Harmonic Distortion Analysis in a Low Voltage Grid

Harmonic Distortion Analysis in a Low Voltage
Grid-Connected Photovoltaic System
F. C. Melo, R. R. Spaduto, L. C. G. Freitas, C. E. Tavares, J. R. Macedo Jr. and P. H. O. Rezende
Abstract— After the approval of the Normative Resolution
482, in April 17th, 2012, ANEEL has established the general
conditions for microgeneration (less than or equal to 100 kW)
and minigeration (greater than 100 kW and less than or equal to
1 MW), accessing the electric power distribution systems. In
addition, it is established the net metering compensation system
of the electric power generated. Since then, several applications
for grants for connecting PV systems to the low and medium
voltage grid have been performed. In this context, this paper
presents the design of a 6.58 kWp photovoltaic system in the city
of Uberlândia, Minas Gerais, following the standards
established by that Normative Resolution and in accordance
with the CEMIG ND 5.30, which establishes the criteria for
connecting new micro and mini distributed generation systems
to the low-voltage grid. Design criteria and results of the
assessments about harmonic distortions at the point of common
coupling of the installation are presented in this work.
Keywords— Distributed Generation, Microgeneration,
Photovoltaic Systems, Power Inverters, Power Quality, PV
Modules, Renewable Energy.2
A
I. INTRODUÇÃO
INSERÇÃO da energia fotovoltaica como fonte
alternativa na matriz energética brasileira ganhou
destaque considerável nos anos de 2011 e 2012 no cenário
nacional e internacional. Os principais fatos que contribuíram
para isso foram a chamada de projeto estratégico 013/2011 da
ANEEL intitulada “Arranjos Técnicos e Comerciais para
Inserção da Geração Solar Fotovoltaica na Matriz Energética
Brasileira”, que proporcionará a instalação em torno de
20 MWp de plantas fotovoltaicas espalhadas por todo o Brasil
até 2015. Além disso, merecem destaque as Resoluções
Normativas no 481 e 482 da ANEEL, de 17 de abril de 2012.
Estas últimas vieram a regulamentar, respectivamente,
descontos na TUSD (Tarifa de Uso dos Sistemas Elétricos de
F. C. Melo, Universidade Federal de Uberlândia (UFU), Uberlândia,
Minas Gerais, [email protected]
R. R. Spaduto, Universidade Federal de Uberlândia (UFU), Uberlândia,
Minas Gerais, [email protected]
C. E. Tavares, Universidade Federal de Uberlândia (UFU), Uberlândia,
Minas Gerais, [email protected]
J. R. Macedo Jr., Universidade Federal de Uberlândia (UFU), Uberlândia,
Minas Gerais, [email protected]
P. H. O. Rezende, Universidade Federal de Uberlândia (UFU), Uberlândia,
Minas Gerais, [email protected]
L. C. G. Freitas, Universidade Federal de Uberlândia (UFU), Uberlândia,
Minas Gerais, [email protected]
Distribuição) e TUST (Tarifa de Uso dos Sistemas Elétricos
de Transmissão) para a geração solar de grande porte e o
sistema de compensação para a microgeração (para sistemas
com potência maior ou igual a 100 kW) e minigeração (maior
que 100 kW e menor ou igual a 1 MW), possibilitando
inserção da geração descentralizada distribuída no país,
utilizando diferentes fontes de energia alternativa [1]-[2].
Neste contexto, vale destacar a recente implantação das
usinas solares fotovoltaicas em: Tauá-CE (MPX - 1 MWp),
no estádio Pituaçu, Salvador-BA (COELBA - 400 kWp), o
estádio do Mineirão em Belo Horizonte-MG (1,6 MWp),
assim como a usina Sette Solar em Sete Lagoas-MG (CEMIG
- 3MWp).
Pode-se destacar também que o Brasil, se comparado ao
continente europeu, apresenta praticamente o dobro de
insolação média ao ano, com base nas informações
divulgadas no Atlas Brasileiro de Energia Solar. Isto
demonstra a grande capacidade do país em gerar energia
elétrica através da captação da radiação solar e, mesmo ainda
com elevados custos de implantação, a energia fotovoltaica
começa a ser inserida na matriz energética, como alternativa
às já existentes fontes de energia elétrica conectadas ao
sistema elétrico nacional. Analisando-se a região do
Triângulo Mineiro, na qual se situa a cidade de Uberlândia,
verifica-se pela Fig. 1 que ela apresenta elevada insolação
anual e, ao mesmo tempo, as temperaturas amenas
constatadas favorecem na produção energética anual final. A
média anual do total mensal de irradiação solar global
incidente em Uberlândia é 165,38 kWh/m2/mês [3]-[4].
Neste contexto, são apresentados a seguir os resultados
decorrentes da execução de um projeto pioneiro voltado para
a implantação de um Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede
Elétrica (SFVCR) de Baixa Tensão, através do qual foi
firmado o primeiro contrato de relacionamento operacional
para a microgeração distribuída no Brasil. O referido contrato
foi celebrado entre a CEMIG Distribuição e a empresa PGM
Suporte em Tecnologia LTDA (Microgerador), localizada na
cidade de Uberlândia, MG. Neste contrato, a unidade de
microgeração supracitada adere ao sistema de compensação
de energia que estabelece as condições para a ligação da
microgeração distribuída em conformidade com a norma
ND 5.30 da CEMIG (Requisitos para a conexão de
Acessantes ao Sistema de Distribuição Cemig – Conexão em
Baixa Tensão).
Installations or Locations – Solar Photovoltaic (PV) Power
Supply Systems, IEEE 929-2000 – Recommended Practice for
Utility Interface of Photovoltaic (PV) Systems e IEEE 1547 –
Standard for Interconnecting Distributed Resources with
Electric Power Systems.
No projeto do sistema fotovoltaico foi considerada a
instalação dos dispositivos de proteção tanto para o lado cc
quanto para o lado ca, aumentando-se a vida útil de todos os
componentes e priorizando-se a segurança do instalador e do
usuário.
2
Figura. 1. Irradiação solar global horizontal média mensal (kWh/m /mês)
[3]-[4].
O SFVCR em pauta, conforme ilustrado na Fig. 2, é
constituído de 28 módulos fotovoltaicos de 235 Wp,
proteções cc (corrente contínua), 2 inversores de 4,4 kW para
conexão à rede elétrica, proteções ca (corrente alternada) e
medidor de energia bidirecional. Neste artigo serão
apresentados
dados
do
projeto,
enfatizando
o
dimensionamento e implantação do sistema, assim como os
resultados preliminares referentes à produção e da qualidade
da energia elétrica junto ao ponto de conexão da instalação.
A. Módulos Fotovoltaicos
Os módulos fotovoltaicos convertem a energia proveniente
da luz do Sol em energia elétrica em corrente contínua. Os
módulos fabricados com células fotovoltaicas policristalinas
(p-Si) são os mais comuns em instalações deste tipo e
possuem menor custo em relação à tecnologia monocristalina.
A eficiência alcançada pode variar de 12 % a 17 %, podendo
cair quando submetidos a temperaturas maiores que a
temperatura ambiente. A relação entre a potência de saída e a
área do módulo está em torno de 120 W a 250 W por m2.
Os módulos utilizados no projeto apresentam potência de
pico de 235 Wp para as Condições de Teste Padrão (CTP) de
1000 W/m2 de irradiância, temperatura de 25 ºC e A.M. (Air
Mass, Massa de Ar) igual a 1,5, o que corresponde ao ângulo
zenital de 48,2º. As especificações elétricas de cada módulo
fotovoltaico são apresentadas na Tabela I. Foram utilizados
módulos fotovoltaicos da Sun-Earth TPB156x156-60-P, os
quais são homologados pelo INMETRO com classificação
“A” de eficiência energética. A área total ocupada para a
instalação dos módulos é em torno de 47,6 m2, com potência
de pico instalada de 6,58 kWp (7,2 kWp/m2 instalado).
TABELA I. ESPECIFICAÇÕES DOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS.
Figura. 2. Diagrama esquemático do SFVCR.
II. ESPECIFICAÇÕES DE PROJETO E
DIMENSIONAMENTO DOS EQUIPAMENTOS
Todos os componentes utilizados na execução desse
projeto foram dimensionados para que se tenha a máxima
extração de energia solar com o mínimo de perdas, seguindose normas nacionais, tais como a NBR 5410 – 2004 –
Instalações Elétricas de Baixa Tensão, ND 5.30 e Seção 3.7
do Módulo 3 do Prodist (2012), assim como normas
internacionais, tais como a IEC 62446 – 2009 – Grid
Connected Photovoltaic Systems – Minimum Requirements
for System Documentation, Commissioning Tests and
Inspection, IEC 61724 – 1998 – Photovoltaic System
Performance Monitoring – Guidelines for Measurement,
Data Exchange and Analysis, IEC 61727 – 2004 –
Photovoltaic (PV) Systems – Characteristics of the Utility
Interface, IEC 60364-7-712 – Electrical Installations of
Buildings – Part 7-712: Requirements for Special
Módulo Fotovoltaico Sun-Earth TPB156x156-60-P
Tensão MPP, UMPP = 29,2 V
Corrente MPP, IMPP = 8,05 A
Tensão de Circuito Aberto, UOC = 36,7 V
Corrente de Curto-Circuito, ISC = 8,47 A
Coeficiente de Temperatura de Tensão, UOC = -0,35%/oC
Coeficiente de Temperatura da Corrente de Curto-Circuito, ISC =0,05%/oC
Coeficiente de Temperatura de Potência, P = -0,45%/oC
Eficiência do Módulo, η = 14,54%
B. Inversores
Em um SFVCR, devido ao fato dos inversores requererem
elevadas tensões de entrada em cc, os módulos são ligados
em série formando-se as fileiras (strings). Isso mantém a
corrente cc em baixos níveis, minimizando os custos com
cabos elétricos já que as seções transversais são menores. Os
inversores são projetados para a conexão de fileiras
constituídas de 8 a 15 módulos. Na maioria dos casos,
dependendo da potência instalada, as fileiras podem ser
conectadas em paralelo antes de serem ligadas à entrada do
inversor. Neste projeto, os 28 módulos fotovoltaicos foram
divididos em 2 fileiras, cada uma com 14 módulos
conectados em série.
Quanto ao lado ca, verifica-se que, para efetuar o acesso à
rede elétrica e estabelecer as proteções mínimas necessárias
para o ponto de conexão de centrais geradoras e,
considerando que a potência instalada é menor que 10 kWp, a
conexão deve ser feita na Baixa Tensão (monofásico ou
bifásico). Ao longo do dia, a potência extraída pelos sistemas
fotovoltaicos é em torno de 50% da potência de pico nominal.
Portanto, para que os inversores operem com o máximo
rendimento mesmo em baixos níveis de irradiância,
recomenda-se que sejam dimensionados para 90% da
potência de geração nominal, portanto, deve ser ligeiramente
menor que a potência de pico instalada (PPV). Neste projeto,
foram utilizados inversores de 4,4 kW pois eram os modelos
com set up adequado aos padrões nacionais da rede elétrica,
disponíveis no momento da implantação do sistema [5]-[6]. A
Tabela II mostra as especificações elétricas dos inversores
bifásicos utilizados.
energia gerada foi de, aproximadamente, 22,1 kWh. Nota-se
que a irradiação solar não é constante, devido à presença de
nuvens, ocorrência de chuvas e neblina, por exemplo. Nesse
projeto, foram utilizadas quatro estruturas de fixação dos
módulos FV devidamente espaçadas e orientadas para o Norte
com inclinação de 16º, sendo que duas estão instaladas no
telhado, com 10 módulos FV cada, conforme ilustra a Fig. 5, e
duas torres, com 4 módulos FV cada, como apresentado na
Fig. 6.
Figura. 3. Inversores instalados no último pavimento da PGM.
TABELA II. ESPECIFICAÇÕES DE CADA INVERSOR.
Inversor 4.4 kW
Potência Nominal cc, Pnom cc = 4600 W
Tensão cc máxima, Vcc máx = 600 V
Faixa de Operação do MPPT, VMPPT = 230 – 480 VCC
Corrente máxima de entrada cc, Imáx cc = 21,0 A
Potência nominal de saída, Pnom ca = 4450 W
Fator de Potência, FP > 0,99
Tensão nominal da Rede Elétrica, Vrede = 220 V
Frequência Nominal da Rede, Frede = 60 Hz
Tensão Limite Mínimo, VLmín = 187 V
Tensão Mínima Rápida, Vmín rápida = 110 V
Tensão Limite Máximo, VLmáx = 242 V
Tensão Máxima Rápida, Vmáx rápida = 297 V
Eficiência Máxima do Inversor, ηmáx = 97,3%
Tempo de Reconexão à Rede Elétrica, Treconexão = 180 s
Os dois inversores efetuam o paralelismo e o sincronismo
com a rede elétrica automaticamente, já contendo as proteções
de anti-ilhamento (anti-islanding), que detectam falhas da
tensão da rede, devido à manutenção ou atuação da proteção
da rede, e possível abertura automática de um dispositivo de
interligação. Os inversores se comunicam pela porta CAN
(Controller Area Network), e um deles foi conectado através
da porta Ethernet à rede de dados da empresa. Desse modo,
pela internet é possível obter informações em tempo real de
toda a energia fotovoltaica produzida e injetada na rede
elétrica [7]-[9]. A Fig. 3 mostra os dois inversores alocados no
último pavimento da empresa, estando os mesmos
posicionados próximos às fileiras dos painéis. Dessa maneira,
os cabos cc possuem menores comprimentos, reduzindo-se as
perdas nos mesmos.
A Fig. 4 ilustra a tela inicial em que estão apresentados
somente os dados da produção de energia elétrica diária,
mensal e anual, sem constar dados referentes à injeção do
excedente da energia, os quais serão avaliados apenas pelo
medidor bidirecional da CEMIG, ou pelo analisador de
qualidade. Por exemplo, para o dia 31 de dezembro de 2013, a
Figura. 4.
inversores.
Tela inicial dos dados de geração disponibilizados pelos
Figura. 5. Estruturas metálicas com o maior número de módulos FV.
Figura. 6. Vista lateral de uma das torres instaladas.
Quanto ao cabeamento cc, foram utilizados cabos
monocondutores com duplo isolamento para os polos
positivos e negativos para as duas fileiras de módulos FV.
Maiores detalhes quanto às conexões dos arranjos FV nos
inversores, dimensões das estruturas metálicas, ajustes de
inclinação, proteção contra sobretensões e sobrecorrentes nos
lados cc e ca, corrente de fuga, além dos custos do projeto
foram apresentados em [10]. A Fig. 7 mostra os quadros da
alimentação da CEMIG posicionados no pavimento térreo,
incluindo-se a chave geral trifásica de 150 A, medidor
eletrônico, DSV (250 A) e quadro com as proteções ca junto
ao ponto de conexão da instalação. Na época em que foi
realizada a instalação do sistema, ainda era obrigatória a
instalação de um DSV. Conforme despacho ANEEL
720/2014 de 25/03/2014, para as conexões que utilizam o
inversor como interface (geração eólica ou solar) é
dispensada a utilização do DSV. No que tange ao medidor
bidirecional de energia elétrica padrão da CEMIG, este está
devidamente sinalizado conforme as normas da ABNT, com o
seguinte alerta “Cuidado! Geração Distribuída no Circuito”.
Nesta instalação, o medidor eletrônico instalado pela
concessionária foi o modelo Landis Gyr+E34A, o qual, além
da bidirecionalidade, permite a comunicação remota entre a
unidade geradora e concessionária.
Figura. 7. Visão geral de todos os quadros no térreo.
III. ANÁLISE DAS DISTORÇÕES HARMÔNICAS NO
PONTO DE CONEXÃO DA INSTALAÇÃO
Quanto ao estabelecimento da ligação à rede elétrica, uma
das maiores preocupações recai na qualidade da forma de
onda da corrente injetada na rede, no que tange ao conteúdo
harmônico de tensão e corrente, fator de potência e desvio da
tensão, frequência e fase (em relação à tensão da rede). As
medições de parâmetros da qualidade da energia elétrica no
ponto de conexão da instalação foram efetuadas em duas
etapas e com dois medidores distintos, a saber: analisador de
qualidade da energia Blackbox Portable Elspec G4500 e
osciloscópio Tektronics TPS 2024.
A Fig. 8 (a) mostra o diagrama unifilar do SFVCR
indicando o posicionamento das ponteiras de medição, quais
sejam: (1) inversor 1, (2) inversor 2, (3) rede elétrica da
CEMIG e (4) cargas da empresa. A Fig. 8 (b) ilustra o
posicionamento das ponteiras de corrente e de tensão no
ponto de acoplamento comum (PAC), evidenciando os dois
pares de disjuntores em série com o Disjuntor DiferencialResidual (DR).
A Fig. 9 (a) mostra as formas de onda da corrente do
Inversor 1 e da tensão de saída no ponto de conexão medidas
com o osciloscópio. As Figs. 9 (b) e 9 (c) apresentam os
espectros harmônicos de tensão e de corrente no barramento
ca deste inversor, os quais apresentam distorções harmônicas
totais iguais a 2,16 % e 5,27 %, respectivamente. Os
inversores atendem às normas internacionais e nacionais,
sendo que a tensão de saída ca apresenta baixa taxa de
distorção harmônica total (<5%) e fator de potência (cosφ)
unitário, estando na mesma frequência e fase da rede.
Nas Figs. 10 (a), (b), (c) estão ilustrados os resultados
obtidos com o analisador de energia no primeiro dia de testes.
Neste ensaio foram utilizadas uma ponteira de corrente para
leitura da corrente no PAC, e duas ponteiras de tensão para
leitura da tensão no ponto de conexão. Os resultados obtidos
são as formas de onda da tensão fase-fase, valor rms de
tensão, valor rms de corrente, formas de onda de corrente.
Além disso, estão ilustrados os respectivos espectros
harmônicos de tensão e de corrente. Observa-se que
independentemente da distorção da forma de onda da corrente
no ponto de conexão, a qual depende das características da
carga, assim como dos níveis de distorção harmônica de
tensão previamente existentes no ponto de conexão, o THD
da tensão nesse barramento permaneceu em torno de 2%,
portanto, sem alterações em relação às condições iniciais
(sem a presença do sistema de geração fotovoltaica),
atendendo às especificações da IEEE 519: THDV máximo de
5% no ponto de acoplamento comum do consumidor, para
tensão no barramento menor ou igual a 69 kV. Verifica-se
que o fabricante dos inversores não especificou na folha de
dados o THD de corrente máximo.
Nas Figs. 11 (a) e (b) são apresentados os resultados
obtidos no segundo dia de testes, de acordo com o
posicionamento das ponteiras apresentado na Fig. 8 (b).
Nesses resultados estão a forma de onda da tensão fase-fase,
valor rms de tensão, valor rms de corrente, forma de onda de
corrente, além dos respectivos THDs de tensão e corrente.
Nessa condição de teste, os inversores contribuem com o
suprimento de energia às cargas com forte característica não
linear e injetam correntes senoidais no sistema de
distribuição, com THDI médio menor que 5%, conforme
desejado e estabelecido por norma, não impactando, portanto,
na qualidade da energia elétrica disponibilizada pela
concessionária.
IV. CONCLUSÃO
Esta proposta de artigo apresentou os resultados
decorrentes da execução de um pioneiro projeto voltado para
a implantação de um Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede
Elétrica (SFVCR) de Baixa Tensão em que foi firmado o
primeiro contrato de relacionamento operacional para a
microgeração distribuída no Brasil. Este foi firmado entre a
CEMIG Distribuição e a empresa PGM Suporte em
Tecnologia LTDA (Microgerador), localizada na cidade de
Uberlândia, MG. Neste contrato, a unidade de microgeração
supracitada adere ao novo sistema de compensação de
energia que estabelece as condições para a ligação da
microgeração distribuída em conformidade com a norma ND
5.30 da CEMIG (Requisitos para a conexão de Acessantes ao
Sistema de Distribuição Cemig – Conexão em Baixa Tensão).
A conexão à rede elétrica da CEMIG foi autorizada no dia 6
de dezembro de 2012. Desde o início de 2013, até o dia 31 de
dezembro do mesmo ano, a instalação FV gerou em torno de
9,26 MWh, evitando a emissão de, aproximadamente, 6,48
toneladas de CO2 na atmosfera as quais seriam produzidas
caso a mesma quantidade de energia fosse gerada utilizando-
se combustíveis fósseis como fonte primária de energia.
Dados preliminares referentes à qualidade da energia
elétrica no ponto de conexão da instalação foram
apresentados evidenciando que os inversores utilizados estão
em conformidade com as normas técnicas nacionais e
internacionais e, portanto, não impactando negativamente nos
níveis registrados de THD de tensão e corrente.
(a)
(b)
Figura. 8. (a) Diagrama unifilar do SFVCR da PGM com o posicionamento das ponteiras de leituras de corrente e tensão. (b) Ilustração com as ponteiras
do instrumento de medição de qualidade da energia no PAC.
(b)
(a)
(c)
Figura. 9. (a) Formas de onda da tensão e corrente nos terminais de saída ca do inversor; (b) espectro de frequência de tensão; (c) espectro de frequência de
corrente.
(a) 06/03/2013 14:01:20 horas
6
(b) 06/03/2013, 14:31:37 horas
(c) 06/03/2013, 15:49:40 horas
Figura. 10. (a), (b), (c) Formas de onda da tensão fase-fase, valor rms de tensão, valor rms de corrente, formas de onda de corrente e respectivosTHDV e
THDI medidos ao longo do dia.
(a)
(b)
Figura. 11. (a) Forma de onda da tensão fase-fase, valor rms de tensão, valor rms de corrente, forma de onda de corrente (b) THDV e THDI. Período:
29/04/2013, 17:06:49 horas.
AGRADECIMENTOS
Os autores gostariam de agradecer à empresa PGM pelo
espaço fornecido para execução das medições e à FAPEMIG
pelo apoio financeiro.
REFERÊNCIAS
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
C. Bustos, D. Watts, H. Ren, "MicroGrid Operation and Design
Optimization with Synthetic Wind and Solar Resources", Latin America
Transactions, IEEE, vol. 10, nº 2, pp. 1550-1562, 2012.
A. Barin, L. N. Canha, A. R. Abaide, R. Q. Machado, "Methodology for
Placement of Dispersed Generation Sources in Distribution Networks",
Latin America Transactions, IEEE, vol. 10, nº 2, pp. 1544-1549, 2012.
F. R Martins, E. B. Pereira, S. L. Abreu, “Satellite-Derived Solar
Resource Maps for Brazil under SWERA Project”, Solar Energy,
Volume 81, pp. 517-528, 2007.
Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais. Projeto SWERA/INPE.
Disponível em: <http://maps.nrel.gov/SWERA>. Acesso em: 07 ago.
2014.
F. C. Melo, A. C. Gomes, R. R. Spaduto, C. E. Tavares, J. R. Macedo
Jr., P. H. O. Rezende, L. C. G. Freitas, “Qualidade da Energia Elétrica
em uma Instalação Fotovoltaica Conectada à Rede Elétrica de Baixa
Tensão”, SBSE 2014 – Simpósio Brasileiro de Sistemas Elétricos, p. 16, 2014.
[6] M. P. Almeida, “Qualificação de Sistemas Fotovoltaicos Conectados à
Rede Elétrica”, Dissertação de Mestrado, Programa de Pós-Graduação
em Energia, Universidade de São Paulo, 161 p., 2012.
[7] O. Pereira, F. Gonçalves, “Dimensionamento de Inversores para
Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede Elétrica: Estudo de caso do
Sistema de Tubarão-SC”, Revista Brasileira de Energia, Volume 14,
Número 1, pp. 25-45, 2008.
[8] I. J. Balaguer-Álvarez, E. I. Ortiz-Rivera, "Survey of Distributed
Generation Islanding Detection Methods", Latin America Transactions,
IEEE, vol. 8, nº 5, pp. 565-570, 2010.
[9] Acesso Remoto pela Internet - Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede –
PGM.
Disponível
em:
<http://www.pgm.com.br/index.php?pg=empresa_resp_social_ambienta
l>. Acesso em: 11 out. 2013.
[10] F. C. Melo; R. R. Spaduto; G. M. Buiatti; L. C. G. Freitas. “Projeto e
Execução de Instalação Fotovoltaica Conectada à Rede Elétrica de
Baixa Tensão em Conformidade com a Resolução Normativa 482 da
ANEEL”. X CBQEE - Conferência Brasileira sobre Qualidade da
Energia Elétrica, 2013.
7
Fernando Cardoso Melo possui graduação em Engenharia
Elétrica e obteve o título de Mestre em Engenharia Elétrica
pela Universidade Federal de Uberlândia (UFU), Uberlândia,
Brasil, em 2012 e 2014, respectivamente. Atualmente, é aluno
de doutorado na mesma instituição e é membro do Núcleo de
Pesquisa em Eletrônica de Potência. Tem experiência na área
de Engenharia Elétrica, com ênfase em Sistemas de Energia
Elétrica, atuando principalmente nos seguintes temas: inversores de único
estágio, sistemas fotovoltaicos autônomos e conectados à rede elétrica,
técnicas de MPPT (Maximum Power Point Tracking – Rastreamento do Ponto
de Máxima Potência), conversores boost e correção do fator de potência.
Robson Ruiz Spaduto nasceu em 27/07/1990 em Ourinhos –
São Paulo – Brasil, concluiu o Curso Técnico de
Aprendizagem Industrial em Eletroeletrônica no SENAI no
ano de 2008. Graduando em Engenharia Elétrica com
certificado em Engenharia de Sistemas de Energia pela
Universidade Federal de Uberlândia (UFU) desde 2010.
Bolsista em dois projetos de Iniciação Científica pela CAPES – CNPq
exercendo atividades e pesquisas relacionadas a sistemas solares
fotovoltaicos, conversores de eletrônica de potência, e técnicas de controle no
rastreamento do ponto de máxima potência (MPPT) no Núcleo de Pesquisa
em Eletrônica de Potência (NUPEP) de 2012 a 2014. Atualmente é estagiário
da Companhia Energética de Minas Gerais – CEMIG na área de Planejamento
Integrado do Sistema Elétrico da Distribuição.
Luiz Carlos Gomes de Freitas possui graduação em
Engenharia Elétrica - Ênfase em Eletrotécnica pela
Universidade Federal de Uberlândia (2001), mestrado (2003) e
doutorado (2006) em Engenharia Elétrica pela mesma
universidade e vinculado ao Núcleo de Pesquisa em Eletrônica de Potência
(NUPEP). Desde 2008/2 é professor da Faculdade de Engenharia Elétrica da
Universidade Federal de Uberlândia, onde atualmente é Professor Adjunto III;
líder do Núcleo de Pesquisa em Eletrônica de Potência (NUPEP); pesquisador
colaborador do Núcleo de Qualidade da Energia Elétrica (NQEE); e membro
do colegiado da Pós-graduação. Em 2011 e 2012 dois trabalhos desenvolvidos
sob sua orientação e atrelados ao desenvolvimento de retificadores híbridos
receberam os prêmios de 3º Lugar na 20º Edição do Prêmio SME de Ciência e
Tecnologia da Sociedade Mineira de Engenheiros e 2nd Prize Paper Award do
IEEE-IAS-Industrial Automation and Control Committee (IACC),
respectivamente. Coordena projetos de pesquisa recebendo apoio financeiro
da FAPEMIG, CAPES e CNPq. Em 2014 recebeu a Bolsa de Produtividade
em Pesquisa Nível 2 do CNPq. Possui experiência na área de Engenharia
Elétrica, com ênfase em Conversão e Retificação da Energia Elétrica, atuando
em diversos temas atrelados à Eletrônica de Potência, Qualidade da Energia
Elétrica e Fontes Renováveis de Energia.
Carlos Eduardo Tavares possui graduação em Engenharia
Industrial Elétrica pela Universidade Federal de São João delRei (2002), mestrado em Engenharia Elétrica pela
Universidade Federal de Uberlândia (2004) e Doutorado em
Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Uberlândia
(2008). Atualmente trabalha como professor adjunto e
pesquisador no Núcleo de Qualidade e Racionalização da
Energia Elétrica da Faculdade de Engenharia Elétrica da Universidade Federal
de Uberlândia. Tem experiência na área de Engenharia Elétrica, com ênfase
em Qualidade e Racionalização da Energia Elétrica, atuando principalmente
nos seguintes temas: qualidade da energia, sistemas elétricos de potência,
ressarcimento de danos, otimização de sistemas, eficiência energética,
modelagem computacional de dispositivos e sistemas elétricos.
José Rubens Macedo Jr. profissional de carreira do setor
elétrico brasileiro (1998 - 2009), tendo trabalhado como
gerente de qualidade do serviço em três diferentes
distribuidoras de energia elétrica. Possui graduação em
engenharia elétrica pela Universidade Federal de Uberlândia
(1997), mestrado pela mesma instituição (2002) e doutorado em engenharia
elétrica pela Universidade Federal do Espírito Santo (2009). Possui
experiência na área de engenharia elétrica, com ênfase em qualidade da
energia elétrica e modelagem de sistemas elétricos de potência. É membro do
grupo de trabalho sobre qualidade da energia elétrica do ONS desde o ano de
2002. Foi Diretor Presidente da Sociedade Brasileira de Qualidade da Energia
Elétrica (SBQEE) no biênio 2011/2013. Tem atuado preferencialmente nos
seguintes temas: Análise harmônica em redes elétricas, inter-harmônicas,
compensação reativa, projeto e implantação de filtros harmônicos passivos
sintonizados, assim como na análise do fenômeno da flutuação de tensão.
Atualmente é professor da Faculdade de Engenharia Elétrica junto à
Universidade Federal de Uberlândia (UFU).
Paulo Henrique Oliveira Rezende professor Assistente A1
no Departamento de Engenharia Elétrica da Universidade
Federal do Triângulo Mineiro (DEE/UFTM), além de aluno do
curso de doutorado no núcleo de Qualidade da Energia Elétrica
pela Universidade Federal de Uberlândia (NQEE/UFU). Nesta
mesma Instituição (UFU) obteve o título de Mestre em
Ciências concedido pela Faculdade de Engenharia Elétrica, onde também se
graduou com certificado de estudos em Sistemas de Energia Elétrica
(Eletrotécnica). Tem pesquisado na área de Engenharia Elétrica, com ênfase
em Qualidade e Racionalização da Energia Elétrica, atuando principalmente
nos seguintes temas: Análise de Pedidos de Ressarcimento por Danos
Elétricos (PIDs); Transmissão em Corrente Contínua (HVDC); Modelagem
Matemática; Simulação Computacional; Eficiência Energética Aplicada a
Motores de Indução Trifásicos.