1
Introdução
1.1
A Implantação da Energia Elétrica e o surgimento da Geração
Distribuída no Brasil
Após conhecer a Energia Elétrica na Exposição de Filadélfia em 1876, D.
Pedro II autorizou Thomas Edison a introduzir no Brasil os aparelhos por ele
inventados.
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Em 1879 foi inaugurada a iluminação elétrica da Estação Central da
Estrada de Ferro D. Pedro II (atual Central do Brasil). A iluminação era realizada
por seis lâmpadas que eram alimentadas por dois dínamos. A partir deste ano,
diversas importantes cidades do país implantaram suas redes elétricas, tendo como
objetivo a iluminação. As primeiras redes eram supridas por geradores térmicos,
até que em 1883 foi instalada a primeira usina hidroelétrica no país.
Em 1890, a capacidade instalada das usinas brasileiras era de apenas 12
MW. A partir deste momento, ocorreram várias construções de novas usinas,
principalmente de usinas hidroelétricas. No decorrer da década de 1910 aumenta o
número de estabelecimentos comerciais, bem como o número de fábricas
atendidas pela energia elétrica, que até então eram supridos pelo vapor.
O crescente aumento do consumo de energia elétrica fez acelerar o ritmo
de construção de centrais elétricas. Entre 1901 e 1910 foram construídas 77 novas
unidades e até 1920 mais 164 unidades. Na década de 1920 iniciou-se a
construção de centrais geradoras de maior porte. Neste período existiam centrais
hidroelétricas de 50 e 60 HZ, sendo que a unificação da freqüência do país em 60
HZ ocorreu em 1964.
Houve um grande aumento da demanda por energia elétrica entre 1930 e
1945, proveniente do crescimento industrial e do processo de urbanização. Para
acompanhar este aumento de demanda o parque gerador ampliou sua potência
13
instalada de 778 MW para 1341 MW. Neste mesmo período iniciou-se um
trabalho de interligação dos sistemas locais através de linhas de transmissão.
A criação da Chesf em 15 de março de 1948 indicava a tendência de
construção de usinas de grande porte [1]. Tais empreendimentos exigiriam a
separação da geração e da distribuição.
Até então os sistemas elétricos eram formados por pequenos geradores que
atendiam as cargas de uma determinada região, através da própria rede de
distribuição. Esta separação da geração e distribuição foi uma conseqüência da
crescente demanda por energia elétrica, que exigiu a construção de grandes
centrais geradoras.
A grande maioria destas centrais estava afastada dos grandes centros de
carga. Surge então a necessidade de transportar grandes blocos de energia através
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de longas distâncias. A partir deste momento o sistema elétrico assumiu uma
configuração que se mantém até os dias atuais: nestas grandes centrais geradoras
ocorre a transformação do nível de tensão para que estas sejam conectadas as
linhas de transmissão em alta tensão. Nas linhas, estes “blocos de energia”
percorrem longas distâncias até chegarem às cargas, onde estão localizadas as
subestações de distribuição que abaixam o nível de tensão para alimentar a rede de
distribuição.
Nos últimos anos, principalmente após o racionamento de energia elétrica
ocorrido no início da década de 2000, em função da falta de oferta de energia
elétrica, vem ganhando força a idéia de conectar geradores de menor porte
diretamente na rede de distribuição. Surge então o conceito de “Geração
Distribuída”.
Da mesma forma que os grandes geradores, os geradores distribuídos
podem ser supridos por diversas fontes primárias de energia, tais como: Eólica,
Hídrica (Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH), Fotovoltaica, Biomassa e Cogeração.
De uma forma geral, a conexão dos geradores distribuídos é realizada com
o intuito de gerar energia e não de atuar em outras funções, tais como: controle de
tensão, confiabilidade da rede, capacidade de reserva, etc. Entretanto, na prática
14
um gerador distribuído irá impactar no sistema de distribuição em todos os
aspectos mencionados.
1.2
A Geração Distribuída no Mundo
Analisando a implantação da Geração Distribuída (GD) no cenário
mundial, podemos apontar alguns fatores que motivaram o investimento neste tipo
de empreendimento.
O primeiro fator que podemos citar é o fato destes geradores estarem
localizados próximos às cargas. Isto é importante para proteger cargas sensíveis
de distúrbios do sistema, propiciando a elas uma confiabilidade maior na
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continuidade do fornecimento de energia elétrica. A possibilidade de alocar
plantas de geração distribuída próximas aos consumidores, em muitas situações,
também reduzirá os custos dos sistemas de distribuição e transmissão.
Um segundo ponto a ser analisado é a questão ambiental. As plantas de
geração distribuída são bem menores, o que torna mais fácil encontrar locais para
instalá-las. O impacto ambiental de plantas de geração distribuída é bem menor
que o impacto das grandes usinas, o que atende a necessidade de encontrar formas
de gerar energia elétrica que tenham menor impacto ambiental [2]. Tudo isso
tende a facilitar o processo de licenciamento ambiental, que no caso de grandes
usinas pode ser um grande empecilho.
O fator econômico também tem um grande peso neste processo. O
investimento e o tempo necessários para construir uma planta de GD são bem
menores, se comparados as grandes centrais geradoras. O risco do investimento
financeiro nestes tipos de empreendimentos é menor.
Por fim, analisaremos qual a motivação para implantação de GD, no que
diz respeito ao planejamento de sistemas elétricos. A necessidade de aumentar a
oferta de energia elétrica, no caso de países que sofrem com a escassez de energia
elétrica e que correm o risco de sofrer eventuais racionamentos de energia, é um
fator motivador para implantação de GD. Também deve ser levado em
consideração que a decisão de instalar GD poderá ser uma forma de adiar ou
15
evitar investimentos na ampliação dos sistemas de distribuição e transmissão,
fator este que pode motivar a implantação de GD no planejamento da expansão do
sistema.
Todos estes fatores apresentados incentivam a instalação de plantas de
Geração Distribuída, e, conseqüentemente, vem aumentando cada vez mais o
montante de energia gerada por Geração Distribuída, ao analisarmos o cenário
internacional. A necessidade de dar acesso à rede de distribuição a qualquer
empreendedor que queira instalar um gerador distribuído, trás a tona a
necessidade do desenvolvimento de metodologias para gerenciar estas redes, de
tal forma que mantenha os níveis adequados de segurança e qualidade. São
diversos os aspectos que envolvem o gerenciamento destas redes que passaram de
passivas para ativas: regulação do nível de tensão, ajuste de proteção, análise de
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distúrbios e problemas de interface. O estudo do impacto da GD em sistemas de
distribuição é fundamental para que possa facilitar a sua integração aos sistemas
elétricos.
1.3
O acesso ao sistema de distribuição
Nesta seção, descrevem-se as regras para acessar o sistema de distribuição
por parte dos geradores distribuídos usadas no Brasil.
1.3.1
As etapas do acesso
Todo gerador distribuído deve respeitar as condições de acesso
estabelecidas pelo Módulo 3 do PRODIST (Procedimentos de Distribuição de
Energia Elétrica) [3]. O PRODIST estabelece as condições de conexão e uso do
sistema de distribuição, definindo os critérios técnicos e operacionais, os
requisitos de projeto, as informações, os dados e a implementação da conexão,
aplicando-se aos novos acessantes bem como aos existentes.
16
Os procedimentos de acesso devem atender ao padrão de indicadores de
desempenho e qualidade do serviço de distribuição, bem como as instalações de
conexão devem atender aos requisitos técnicos e de qualidade.
A implementação do acesso deve ser realizada adotando alternativas que
levem em consideração a racionalização da expansão dos sistemas de distribuição
e transmissão, observando o critério de menor custo global.
Na avaliação técnica de acesso, a distribuidora deve observar o critério de
menor custo global de investimentos. Seguindo este critério, entre as alternativas
consideradas para a viabilização do acesso, deve ser escolhida a alternativa
tecnicamente equivalente de menor custo de investimentos, considerando-se:
a) As instalações de conexão de responsabilidade do acessante;
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b) As instalações decorrentes de reforços e ampliações no sistema elétrico;
c) Os custos decorrentes das perdas elétricas no sistema.
Para receber a autorização para se conectar ao sistema de distribuição, um
gerador deve seguir quatro principais etapas de viabilização do acesso. A primeira
delas é a Consulta de Acesso, que é formulada pelo acessante à acessada com o
intuito de obter as informações necessárias para a realização dos estudos
referentes ao acesso. A acessante pode, caso tenha interesse, indicar um ponto de
conexão.
Em seguida temos a Informação de Acesso, que deverá ser emitida pela
acessada. Este documento deve conter a definição do ponto de conexão, baseada
no critério de mínimo custo global, juntamente com as opções de conexão que
foram analisadas e os respectivos custos. As características do sistema de
distribuição acessado, os requisitos técnicos, padrões de desempenho, tarifas de
uso, participação financeira e demais responsabilidades do acessante devem ser
apresentadas neste documento.
A terceira etapa é a Solicitação de Acesso, que é um requerimento
formulado pelo acessante que deve conter o contrato de concessão, ato
autorizativo ou registro; o projeto das instalações de conexão e demais dados
solicitados ao acessante. Este requerimento solicita formalmente o acesso à rede
de distribuição, com base na resposta recebida na informação de acesso.
17
A última etapa é o Parecer de Acesso, que é um documento formal e
obrigatório apresentado pela acessada que deve conter as condições de acesso,
compreendendo a conexão e o uso, e os requisitos técnicos que permitam a
conexão das instalações do acessante, com os respectivos prazos. Tal documento
também deve apresentar as seguintes informações:
o Características do sistema de distribuição acessado e do ponto de conexão;
o Obras e serviços necessários no sistema de distribuição, tanto as de
responsabilidade do acessante quanto as de responsabilidade do acessado;
o Participação financeira;
o Modelos dos contratos a serem elaborados;
o Tarifas de uso aplicáveis;
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o Responsabilidades do acessante.
1.3.2
Resoluções e decretos pertinentes ao tema
Nesta seção serão apresentadas algumas das principais resoluções e decretos
referentes ao tema. Algumas destas resoluções contém especificações técnicas
sobre o funcionamento dos sistemas elétricos e também sobre a conexão de
geradores à rede de distribuição, que deverão ser respeitadas em nossa análise.
Outras apresentam definições e conceitos importantes sobre a Geração
Distribuída. Todos eles são de grande importância para este trabalho.
1.3.2.1
Resolução Normativa No 343, de 9 de dezembro de 2008 [4]:
Esta resolução estabelece procedimentos para registro, elaboração, aceite,
análise, seleção e aprovação de projeto básico e para aproveitamento de potencial
de energia hidráulica com características de Pequena Central Hidrelétrica – PCH.
Ela determina quais documentos devem ser apresentados pelo acessante à ANEEL
(AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA), determina como deve ser
18
calculado o valor da garantia de registro, especifica como deve ser feito o projeto
básico que será protocolado na ANEEL, bem como os critérios para aceitação e
aprovação e determina, por fim, o processo de outorga de autorização.
1.3.2.2
Resolução No 652, de 9 de dezembro de 2003 [5]:
Esta resolução estabelece os critérios para o enquadramento de
aproveitamento hidrelétrico na condição de Pequena Central Hidrelétrica (PCH).
Para que um aproveitamento seja enquadrado como PCH, ele deve possuir uma
capacidade instalada superior a 1 MW e igual ou inferior a 30 MW. Nesta mesma
resolução também são especificados limites das dimensões do reservatório, para
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enquadramento deste tipo de empreendimento.
1.3.2.3
Decreto No 2003, de 10 de setembro de 1996 [6]
Este decreto regulamenta a produção de energia elétrica por Produtor
Independente e por Autoprodutor e dá outras providências. Dentre outras coisas,
ele determina a responsabilidade de pagamento dos custos pelo uso dos sistemas
de distribuição e transmissão por parte dos produtores independentes e
autoprodutores perante os concessionários e permissionários do serviço público de
energia elétrica.
1.3.2.4
Resolução No 505, de 26 de novembro de 2001 [7]
A Resolução 505 estabelece de forma atualizada e consolidada, as
disposições relativas à conformidade dos níveis de tensão de energia elétrica em
regime permanente. Dentre as diversas especificações desta norma, é importante
ressaltar o ponto em que especifica os níveis de tensão adequados para pontos de
entrega ou conexão, de uma rede de distribuição com tensão superior a 1 kV e
inferior a 69 kV. Esta faixa de tensão abrange as linhas de distribuição de média
19
tensão, nas quais realizaremos todos os nossos testes. Segue abaixo a tabela 1.1
com as faixas de tensão citadas acima:
Tabela 1.1: Níveis de tensão adequados para pontos de entrega de uma rede de
distribuição com tensão superior a 1 kV e inferior a 69 kV
Classificação da Tensão de
Faixa de variação da Tensão de Leitura (TL) em
Atendimento (TA)
relação à Tensão Contratada (TC)
Adequada
0,93 TC ≤ TL ≤ 1,05 TC
Precária
0,90 TC ≤ TL < 0,93 TC
Crítica
TL < 0,90 TC ou TL >1,05 TC
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1.3.2.5
Resolução normativa Nº 247, de 21 de dezembro de 2006 [8]
A resolução 247 estabelece as condições para a comercialização de energia
elétrica, oriunda de empreendimentos de geração que utilizem fontes primárias
incentivadas, com unidade ou conjunto de unidades consumidoras cuja carga seja
maior ou igual a 500 kW. Esta resolução define o Contrato de conexão ao sistema
de distribuição (CCD), o Contrato de conexão ao sistema de transmissão (CCT), o
Contrato de uso do sistema de distribuição (CUSD) e o Contrato de uso do
sistema de transmissão (CUST). Estabelece também a redução de 50% na tarifa de
uso do sistema de distribuição (TUSD) para os seguintes empreendimentos:
aproveitamentos de potencial hidráulico de potência superior a 1.000 kW e igual ou
inferior a 30.000 kW, destinados à produção independente ou autoprodução, mantidas
as características de pequena central hidrelétrica; empreendimentos com potência
instalada igual ou inferior a 1.000 kW e empreendimentos com base em fontes solar,
eólica e biomassa, cuja potência instalada seja menor ou igual a 30.000 kW.
20
1.4
O impacto da Geração Distribuída nos sistemas de distribuição
De uma forma geral, os sistemas de distribuição em média tensão operam de
forma radial, sendo suprido por uma subestação que alimenta as linhas de distribuição
que estão conectadas na mesma. As linhas atendem aos diversos consumidores da
rede de distribuição, ou seja, até então apenas cargas se conectavam as redes de
distribuição. Nesta configuração a subestação fica responsável por atender toda a
demanda dos consumidores, e controlar o nível de tensão da rede.
Com a conexão de Geradores Distribuídos na rede de distribuição, a
subestação deixa de ser a única responsável por atender os consumidores, bem como
haverá um impacto nos níveis de tensão da rede que não será mais controlado apenas
pela subestação, a princípio [9].
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A inserção de GD em uma rede de distribuição provavelmente provocará
inversão do sentido do fluxo de potência em alguns trechos da rede, e dependendo
da situação, poderá ocorrer inversão de fluxo até a subestação de distribuição.
Portanto, a GD impactará na rede de distribuição em diversos aspectos. Nesta
seção apresentaremos quatro pontos que sofrerão forte impacto em função da
conexão geração distribuída.
1.4.1
Impacto nas perdas elétricas da rede de distribuição
O gerador distribuído modifica a distribuição de fluxos de uma rede de
distribuição. Portanto, podemos concluir que ele modificará também as perdas
elétricas na rede. Esse tema é de grande interesse para as concessionárias, tendo
em vista que quanto maior as perdas elétricas, maior será a quantidade de energia
que não está sendo “vendida” ao consumidor, e, conseqüentemente o prejuízo da
concessionária.
A conexão do gerador na rede de distribuição pode provocar um aumento
ou uma redução das perdas elétricas. Determinar se uma conexão irá aumentar ou
reduzir as perdas não é trivial. Isto dependerá de diversos fatores, tais como:
localização das maiores cargas da rede, taxa de penetração da GD (capacidade
21
instalada/carga total da rede) e distância elétrica entre o gerador e a subestação de
distribuição. Só conseguiremos determinar a variação das perdas elétricas na rede
após a realização de uma análise de fluxo de potência.
1.4.2
Impacto nos níveis de tensão da rede de distribuição
No que diz respeito ao nível de tensão da rede de distribuição, o gerador
distribuído provavelmente provocará alguma modificação. Um gerador pode
impactar de forma positiva ou negativa nos níveis de tensão da rede. O real
impacto deste gerador no nível de tensão da rede dependerá de diversos fatores,
tais como: ponto de conexão na rede, carga da rede na qual ele se conectará,
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capacidade instalada do gerador, entre outros. Podemos considerar que ele terá um
impacto positivo quando ele não provocar violações de tensão na rede de
distribuição, tanto no sentido de aumentar quanto no sentido de reduzir a tensão.
Além disso, um gerador distribuído pode contribuir para reduzir as violações dos
limites de tensão da linha na qual ele está se conectando. Se considerarmos uma
situação na qual ele se conecta em um ponto da rede com grande concentração de
cargas ou na extremidade de uma linha muito longa, que apresente problemas de
queda de tensão elevada, nestas situações provavelmente o gerador irá melhorar
os níveis de tensão da rede. Um gerador terá um impacto negativo no nível de
tensão de uma rede de distribuição quando sua conexão aumentar ou reduzir
excessivamente a tensão, a ponto de provocar violações dos limites de tensão
permitidos.
A concessionária deve fornecer energia elétrica aos consumidores
respeitando os níveis de tensão adequados estipulados pela ANEEL. A violação
dos níveis de tensão expõe a concessionária a sofrer punições (inclusive com
multas) por parte do agente regulador do sistema. Caso a conexão de um gerador
provoque a violação dos níveis de tensão de uma determinada região, a
responsabilidade por aquela ocorrência será única e exclusivamente da
concessionária, portanto este é um ponto que tem que ser bem analisado
previamente.
22
Ao realizar estudos sobre o impacto do gerador distribuído nos níveis de
tensão da rede, deve ser dada uma atenção especial ao caso quando durante o
período de carga leve da rede, o gerador distribuído estiver despachando sua
capacidade máxima, nestas situações o fluxo de potência na rede poderá ficar
totalmente invertido em direção à subestação. Este é o caso que tipicamente
apresenta os maiores problemas para o controle de tensão.
Caso seja detectado que o gerador distribuído provocará um afundamento
de tensão, de tal forma que a faixa estipulada pela ANEEL seja violada, existem
duas opções: escolher um outro ponto de conexão para aquele gerador ou analisar
quais reforços (substituição de condutores, ampliação da subestação, duplicação
de circuitos, entre outros) devem ser realizados na rede de distribuição para que,
após a conexão do gerador, os níveis de tensão fiquem dentro da faixa adequada.
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Este segundo procedimento envolverá custos de reforço da rede. Estes custos
podem ser de responsabilidade da concessionária ou podem ser repassados à
acessada como custo de conexão à rede de distribuição, cada caso deve ser
analisado individualmente.
1.4.3
O impacto nos índices de qualidade do fornecimento de energia
elétrica
No caso de desligamento do alimentador de distribuição, o gerador poderá
atuar de forma ilhada, atendendo às cargas do alimentador, todas ou parte delas.
Este tipo de operação deverá ser prevista no acordo operativo.
O Acordo Operativo contempla os seguintes aspectos: especificação dos
equipamentos e da configuração da conexão do acessante à Rede de Distribuição;
determinação da forma de comunicação e troca de informações para realização do
planejamento operativo, programação, coordenação e supervisão da operação e
pós operação; programação de intervenções e desligamentos; procedimentos
operacionais; segurança pessoal e as responsabilidades sobre manutenção e
operação do ponto de conexão [3].
O item “procedimentos operacionais” trata da questão da operação ilhada.
Neste caso, é especificado que o Acordo Operativo deve conter instruções para
23
operação em regime normal e em contingência e também as condições em que é
admitido o ilhamento de centrais geradoras com parte do sistema de distribuição.
Nas situações em que o gerador operar de forma ilhada, teremos um grupo
de consumidores sendo atendidos pelo gerador distribuído. Considerando uma
situação em que o alimentador de distribuição não possua geradores conectados,
este grupo de consumidores ficaria desligado, sem fornecimento de energia
elétrica. Neste caso ele terá um impacto positivo na confiabilidade da rede,
inclusive reduzindo o impacto negativo que o desligamento provocaria nos índices
de qualidade da rede.
1.4.4
Impacto na proteção da rede de distribuição
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Ao considerarmos uma rede de distribuição radial, a GD pode inverter os
fluxos de potência ao longo desta rede, ou pelo menos de parte dela. No caso de
um curto-circuito na rede, passaremos a ter duas fontes de contribuição para o
curto: a subestação e o gerador distribuído. Isto não ocorria anteriormente, quando
tínhamos uma rede de distribuição radial, com uma fonte única de alimentação.
Em uma rede de distribuição com uma fonte única de alimentação os
equipamentos instalados ao longo de sua extensão possuíam um único ajuste de
proteção para curtos a jusante. Dentre estes equipamentos, aqueles que estiverem
instalados entre a subestação e o gerador, deverão receber dois grupos de ajuste de
proteção: um para curtos a montante e outro para curto a jusante do equipamento.
A conexão de geradores provocará uma modificação nos níveis de curto circuito
da rede de distribuição, portanto, muito provavelmente também haverá a
necessidade de refazer o ajuste de proteção já existente, para curtos a jusante do
equipamento, dependendo da sua localização na rede de distribuição.
Outro aspecto importante é que no caso de faltas nas instalações internas
do gerador, a proteção deve estar ajustada para isolar o mesmo, tendo em vista
que tal ocorrência pode vir a retirar toda a linha de distribuição de operação
A operação ilhada do gerador distribuído pode ser permitida ou não,
dependendo do que foi estipulado no acordo operativo entre as partes. Caso não
seja permitido o ilhamento, a proteção deve ser ajustada para impedir que isso
ocorra.
24
1.5
Organização dos capítulos
Esta dissertação está organizada da seguinte forma:
No primeiro capítulo apresentamos o histórico da geração distribuída no
Brasil e no Mundo, os fatores que motivaram o desenvolvimento de plantas de
geração distriuída e o seu impacto nos sistemas de distribuição. Fazemos também
uma apresentação dos principais aspectos regulatórios que envolvem a conexão de
geradores nos sistemas de distribuição.
No segundo capítulo analisaremos alguns trabalhos sobre Geração
Distribuída que foram importantes para o desenvolvimento desta dissertação.
Neste capítulo apresentamos os fatores que motivaram o desenvolvimento desta
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dissertação, bem como os seus objetivos.
No terceiro capítulo apresentamos o modelo desenvolvido nesta
dissertação. Primeiramente expomos as premissas consideradas e também a
metodologia utilizada para o cálculo das perdas elétricas. Em seguida
apresentamos o cálculo dos custos que serão considerados nesta análise, a função
objetivo e suas restrições e por fim a modelagem do problema utilizando
algoritmos genéticos.
No quarto capítulo apresentaremos os testes realizados com a rede de 9
barras e a IEEE 34 barras. Analisaremos todos os custos envolvidos na conexão
dos geradores distribuídos nestas duas redes.
O quinto capítulo contém as conclusões do trabalho, no qual avaliamos de
uma forma global os resultados obtidos com a otimização realizada pelo modelo
proposto. Neste capítulo apresentaremos também as propostas de trabalhos futuros
que possam ser realizados a partir desta dissertação.
Por fim, esta dissertação contém 5 apêndices com informações ique
complementam alguns pontos importantes deste trabalho. O apêndice 1 apresenta
de forma sintética o método de Newton Raphson para resolução de problemas de
fluxo de potência. O apêndice 2 explica o funcionamento do Método Nodal, que
foi utilizado para calcular o custo dos investimentos na rede de distribuição. O
apêndice 3 explica o funcionamento de um algoritmo genético, sua estrutura, os
25
operadores e o processo de otimização. Os apêndices 4 e 5 apresentam,
respectivamente, os dados das redes de distribuição de 9 barras e IEEE 34 que
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foram utilizadas como caso de estudo.