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2020_PriscillaAraujoJuáStecanella.pdf12,66 MBAdobe PDFVisualizar/Abrir
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dc.contributor.advisorFerreira Filho, Anésio de Leles-
dc.contributor.authorStecanella, Priscilla Araújo Juá-
dc.date.accessioned2021-05-04T01:43:23Z-
dc.date.available2021-05-04T01:43:23Z-
dc.date.issued2021-05-04-
dc.date.submitted2020-12-11-
dc.identifier.citationSTECANELLA, Priscilla Araújo Juá. Metodologia para a determinação dos impactos técnicos e financeiros provocados pela instalação de geração distribuída fotovoltaica em um sistema de distribuição. 2020. ix, 103 f., il. Tese (Doutorado em Engenharia Elétrica)—Universidade de Brasília, Brasília, 2020.pt_BR
dc.identifier.urihttps://repositorio.unb.br/handle/10482/40787-
dc.descriptionTese (Doutorado em Engenharia Elétrica)—Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Elétrica, Brasília, 2020.pt_BR
dc.description.abstractO número de consumidores que produzem parte de sua própria energia elétrica por meio da geração distribuída fotovoltaica (GDFV) aumentou consideravelmente nos últimos anos. Ainda assim, a Agência Internacional de Energia (IEA) alerta que o crescimento desse tipo de fonte renovável é relativamente baixo na maioria dos países. Portanto, ela sugere o estabelecimento de políticas públicas que propiciem condições favoráveis para que elevados níveis de penetração (pen) fotovoltaica (FV) sejam alcançados. A instalação de GDFV pode proporcionar benefícios como o adiamento de investimentos na expansão dos sistemas de transmissão e distribuição, o baixo impacto ambiental e a melhoria dos níveis de tensão da rede. Entretanto, é importante ressaltar que caso as políticas de fomento não sejam bem estruturadas, o aumento no nível de penetração FV pode culminar em dificuldade na operação e controle das redes, e na cobrança pelo uso do sistema elétrico. Nesse sentido, este estudo apresenta uma metodologia para identificar os impactos técnicos e financeiros que a geração distribuída fotovoltaica pode provocar em um sistema de distribuição. O algoritmo de Monte Carlo é utilizado para se contemplar as incertezas referentes à localização dos sistemas FV, à irradiação solar e à temperatura ambiente na região. No tocante à avaliação financeira, é aplicada uma abordagem estocástica para monetizar os impactos decorrentes da integração de GDFV nos níveis de tensão, nas perdas técnicas e na demanda de pico. Dessa forma, pode-se determinar a política de incentivo à GDFV mais adequada do ponto de vista de seus impactos técnicos na rede. Os resultados da aplicação do método em dezenas de alimentadores reais mostram que sistemas FV dimensionados com base no consumo local (Net metering) e com menor potência geram mais benefícios para a concessionária. Alimentadores em áreas rurais são favorecidos com a inserção de GDFV em todos os níveis de penetração, enquanto alimentadores residenciais e comerciais precisam de manutenção e expansão na rede para acomodar baixos pen. Este estudo caracteriza-se como um suporte às distribuidoras quando do planejamento de medidas preventivas para fortalecer a rede, e às agências reguladoras no aprimoramento das políticas de apoio à GDFV em qualquer fase de implementação.pt_BR
dc.language.isoPortuguêspt_BR
dc.rightsAcesso Abertopt_BR
dc.titleMetodologia para a determinação dos impactos técnicos e financeiros provocados pela instalação de geração distribuída fotovoltaica em um sistema de distribuiçãopt_BR
dc.typeTesept_BR
dc.subject.keywordGeração distribuída fotovoltaicapt_BR
dc.subject.keywordImpacto ambientalpt_BR
dc.subject.keywordEnergia fotovoltaicapt_BR
dc.subject.keywordEnergia renovávelpt_BR
dc.subject.keywordEnergia elétrica - distribuiçãopt_BR
dc.rights.licenseA 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.pt_BR
dc.description.abstract1The number of consumers that produce part of their electricity through photovoltaic distributed generation (PVDG) has increased considerably in recent years. Even so, the International Energy Agency (IEA) warns that the growth of this type of renewable source is relatively low in most countries. Therefore, IEA suggests establishing public policies that provide favorable conditions for high penetration levels (pen) of photovoltaic (PV) to be achieved. The installation of PVDG can provide benefits such as the postponement of investments in the expansion of transmission and distribution systems, the low environmental impact, and the improvement of the power grid’s voltage levels. However, it is important to note that if the development policies are not well structured, the increase in the penetration level of PV may provoke difficulties in the operation and control of the grids and charge for the use of the electrical system. In this regard, this study presents a method to identify the technical and financial impacts that the PVDG can cause in a distribution system. The Monte Carlo algorithm addresses the uncertainties regarding the location of PV systems, solar irradiation, and ambient temperature in the region. Regarding financial evaluation, a stochastic approach is applied to monetize the impacts resulting from the integration of PVDG in voltage levels, technical losses, and peak demand. In this way, it is possible to determine the most appropriate incentive policy for PVDG from its technical impacts on the grid. The results of applying the method to dozens of real feeders show that PV systems dimensioned based on local consumption (Net metering) and with less power generate more benefits for the utility. Feeders in rural areas are benefited from the insertion of PVDG at all penetration levels, while residential and commercial feeders need maintenance and expansion in the grid to accommodate low pen. This study is characterized as support to utilities when planning preventive measures to strengthen the grid and regulatory agencies to improve policies to support PVDG at any stage of implementation.pt_BR
dc.contributor.emailprijua@gmail.compt_BR
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