 50 60 70

pu

Temperatura (°C)


35

Figura 19 – Temperatura do painel do longo do dia


3.3.4 IRRADIAÇÃO

O insumo da geração fotovoltaica, a irradiação, é o último parâmetro que se precisa para

definir um sistema PV no OpenDSS.

0

10

20

30

40

50

60

70

0 5 10 15 20 25

Tem

pe

ratu

ra (

°C)

Horas (h)

-0,2

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

0 5 10 15 20 25

Irra

dia

ção

(p

u)

Horas(h)


Figura 20 – Irradiação diária incidente no painel


36

4 SIMULAÇÃO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO NO

SOFTWARE OPENDSS

O software OpenDSS (Open Distribution System Simulator) é utilizado desde 1997 em

várias pesquisas e projetos envolvendo análise de sistemas de distribuição devido a sua fácil

compreensão e menor requesito de esforço computacional quando comparado com softwares

como MATLAB. Essa poderosa ferramenta também se destaca devido a sua fácil

implementação e suporte de novos tipos de análises para atender demandas futuras nas áreas de

smart grid, grid modernization e energias renováveis devido a sua estrutura que permite a

expansão constante da sua biblioteca para que seja facilmente modificada para atender estas

novas tecnologias.

O programa apresenta linguagem de programação textual sendo assim seus arquivos são

facilmente compilados e permite interface com diversos outros programas como MATLAB e

Phyton e possui também representação da saída de dados em arquivo texto o que possibilita

utilizar esses dados com facilidade no Microsoft Excel.

Para este estudo é necessário montar a rede de distribuição com seus elementos e carga para

poder avaliar a operação dinâmica da rede e como a rede se comporta na presença de geração

fotovoltaica na baixa tensão. A modelagem da rede se dá de forma a tentar reproduzir os

diversos efeitos que estes elementos sofrem e o que essa dinâmica causa na rede como um todo.

Os efeitos de interesse deste trabalho estão envolvidos com os impactos devido à inserção

de novas fontes de geração de energia no sistema de distribuição com pequenos geradores de

energia perto do próprio local de consumo.

Na simulação o local de interesse é a baixa tensão para avaliar as grandezas elétricas

envolvidas neste ponto, onde são conectadas as residências e as microgerações (< 75 kWp) de

energia solar (REN N°687/2015, ANEEL).

4.1 ESTRUTURA E ELEMENTOS DA SIMULAÇÃO

O primeiro elemento a ser definido é o elemento Circuit que representa o equivalente

Thèvenin do sistema até a subestação de distribuição. Na estrutura do OpenDSS não é

necessário declarar as barras pois elas são automaticamente definidas ao informar em quais

terminais determinado elemento está conectado.

Para manter o código limpo o software possibilita redirecionar outros códigos na extensão

do OpenDSS (.dss) para outro código através do comando redirect. Este recurso com o


37

LineCode permite construir uma biblioteca com informações de condutores em outro arquivo e

apenas chamar essa biblioteca para o código principal para definir os condutores da rede

referente a esse condutor, seu comprimento, número de fases e entre quais barramentos este

está conectado.

Ao declarar o transformador é necessário informar sua potência nominal e tensão nominal

dos terminais de alta e baixa, a resistência percentual, número de enrolamentos, conexão, fases

e onde (barra) seus terminais estão conectados.

A carga é declarada levando eu consideração sua potência e tipo (Impedância constante,

potência constante, corrente constante ou combinação dessas três) e adicionalmente pode-se

impor um regime de utilização para estas cargas com o comando LoadShape.

Utilizando os parâmetros levantados na seção 3.3 é possível modelar os sitemas

fotovoltaico. Adicionalmente se informa a potência instalada e temperatura ambiente.

O programa permite obter informação de grandezas elétricas instantâneas em qualquer

barramento ou elemento do circuito e, para simulações ao longo do tempo é necessário declarar

monitores nos elementos de interesse para captar sua variação ao longo do tempo.

Aqui será utilizado os modos Snapshot que é a solução em uma determinada condição,

um ponto, o modo Daily que realiza a solução do circuito ao decorrer de um dia e o modo

Dynamics para avaliar os efeitos do curto-circuito.

4.2 OPERAÇÃO DINÂMICA

Será de extrema importância avaliar o comportamento da rede com condições de carga

diferentes e o sistema fotovoltaico funcionando em condições climáticas diversas para poder

tirar algumas conclusões sobre a operação do sistema.

Esse comportamento dinâmico é representado pelas curvas das Figuras 16 da Seção 3.2

e 20 da Seção 3.3.4 que representam a variação da carga e da irradiação ao longo de vinte e

quatro horas. Neste cenário será utilizado o modo Daily do OpenDSS que possibilita uma

simulação do longo do tempo, para os elementos que sofrem essa mudança.

4.2.1 OPERAÇÃO DINÂMICA SEM GERAÇÃO FOTOVOLTAICA DISTRIBUÍDA

Tendo modelado a rede de distribuição e seus componentes é de interesse impor um

regime de utilização para a carga que é demandada por esse sistema com o intuito de avaliar

como essa rede se comporta, em carga leve e em carga pesada para representar com maior

fidelidade as variações que ocorrem na rede.


38

A dinâmica da carga parte dos dados do SIN de carga por horário por submercado que

pode ser facilmente avaliado os períodos de maior e menor carga. Esses dados são exportados

para o Excel e ao ser implementado no OpenDSS através do comando LoadShape é necessário

apenas redirecionar esse arquivo .csv para o programa e relacioná-lo com as cargas de interesse

no momento de se declarar essas cargas.

Tendo em vista que as cargas na barra 634 do sistema são monofásicas e

desequilibradas, a Figura 21 apresenta a potência que a carga da fase “a” drena através de 48

horas, porém a simulação será realizada na janela de 24 horas.

As cargas da fase B e C apresentam comportamento semelhante, diferindo-as apenas

pela potência nominal. Através desse regime da carga é possível observar a tensão na barra 634

através dos monitores instalados na barra de baixa tensão e é medida no terminal secundário do

transformador abaixador (4,16 kV:480 V). Essa tensão é representada na Figura 22. (Vale

lembrar que a tensão base é 277 V fase-neutro e 480 V fase-fase).

Figura 21 – Potência na carga da fase “a” da barra 634 do sistema

Fonte: Acervo Pesssoal (2017)


39

Durante o período de análise, a potência que o transformador abaixador demanda do

sistema (Figura 23) para alimentar as cargas é a própria potência das cargas. As fases

apresentam tensões ligeiramente diferentes, menor que 2%, devido aos desbalanços presentes

na rede e em períodos de menor utilização de carga, é observada uma elevação na tensão.

Figura 22 – Tensão na Barra 634



40

4.2.2 OPERAÇÃO DINÂMICA COM GERAÇÃO FOTOVOLTAICA DISTRIBUÍDA

Ao simular a operação dinâmica do sistema com geração fotovoltaica distribuída parte-

se do mesmo código usado na seção 4.2.1 em adicional com a declaração do sistema PV. Todos

os dados necessários para modelar o PV já foram levantados no capítulo anterior e é partir

dessas curvas que será possível modelá-lo.

Os painéis fotovoltaicos são representados através das curvas de potência em função da

temperatura, de temperatura diária do painel e irradiação, Figuras 18, 19 e 20, respectivamente.

Para o inversor é necessário da curva do rendimento pela potência, Figura 17. Não se viu

necessário modelar o banco de baterias devido ao tipo de análise que está sendo desenvolvido

neste trabalho. Para definir o sistema PV no OpenDSS além dessas características, é necessário

Figura 23 – Potência Fornecida pelo Transformador Abaixador



41

informar a tensão nominal, a irradiação base e a potência de máximo pico (Pmpp). A potência

fornecida por esse sistema pode ser observada na Figura 24.

Interligando o PV ao barramento tem-se um transformador com relação de

transformação 1:1 (480 V:480 V) que servirá como elemento a ser monitorado para levantar os

dados de interesse para este estudo. A tensão no barramento 634 (Figura 25) é medida no

terminal do transformador conectado a essa barra.

Figura 24 – Potência Fornecida ao Sistema Pelo PV



42

A potência fornecida pelo transformador abaixador para as cargas da barra 634 é medida

no secundário de baixa tensão deste transformador (Figura 26). O perfil de tensão se assemelha

ao do caso sem geração distribuída para os horários sem irradiação solar, no período de maior

incidência solar (por volta das 15 horas) é observado uma elevação de tensão, em torno de 0,5%.

Figura 25 – Tensão na Barra 634



43

4.3 CONDIÇÃO DE FALTA

Falta ou curto-circuito se remete ao contato ou arco acidental entre partes vivas sob

potenciais diferentes (ABNT, 2008). Essas faltas podem envolver uma, duas ou três fases e a

terra, sendo a falta fase-terra a com maior probabilidade de ocorrência. A falta envolvendo três

fases com ou sem terra apesar de ser a menos provável de ocorrência é a que causa mais impacto

no sistema e será utilizada como base na análise deste trabalho para uma falta trifásica na barra

634 de baixa tensão, onde estão ligados as cargas e o sistema PV é de interesse avaliar o

desempenho da rede de distribuição com e sem a presença do PV para avaliar os efeitos que a

inserção de GDs provoca na ocorrência de um curto-circuito.

4.3.1 CONDIÇÃO DE FALTA SEM GERAÇÃO FOTOVOLTAICA DISTRIBUÍDA


Figura 26 – Potência Fornecida à Barra 634 pelo Transformador

Abaixador


44

No OpenDSS a falta é um elemento do circuito que pode ser representado por uma

resistência que representa a resistência da falta. Logo, basta declarar o elemento Fault e indicar

o tipo de falta (uma duas ou três fases) e em qual barramento ela está localizada.

Para um curto-circuito trifásico na barra 634 com resistência de falta de 0,002 Ω as

tensões nodais das outras barras do circuito são dadas pela Tabela 1.

Tabela 1 – Tensões Nodais nas Barras da Rede de Distribuição sem GD

Barra V (kV) Vpu

Subestação 66.34 0.9992

650 2.399 0.9989

633 1.886 0.7854

634 0.03735 0.1348

671 2.04 0.8493

645 2.122 0.8835

646 2.118 0.882

692 2.04 0.8493

675 2.035 0.8474

611 1.942 0.8084

652 1.992 0.8295

670 2.068 0.8609

632 2.084 0.8676

680 2.04 0.8493

684 2.004 0.8342

Fonte: Arquivo Pessoal (2017)

O calculo da corrente de falta é feito no OpenDSS resolvendo o circuito no modo

instantâneo do fluxo de potência, alterna-se para o modo Dynamics e insere-se a falta e resolve-

se o fluxo de potência pelo modo instantâneo, ou Snapshot.

Para simular condições semelhantes, o curto será considerado às 15 horas, onde há o

maior índice de irradiação solar. Para essas situações as correntes de falta são apresentadas na

Figura 27.


45

4.3.2 CONDIÇÃO DE FALTA COM GERAÇÃO FOTOVOLTAICA DISTRIBUÍDA

Ao se inserir um gerador fotovoltaico muda-se a dinâmica do sistema e é necessário

avaliar os impactos que causam na rede. No programa OpenDSS o comando “!” comenta a frase

seguinte e ela não é inserida na simulação, o código mantem-se o mesmo, quando a condição é

sem GD apenas comenta-se a linha que redireciona o sistema PV ao código principal. A

localização e tempo de aplicação da falta mantem-se o mesmo da seção 4.3.1 para avaliar para

as mesmas condições o comportamento da rede elétrica com e sem a geração fotovoltaica

distribuída.

O cálculo da falta é feito de modo iterativo e para essa situação o resultado apresentou

erro de convergência de 5% nas tensões do PV e convergência menor que 0.1% nas outras

barras. As tensões nodais podem ser observadas através da Tabela 2.

Figura 27 – Correntes de Curto-Circuito na Barra 634 sem GD



46

Tabela 2 – Tensões Nodais nas Barras da Rede de Distribuição com GD

Barra V (kV) Vpu

Subestação 66.35 0.9993

650 2.399 0.999

633 1.801 0.7499

634 0.03679 0.1327

671 1.948 0.8111

645 2.007 0.8355

646 2.003 0.8341

692 1.948 0.8111

675 1.944 0.8094

611 1.865 0.7763

652 1.913 0.7964

670 1.975 0.8222

632 1.99 0.8286

680 1.948 0.8111

684 1.924 0.8009


As correntes de curto-circuito são mostradas na Figura 28. Na Ocorrência de um curto

circuito na barra que está conectado também é de interesse determinar a contribuição do sistema

PV, mostrado na Figura 29. Ao se comparar a contribuição do PV para as correntes totais de

curto-circuito envolvidas, percebe-se que esta representa uma mínima contribuição.


47


Figura 28 – Correntes de Curto-Circuito na Barra 634 com

GD

Figura 29 – Contribuição do PV para o curto-circuito na Barra 634



48

5 RESULTADOS E DISCUSSÕES

O modelo tradicional da rede elétrica com fluxo de potência unidirecional da geração,

através das linhas até a carga vem sendo modificado na medida em que a geração distribuída

avança, sendo possível ter centros de geração e consumo mais pertos promovendo um menor

custo de transmissão. A rede convencional já é muito bem conhecida e suas características são

muito bem definidas, porém na medida com que essas novas tecnologias são inseridas cria-se a

necessidade de conhecer os impactos que estas causam na rede elétrica.

O conceito de smart grids vem ampliando a possibilidade de desenvolvimento de novas

tecnologias para melhorar o bem-estar dos cidadões criando uma rede inteligente com melhor

monitoramento, melhor qualidade e confiabilidade. Mostra-se também uma solução para as

preocupações com o meio ambiente, com a geração distribuída que é caracterizada por fontes

renováveis e limpas de geração de energia podendo assim, diminuir a contribuição das

termelétricas sendo que, estas que produzem uma grande quantidade de gases do efeito estufa.

Uma maior automação do sistema elétrico possibilita também melhorar sua confiabilidade

através de medições inteligentes em tempo real, redução do tempo de interrupção de energia,

detecção de falhas na rede, bem como essa aquisição de dados permite ter um banco de dados

sobre utilização de carga.

5.1 RESULTADOS DA SIMULAÇÃO

Ao se tomar o sistema de 13 barras do IEEE como modelo foi possível criar uma

referência para o estudo e avaliar os impactos da integração da GD na rede elétrica. O atual

cenário energético do país vem enfrentando divergências de opiniões uma vez que é necessário

ter mais unidades geradoras de energia para atender a demanda crescente de energia elétrica,

porém, questiona-se a origem desta energia. Mesmo sendo tomada como uma fonte renovável

e limpa de energia, a geração hidráulica é questão de debates envolvendo sua sustentabilidade.

Não há subprodutos que prejudicam o meio ambiente, mas ao mesmo tempo é a causa de

diversos fenômenos ambientais prejudiciais, como o alagamento da região à montante da

barragem e diminuição da vazão do rio à jusante, além dos impactos da sua construção.

Em primeira instância a energia solar e eólica são consideradas as mais limpas, porém

mesmo estas têm seus impactos ambientais, mesmo que reduzidos. Para integralizar-se por

completo ao sistema elétrico, tem de saber o máximo possível do comportamento dessas fontes

para não prejudicar o bom funcionamento do mesmo, mesmo com seus contras, a geração


49

hídrica se mostrou bastante confiável ao se comparar com as energias provindas do sol e do

vento. Devido suas intermitências o controle da geração em plantas eólicas e solares é mais

complexo porque não há como prever as condições climáticas com certeza e sendo este o

insumo dessas gerações suas relações são diretas. Outro problema é a variação da carga para a

qual o sistema tem que estar preparado para atender a demanda solicitada e as características

inerciais das máquinas geradoras rotativas para a estabilidade da rede.

Ao se analisar o perfil de tensão ao longo do dia para uma rede sem geração distribuída

pode-se perceber que esta sofre bastante variação devido a mudanças que acontecem na rede,

como a variação de carga. No caso com geração distribuída o perfil de tensão assemelha-se

bastante ao caso anterior, salvo que, no momento que a geração do PV se torna mais

significativa ela promove uma elevação de tensão no barramento ao qual ele está conectado.

Picos de irradiação durante o dia podem levar a potência de forma brusca, como o efeito borda

de núvem promove na irradiação incidente no painel no momento que ela entra ou sai da frente

do sol. Esta regulação de potência pode ser feita pelo controlador de carga em conjunto com as

baterias de modo a fornecer potência de maneira controlada para melhor aproveitamento

energético.

A ocorrência de um curto circuito no barramento que o PV está conectado, nas situações

avaliadas com e sem GD mostra que a contribuição deste para o curto é pequena tendo em vista

o tamanho do sistema PV com relação à rede, sendo que o erro de 5% na convergência pode

ser um fator para essas diferenças. Dispositivos de proteção são componentes dos equipamentos

de um sistema fotovoltaico e na presença de anormalidades na rede podem atuar de modo a

isolar o sistema promovendo a proteção dos equipamentos e evitar contribuições do PV para a

falta através do controlador de carga.

A energia demandada da rede para atender as cargas observadas com ou sem PV, a diferença

é nitidamente observada no momento de maior incidência solar onde uma parte da potência das

cargas da rede são supridas pelo sistema PV. Supondo uma situação geral, a energia consumida

pelas cargas da barra 634 que é a integral da curva da potência, sendo no caso com GD menor

e consequentemente haveria uma menor conta de energia devido ao menor consumo de energia

da concessionária.


50

5.2 ANÁLISE ECONÔMICA DO MERCADO FOTOVOLTAICO

Estudos realizados sobre o mercado fotovoltaico mostrou alguns pontos sobre a dinâmica

deste mercado em expansão. Os principais desafios em relação à concorrência nesse setor

(Figura 30) mostraram que o mercado ainda está amadurecendo e enfrenta problemas como

propagandas falsas e baixa qualidade de equipamentos mostrando a preferência por empresas

com financiamento próprio e maior força de venda.

Apesar do baixo volume de vendas, o mercado fotovoltaico apresentou um aumento da

força comercial, pois nos últimos 6 meses o volume médio de propostas e vendas no setor

dobrou. A queda do preço dos equipamentos no mercado internacional ocasionou uma redução

nos preços dos sistemas fotovoltaicos mostrando uma redução no custo de integração, que se

refere à maior eficiência das empresas, pois em um ano o preço por kilowatt de um sistema de

75 kWp (Figura 31) sofreu redução de aproximadamente 31% no período de junho de 2016 a

junho de 2017. Esse mercado, apesar de sofrer dificuldades está procurando meios de se

desenvolver rapidamente visto a aceleração do mercado nos primeiros meses de 2017.

Figura 30 – Principais Desafios em Relação à Concorrência

Fonte: Greener (2017)


51

Figura 31 – Sistema Comercial 75 kWp

Fonte: Greener (2017)

6 CONCLUSÃO

Os avanços na tecnologia possibilitaram o desenvolvimento de tecnologias alternativas para

solução dos problemas que são vividos há um tempo. A crise energética é um problema que

existe devido à crescente demanda de energia em descompasso com a produção e a solução de

muitos países é apostar nas usinas termelétricas pois são uma tecnologia com grande capacidade

de geração de energia. Porém esta se mostra uma tecnologia cara e poluidora do meio ambiente,

isso reflete em uma tarifa de uso da energia mais cara e sua emissão de gases do efeito estufa

na atmosfera causam danos irreversíveis ao meio ambiente.

Ao se perceber a possibilidade da conversão de outros tipos de energia em energia elétrica

houve um avanço no setor elétrico com a abertura da possibilidade de novos meios de geração.

A geração através da energia cinética dos ventos, ou energia eólica, é atualmente o meio de

geração que mais cresce na matriz energética do país e apesar de ser uma fonte de energia limpa,

a geração hídrica não se mostrou a solução para o problema energético do país visto à última

crise hídrica do país. Apesar do Brasil ser um dos países com maior potencial para geração

eólica e solar, são os países da europa que estão apostando cada vez mais nessas tecnologias

como solução para seus problemas energéticos.


52

Por ser uma tecnologia recente para a geração através da irradiação solar, é necessário

avaliar seu desempenho e impactos no sistema elétrico à medida em que ocorre sua inserção na

matriz energética do país para possibilitar o suprimento das cargas do sistema sem haver

interrupções ou violações das condições operativas e assim não se ter prejuizos. Fontes como a

geração eólica e solar se mostram um desafio maior que a hídrica visto à intermitência da

energia primária nestes primeiros casos. Sendo assim, é de interesse minimizar esses efeitos de

flutuação de potência no sistema.

A energia solar fotovoltaica já se mostra uma ótima opção de micro e mini geração como

forma de reduzir a dependência com a concessionária e reduzir os efeitos que uma outra crise

energética possa causar. A difusão desta tecnologia no Brasil ocorreu com a REN 482 da

ANEEL (atual REN 687/ANEEL) que promoveu incentivos a fontes alternativas de geração de

energia elétrica e beneficios em forma de crédito para o excesso de geração além de possilitar

usar este crédito em um outro lugar que não seja o da geração.

Conforme essa geração vai se tornando mais participativa é necessário avaliar os impactos

que causam em larga escala no sistema para não haver problemas na geração uma vez que a

tendencia é que a participação de energia eólica e solar se torne cada vez maior. A segurança

operativa do sistema elétrico é necessária e para que isso ocorra nesse cenário futuro é preciso

ter um bom fundamento sobre como funciona, quais são os impactos e a confiabilidade dessas

novas gerações.

Neste trabalho foi possível constatar alguns efeitos que a inserção da geração PV promove

em um sistema de distribuição, como a elevação de tensão no barramento onde está conectado

ao se ter uma elevação da irradiação, sendo esta elevação de tensão promovida na rede de

distribuição, para uma planta de geração de 100 kWp, inferior a 0,5% sendo este inferior aos

limites impostos pelo Módulo 8 do Prodist sobre qualidade de energia elétrica.

Pode-se constatar também que para um sistema como o estudado, planta de 100 kWp e um

sistema com potência de curto-circuito de 2000 MVA a contribuição para o curto-circuito é

pequena sendo que esta condição é ainda mais minimizada e contornada devido a dispositivos

de proteção do sistema fotovoltaico que na presença de anormalidades desconectam o sistema

da rede para proteção de ambos.

O mercado fotovoltaico ainda se mostra pouco maduro, mas com crescimento e

desenvolvimento significativo mostrando que mesmo através de dificuldades esta tecnologia

está arrumando meios para se desenvolver, podendo ressaltar o impacto no preço final do

produto devido à necessidade de importação de equipamentos. O Brasil além de ter um dos


53

maiores potenciais de geração do mundo, é um dos que tem a maior reserva de silício, matéria

prima dos paineis solares. Sendo assim, o país tem a possibilidade de aperfeiçoamento desta

tecnologia e ao se nacionalizar a produção dos equipamentos o preço diminui tornando os

sistemas de geração fotovoltaica mais atrativos.

Os estudos levantados nesse trabalho de conclusão de curso possibilitam criar uma base

para análise dos impactos dos sistemas PV na rede elétrica, podendo facilmente através do

software OpenDSS serem implementadas novas simulações com mais dados e dados mais

precisos além da implementação de diferentes topologias de elétricas podendo servir de análise

para casos reais.


54

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http://catalogo.weg.com.br/tec_cat/tech_transformadores.asp


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APENDICE A - Main Code

Clear new circuit.IEEE13Nodeckt ~ basekv=115 pu=1.0001 phases=3 bus1=SourceBus ~ Angle=30 ~ MVAsc3=20000 MVASC1=21000 !SUB TRANSFORMER DEFINITION New Transformer.Sub Phases=3 Windings=2 XHL=(8 1000 /) ~ wdg=1 bus=SourceBus conn=delta kv=115 kva=5000 %r=(.5 1000 /) XHT=4 ~ wdg=2 bus=650 conn=wye kv=4.16 kva=5000 %r=(.5 1000 /) XLT=4 New Transformer.Reg1 phases=1 XHL=0.01 kVAs=[1666 1666] ~ Buses=[650.1 RG60.1] kVs=[2.4 2.4] %LoadLoss=0.01 new regcontrol.Reg1 transformer=Reg1 winding=2 vreg=122 band=2 ptratio=20 ctprim=700 R=3 X=9 New Transformer.Reg2 phases=1 XHL=0.01 kVAs=[1666 1666] ~ Buses=[650.2 RG60.2] kVs=[2.4 2.4] %LoadLoss=0.01 new regcontrol.Reg2 transformer=Reg2 winding=2 vreg=122 band=2 ptratio=20 ctprim=700 R=3 X=9 New Transformer.Reg3 phases=1 XHL=0.01 kVAs=[1666 1666] ~ Buses=[650.3 RG60.3] kVs=[2.4 2.4] %LoadLoss=0.01 new regcontrol.Reg3 transformer=Reg3 winding=2 vreg=122 band=2 ptratio=20 ctprim=700 R=3 X=9 !TRANSFORMER DEFINITION New Transformer.XFM1 Phases=3 Windings=2 XHL=2 ~ wdg=1 bus=633 conn=Wye kv=4.16 kva=500 %r=.55 XHT=1 ~ wdg=2 bus=634 conn=Wye kv=0.480 kva=500 %r=.55 XLT=1 Redirect sistemapv.dss New Transformer.pv_up phases=3 xhl=5.750000 ~ wdg=1 bus=trafo_pv kv=0.48 kVA=75 conn=wye ~ wdg=2 bus=634 kv=0.48 KVA=75 conn=wye !LINE CODES redirect IEEELineCodes.dss New linecode.mtx601 nphases=3 BaseFreq=60 ~ rmatrix = (0.3465 | 0.1560 0.3375 | 0.1580 0.1535 0.3414 ) ~ xmatrix = (1.0179 | 0.5017 1.0478 | 0.4236 0.3849 1.0348 ) ~ units=mi New linecode.mtx602 nphases=3 BaseFreq=60 ~ rmatrix = (0.7526 | 0.1580 0.7475 | 0.1560 0.1535 0.7436 ) ~ xmatrix = (1.1814 | 0.4236 1.1983 | 0.5017 0.3849 1.2112 ) ~ units=mi New linecode.mtx603 nphases=2 BaseFreq=60 ~ rmatrix = (1.3238 | 0.2066 1.3294 ) ~ xmatrix = (1.3569 | 0.4591 1.3471 ) ~ units=mi New linecode.mtx604 nphases=2 BaseFreq=60 ~ rmatrix = (1.3238 | 0.2066 1.3294 ) ~ xmatrix = (1.3569 | 0.4591 1.3471 ) ~ units=mi New linecode.mtx605 nphases=1 BaseFreq=60 ~ rmatrix = (1.3292 ) ~ xmatrix = (1.3475 ) ~ units=mi New Linecode.mtx606 nphases=3 Units=mi ~ Rmatrix=[0.791721 |0.318476 0.781649 |0.28345 0.318476 0.791721 ] ~ Xmatrix=[0.438352 |0.0276838 0.396697 |-0.0184204 0.0276838 0.438352 ] ~ Cmatrix=[383.948 |0 383.948 |0 0 383.948 ] New linecode.mtx607 nphases=1 BaseFreq=60 ~ rmatrix = (1.3425 ) ~ xmatrix = (0.5124 ) ~ cmatrix = [236]


60

~ units=mi New LoadShape.curvadecarga npts=24 interval=1 ~ mult=(file=loadshapeteste.csv) !LOAD DEFINITIONS New Load.671 Bus1=671.1.2.3 Phases=3 Conn=Delta Model=1 kV=4.16 kW=1155 kvar=660 daily=curvadecarga New Load.634a Bus1=634.1 Phases=1 Conn=Wye Model=1 kV=0.277 kW=160 kvar=110 daily=curvadecarga New Load.634b Bus1=634.2 Phases=1 Conn=Wye Model=1 kV=0.277 kW=120 kvar=90 daily=curvadecarga New Load.634c Bus1=634.3 Phases=1 Conn=Wye Model=1 kV=0.277 kW=120 kvar=90 daily=curvadecarga New Load.645 Bus1=645.2 Phases=1 Conn=Wye Model=1 kV=2.4 kW=170 kvar=125 daily=curvadecarga New Load.646 Bus1=646.2.3 Phases=1 Conn=Delta Model=2 kV=4.16 kW=230 kvar=132 daily=curvadecarga New Load.692 Bus1=692.3.1 Phases=1 Conn=Delta Model=5 kV=4.16 kW=170 kvar=151 daily=curvadecarga New Load.675a Bus1=675.1 Phases=1 Conn=Wye Model=1 kV=2.4 kW=485 kvar=190 daily=curvadecarga New Load.675b Bus1=675.2 Phases=1 Conn=Wye Model=1 kV=2.4 kW=68 kvar=60 daily=curvadecarga New Load.675c Bus1=675.3 Phases=1 Conn=Wye Model=1 kV=2.4 kW=290 kvar=212 daily=curvadecarga New Load.611 Bus1=611.3 Phases=1 Conn=Wye Model=5 kV=2.4 kW=170 kvar=80 daily=curvadecarga New Load.652 Bus1=652.1 Phases=1 Conn=Wye Model=2 kV=2.4 kW=128 kvar=86 daily=curvadecarga New Load.670a Bus1=670.1 Phases=1 Conn=Wye Model=1 kV=2.4 kW=17 kvar=10 daily=curvadecarga New Load.670b Bus1=670.2 Phases=1 Conn=Wye Model=1 kV=2.4 kW=66 kvar=38 daily=curvadecarga New Load.670c Bus1=670.3 Phases=1 Conn=Wye Model=1 kV=2.4 kW=117 kvar=68 daily=curvadecarga !CAPACITOR DEFINITIONS New Capacitor.Cap1 Bus1=675 phases=3 kVAR=600 kV=4.16 New Capacitor.Cap2 Bus1=611.3 phases=1 kVAR=100 kV=2.4 !LINE DEFINITIONS New Line.650632 Phases=3 Bus1=RG60.1.2.3 Bus2=632.1.2.3 LineCode=mtx601 Length=2000 units=ft New Line.632670 Phases=3 Bus1=632.1.2.3 Bus2=670.1.2.3 LineCode=mtx601 Length=667 units=ft New Line.670671 Phases=3 Bus1=670.1.2.3 Bus2=671.1.2.3 LineCode=mtx601 Length=1333 units=ft New Line.671680 Phases=3 Bus1=671.1.2.3 Bus2=680.1.2.3 LineCode=mtx601 Length=1000 units=ft New Line.632633 Phases=3 Bus1=632.1.2.3 Bus2=633.1.2.3 LineCode=mtx602 Length=500 units=ft New Line.632645 Phases=2 Bus1=632.3.2 Bus2=645.3.2 LineCode=mtx603 Length=500 units=ft New Line.645646 Phases=2 Bus1=645.3.2 Bus2=646.3.2 LineCode=mtx603 Length=300 units=ft New Line.692675 Phases=3 Bus1=692.1.2.3 Bus2=675.1.2.3 LineCode=mtx606 Length=500 units=ft New Line.671684 Phases=2 Bus1=671.1.3 Bus2=684.1.3 LineCode=mtx604 Length=300 units=ft New Line.684611 Phases=1 Bus1=684.3 Bus2=611.3 LineCode=mtx605 Length=300 units=ft New Line.684652 Phases=1 Bus1=684.1 Bus2=652.1 LineCode=mtx607 Length=800 units=ft !SWITCH DEFINITIONS New Line.671692 Phases=3 Bus1=671 Bus2=692 Switch=y r1=1e-4 r0=1e-4 x1=0.000 x0=0.000 c1=0.000 c0=0.000 Set Voltagebases=[115, 4.16, .48, .220] calcVoltageBases New monitor.634_power element=transformer.XFM1 terminal=1 mode=1 ppolar=no New monitor.634_voltage element=transformer.XFM1 terminal=1 mode=0 ppolar=no New monitor.barra634a_power element=load.634a terminal=1 mode=1 ppolar=no New monitor.barra634a_voltage element=load.634a terminal=1 mode=0 ppolar=no New monitor.barra634b_power element=load.634b terminal=1 mode=1 ppolar=no New monitor.barra634b_voltage element=load.634b terminal=1 mode=0 ppolar=no New monitor.barra634c_power element=load.634c terminal=1 mode=1 ppolar=no New monitor.barra634c_voltage element=load.634c terminal=1 mode=0 ppolar=no New monitor.carga3f_power element=load.671 terminal=1 mode=1 ppolar=no New monitor.carga3f_voltage element=load.671 terminal=1 mode=0 ppolar=no New monitor.sub_power element=line.650632 terminal=1 mode=1 ppolar=no new monitor.sub_voltage element=line.650632 terminal=1 mode=0 ppolar=no new monitor.Potência_Barra_634 element=transformer.pv_up terminal=1 mode=1 ppolar=no new monitor.Barra_634 element=transformer.pv_up terminal=1 mode=0 ppolar=no new monitor.PV_variables element=PVSystem.PV terminal=1 mode=3 set mode = daily set stepsize = 1h set number = 24 calcv Solve


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BusCoords IEEE13Node_BusXY.csv Solve mode=dynamics stepsize=0.00002 New Fault.F1 phases=3 Bus1=634 R=0.002 Solve Show Current Element Visualize Currents Fault.F1 visualize currents transformer.PV_Up


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APENDICE B – Código PV

New XYcurve.MyPvsT npts=2 xarray=[20 65] yarray=[1 0.822] New XYcurve.Myeff npts=7 xarray=[0.05 0.1 0.2 0.3 0.5 0.75 1] yarray=[0.757 0.845 0.894 0.909 0.916 0.914 0.909] new LoadShape.MyIrrad npts=24 interval=1 ~ mult=(file=mypvirrad.csv) new Tshape.Mytemp npts=24 interval=1 ~ temp=(file=pvtemperatura.csv) New PVSystem.PV phases=3 bus1=trafo_pv kv=0.48 irrad=.98 pmpp=25 temperature=25 pf=1 ~ %cutin=0.1 %cutout=0.1 effcurve=MyEff P-tCurve=MyPvst Daily=MyIrrad Tdaily=Mytemp New Transformer.pv_up phases=3 xhl=5.750000 ~ wdg=1 bus=trafo_pv kv=0.48 kVA=25 conn=wye ~ wdg=2 bus=C kv=0.22 KVA=25 conn=wye

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