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Abstract

Orientador: Walmir de Freitas Filho Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação Made available in DSpace on 2018-09-02T07:50:21Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Cunha_ViniciusCarnelossiDa_M.pdf: 4038550 bytes, checksum: 6170470e5d9ebd88b976d4f7f9b052d7 (MD5) Previous issue date: 2017 Resumo: A modernização dos sistemas de distribuição de energia elétrica e a redução dos custos associados aos sistemas de armazenamento de energia tem impulsionado a adoção destes equipamentos como forma de aumentar a flexibilidade de operação das redes de distribuição, com potencial para modificar um tradicional paradigma dos sistemas elétricos de potência: a geração instantânea de energia deve-se equiparar ao consumo. Tendo em vista que a crescente inserção nas redes de distribuição de tecnologias emergentes, tais como geradores fotovoltaicos e veículos elétricos, torna ainda mais desafiadora a tarefa de equilibrar geração e consumo, os sistemas de armazenamento de energia atraem o interesse de concessionárias devido à flexibilidade que estes equipamentos propiciam à operação dos modernos sistemas de distribuição. Considerando este cenário, a presente dissertação propõe-se a investigar os possíveis benefícios para as concessionárias de distribuição de energia elétrica referentes à instalação de sistemas de armazenamento de energia ao longo das redes de distribuição. Para tanto, avaliaram-se dois potenciais casos de aplicações destes sistemas, sendo estes: sistemas de armazenamentos de energia controlados pelos consumidores e sistemas de armazenamentos de energia controlados pela concessionária. Para o primeiro caso, avaliam-se os benefícios indiretos que a concessionária teria em caso de os consumidores que possuíssem tecnologias renováveis adotassem também os sistemas de armazenamento de energia para deslocamento do pico de demanda motivados pela tarifa horossazonal. Já para o segundo caso, desenvolveram-se duas estratégias de controle para sistemas de armazenamento controlados pelas concessionárias, sendo estes alocados nos transformadores de média/baixa tensão. Estas estratégias de controle visam à operação do sistema de armazenamento para redução do pico de demanda e melhora do fator de carga do transformador além de permitir o aumento de potência máxima de geração fotovoltaica nos consumidores sem que houvesse violações dos limites operacionais impostos por regulação. A principal vantagem das estratégias propostas consiste na desnecessidade de previsão de carregamento do transformador, o que evita investimentos em infraestrutura para coleta de dados, e de previsão de demanda/geração de energia ao longo da rede. Para os estudos realizados, utilizou-se uma abordagem probabilística baseada no método de Monte Carlo, motivada pela característica estocástica das tecnologias emergentes bem como pelas incertezas dos perfis de demanda dos consumidores. Por fim, as estratégias propostas foram simuladas em redes reais de distribuição empregando o ambiente de programação e análise Python juntamente com o software OpenDSS. Essa possibilidade de emprego dos sistemas de armazenamento de energia propicia um nível de flexibilidade nunca antes experimentado nos sistemas de energia elétrica, tanto na ponta da geração quanto na ponta do consumo e, de certo modo, rompe o paradigma histórico de que a geração deve responder instantaneamente ao consumo Abstract: The modernization of electric power distribution grids and the price reduction of energy storage systems are boosting the usage of such equipment as a way to increase the flexibility of distribution systems operation, with potential to change a traditional power systems paradigm establishing that generation should instantaneously match the consumption. Considering that the increasing penetration of emerging technologies at the distribution level, such as rooftop photovoltaic (PV) generators and electric vehicles (EV), increases the challenges in matching generation and consumption, energy storage systems attract the utilities interest due to the flexibility they bring to the operation of modern distribution systems. Based on this scenario, this M.Sc. thesis presents an investigation of potential benefits that utilities may have related to the usage of energy storage systems along the distribution networks. Two potential scenarios of energy storage operation were evaluated: energy storage systems controlled by customers and energy storage systems controlled by utilities. For the former, utilities may be indirectly beneficiated due to the mitigation of technical impacts related to the penetration of PV and EV propitiated by energy storage systems operating to shift the customers peak demand. Regarding the second energy storage application, two complementary methods were proposed to control storage operation for transformer peak shaving, improving its load factor and also unlocking the connection of more PV generation into the secondary low voltage networks. For this case, the storage is allocated on the secondary side of the medium/low voltage transformer. The main advantage of the proposed methods is the load and generation forecasting are not required. Finally, a Monte Carlo-based probabilistic assessment, able to cope the inherent uncertainties of modern distribution networks, is presented using Python scripts to simulate in OpenDSS the operation of those storage systems in a real distribution network, demonstrating the performance of the proposed control modes Mestrado Energia Eletrica Mestre em Engenharia Elétrica CNPQ

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