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 CNPQAbstract
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: [...]Abstract
Orientador: Fernanda Caseño Trindade Arioli Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação Made available in DSpace on 2018-09-02T05:29:39Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Pinto_YuriGabriel_M.pdf: 1651703 bytes, checksum: c68a3254df9ba995dd14c03c4933fa93 (MD5) Previous issue date: 2017 Resumo: Devido a questões ambientais e a incentivos econômicos, a utilização de veículos elétricos plug-in (VEPs) está avançando em muitos países. A bateria dos VEPs é carregada quando conectada à rede de distribuição, e a potência e a energia necessárias durante a recarga do VEP são maiores do que as cargas residenciais típicas. Consequentemente, a demanda dos sistemas de distribuição aumenta consideravelmente, levando ao agravamento de diversos aspectos técnicos das redes de distribuição. Nesta dissertação de mestrado, readequações e melhorias na infraestrutura das redes de distribuição, considerando ações que fazem parte do dia-a-dia dos engenheiros das concessionárias, são utilizadas para contrapor os impactos da recarga dos VEPs em mais de 25.000 redes secundárias brasileiras reais. Um algoritmo de Monte Carlo é proposto para auxiliar os engenheiros na análise e na tomada de decisão das soluções necessárias em diferentes níveis de penetração de VEPs. Também é apresentado o investimento financeiro necessário em cada solução. O resultado obtido para as redes estudadas e para os preços praticados no Brasil mostram que para readequar as redes brasileiras e viabilizar a utilização de até 30% de penetração de VEPs é necessário um investimento de cerca R$ 200,00 a R$ 1.900,00 por VEP para soluções que não envolvam desmembramento do circuito (apenas utilizando recondutoramento e substituição do transformador existente) e cerca de R$ 500,00 a R$ 5.000,00 para soluções que envolvam desmembramento Abstract: Due to environmental and economic incentives, the use of plug-in Electric Vehicles (PEVs) is growing in several countries. The batteries of the PEVs are recharged by being connected to distribution networks, and the power and energy required during the recharges are high compared to the typical loads. Consequently, the load levels can increase considerably, incurring in negative impacts to the distribution networks. In this work, infrastructural solutions, which are part of the daily practices of utility engineers, are used to solve the impacts of 25,000 LV networks of a real Brazilian utility. A Monte Carlo algorithm is proposed for the analyses providing the engineers an estimate of the required solutions for a given penetration level of PEVs and the required investment per PEV. The results obtained for the analyzed networks and the prices practiced in Brazil show that the infrastructural solutions for up to 30% of penetration level can cost from R$ 200.00 to R$ 1,900.00 per PEV without the installation of a new transformer and division of the circuit (just replacing the conductors and the transformers), and about R$ 500.00 to R$ 5,000.00 per PEV with the installation of a new transformer and division of the circuit Mestrado Energia Eletrica Mestre em Engenharia Elétrica 519.292-1 FAEPEXAbstract
Orientador: Fernanda Caseño Trindade Arioli Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação Made available in DSpace on 2018-09-02T05:29:39Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Pinto_YuriGabriel_M.pdf: 1651703 bytes, checksum: [...]Abstract
Orientador: Walmir de Freitas Filho Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação Made available in DSpace on 2018-08-31T01:30:00Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Arioli_VitorTorquato_M.pdf: 3994701 bytes, checksum: 912c6714e1a7aa497ee3c9f5c0fbeced (MD5) Previous issue date: 2016 Resumo: O setor de transporte tem um papel fundamental na busca mundial por reduzir a emissão de gases poluentes na atmosfera, prioritariamente nos grandes centros urbanos. Por este fato, aliado aos crescentes incentivos governamentais e à recente evolução tecnológica no sistema de armazenamento de energia (bateria), o Veículo Elétrico (VE) tornou-se a grande aposta neste setor. Grande parte dos VEs comercialmente disponíveis utilizam a energia fornecida pela rede elétrica da concessionária para recarregar suas baterias. Estes são chamados veículos elétricos do tipo plug-in, e necessitam de quantidade de potência e energia significativas para cada recarga. O aumento da penetração de VEs do tipo plug-in leva, consequentemente, ao aumento da carga atendida pela concessionária, podendo causar impactos indesejáveis na operação da rede elétrica. Alguns dos possíveis impactos são: queda da magnitude de tensão, aumento no nível de desequilíbrio (os carregadores dos VEs podem ser monofásicos ou bifásicos), sobrecarga dos componentes da rede (cabos ou transformadores), aumento nas perdas elétricas, aumento do nível de distorção harmônica da rede, agravamento de transitórios de tensão e corrente durante curtos-circuitos, entre outros. Logo, é importante avaliar os impactos desta nova carga na qualidade de energia da rede elétrica, a fim de que as concessionárias adequem suas práticas de manutenção e operação de rede a este novo contexto. Neste mestrado, são identificados e caracterizados os potenciais impactos dos VEs na rede elétrica de baixa tensão, a partir de simulações em regime permanente e em regime transitório da recarga de um ou diversos VEs conectados em residências. Os estudos e análises foram realizados utilizando uma rede elétrica secundária, residencial típica do sistema elétrico brasileiro, e a modelagem do VE foi determinada a partir de medições reais de recarga. Também é apresentada uma extensa pesquisa da situação tecnológica atual dos VEs, em que são apresentados os níveis de hibridização de VEs, características da re-carga (tipos e interfaces de conexão), tecnologias de baterias e suas aplicações em VEs, tecnologias de motores elétricos em uso nos VEs, projeções do crescimento de mercado de VE no Brasil e mundo, e as características dos principais VEs comerciais Abstract: The transportation sector plays an important role in the global target of reducing greenhouse emissions in the atmosphere, mainly in large urban centers. Due to this fact, in addition to the increasing government incentives and the recent technological developments in energy storage system (battery), the Electric Vehicle (EV) has received great attention in the transportation sector. Most of the commercially available EVs have their batteries recharged by being plugged into the power system. These vehicles are called plug-in electric vehicles and require a significant amount of power and energy to recharge their battery. The penetration level growth of plug-in EVs leads to an increase in the amount of energy supplied by the utility. This may cause undesirable impacts on the operation of the power system. Potential impacts include the decrease in voltage magnitude, in-crease in voltage unbalance (EVs chargers can be single-phase or two-phase in a three-phase system), asset overload (cables or transformers), increase in electrical losses, increase in the harmonic distortion level, increase in the severity of voltage and current transients during short-circuits, among others. Therefore, it is important to assess the impact of this new load at the network power quality, so that the utilities may shape their network maintenance and operation practices to this new context. In this work, the potential impacts of EVs in low-voltage distribution networks are identified and characterized, by employing steady state and transient simulations of multiple EV charging events at residences. Studies and analyses were performed using a typical secondary distribution network from the Brazilian power system, and the EV modeling was determined from actual measurements. There is also an extensive research of the current technological status of EVs, which presents EVs hybridization levels, recharge characteristics (types and connection interfaces), battery and electric motor technologies used in EVs, projections of EV market growth in Brazil and worldwide and the characteristics of the main commercial EVs Mestrado Energia Eletrica Mestre em Engenharia ElétricAbstract
Orientador: Walmir de Freitas Filho Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação Made available in DSpace on 2018-08-31T01:30:00Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Arioli_VitorTorquato_M.pdf: 3994701 bytes, checksum: 912c6714e1a7aa497ee3c9f5c0fbeced [...]Abstract
Orientador: Fernanda Caseño Trindade Arioli Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação Made available in DSpace on 2018-09-01T05:22:22Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Martins_MarceloCardosoSales_M.pdf: 3235752 bytes, checksum: b0da2fa1342140a1879cadc3c015be7a (MD5) Previous issue date: 2017 Resumo: Os veículos elétricos são uma opção de mobilidade que está se tornando mais popular a cada dia. Dentre os fatores que contribuem para isso estão a diminuição do seu preço, o aumento da sua autonomia e a crescente preocupação com questões ambientais. Para que os usuários consigam se locomover nas cidades utilizando os veículos elétricos, é necessário que existam eletropostos suficientes para a recarga destes. O local de instalação de eletropostos na rede elétrica exerce uma influência em aspectos técnicos da rede como suas perdas e perfil de tensão. Na primeira parte desta dissertação é elaborada uma curva de demanda de eletropostos de recarga rápida através de uma abordagem estocástica utilizando o método de Monte Carlo. Essa curva de demanda é utilizada nas simulações dos capítulos posteriores. Na segunda parte, são utilizados métodos de metaheurística para a solução do problema de alocação ótima de eletropostos de recarga rápida. Estes métodos são aplicados a vários cenários distintos em diferentes redes de distribuição. Ao final, é realizada uma comparação entre os métodos de alocação baseados em aspectos técnicos da rede e a alocação baseada no tráfego viário, e são discutidas as diferentes alternativas que podem ser adotadas de forma a mitigar os aspectos negativos que podem ser causados na rede elétrica Abstract: Electric vehicles are a mobility option that is becoming more popular every day. Among the factors contributing to this are the decrease of their price, the increase of their au-tonomy and the growing concern over environmental issues. In order to provide enough infra-structure to allow a wider use of the electric vehicles, it is necessary a sufficient number of charging stations. The location where the charging stations are installed in the distribution systems affects technical aspects of the network such as losses and voltage profile. In the first part of this thesis, a curve demand of fast charging stations is built through a stochastic ap-proach using the Monte Carlo method. This curve is used in later chapters. In the second part, meta-heuristics methods are used for solving the optimal allocation problem of fast charging stations. These methods solve several different scenarios including variations in the distribu-tion network, the objective function and the expected curve demand of charging stations. Fi-nally, comparisons between the results of the optimal allocation methods and an allocation based on road traffic is presented and different alternatives are discussed to mitigate the nega-tive technical aspects that can be caused in the power grid Mestrado Energia Eletrica Mestre em Engenharia Elétrica CAPESAbstract
Orientador: Fernanda Caseño Trindade Arioli Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação Made available in DSpace on 2018-09-01T05:22:22Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Martins_MarceloCardosoSales_M.pdf: 3235752 bytes, [...]