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* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.

48554.001556/2014-00

Nota Técnica n° 0057/2014-SRD/ANEEL

Em 11 de junho de 2014.

Processos: 48500.002869/2014-98 Assunto: Aprimoramento da metodologia de cálculo de perdas na distribuição regulamentada no Módulo 7 – Cálculo de Perdas na Distribuição do PRODIST.

I. DO OBJETIVO

1. A presente Nota Técnica tem o objetivo de apresentar proposta de aprimoramento do método de cálculo de perdas na distribuição regulamentado no Módulo 7 do PRODIST, aplicável às distribuidoras de serviço público de energia elétrica no processo de Revisão Tarifária Periódica – RTP. II. DOS FATOS 2. No item 33 da Agenda Regulatória Indicativa da ANEEL para o biênio 2014/2015, aprovada pela Portaria nº 1976, de 10 de dezembro de 2013, consta a previsão para a proposição de regulamento sobre perdas de energia para as concessionárias de distribuição de energia elétrica. A agenda definiu a abertura de Audiência Pública (AP) ou Consulta Pública no primeiro semestre de 2014. 3. A Consulta Pública nº 11/2013, de 18 de outubro de 2013, foi aberta com vistas a obter subsídios para os aprimoramentos das metodologias de revisão tarifária que ocorrerão a partir de 2015, tratando entre os temas da metodologia de cálculo de perdas na distribuição. III. DA ANÁLISE 4. Desde o Primeiro Ciclo de RTP a ANEEL vem realizando o cálculo das perdas na distribuição com o intuito de subsidiar a determinação do nível de perdas (técnicas e não técnicas) a ser considerado para cada distribuidora no seu processo de RTP. O procedimento consiste em estimar as perdas técnicas por meio da aplicação de metodologia regulatória de cálculo, sendo as perdas não técnicas obtidas pela diferença entre as perdas totais (energia injetada no sistema de distribuição menos a energia medida nos pontos de consumo) e as perdas técnicas (calculada pela aplicação da referida metodologia).

Fl. 2 da Nota Técnica nº 0057/2014–SRD/ANEEL, de 11/06/2014.


5. A opção de estimar as perdas técnicas no sistema de distribuição através de uma metodologia regulatória, aplicável a todas as distribuidoras, tem como objetivo principal uniformizar o procedimento de cálculo e reduzir a assimetria de informação, possibilitando assim a criação de um mecanismo de incentivo às empresas para o gerenciamento de seu sistema de distribuição com vistas ao controle do nível de perdas. 6. A partir do conhecimento das perdas técnicas, obtidas pelo procedimento mencionado, foi possível a implementação desse mecanismo que atua principalmente no incentivo às distribuidoras na redução das perdas não técnicas. O mecanismo consiste em comparar as distribuidoras com base em seu percentual de perdas não técnicas apurado, para então estabelecer metas a serem atingidas pelas empresas com níveis de perdas acima de um determinado valor.

7. Em que pese o incentivo ter sido criado para atuar sobre as perdas não técnicas, a distribuidora também pode se beneficiar caso haja redução das perdas técnica no período tarifário. Nesse sentido, as empresas também devem procurar realizar ações com vistas a reduzir o nível de perdas técnicas, por exemplo: construção de subestações, seccionamento de alimentadores, recondutoramento, dentre outras medidas. Obviamente, as ações para a redução das perdas devem estar baseadas em estudos que comprovem quais são os níveis adequados de perdas, de forma a caracterizar os investimentos como prudentes. 8. Não obstante o fato da definição do nível de perda técnica para fins de cobertura tarifária ocorrer no momento da revisão de cada distribuidora, sem sofrer mudanças no decorrer do ciclo, ao contrário do que ocorre com as perdas não técnicas regulatórias das distribuidoras que possuem trajetória de redução, a metodologia de cálculo de perdas técnicas possui alguns parâmetros regulatórios que visam incentivar as distribuidoras a adotarem medidas eficientes de controle dos níveis das perdas técnicas, além de reduzir a assimetria de informações ao evitar a solicitação de informações imprecisas. 9. Inicialmente serão avaliadas nesta Nota Técnica as contribuições recebidas no âmbito da Consulta Pública nº 11/2013 com relação às proposições de aprimoramento da metodologia de cálculo de perdas na distribuição. Em seguida, será apresentada a proposta do método de cálculo das perdas a ser submetida à Audiência Pública levando em conta os aspectos abordados na referida Consulta Pública. Por fim, será apresentado o programa computacional que se pretende utilizar para o cálculo de perdas, discutindo nesse momento os pontos que levaram à escolha do mesmo e apresentando um exemplo aplicado de estudo de fluxo de carga.

10. Ressalta-se que se pretende discutir o assunto em duas Audiências Públicas. Na primeira, objeto desta Nota Técnica, o objetivo é apresentar proposta de aprimoramento do método de cálculo das perdas na distribuição. Na segunda será discutida a metodologia: forma de aplicação do método proposto, prazos, considerações para tratamento de inconsistências nos dados, parâmetros regulatórios para que se evite o reconhecimento de perdas ineficientes e adequações no Módulo 7.



III.1 Contribuições à Consulta Pública nº 11/2013 11. Foi disponibilizada na Consulta Pública n° 11/2013 a Nota Técnica nº 453/2013-SRE/SRD/ANEEL, que apresentou uma discussão conceitual sobre a metodologia de definição do nível regulatório de perdas na distribuição, a qualidade do serviço e os incentivos regulatórios. Especificamente sobre as perdas técnicas, resumem-se a seguir as alternativas e propostas apresentadas:

1. Manter as perdas técnicas definidas no 3CRTP para os segmentos onde se aplicam os modelos de cálculo, atualizando-se apenas as perdas no Sistema de Distribuição Alta Tensão – SDAT.

2. Alternativamente, poder-se-ia proceder ao cálculo de perdas com a aplicação dos modelos apenas em situações nas quais se espera mudanças significativas no nível de perdas com a definição de critérios que identifique essas situações.

3. Uma terceira opção para definição das perdas técnicas seria o uso de uma metodologia baseada em parâmetros gerais em contraposição ao cálculo das perdas para cada elemento (circuitos de média e baixa tensão e transformadores de distribuição).

4. Com relação ao cálculo das perdas nas DIT sugere-se as seguintes alternativas de tratamento tarifário: (i) estabelecer as perdas nas DIT (exclusivas e compartilhadas) a cada revisão, mantendo assim um percentual de perdas fixo durante todo o ciclo tarifário;(ii) reavaliar o percentual de perdas das DIT compartilhadas a cada processo tarifário.

12. Foram recebidas 19 contribuições sobre os itens listados. Por se tratar de uma Consulta Pública, com sugestões e questionamentos iniciais para subsidiar a proposta doravante apresentada, não será realizada uma análise específica de cada contribuição nesta Nota Técnica. Ressalta-se, contudo, a relevância de todas as contribuições encaminhadas. 13. Em relação ao tema abordado nos itens (1) e (2), a maioria dos agentes foi contrária à proposta de manutenção das perdas calculadas por meio da metodologia aplicada no 3CRTP, mesmo com a adoção de um critério de “filtro”. Esses agentes argumentaram em linhas gerais que:

1. a metodologia de cálculo, principalmente a aplicada ao Sistema de Distribuição Média Tensão – SDMT, carece de aprimoramentos e portanto não seria prudente a manutenção das perdas calculadas no 3CRTP;

2. as perdas calculadas de um ciclo para outro sofrem influência de diversos fatores, como o fluxo de energia nas redes e os investimentos realizados, o que inviabilizaria a manutenção dos valores;

3. a metodologia mais adequada para o cálculo de perdas seria o estudo de fluxo de carga, uma vez que a ANEEL já dispõe de informações para a realização desse tipo de estudo através dos dados encaminhados pelas empresas para a Base de Dados Geográfica da Distribuidora – BDGD (Sistema de. Informação Geográfica Regulatório - SIG-R); e



4. a ANEEL, ao invés de determinar o percentual de perdas técnicas, realize a validação da proposta a ser inicialmente apresentada pelos agentes.

14. Por outro lado, ressalta-se que a ABRACE, o Conselho de Consumidores da Ampla, Conselho de Consumidores da Cemig, o Conselho de Consumidores da Eletropaulo e a ELEKTRO concordaram integralmente ou parcialmente com a proposta apresentada. Adicionalmente, a ABRACEE contribuiu no sentido de que a ANEEL desenvolva uma metodologia de incentivo à redução das perdas técnicas, o que, de acordo com a Associação, traria benefícios tanto à concessionária quanto ao consumidor. Ainda sobre esse tema, o Instituto Bioterra propôs que a ANEEL realizasse uma avaliação estatística do carregamento do sistema de distribuição baseado nas informações obtidas nos cálculos anteriores, com vista a identificar os equipamentos em sobrecarga de modo a não considerar integralmente as perdas ocorridas nos mesmos. 15. Sobre as perdas no SDAT (Alta Tensão), a maioria das manifestações concordou com a manutenção do método de apuração por meio do sistema de medição, à exceção da CELG-D, que propôs que o cálculo das perdas nesse segmento fosse realizado por meio de estudos de fluxo de carga. 16. À exemplo das contribuições sobre os itens (1) e (2), a maioria dos agentes não concordou com a proposta de definir as perdas através de uma metodologia baseada em parâmetros gerais, à exceção da ABRACE, do Conselho de Consumidores da Ampla e do Conselho de Consumidores da Eletropaulo. Sobre o tema, a ABRACE acrescentou que além da aplicação dessa metodologia, seria razoável considerar outro mecanismo de aferição de possíveis imprecisões no cálculo das perdas técnicas. 17. Quanto às opiniões contrárias a implementação dessa proposta, os principais argumentos foram no sentido de que:

1. modelos simplificados só podem ser utilizados para definir uma ordem de grandeza, ainda assim com grandes incertezas e larga margem de imprecisão nos resultados, o que os tornam inapropriados para a definição precisa dos valores que irão definir uma significativa parcela da tarifa a ser paga pelos consumidores;

2. o modelo de cálculo de perdas na distribuição deve ser o mais preciso possível dado a importância financeira da definição do nível de perdas, sendo esta superior aos recursos dispendidos pelas distribuidoras e pela ANEEL para a realização do cálculo; e

3. a ANEEL já dispõe de informações disponibilizadas pelas distribuidoras via BDGD que permitem a execução de metodologias mais precisas, como estudos de fluxo de carga.

18. Ante as contribuições recebidas, será apresentada nesta Nota Técnica uma proposta de apuração das perdas através da execução do fluxo de carga nas redes de distribuição (média tensão e baixa tensão). Apesar de se entender que métodos simplificados, como os adotados pela ANEEL até o momento, serem ferramentas regulatórias adequadas, mesmo com algumas desvantagens, as contribuições apresentadas têm certa razão ao afirmar que é possível o regulador avançar para métodos mais precisos. Entende-se também que avançar na linha de métodos mais precisos não contrariará as contribuições apresentadas a favor dos métodos simplificados.



19. Assim, a ANEEL propõe que as perdas técnicas sejam calculadas através de cálculo de fluxo de carga para os segmentos de baixa e média tensão (incluindo os transformadores de distribuição e ramais de ligação), haja vista que esses estudos já vêm sendo realizados pela maioria das distribuidoras como ferramenta de planejamento e gestão do carregamento do sistema de distribuição, tendo como característica a obtenção das perdas técnicas de maneira mais precisa do que as metodologias que a ANEEL têm empregado nas RTP. Nesse contexto, destaca-se ainda que a metodologia de fluxo de carga permitirá que os parâmetros regulatórios sejam definidos de modo mais objetivo e transparente, com o intuito de sinalizar às empresas a importância da perda técnica ser considerada como variável relevante no planejamento e gerenciamento do sistema de distribuição. 18. A proposta da ANEEL para o SDAT é que as perdas continuem a ser obtidas pelo sistema de medição, sendo apuradas pela diferença entre a energia injetada na fronteira do sistema da distribuidora com agentes supridores e a energia medida nas Subestações de Distribuição – SED. 19. Quanto ao item (4), foram recebidas contribuições para as propostas (i) e (ii). A CEB-DIS, a CELG-D e a COPEL optaram pela definição do percentual de perdas nas Demais Instalações de Distribuição – DIT compartilhadas no momento da Revisão Tarifária. Como justificativa a CEB-DIS destacou a estabilidade das perdas nesse segmento (DIT), a pequena relevância e problemas na medição, modelagem e contabilização das perdas pela CCEE. 20. O restante dos agentes que contribuíram sobre o tema optou pela proposta apresentada no item (ii), apontando como justificativas principais a volatilidade das perdas ocorridas nessas instalações em decorrência do despacho de geração em determinadas regiões e a ausência de gestão das distribuidoras no controle dessas perdas. Também foi mencionado que as perdas nas DIT compartilhadas já são apuradas pela CCEE com periodicidade mensal. Outro ponto abordado pela EDP e pela ELEKTRO é que as perdas nas DIT exclusivas também devem ser consideradas no processo de Reajuste Tarifário da mesma forma que as DIT compartilhadas. Foi destacado ainda pela Energisa a previsão de transferência das DIT para as distribuidoras o que afetará o cálculo das perdas nos sistemas de distribuição. 21. Entende-se que os problemas de contabilização das perdas pela CCEE são relevantes e devem ser apontados com o objetivo de se buscar uma solução, mas devem ser tratados em processo separado. O que se busca nesse momento é definir as regras para o processo tarifário da distribuição. 22. Nesse sentido, a ANEEL propõe para o caso das DIT de uso compartilhado, que o percentual de perdas a ser considerado para fins tarifários seja definido a cada processo tarifário (reajuste ou revisão), enquanto que o tratamento para as perdas nas DIT de uso exclusivo continue o mesmo, ou seja, que o percentual seja definido somente na revisão tarifária. 23. Em relação à transferência das DIT para as distribuidoras, entende-se que esse tema deve ser tratado no processo que definirá as regras para a transferência. Essa atividade consta do item 39 da Agenda Regulatória Indicativa da ANEEL para o biênio 2014/2015, que prevê a avaliação da necessidade de se estabelecer critérios para transferência de instalações classificadas como DIT do âmbito de distribuição de concessionárias de transmissão para concessionárias ou permissionárias de distribuição de energia elétrica.



III.2 Proposta de aprimoramento do método de cálculo de perdas na distribuição 24. Conforme apresentado na subseção anterior, apresenta-se nesta Nota Técnica uma proposta de cálculo das perdas dos segmentos de média e baixa tensão pelo método do fluxo de carga. Trata-se de uma alteração no paradigma de regulação do tema, uma vez que se propõe abandonar os modelos simplificados para a aplicação de um método detalhado. 25. A maior vantagem será sem dúvida a precisão dos resultados. No entanto, a avaliação da base de dados, a execução do fluxo de carga e a análise de consistência dos resultados demandará esforços da ANEEL, que terá que se estruturar para tanto.

26. Pode-se também citar algumas vantagens adicionais. A primeira é a possibilidade de cálculo anual, o que propiciará um acompanhamento mais refinado das perdas das distribuidoras. Ressalta-se que não se deve confundir esse acompanhamento anual com o cálculo realizado para fins da RTP.

27. Também será possível, futuramente, a ANEEL realizar avaliações do planejamento da expansão das distribuidoras, com foco nos investimentos. Por exemplo, será possível avaliar com grande precisão o carregamento dos transformadores das empresas. Esses estudos poderão determinar com maior rigor a prudência dos investimentos.

28. Outra vantagem será a possibilidade de acompanhamento dos níveis de tensão em todas as unidades consumidoras. Além de possibilitar uma atuação mais específica da fiscalização da ANEEL, também será possível, futuramente, substituir o procedimento de medição amostral realizado pelas distribuidoras para apuração dos indicadores DRP1 e DRC2.

29. As subseções a seguir apresentam o detalhamento das propostas. III.2.1 Sistema de Distribuição de Alta Tensão – SDAT 30. O SDAT engloba o conjunto de linhas e subestações de propriedade das distribuidoras que conectam as barras da rede básica, de outras distribuidoras ou de centrais geradoras às subestações de distribuição em tensões superiores ou iguais a 69 kV. Além dessas instalações de propriedade das distribuidoras, também são consideradas para fins do cálculo de perdas as DIT em tensões superiores ou iguais a 69 kV e de uso exclusivo da distribuidora.

1 DRP – Duração relativa da transgressão de tensão precária. 2 DRC – Duração relativa da transgressão de tensão crítica.



31. Quanto à periodicidade de envio dos montantes de perdas no SDAT, propõe-se que esses dados passem a ser encaminhados à ANEEL anualmente, com referência ao ano civil, e discriminados mês a mês, ao invés de somente quando do cálculo de perdas na RTP. A proposta é que essa informação também seja segregada por níveis de tensão e por segmento de transformação, sendo encaminhada à ANEEL na forma de relatório, que deverá conter além dos montantes de perdas apurados por nível de tensão uma análise das eventuais variações nesses montantes. Esse aprimoramento permitirá o acompanhamento das perdas técnicas no sistema de alta tensão com vistas a avaliar sua evolução. Ressalta-se ainda que essa informação será utilizada no cálculo de perdas para fins da RTP. III.2.2 Transformadores de Potência 32. Para fins do cálculo de perdas, são classificados como transformadores de potência aqueles equipamentos que têm as perdas assumidas pela distribuidora com tensão secundária superior a 1 kV. De acordo com a metodologia vigente, as perdas desses equipamentos são calculadas conforme equacionamento definido no Módulo 7 do PRODIST. 33. A proposta é que as perdas desses transformadores continuem sendo calculadas pelo procedimento empregado atualmente, com a distribuidora informando para cada equipamento a energia passante e os dados de placa (percentual de perda total e a vazio).

34. Como as perdas no SDAT são obtidas pelo sistema de medição, subtraindo-se a energia injetada na fronteira com agentes supridores da consumida nos pontos de carga, as perdas de grande parte dos transformadores de potência se encontram contidas nesse montante. Assim, o cálculo dessas perdas nesses casos é necessário apenas para diferenciá-las das linhas, devendo ser abatidas do montante apurado por medição. III.2.3 Sistema de Distribuição de Média Tensão – SDMT 35. Propõe-se que as perdas no SDMT sejam obtidas por estudos de fluxo de carga a partir de informações extraídas do SIG-R. O processo de cálculo para esse segmento se inicia no barramento de saída de cada alimentador até a fronteira desse segmento com os transformadores de distribuição, unidades consumidoras e geradoras de média tensão e conexões com níveis de tensão mais elevados. A tensão do barramento de saída para fins da execução do estudo de fluxo de carga é definida em 1 pu. 36. Com o intuito de contemplar o efeito do desequilíbrio de tensão nas perdas, e tendo em vista que se encontram disponíveis no SIG-R as informações por fase, a proposta é que o estudo de fluxo de carga seja trifásico. Nesse sentido, é importante que o cadastro de unidades consumidoras esteja atualizado com as informações da fase em que cada unidade consumidora se encontra conectada.



37. O programa adotado para a execução do estudo de fluxo de carga, descrito na Seção III.4, possui dois algoritmos de solução para o cálculo de perdas no modo iterativo: o Normal e o Newton. O algoritmo Normal é mais rápido, ao passo que o Newton é um pouco mais robusto para os circuitos de difícil solução. A proposta para o cálculo de perdas na distribuição é que seja adotado o método Normal que é mais simples e funciona bem para quase todos os sistemas de distribuição com uma única fonte de suprimento. Este também é o método utilizado para as simulações que compreendem o periodo anual por conta de sua velocidade de convergir para o resultado.

38. Ressalta-se que não serão mais classificados como atípicos os circuitos de média tensão que possuem geradores conectados ou que tenham características de subtransmissão. Isso era necessário nas metodologias anteriores, uma vez que os modelos estatísticos utilizados não foram concebidos para o cálculo desses tipos de redes, que representam uma pequena parcela dos circuitos no sistema de distribuição. III.2.4 Transformadores de Distribuição 39. Os transformadores de distribuição também terão suas perdas obtidas por meio de fluxo de carga. As perdas totais e ferro continuarão a obedecer aos valores máximos constantes da NBR 5410. A discussão sobre qual edição da norma será utilizada será tema da próxima Audiência Pública. III.2.5 Sistema de Distribuição de Baixa Tensão – SDBT e Ramais 40. A exemplo dos dois segmentos anteriores, as redes de baixa tensão, incluindo-se os ramais de ligação, terão suas perdas calculadas por meio de fluxo de carga. 41. Pelo fato da proposta ser para que as perdas sejam calculadas mediante estudos de fluxo de carga trifásico para todas as configurações de rede, entende-se não ser mais aplicável o percentual de 15% às perdas dos circuitos de baixa tensão devido ao desequilíbrio da carga e ao posicionamento assimétrico do transformador em relação às tipologias de rede. III.2.6 Medidores e Ramais de Ligação 42. Em relação aos medidores não há proposta de mudança no procedimento de cálculo, sendo mantidos os valores de perdas de potência de 1 W por circuito de tensão para medidores eletromecânicos e 0,5 W para medidores eletrônicos, considerando-se apenas os equipamentos instalados em unidades consumidoras do grupo B. III.2.7 Curva de Carga das Unidades Consumidoras 43. Propõe-se a execução do fluxo de carga diário com 24 patamares e que leve em conta a diferenciação das curvas em três tipos: Dia Útil, Sábado e Domingo. As curvas de carga a serem utilizadas para fins da execução do fluxo de carga serão aquelas obtidas na campanha de medidas conforme dispõe o Módulo 2 do PRODIST.



44. Para a construção da curva de carga a ser atribuída a cada ponto de consumo, propõe-se que sejam utilizadas as curvas das tipologias informadas pelas distribuidoras. Entende-se que não obstante essas curvas serem originárias da agregação ponto a ponto de curvas proveniente de medições, e portanto com perda de variação, pode-se considerar que a tipologia é uma boa aproximação do comportamento da carga, bem como faz com que o processo computacional seja mais simples e transparente, facilitando assim a reprodutibilidade do cálculo. Ademais, esse é o procedimento usualmente adotado pelas distribuidoras.

45. Entretanto, o tratamento a ser empregado será diferenciado a depender do segmento (BT ou MT) a que pertence a unidade consumidora, isso em decorrência da maneira distinta de como são construídas as tipologias desses segmentos.

46. O segmento BT é estratificado em sete classes, sendo que para cada uma delas é informada uma tipologia composta por um ou mais consumidores-tipos. Para as classes Residencial, Industrial, Comercial, Serviços e Outras Atividades, Rural e Subterrâneo, caso a tipologia encaminhada pela distribuidora seja composta apenas por um consumidor-tipo, esse consumidor-tipo será atribuído a todas as unidades consumidoras que constituem a classe. Havendo mais de um consumidor-tipo para cada classe, esses serão distribuídos na proporção do mercado representado por cada consumidor-tipo. Por exemplo, se for informado que a tipologia da classe residencial é composta por dois consumidores-tipos, um que representa 80% do mercado e outro os 20% restantes, o primeiro consumidor-tipo será distribuído com vistas a caracterizar 80% dos consumidores que compõem a classe residencial e ao segundo será atribuído aos 20% restantes. Por fim, caso ainda haja a diferenciação por faixa de consumo o procedimento será semelhante, apenas com o acréscimo da segregação por cada faixa de consumo.

47. Por outro lado, para o segmento MT, como não há a diferenciação em classes e a estratificação é somente por faixa de potência, o procedimento se torna mais simples, no entanto, semelhante ao descrito para o BT. Nessa hipótese, caso a tipologia encaminhada pela distribuidora seja composta apenas por um consumidor-tipo, esse consumidor-tipo será atribuído a todas as unidades consumidoras que constituem o segmento MT. Havendo mais de um consumidor-tipo para o segmento MT, esses serão sorteados na proporção do mercado representado por cada consumidor-tipo. Caso haja a diferenciação por faixa de potência o procedimento será semelhante, apenas com o acréscimo da segregação por cada faixa de potência.

48. Caso a distribuidora opte pela não realização da campanha de medidas, atendendo as condições previstas no Módulo 2 do PRODIST, serão utilizadas as tipologias da distribuidora supridora, permanecendo inalterados os procedimentos para construção da curva de carga a ser atribuída a cada ponto de consumo. III.2.8 Demais Instalações de Distribuição 49. Conforme discutido na Seção III.1, a proposta é que as perdas nas DIT compartilhadas sejam consideradas a cada processo tarifário, haja vista que essas perdas são apuradas mensalmente pela CCEE de acordo com o disposto nos Procedimentos de Comercialização. Por outro lado, a proposta para as DIT de uso exclusivo é que as perdas ocorridas nessas instalações continuem sendo consideradas no momento da Revisão Tarifária.



50. Quanto à questão, abordada na Consulta Pública nº 11/2013, sobre a entrada de novos pontos de medição ou eventuais mudanças nesses pontos que tenham impacto na apuração das perdas nas DIT compartilhadas, não se propõe alteração no regulamento para que o efeito dessas alterações seja mitigado. III.3 Demais questões a serem discutidas Audiências Públicas futuras 51. Apresentam-se a seguir alguns pontos relevantes que serão discutidos mais profundamente em outras Audiências Públicas. 52. Para que a ANEEL avalie as perdas das distribuidoras por fluxo de carga, deve-se fazer uso de dois conjuntos de dados distintos: a base de dados geográfica, proveniente do SIG-R, e as informações a serem solicitadas no momento da RTP, como as curvas de carga provenientes da campanha de medição. 53. De forma a reduzir a quantidade de informações a serem requisitadas no momento da RTP, serão propostos ainda este ano aprimoramentos no regulamento que define o envio do SIG-R pelas distribuidoras. Esse assunto será conduzido em um processo separado. 54. Uma mudança essencial será a necessidade de adição de informações nos elementos de rede com conexão dupla, em dois pontos (por exemplo, trechos de rede e transformadores). Será imprescindível que as distribuidoras informem as barras cujos elementos estejam ligados, garantindo assim a conectividade elétrica da rede.

55. Também será relevante a discussão sobre a confiabilidade da base de dados enviada pela distribuidora. Serão desenvolvidos algoritmos para certificar a coerência das informações com o disposto no regulamento, conectividade de elementos, e consistência com outras bases de dados da ANEEL.

56. Ressalta-se também a importância da periodicidade de envio. O envio do SIG-R é anual, até 31 de janeiro. Após o recebimento, deve-se avaliar a consistência das informações e somente então preparar os arquivos para a execução do cálculo da distribuidora. Este, por sua vez, também demandará análises detalhadas, podendo requerer interações com a empresa. Assim, é provável que as RTP cujas audiências públicas sejam abertas até abril utilizem a base de dados do ano anterior, o que levará a um defasamento maior dos cálculos quando comparados com os realizados no 3CRTP. Essa defasagem é uma desvantagem em relação ao procedimento simplificado até então empregado.

57. Por outro lado, a avaliação das informações encaminhadas pelas distribuidoras até janeiro de cada ano permitirá que os dados para fins do cálculo de perdas sejam avaliados pela Agência com maior antecedência, o que facilitará a consistência das informações e eventuais correções. Ademais, a ANEEL poderá efetuar o cálculo das perdas anualmente, para acompanhamento, subsidiando a análise da consistência das perdas da distribuidora no momento da RTP.



58. Outro ponto relevante são as considerações que deverão ser feitas quando da inconsistência das bases de dados. A adoção do fluxo de carga para fins de apuração das perdas na distribuição implicará não somente em um maior volume de informações a serem fornecidas pelas empresas, como também demandará esforços das mesmas para que esses dados sejam encaminhados após passarem por um rigoroso processo de consistência – caso contrário, a realização do cálculo por esse procedimento ficará comprometida. Como forma de contornar esse problema, faz-se necessária a previsão no regulamento do tratamento a ser empregado nos casos em que as informações encaminhadas pelas distribuidoras não se encontrarem em um nível adequado de consistência para que se proceda ao cálculo de perdas através de fluxo de carga.

59. Sabe-se que as bases de dados geográficas reúnem uma quantidade enorme de informação, e é improvável que as mesmas apresentem consistência absoluta. Eventuais problemas de conectividade ou de magnitude das informações certamente existirão, e deverão ser tratados.

60. Como o procedimento de validação da base de dados para a execução do fluxo de carga é trabalhoso, será inviável o recebimento de novos conjuntos de dados durante o processo de cálculo das perdas. Assim, as bases de dados serão avaliadas quanto à consistência, e a própria ANEEL realizará os ajustes necessários para possibilitar a execução do programa de fluxo de carga, assim como as considerações quando da impossibilidade de aproveitamento total ou parcial dos dados. No extremo, quando da inviabilidade do aproveitamento dos dados, as perdas serão definidas como o menor percentual em relação à energia injetada calculado pela ANEEL anteriormente.

61. Por fim, serão avaliados e constaram da proposta de regulamento a ser apresentada na segunda Audiência Pública alguns parâmetros regulatórios com vistas a proporcionar um sinal de eficiência para estimular as empresas à atuar no controle das perdas técnicas. III.4 Fluxo de carga utilizando o software OpenDSS 62. O programa a ser utilizado para o cálculo das perdas por meio da metodologia de fluxo de carga é o software Open Distribution System Simulator – OpenDSS3. O OpenDSS é uma ferramenta de simulação de sistemas elétricos aplicável ao segmento de distribuição. Seu desenvolvimento data de 1997 quando era denominado apenas Distribution System Simulator – DSS. O DSS foi adquirido pela Electric Power Research Institute – EPRI, que em 2008 lançou o OpenDSS sob uma licença de código aberto.

63. O fato do OpenDSS ter sido desenvolvido em código aberto, e a possibilidade de ser customizado de acordo com as necessidades dos usuários via programação, foram alguns dos motivos pelo qual optou-se por sua utilização. Outra vantagem é que o programa foi concebido para ser expansível com a possibilidade de se realizar modificações para satisfazer as necessidades dos usuários. Nesse contexto, era reconhecido que os desenvolvedores nunca seriam capazes de antecipar todas as necessidades dos usuários, o que acabou abrindo a possibilidade para que novos recursos fossem continuamente adicionados pelos próprios usuários de modo a suportar as pesquisas no desenvolvimento de soluções.

3 Disponível em http://smartgrid.epri.com/SimulationTool.aspx

http://smartgrid.epri.com/SimulationTool.aspx



64. Com vista à permitir que os usuários possam desenvolver e executar novas soluções customizadas a partir de programas externos, o OpenDSS disponibiliza a interface Component Object Model (COM). A partir dessa interface o programa pode ser acionado de forma totalmente independente de qualquer banco de dados ou arquivo de texto fixo que defina um circuito. Por exemplo, o programa pode ser inicializado a partir de uma ferramenta do MS Office, ou de qualquer outro programa de análise que pode suportar COM. Os usuários geralmente acionam o OpenDSS por meio dos programas como MATLAB, Python, C # , R, dentre outros. Isto possibilita a utilização de recursos analíticos externos, bem como outras formas gráficas para a exibição dos resultados. Esse aspecto é fundamental para a viabilidade da utilização do OpenDSS no cálculo de perdas na distribuição pela ANEEL, pois permite que o procedimento de cálculo seja realizado de modo iterativo em decorrência da contabilização das perdas técnicas devido às perdas não técnicas. 65. O programa ainda possui características especiais para a criação de modelos de sistemas de distribuição de energia elétrica e realização de análises relacionadas com o planejamento e qualidade de energia. O programa não realiza simulações de transitórios eletromagnéticos (domínio do tempo). Todos os tipos de análise são atualmente efetuados no domínio da frequência (ou seja, o estado estacionário senoidal). 66. O OpenDSS foi concebido para executar estudos de fluxo de carga usuais em que o sistema de energia é suprido por uma fonte de energia principal. No entanto, ele difere dos programas tradicionais de fluxo de potência para sistemas radiais, uma vez que também soluciona sistemas de distribuição em malha tão facilmente quanto os radiais, o que o habilita a ser utilizado para casos de distribuidoras que possuem sistemas de transmissão ou de subtransmissão. 67. O OpenDSS não é apenas um programa que tem por finalidade executar estudos de fluxo de carga, tendo sido originalmente desenvolvido para analisar a conexão de geração distribuida às redes de distribuição. Sua área de atuação engloba ainda estudos probabilísticos de planejamento, simulação de geradores eólicos e painéis solares, estimação de estado na distribuição, estudos de distorções harmônicas e inter-harmônicas, entre outras. 68. Para realização de estudos de fluxo de carga o OpenDSS apresenta diversos modos de solução que foram adicionados à medida que o programa evoluiu para atender à necessidades específicas, sendo eles: fluxo de potência instantâneo (Snapshot Power Flow), fluxo de potência diário (Daily Power Flow) fluxo de potência anual (Yearly Power Flow), harmônicos (Harmonics), dinâmico (Dynamic), estudo de faltas (Faultstudy) e Monte Carlo Faultstudy. 69. Em última análise, a opção por um programa de código aberto como o OpenDSS tem a vantagem de não imputar custos adicionais à ANEEL e às empresas que optarem por utilizar o programa. III.4.1 Definições básicas dos elementos dos circuitos 70. Nesta seção serão abordados os principais conceitos de como são definidos os elementos do sistema elétrico no OpenDSS.



III.4.1.1 Barramento 71. No OpenDSS um barramento é um elemento do circuito que possui terminais [1, 2,..., n] onde se encontram conectados todos os outros elementos do circuito, sejam eles elementos ativos ou passivos. Sua principal propriedade elétrica é a presença de tensão, sendo que para cada terminal de um barramento haverá uma tensão em relação a um determinado valor de referência.

Figura 1: Definição do barramento.

III.4.1.2 Terminal 72. Cada elemento elétrico no sistema de energia possui um ou mais terminais que podem conter diversas fases [1, 2, 3, ..., n]. Se o terminal está ligado a um dispositivo que possui n fases, assume-se que os primeiros n condutores correspondem às fases em ordem. A partir dos terminais do barramento são conectados os elementos de fornecimento e de conversão de energia.

Figura 2: Definição do terminal.



III.4.1.3 Elementos de fornecimento de energia 73. Elementos de fornecimento de energia consistem geralmente em dois ou mais terminais. Sua função básica é transportar a energia de um ponto a outro. No sistema de potência, os elementos mais comuns de fornecimento de energia são as linhas e transformadores. Assim, esses elementos geralmente têm mais de um terminal (capacitores e reatores são uma exceção a essa regra quando se encontram conectados em derivação). Elementos de fornecimento de energia são elementos elétricos padrão, geralmente definidos no estado estacionário por suas impedâncias. Desta forma, eles podem ser representados pela matriz de admitância.

Figura 3: Definição do elemento de fornecimento de energia.

III.4.1.4 Definição de elementos de conversão de energia 74. Elementos de conversão de energia convertem energia da forma elétrica para alguma outra forma, ou vice-versa. Alguns podem temporariamente armazenar energia e, em seguida, devolvê-la, como é o caso de elementos reativos. A maioria destes elementos terá apenas uma conexão com o sistema elétrico e, portanto, apenas um terminal multifásico. A descrição do lado mecânico ou térmico da conversão de energia está contido dentro do modelo do elemento (caixa preta). A descrição pode ser uma impedância simples ou um complexo conjunto de equações diferenciais produzindo uma equação de injeção de corrente.



Figura 4: Definição do elemento de conversão de energia.

75. No OpenDSS, a implementação típica de um elemento de conversão de energia é como mostrado na Figura 4. Elementos não lineares, em especial de carga e elementos geradores, são tratados como equivalente de Norton com uma matriz de admitância constante e uma corrente de compensação ou de injeção que compensa a parcela não-linear. Isto funciona satisfatoriamente para a maioria das cargas de distribuição e proporciona uma grande gama de modelos de variação de carga com a tensão. Ressalta-se nesse caso que o processo de convergência ocorre satisfatoriamente para a grande maioria das condições típicas de redes de distribuição. 76. A corrente de compensação é a corrente que é adicionada ao vetor corrente de injeção no processo principal solução. Este modelo abarca uma grande variedade de modelos de carga. Os modelos de elementos de carga atualmente implementados no OpenDSS são:

1) Potência constante (P). Este, e todos os modelos de carga, revertem para o modelo de

impedância constante quando a tensão fica fora do intervalo normal de tensão que pode ser definido pelo usuário numa tentativa de assegurar a convergência do processo de fluxo de carga;

2) Impedância constante. Potência ativa e reativa variam com o quadrado da tensão; 3) Potência ativa constante e potência reativa modelada como uma reatância constante; 4) Potência ativa e reativa variando de modo exponencial;



5) Corrente constante. Potência ativa e reativa variando linearmente com a magnitude da tensão;

6) Potência ativa constante, podendo ser modificada pelo formato da curva de carga, mas com a potência reativa fixa independente do tempo;

7) Similar ao modelo anterior, mas com a potência reativa variando com o quadrado da tensão;

8) Modelo ZIP contendo os expoentes de potência ativa e reativa para os três modelos de carga (impedância constante, corrente constante e potência constante).

77. Para fins do cálculo de perdas na distribuição, propõe-se que a carga seja representada pelo modelo chamado de ZIP com 50% de potência constante e 50% de impedância constante para a parte ativa, e como 100% de impedância constante para a parte reativa. III.4.2 Definição dos objetos dos sistema elétricos na linguagem do OpenDSS 78. A seguir serão apresentadas na linguagem utilizada pelo OpenDSS as classes de objetos comumente utilizados para a construção de um sistemas de distribuição com os respectivos parâmetros necessários para fins da realização do cálculo de perdas na distribuição. Ressalta-se que os objetos descritos a seguir possuem outros parâmetros que não são mencionados nesta Nota Técnica (todos os parâmetros encontram-se descritos no manual do OpenDSS), pois não foram considerados relevantes para o objetivo que se propõe. Para alguns desses parâmetros o OpenDSS dispõe de valores padrões.

i. Código do condutor;

ii. Barramento de saída do alimentador;

iii. Segmento de linha;

iv. Transformador;

v. Regulador de tensão;

vi. Capacitor (série e shunt);

vii. Gerador;

viii. Carga; e

ix. Curva de carga. III.4.2.1 Código do condutor 79. O cógido do condutor, definido na linguagem empregada pelo OpenDSS, por meio do objeto “LineCode”, contém as características da impedância dos cabos. Note-se que a impedância das linhas pode ser determinada diretamente sem o emprego desse comando, embora sua utilização seja mais conveniente a maior parte do tempo, pois na maioria dos casos o sistema é composto por centenas de segmentos de linhas, mas apenas alguns tipos diferentes de cabos.



80. As impedâncias dos cabos podem ser definidas através do objeto “LineCode” de duas formas: pela matriz de impedância ou por componentes simétricas. Propõe-se que a impedância dos cabos seja definida na forma de componentes simétricas e somente pela resistência e reatância de sequência positiva. A seguir serão apresentados os parâmetros requeridos pelo objeto “LineCode”.

nphases = número de fases; baseFreq = frequência base que os valores de impedância são especificados; R1 = resistência de sequência positiva; X1 = reatância de sequência positiva; units = unidade de medida de comprimento; normamps = corrente nominal do cabo.

// Exemplo de código utilizado pelo OpenDSS para a definição de cabos

New Linecode.1_1_0CAA nphases=1 baseFreq=60 R1=0.691 X1=1.038 units=km normamps=195

81. No caso de trechos trifásicos, bifásicos e monofásicos é importante destacar que apesar do segmento possuir o mesmo tipo de cabo, ou seja, com mesma impedância, bitola e material, deve-se declarar três tipos de cabo mudando apenas o código do mesmo e o número de fases. III.4.2.2 Barramento de saída do alimentador 82. O barramento de saída é um elemento de conversão de potência especial, pois é utilizado para inicializar a solução do estudo de fluxo de potência com a atribuição de valores nulos a todas as demais fontes de injeção. Para a definição do barramento de saída de cada alimentador, deve-se atribuir um nome para o mesmo por meio do objeto “Circuit”. Esse objeto é um equivalente Thevenin de dois terminais, com o terminal 2 ligado ao terra caso nada seja especificado. Os parâmetros necessários para a definição do barramento são:

basekv = tensão base nominal de linha em kv;

bus 1 = nome do terminal no qual o barramento principal se encontra conectado;

pu = tensão em pu que o barramento está operando;

phases = número de fases (o “default” é 3);

R1 = resistência de sequência positiva da fonte;

X1 = reatância de sequência positiva da fonte.

// Exemplo de código utilizado pelo OpenDSS para a definição do barramento de saída do alimentador

New circuit.AL1 basekv=13.8 Bus1=1 pu=1 phases=3 R1=0 X1=0.0001



III.4.2.3 Segmento de linha 83. Este é um elemento de fornecimento de energia caracterizado por uma impedância, que pode ser especificada diretamente na descrição do objeto “Line”, por meio de componentes simétricas ou na forma matricial. Alternativamente, os valores de impedância podem simplesmente ser atribuidos ao segmento referenciando-o ao objeto “LineCode”, que é a forma adotada nesta Nota Técnica. Existe ainda a possibilidade de caracterizar um segmento de linha definindo sua geometria através do objeto “LineGeometry”. Assim, os seguintes parâmetros são necessários para a definição do objeto “LineCode”.

phases = número de fases (o “default” é 3). O número de fases deve ser igual ao especificado no parâmetro

“nphases”, declarado no objeto “LineCode”;

Bus1 = nome da barra do terminal 1;

Bus2 = nome da barra do terminal 2;

Linecode = nome de um objeto “LineCode” declarado que contenha definições de impedância;

Length = comprimento do segmento;

units = unidade de medida de comprimento. Somente necessária quando não previamente informado no

objeto “Linecode”.

// Exemplo de código utilizado pelo OpenDSS para a definição segmento de linha

New Line.L1 Phases=3 Bus1=1.1.2.3 Bus2=2.1.2.3 Linecode=3_6CC Length=1.5 units=km

III.4.2.4 Transformador 84. Os equipamentos de transformação aqui discutidos se referem apenas aqueles de distribuição, pois os transformadores de potência continuarão a ter suas perdas apuradas da forma regulamentada no Módulo 7. 85. Esse equipamento é especificado através do objeto “Transformer”, e à exemplo do segmento de linha, o transformador é definido como um elemento de fornecimento de energia, podendo conter dois ou mais enrolamentos conectados de várias formas, sendo o “default” delta-estrela.

86. Os parâmetros de cada enrolamento podem ser especificados de duas maneiras: um enrolamento por vez; ou através de vetores que contêm todas as informações dos enrolamentos de uma única vez. Nesta Nota Técnica optou-se pela primeira alternativa por questões de organização das informações. Desta forma, a seguir estão listados os parâmetros utilizados para a definição desse equipamento de acordo com essa forma de declarar o objeto.



Phases = número de fases (o “default” é 3);

Windings = número de enrolamento (o “default” é 2);

%loadloss = percentual de perda total com base na carga nominal;

%noloadloss = percentual de perda a vazio com base na carga nominal.

87. Os parâmetros a seguir são utilizados para definir as reatâncias do equipamento. Para transformadores de dois enrolamentos deve ser informada apenas a reatância XHL e para aqueles de três enrolamentos as reatâncias XHL, XLT e XHT. A base para a definição das reatâncias percentuais deve ser a potência em kVA do primeiro enrolamento.

XHL = reatância percentual do primário para o secundário;

XLT = reatância percentual do secundário para o terciário;

XHT = reatância percentual do primário para o terciário.

88. A seguir são apresentados os parâmetros com as características de cada enrolamento.

Wdg = número inteiro que representa o enrolamento que receberá os parâmetros a seguir;

Bus = definição para a ligação deste enrolamento (cada enrolamento é ligado a um terminal do

transformador e, por conseguinte, a uma barra);

Conn = conexão do enrolamento (delta ou wye). Para transformadores ligados em estrela a tensão a ser

preenchida no parâmetro a seguir será a tensão nominal de fase e nos casos de ligação em delta a tensão

nominal de linha;

Kv = tensão nominal do enrolamento em kV;

Kva = potência nominal do enrolamento em kVA;

Tap = tensão em pu que o tap estão ajustado.

89. A seguir serão apresentados alguns exemplos de códigos que definem alguns tipos de transformadores. // Exemplo de código utilizado pelo OpenDSS para a definição de transformador trifásico de 2 enrolamentos

New Transformer.TR1 Phases=3 Windings=2 Xhl=2.72 %loadloss=.5 %noloadloss=.2

~ wdg=1 bus=1 conn=Delta kv=13.8 kva=150 tap=1

~ wdg=2 bus=2 conn=wye kv=0.22 kva=150 tap =1.05



// Exemplo de código utilizado pelo OpenDSS para a definição de transformador trifásico de 3 enrolamentos

New Transformer.TR1 Phases=3 Windings=3 Xhl=2.72 Xht=2.04 Xlt=1.36 %loadloss=.5 %noloadloss=.2

~ wdg=1 bus=1 conn=Delta kv=13.8 kva=150 tap=1

~ wdg=2 bus=2 conn=Delta kv=0.38 kva=150 tap =1.05

~ wdg=3 bus=3 conn=wye kv=0.22 kva=150 tap =1

// Exemplo de código utilizado pelo OpenDSS para a definição de transformador bifásico de 2 enrolamentos


~ wdg=1 bus=1.1.2 conn=Delta kv=13.8 kva=150 %r=0.635 tap=1

~ wdg=2 bus=2.1.2 conn=Delta kv=0.38 kva=150 %r=0.635 tap =1.05

// Exemplo de código utilizado pelo OpenDSS para a definição de transformador monofásico de 2 enrolamentos


~ wdg=1 bus=1.1 conn=Delta kv=13.8 kva=150 tap=1

~ wdg=2 bus=2.1 conn=Delta kv=0.38 kva=150 tap =1.05

// Exemplo de código utilizado pelo OpenDSS para a definição de banco trifásico












// Exemplo de código utilizado pelo OpenDSS para a definição de transformador monofásico à três fios fase-fase

New Transformer.TR1 phases=1 Windings=3

~ Xhl=2.04 Xht=2.04 Xlt=1.36 %loadloss=0.5 %noloadloss=0.2

~ wdg=1 Bus=1.1.2 kV=13.8 kVA=500 Conn=delta

~ wdg=2 Bus=2.1.0 kV=(0.38 2 /) kVA=500 Conn=wye

~ Wdg=3 Bus=2.0.2 kV=(0.38 2 /) kVA=500 Conn=wye

// Exemplo de código utilizado pelo OpenDSS para a definição de transformador monofásico à três fios fase-terra


~ Xhl=2.04 Xht=2.04 Xlt=1.36 %loadloss=0.5 %noloadloss=0.2

~ wdg=1 Bus=1.1 kV=13.8 kVA=500 Conn=wye

~ wdg=2 Bus=2.1.0 kV=(0.38 2 /) kVA=500 Conn=wye

~ Wdg=3 Bus=2.0.2 kV=(0.38 2 /) kVA=500 Conn=wye

// Exemplo de código utilizado pelo OpenDSS para a definição de transformador em delta-aberto


~ wdg=1 bus=1.1.2 conn=Delta kv=13.8 kva=150 tap=1

~ wdg=2 bus=2.1.2 conn=Delta kv=0.38 kva=150 tap =1


~ wdg=1 bus=1.3.2 conn=Delta kv=13.8 kva=150 tap=1

~ wdg=2 bus=2.3.2 conn=Delta kv=0.38 kva=150 tap =1

III.4.2.5 Regulador de tensão 90. O regulador de tensão padrão ou controle LTC é emulado no OpenDSS pelo objeto “RegControl”, que se encontra associado a um dos enrolamentos de um transformador e tem por finalidade monitorar a tensão neste enrolamento. Esse equipamento geralmente ajusta o tap no enrolamento monitorado, mas também pode ser usado no controle do tap em outro enrolamento.



91. Outra função de controle possível de ser implementada por esse objeto é a compensação de queda de tensão na linha (“Line Drop Compensation”). O compensador é um equipamento que simula a impedância da linha a partir do regulador até o ponto onde se deseja controlar a tensão. Para utilizar essa função é necessário conhecer os parâmetros de resistência e reatância da linha, além de modelar os parâmetros CTprim e ptratio. No entanto, como o efeito desse tipo de compensação não tem influência significativa para fins do cálculo de perdas esses parâmetros não serão abordados. 92. A seguir serão apresentados os parâmetros utilizados para a especificação do regulador de tensão.

transformer = nome do transformador ao qual o equipamento de regulação se encontra conectado;

winding = número de enrolamento do transformador que o regulador está monitorando;

Vreg = tensão que o regulador se propõe a ajustar, em volts. Multiplicando esse valor de tensão pelo

parâmetro ptratio, obtém-se a tensão sobre o enrolamento do transformador que será controlada;

ptratio = relação do transformador de potencial (TP), que converte a tensão controlada no enrolamento para

o regulador de tensão. O “default” é 60. Se o transformador estiver ligado em estrela (estrela), deve-se

informar a tensão de fase. Caso a conexão for em deslta, utiliza-se a tensão de linha.

// Exemplo de código utilizado pelo OpenDSS para a definição de regulador de tensão

New Transformer.Reg1 Phases=3 Windings=2 Xhl=0.5 %loadloss=.5 %noloadloss=.2

~ wdg=1 bus=1 conn=wye kv=7.97 kva=1000

~ wdg=2 bus=2 conn=wye kv=7.97 kva=1000

New regcontrol.Creg1a transformer=Reg1a winding=2 vreg=105 ptratio=(13.8 3 sqrt / 100 /)

93. No exemplo anterior o regulador está monitorando a tensão no secundário do transformador para que essa fique em torno de 1.05 pu. III.4.2.6 Capacitor 94. O elemento capacitor é implementado no OpenDSS como um elemento de fornecimento de energia que possui dois terminais. Se não for especificada a conexão para o segundo terminal, o mesmo será conectado ao terra como “default” . Esse é o padrão para os bancos de capacitores conectados em estrela aterrada. 95. Se a conexão informada for em delta, o segundo terminal é eliminado. No caso de capacitores séries, deve-se especificar em qual barramento o segundo terminal será conectado. Por fim, se a conexão pretendida for estrela não aterrada, deve-se definir todos os nós do segundo terminal à um nó vazio do primeiro terminal, conforme código a seguir.



// Definição de um capacitor conectado em estrela não aterrada.

New Capacitor.C1 Bus1=B1 Bus2=B1.4.4.4 Phases=3 kVAR=6000 kV=13.8

96. A seguir serão apresentados os parâmetros utilizados para a especificação do capacitor.

Bus1= definição do barramento ao qual o primeiro terminal se encontra conectado;

Bus2= definição do barramento ao qual o secundo terminal se encontra conectado. Sempre deve ser

especificado após ao Bus1 no caso de capacitores séries. Também deve ser especificado quando a conexão

for estrela não aterrada, conforme exemple anterior.

Phases= número de fases. O “default” é 3.

III.4.2.7 Gerador 97. O gerador é um elemento de conversão de energia semelhante a um objeto de carga, tendo suas caracteristicas definidas basicamente por sua potência ativa nominal e fator de potência (kW e FP) ou por sua potência ativa e reativa nominal (kW e kVar). Entretanto, o gerador pode ter sua potência modificada por um conjunto de multiplicadores, como uma curva de carga anual ou diária. Para os estudos de fluxo de carga, o gerador é, essencialmente, uma carga negativa que pode ser despachada. // Definição de um gerador como barra PV (modelo 3)

New Generator.B2 Bus1=B2 phases=3 kV=132 kW=40000 Model=3 Maxkvar=50000 Minkvar=-40000

98. A seguir serão apresentados os parâmetros utilizados para a especificação do gerador.

Bus1= nome do barramento onde o gerador se encontra conectado.

phases= número de fases do gerador.

kV= tensão base do gerador em kV. Para geradores conectados em 2 ou 3 fases deve-se informar tensão de

linha. Caso o gerador se encontrar conectado em estrela deve-se informar nesse campo a tensão de fase e

se a conexão for em delta a tensão de linha.

kW= potência nominal do gerador.

Pf= fator de potência. Pode-se informar o fator de potência ou alternativamente a potência reativa em no

campo Kvar. Em caso de serem especificados os dois (fator de potência epotência reativa) o OpenDSS

considera o que for informado por último.

Kvar= potência reativa nominal do gerador.

Model= define como a tensão varia no gerador. Existem sete modelos disponíveis.



Maxkvar= valor máximo de potência reativa. Aplicável ao modelo 3 (PV).

Minkvar= valor mínimo de potência reativa. Aplicável ao modelo 3 (PV).

III.4.2.8 Carga 99. A carga é um elemento de conversão de energia que está no centro das muitas análises realizadas pelo OpenDSS. É basicamente definida de duas formas: pela potência ativa nominal em kW e pelo fator de potência (PF) ou pela potência ativa nominal em kW e pela potência reativa nominal em kvar. Ademais, a carga pode ser modificada por um conjunto de multiplicadores, como uma curva de carga anual ou diária. 100. O padrão é que a carga se comporte como uma fonte de injeção de corrente. No entanto, se o modelo de carga for definido como “Admitância”, a carga é convertida para uma admitância e incluída na matriz Y do sistema. Esse modelo é mais utilizado para estudos de curto-circuto onde a convergência não pode ser alcançada devido à tensões muito baixas. // Definição de uma carga

New Load.M8 Bus1=8 Phases=3 Conn=Wye Model=8 kV=13.8 kW=300 pf=0.92 daily=day zipv=(0.5, 0, 0.5,

1, 0, 0, 0.9)

101. A seguir serão apresentados os parâmetros utilizados para a especificação da carga.

Bus1= nome do barramento onde a carga se encontra conectada.

phases= número de fases da carga.

Conn= conexão da carga. Delta ou estrela. O padrão é estrela.

kV= tensão base da carga em kV. Para cargas conectadas em 2 ou 3 fases deve-se informar tensão de

linha. Caso a carga se encontrar conectada em estrela deve-se informar nesse campo a tensão de fase e se

a conexão for em delta a tensão de linha.

Model= define como a carga varia com a tensão.

kW= potência ativa nominal da carga considerando todas as fases.

Pf= fator de potência. Pode-se informar o fator de potência ou alternativamente a potência reativa em no

campo Kvar. Em caso de serem especificados os dois (fator de potência epotência reativa) o OpenDSS

considera o que for informado por último.

Kvar= potência reativa nominal da carga.

Daily= nome da curva de carga associada.



III.4.2.9 Curva de Carga 102. O objeto Loadshape é importante para todos os tipos de soluções de estudos fluxo de carga sequenciais. Esse objeto consiste de uma série de multiplicadores, tipicamente variando de 0 a 1, que são aplicadas aos valores de potência em kW para representar a variação da carga ao longo de algum período de tempo. // Definição de uma curva de carga

New loadshape.day Npts=24 Interval=1.0 mult=(.3 .3 .3 .35 .36 .39 .41 .48 .52 .59 .62 .94 .87 .91 .95 .95 1.0

.98 .94 .92 .61 .60 .51 .44)

103. A seguir serão apresentados os parâmetros utilizados para a especificação da carga.

Npts= número de pontos da curva de carga.

Interval= intervalo entre os pontos da curva de carga em horas.

Mult= vetor com os multiplicadores dos valores da carga.

III.4.3 Obtenção do resultado de perdas 104. Apesar de existir uma opção de exportação no OpenDSS que fornece as perdas de todo o circuito em análise, discriminadas em perdas nas linhas e nos transformadores (sem diferenciar as perdas ferro e cobre nos transformadores), para o caso em que o programa é executado no modo daily as perdas obtidas são referentes apenas ao último patamar da curva de carga. A solução encontrada para contornar esse problema foi a utilização do objeto EnergyMeter. 105. O EnergyMeter simula o comportamento de um medidor de energia real ligado ao terminal de um elemento do circuito (por exemplo: seguimento de linha e transformador). Esse objeto possui maior capacidade, pois pode acessar valores em outros lugares no circuito, em vez de simplesmente no local em que se encontra instalado, medindo não somente potência e os valores de energia, mas também as perdas e os valores de sobrecarga dentro de uma região definida do circuito. Outra vantagem do EnergyMeter é que esse objeto consegue discriminar as perdas nos transformadores em ferro e cobre, bem como as perdas ocorridas em até sete níveis de tensão diferentes. Entrentanto, as perdas nos reguladores não são diferenciadas das perdas nos transformadores, uma vez que o regulador é modelado como um transformador que possui um objeto Regcontrol acoplado. 106. O EnergyMeter tem vários registros que acumulam determinados valores. No início do estudo, os registos são apagados com os valores iniciando em zero. Ao final de cada solução o medidor é instruído a tomar uma amostra. Os valores de energia são então integrados utilizando o intervalo de tempo que se passou desde que a solução anterior.

107. Quanto aos registros que o Energymeter apresenta, no arquivo de saída existem:



1. KWh no local do medidor . 2. KVarh no local do medidor . 3. KW máxima no local do medidor. 4. KVA máxima no local do medidor. 5. KWh na área do medidor. 6. KVarh na área do medidor . 7. KW máxima área do medidor. 8. KVA máxima área do medidor. 9. KWh sobrecarga na área do medidor, classificações normais. 10. KWh sobrecarga na área do medidor, classificações de emergência. 11. Exceder a capacidade normal de energia (REE) para as cargas na área do medidor. 12. Energia não suprida (UE) às cargas na área do medidor. 13. Perdas (kWh) nos elementos de fornecimento de energia na área do medidor. 14. Perdas reativas (kvarh ) nos elementos de fornecimento de energia na área do medidor. 15. Perdas máximas (kW ) nos elementos de fornecimento de energia na área do medidor. 16. Perdas reativas máximas (kvar) nos elementos de fornecimento de energia na área do

medidor. 17. Perdas cobre kWh. Perdas (I2 * R) nos elementos de fornecimento de energia 18. Perdas cobre kvarh. Perdas (I2 * X) nos elementos de fornecimento de energia 19. Perdas ferro em kWh nos elementos de derivação, principalmente transformadores. 20. Perdas ferro em kvarh em elementos de derivação. 21. Máxima perdas no cobre kW durante a simulação. 22. Máxima perdas no ferro kW durante a simulação. 23. Perdas de linha: Perda no elemento LINE. 24. Perdas do Transformador: Perda no elemento transformador. 25. Perdas de sequência positiva e negativa em linhas trifásicas. 26. Perdas de sequência zero em linhas trifásicas. 27. Perdas em linhas de trifásicas. 28. Perdas em linhas de monofásicas e bifásicas. 29. Geração em kWh. 30. Geração em kvarh 31. Máxima potência gerada kW. 32. Máxima potência gerada kVA. 33. AUX1 (usado para segregar as perdas por nível de tensão). 34. AUX2. 35. AUX3. 36. AUX4. 37. AUX5. 38. AUX6. 39. AUX7.



III.4.4 Utilização do OpenDSS por meio de outros programas 108. Não obstante muitas aplicações serem realizadas através de scripts de texto padrões, que são executados a partir do painel de comando do OpenDSS, para o cálculo de perdas na distribuição há a necessidade da realização de um processo de solução iterativo em decorrência da necessidade se considerar as perdas técnicas devido às perdas não técnicas no alimentador. Esse algoritmo utilizado para implementar o processo iterativo é executado por outros programas de computador por meio da interface Component Object Model (COM) que comanda o OpenDSS na realização de um procedimento que não é possivel de ser implementado dentro do mesmo. 109. Existem várias opções para ferramentas que podem fornecer a documentação de biblioteca de tipos (TLB) para a interface COM. Como a interface COM foi desenvolvida pela Microsoft, o suporte ao programador em VBA para estes programas é muito bom para expor as classes, propriedades e métodos na TLB para o usuário. Eles possuem o corretor de código, que é útil para o desenvolvimento de código que deseja acessar o OpenDSS através da interface COM. Software como MATLAB geralmente não são tão amigáveis. Como contorno pode-se detalhar o código em VBA primeiro e depois colá-lo no editor de MATLAB. 110. No exemplo apresentado em anexo não será utilizada a interface COM, que proporciona o comando do OpenDSS a partir de outro programa, possibilitado assim a implementação de um processo iterativo que considera as perdas técnicas ocorridas devido a presença das perdas não técnica. No entanto, esse fato não prejudica o proposito que se pretende com o exemplo. IV. DO FUNDAMENTO LEGAL 111. No art. 2º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, é disposto que a finalidade da ANEEL é regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do governo federal. 112. A Lei Nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, estabelece em seu artigo 6° sobre o Serviço Adequado:

“Art. 6º Toda concessão ou permissão pressupõe a prestação de serviço adequado ao pleno atendimento dos usuários, conforme estabelecido nesta Lei, nas normas pertinentes e no respectivo contrato. § 1º Serviço adequado é o que satisfaz as condições de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação e modicidade das tarifas.”

113. O artigo 4° do anexo do Decreto nº. 2.335, de 6 outubro de 1997, estabelece, nos seguintes incisos, que à ANEEL compete:



“III - propor os ajustes e as modificações na legislação necessários à modernização do ambiente institucional de sua atuação;” “IV - regular os serviços de energia elétrica, expedindo os atos necessários ao cumprimento das normas estabelecidas pela legislação em vigor;” “VII - aprovar metodologias e procedimentos para otimização da operação dos sistemas interligados e isolados, para acesso aos sistemas de transmissão e distribuição e para comercialização de energia elétrica;” “IX - incentivar o combate ao desperdício de energia no que diz respeito a todas as formas de produção, transmissão, distribuição, comercialização e uso da energia elétrica;” “XVI - estimular a melhoria do serviço prestado e zelar, direta e indiretamente, pela sua boa qualidade, observado, no que couber, o disposto na legislação vigente de proteção e defesa do consumidor;”

114. Os contratos de concessão e de permissão de serviço público de energia elétrica dispõem sobre a obrigatoriedade das distribuidoras garantirem a eficiência na prestação do serviço público. Possuem ainda disposições específicas sobre a obrigatoriedade do acompanhamento, por parte das distribuidoras, das perdas elétricas nos sistemas de distribuição. V. CONCLUSÃO 115. Apresenta-se nesta Nota Técnica proposta de aprimoramento do método de cálculo de perdas na distribuição a ser aplicada na revisão tarifária das distribuidoras. O objetivo principal dessa proposta é obter as perdas ocorridas no SDMT e SDBT de modo mais preciso mediante estudos de fluxo de carga. Em relação às perdas no SDAT a proposta é que continuem sendo apuradas pelo sistema de medição. 116. Uma vantagem desse método é a precisão mais acurada do que os modelos aproximados. No entanto, requer informação completa e consistente da rede, e demandará mais esforços por parte da ANEEL nas revisões. 117. Outro avanço será a maior transparência nos parâmetros regulatórios, visando assim avançar cada vez mais na definição da perda adequada à cada distribuidora. Ademais, possibilitará identificar, para eventuais ações da área de fiscalização da Agência, regiões onde ocorrem problemas relacionados à qualidade da energia, em especial, violação do nível adequado de tensão em regime permanente.

118. Além das mudanças que serão necessárias no Módulo 7 do PRODIST, essa proposta também ensejará a revisão do regulamento que trata das informações encaminhadas pelas distribuidoras relativas à BDGD. Ante ao exposto, a proposta é que não sejam solicitadas informações especificas para o cálculo de perdas, e sim que se utilizem aquelas já disponíveis na BDGD e na campanha de medidas.

119. Por fim, ressaltamos que a metodologia completa, com os parâmetros regulatórios, as considerações para as inconsistências nas bases de dados e a elaboração da Análise de Impacto Regulatório – AIR, serão objeto de uma próxima Audiência Pública.



VI. RECOMENDAÇÃO 120. Recomenda-se a disponibilização desta Nota Técnica e seu anexo em Audiência Pública para recebimento de contribuições da sociedade.

LUIZ HENRIQUE CAPELI LEONARDO MENDONÇA OLIVEIRA DE QUEIROZ

Especialista em Regulação Especialista em Regulação SRD SRD

RENATO EDUARDO FARIAS DE SOUSA

Especialista em Regulação SRD

De acordo:

CARLOS ALBERTO CALIXTO MATTAR Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição – SRD


ANEXO

A seguir será apresentado um exemplo de um sistema de distribuição hipotético. O objetivo é abordar alguns tipos de conexões de equipamentos utilizados no sistema de distribuição brasileiro e apresentar os resultados do cálculo de fluxo de potência. Serão modelados os circuitos de média tensão desde o barramento de saída da subestação de distribuição até as unidades consumidoras de média e baixa tensão, compreendendo os seguintes equipamentos existentes na rede: cabos, transformadores de distribuição e reguladores de tensão. O script com a linguagem de programação utilizada pelo programa OpenDSS consta do anexo desta Nota Técnica, assim como os resultados do estudo de fluxo de carga. 1. Dados do circuito A figura a seguir apresenta a topologia do referido circuito. Destaca-se que se trata de um alimentador de distribuição em 13,8 kV com dois circuitos de baixa tensão associados e dois reguladores de tensão. A carga foi representada pelo modelo ZIP como 50% de potência constante e 50% de impedância constante para a parte ativa, e como 100% de impedância constante para a parte reativa.

Topologia do circuito exemplo.

Na tabela a seguir serão apresentados os dados dos equipamentos presentes no circuito da figura anterior.

Fl. 2 do Anexo da Nota Técnica nº 0057/2014–SRD/ANEEL, de 11/06/2014.


Tabela I: Dados dos cabos.

Código do Condutor Número de Fases Resistência (R1) ohms/km Resistência (X1)

ohms/km

336.4 3 0,222 0,402

3/0 3 0,443 0,428

1/0 3 0,705 0,450

336.4_2 2 0,222 0,402

3/0_2 2 0,443 0,428

1/0_2 2 0,705 0,450

336.4_1 1 0,222 0,402

3/0_1 1 0,443 0,428

1/0_1 1 0,705 0,450

Tabela II: Dados dos segmentos de rede

Código do

Segmento Barra 1 Barra 2 Fases

Código do

Condutor

Comprimento

(km)

MT1 1 2 1.2.3 336.4 2,75

MT2 2 3 1.2 3/0_2 2,75

MT3 2 4 3 336.4_1 2,5

MT4 2 8 1.2.3 336.4 3

MT5 4 5 3 1/0_1 2

MT6 4 6 3 3/0_1 3,25

MT7 6 7 3 1/0_1 2,5

MT8 8 9 1.2.3 1/0 3

MT9 9 10 1 1/0_1 2,25

MT10 10r 15 1 1/0_1 4,25

MT11 15 11 1 1/0_1 6,5

MT12 9r 13 1.2.3 1/0 4,25

BT1 16 12 1.2.3 1/0 0,25

BT2 3c 18 2 1/0 0,25

BT3 3c 17 1 1/0 0,25

Tabela III: Dados dos transformadores

Código transformador TR1 TR2 reg10a reg9a/reg9c4

Número de fases 3 1 1 1

Número de enrolamentos 2 3 2 2

Potência nominal (kVA) 150 45 1000 600

Tensão Primária (kV) 13,8 13,8 7,97 13,8

Tensão Secundária (kV) 0,38 0,19 7,97 13,8

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

Tap 1,05 1 - -

R% 0,635 1,2 - -

4 Reguladores ligados em delta aberto. Os valores são referentes a cada equipamento.



Xhl 2,72 2,04 0,5 0,5

Xht - 2,04 - -

Xlt - 1,36 - -

Perda total (%) 0,5 0,5 0,3 0,3

Perda ferro (%) 0,2 0,2 0,1 0,1

Tabela IV: Dados da parte de controle do regulador de tensão.

Código regulador creg9a/creg9c creg10a

Segmento de linha de conexão 10.1 10r.1

Número de enrolamentos 2 2

Potência nominal (kVA) 600 1000

Tensão Primária (kV) 13,8 7,97

Tensão Secundária (kV) 13,8 7,97

Conexão delta/estrela delta/estrela

Faixa de controle de tensão (V) 2 2

Tensão controlada pelo regulador (V) 105 105

Taxa de conversão do TP 138 79,7

Tabela V: Dados da carga.

Código da

carga

Ponto de

conexão

Número

de

Fases

Tipo de

conexão

Tensão

Nominal

(kV)

Modelo da

Carga

Fator de

Potência

Fase 1

(kW)

Fase 2

(kW)

Fase 3

(kW)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2. Código na linguagem OpenDSS do exemplo

Com vista organizar melhor o código de programação e facilitar o entendimento do mesmo, utilizou-se o comando Redirect que quando executado chama outros arquivos com códigos DSS. A seguir segue o código utilizado no referido exemplo.



Clear

Redirect Barramento.dss

new loadshape.day 24 1.0 mult=(.3 .3 .3 .35 .36 .39 .41 .48 .52 .59 .62 .94 .87 .91 .95 .95 1.0 .98 .94 .92 .61 .60 .51 .44)

Redirect Cabos.dss

Redirect Segmentos.dss

Redirect Reguladores.dss

Redirect Transformadores.dss

Redirect Carga.dss

Set voltagebases=[13.8 0.38]

Calcvoltagebases

setkvbase Bus=3c kVLN=0.190

setkvbase Bus=18 kVLN=0.190

setkvbase Bus=17 kVLN=0.190

BusCoords coordenadas.csv

New Energymeter.MT1 element=Line.MT1 terminal=1

set mode=daily

Solve

Export meters

! Definição do barramento de saída do alimentador

New circuit.exemplo basekv=13.8 Bus1=1 pu=1.00 R1=0 X1=0.0001

! Definição dos parâmetros dos cabos

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

New Linecode.3/0 nphases=3 BaseFreq=60 R1=0.443 X1=0.428 Units=km normamps=204

New Linecode.1/0 nphases=3 BaseFreq=60 R1=0.705 X1=0.450 Units=km normamps=151

New Linecode.336.4_2 nphases=2 BaseFreq=60 R1=0.222 X1=0.402 Units=km normamps=322

New Linecode.3/0_2 nphases=2 BaseFreq=60 R1=0.443 X1=0.428 Units=km normamps=204




New Linecode.336.4_1 nphases=1 BaseFreq=60 R1=0.222 X1=0.402 Units=km normamps=322

New Linecode.3/0_1 nphases=1 BaseFreq= 60 R1=0.443 X1=0.428 Units=km normamps=204


! Definição das Cargas MT

New Load.M2a Bus1=2.1.0 Phases=1 Conn=Wye Model=8 kV=(13.8 3 sqrt /) kW=400.0 pf=0.92 daily=day

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

New Load.M5c Bus1=5.3.0 Phases=1 Conn=Wye Model=8 kV=(13.8 3 sqrt /) kW=400.0 pf=0.92 daily=day


New Load.M6 Bus1=6.3.0 Phases=1 Conn=Wye Model=8 kV=(13.8 3 sqrt /) kW=400.0 pf=0.92 daily=day


New Load.M7c Bus1=7.3.0 Phases=1 Conn=Wye Model=8 kV=(13.8 3 sqrt /) kW=40.0 pf=0.92 daily=day


New Load.M8 Bus1=8 Phases=3 Conn=Wye Model=8 kV=13.8 kW=300.0 pf=0.92 daily=day status=variable

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

New Load.M9 Bus1=9 Phases=3 Conn=Wye Model=8 kV=13.8 kW=600.0 pf=0.92 daily=day status=variable

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





New Load.M13 Bus1=13 Phases=3 Conn=Delta Model=8 kV=13.8 kW=600.0 pf=0.92 daily=day status=variable

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

! Definição das Cargas BT

New Load.B12 Bus1=12 Phases=3 Conn=Delta Model=8 kV=0.38 kW=75.0 pf=0.92 daily=day status=variable

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

New Load.B17a Bus1=17.1.0 Phases=1 Conn=wye Model=8 kV=(0.38 2 /) kW=10.0 pf=0.92 daily=day status=variable

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

New Load.B18b Bus1=18.2.0 Phases=1 Conn=Wye Model=8 kV=(0.38 2 /) kW=10.0 pf=0.92 daily=day status=variable

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

! Definição do Regulador de Tensão

new transformer.reg10a phases=1 windings=2 buses=[10.1 10r.1] conns=[wye wye] kvs=[7.97 7.97] kvas=[1000

1000] XHL=.5 %loadloss=.3 %noloadloss=.1

new regcontrol.creg10a transformer=reg10a winding=2 vreg=105 band=2 ptratio=79.7

new transformer.reg9a phases=1 windings=2 buses=[9.1.2 9r.1.2] conns=[Delta Delta] kvs=[13.8 13.8] kvas=[600


new regcontrol.creg9a transformer=reg9a winding=2 vreg=105 band=2 ptratio=138

new transformer.reg9c phases=1 windings=2 buses=[9.3.2 9r.3.2] conns=[Delta Delta] kvs=[13.8 13.8] kvas=[600




new regcontrol.creg9c like=creg9a transformer=reg9c

new line.jumper phases=1 bus1=9.2 bus2=9r.2 r0=1e-3 r1=1e-3 x0=0 x1=0 c0=0 c1=0

!Definição dos Segmentos MT

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

New Line.MT2 Phases=1 Bus1=2.1.2 Bus2=3.1.2 Linecode=3/0_2 Length=2.75 units=km

New Line.MT3 Phases=1 Bus1=2.3 Bus2=4.3 Linecode=336.4_1 Length=2.5 units=km

New Line.MT4 Phases=3 Bus1=2.1.2.3 Bus2=8.1.2.3 Linecode=336.4 Length=3 units=km

New Line.MT5 Phases=1 Bus1=4.3 Bus2=5.3 Linecode=1/0_1 Length=2 units=km

New Line.MT6 Phases=1 Bus1=4.3 Bus2=6.3 Linecode=3/0_1 Length=3.25 units=km


New Line.MT8 Phases=3 Bus1=8.1.2.3 Bus2=9.1.2.3 Linecode=1/0 Length=3 units=km


New Line.MT10 Phases=1 Bus1=10r.1 Bus2=15.1 Linecode=1/0_1 Length=4.25 units=km


New Line.MT12 Phases=3 Bus1=9r.1.2.3 Bus2=13.1.2.3 Linecode=1/0 Length=4.25 units=km

! Definição dos Segmentos BT

New Line.BT1 Phases=3 Bus1=16.1.2.3 Bus2=12.1.2.3 Linecode=1/0 Length=0.25 units=km

New Line.BT2 Phases=1 Bus1=3c.2 Bus2=18.2 Linecode=1/0 Length=0.25 units=km

New Line.BT3 Phases=1 Bus1=3c.1 Bus2=17.1 Linecode=1/0 Length=0.25 units=km

!Definição do transformador trifásicos


~ wdg=1 bus=9 conn=delta kv=13.8 kva=150 %r=0.635 tap=1

~ wdg=2 bus=16 conn=wye kv=0.38 kva=150 %r=0.635 tap =1.05

! !Definição do transformador monofásico a três fios


~ Xhl=2.04 Xht=2.04 Xlt=1.36 %loadloss=.5 %noloadloss=.2

~ wdg=1 Bus=3.1.2 kV=13.8 kVA=45 %R=1.2 Conn=delta

~ wdg=2 Bus=3c.1.0 kV=0.190 kVA=45 %R=1.2 Conn=wye

~ Wdg=3 Bus=3c.0.2 kV=0.190 kVA=45 %R=1.2 Conn=wye

3. Resultados do fluxo de carga do exemplo Tensões de fases nos elementos do circuito (Comando: Show >> Voltages >> Voltages LN Elements)

NODE-GROUND VOLTAGES BY CIRCUIT ELEMENT



Power Delivery Elements

Bus (node ref) Phase Magnitude, kV (pu) Angle

ELEMENT = "Vsource.SOURCE"

1 ( 1) 1 8.0085 ( 1.005) /_ -0.5

1 ( 2) 2 8.0066 ( 1.005) /_ -119.5

1 ( 3) 3 7.8878 ( 0.99) /_ 120.0

------------

1 ( 0) 1 0 ( 0) /_ 0.0

1 ( 0) 2 0 ( 0) /_ 0.0

1 ( 0) 3 0 ( 0) /_ 0.0

ELEMENT = "Line.MT1"

1 ( 1) 1 8.0085 ( 1.005) /_ -0.5

1 ( 2) 2 8.0066 ( 1.005) /_ -119.5

1 ( 3) 3 7.8878 ( 0.99) /_ 120.0

------------

2 ( 4) 1 7.9387 ( 0.9964) /_ -0.9

2 ( 5) 2 7.9716 ( 1.001) /_ -119.7

2 ( 6) 3 7.806 ( 0.9797) /_ 119.5


2 ( 4) 1 7.9387 ( 0.9964) /_ -0.9

2 ( 5) 2 7.9716 ( 1.001) /_ -119.7

------------

3 ( 7) 1 7.938 ( 0.9963) /_ -0.9

3 ( 8) 2 7.9705 ( 1) /_ -119.7


2 ( 6) 1 7.806 ( 0.9797) /_ 119.5

------------

4 ( 9) 1 7.761 ( 0.9741) /_ 119.2


2 ( 4) 1 7.9387 ( 0.9964) /_ -0.9

2 ( 5) 2 7.9716 ( 1.001) /_ -119.7

2 ( 6) 3 7.806 ( 0.9797) /_ 119.5

------------

8 ( 10) 1 7.8884 ( 0.9901) /_ -1.2

8 ( 11) 2 7.9363 ( 0.9961) /_ -119.9

8 ( 12) 3 7.7702 ( 0.9752) /_ 119.3




4 ( 9) 1 7.761 ( 0.9741) /_ 119.2

------------

5 ( 13) 1 7.7216 ( 0.9691) /_ 119.2


4 ( 9) 1 7.761 ( 0.9741) /_ 119.2

------------

6 ( 14) 1 7.7121 ( 0.9679) /_ 119.1


6 ( 14) 1 7.7121 ( 0.9679) /_ 119.1

------------

7 ( 15) 1 7.7072 ( 0.9673) /_ 119.1


8 ( 10) 1 7.8884 ( 0.9901) /_ -1.2

8 ( 11) 2 7.9363 ( 0.9961) /_ -119.9

8 ( 12) 3 7.7702 ( 0.9752) /_ 119.3

------------

9 ( 16) 1 7.7947 ( 0.9783) /_ -1.3

9 ( 17) 2 7.8696 ( 0.9877) /_ -119.9

9 ( 18) 3 7.6987 ( 0.9663) /_ 119.2


9 ( 16) 1 7.7947 ( 0.9783) /_ -1.3

------------

10 ( 19) 1 7.7679 ( 0.975) /_ -1.3


10R ( 20) 1 8.3943 ( 1.054) /_ -1.4

------------

15 ( 21) 1 8.3477 ( 1.048) /_ -1.4


15 ( 21) 1 8.3477 ( 1.048) /_ -1.4

------------

11 ( 22) 1 8.3413 ( 1.047) /_ -1.4


9R ( 23) 1 8.8052 ( 1.105) /_ 2.5

9R ( 24) 2 7.8696 ( 0.9877) /_ -119.9

9R ( 25) 3 8.5741 ( 1.076) /_ 115.7

------------

13 ( 26) 1 8.7637 ( 1.1) /_ 2.5



13 ( 27) 2 7.828 ( 0.9825) /_ -119.9

13 ( 28) 3 8.5322 ( 1.071) /_ 115.6

ELEMENT = "Line.BT1"

16 ( 29) 1 0.22325 ( 1.018) /_ -31.2

16 ( 30) 2 0.22353 ( 1.019) /_ -150.7

16 ( 31) 3 0.2248 ( 1.025) /_ 89.0

------------

12 ( 32) 1 0.2121 ( 0.9668) /_ -31.7

12 ( 33) 2 0.21235 ( 0.9679) /_ -151.2

12 ( 34) 3 0.2136 ( 0.9736) /_ 88.5


3C ( 35) 1 0.18758 ( 0.9873) /_ -150.3

3C ( 0) 2 0 ( 0) /_ 0.0

3C ( 36) 3 5.5152E-007 (2.903E-006) /_ -120.9

------------

18 ( 37) 1 0.18365 ( 0.9666) /_ -150.8

18 ( 0) 2 0 ( 0) /_ 0.0

18 ( 38) 3 0.0013475 (0.007092) /_ -175.1


3C ( 39) 1 0.18758 ( 0.9873) /_ 29.7

3C ( 0) 2 0 ( 0) /_ 0.0

3C ( 36) 3 5.5152E-007 (2.903E-006) /_ -120.9

------------

17 ( 40) 1 0.18365 ( 0.9666) /_ 29.2

17 ( 0) 2 0 ( 0) /_ 0.0

17 ( 41) 3 0.0013468 (0.007089) /_ 4.9

ELEMENT = "Transformer.REG10A"

10 ( 19) 1 7.7679 ( 0.975) /_ -1.3

10 ( 0) 2 0 ( 0) /_ 0.0

------------

10R ( 20) 1 8.3943 ( 1.054) /_ -1.4

10R ( 0) 2 0 ( 0) /_ 0.0


9 ( 16) 1 7.7947 ( 0.9783) /_ -1.3

9 ( 17) 2 7.8696 ( 0.9877) /_ -119.9

------------

9R ( 23) 1 8.8052 ( 1.105) /_ 2.5

9R ( 24) 2 7.8696 ( 0.9877) /_ -119.9



ELEMENT = "Transformer.REG9C"

9 ( 18) 1 7.6987 ( 0.9663) /_ 119.2

9 ( 17) 2 7.8696 ( 0.9877) /_ -119.9

------------

9R ( 25) 1 8.5741 ( 1.076) /_ 115.7

9R ( 24) 2 7.8696 ( 0.9877) /_ -119.9

ELEMENT = "Line.JUMPER"

9 ( 17) 1 7.8696 ( 0.9877) /_ -119.9

------------

9R ( 24) 1 7.8696 ( 0.9877) /_ -119.9

ELEMENT = "Transformer.TR1"

9 ( 16) 1 7.7947 ( 0.9783) /_ -1.3

9 ( 17) 2 7.8696 ( 0.9877) /_ -119.9

9 ( 18) 3 7.6987 ( 0.9663) /_ 119.2

9 ( 0) 4 0 ( 0) /_ 0.0

------------

16 ( 29) 1 0.22325 ( 1.018) /_ -31.2

16 ( 30) 2 0.22353 ( 1.019) /_ -150.7

16 ( 31) 3 0.2248 ( 1.025) /_ 89.0

16 ( 0) 4 0 ( 0) /_ 0.0


3 ( 7) 1 7.938 ( 0.9963) /_ -0.9

3 ( 8) 2 7.9705 ( 1) /_ -119.7

------------

3C ( 39) 1 0.18758 ( 0.9873) /_ 29.7

3C ( 0) 2 0 ( 0) /_ 0.0

------------

3C ( 0) 1 0 ( 0) /_ 0.0

3C ( 35) 2 0.18758 ( 0.9873) /_ -150.3

= = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = =

Power Conversion Elements

Bus (node ref) Phase Magnitude, kV (pu) Angle

ELEMENT = "Load.M2A"

2 ( 4) 1 7.9387 ( 0.9964) /_ -0.9

2 ( 0) 2 0 ( 0) /_ 0.0

ELEMENT = "Load.M5C"



5 ( 13) 1 7.7216 ( 0.9691) /_ 119.2

5 ( 0) 2 0 ( 0) /_ 0.0

ELEMENT = "Load.M6"

6 ( 14) 1 7.7121 ( 0.9679) /_ 119.1

6 ( 0) 2 0 ( 0) /_ 0.0


7 ( 15) 1 7.7072 ( 0.9673) /_ 119.1

7 ( 0) 2 0 ( 0) /_ 0.0

ELEMENT = "Load.M8"

8 ( 10) 1 7.8884 ( 0.9901) /_ -1.2

8 ( 11) 2 7.9363 ( 0.9961) /_ -119.9

8 ( 12) 3 7.7702 ( 0.9752) /_ 119.3

8 ( 0) 4 0 ( 0) /_ 0.0

ELEMENT = "Load.M9"

9 ( 16) 1 7.7947 ( 0.9783) /_ -1.3

9 ( 17) 2 7.8696 ( 0.9877) /_ -119.9

9 ( 18) 3 7.6987 ( 0.9663) /_ 119.2

9 ( 0) 4 0 ( 0) /_ 0.0


11 ( 22) 1 8.3413 ( 1.047) /_ -1.4

11 ( 0) 2 0 ( 0) /_ 0.0


15 ( 21) 1 8.3477 ( 1.048) /_ -1.4

15 ( 0) 2 0 ( 0) /_ 0.0

ELEMENT = "Load.M13"

13 ( 26) 1 8.7637 ( 1.1) /_ 2.5

13 ( 27) 2 7.828 ( 0.9825) /_ -119.9

13 ( 28) 3 8.5322 ( 1.071) /_ 115.6

ELEMENT = "Load.B12"

12 ( 32) 1 0.2121 ( 0.9668) /_ -31.7

12 ( 33) 2 0.21235 ( 0.9679) /_ -151.2

12 ( 34) 3 0.2136 ( 0.9736) /_ 88.5

ELEMENT = "Load.B17A"

17 ( 40) 1 0.18365 ( 0.9666) /_ 29.2

17 ( 0) 2 0 ( 0) /_ 0.0



ELEMENT = "Load.B18B"

18 ( 37) 1 0.18365 ( 0.9666) /_ -150.8

18 ( 0) 2 0 ( 0) /_ 0.0

Potência nos elementos de fornecimento e de conversão de energia do circuito (Comando: Show >> Currents >> Currents Elem)

CIRCUIT ELEMENT POWER FLOW

(Power Flow into element from indicated Bus)


Bus Phase kW +j kvar kVA PF


1 1 -524.4 +j -226.0 571.0 0.9183

1 2 -241.4 +j -107.8 264.3 0.9131

1 3 -598.6 +j -258.1 651.9 0.9183

TERMINAL TOTAL -1364.4 +j -591.9 1487.3 0.9174

1 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

1 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

1 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

TERMINAL TOTAL 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000


1 1 524.4 +j 226.0 571.0 0.9183

1 2 241.4 +j 107.8 264.3 0.9131

1 3 598.6 +j 258.1 651.9 0.9183

TERMINAL TOTAL 1364.4 +j 591.9 1487.3 0.9174

2 1 -521.3 +j -220.8 566.2 0.9208

2 2 -240.6 +j -106.8 263.3 0.9140

2 3 -594.5 +j -250.7 645.2 0.9214

TERMINAL TOTAL -1356.5 +j -578.2 1474.6 0.9199


2 1 5.4 +j -1.0 5.5 -0.9846

2 2 3.4 +j 4.2 5.4 0.6201

TERMINAL TOTAL 8.8 +j 3.3 9.4 0.9370

3 1 -5.5 +j 0.8 5.5 -0.9904

3 2 -3.3 +j -4.4 5.5 0.5982

TERMINAL TOTAL -8.8 +j -3.7 9.5 0.9224




2 3 361.3 +j 150.9 391.6 0.9228

TERMINAL TOTAL 361.3 +j 150.9 391.6 0.9228

4 3 -359.9 +j -148.6 389.4 0.9244

TERMINAL TOTAL -359.9 +j -148.6 389.4 0.9244


2 1 340.5 +j 147.3 371.0 0.9178

2 2 237.3 +j 102.5 258.5 0.9180

2 3 233.2 +j 99.8 253.6 0.9194

TERMINAL TOTAL 811.0 +j 349.6 883.2 0.9183

8 1 -339.1 +j -144.9 368.8 0.9196

8 2 -236.6 +j -101.5 257.5 0.9189

8 3 -232.5 +j -98.7 252.6 0.9205

TERMINAL TOTAL -808.2 +j -345.1 878.8 0.9196


4 3 171.5 +j 70.8 185.5 0.9243

TERMINAL TOTAL 171.5 +j 70.8 185.5 0.9243

5 3 -170.7 +j -70.4 184.6 0.9244

TERMINAL TOTAL -170.7 +j -70.4 184.6 0.9244


4 3 188.5 +j 77.8 203.9 0.9244

TERMINAL TOTAL 188.5 +j 77.8 203.9 0.9244

6 3 -187.5 +j -77.1 202.7 0.9249

TERMINAL TOTAL -187.5 +j -77.1 202.7 0.9249


6 3 17.0 +j 6.8 18.4 0.9282

TERMINAL TOTAL 17.0 +j 6.8 18.4 0.9282

7 3 -17.0 +j -7.0 18.4 0.9246

TERMINAL TOTAL -17.0 +j -7.0 18.4 0.9246


8 1 295.6 +j 126.5 321.5 0.9193

8 2 192.8 +j 82.9 209.8 0.9186

8 3 189.5 +j 80.9 206.1 0.9198

TERMINAL TOTAL 677.9 +j 290.3 737.4 0.9192

9 1 -292.4 +j -124.5 317.8 0.9200

9 2 -191.2 +j -82.4 208.2 0.9183

9 3 -188.0 +j -80.0 204.3 0.9202

TERMINAL TOTAL -671.5 +j -286.9 730.2 0.9196




9 1 103.4 +j 44.7 112.6 0.9177

TERMINAL TOTAL 103.4 +j 44.7 112.6 0.9177

10 1 -103.0 +j -44.7 112.3 0.9174

TERMINAL TOTAL -103.0 +j -44.7 112.3 0.9174


10R 1 102.1 +j 44.6 111.4 0.9162

TERMINAL TOTAL 102.1 +j 44.6 111.4 0.9162

15 1 -101.5 +j -44.7 110.9 0.9153

TERMINAL TOTAL -101.5 +j -44.7 110.9 0.9153


15 1 9.2 +j 3.5 9.9 0.9339

TERMINAL TOTAL 9.2 +j 3.5 9.9 0.9339

11 1 -9.2 +j -4.1 10.1 0.9134

TERMINAL TOTAL -9.2 +j -4.1 10.1 0.9134


9R 1 91.8 +j 47.2 103.2 0.8894

9R 2 85.7 +j 36.9 93.3 0.9185

9R 3 97.0 +j 35.7 103.4 0.9387

TERMINAL TOTAL 274.6 +j 119.7 299.5 0.9166

13 1 -91.4 +j -47.3 102.9 0.8879

13 2 -85.3 +j -37.0 93.0 0.9175

13 3 -96.6 +j -35.8 103.0 0.9378

TERMINAL TOTAL -273.3 +j -120.1 298.5 0.9155


16 1 11.1 +j 4.7 12.1 0.9217

16 2 11.2 +j 4.7 12.1 0.9203

16 3 11.3 +j 4.8 12.2 0.9207

TERMINAL TOTAL 33.6 +j 14.2 36.4 0.9209

12 1 -10.6 +j -4.4 11.5 0.9251

12 2 -10.6 +j -4.4 11.5 0.9238

12 3 -10.7 +j -4.4 11.6 0.9242

TERMINAL TOTAL -32.0 +j -13.2 34.6 0.9243


3C 2 4.3 +j 1.8 4.7 0.9217

3C 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

3C 3 -0.0 +j 0.0 0.0 -0.4883

TERMINAL TOTAL 4.3 +j 1.8 4.7 0.9217

18 2 -4.3 +j -1.8 4.6 0.9248

18 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000



18 3 -0.0 +j -0.0 0.0 0.0498

TERMINAL TOTAL -4.3 +j -1.8 4.6 0.9248


3C 1 4.3 +j 1.8 4.7 0.9217

3C 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

3C 3 0.0 +j -0.0 0.0 -0.4883

TERMINAL TOTAL 4.3 +j 1.8 4.7 0.9217

17 1 -4.3 +j -1.8 4.6 0.9248

17 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

17 3 0.0 +j -0.0 0.0 -0.6006

TERMINAL TOTAL -4.3 +j -1.8 4.6 0.9248


10 1 103.0 +j 44.7 112.3 0.9174

10 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

TERMINAL TOTAL 103.0 +j 44.7 112.3 0.9174

10R 1 -102.1 +j -44.6 111.4 0.9162

10R 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

TERMINAL TOTAL -102.1 +j -44.6 111.4 0.9162


9 1 91.5 +j 39.2 99.6 0.9191

9 2 9.4 +j 100.1 100.5 0.0937

TERMINAL TOTAL 100.9 +j 139.3 172.0 0.5867

9R 1 -91.8 +j -47.2 103.2 0.8894

9R 2 -8.4 +j -91.9 92.2 0.0910

TERMINAL TOTAL -100.2 +j -139.0 171.4 0.5846


9 3 91.7 +j 40.2 100.1 0.9158

9 2 83.4 +j -59.3 102.3 -0.8151

TERMINAL TOTAL 175.1 +j -19.1 176.1 -0.9941

9R 3 -97.0 +j -35.7 103.4 0.9387

9R 2 -77.3 +j 55.0 94.9 -0.8149

TERMINAL TOTAL -174.4 +j 19.4 175.4 -0.9939


9 2 -0.0 +j 0.0 0.0 -0.2059

TERMINAL TOTAL -0.0 +j 0.0 0.0 -0.2059

9R 2 0.0 +j -0.0 0.0 -0.2059

TERMINAL TOTAL 0.0 +j -0.0 0.0 -0.2059




9 1 11.4 +j 4.7 12.3 0.9248

9 2 11.4 +j 5.0 12.5 0.9153

9 3 11.2 +j 4.8 12.2 0.9200

9 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

TERMINAL TOTAL 34.0 +j 14.5 36.9 0.9201

16 1 -11.1 +j -4.7 12.1 0.9217

16 2 -11.2 +j -4.7 12.1 0.9203

16 3 -11.3 +j -4.8 12.2 0.9207

16 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

TERMINAL TOTAL -33.6 +j -14.2 36.4 0.9209


3 1 5.5 +j -0.8 5.5 -0.9904

3 2 3.3 +j 4.4 5.5 0.5982

TERMINAL TOTAL 8.8 +j 3.7 9.5 0.9224

3C 1 -4.3 +j -1.8 4.7 0.9217

3C 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

TERMINAL TOTAL -4.3 +j -1.8 4.7 0.9217

3C 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

3C 2 -4.3 +j -1.8 4.7 0.9217

TERMINAL TOTAL -4.3 +j -1.8 4.7 0.9217

= = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = =


Bus Phase kW +j kvar kVA PF


2 1 175.4 +j 74.4 190.5 0.9205

2 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

TERMINAL TOTAL 175.4 +j 74.4 190.5 0.9205


5 3 170.7 +j 70.4 184.6 0.9244

5 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

TERMINAL TOTAL 170.7 +j 70.4 184.6 0.9244

ELEMENT = "Load.M6"

6 3 170.4 +j 70.2 184.4 0.9246

6 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

TERMINAL TOTAL 170.4 +j 70.2 184.4 0.9246




7 3 17.0 +j 7.0 18.4 0.9246

7 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

TERMINAL TOTAL 17.0 +j 7.0 18.4 0.9246

ELEMENT = "Load.M8"

8 1 43.6 +j 18.4 47.3 0.9214

8 2 43.8 +j 18.6 47.6 0.9206

8 3 42.9 +j 17.8 46.5 0.9235

8 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

TERMINAL TOTAL 130.3 +j 54.8 141.4 0.9218

ELEMENT = "Load.M9"

9 1 86.1 +j 35.9 93.3 0.9231

9 2 86.9 +j 36.6 94.3 0.9217

9 3 85.1 +j 35.0 92.0 0.9248

9 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

TERMINAL TOTAL 258.1 +j 107.5 279.6 0.9232


11 1 9.2 +j 4.1 10.1 0.9135

11 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

TERMINAL TOTAL 9.2 +j 4.1 10.1 0.9135


15 1 92.3 +j 41.1 101.1 0.9133

15 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

TERMINAL TOTAL 92.3 +j 41.1 101.1 0.9133


13 1 91.4 +j 47.3 102.9 0.8879

13 2 85.3 +j 37.0 93.0 0.9175

13 3 96.6 +j 35.8 103.0 0.9378

TERMINAL TOTAL 273.3 +j 120.1 298.5 0.9155


12 1 10.6 +j 4.4 11.5 0.9251

12 2 10.6 +j 4.4 11.5 0.9238

12 3 10.7 +j 4.4 11.6 0.9242

TERMINAL TOTAL 32.0 +j 13.2 34.6 0.9244


17 1 4.3 +j 1.8 4.6 0.9248

17 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

TERMINAL TOTAL 4.3 +j 1.8 4.6 0.9248




18 2 4.3 +j 1.8 4.6 0.9248

18 0 0.0 +j 0.0 0.0 1.0000

TERMINAL TOTAL 4.3 +j 1.8 4.6 0.9248

Total Circuit Losses = 27.1 +j 25.5

Potência nos elementos de fornecimento e de conversão de energia do circuito (Comando: Show >> Power >> Power kVA Elem)

CIRCUIT ELEMENT CURRENTS

(Currents into element from indicated bus)


Bus Phase Magnitude, A Angle (Real) +j (Imag)


1 1 71.305 /_ 156.2 = -65.237 +j 28.784

1 2 33.015 /_ 36.4 = 26.561 +j 19.608

1 3 82.645 /_ -83.3 = 9.5949 +j -82.086

------------

1 0 71.305 /_ -23.8 = 65.237 +j -28.784

1 0 33.015 /_ -143.6 = -26.561 +j -19.608

1 0 82.645 /_ 96.7 = -9.5949 +j 82.086


1 1 71.305 /_ -23.8 = 65.237 +j -28.784

1 2 33.015 /_ -143.6 = -26.561 +j -19.608

1 3 82.645 /_ 96.7 = -9.5949 +j 82.086

------------

2 1 71.316 /_ 156.2 = -65.237 +j 28.812

2 2 33.026 /_ 36.4 = 26.586 +j 19.594

2 3 82.656 /_ -83.4 = 9.5707 +j -82.1


2 1 0.69559 /_ 9.2 = 0.68667 +j 0.11108

2 2 0.6783 /_ -171.4 = -0.67059 +j -0.10198

------------

3 1 0.6959 /_ -172.9 = -0.69062 +j -0.085583

3 2 0.6959 /_ 7.1 = 0.69062 +j 0.085583




2 3 50.165 /_ 96.8 = -5.9778 +j 49.807

------------

4 3 50.174 /_ -83.2 = 5.956 +j -49.82


2 1 46.737 /_ -24.3 = 42.607 +j -19.209

2 2 32.428 /_ -143.1 = -25.915 +j -19.492

2 3 32.492 /_ 96.3 = -3.593 +j 32.292

------------

8 1 46.749 /_ 155.7 = -42.606 +j 19.24

8 2 32.439 /_ 36.9 = 25.942 +j 19.477

8 3 32.503 /_ -83.7 = 3.5667 +j -32.307


4 3 23.901 /_ 96.8 = -2.836 +j 23.732

------------

5 3 23.908 /_ -83.2 = 2.8187 +j -23.742


4 3 26.274 /_ 96.8 = -3.12 +j 26.088

------------

6 3 26.286 /_ -83.2 = 3.0919 +j -26.103


6 3 2.381 /_ 97.3 = -0.30093 +j 2.3619

------------

7 3 2.3903 /_ -83.3 = 0.27935 +j -2.3739


8 1 40.755 /_ -24.3 = 37.132 +j -16.799

8 2 26.44 /_ -143.2 = -21.159 +j -15.855

8 3 26.522 /_ 96.2 = -2.8636 +j 26.367

------------

9 1 40.767 /_ 155.6 = -37.132 +j 16.829

9 2 26.452 /_ 36.8 = 21.185 +j 15.84

9 3 26.534 /_ -83.9 = 2.8374 +j -26.382


9 1 14.451 /_ -24.7 = 13.128 +j -6.0415

------------

10 1 14.46 /_ 155.2 = -13.127 +j 6.0639




10R 1 13.27 /_ -25.0 = 12.028 +j -5.6054

------------

15 1 13.288 /_ 154.8 = -12.027 +j 5.651


15 1 1.1838 /_ -22.4 = 1.0948 +j -0.45034

------------

11 1 1.2104 /_ 154.6 = -1.0931 +j 0.51984


9R 1 11.722 /_ -24.7 = 10.652 +j -4.8929

9R 2 11.858 /_ -143.2 = -9.4928 +j -7.1062

9R 3 12.058 /_ 95.5 = -1.1622 +j 12.002

------------

13 1 11.742 /_ 155.1 = -10.653 +j 4.9396

13 2 11.875 /_ 36.6 = 9.5311 +j 7.0837

13 3 12.075 /_ -84.7 = 1.1214 +j -12.023


16 1 54.15 /_ -54.0 = 31.839 +j -43.801

16 2 54.26 /_ -173.8 = -53.938 +j -5.8984

16 3 54.391 /_ 66.0 = 22.099 +j 49.699

------------

12 1 54.15 /_ 126.0 = -31.839 +j 43.801

12 2 54.26 /_ 6.2 = 53.938 +j 5.8983

12 3 54.391 /_ -114.0 = -22.099 +j -49.699


3C 2 25.057 /_ -173.1 = -24.877 +j -2.9925

3C 0 6.4428 /_ 152.4 = -5.7084 +j 2.9873

3C 3 1.0335E-005 /_ 119.9 = -5.1462E-006 +j 8.9623E-006

------------

18 2 25.057 /_ 6.9 = 24.877 +j 2.9924

18 0 6.4428 /_ -27.6 = 5.7084 +j -2.9873

18 3 1.3089E-013 /_ -82.2 = 1.7764E-014 +j -1.2967E-013


3C 1 25.056 /_ 6.9 = 24.877 +j 2.9923

3C 0 6.4428 /_ -27.6 = 5.7084 +j -2.9873

3C 3 1.0335E-005 /_ -60.1 = 5.1462E-006 +j -8.9623E-006

------------

17 1 25.056 /_ -173.1 = -24.877 +j -2.9923

17 0 6.4428 /_ 152.4 = -5.7084 +j 2.9873



17 3 2.5137E-014 /_ 58.0 = 1.3323E-014 +j 2.1316E-014


10 1 14.46 /_ -24.8 = 13.127 +j -6.0639

10 0 14.46 /_ 155.2 = -13.127 +j 6.0639

------------

10R 1 13.27 /_ 155.0 = -12.028 +j 5.6054

10R 0 13.27 /_ -25.0 = 12.028 +j -5.6055


9 1 12.772 /_ -24.5 = 11.621 +j -5.3001

9 2 12.772 /_ 155.5 = -11.621 +j 5.3001

------------

9R 1 11.722 /_ 155.3 = -10.652 +j 4.8929

9R 2 11.722 /_ -24.7 = 10.652 +j -4.8929


9 3 13.005 /_ 95.5 = -1.2487 +j 12.945

9 2 13.005 /_ -84.5 = 1.2487 +j -12.945

------------

9R 3 12.058 /_ -84.5 = 1.1622 +j -12.002

9R 2 12.058 /_ 95.5 = -1.1622 +j 12.002


9 2 0.004454 /_ 138.2 = -0.0033215 +j 0.0029675

------------

9R 2 0.004454 /_ -41.8 = 0.0033215 +j -0.0029675


9 1 1.5766 /_ -23.7 = 1.444 +j -0.6329

9 2 1.5837 /_ -143.7 = -1.2756 +j -0.93859

9 3 1.5805 /_ 96.1 = -0.16847 +j 1.5715

9 0 0 /_ 0.0 = 0 +j 0

------------

16 1 54.15 /_ 126.0 = -31.839 +j 43.801

16 2 54.26 /_ 6.2 = 53.938 +j 5.8984

16 3 54.391 /_ -114.0 = -22.099 +j -49.699

16 0 9.0949E-013 /_ 90.0 = 0 +j 9.0949E-013


3 1 0.6959 /_ 7.1 = 0.69062 +j 0.085583

3 2 0.6959 /_ -172.9 = -0.69062 +j -0.085583

------------

3C 1 25.056 /_ -173.1 = -24.877 +j -2.9923



3C 0 25.056 /_ 6.9 = 24.877 +j 2.9922

------------

3C 0 25.057 /_ -173.1 = -24.877 +j -2.9923

3C 2 25.057 /_ 6.9 = 24.877 +j 2.9925

= = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = =


Bus Phase Magnitude, A Angle (Real) +j (Imag)


2 1 23.998 /_ -23.9 = 21.944 +j -9.7137

2 0 23.998 /_ 156.1 = -21.944 +j 9.7137


5 3 23.909 /_ 96.8 = -2.8186 +j 23.742

5 0 23.909 /_ -83.2 = 2.8186 +j -23.742

ELEMENT = "Load.M6"

6 3 23.905 /_ 96.7 = -2.791 +j 23.742

6 0 23.905 /_ -83.3 = 2.791 +j -23.742


7 3 2.3903 /_ 96.7 = -0.27935 +j 2.3739

7 0 2.3903 /_ -83.3 = 0.27935 +j -2.3739

ELEMENT = "Load.M8"

8 1 5.9938 /_ -24.0 = 5.4742 +j -2.4411

8 2 5.9991 /_ -142.9 = -4.7826 +j -3.6216

8 3 5.9817 /_ 96.8 = -0.70317 +j 5.9402

8 0 0.12303 /_ 84.6 = 0.011577 +j 0.12249

ELEMENT = "Load.M9"

9 1 11.968 /_ -23.9 = 10.94 +j -4.8539

9 2 11.984 /_ -142.7 = -9.5343 +j -7.2598

9 3 11.95 /_ 96.8 = -1.4203 +j 11.865

9 0 0.24876 /_ 86.6 = 0.014835 +j 0.24831


11 1 1.2104 /_ -25.4 = 1.0931 +j -0.51982

11 0 1.2104 /_ 154.6 = -1.0931 +j 0.51982




15 1 12.106 /_ -25.4 = 10.932 +j -5.2005

15 0 12.106 /_ 154.6 = -10.932 +j 5.2005


13 1 11.742 /_ -24.9 = 10.653 +j -4.9395

13 2 11.875 /_ -143.4 = -9.5312 +j -7.0838

13 3 12.076 /_ 95.3 = -1.1216 +j 12.023


12 1 54.151 /_ -54.0 = 31.841 +j -43.801

12 2 54.261 /_ -173.8 = -53.939 +j -5.8992

12 3 54.392 /_ 66.0 = 22.099 +j 49.7


17 1 25.057 /_ 6.9 = 24.877 +j 2.9924

17 0 25.057 /_ -173.1 = -24.877 +j -2.9924


18 2 25.057 /_ -173.1 = -24.877 +j -2.9925

18 0 25.057 /_ 6.9 = 24.877 +j 2.9925

Dados de saída do Energymeter.

Meter MT1

kWh 46.824

kvarh 20.580

Max kW 3.011

Max kVA 3.296

Zone kWh 45.401

Zone kvarh 18.963

Zone Max kW 2.896

Zone Max kVA 3.132

Overload kWh Normal 0

Overload kWh Emerg 0

Load EEN 4.396

Load UE 5

Zone Losses kWh 1.430

Zone Losses kvarh 1.617

Zone Max kW Losses 123

Zone Max kvar Losses 147

Load Losses kWh 1.372



Load Losses kvarh 1.617

No Load Losses kWh 58

No Load Losses kvarh 0

Max kW Load Losses 120

Max kW No Load Losses 3

Line Losses 1.345

Transformer Losses 85

Line Mode Line Losses 1.086

Zero Mode Line Losses 24

3-phase Line Losses 1.110

1- and 2-phase Line Losses 235

Gen kWh 0

Gen kvarh 0

Gen Max kW 0

Gen Max kVA 0

13,8 kV Losses 1.365

0,38 kV Losses 65

Aux1 0

Aux6 0

Aux11 0

Aux16 0

Aux21 0

13,8 kV Line Loss 1.280

0,38 kV Line Loss 65

Aux2 0

Aux7 0

Aux12 0

Aux17 0

Aux22 0

13,8 kV Load Loss 27

0,38 kV Load Loss 0

Aux3 0

Aux8 0

Aux13 0

Aux18 0

Aux23 0

13,8 kV No Load Loss 58

0,38 kV No Load Loss 0

Aux4 0



Aux9 0

Aux14 0

Aux19 0

Aux24 0

13,8 kV Load Energy 44.283

0,38 kV Load Energy 1.118

Aux5 0

Aux10 0

Aux15 0

Aux20 0

Aux25 0

nota técnica n° 0057/2014-srd/aneel processos: 48500 ... · em 11 de junho de 2014. processos ......

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