Método de avaliação dos impactos técnicos e financeiros da integração de baterias em redes de distribuição com microgeração fotovoltaica

Detalhes bibliográficos
Autor(a) principal: Camargos, Ronaldo Sérgio Chacon
Data de Publicação: 2022
Tipo de documento: Tese
Idioma: por
Título da fonte: Repositório Institucional da UnB
Texto Completo: https://repositorio.unb.br/handle/10482/43542
Resumo: Tese (doutorado) — Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Elétrica, 2022.
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spelling Método de avaliação dos impactos técnicos e financeiros da integração de baterias em redes de distribuição com microgeração fotovoltaicaBaterias eletroquímicasGeração distribuída fotovoltaicaGeração de energia fotovoltaicaSistemas de armazenamento de energiaEnergia elétrica - distribuiçãoTese (doutorado) — Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Elétrica, 2022.A geração distribuída fotovoltaica (GDFV) tem crescido nos últimos anos, e a inserção de grandes quantidades de GDFV pode prejudicar os sistemas de distribuição, podendo piorar o nível de tensão ou aumentar as perdas técnicas e a demanda de pico da rede. Nesse contexto, os sistemas de armazenamento de energia por baterias (SAEBs) têm se mostrado como uma solução para mitigar os efeitos negativos da inserção de GDFV. Esta tese propõe um método de avaliação dos impactos técnicos e financeiros nos níveis de tensão, demanda de pico e perdas técnicas de sistemas de distribuição, decorrentes da integração de SAEBs associados à GDFV. Assume-se que a localização e o tamanho das SAEBs são definidos pelos consumidores, os quais empregam as estratégias de controle não-coordenadas de autoconsumo e arbitragem no preço. Por meio de simulações computacionais executadas no OpenDSS, este método foi aplicado em 23 alimentadores de uma distribuidora brasileira, considerando-se diversos níveis de penetração de GDFV/SAEB. As localizações de GDFV/SAEB e a seleção de irradiância solar, temperatura e curva de carga foram variadas com base no método de Monte Carlo. Como os impactos nos níveis de tensão, demanda de pico e perdas técnicas são expressos em unidades diferentes, eles foram estocasticamente convertidos em valores monetários para identificar a estratégia de controle que gera mais benefícios para as redes. Adicionalmente, foi proposta uma análise de risco da viabilidade econômica do conjunto de SAEBs instalados nos alimentadores. Os resultados mostram que a instalação de SAEBs com localização, tamanho e estratégia de controle definida pelos consumidores gera benefícios técnicos para o sistema de distribuição. Nas condições avaliadas, a análise de risco permite concluir que a arbitragem no preço deve ser priorizada na decisão de incentivos para níveis de penetração de até 30%. Acima disso, o autoconsumo deve ter prioridade no incentivo. Depreende-se dos resultados da análise de viabilidade econômica do conjunto de SAEBs que a instalação de baterias controladas pela arbitragem no preço é um investimento lucrativo para os consumidores de baixa tensão que aderiram à Tarifa Branca. Em contrapartida, o uso de baterias conforme o autoconsumo ainda é um projeto financeiramente inviável, considerando uma política de net billing. Por fim, foi possível observar que o pagamento de uma compensação financeira ao consumidor com valor igual ao benefício que ele gera na rede é suficiente para tornar a instalação de SAEBs conforme o autoconsumo lucrativa. Isso indica que devolver ao consumidor um benefício criado por ele mesmo ao implantar SAEBs é uma forma de incentivar a instalação de baterias sem fazer uso de subsídios. Cumpre salientar que os resultados apresentados neste estudo dizem respeito somente aos alimentadores investigados e, consequentemente, não podem ser generalizados. Contudo, a aplicação do método proposto a diferentes tipos de alimentadores pode auxiliar na formulação de propostas de políticas para incentivar a integração de SAEBs nos sistemas de distribuição.Photovoltaic distributed generation (PVDG) has grown in recent years, and the insertion of large amounts of PVDG can harm distribution systems, e.g., deteriorate the voltage levels or increase the technical losses and peak demand. In this context, battery energy storage systems (BESS) appear as a solution to mitigate the impacts of PVDG. This thesis proposes a method for evaluating the technical and financial impacts on voltage levels, peak demand, and technical losses in distribution systems resulting from the integration of BESSs associated with the PVDG. We assume that the location and size of BESSs are defined by consumers, who employ the uncoordinated control strategies of self-consumption and price arbitrage. Using computer simulations performed on OpenDSS, this method was applied to 23 feeders of a Brazilian utility, considering several penetration levels of PVDG/BESS. Locations of PVDG/BESS and selection of solar irradiance, temperature and load profile were varied based on the Monte Carlo method. As the impacts on voltage levels, peak demand, and technical losses are expressed in different units, they were stochastically converted into monetary values to identify the control strategy that enhances the benefit in the grids. Additionally, a risk analysis of the economic viability of all the BESSs installed in the feeders was proposed. The results show that BESS installation (location, size, and control strategy) defined by consumers implies technical benefits for the grid. Under the evaluated conditions, the risk analysis allowed us to conclude that price arbitrage should be prioritized in deciding incentives for up to 30% penetration levels. Above these levels, self-consumption should be prioritized as an incentive. It appears from the results of the economic viability analysis of all the BESSs that the installation of batteries controlled by price arbitrage is a profitable investment for low-voltage consumers under time-of-use tariff. On the other hand, batteries controlled by self-consumption are still financially unfeasible projects considering a net-billing policy. Finally, it was possible to observe that the payment of financial compensation to the consumer with an amount equal to the benefit it generates in the grid is enough to make the installation of BESSs according to self-consumption profitable. This indicates that giving back to the consumer a benefit created by himself when installing BESSs is a way to encourage batteries without using subsidies. It is worth mentioning that the results presented in this study concern only the investigated feeders and, consequently, cannot be generalized. However, applying the proposed method to different types of feeders can help formulate policy proposals to encourage BESS integration on distribution systems.Ferreira Filho, Anésio de Lelesronaldo.chacon@gmail.comCamargos, Ronaldo Sérgio Chacon2022-04-26T17:47:32Z2022-04-26T17:47:32Z2022-04-262022-02-11info:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/doctoralThesisapplication/pdfCAMARGOS, Ronaldo Sérgio Chacon. Método de avaliação dos impactos técnicos e financeiros da integração de baterias em redes de distribuição com microgeração fotovoltaica. 2022. xiv, 112 f., il. Tese (Doutorado em Engenharia Elétrica) — Universidade de Brasília, Brasília, 2022.https://repositorio.unb.br/handle/10482/43542A concessão da licença deste item refere-se ao termo de autorização impresso assinado pelo autor com as seguintes condições: Na qualidade de titular dos direitos de autor da publicação, autorizo a Universidade de Brasília e o IBICT a disponibilizar por meio dos sites www.bce.unb.br, www.ibict.br, http://hercules.vtls.com/cgi-bin/ndltd/chameleon?lng=pt&skin=ndltd sem ressarcimento dos direitos autorais, de acordo com a Lei nº 9610/98, o texto integral da obra disponibilizada, conforme permissões assinaladas, para fins de leitura, impressão e/ou download, a título de divulgação da produção científica brasileira, a partir desta data.info:eu-repo/semantics/openAccessporreponame:Repositório Institucional da UnBinstname:Universidade de Brasília (UnB)instacron:UNB2023-07-07T21:09:50Zoai:repositorio.unb.br:10482/43542Repositório InstitucionalPUBhttps://repositorio.unb.br/oai/requestrepositorio@unb.bropendoar:2023-07-07T21:09:50Repositório Institucional da UnB - Universidade de Brasília (UnB)false
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