TCC - Marcos Aurelio

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UNIVERSIDADE FEDERAL DO SUL E SUDESTE DO PARÁ 
INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS E ENGENHARIAS 
FACULDADE DA COMPUTAÇÃO E ENGENHARIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ANÁLISES DE IMPACTOS COM A PENETRAÇÃO DE GERAÇÃO 
FOTOVOLTAICA E ALTERAÇÕES DE CARGAS EM UMA REDE DE 
DISTRIBUIÇÃO UTILIZANDO O SOFTWARE OpenDSS 
 
 
 
 
 
 
 
Marcos Aurélio Melo Junior 
 
 
 
 
 
 
 
Marabá – PA 
2022 
 II 
 
 
PÁGINA EM BRANCO 
 
 
 
 
 
 
 III 
 
UNIVERSIDADE FEDERAL DO SUL E SUDESTE DO PARÁ 
INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS E ENGENHARIAS 
FACULDADE DA COMPUTAÇÃO E ENGENHARIA ELÉTRICA 
 
 
 
 
 
Marcos Aurélio Melo Junior 
 
 
 
 
ANÁLISES DE IMPACTOS COM A PENETRAÇÃO DE GERAÇÃO 
FOTOVOLTAICA E ALTERAÇÕES DE CARGAS EM UMA REDE DE 
DISTRIBUIÇÃO UTILIZANDO O SOFTWARE OpenDSS 
 
 
 
Documento apresentado à 
Universidade Federal do Sul e Sudeste do 
Pará, como parte dos requisitos 
necessários para obtenção do Título de 
Bacharel em Engenharia Elétrica. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Marabá – PA 
2022 
 
UNIVERSIDADE FEDERAL DO SUL E SUDESTE DO PARÁ 
INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS E ENGENHARIAS 
FACULDADE DA COMPUTAÇÃO E ENGENHARIA ELÉTRICA 
 
 
ANÁLISES DE IMPACTOS COM A PENETRAÇÃO DE GERAÇÃO 
FOTOVOLTAICA E ALTERAÇÕES DE CARGAS EM UMA REDE DE 
DISTRIBUIÇÃO UTILIZANDO O SOFTWARE OpenDSS 
 
 
Documento apresentado à 
Universidade Federal do Pará, como parte 
dos requisitos necessários para obtenção 
do Título de Bacharel em Engenharia 
Elétrica. 
 
BANCA EXAMINADORA: 
 
________________________________________ 
Prof. Dr. Diorge de Souza Lima 
Orientador - Universidade Federal do Sul e Sudeste do Pará - Unifesspa 
 
________________________________________ 
Prof. Dr. Dione José Abreu Vieira 
Avaliador - Universidade Federal do Sul e Sudeste do Pará - Unifesspa 
 
________________________________________ 
Prof. Dr. Pedro Baptista Fernandes 
Avaliador - Universidade Federal do Sul e Sudeste do Pará - Unifesspa 
 
 
Marabá – PA 
2022 
 
AGRADECIMENTOS 
Agradeço primeiramente a Deus pela sua graça e por me sustentar, fortalecer e tornar-me 
uma pessoa capaz de superar as dificuldades nesse caminho, na qual eu pude completar. 
Agradeço especialmente a minha Mãe, obrigado por você ser a mulher que sempre lutou 
para trazer o mantimento para dentro de casa, além disso, me ensinou os valores morais da vida, 
no tocante ao respeito, humildade, empatia, simplicidade, honestidade, obediência e o amor, 
Mãe você sempre foi meu maior combustível para vencer essa etapa da vida, meu 
agradecimento eterno a senhora. Além disso, meu agradecimento ao meu padrasto, que me 
aceitou com seu filho e me apoiou deveras nessa minha jornada. Ao meu Pai Marcos junto a 
sua esposa, muito obrigado pelo seu exemplo de homem que luta pelos seus objetivos, agradeço 
imensamente, em especial nessa reta de curso pelo suporte para finalizar este ciclo. 
Agradeço ao Professor Dr. Diorge Lima por toda a orientação e apoio durante a trabalho 
de conclusão, pelas correções e elogios, além disso, pelo imenso suporte nos momentos em que 
me encontrei com dúvidas nessa jornada. 
Agradeço aos meus amigos de jornada acadêmica em especial ao Jordelson e Gerson, e a 
minha turma de formação, pelo apoio e suporte nessa longa caminha durante o curso, no qual 
com certeza, são amigos que levarei para a vida, meu eterno agradecimento. 
Agradeço imensamente a divisão DISEM/SINFRA/UNIFESSPA, bem como seus 
integrantes pelo conhecimento e crescimento pessoal e profissional, em especial meu eterno 
agradecimento ao meu supervisor de estágio e tutor na minha carreira, o chefe de divisão 
Dhonny Lima, pelos conselhos e conhecimento passados a minha pessoa, pela confiança e por 
sempre acreditar no meu potencial, admiro muito o senhor. 
Agradeço grandemente a minha amada namorada Aryane pelo apoio nos momentos de 
grandes aflições durante o término dessa longa caminhada. Obrigado por ser essa pessoa 
incrível, amiga, compreensiva e sobretudo, meu alicerce nessa reta final. 
Agradeço imensamente a minha segunda família em especial Macivaldo e Dolores, pelo 
grande apoio e supor, por me aceitarem com filho durante a maior parte da vida, meu eterno 
agradecimento a todos vocês.
 
EPÍGRAFE 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 “O sábio ouvirá e crescerá em 
crescimento, e entendido adquirirá sábios 
conselhos; Para entender os provérbios e sua 
interpretação; as palavras dos sábios e as 
instruções. O temor do Senhor é o princípio 
do conhecimento, os loucos desprezam a 
sabedoria e a instrução” 
Provérbios 1: 5-7. 
 
 
 
 
SUMÁRIO 
 
AGRADECIMENTOS................................................................................................................................... V 
SUMÁRIO ...................................................................................................................................................VII 
LISTA DE FIGURAS ................................................................................................................................... IX 
LISTA DE TABELAS ................................................................................................................................... X 
LISTA DE QUADROS ................................................................................................................................. XI 
ABREVIAÇÕES ..........................................................................................................................................XII 
SIGLAS ..................................................................................................................................................... XIII 
RESUMO ................................................................................................................................................... XIV 
ABSTRACT ................................................................................................................................................ XV 
1 INTRODUÇÃO ..................................................................................................................................... 1 
1.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS ..................................................................................................... 1 
1.2 REVISÃO DA LITERATURA ..................................................................................................... 3 
1.3 MOTIVAÇÃO .............................................................................................................................. 5 
1.4 OBJETIVOS ................................................................................................................................. 6 
1.5 ORGANIZAÇÃO DO TRABALHO ............................................................................................ 6 
2 SISTEMAS ELÉTRICOS DE ENERGIA ............................................................................................. 8 
2.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS ..................................................................................................... 8 
2.2 SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA .......................................................................... 9 
2.3 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA ....................................................................................................... 14 
2.4 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO ........................................................................... 16 
3 MODELAGEM COMPUTACIONAL ................................................................................................ 17 
3.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS DO CAPÍTULO........................................................................ 17 
3.2 O SOFTWARE OpenDSS ............................................................................................................ 17 
3.3 MODELAGEM NO OpenDSS ...................................................................................................portanto seu modelo apresenta uma potência ativa injetada no ponto 
de conexão, assim a potência de saída 𝑃𝑠𝑎í𝑑𝑎 é em função da irradiação e temperatura nos 
módulos solares, bem como a eficiência do inversor, tensão da rede e potência nominal do 
painel no ponto máximo de potência (Pmp). Ademais, a Pmp é definida como sendo a 
temperatura normalmente selecionada igual a 25º C, assim para uma irradiação de 1,0 kW/m², 
portando o valor da potência de saída do painel solar em um dado instante 𝑡0 e na Equação 1 é 
calculado a potência de saída do painel. 
0 _ ( )( ) mp i i base mp puP t P I I P=    (1) 
 
Onde: 0( )P t é a Potência na saída do painel (W); 
mpP : Potência nominal no ponto de 
máxima potência (W); iI Valor da irradiância em pu no instante 𝑡0 (segundos); 
_i baseI : Valor 
máximo de irradiância selecionado no dia (kW/m²); ( )mp puP : Fator de correção do 𝑃𝑚𝑝 em 
função da temperatura no instante 𝑡0 em segundos. 
Capítulo 2: Modelagem Computacional 29 
 
_ ( ) ( )saída PVSystem ff saídaP P t e P t=   (2) 
Onde: 
_saída PVSystemP : potência total de saída do sistema (kW); ( )P t : Potência na saída do 
painel (W); ffe ( )saídaP t : a eficiência do inversor para uma potência de saída (W). 
Assim, a Equação 2 apresenta a potência de saída do sistema fotovoltaico, a potência 
reativa é definida separadamente da potência ativa e pode ser especificada por meio do fator de 
potência fixo. 
Na tabela 16 estão dispostos os parâmetros necessários utilização do elemento PVSytem. 
Tabela 8: Parâmetro básicos necessários para utilização do elemento PVSytem. 
Parâmetro Descrição 
kV Tensão de linha nominal em kV 
Bus1 Nome da barra na qual o terminal é conectado 
kVA Potência nominal do inversor em kVA 
PF Fator de potência 
Irrad Irradiação nominal, irradiâncias (base) 
Pmp Potência nominal no ponto máxima potência 𝑃𝑚𝑝(1𝑘𝑊/𝑚²) 
Temperature Temperatura nominal 
effcure Curva de eficiência por potência 
P-tcurve Potência por temperatura, 𝑃𝑚𝑝(𝑝𝑢, 𝑇(𝑡0)) 
Daily Irradiância diária, irradiância(pu)(t) 
Tdaily Temperatura diária 
A seguir, nos Quadros (8-11), estão apresentados os exemplos de código descritos em Open 
DSS necessários para parametrização do sistema solar fotovoltaico. 
Quadro 8 - Curva de irradiação com 24 valores, sendo eles para cada hora do dia, apresentado na Figura 14. 
 
New loadshape.MyIrrad npts=24 interval=1 
~ mult=[0 0 0 0 0 0 .1 .2 .3 .5 .8 .9 1.0 1.0 .99 .9 .7 .4 .1 0 0 0 0 0] 
 
Capítulo 2: Modelagem Computacional 30 
 
Quadro 9 - Curva de temperatura com 24 valores, sendo eles para cada hora do dia. 
 
Quadro 10 - Curva que descreve o Pmp em função da temperatura. 
 
Quadro 11 - Curva que descreve a eficiência do sistema em função da potência ativa fornecida 
 
Quadro 12 - Comando na interface no OpenDSS do elemento PVSytem 
 
No Quadro 12 apresentado um exemplo de código em Open DSS para definição do 
PVSytem. Assim, para a modelagem do sistema fotovoltaico, torna-se necessário obter 
informações relacionados a irradiação solar, sendo a energia solar integrada durante um dia. 
Logo, na Figura 14 é apresentado essa curva de irradiação durante um dia de duração. 
O sistema fotovoltaico referente ao quadro 12, será trifásico com tensão de 0,48kV 
conectado na barra PVbus, potência nominal do inversor de 200kVA com fator de potência 
unitário, sendo a potência nominal dos módulos igual a 187 kW, ou seja, da capacidade total 
instalada em painéis solares, ainda este para uma temperatura específica de 25º C e irradiação 
igual a 1,0 kW/m². 
New Tshape.MyTemp npts=24 interval=1 
~ mult=[25 25 25 25 25 25 25 25 35 40 45 50 60 60 55 40 35 30 25 25 25 25 
25 25] 
New XYCurve.MyPvsT npts=4 
~ xarray=[0 25 75 100] yarray=[1.2 1.0 0.8 0.6] 
 
New XYCurve.MyEff npts=4 
~ xarray=[.1 .2 .4 1.0] yarray=[.86 .9 .83 .97] 
 
New PVSystem.PV bus=PVbus kV=0.480 kVA=200 
~ Pmpp=187 irrad=1 temperature=25 
~ effcurve=Myeff p-tcurve=MyPvsT daily=Myirrad tdaily=MyTemp 
 
Capítulo 2: Modelagem Computacional 31 
 
Figura 14: Curva de irradiação durante um dia de duração. 
 
Fonte: Elaborado pelo autor 
Figura 15: Curva de temperatura durante um dia. 
 
Fonte: Elaborado pelo autor 
3.5 FLUXO DE POTÊNCIA NO OpenDSS 
O cálculo de fluxo de potência em um sistema elétrico, normalmente ocorre em regime 
permanente na frequência fundamental, referente as tensões nodais, bem como as correntes 
injetadas e potências nos elementos de rede. Nesse sentido, terminado os parâmetros do sistema, 
é possível avaliar as perdas dos dispositivos, assim como também analisar a necessidade para 
cabíveis medidas, bem como na tomada de decisão afim de satisfazer os critérios estabelecidos 
como estáveis para a rede. 
Nesse sentido, segundo Grainger (1994), o cálculo do fluxo de potência utilizados para 
redes de transmissão de energia elétrica são métodos tradicionais como; Gauss-Seidel, Newton 
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
0
0
h
0
1
h
0
2
h
0
3
h
0
4
h
0
5
h
0
6
h
0
7
h
0
8
h
0
9
h
1
0
h
1
1
h
1
2
h
1
3
h
1
4
h
1
5
h
1
6
h
1
7
h
1
8
h
1
9
h
2
0
h
2
1
h
2
2
h
2
3
h
Ir
ra
d
ia
çã
o
 (
p
u
)
Tempo (horas)
0
10
20
30
40
50
60
70
0
0
h
0
1
h
0
2
h
0
3
h
0
4
h
0
5
h
0
6
h
0
7
h
0
8
h
0
9
h
1
0
h
1
1
h
1
2
h
1
3
h
1
4
h
1
5
h
1
6
h
1
7
h
1
8
h
1
9
h
2
0
h
2
1
h
2
2
h
2
3
h
T
em
p
er
at
u
ra
 (
°C
)
Tempo (horas)
Capítulo 2: Modelagem Computacional 32 
 
Raphson e Desacoplamento Rápido. Assim, esses métodos utilizados representam a rede 
trifásica utilizando o monofásico equivalente, uma vez que a rede é interpretada como sendo 
equilibrada na maioria dos casos. Contudo, para rede de distribuição esses métodos não são 
mais aconselhados, visto que uma de suas principais características é porque é representado 
como um sistema desequilibrado. 
Além disso, a simulação de sistemas de energia por meio de computadores digitais nos dias 
atuais, tornou-se uma das grandes ferramentas utilizadas pelas empresas de energia elétrica para 
planejamento de expansão, monitoramentos, automação, análise de estabilidade, contingências 
e otimização do sistema, detendo o cálculo do fluxo de potência como um dos seus principais 
métodos utilizados. 
Assim, segundo kersting (2006), os métodos trifásicos que se baseiam no forward-
backward sweep (varredura para frente e para trás) apresentam vantagens se comparados com 
os métodos que utilizam técnicas de desacoplamento de matrizes. Entretanto, para simulações 
na qual os circuitos possem um número muito grande de barras, e com isso os resultados obtidos 
por meio da utilização de decomposição das matrizes de admitâncias nodais são mais 
satisfatórios no tocante à métodos utilizados para rede de distribuição de energia. 
Nesse sentido, o software OpenDSS constrói somente as matrizes de admitâncias nodoais, 
sendo que estas por sua vez é criada por meio das matrizes de admitâncias nodais de cada um 
dos elementos da rede, por exemplo o código para alimentar o elemento linecode contido no 
elemento line, assim o Open DSS entrega essas matrizes para uma ferramenta do mesmo 
chamada de KLUsolve, sendo este responsável por formar as matrizes de admitâncias nodais da 
rede por completo. Ademais, a Figura 15 apresenta a modelagem da matriz de admitância nodal 
por meio de suas tensões nodais e correntes injetadas. Assim as matrizes de admitâncias nodais 
correlaciona as correntes injetadas nos nós, bem como suas tensões conforme apresentado na 
Eq. 3. 
Figura 16: Elemento de uma rede com suas tensões nodais e correntes injetadas. 
 
Capítulo 2: Modelagem Computacional 33 
 
Fonte: RADATZ, 2015, pág. 53. 
11 1 1( )1 1
1 ( )
( )1 ( ) ( )( )( ) ( )
N N M
N NN N N MN N
N M N M N N M N MN M N M
Y Y YI V
Y Y YI V
Y Y YI V
+
+
+ + + ++ +
    
    
    
    = 
    
    
    
    
 
(3) 
Assim, o OpenDSS em posse dasmatrizes de admitâncias nodais de cada elemento, utiliza 
o método trifásico para cálculo de fluxo de potência utilizando a técnica de decomposição da 
matriz de admitâncias nodais. O programa Open DSS apresenta duas formas de cálculo do fluxo 
de potência, sendo a primeira a mais rápida computacionalmente, mas por outro lado é menos 
robusta em seus resultados. Em contrapartida o outro procedimento realizado pelo Open DSS 
juntamente com sua ferramenta já mencionada KLUsolve, ocorre da seguinte forma, o Open 
DSS constrói as matrizes de admitâncias nodais de cada elemento e a construção e inversão das 
matrizes de admitância nodais do sistema completo e o cálculo das tensões nodais nas barras 
da próxima iteração são realizados pelo KLUsolve (RADATZ, 2015). 
3.6 ESTUDO DE CASO 
Neste tópico será apresentado as características de uma rede teste do IEEE, sendo interesse 
do presente trabalho analisar os resultados encontrados com base no fluxo de potência calculado 
por meio do software OpenDSS mediante as condições específicas e estabelecidas 
posteriormente no tópico a seguir. 
3.6.1 Rede Teste IEEE de 13 Barras 
A rede do IEEE foi escolhida para simulações no OpenDSS, apesar de seu número reduzido 
de barras, esse modelo fornece resultados válidos, no que se refere as principais análises em 
sistemas de distribuição de energia. Nesse sentido, está rede apresenta linhas trifásicas aéreas e 
subterrâneas desequilibradas, bem como os ramais trifásicas, bifásicos e monofásicos, dois 
transformadores de potência de distribuição e cardas distribuídas entre os ramos ao longo do 
sistema contendo cargas trifásicas, bifásicas e monofásicas conectadas em delta e estrala na 
rede, ainda conectado ao sistema, este contém dois bancos de capacitores shunt e um regulador 
(RADATZ, 2015), conforme diagrama unificar apresentado na Figura 16. 
carga
Capítulo 2: Modelagem Computacional 34 
 
Figura 17: Diagrama unifilar da rede de 13 barras do IEEE. 
 
Fonte: RADATZ, 2015, pág. 92. 
3.6.2 Características da Rede Elétrica de 13 Barras 
A seguir será apresentado as principais características de cada elemento utilizado no 
presente trabalho. Assim, as características desta rede de 13 barras do IEEE, na tabela 9 
apresenta os parâmetros referente aos transformadores trifásicos presentes na rede teste de 13 
barras do IEEE. 
Tabela 9: Transformadores da rede teste do IEEE 
Transformador kVA kV primário kV secundário r (%) x (%) 
Subestação 5000 115 Delta 4,16 Estrela Aterrada 1 8 
XFM-1 500 4,16 Estrela Aterrada 0,48 Estrela Aterrada 1,1 2 
Na tabela 10 são apresentadas as informações referentes ao regulador utilizado no estudo 
deste trabalho. 
Tabela 10: Características do regulador da rede teste do IEEE de 13 barras 
Regulador 1 
Ramo de instalação 650-632 
Localização 650 
Sequência de fase A B C 
Capítulo 2: Modelagem Computacional 35 
 
Conexão Estrela Aterrada 
Monitoramento A B C 
Largura de faixa [V] 2 
Relação do TP 20 
Relação do TC 700 
Ajuste do compensador Fase A Fase B Fase C 
r [pu] 3 3 3 
x [pu] 9 9 9 
Nível de tensão 122 122 122 
Além disso, na rede teste do IEEE contém arranjos referente as linhas criadas, sendo estas 
aéreas e subterrâneas. Nesse sentido, na tabela 11 apresenta as características referente os 
arranjos das redes aéreas. 
Tabela 11: Arranjo referente as linhas aéreas da rede teste do IEEE de 13 barras 
Arranjo Sequência de fase Condutor da fase 
ACSR 
Condutor do neutro 
ACSR 
601 B A C N 556,500 26/7 4/0 6/1 
602 C A B N 4/0 6/1 4/0 6/1 
603 C B N 1/0 1/0 
604 A C N 1/0 1/0 
605 C N 1/0 1/0 
Na tabela 12 está presente as informações pertinentes as redes subterrâneas. 
Tabela 12: Arranjos referente as linhas subterrâneas da rede teste do IEEE de barras 
Arranjo Sequência de fase Condutor da fase Condutor do neutro 
606 A B C N 250,000 AA, CN None 
607 A N 1/0 AA, TS 1/0 Cu 
Na tabela 11 estão contidos os dados das linhas presentes na rede. 
Capítulo 2: Modelagem Computacional 36 
 
Tabela 13: Características das linhas da rede teste do IEEE de 13 barras 
Barra A Barra B Comprimento da linha (km) Corrente 
nominal [A] 
Arranjo 
632 645 0,1524 400 603 
632 633 0,1524 400 602 
645 646 0,0914 400 603 
650 632 0,6096 400 601 
684 652 0,2438 400 607 
632 671 0,6096 400 601 
671 684 0,0914 400 604 
671 680 0,3048 400 601 
684 611 0,0914 400 605 
692 675 0,1524 400 606 
Por fim, as características das cargas presentes na rede, na tabela 14, estando as cargas 
concentradas, enquanto na tabela 14 estão as cargas distribuídas. 
Tabela 14: Características das cargas concentradas da rede do IEEE de 13 barras 
Barra Carga Fase A Fase B Fase C 
Conexão kW kvar kW kvar kW kvar 
634 Estrela 160 110 120 90 120 9 
645 Estrela 0 0 170 125 0 0 
646 Delta 0 0 115 66 115 66 
652 Estrela 128 86 0 0 0 0 
671 Delta 385 220 385 220 385 220 
675 Estrela 485 190 86 60 290 212 
692 Delata 0 0 85 75,5 85 75,5 
611 Estrela 0 0 0 0 170 80 
Capítulo 2: Modelagem Computacional 37 
 
Tabela 15: Característica da carga distribuída da rede teste do IEEE de 13 barras 
Barra Carga Fase A Fase B Fase C 
Conexão kW kvar kW kvar kW kvar 
632-671 Estrela 17 10 66 38 117 68 
3.6.3 Temática Submetida para Análises 
Neste tópico será apresentado a problemática central do presente trabalho, na qual este irá 
servir como guia para simulações e comparações para as diferentes situações em que a rede 
teste do IEEE será submetida posteriormente. 
Assim, diante do forte crescimento da geração distribuída no cenário atual, bem como o 
aumento significativo do percentual da geração solar fotovoltaica frente a matriz energética 
nacional brasileira, como está descrito no tópico 2.3.1, este trabalho traz um questionamento da 
seguinte forma, para uma situação de geração máxima de um sistema fotovoltaico conecto à 
uma barra, sendo sua ocorrência em um intervalo de tempo específico durante o dia, na qual 
nesse mesmo instante o consumo da carga conectado à mesma barra for reduzido gradualmente. 
Nesse sentido, afim de se aproximar de uma situação adversa de máxima geração versus 
baixo consumo em (kWh), será conectado à rede teste do IEEE, geradores fotovoltaicos 
conhecidos como (PVSystem) no Open DSS ao longo da rede. Assim, é apresentado ao presente 
trabalho as características mais detalhadas no que diz respeito as localidades das conexões, bem 
como as cargas referidas para redução do seu perfil de consumo. 
Vale ressaltar, que na escolha das barras foi levado em consideração a aproximação de 
tentar se assemelhar a uma rede de distribuição real, onde há geradores conectados em cargas 
trifásicas, bem como geradores conectados em cargas bifásicas e monofásicas, sendo assim o 
interesse desse estudo é realizar as simulações para um dia e analisar os impactos mediante a 
esta ocorrência submetida, onde o cenário modelado será máxima geração por meio dos 
sistemas fotovoltaicos diante da redução do perfil de consumo das cargas conectadas as barras 
selecionadas. 
3.7 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO 
Assim, a apresentação resumida do software OpenDSS utilizado e sua modelagem citada 
no presente capítulo, foi possível compreender as características básicas dos elementos, bem 
como os comandos as serem parametrizados na interface do software em questão. 
conectado
 
Capítulo IV 
4 APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS 
 
4.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS DO CAPÍTULO 
A metodologia proposta no capítulo 3 foi aplicada neste com base na temática descrita 
anteriormente, primeiramente a rede simulada sem GD, e logo após com as GD conectas nas 
barras apresentadas na tabela 16, a seguir foram realizadas as reduções nos respectivos 
consumos de duas cargas supracitadas no decorrer do presente capítulo. Nesse sentido, este 
capítulo apresentará o caso e os resultados adquiridos proveniente das simulações, no período 
de um dia, aplicadas com base nas etapas criadas e mostrada na tabela 17, para oscenários 
criado no período de 24 horas. 
4.2 TESTES E RESULTADOS 
Com base na temática submetida para estudo descrita no capítulo anterior, na qual a rede 
teste do IEEE, apresentada na figura 18, será analisada de acordo com a tabela 16, ou seja, onde 
os resultados serão mediante a verificação da rede sem alteração, e posteriormente é conectado 
as GD em pontos estratégicos na rede afim de se obter resultados mais expressivos, seguindo 
em paralelo a isto, é reduzido o consumo das cargas, consoante a tabela 17, na qual é disposto 
por etapas cada cenário submetido. 
Ademais, as simulações do fluxo de potência referente a rede analisada ocorreram com 
base no perfil de consumo da curva de carga industrial e residencial, conforme figura 20. Além 
disso, o fluxo de potência foi simulado primeiramente para a rede em questão sem a presença 
da GD, conforme figura 18, a seguir foram conectados os geradores fotovoltaicos nas barras, 
logo na tabela 16 mostra os valores de potência de geração instalada para cada barra junto a sua 
carga e suas respectivas fase utilizadas 
Tabela 16: Barras onde as GD forma conectadas 
Barra Fase e 
Neutro 
Potência Instada da GD 
(kW) 
capítulo, onde primeiramente ...
a rede de distribuição foi
em seguida
depois
em duas barras de carga.
estudo de caso
avaliados sem alteração (caso case) avaliados com as GDs
conforme
,
é apresentado
novo cenário
As
Na são apresentados os valores
Capítulo 4: Resultados 39 
 
646 B C 230 
675 A N 485 
680 A B C 2000 
Assim, com as GD instaladas na rede, conforme figura 19, as simulações ocorreram em 
função da redução gradualmente do consumo das cargas, sendo a redução do consumo das 
cargas em 20%, 50% 80% de sua normalidade referente ao perfil da curva de carga residencial, 
reduzindo o consumo apenas das cargas conectadas as barras 646 (Fase B+C) e 675 (Fase A) 
alimentados pelas suas respectivas fases, conforme tabela 16, na qual este comportamento de 
curva de carga sem modificações é oriundo da rede teste do IEEE 13 barras. 
Figura 18: Diagrama unifilar da rede teste do IEEE apresentando o balanceamento das cargas 
Fonte: 
RADATZ, 2015, pág. 92. Modificada. 
Para as análises serão considerados 5 cenários. Inicialmente será montado o cenário 1 
considerado como caso base. Posteriormente, será inserido a presença da geração distribuída e 
por conseguinte haverá reduções em barramentos específicos para as devidas análises (3 
cenários seguintes – conforme a tabela 17). 
de caga
Capítulo 4: Resultados 40 
 
Tabela 17: Cenárias propostos para o presente trabalho 
Etapa Descrição 
Caso base Rede sem GD e sem redução no consumo 
Cenário 1 Rede com GD e sem redução no consumo 
Cenário 2 Rede com GD e com redução de 20% no consumo 
Cenário 3 Rede com GD e com redução de 50% no consumo 
Cenário 4 Rede com GD e com redução de 80% no consumo 
Portanto, foram realizadas ao todo 5 simulações, sendo uma para cada situação 
anteriormente descrita, assim a tabela 17 apresenta as etapas subsequentes referente aos 
cenários aplicados na rede analisada no presente trabalho, tomando como a primeira condição, 
o sistema sem a conexão das GD como o caso base para os confrontamento dos resultados 
encontrados. 
Figura 19: Diagrama da rede teste do IEEE com GD 
 
Fonte: RADATZ, 2015, pág. 92. Modificada. 
Além disso, na figura 20 está apresentado o comportamento do perfil da curva de carga, 
industrial e residencial, utilizado para os cenários submetido mediante as condições 
Capítulo 4: Resultados 41 
 
estabelecidas nesta seção, logo esta curva também foi a mesma curva de carga aplicada para as 
reduções de consumo, entretanto com as devidas alterações para construção das etapas no diz 
respeito as mudanças nas diminuições da curva de carga residencial propostas na tabela 17. 
Figura 20: Perfil da curva de carga da rede teste do IEEE 
 
Fonte: Elaborada pelo autor 
4.2.1 Caso Base 
Descrito como o cenário de ordem 1 descritos na Tabela 17, o caso base será modelado 
sem a presença da geração distribuída, bem como não haverá mudanças no consumo das cargas, 
assim estes resultados adquiridos para este cenário serão como referencial em comparação com 
as informações encontradas para os próximos cenários descritos. 
Os gráficos e tabelas mostrados neste tópico serão referentes as linhas e barras, com relação 
ao comportamento da potência entregue nos terminais dos referidos elementos como a 
subestação, bem como as tensões elétricas presente nas barras e as perdas ativas presente no 
sistema. Nesse sentido, os elementos da rede escolhidos para representação na presente seção 
são as barras a qual as GD foram conectadas a fim de analisar o seu perfil ao longo dia. 
Ressalta-se, que o método de simulação aplicada na rede em questão se replicou para todas 
os cenários posteriores, contudo, houve apenas as conexões das GD, bem como a redução do 
consumo das cargas referidas supracitadas. Nesse sentido, na figura 20 é mostrado a potência 
(kW) fornecida pelos terminais de saída da subestação durante um dia, na figura 21 e 22 
0
0,5
1
1,5
2
2,5
0
0
h
0
1
h
0
2
h
0
3
h
0
4
h
0
5
h
0
6
h
0
7
h
0
8
h
0
9
h
1
0
h
1
1
h
1
2
h
1
3
h
1
4
h
1
5
h
1
6
h
1
7
h
1
8
h
1
9
h
2
0
h
2
1
h
2
2
h
2
3
h
C
o
n
su
m
o
 (
p
u
)
Tempo (horas)
Curva de carga Industrial Curva de carga Residencial
Capítulo 4: Resultados 42 
 
apresenta a potência demandada nos terminais das respectivas cargas conectadas nas barras 646 
e 675. Nas figuras 23, 24 e 25 são apresentadas as tensões elétricas em (pu) referente as barras 
632, 646, 675 e 680 para um período de 24 horas. 
Figura 21: Potência fornecida pelos terminais de saída da subestação sem GD 
 
Fonte: Elaborado pelo autor 
Na figura 22 é apresentado a potência (kW) entregue na saída dos terminais da subestação 
à rede. Assim, esse comportamento ao longo das horas do dia característico e contribuição das 
curvas de cargas industrial e residencial vista pela saída da subestação, no entanto as figuras 23 
e 24 possuem esse comportamento devido a sua curva de carga ser puramente residencial, logo 
percebe-se um volume maior de consumo no período entre 17h as 21h sendo estes horários 
característico de uma curva de carga residencial, conforme figura 20. 
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
00h 01h 02h 03h 04h 05h 06h 07h 08h 09h 10h 11h 12h 13h 14h 15h 16h 17h 18h 19h 20h 21h 22h 23h
P
o
tê
n
ci
a 
d
em
an
d
ad
a 
(k
W
)
Tempo (horas)
Fase A Fase B Fase C
Capítulo 4: Resultados 43 
 
Figura 22: Potência fornecida nos terminais da carga conectada na barra 646 
 
Fonte: Elaborado pelo autor 
Figura 23: Potência fornecida nos terminais das cargas conectadas na barra 675 
 
Fonte: Elaborado pelo autor 
À respeito das figuras 25 a 28 referente aos níveis de tensão (pu), é possível notar que na 
figura 25 uma característica de sobretensão entre 17h as 21h, somente para a fase B, sendo esta 
fase, consoante a figura 22, na qual é fornecido uma potência (kW) menor se comparado as 
fases A e C da imagem referida. 
0
50
100
150
200
250
300
00h 01h 02h 03h 04h 05h 06h 07h 08h 09h 10h 11h 12h 13h 14h 15h 16h 17h 18h 19h 20h 21h 22h 23h
P
o
tê
n
ci
a 
d
em
an
d
ad
a 
(k
W
)
Tempo (horas)
Fase C Fase B
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
00h 01h 02h 03h 04h 05h 06h 07h 08h 09h 10h 11h 12h 13h 14h 15h 16h 17h 18h 19h 20h 21h 22h 23h
P
o
tê
n
ci
a 
d
em
an
d
ad
a 
(k
W
)
Tempo (horas)
Carga A Carga B Carga C
Capítulo 4: Resultados 44 
 
Figura 24: Tensões elétricas na barra 632 
 
Fonte: Elaborado pelo Autor 
Figura 25: Tensões elétricas na barra 646 
 
Fonte: Elaborado pelo autor 
Ademais, na figura 27 e 28 apresenta dois casos, sendo o primeiro a respeito da sobretensão 
presente na fase B no mesmo horário entre 17h as 21h, porém acontece agora na barra 675, já 
o segundo, se caracteriza a subtensão na faseC entre as 8h as 21h. Justificável devido a presença 
de uma carga trifásica com alta demanda conectada na barra 671 próxima as barras analisadas 
675 e 680. 
0,96
0,97
0,98
0,99
1
1,01
1,02
1,03
1,04
1,05
1,06
1,07
00h 01h 02h 03h 04h 05h 06h 07h 08h 09h 10h 11h 12h 13h 14h 15h 16h 17h 18h 19h 20h 21h 22h 23h
T
en
sã
o
 (
p
u
)
Tempo (horas)
Fase A Fase B Fase C
0,96
0,97
0,98
0,99
1
1,01
1,02
1,03
1,04
1,05
00h 01h 02h 03h 04h 05h 06h 07h 08h 09h 10h 11h 12h 13h 14h 15h 16h 17h 18h 19h 20h 21h 22h 23h
T
en
sã
o
 (
p
u
)
Tempo (horas)
Fase B Fase C
Capítulo 4: Resultados 45 
 
Figura 26: Tensão elétricas na barra 675 
 
Fonte: Elaborado pelo autor 
Figura 27: Tensões elétricas na barra 680 antes da conexão da GD 
 
Fonte: Elaborada pelo autor 
Além disso, na presente simulação é possível notar sobretensão e subtensão em horários 
específicos durante o dia nos gráficos de tensão apresentados acima, na qual essas condições 
de atendimento estão foras dos padrões de acordo com os limites permitidos pela ANEEL. 
0,8
0,85
0,9
0,95
1
1,05
1,1
00h 01h 02h 03h 04h 05h 06h 07h 08h 09h 10h 11h 12h 13h 14h 15h 16h 17h 18h 19h 20h 21h 22h 23h
T
en
sã
o
 (
p
u
)
Tempo (horas)
Fase A Fase B Fase C
0,8
0,85
0,9
0,95
1
1,05
1,1
00h 01h 02h 03h 04h 05h 06h 07h 08h 09h 10h 11h 12h 13h 14h 15h 16h 17h 18h 19h 20h 21h 22h 23h
T
en
sã
o
 (
p
u
)
Tempo (horas)
Fase A Fase B
Capítulo 4: Resultados 46 
 
Figura 28: Total de perdas ativas na rede (%) 
 
Fonte: Elaborado pelo autor 
4.2.2 Síntese dos Resultados para os Cenários 
Nesta seção serão apresentados os resultados tendo confrontamento referente aos diferentes 
cenários propostos no presente trabalho, tomando como referência o caso base descrito no 
tópico anterior, na tabela 17 está mostrado os cenários referentes as etapas de cada condição 
aplicada na rede. Assim, na figura 30 é apresentado as potências referentes a fase B fornecidas 
nos terminais de saída da subestação para cada cenário presente na tabela 19, logo é possível 
observar no decorrer das horas do dia o alimentador deixado de suprir as cargas, viso que nesse 
horário GD fornecem sua máxima potência nas horas próxima do meio dia. 
Na figura 31 mostrado a potência entregue nos terminais da barra 646, referente a fase C, 
na qual é perceptível em horário entre 8h as 17h, o alimentador deixa fornecer potência para a 
carga enquanto a sistema fotovoltaico supri por completo demanda da carga no referido horário, 
caracterizando um fluxo de potência reverso, sendo representado quando o comportamento da 
curva do gráfico passar a ser negativo, demonstrando assim a característica do fenômeno em 
questão presente para esta situação ocorrida na barra 646. 
0
1
2
3
4
5
6
00h 01h 02h 03h 04h 05h 06h 07h 08h 09h 10h 11h 12h 13h 14h 15h 16h 17h 18h 19h 20h 21h 22h 23h 24h
P
er
d
as
 a
ti
v
as
 (
%
)
Tempo (horas)
Capítulo 4: Resultados 47 
 
Figura 29: Potência na fase B fornecida pelos terminais de saída da subestação 
 
Fonte: Elaborado pelo autor 
Figura 30: Potência na fase C fornecida nos terminais da carga conectada na barra 646 
 
Fonte: Elaborado pelo autor 
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
00h 01h 02h 03h 04h 05h 06h 07h 08h 09h 10h 11h 12h 13h 14h 15h 16h 17h 18h 19h 20h 21h 22h 23h
P
o
tê
n
ci
a 
d
em
an
d
ad
a 
(k
W
)
Tempo (horas)
Fase B - Caso base Fase B - Cenário 1 Fase B - Cenário 2
Fase B - Cenário 3 Fase B - Cenário 4
-150
-100
-50
0
50
100
150
00h 01h 02h 03h 04h 05h 06h 07h 08h 09h 10h 11h 12h 13h 14h 15h 16h 17h 18h 19h 20h 21h 22h 23h
P
o
tê
n
ci
a 
d
em
an
d
ad
a 
(k
W
)
Tempo (horas)
Fase C - Caso base Fase C - Cenário 1 Fase C - Cenário 2
Fase C - Cenário 3 Fase C - Cenário 4
Capítulo 4: Resultados 48 
 
Na respectiva figura 32 é apresentado o comportamento da potência fornecida para a carga 
conectada na barra 675 (fase A), na qual é possível notar diante dos cenários, em destaque para 
o cenário 4, que apresentou fluxo de potência reverso nos horários de máxima produção da GD. 
Figura 31: Potência na fase A fornecida nos terminais da carga conectada na barra 675 
 
Fonte: Elaborado pelo autor 
Figura 32: Tensão elétrica na fase B referente a barra 632 
 
Fonte: Elaborado pelo autor 
-200
0
200
400
600
800
1000
00h 01h 02h 03h 04h 05h 06h 07h 08h 09h 10h 11h 12h 13h 14h 15h 16h 17h 18h 19h 20h 21h 22h 23h
P
o
tê
n
ci
a 
d
em
an
d
ad
a 
(k
W
)
Tempo (horas)
Fase A - Caso base Fase A - Cenário 1 Fase A - Cenário 2
Fase A - Cenário 3 Fase A - Cenário 4
0,98
0,99
1
1,01
1,02
1,03
1,04
1,05
1,06
00h01h02h03h04h05h06h07h08h09h10h11h12h13h14h15h16h17h18h19h20h21h22h23h
T
en
sã
o
 (
p
u
)
Tempo (horas)
Fase B - Caso base Fase B - Cenário 1 Fase B - Cenário 2
Fase B - Cenário 3 Fase B - Cenário 4
Cenário 01 com violação?
Capítulo 4: Resultados 49 
 
Ademias, na figura 33 é mostrado o comportamento de tensões na barra 632, assim, 
observa-se que entre 17h as 21h ocorre sobretensão apresentado referente ao caso base junto ao 
cenário 1, todavia para os demais cenários com presença da GD, essa situação se normaliza. 
Além disso, na figura 34 é mostrado o comportamento da tensão conectada na barra 646, com 
normalidade em todos os cenários, diante dos padrões aceitáveis de níveis de tensões. 
Figura 33: Tensão elétrica na fase B presente na barra 646 
 
Fonte: Elaborado pelo autor 
Figura 34: Tensão elétrica na fase A presente na barra 675 
 
Fonte: Elaborado pelo autor 
0,99
1
1,01
1,02
1,03
1,04
1,05
00h01h02h03h04h05h06h07h08h09h10h11h12h13h14h15h16h17h18h19h20h21h22h23h
T
en
sã
o
 (
p
u
)
Tempo (horas)
Fase B - Caso base Fase B - Cenário 1 Fase B - Cenário 2
Fase B - Cenário 3 Fase B - Cenário 4
0,9
0,92
0,94
0,96
0,98
1
1,02
1,04
00h 01h 02h 03h 04h05h 06h 07h 08h 09h10h 11h 12h 13h 14h 15h16h 17h 18h 19h 20h21h 22h 23h
T
en
sã
o
 (
p
u
)
Tempo (horas)
Fase A - Caso base Fase A - Cenário 1 Fase A - Cenário 2
Fase A - Cenário 3 Fase A - Cenário 4
32
Pq se normaliza?
Importante justificar
o que contribui para
a melhoria no perfil da
tensão. 
33
Capítulo 4: Resultados 50 
 
Além disso, na figura 35 é apresentado o comportamento de tensões na barra 675, 
evidentemente todos os cenários estão em conformidade com os limites aceitáveis para tensão 
ao longo do dia. 
Figura 35: Tensão elétrica na fase C presente na barra 680 
 
Fonte: Elaborado pelo autor 
A seguir está apresentado a figura 36, na qual este mostra uma característica de subtensão 
entre os horários de 10h as 11h e entre 17h as 21h, e mesmo ao longo dos cenários está 
ocorrência de perpetua nas horas entre 19h as 20h para o cenário 4. Além disso, percebe-se no 
gráfico referido um aumento na tensão nos horários de máxima penetração do sistema 
fotovoltaico. 
Nas tabelas 20, 21 e 22 estão contidas as informações referentes as características do estado 
das linhas 632-646, 670-671 e 692-675, na qual os dados apresentam o monitoramento para um 
ponto estabelecido, que foi as 12h, sendo este estabelecido em meio dia, na qual a escolha desse 
ponto de simulação está atrelada ao fato de que ao meio dia a geração solar fotovoltaica está no 
seu nível máximo de produção. 
Tabela 18: Características da linha 645-646 
Descrição do 
elemento 
Caso 
base 
Cenário 
1 
Cenário 
2 
Cenário 
3 
Cenário 
4 
Unidade 
Distância da linha 0,762 km 
0,88
0,9
0,92
0,94
0,96
0,98
1
1,02
00h 01h 02h 03h 04h 05h 06h 07h 08h 09h 10h 11h 12h 13h 14h 15h 16h 17h 18h 19h 20h 21h 22h 23h
T
en
sã
o
 )
p
u
)
Tempo (horas)
Fase C - Caso base Fase C - Cenário 1 Fase C - Cenário 2
Fase C - Cenário 3 Fase C - Cenário 4
34
35
Capítulo 4: Resultados 51 
 
Potência ativa 266,326 36,999 -15,244 -94,458 -175,04 kW 
Potência reativa 152,993 164,904 134,850 89,304 43,66 kvar 
Corrente na Fase B 72,181 39,757 31,865 30,436 42,213 A 
Corrente na FaseC 72,180 39,757 31,865 30,435 42,214 A 
Tensão na Fase B 1,038 1,027 1,024 1,020 1,016 pu 
Tensão na Fase C 1,007 1,012 1,016 1,021 1,020 pu 
Peradas total 0,633 0,201 0,129 0,118 0,227 kW 
Referente a tabela 18, é possível afirmar que a partir do cenário 2, existe um fluxo de 
potência reverso, na sequência no cenário 4, esta potência reversa começa alimentar a carga ao 
lado conectado na barra 645, conforme figura 18, devido os valores de corrente aumentarem 
frente a redução em 80% do consumo da carga conectada na barra 646. 
Tabela 19: Características da linha 670-671 as 12h 
Descrição do 
elemento 
Caso 
base 
Cenário 
1 
Cenário 
2 
Cenário 
3 
Cenário 
4 
Unidade 
Distância da linha 0,813 km 
Potência ativa 3145,92 1538,287 1427,34 1262,335 1097,655 kW 
Potência reativa 1939,13 1961,420 1913,646 1845,438 1780140 kvar 
Corrente na Fase A 632,30 426,985 385,247 327,831 279,710 A 
Corrente na Fase B 309,97 187,102 186,996 186,625 186,328 A 
Corrente na Fase C 586,15 424,498 423,362 421,384 419,622 A 
Tensão na Fase A 1,006 1,019 1,020 1,009 1,035 pu 
Tensão na Fase B 1,047 1,034 1,030 1,023 1,016 pu 
Tensão na Fase C 0,986 0,992 0,995 0,999 0,998 pu 
Peradas total 42,669 20,486 18,408 16,072 14,670 kW 
Na tabela 19, é possível observar algumas linhas sobrecarregada, de acordo com o limite 
máximo de 400 A, a fases A presente no caso base e cenário 1, enquanto a fase C é referente a 
todos os cenários, na qual ambas as fases se encontram com potência acima dos valores 
Capítulo 4: Resultados 52 
 
nominais. Ademais, para a tabela 20, esta opera com as correntes nas fases para todos os 
cenários dentro dos limites modelados permitidos. 
Tabela 20: Característica da linha 692-675 as 12h 
Descrição do 
elemento 
Caso 
base 
Cenário 
1 
Cenário 
2 
Cenário 
3 
Cenário 
4 
Unidade 
Distância da linha 1,220 km 
Potência ativa 935,57 776,729 665,898 499,65 331,922 kW 
Potência reativa 512,26 525,038 482,311 418,693 355,670 kVAr 
Corrente na Fase A 249,32 183,538 133,990 63,136 34,746 A 
Corrente na Fase B 39,967 40,525 40,820 41,265 41,703 A 
Corrente na Fase C 173,11 174,277 173,684 172,733 172,910 A 
Tensão na Fase A 0,974 0,994 0,999 1,009 1,024 pu 
Tensão na Fase B 1,049 1,033 1,026 1,015 1,005 pu 
Tensão na Fase C 0,945 0,957 0,961 0,967 0,966 pu 
Peradas total 5,760 3,750 2,778 2,015 2,085 kW 
Referente as perdas ativas (kW) da rede e questão, a figura 37 traz o comportamento ao 
longo do dia, é fácil observar que houve uma redução nas perdas significativa a partir do cenário 
2 com a redução das cargas referidas anteriormente em 50%. 
Figura 36: Total de perdas ativas na rede (%) na presença da GD 
 
0
1
2
3
4
5
6
00h 01h 02h 03h 04h 05h 06h 07h 08h 09h 10h 11h 12h 13h 14h 15h 16h 17h 18h 19h 20h 21h 22h 23h
P
er
d
as
 (
%
)
Tempo (horas)
Caso base Cenário 1 Cenário 2 Cenário 3 Cenário 4
Capítulo 4: Resultados 53 
 
Fonte: Elaborado pelo autor 
4.3 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO 
Com base nos resultados apresentados acima, na qual a rede em questão foi submetida nas 
condições apresentadas, conforme tabela 17 disposta no tópico 4.2. Assim, na tabela 21 estão 
contidas as informações gerais a respeito das potências totais entregues à rede pelo alimentador 
e a fornecida pelos sistemas fotovoltaicos, bem como o consumo das cargas, sendo estes dados 
coletados mediante a simulação no período de 24 horas, para cada etapa estabelecida. 
Tabela 21: Características gerais da rede a respeito de consumo e geração para 24 horas 
Condição Potência total 
fornecida pelo 
alimentador 
(kWh) 
Potência total 
consumida 
pelas cargas 
(kWh) 
Potência total 
instalada de 
Geração (kVA) 
Potência total 
fornecida pelas 
GD (kWh) 
Perdas total 
na rede 
(kWh) 
1 86229 82687 0 0 3551 
2 69967 82802 2715 15637 2802 
3 66294 79406 2715 15652 2540 
4 60803 74255 2715 15683 2231 
5 55447 69166 2715 15730 2011 
Portanto, de acordo com as análises realizadas por meio do OpenDSS na rede referida, 
observa-se de acordo com as etapas aplicadas, a rede apresentou impactos bastantes relevantes, 
bem como sobrecarga em alguns ramos diante das condições simuladas, mostrados nas tabelas 
19, 20 e 21, na qual a linha 670-671, evidentemente, ultrapassou a sua capacidade de corrente 
nos cabos, sendo este mencionado para um limite de 400 A (ampères), consoante a tabela 13, 
no horária de 12h da simulação submetida. Além disso, com relação aos níveis de tensão 
apresentado, é possível perceber que para o intervalo de maior penetração da geração 
fotovoltaica, o perfil de tensão nesse instante foi elevado visivelmente, conforme figura 36, na 
qual este mostra os cenários presentes para cada perfil de tensão referente a barra 680 com uma 
concentração de geração maior. 
Ademias, no tocante a potência entregue para a rede, é notório diante das imagens 
apresentada no presente trabalho, que o alimentador com presença das conexões das GD supriu 
as cargas cada vez menos coma redução do consumo mantendo as GD constantes, em virtude 
disso, no mesmo intervalo de geração solar fixa, há ocorrência de fluxo de potência reverso 
Observa-se que
fotovoltaica
Capítulo 4: Resultados 54 
 
presente no sistema e por consequência, uma das características dessa situação adversa são os 
níveis de tensão que tendem a subir nesse período. 
 
 
 
 
Obs.: É importante, a partir dos resultados obtidos, deixar claro o que leva as condições de violação
de tensão e as violações de carregamento das linhas (correntes elevadas) na rede de distribuição. 
É importante comentar a diminuição das perdas ativas globais do sistema com a inserção das GDs.
 
Capítulo V 
5 CONCLUSÃO 
 
5.1 CONSIDERAÇÕES FINAIS 
Neste Trabalho de Conclusão de Curso é realizado um estudo de caso no qual a proposta é 
fundamentada na análise dos impactos da inserção das GD fotovoltaicas para uma situação de 
baixo consumo de cargas na rede de distribuição de energia elétrica, com objetivo de mapear o 
comportamento da rede frente a essa problemática levantada. 
Assim, foi possível avaliar o comportamento da rede sob as condições impostas, 
identificando os pontos de interesse frente a cada cenário considerado em análise. Além disso, 
no sistema do IEEE 13 barras foi simulado a alocação de GD em três barras de MT, sendo estas 
localizadas o mais distante do alimentador possível, com a condição operativa de carregamento 
fornecida pelo IEEE, obtendo assim um mapeamento da potência fornecida para os barramentos 
onde estão conectadas as GD, bem como as tensões para esses barramentos. Foram monitoradas 
também as características das linhas supracitadas anteriormente em um ponto específico da 
simulação, sendo este ao meio dia (12h). Neste sistema foi possível identificar o comportamento 
da potência entregue pelo alimentador frente a inserção das GD em barramentos trifásico, 
bifásico e monofásico, visto que este sistema teste é caracterizado como uma configuração 
diversificada. 
Ainda que feito uma modelagem apenas estática no sistema de 13 barra do IEEE, os 
resultados obtidos forma de suma importância, uma vez que foi possível identificar com base 
nos cenários criados, diante da inserção das GD a presença do fenômeno de fluxo reverso na 
barra 646 sem a redução no seu consumo, e a partir do cenários 4, com a redução de 80% da 
carga referida, a GD conectada a esta começa fornecer potência para a carga adjacente 
conectada na barra 645, aumentando o fluxo de corrente na linha em questão, este se caracteriza 
como o pior cenários possível para um sistema de distribuição, na qual há uma máxima 
penetração das GD frente a um baixo consumo, visto que a referida geração produz muito além 
Capítulo 5: Nome do Capítulo 5 56 
 
do consumido e com isso este começa a alimentar as cargas adjacentes e neste cenário os cabos 
podem não estar dimensionados para receber tais valores de corrente fluindo nos ramos da rede.No tocante as análises dos perfis de tensão apresentados, foi possível observar de modo 
geral, com a inserção das GD nos barramentos selecionados, o comportamento das tensões se 
elevaram nos horários de maior penetração das GD, assim a partir do cenário 2 as tensões 
começaram a se estabilizar próximas do valor unitário. 
Ademias, diante da atual modernização no qual os sistemas elétricos estão passando devido 
as integrações de novas tecnologias de geração, sobretudo nas redes de distribuição, é 
fundamental que os operadores do sistema em questão, possuam informações provenientes de 
análises técnicas do comportamento das redes em diversos cenários, tal conhecimento em mãos 
possibilitaria em uma melhor tomada de decisões, sendo estas mais contundentes, de forma a 
mitigar eventuais impactos na rede. 
5.2 PROPOSTAS DE TRABALHOS FUTURO 
Propõe como trabalhos futuros a aplicação da proposta imposta no presente estudo a um 
sistema com um número maior de barras disponibilizado pelo IEEE de 34 ou 128 barras, cuja 
a análise aborde todas as informações impostas para cada cenário, podendo assim possuir uma 
maior validação nos resultados das análises obtidas. Além disso, realizar um estudo temporal 
com curvas de carga para período distintos como sendo mensal, anual, na qual seria possível 
efetuar uma avaliação com as variações de irradiação dos geradores referente aos sistemas 
fotovoltaicos ao longo do ano. 
Ademais, como propostas futuras, efetuar análise com redes para um maior número de 
barras, bem como mais geradores fotovoltaicos conectados ao sistema, afim de se obter 
resultados mais expressivos no tocante ao fluxo de potência reverso e assim observar o 
comportamento das linhas referente as sobrecargas existentes para as situações na qual ocorre 
esse fenômeno. 
5.3 CUSTO COMPUTACIONAL 
O software OpenDSS utilizado neste trabalho, foi instalado no dia 25 de outubro de 2021 
no notebook Acer Aspire Nitro 5 AN515-43-R4C3 AMD Ryzen 7 3750H, na qual o programa 
possui a versão 9.3.0.2 com uma arquitetura de 64 bits. Destaca-se que para essas configurações 
as simulações foram executadas sem nenhum problema adicional. 
(Evitar a repetição de palavras)
(Smartgrids ou redes inteligentes)
Capítulo 5: Nome do Capítulo 5 57 
 
5.4 DIFICULDADES 
Para o desenvolvimento deste trabalho, foi possível por meio da análise realizadas com 
bases nos resultados adquiridos do software OpenDSS, sendo este umas das ferramentas que se 
faz necessário tempo para compreensão dos parâmetros modelados, visto que sua utilização não 
é trivial, demandando esforço e dedicação para entender como programa realiza a formulação 
matemática e comunicação dos elementos inseridos para construção da rede que se deseja 
modelar. Portanto, devido a materiais de apoio, tais como manual de utilização, exemplos e 
projetos previamente montados (RADATZ, 2015). Ainda, a partir de uma rede de apoio sendo 
uma comunidade do próprio OpenDSS destinada a compartilhamento de informações e de 
conteúdos referente a utilização do software. 
 
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 
 
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energia solar no Brasil. Disponível em:. Acesso em 27 de março de 2022. 
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fotovoltaica atinge maraca de 350 MW em micro e minigeração distribuída no Brasil. 
Disponível em:. Acesso em 26 de março de 2022. 
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ABSOLAR, São Paulo, 26 de maio de 2021. Disponível em: 
. Acesso em 26 de janeiro de 2022. 
ANEEL. Resolução normativa Nº 0057/2014 MME 2014. 
ANEEL. Resolução normativa nº482/2012. Disponível em:. Acesso em: 3 de fevereiro de 2022. 
BRITO, Érico Henrique Garcia de et al. CONSULTA PÚBLICA DISCUTE O FUTURO 
DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA NO BRASIL. Rua Gomes de Carvalho, 1329 – 5º andar Vila 
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CARNEIRO, M. S. C. Utilização do software OpenDSS para cálculos de perdas 
técnicas em redes de distribuição. 2019, Instituto Federal de Santa Catarina – IFSC, 
Florianópolis. 
DUGAN, R. C; MCDERMOTT, T. E. An open source platform collaborating on smart grid 
research. In: IEEE. Power ad Energy Society General Meeting, 2011 IEEE. Pág. 1-7. 
DUGAN, R. C; OpenDSS Manual. EPRI 2016. 
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http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2012482.pdf
Referências Bibliográficas 59 
 
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2020. Disponível em:. Acesso em 26 de janeiro de 2022. 
FINKLER, Alessandro et al. Relação do crescimento econômico e consumo de energia 
elétrica. Publicado em 30 de setembro de 2016, p. 2-5. 
GRAINGER, J. J.; STEVENSON, W. D. Power sytem analysis. [S.1] McGraw-Hill New 
York, 1994. 
JUNIOR, J. D. A. J. Análise de Microgeração Fotovoltaica em um Sistema de 
Distribuição Utilizando o OpenDSS. 2016, Universidade Federal do Rio Grande do Sul. 
KAGAN, N.; OLIVEIRA, C. C. B.; ROBRA, E. J. Introdução aos sistemas de distribuídas 
de energia elétrica. [S.l.]: Edgard Blücher,2005. 
KERSTING, W. H. Radial distribution test feeds. In. IEEE. Power Engineering Society 
Winter Meeting, 2001. IEEE. [S.1],2001. V. 2, pág. 908-912. 
LIMA, P. R. G. L. Detecção de fluxo de potência reverso em sistemas de distribuição 
de energia elétrica: Um estude de caso em um sistema teste do IEEE e um sistema real da 
cidade de Formiga Minas Gerais. 2021. Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia 
de Minas Gerais – Campus Formiga. Minas Gerais. 
MOSQUEIRA, G. L. A. A evolução da energia solar fotovoltaica no Brasil. 2020. 
Centro de ciência políticas e jurídicas e escola de administração, Universidade Federal do 
Estado do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro. 
RADATZ, P. R. Modelos avançados de análise de redes elétricas inteligentes 
utilizando o software Open DSS. 2015. Escola Politécnica, Universidade de São Paulo, São 
Paulo. 
REINALDO, Pierry et al. Análise do impacto da geração distribuída fotovoltaica na 
rede de baixa tensão da Celesc. 2020, Instituto Federal de Santa Catarina – IFSC, 
Florianópolis. 
RIBEIRO,D. G. R. Análise do impacto da geração fotovoltaica na rede de distribuição 
do IEEE de 13 barras utilizando o Open DSS. 2019. Escola de Minas Colegiado do Curso 
de Engenharia de Controle e Automação – CECAU, Universidade Federal de Ouro Preto, Outro 
Preto. 
https://www.epowerbay.com/single-post/geracao-distribuida-conceitos-e-historia-do-mercado
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Referências Bibliográficas 60 
 
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entre Estados. Publicado em 2 de dezembro de 2020, pág. 5-6. 
SUNDERMAN, W.; DUGAN, R. C.; SMITH, J. Open source modeling of advanced 
inverter functions for solar photovoltaic installations. In: IEEE. T&D Conference and 
Esposition, 2014 IEEE PES, 2014, pág. 1-5.18 
3.4 PARAMETRIZAÇÃO BÁSICA ................................................................................................ 21 
3.5 FLUXO DE POTÊNCIA NO OpenDSS ..................................................................................... 31 
3.6 ESTUDO DE CASO ................................................................................................................... 33 
3.7 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO ........................................................................... 37 
4 APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS .......................................................................................... 38 
4.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS DO CAPÍTULO........................................................................ 38 
4.2 TESTES E RESULTADOS ........................................................................................................ 38 
4.3 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO ........................................................................... 53 
5 CONCLUSÃO ..................................................................................................................................... 55 
5.1 CONSIDERAÇÕES FINAIS ...................................................................................................... 55 
5.2 PROPOSTAS DE TRABALHOS FUTURO .............................................................................. 56 
 VIII 
 
5.3 CUSTO COMPUTACIONAL .................................................................................................... 56 
5.4 DIFICULDADES ........................................................................................................................ 57 
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .......................................................................................................... 58 
 
 
 IX 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
Figura 1: Capacidade Solar Fotovoltaica Global e adições anuais 2010 a 2020. ............................................ 2 
Figura 2: Capacidade Solar Fotovoltaica Global por país e região entre 2010 - 2020. ................................... 3 
Figura 3: Diagrama de bloco do sistema elétrico de potência. ........................................................................ 8 
Figura 4: Sistema interligado nacional. ......................................................................................................... 10 
Figura 5: Demonstração do Sistema de subtransmissão. .............................................................................. 11 
Figura 6: Barramento de subestação simples e seccionada. .......................................................................... 12 
Figura 7: Geração distribuída - evolução anual 2019. ................................................................................... 15 
Figura 8: Estrutura do software OpenDSS. ................................................................................................... 18 
Figura 9: Demonstração de uma barra com N nós. ....................................................................................... 19 
Figura 10: Demonstração de terminal com N conectores. ............................................................................ 19 
Figura 11: Demonstração de um elemento de transporte de energia com N conectores. .............................. 20 
Figura 12: Elemento de conversão de energia............................................................................................... 20 
Figura 13: Diagrama de blocos do sistema fotovoltaico modelado pelo Open DSS. .................................... 28 
Figura 14: Curva de irradiação durante um dia de duração........................................................................... 31 
Figura 15: Curva de temperatura durante um dia. ......................................................................................... 31 
Figura 16: Elemento de uma rede com suas tensões nodais e correntes injetadas. ....................................... 32 
Figura 17: Diagrama unifilar da rede de 13 barras do IEEE. ........................................................................ 34 
Figura 18: Diagrama unifilar da rede teste do IEEE apresentando o balanceamento das cargas .................. 39 
Figura 19: Diagrama da rede teste do IEEE com GD ................................................................................... 40 
Figura 20: Perfil da curva de carga da rede teste do IEEE ............................................................................ 41 
Figura 22: Potência fornecida pelos terminais de saída da subestação sem GD ........................................... 42 
Figura 23: Potência fornecida nos terminais da carga conectada na barra 646 ............................................. 43 
Figura 24: Potência fornecida nos terminais das cargas conectadas na barra 675 ........................................ 43 
Figura 25: Tensões elétricas na barra 632 ..................................................................................................... 44 
Figura 26: Tensões elétricas na barra 646 ..................................................................................................... 44 
Figura 27: Tensão elétricas na barra 675 ...................................................................................................... 45 
Figura 28: Tensões elétricas na barra 680 antes da conexão da GD ............................................................. 45 
Figura 29: Total de perdas ativas na rede (%) ............................................................................................... 46 
Figura 30: Potência na fase B fornecida pelos terminais de saída da subestação .......................................... 47 
Figura 31: Potência na fase C fornecida nos terminais da carga conectada na barra 646 ............................. 47 
Figura 32: Potência na fase A fornecida nos terminais da carga conectada na barra 675 ............................. 48 
Figura 33: Tensão elétrica na fase B referente a barra 632 ........................................................................... 48 
Figura 34: Tensão elétrica na fase B presente na barra 646 .......................................................................... 49 
Figura 35: Tensão elétrica na fase A presente na barra 675 .......................................................................... 49 
Figura 36: Tensão elétrica na fase C presente na barra 680 .......................................................................... 50 
Figura 37: Total de perdas ativas na rede (%) na presença da GD ................................................................ 52 
 
 X 
 
LISTA DE TABELAS 
 
Tabela 1: Parâmetros básicos do elemento Circuit. ...................................................................................... 21 
Tabela 2: Parâmetros básicos do elemento Generator. ................................................................................. 22 
Tabela 3: Parâmetro básicos do elemento Transformer. ............................................................................... 23 
Tabela 4: Parâmetro do elemento RegControl. ............................................................................................. 24 
Tabela 5: Parâmetros utilizados no elemento lineCode. ............................................................................... 25 
Tabela 6: Parâmetros básicos do elemento line............................................................................................. 26 
Tabela 7: Parâmetros básicos do elemento load. .......................................................................................... 27 
Tabela 8: Parâmetro básicos necessários para utilização do elemento PVSytem. ......................................... 29 
Tabela 9: Transformadores da rede teste do IEEE ........................................................................................ 34 
Tabela 10: Característicasdo regulador da rede teste do IEEE de 13 barras ................................................ 34 
Tabela 11: Arranjo referente as linhas aéreas da rede teste do IEEE de 13 barras ........................................ 35 
Tabela 12: Arranjos referente as linhas subterrâneas da rede teste do IEEE de barras ................................. 35 
Tabela 13: Características das linhas da rede teste do IEEE de 13 barras ..................................................... 36 
Tabela 14: Características das cargas concentradas da rede do IEEE de 13 barras....................................... 36 
Tabela 15: Característica da carga distribuída da rede teste do IEEE de 13 barras ....................................... 37 
Tabela 16: Barras onde as GD forma conectadas.......................................................................................... 38 
Tabela 17: Cenárias propostos para o presente trabalho ............................................................................... 40 
Tabela 18: Características da linha 645-646 ................................................................................................. 50 
Tabela 19: Características da linha 670-671 as 12h ...................................................................................... 51 
Tabela 20: Característica da linha 692-675 as 12h........................................................................................ 52 
Tabela 21: Características gerais da rede a respeito de consumo e geração para 24 horas ........................... 53 
 
 
 
 XI 
 
LISTA DE QUADROS 
 
Quadro 1 – Comando na interface no OpenDSS do elemento Circuit. ......................................................... 22 
Quadro 2 - Comando na interface no OpenDSS do elemento Generator. .................................................... 22 
Quadro 3 – Comando na interface no OpenDSS do elemento Transformer. ................................................ 24 
Quadro 4 - Comando na interface no OpenDSS do elemento RegControl ................................................... 24 
Quadro 5 - Comando na interface no OpenDSS do elemento lineCode ....................................................... 26 
Quadro 6 - Comando na interface no OpenDSS do elemento line ................................................................ 26 
Quadro 7 - Comando na interface no OpenDSS do elemento load. .............................................................. 27 
Quadro 8 - Curva de irradiação com 24 valores, sendo eles para cada hora do dia, apresentado na Figura 14.
 ............................................................................................................................................................................... 29 
Quadro 9 - Curva de temperatura com 24 valores, sendo eles para cada hora do dia. .................................. 30 
Quadro 10 - Curva que descreve o Pmp em função da temperatura. ............................................................ 30 
Quadro 11 - Curva que descreve a eficiência do sistema em função da potência ativa fornecida ................ 30 
Quadro 12 - Comando na interface no OpenDSS do elemento PVSytem ..................................................... 30 
 
 
 
ABREVIAÇÕES 
 
𝑷𝒎𝒑 : Potência nominal no ponto de saída máxima potência (kW) 
𝑰𝒊 : Valor da irradiância em pu no intante 𝑡0 (segundos) 
𝑰𝒊_𝒃𝒂𝒔𝒆 : Valor máximo de irradiância selecionado no dia (kW/m²) 
𝑷𝒎𝒑(𝒑𝒖) : Fator de correção de 𝑃𝑚𝑝 em função da temperatura no instante 𝑡0 (segundos) 
𝑷(𝑡0) : Potência de saída do painel (W) 
𝒆𝒇𝒇𝑷𝒔𝒂í𝒅𝒂(𝒕) : Eficiência do inversor para uma potência de saída (w) 
𝑷𝒔𝒂í𝒅𝒂_𝑷𝑽𝑺𝒚𝒔𝒕𝒆𝒎 : Potência total de saída do sistema fotovoltaico (kW) 
 
 
 
 
 
 XIII 
 
SIGLAS 
 
ABSOLAR: Associação Brasileira de Energia Solar 
ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica 
AT: Alta Tensão 
COM: Component Object Model 
DLL: Dynamic-link Library 
DSS: Distribution System Simulator 
EPRI: Eletric Power Research Institute 
GD: Geração Distribuída 
IEEE: Instituto de Engenheiro Eletricistas e Eletrônicos 
IEA PVPS: International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Programme 
MATLAB: MATrix LABoratory 
MS: Microsoft 
MT: Média Tensão 
NEF: Empresa Global de Informações Financeiras e Notícias 
OpenDSS: The Open Distribution Systems Simulator 
PIB: Produto Bruto Interno 
Pmp: Potência nominal de painel no ponto de máxima potência 
TEP: Tonelada Equivalente de Petróleo 
VBA: Visual Basic for Applications 
 
 
 
 
 
 
RESUMO 
 
A integração de novas tecnologias relacionado a geração distribuída ao sistema elétrico vem 
crescendo exponencialmente nos últimos anos e a tendência é continuar aumentando cada vez 
mais. Neste sentido, a geração distribuída possui diversas vantagens em relação a geração 
convencional (localizada nos grandes centros geradores distantes dos consumidores), 
proporcionando redução de perdas no transporte de energia, menores impactos ambientais na 
operação e manutenção, menor investimento, retorno relativamente rápido, entre outros. Com 
isso, com a inserção crescente da geração distribuída próximo das unidades consumidores, o 
sistema elétrico de potência convencional tem sofrido modificações. Logo, as redes de 
distribuição podem sofrer diversos problemas e impactos, necessitando de estudos para 
planejamento e manutenção da mesma. Nesse sentido, o presente trabalho propõe uma análise 
dos impactos causados pelas inserções das GD frente uma situação de baixo consumo para 
algumas cargas pontuais, avaliando assim os comportamentos das potências fornecidas pelo 
alimentador ao longo da rede, bem como os perfis de tensões nas barras e referente as perdas 
ativas no sistema. Portanto, neste trabalho é apresentado uma análise dos impactos em uma rede 
de distribuição do IEEE de 13 barras causados por ações da presença de geração distribuída e 
variações nas cargas em algumas barras. Logo, são analisados o comportamento de potências 
fornecidas pelo alimentador ao logo da rede, bem como os perfis de tensão nas barras e perdas 
no sistema elétrico. Para isso, foi utilizado o software OpenDSS para o desenvolvimento das 
análises. 
 
Palavra-chave: OpenDSS, Geração Distribuída, Sistemas fotovoltaico, Redes de Distribuição, 
Análise de impactos. 
 
 
em sistemas elétricosa
inserção GDs
assim
o comportamento
Porém,
também
as tensões nos barramentos
a
ocasionado pela
 XV 
 
ABSTRACT 
 
The integration of new technologies related to distributed generation to the electrical system 
has been growing exponentially in recent years with a tendency to continue increasing more 
and more. In this way, distributed generation has several advantages over conventional 
generation (located in large generating centers far from consumers), providing a reduction in 
energy transport losses, lower environmental impacts in operation and maintenance, lower 
investment, relatively quick return, among others. Thus, with the increasing insertion of 
distributed generation close to consumer units, the conventional power electrical system has 
undergone changes. Therefore, distribution networks can suffer several problems and impacts, 
requiring studies for planning and maintenance. Therefore, this paper presents an analysis of 
the impacts on a 13-bus IEEE distribution network caused by actions of the presence of 
distributed generation and variations in loads on some buses. Therefore, the behavior of powers 
supplied by the feeder along the network are analyzed, as well as the voltage profiles in the 
buses and losses in the electrical system. For this, the OpenDSS was used for the development 
of the analyses. 
Keywords: OpenDSS, Distribuition Generation, Photovoltaic System, Distribution Network, 
Analysis of Impacts. 
 
 
 
Capítulo I 
1 INTRODUÇÃO 
 
1.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS 
A energia elétrica se tornou umproduto indispensável na vida do ser humano, em meados 
do século XIX, com o início da comercialização da energia elétrica, sendo indispensável em 
diferentes setores, tais como o residencial, comercial, industrial, entre outros, estando 
amplamente correlacionados em diversos processos e no cotidiano dos indivíduos. Além disso, 
na qual a comercialização e o consumo se fazem tão importante que este possui uma relação 
afinada com o Produto Interno Bruto (PIB) de um país, ou seja, o desenvolvimento de uma 
nação está correlacionado diretamente com o consumo de energia elétrica, sendo assim o uso 
racional e eficiente desse recurso se faz necessário para o desenvolvimento energético de uma 
país (FINKLER, et al., 2016). 
Nesse sentido, a energia é essencial para o desenvolvimento, sendo ela um item 
fundamental da população. Segundo Goldeberg (2005), na grande maioria dos países em que o 
consumo de energia comercial per capita se encontra abaixo de uma tonelada equivalente de 
petróleo (TEP) por ano, o índice de analfabetismo, fertilidade e mortalidade infantil total são 
altas, tornando uma expectativa de vida muita baixa. Ademais, ultrapassar o valor de 1 
TEP/capita se faz necessário para o desenvolvimento, à medida que os valores ficam acima de 
2 TEP, como em países desenvolvidos, as condições sociais melhoram significativamente. Já 
em países industrializados como na União Europeia os valores de TEP/capita chegam a 3,22, 
sendo a média mundial de 1,66 TEP/capita. 
Ademais, devido a energia elétrica está presente e cada vez mais sendo inserida na vida do 
homem, consequentemente novas tecnologias também vem se desenvolvendo ao longo do 
tempo, transformando da energia elétrica um dos pilares da economia. Além disso, o mercado 
de energia elétrica no cenário atual, tem se expandido além das fronteiras do fornecimento 
disponibilizado pelas concessionárias (RIBEIRO, 2019). Nesse sentido, a geração distribuída 
(GD), que se caracteriza como sendo um sistema de geração elétrica capaz de fornecer potência 
Portanto
Capítulo 1: Introdução 2 
 
para unidades consumidoras como; residências, comércios e indústrias, na qual elas são 
geralmente instaladas próximas as cargas. 
Segundo Mosqueira (2020) em um relatório da Bloomberg NEF (Empresa Global de 
Informações Financeiras e Notícias) sendo informado que as fontes renováveis como solar e 
eólica foram responsáveis pelo maior incremento de (67%) de potência injetada no sistema ao 
redor do mundo, sendo a energia solar como um destaque que representou (45%) de toda nova 
capacidade adicionada no ano de 2019. Vale ressaltar, que nos últimos dez ano a energia solar 
cresceu em termos de capacidade total instalada em 2010 de 43,7 GW, para 651 GW ao final 
do ano de 2019, se tornando assim a quarta maior fonte geradora de energia elétrica em operação 
nesse ano. Nesse sentido, na figura 1, publicado no Relatório da Situação Global das 
Renováveis de 2020 (REN21), apresenta é apresentado a evolução da capacidade solar 
fotovoltaica global entre os anos de 2010 e 2020. 
Figura 1: Capacidade Solar Fotovoltaica Global e adições anuais 2010 a 2020. 
 
Fonte: REN21, 2021, pág. 118, modificado. 
Salienta-se ainda que, no mesmo Relatório (REN21) ressalta os cincos principais mercados 
nacionais foram; China, Estados Unidos, Vietnã, Japão e Alemanha, sendo estes responsáveis 
por quase (66%) de toda capacidade instalada em 2020, acima de (58,5%) para os cinco 
primeiros países no ano de 2019, porém abaixo de 2018 com (75%). Nesse sentido, em um 
levantamento feito pela Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) a 
39 70 100 138 178 228 305 407 512 621 760
17
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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
G
ig
aw
at
ts
Solar PV Global Capacidade e Adições anuais, 2010 - 2020
Adições anuais
Capacidade total
Dois pontos (:)
(Evitar a repetição de palavras)
Capítulo 1: Introdução 3 
 
partir dos dados do International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Programme (IEA 
PVPS), incluindo tanto grandes quanto pequenas usinas, o Brasil subiu para a 9º no ranking 
entre os países que mais instalaram energia solar em 2020 (ABSOLAR, 2021). 
Figura 2: Capacidade Solar Fotovoltaica Global por país e região entre 2010 - 2020. 
 
Fonte: REN21, 2021, pág. 119, modificada. 
Ademais, a temática sobre energia solar e a geração distribuída já é uma realidade em vários 
países como apresentado na Fig. 2, sendo assim se faz necessário estudos e análises que vão de 
encontro aos seus impactos no sistema de distribuição com o objetivo de minimizar o máximo 
possível e com isso garantindo uma qualidade de energia para seus consumidores. Nesse 
sentido, este trabalho terá como base de estudo, a análise de um modelo de sistema de 
distribuição com treze barras, sendo este simulado pelo software The Open Distribution Systems 
Simulator (Open DSS), modelo este que será usado para estudo, é disponibilizado pela própria 
biblioteca da ferramenta utilizada. 
1.2 REVISÃO DA LITERATURA 
A integração de novas fontes de energia no sistema de distribuição (caracterizados como 
geração distribuída, estando próximas aos centros consumidores) tem proporcionado diversos 
benefícios ao sistema elétrico, tais como melhoria no nível de tensão, redução de perdas, alívio 
no congestionamento dos sistemas de distribuição e transmissão, prolongamento da necessidade 
de investimentos para ampliação, entre outros. No entanto, o aumento da geração distribuída 
0,0
100,0
200,0
300,0
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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
G
ig
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at
ts
Capacidade global de energia solar fotovoltaica, por país e região, 
2010 - 2020
Resto do mundo
Índia
Japão
Estados Unidos
União Européia
China
Capítulo 1: Introdução 4 
 
pode proporcionar dificuldades operativas na rede de distribuição. Logo, o aumento do número 
de sistemas fotovoltaicos distribuídos pode levar o sistema de distribuição a uma condição de 
sobretensão, evidenciando assim a necessidade da realização de estudos dos impactos na rede 
de distribuição. 
Nesta perspectiva, realizou-se uma busca por trabalhos correlacionados aos estudos dos 
impactos nas redes de distribuição, a fim de analisar os principais distúrbios causados no 
sistema elétrico com a presença da geração distribuída. Segundo Radatz (2015) é modelado a 
parametrização do sistema de 13 barras disponibilizado pelo IEEE, assim como a formulação 
matemática do OpenDSS, ou seja, a maneira como o software enxerga e calcula os elementos 
presentes na rede e assim este faz análises para a rede sem e com a geração distribuída. 
Em Junior (2016) foram realizados estudos sobre a inserção do sistema fotovoltaico na rede 
teste do IEEE 13 barras por meio do software OpenDSS, no qual foram avaliados os perfis de 
tensões nas barras do sistema, bem com prever o fluxo de potência instantâneo entre o 
alimentador e as cargas. 
Já em Machado (2017), foi apresentado um estudo para aplicação do software OpenDSS, 
sendo este tutorial desenvolvido por meio de uma outra ferramenta muito consolidada, o 
Matlab, com base em análises de falta, cálculo de fluxo de potência, bem com estudos dos 
principais modelos de rede de distribuição em coordenadas de fase por meio do programa em 
questão. 
Em Ribeiro (2018) foi apresentado um estudo sobre o controle de tensão em um sistema 
de distribuição para testes de 13 barras com algumas modificações. Para isso, foi utilizado o 
OpenDSS para análises no sistema de distribuição com a presença de geração distribuída. Logo, 
foi demonstrado a capacidade dos inversores inteligentes na mitigação de possíveis problemas 
de sobretensão da rede elétrica. Com essa análise, foi possível verificar a melhor forma de 
utilização da geração distribuída sem a ocorrência de problemas relacionadosa sobretensão da 
rede elétrica de distribuição. 
Em Carneiro (2019) é desenvolvido um tutorial com a finalidade de facilitar a compreensão 
de estudantes, com ênfase nos estudos das perdas técnicas, bem como a inserção das GD no 
sistema de distribuição de energia elétrica utilizando o software OpenDSS. 
Segundo Ribeiro (2019), é realizado um trabalho sobre a análise dos impactos da geração 
fotovoltaica na rede teste de 13 do IEEE, na qual este dispões os cenários para a inserção das 
Capítulo 1: Introdução 5 
 
GD nas barras de forma gradual e com isto este avalia seu efeito no tocando aos perfis de 
tensões, bem como nas perdas nos sistemas de distribuição. 
De forma semelhante, em Reinaldo (2020) foi apresentado um estudo sobre os impactos 
das GD nas redes de distribuição de baixa tensão, visando o melhor aproveitamento da energia 
solar fotovoltaica. Esta análise toma como base nos estudos de caso na rede de distribuição da 
Celesc (Distribuidora SA), na qual são avaliados quatro alimentadores, com diferentes perfis 
de carga utilizando o programa de simulação OpenDSS. 
Segundo Lima (2021) é apresentado um estudo sobre o mapeamento de valores de potência 
de GD fotovoltaica suspostamente inseridas na MT na rede teste do IEEE 13 barra, bem como 
no sistema de distribuição real da cidade de Formiga – MG, que causam fluxo de potência 
reverso no sistema e baixo fator de potência nos barramentos de interface com o sistema de 
transmissão. 
Desta forma, destaca-se que no presente trabalho buscou o estudo sobre o comportamento 
na rede elétrica após diferentes cenários para estudos, tais como aumento na geração distribuída 
e redução das cargas. Esses cenários vão proporcionar situações diversas no sistema elétrico 
que serão discutidas as possíveis medidas de mitigação para o problema apresentado. 
1.3 MOTIVAÇÃO 
Destaca-se que o tema abordado neste trabalho é de grande relevância, principalmente 
devido ao cenário de evolução das fontes renováveis, sobretudo no que diz respeito as GD. 
Além disso, nos últimos anos ocorreram um crescimento exponencial no que se refere as 
instalações das GD no Brasil, fomentando cada vez mais, avanços nas pesquisas, trabalhos e 
mudanças no cenário em questão. 
Com isso, novas normas regulamentadoras estão sendo implementadas viabilizando a 
disputa econômica entre consumidor versus concessionárias, para que estas não fiquem 
desbalanceadas, acarretando inexequibilidade de futuros e grandes investimentos referentes aos 
retornos favoráveis para pessoa jurídica ou física. É perceptível essa situação, devido o interesse 
do consumidor em se beneficiar dos seus direitos no tocante a sua própria geração e até as 
vendas para as companhias de distribuição segundo se discute em (BRITO et al., 2018). 
Assim, o presente trabalho impulsiona a economia, apresenta nos resultados aspectos 
técnicos e científicos no que diz respeito a temática abordada, tendo como estudo deste trabalho 
fornecer análises dos impactos das GD nas redes de distribuição simulado por meio de 
Capítulo 1: Introdução 6 
 
simulações computacionais utilizando o software OpenDSS em um sistema teste de 13 barras 
do IEEE. Logo, para isso, serão estabelecidos diversos cenários para as simulações 
computacionais, tais como a inserção de geração distribuída e redução no consumo de 
determinados barramentos. 
A partir disso, serão analisados o impacto da geração distribuída quando conectado a rede 
em momentos estabelecidos como críticos, tais como a redução da carga consumida nos 
barramentos. Com isso, poderá observar o aumento da tensão nos barramentos analisados para 
posteriormente estabelecer as possíveis mitigações do problema. 
1.4 OBJETIVOS 
Pode-se destacar como objetivo geral deste trabalho o desenvolvimento de uma análise dos 
impactos com a inserção das GD nas redes de distribuição frente as reduções de consumo de 
cargas pontuais, em específico para o sistema teste do IEEE de 13 barras. A partir disso, serão 
avaliados todo o comportamento do sistema diante de cenários criados. Ainda, pode-se destacar 
como os objetivos específicos: 
• Levantamento bibliográfico dos principais estudos em redes elétricas de distribuição 
utilizando o software OpenDSS; 
• Modelagem da rede elétrica e do sistema elétrico de distribuição no OpenDSS; 
• Modelamento de um perfil de curva de carga específico para as devidas propostas de 
redução de consumo; 
• Análise do comportamento da demanda entregue para a rede de distribuição, levando 
em consideração todos os cenários; 
• Apresentação dos resultados (níveis de tensão nas barras, perdas totais, potência 
demandada) para os cenários; 
• Monitoramento das linhas que estão próximas a geração distribuída em horários 
considerados críticos. 
1.5 ORGANIZAÇÃO DO TRABALHO 
Este trabalho está dividido em capítulo, este primeiro capítulo é destinado a apresentação 
e contextualização do tema, sendo apresentado o produto, energia elétrica, bem como a sua 
importância para a sociedade. Ainda, apresenta-se o cenário de crescimento gradual no que diz 
respeito as instalações referentes as GD no brasil e no exterior. 
será
avaliado
cinco capítulos
Capítulo 1: Introdução 7 
 
No Capítulo 2, é dedicada as redes de subtransmissão, conhecidas como rede de 
distribuição de energia elétrica, assim neste módulo são apresentados os tipos de rede e suas 
características intrínsecas de construção. 
No capítulo 3, é feito uma breve apresentação do software OpenDSS, bem como suas 
características e funções e sua forma de calcular o fluxo de potência. Além disso, este ainda 
mostra as modelagens dos elementos que compõem a rede analisada em questão, a seguir é 
apresentado a rede, na qual os estudos irão ser realizados assim como suas características e 
ainda por fim, a temática submetida para análise. 
No capítulo 4, é dedicado as informações pertinentes aos resultados das análises adquiridos 
no tocante ao caso base e mais adiante, as informações com relação as comparações dos 
resultados referentes ao cenário criado tomando como referência o caso base de acordo com a 
temática abordada no presente trabalho. 
No capítulo 5 é apresentado as considerações finais do trabalho, bem como as propostas e 
sugestões futuras para continuidade de desenvolvimento desta pesquisa.
 
Capítulo II 
2 SISTEMAS ELÉTRICOS DE ENERGIA 
 
2.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS 
O sistema elétrico de potência possui a função de fornecer energia elétrica aos seus 
consumidores, seja eles de grande ou pequeno porte, com a qualidade adequada e no instante 
em que esta for solicitada. Nesse sentido, o sistema com um todo, se caracteriza como sendo o 
produtor, transmissor e distribuidor de energia elétrica, e para isso o mesmo converte energia 
já existente na natureza, como por exemplo, hidráulica, mecânica, térmica, solar, nuclear e entre 
outras, em energia elétrica e assim o sistema fornece aos seus consumidores a quantidade 
demandada. Ademais, o sistema elétrico deve-se dispor da capacidade de produção e transporte 
mediante a necessidade de atender o suprimento, para um dado intervalo de tempo, a energia 
consumida e para a máxima demanda ativa de potência solicitada naquele instante (Nelson et 
al. 2005). 
Figura 3: Diagrama de bloco do sistema elétrico de potência. 
 
Capítulo 2: Sistemas de Energia Elétrica 9 
 
Fonte: NELSON, et al. 2005, pág. 2, modificada. 
Na Fig. 3 apresenta um diagrama que exemplifica o funcionamento básico de um sistema 
elétrico de potência subdividido entre camadas, uma vez que, para cada bloco apresentado é 
descrito um setor que possui funções especificas que juntas trabalham para garantir a 
confiabilidade, continuidade e qualidade do sistema por completo, visto que seu papel é 
transportar energia elétrica, produzida nas usinas, através de longas distâncias, até aos seus 
consumidores com menor impacto ambiental e reduzir as perdas elétricas o máximopossível. 
2.2 SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA 
Um sistema de distribuição de energia elétrica consiste em um número de subestações 
conectadas umas às outras através de alimentadores, que estes por sua vez, transportam energia 
necessária para suprir a demanda solicitada pelas unidades consumidoras. Nesse sentido, o 
sistema de distribuição brasileiro é regulado por um conjunto de regras disposta em Resolução 
da Aneel conhecido como Procedimento de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema 
Nacional (PRODIST), assim o documento intitulado possui objetivo de fornecer condições 
gerais de uso aos acessantes do sistemas de distribuição, bem como, consumidores e produtores 
de energia, distribuidoras de energia, importadores e exportadores de energia, com vista a 
disciplinar a respeito das diretrizes de condições, responsabilidades e penalidades relativas a 
conexão, planejamento no tocante a expansão, operações e medições de energia elétrica e por 
fim, mas não menos importante, estabelecer critério e indicadores de qualidade. 
O (PRODIST) é composto por oito módulos, citados abaixo: 
Módulo 1 – Introdução; 
Módulo 2 – Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição; 
Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição; 
Módulo 4 – Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição; 
Módulo 5 – Sistema de Medição; 
Módulo 6 – Informações Requeridas e Obrigações; 
Módulo 7 – Perdas Técnicas Regulatórias; 
Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica; 
Capítulo 2: Sistemas de Energia Elétrica 10 
 
Conforme o módulo 1 PRODIST, na qual este especifica que a alta tensão de distribuição 
(AT) entre fases cujo o valor eficaz é igual ou superior a 69 kV e inferior a 230 kV, instalações 
com tensão de atendimento igual ou superior a 230 kV, é fornecida quando especificada e 
definida pela ANEEL. Assim, média tensão de distribuição (MT) cujo o valor eficaz entre fases 
é superior a 2,3 kV e inferior a 69 kV, bem como o sistema de distribuição de baixa tensão (BT) 
é definida como sendo igual ou inferior a 2,3 kV para o valor eficaz de tensão medida entre 
fases. Na Figura 4, é apresentado o sistema interligado nacional, qual está disposto os níveis de 
tensões de transmissão e distribuição padronizados pela ANEEL entre o território brasileiro. 
Figura 4: Sistema interligado nacional. 
 
Fonte: Retirada da internet atualizada. 
Capítulo 2: Sistemas de Energia Elétrica 11 
 
Nesse sentido, o sistema elétrico de potência (SEP) conforme apresentado na Fig. 4 é 
composto em blocos, de acordo com a Fig. 3 e estes por sua vez compõem subsistemas 
interligados, dentre os blocos destaca-se o sistema de distribuição de energia, na qual este é 
subdividido em três níveis de atuação: sistema de subtransmissão, sistema de distribuição 
primária e sistema de distribuição secundária (KAGAN et al. 2005). Ademais, serão abordados 
neste tópico características que compõem o sistema de distribuição com ênfase nos principais 
arranjos e modelos presentes na rede em questão. 
2.2.1 Sistema de Subtransmissão 
Este elo possui a função de receber a energia em níveis de tensões elevadas, de modo que 
essa é conectada a uma subestação que rebaixa a tensão para o nível de tensão adequado para 
distribuição de energia aos consumidores (KAGAN et al. 2005). Nesse sentido, este sistema 
opera em tensões típicas de 69 kV a 138 kV na condição de anel fechado ou linhas radiais. 
Figura 5: Demonstração do Sistema de subtransmissão. 
 
Fonte: KAGAN et al. 2005, pág. XX, modificada. 
Na Figura 5 é apresentado a configuração de um sistema de subtransmissão na condição 
de anel fechado que supri três subestações de distribuição, este modelo oferece maior 
confiabilidade, visto que em uma eventual falta/desligamento de uma linha ou barramento da 
subestação há um caminho alternativo alimentação das cargas a jusante. Além disso, observa-
se que esse sistema com o fechamento de malha entre as redes de transmissão e de 
subtransmissão exige cuidados especiais no que tange à proteção a ser adotada e assim melhorar 
a viabilidade para manutenções na rede (KAGAN et al. 2005). 
Capítulo 2: Sistemas de Energia Elétrica 12 
 
2.2.2 Subestação de Distribuição 
A subestações de sistemas de energia de distribuição trabalham na conexão entre o sistema 
de subtransmissão e o sistema primário por meio de transformadores de potência que rebaixam 
a tensão em níveis adequados para distribuição nesse seguimento, sendo assim existem 
inúmeras possibilidades de construção de arranjos em sistemas de distribuição. Nesse sentido, 
esquemas de subestações que suprem regiões com baixa densidade de carga, possuem potência 
nominal na ordem de 10 MVA e sua utilização é designada em arranjo conhecido por “barra 
simples” apresentado na Fig. 7.a, na qual este modelo possui um custo baixo, bem como este 
tipo pode contar um único ramo de alimentação, ou, visando a confiabilidade aumentando o 
trecho de suprimento para duas linhas (KAGAN et al. 2005). 
Figura 6: Barramento de subestação simples e seccionada. 
 
Fonte: KAGAN et al. 2005, pág. XX, modificada. 
Na Figura 6.b apresenta um arranjo com barra simples seccionada, na qual este traz 
maior confiabilidade segundo Kagan et al (2005), devido a existência de dois transformadores 
alimentando cada qual sua barra, entretanto, se houver uma contingência em um deles, há um 
recurso de fechamento de chave interligada entre as barras, de maneira que este esquema 
aumenta a credibilidade do sistema em questão. 
2.2.3 Sistema de Distribuição Primária 
As redes de distribuição primária, ou também conhecida como média tensão, são 
alimentadores conectado as barras das subestações que recebem a tensão da subtransmissão e 
rebaixam para tensões na ordem de 13,8 kV a 34,5 kV, sendo esta distribuição ramificada 
Capítulo 2: Sistemas de Energia Elétrica 13 
 
realizada através dos condutores do alimentador primário e secundário. Nesse sentido, o 
alimentador principal é também chamado de tronco do alimentador, na qual são ramificadas as 
linhas com menor densidade de cargas, sendo estas chamadas de ramais, distribuídas para 
suprimento dos consumidores (KAGAN et al. 2005). 
Estas redes atendem aos consumidores tanto os conectados no tronco do alimentador com 
tensões na faixa de 13,8 kV a 34,5 kV, quanto as estações transformadoras, que estas por sua 
vez suprem a rede secundária, ou como é usualmente conhecida, baixa tensão. Assim, dentre 
os consumidores primários destacam-se indústrias de porte médio, conjuntos comerciais, como 
por exemplo shopping centers, instalações de iluminação pública, etc. Ademais, as redes de 
alimentação primária podem ser construídas em tipo aéreas ou subterrâneas, na qual estas 
apresentam as seguintes configurações: 
Redes aéreas – Primário radial com socorro; 
Redes aéreas – Primário seletivo; 
Redes subterrâneas – Primário seletivo; 
Redes subterrâneas – Primário operando em malha aberta; 
Redes subterrâneas – Spot network; 
Além disso, as redes aéreas podem ocorrer de seu uso ser mais difundido, devido seu baixo 
custo para construção, sendo estas consolidadas em configurações típicas em sistemas 
convencionais, na qual estas são dispostas por condutores nus em alumínio, e as estruturas de 
redes compactas, de modo que este sistema é composto por cabos/condutores cobertos com uma 
camada protetora de isolamento adequado para as suas aplicações mediante a necessidade 
(KAGAN et al. 2005). Nesse sentido, as normas técnicas competentes que delimitam os 
critérios de uso referente a esse modelo de rede compacta, ficam a cargo das concessionárias 
vigentes de distribuição de energia, que no do Estado Pará é a NT.018 – Rede de Distribuição 
Compacta/Equatorial, Revisão 3 – 2020. Assim, as redes subterrâneas possuem maior aplicação 
em áreas com maior densidade de carga, como por exemplo, em zonas centrais de uma 
metrópole, ou onde há restrições paisagísticas, NT.019 – Rede de DistribuiçãoSubterrâneas/Equatorial. 
Capítulo 2: Sistemas de Energia Elétrica 14 
 
2.2.4 Sistema de Distribuição Secundária 
Também conhecida como rede de baixa tensão, caracterizada como o sistema que recebe 
das subestações, que este por sua vez transformam as tensões da rede primária para os níveis 
de baixa tensão entre 127/220 V ou 220/380 V trifásico, podendo operar em malha ou radial e 
seus consumidores alvo são as residências e pequenos comércios e indústrias (KAGAN et al. 
2005). A NT.001 – Fornecimento de Energia Elétrica em Baixa Tensão, apresenta os 
procedimentos legais, estabelece critérios e recomendações minimamente necessárias para 
elaboração e execução de projetos que envolvem novas instalações, ampliações e reformas para 
unidades já existentes bem como para múltiplas unidades com padrão de medição 
individualizada no que diz respeito ao fornecimento de energia elétricas de baixa tensão. 
2.3 GERAÇÃO DISTRIBUÍDA 
A geração distribuída foi primeiramente descrita no Decreto de Lei nº 5.163/2004, na qual 
ela regulamenta a comercialização de energia elétrica entre concessionários, permissionários e 
autorizados de serviços e instalações afins, posteriormente várias resoluções normativas 
passaram a abordar aspectos sobre o devido assunto de GD. Nesse sentido, por meio da REN 
(Resolução normativa) nº482/2012 (ANEEL, 2012), na qual ela estabelece condições gerais 
para os sistemas de microgeração distribuída, uma vez que este se caracteriza pela sua potência 
instala que deve ser menor do que 75 kW (Quilowatts) e a minigeração distribuída, como sendo 
a potência instalada superior a 75 kW e igual a 5 MW, sendo estas proveniente de fontes 
renováveis devidamente conectada nas unidades consumidores. 
2.3.1 A evolução da Geração Distribuída no Brasil 
No ano de 2007 foi instalado a primeira geração utilizando a fonte de energia fotovoltaica 
na cidade de Campinas com capacidade de 0,5 kWp registrado pela ANEEL. Nesse sentido, 
entre a primeira instalação e a (REN 482), que estabeleceu as condições geral de acesso, na 
qual eram apenas 14 unidades que totalizavam uma potência instalada de 452 kWp, gerando 
um crescimento aproximado abaixo de 90,4 kWp por ano (EPOWERBAY, 2020). 
No ano de 2015, foi publicada a REN 687, que é a revisão da REN 482, sendo que esse 
veio com o objetivo de reduzir os custos e a desburocratização no requisito conexão, 
compatibilização do sistema de compensação, aumentar o público-alvo e fornecer melhorias 
nas informações contidas nas faturas. Assim, até a seguinte época já contabilizavam 
aproximadamente 1.592 conexões na rede que ao total somavam uma capacidade de geração de 
Capítulo 2: Sistemas de Energia Elétrica 15 
 
15,4 MW de potência instalada e durante um período de três ano, seu crescimento foi de 7,8 
MW (EPOWERBAY, 2020). Nesse sentido, a Figura 7 segundo o Boletim de Informações 
Gerais do primeiro trimestre do ano de 2019 apresenta o crescimento da geração distribuída em 
potência instalada (kW) no Brasil. 
Figura 7: Geração distribuída - evolução anual 2019. 
 
Fonte: Boletim de informações gerenciais ANEEL – 1º trimestre de 2019, pág. 15, modificada. 
Segundo um mapeamento realizado pela Associação Brasileira de Energia Solar 
Fotovoltaica (ABSOLAR), a fonte de energia solar fotovoltaica, proveniente da conversão da 
irradiação do solar, sendo esta fonte renovável limpa e sustentável, esse segmento de 
microgeração e minigeração distribuída lidera mais de 99,4% das instalações do País. Nesse 
sentido, no requisito número de instalação, os consumidores residenciais estão no topo da lista, 
representando um total de 76,7%. Em seguida, o grupo das empresas e os setores comerciais e 
serviços aparecem com (16,1%), consumidores rurais (3,9%), indústria (2,5%), poder público 
(0,8%) e outros tipos de serviços públicos (0,1%) e iluminação (0,01%). Ademais, de acordo 
com a entidade, o Brasil no ano de 2018 possuía 37,7 sistemas solares fotovoltaicos conectados 
na rede, proporcionando uma economia e sustentabilidade ambiental de 44.727 unidades 
consumidoras, e com isso, somando mais de R$ 2,5 bilhões em investimento acumulados dede 
a no de 2012, distribuídos ao redor de todas as regiões do país (ABSOLAR, 2018). 
Nesse sentido, de acordo Silva et al. (2020) o Programa de Desenvolvimento de Geração 
Distribuída de Energia Elétrica (ProGD) projetam que até 2030, as unidades consumidoras que 
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
700000
800000
900000
1000000
Potência kW
Capítulo 2: Sistemas de Energia Elétrica 16 
 
produzirão sua própria energia elétrica, serão aproximadamente um total de 2,7 milhoes de 
sistemas instalados, entre residências, comércios, indústria e no setor agrícula. Ademais, em 
termos de capacidade de geração, o Brasil segundo ABSOLAR (2022) saltou de 7,9 GW 
referente ao final do ano de 2020 para 13 GW de potência instalada operacional proveniente 
da fonte solar fotovoltaica no ano de 2021, que somando todas usinas de grande porte e sistemas 
de geração própria, quase se equivale a mesma potência instalada da usina hidroelétrica de 
Itaipu, sendo ela maior do Brasil e a segunda maior do planta, e assim a geração solar 
fotovoltaica apresentou um crescimento de 65%, mesmo em meio a esse cenário de pandemia 
global. 
2.4 CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO 
O presente capítulo trouxe um breve panorama no que se refere ao sistema elétrico de 
distribuição e suas características atreladas aos modelos existentes, bem como um destaque 
necessário para a geração distribuída presentes no cenário atual do sistema elétrico brasileiro, 
assim como seu crescimento gradual ao longo dos anos, no tocante à sua capacidade de potência 
instalada. 
 
 
 
Capítulo III 
3 MODELAGEM COMPUTACIONAL 
 
3.1 CONSIDERAÇÕES INICIAIS DO CAPÍTULO 
Este capítulo apresentará o software OpenDSS e suas funcionalidade assim como a 
modelagem simples dos elementos, bem como suas características e a parametrização básica da 
rede teste do IEEE utilizada para análise do presente estudo. 
3.2 O SOFTWARE OpenDSS 
O desenvolvimento do software Distribution System Simulator (DSS) começou em 1997 
por meio da empresa líder em consultoria de engenharia de sistemas de energia Electrock 
Concetps, mas diretamente foi conduzido por Roger Dugan e Thomas MDemontt. 
Assim, segundo o Dugan et al (2011) a empresa Electrock Concetps naquela época tinha 
como as principais finalidades por meio do software, apoiar às análises e estudos de redes de 
distribuição na presença de GD, por esta ser uma ferramenta acessível capaz de realizar análises, 
na qual em comparação com outros software do ramo não detinham esse recurso, e assim o DSS 
foi passando por várias mudanças e desenvolvimentos constantes, mas sempre com o seu 
objetivo de proporcionar soluções diante dos novos percalços relacionados do sistema de 
distribuição. 
No ano de 2004, o DSS foi adquirido pela Electric Power Research Institute (EPRI), em 
seguida no ano de 2008, a ferramenta se tornou sob licença de código aberto, por meio da EPRI, 
sendo assim chamado de software OpenDSS, na qual este passou a contribuir para o 
desenvolvimento na área de Smart Grids. 
Segundo a referência Dugan (2016), o manual do usuário do OpenDSS, não é apenas um 
software que possui como finalidade executar estudos de fluxo de potência, mesmo este sendo 
criado originalmente para analisar as conexões de geração distribuída no tocantes às redes de 
distribuição. Nesse sentido, sua área de atualmente desenvolvida engloba estudos 
probabilísticos de planejamento, simulação de geradores fotovoltaicos e eólicos, estimação de 
Capítulo 2: Modelagem Computacional 18 
 
estado de distribuição, análises de distorções harmônicas e inter-harmônicas, bem como todos 
os tipos de análise no domínio da frequência, mas este não simula transitórios eletromagnéticos. 
Além disso, o software traz consigo diversos modelos de soluçãopara estudo de fluxo de 
carga, sendo estes incrementados conforme a necessidades de seus usuários. Assim, estão entre 
eles o fluxo de potência instantâneo (snashot), bem como fluxo de potência diário (daily power 
flow) e fluxo de potência anual (yearly power flow). 
Em 2014, com a intenção de aprimorar os métodos utilizados para os cálculos de perdas no 
tocante as redes de distribuição destinados às concessionárias de energia elétrica, a (ANEEL) 
por meio da Norma Técnica Nº 0057, adotou o Open DSS para quantificação das perdas 
mediante a metodologia de fluxo de carga (ANEEL, 2014). 
3.3 MODELAGEM NO OpenDSS 
O software OpenDSS é uma plataforma que se baseia em linhas de comando, de modo que 
este é configurado como na Figura 8, sendo assim as linhas de comando podem ser 
parametrizadas pelo usuário diretamente no executável da ferramenta ou por meio de arquivo 
de texto fixo importados ou a utilização de um outro programa externo. 
Figura 8: Estrutura do software OpenDSS. 
 
Fonte: RADATZ, 2015, pág. 36. 
Segundo Radatz (2015), que atualmente é um dos desenvolvedores do software mediante 
a empresa EPRI, o programa disponibiliza a interface Component Object Model (COM) da 
Microsoft (MS), possibilitando que os seus usuários possam desenvolver e executar novas 
soluções através de programas externos. Nesse sentido, essa interface pode ser adicionada uma 
Capítulo 2: Modelagem Computacional 19 
 
maneira diferente e independente de qualquer banco dados para definição de um circuito. Além 
disso, o Open DSS pode ser controlado software como Python, MATrix LABoratory 
(MATLAB) bem como, ferramentas do MS Office, com destaque para o Visual Basic for 
Applications (VBA) e não se limitando somente a isso os programadores do Open DSS podem 
criar suas próprias plataformas DLL para uso. 
3.3.1 Elemento Barra 
Na Figura 9 é apresentado o elemento barra presento no circuito, e este por sua vez contém 
nós, na qual sua principal função é conectar os elementos em seus nós os terminais dos 
elementos elétricos. Além disso, outra característica importa é apresentas as tensões nodais 
referente ao seu nó 0, sendo este com tensão, mas não necessariamente é o terminal terra do 
circuito. Uma característica do Open DSS sobre a barra é que elas não são parametrizadas, mas 
sim os elementos que à são conectados e por consequência as barras são definidas. 
Figura 9: Demonstração de uma barra com N nós. 
 
Fonte: RADATZ, 2015, pág. 36. 
3.3.2 Elemento Terminal 
Na Figura 10 é apresentado elementos elétricos do software possuem um ou mais terminais 
e estes podem conter diversos conectores e assim, cada terminal deve ser conectado unicamente 
em apenas uma barra. 
Figura 10: Demonstração de terminal com N conectores. 
 
Capítulo 2: Modelagem Computacional 20 
 
Fonte: RADATZ, 2015, pág. 37. 
3.3.3 Elemento de Transporte de Energia 
A função básica de um elemento de transporte de energia é transportar energia de um ponto 
A para o B, na Figura 11 é demostrado o modelo simples para fins de compreensão. Nesse 
sentido, o elemento que transporta energia pode ser representado como por exemplo as linhas 
trifásicas de uma rede de distribuição na qual este transporta a potência de um terminal pra o 
outro, de modo análogo o transformador também possui essa característica, em contrapartida 
os bancos de capacitores e reatores não se aplica esse funcionamento. 
Figura 11: Demonstração de um elemento de transporte de energia com N conectores. 
 
Fonte: RADATZ, 2015, pág. 37. 
3.3.4 Elemento de Conversão de Energia 
Os elementos de conversão de energia, como propriamente dito, estes convertem energia 
elétrica em outras formas de energia. Assim, são eles os geradores, cargas, acumuladores de 
energia, equivalentes de Thévenin e outros. Além disso, esses elementos conforme a Figura 12 
apresentam apenas um único terminal com N conectores. 
Figura 12: Elemento de conversão de energia. 
 
Capítulo 2: Modelagem Computacional 21 
 
Fonte: RADATZ, 2015, pág. 38 
3.4 PARAMETRIZAÇÃO BÁSICA 
Está seção apresentará os comandos deferente as linhas de programação utilizada no Open 
DSS, visando abordar os elementos básicos de circuitos utilizados com frequência na 
construção de uma rede de distribuição no software. 
3.4.1 Equivalente de Thévenin 
Este pode ser representado pelo equivalente da transmissão vista pela subestação, sendo 
assim o equivalente de Thévenin pode ser interpretado como um alimentador e sua definição 
correta é fundamental para a modelagem de uma rede. 
No Open DSS, a definição deve ser inicializada pelo elemento de circuito Circuit, na qual 
este é um elemento de conversão de energia e como exemplificado anteriormente e assim ele 
possui apenas um terminal. Além disso, por existir um equivalente de Thévenin no elemento 
Circuit, para fins de cálculos é considerado a barra swing como componente que possui 
parametrização de fronteira. Na Tabela 1 é apresentado os principais parâmetros utilizados no 
elemento em questão. 
Tabela 1: Parâmetros básicos do elemento Circuit. 
Parâmetro Descrição unidade 
basekV Tensão de linha nominal em kV 
Bus1 Nome da barra na qual o terminal é conectado 
R1 Resistência de sequência positiva da fonte Ω 
X1 Reatância de sequência positiva da fonte Ω 
mvasc3 Potência de curto-circuito trifásico MVA 
mvasc1 Potência de curto-circuito monofásico MVA MVA 
pu Valor por unidade da tensão na barra V 
Ademais, no Quadro 1 estão apresentados o modelo de código utilizados na interface do 
Open DSS referente ao elemento Circuit. Assim, será mostrado o equivalente de Thévenin na 
barra BarraFronteiraA, sendo este um nome selecionado para a barra de fronteira, com uma 
tensão de 13,8 kV e valor representativo de 1 pu, potência de curto-circuito trifásico de 2000 
MVA e potência de curto-circuito monofásico de 2000 MVA. 
referente
Capítulo 2: Modelagem Computacional 22 
 
Quadro 1 – Comando na interface no OpenDSS do elemento Circuit. 
 
3.4.2 Gerador 
O gerador é um elemento de conversão de energia, sendo assim como supracitado 
anteriormente ele possui a característica de um elemento de conversor de energia, e assim sua 
parametrização se faz necessário as definições da potência nominal, fator de potência, tensão e 
o modelo utilizado. Desta forma, na Tabela 2 são apresentados os parâmetros básicos do 
elemento de geração. 
Tabela 2: Parâmetros básicos do elemento Generator. 
Parâmetro Descrição unidade 
kV Tensão de linha nominal em kV kV 
Bus1 Nome da barra na qual o terminal é conectado 
kW Potência nominal do gerador em kW kW 
PF Fator de potência 
Model Seleciona modelo 
phases Números de fases do gerador 
maxkvar Valor máximo de potência reativa MVAr 
minkvar Valor mínimo de potência reativa MVAr 
No Quadro 2 é apresentado um exemplo de parametrização do elemento Generator, este 
com tensão de 13,8 kV, conectado em uma barra criada e potência de 5 MVA, modelo 3 que 
representa o modelo de variação de geração e pôr fim a potência reativa entre 1 a 6 MVAr. 
Quadro 2 - Comando na interface no OpenDSS do elemento Generator. 
 
New Circuit.SubestaçãoA bus1=BarraFronteiraA basekv=13.8 pu=1.000 
~ mvasc3=2000.0 mvasc1=2000.0 
 
New Generator.GeradorA bus1=BarraCriada kV=13,8 kW=5000 model=3 
~ maxkvar=6000 minkvar=1000 
 
 
Capítulo 2: Modelagem Computacional 23 
 
3.4.3 Transformador 
Os transformadores são elementos que transportam energia de um terminal a outro, este 
pode apresentar um ou mais enrolamentos. Além disso, este pode ser monofásico ou 
multifásicos, sendo assim os seus terminais possuem um conector a mais que seu número de 
fases. Nesse sentido, sua parametrização deve ser definida as quantidades de enrolamento, 
números de fases e seus elementos elétricos que correspondem aos valores de reatância e 
porcentagem de perdas e afins. 
Tabela 3: Parâmetro básicos do elemento Transformer. 
Parâmetro Descrição 
phases Números defases (modelo padrão é 3) 
Windings Número de enrolamento (modelo padrão é 2) 
XLH Reatância série em pu 
%loadloss Porcentagem da perda total com base na carga 
%noloadloss Porcentagem da perda em vazio com base na carga 
Wdg Enrolamento que recebe os parâmetros a seguir 
bus Nome da barra na qual o elemento é conectado 
conn Modelo de ligação (estrela ou triângulo) 
kV Tensão de linha no terminal 
kVA Potência nominal 
tap Tensão em pu do Tap utilizado 
Assim, a seguir será mostrado a maneira de parametrização do elemento Transformer, 
sendo este trifásico estrela-estrela aterrada, com potência nominal de 6 MVA, tensão de 13,47 
kV no primário, e 4,16 kV no secundário com Taps ajustado em 1,05 pu, sendo a perda em 
carga nominal de 0,5% e a perda a vazio de 0,2% e reatância de curto-circuito de 6%. Vale 
ressaltar, que para a conexão dos seus terminais deve ser criado as barras, na qual este irá se 
conectar como por exemplo BarraPrimario e BarraSecundario. Além disso, para a mudança de 
ligação de estrela para delta é somente escrever wye no lugar de delta. 
Capítulo 2: Modelagem Computacional 24 
 
Quadro 3 – Comando na interface no OpenDSS do elemento Transformer. 
 
3.4.4 Regulador 
O elemento regulador é um controlador definido pelo elemento RegControl, na qual este 
possui a função de controlar e monitorar a tensão do enrolamento do transformador ao qual este 
faz deferência. Além disso, o controle desse dispositivo é alterando o Tap do primário do 
transformador. 
Tabela 4: Parâmetro do elemento RegControl. 
Parâmetro Descrição 
Transformer Nome do transformador controlado 
Windings Enrolamento controlado 
Vreg Tensão referência 
pratio Relação de transformação do transformador de potencial 
Band Valor da tensão que 
Ademais, no Quadro 4 é apresentado o código de regulador aplicado no secundário 
usado no transformador estrela-estrela aterrada. 
Quadro 4 - Comando na interface no OpenDSS do elemento RegControl 
 
New Transformer.trafoA xhl=6 %loadloss=0.5 %noloadloss=0.2 
~ wdg=1 bus=BarraPriamrio conn=wye kV=12.47 kVA=6000 tap=1 
~ wdg=2 bus=BarraSecundario conn=wye kV=4.16 kVA=6000 tap=1.05 
 
 
New Transformer.TrafoA xhl=6 %loadloss=0.5 %noloadloss=0.2 
~ wdg=1 bus=BarraPriamrio conn=wye kV=12.47 kVA=6000 tap=1 
~ wdg=2 bus=BarraSecundario conn=wye kV=4.16 kVA=6000 tap=1.05 
~ numtap=15.0 mintap=0.90 maxtap=1.10 
~ New regcontrol.reg transformer=trafoA winding=2 
~ vreg=100 ptratio=138.0 
 
 
 
Capítulo 2: Modelagem Computacional 25 
 
3.4.5 Linhas 
As linhas são elementos que transportam energia de um ponto a outro, sendo elas 
modeladas utilizando o modelo π com capacitores shunt. Nesse sentido, estas são necessárias a 
definição da sua matriz de admitâncias nodais, sendo encontrado a partir dos dados de 
impedâncias sequenciais, matriz de resistência e reatância, estes parâmetros devem ser inseridos 
no elemento lineCode, na qual este possui a capacidade armazenar as informações incluídas e 
ser apenas direcionada por meio de um comando na interface do Ope DSS de maneira que as 
características inseridas no elemento lineCode agora são também os parâmetros da linha criada. 
Tabela 5: Parâmetros utilizados no elemento lineCode. 
Parâmetro Descrição Unidade 
Nphases Números de fases 
baseFreq Frequência base das reatâncias 
R1 Resistência de sequência positiva em Ω por unidade de distância Ω 
R0 Resistência de sequência zero em Ω por unidade de distância Ω 
X1 Reatância de sequência positiva em Ω por unidade de distância Ω 
X0 Reatância de sequência zero em Ω por unidade de distância Ω 
C1 Capacitância total de sequência positiva em nF por unidade de distância F 
C0 Capacitância total de sequência zero em nF por unidade de distância F 
Rmatrix Matriz de resistências da linha por unidade de distância 
Xmatrix Matriz de reatâncias da linha por unidade de distância 
units Unidade de distância 
Normamps Corrente nominal da linha 
Nesse sentido, no Quadro 5 é apresentado a parametrização do código na interface do 
OpenDSS referente ao elemento lineCode, com as informações de impedâncias sequenciais, 
matriz de resistência e reatância. 
Open
Capítulo 2: Modelagem Computacional 26 
 
Quadro 5 - Comando na interface no OpenDSS do elemento lineCode 
 
Além disso, agora com o elemento lineCode definido nomeado como linha4fio, é 
possível trazer as informações declaradas no mesmo. Ademais, abaixo está apresentado o 
código para parametrização necessária para criação de uma linha com as características já 
incluídas no lineCode. Vale ressaltar que a parametrização do elemento line a tabela 6 
contempla as descrições de cada comando citado na mesma. 
Tabela 6: Parâmetros básicos do elemento line. 
Parâmetro Descrição 
Phases Número de fases (o padrão é 3) 
bus1 Nome da barra a qual o terminal 1 é conectado 
bus2 Nome da barra a qual o terminal 2 é conectado 
lineCode Contém informações declaradas da linha 
length Comprimento da linha 
Assim, para criação do elemento line à 4 fios por exemplo, deve-se atentar para as 
conexões das fases nas barras a qual a linha será conectada, sendo que o terminal 4 representa 
o cabo neutro com tensão nula, mas que não necessariamente é o terminal terra. 
Quadro 6 - Comando na interface no OpenDSS do elemento line 
 
3.4.6 Carga 
O elemento carga é caracterizado pela sua capacidade conversão de energia e assim, possui 
apenas um terminal, na qual é conectado em uma barra, e para isso se faz necessário a 
parametrização do elemento em questão, atentando-se às seguintes características como tensão 
New linecode.linha4fio nphases=4 basefreq=60 units=km 
~ normamps=419.0 
~ rmatrix=(0.25 / 0.06 0.25 / 0.06 0.06 0.25 / 0.06 0.06 0.06 0.25) 
~ xmatrix=(0.80 / 0.54 0.80 / 0.48 0.54 0.80 / 0.43 0.43 0.42 0.80) 
New line.Linha4 phases=4 bus1=BarraA.1.2.3.4 bus2=BarraB.1.2.3.4 
~ linecode=Linha4fios length=0.3 
 
 
 
Capítulo 2: Modelagem Computacional 27 
 
nominal, potência aparente (VA), potência ativa (W), potência reativa (VAr) e o fator de 
potência. Assim, na Tabela 7 está apresentado os parâmetros básicos para modelagem das 
cargas, é importante salientar que o comando model traz uma representação da seguinte forma, 
no OpenDSS de 1 a 5 faz referência há um tipo de configuração para o fluxo de potência que o 
software simula. 
Tabela 7: Parâmetros básicos do elemento load. 
Parâmetro Descrição 
Phases Número de fases 
bus1 Nome da barra a qual o terminal 1 é conectado 
kV Tensão nominal 
kVA Potência aparente nominal 
kW Potência ativa nominal 
kvar Potência reativa nominal 
FP Fator de potência 
Daily Nome da curva de carga associada 
model Característica para simulação da carga 
conn Conexão de ligação (estrela ou triângulo) 
Ademais, abaixo está apresentado o modelo de parametrização de uma carga trifásica 
conectada em estrala aterrada. 
Quadro 7 - Comando na interface no OpenDSS do elemento load. 
 
3.4.7 Modelagem do Sistema Fotovoltaico (PVSystem) 
Na Figura 13 apresenta um diagrama esquemático do sistema fotovoltaico modelado pelo 
software OpenDSS. Nesse sentido, essa presente versão do programa relaciona o gerador 
fotovoltaico e o inversor para realizar simulações em intervalos de tempo maior ou igual a 1 
segundo. Assim, o inversor é capaz de encontrar o valor máximo de potência do painel 
New load.CaragaA phases=3 bus1=BarraA.1.2.3.4 
~ kV=0.38 kW=30 kvar=18 conn=wye 
 
 
 
 
Capítulo 2: Modelagem Computacional 28 
 
fotovoltaico, desse modo esse conceito deve ser adequado para a maioria dos estudos referente 
as conexões em rede de distribuição (RADATZ, 2015). 
Figura 13: Diagrama de blocos do sistema fotovoltaico modelado pelo Open DSS. 
 
Fonte: RADATZ, 2015, pág. 106. 
O sistema fotovoltaico, conforme subseção 2.4.1.4 se caracteriza como sendo um elemento 
de conversão de energia,