Este estudo mostra que as concessionárias de distribuição de energia elétrica já vislumbram um cenário em que haverá a união da geração fotovoltaica com armazenamento de energia no próprio local da geração.
Mostra em particular que essa união é aceitável, sem necessidade de grandes alterações nos parâmetros de rede, se os circuitos alimentadores operarem com um cenário em que os consumidores com geração fotovoltaica e armazenamento não representem mais que 30% do total. Portanto há bastante espaço ainda para essa opção crescer no Brasil. Essa nova modalidade de geração própria (fotovoltaica+armazenamento) trará as seguintes vantagens para os consumidores:
– Redução nos impostos incidentes, já que a energia produzida não indo para a rede evita de ser taxada quando retorna (ICMS sobre a TUSD);
– Possibilidade de manter a continuidade no suprimento de energia elétrica, mesmo na falta dela na rede, através do uso de sistemas fotovoltaicos híbridos.
– Possibilidade de fuga das tarifas mais caras nos horários de ponta, a chamada tarifa horosazonal a ser aplicada futuramente também para os consumidores de BT.
– Menos dependência das concessionárias de energia elétrica.
Apresenta-se aqui uma análise do impacto do autoconsumo sobre os fluxos de energia, perfil de tensão e perdas da rede de distribuição de baixa tensão. Com a diminuição dos preços de sistemas fotovoltaicos e baterias, o autoconsumo de eletricidade está tornando-se financeiramente mais atraente. A análise baseia-se em um modelo de rede real e medições de produção/consumo nessa rede, realizadas durante um ano. Diferentes montantes de geração FV, com e sem armazenamento em baterias, foram integradas à rede, e realizaram-se simulações buscando o melhor cenário e situação. Soluções para mitigar os problemas previstos são também sugeridas ao final.
Atualizado em: 20/08/2020 Autor(es): Benjamin Turnšek (Elektro Primorska), Igor Papic e Boštjan Blažic (Universidade de Liubliana), Eslovênia
Edição: Janeiro 2018
O objetivo da União Européia de se tornar uma sociedade livre de carbono, aliado às tarifas de feed-in relacionadas, farão aumentar a participação das fontes renováveis no sistema de energia elétrica. Dado que a capacidade dos sistemas de armazenamento de energia em baterias está constantemente aumentando, e que seus preços estão tornando-se mais acessíveis, a solução do autoconsumo com retaguarda de armazenamento mostra-se atrativa do ponto de vista financeiro. Nosso objetivo com este estudo foi determinar o impacto dos sistemas de autoconsumo na rede de distribuição, no que se refere ao percentual de consumidores com sistemas fotovoltaicos e baterias conectados à rede existente
Por “autoconsumo” entende-se utilizar o máximo possível da eletricidade produzida localmente, ou da fornecida por recursos de energia distribuídos próprios, para suprir o consumo da instalação consumidora. Claro que aqui estamos falando de uso racional da energia.
Vantagens do autoconsumo
• Melhor benefício financeiro para o proprietário do gerador de energia solar;
• Redução da dependência da energia da rede;
• Dado o preço atual relativamente baixo, deverão aumentar os benefícios financeiros no futuro;
• Incentivo a atividades de desenvolvimento e uso de gerenciamento ativo da demanda [1].
Primeiramente, neste artigo, apresentamos a rede que foi estudada, com suas medições reais, seu modelo e a validação desse modelo.
Na seqüência, apresentamos análises de simulações da rede em três situações e dois cenários diferentes, em que se variam os percentuais de consumidores com sistemas fotovoltaicos e baterias conectados à rede de BT da localidade da vila Merče. Os resultados são dados em base anual, por meio de histogramas e tabelas.
Rede de distribuição considerada
A rede objeto do estudo é operada pela empresa Elektro Primorska. O ponto de suprimento é a subestação de RTP Sežana, composta por dois transformadores de 110/20/20 kV, denominados TR_A e TR_B, e três conjuntos de barramentos de 20 kV, denominados JA, JB e JC. Os transformadores da RTP Sežana são conectados a dois barramentos primários alimentados por dois circuitos de 110 kV a partir da subestação RTP Divača.
Nos resultados, enfocamos a rede de BT de vila Merče, que fornece eletricidade para 54 consumidores. Esta rede é alimentada através da subestação secundária (posto de transformação) Merče, que é uma das onze subestações secundárias conectadas ao alimentador de MT identificado como J03 DV Divača (anel aberto). Este alimentador é adicional a quatro outros alimentadores de MT que partem dos barramentos de 20 kV identificados como JB, os quais, em condições normais, são alimentados através do transformador TR_B.
Na análise, consideraram-se distintas possibilidades de evolução futura da agregação de geradores fotovoltaicos à rede, a saber:
• Situação atual, em que apenas um consumidor instalou gerador de energia solar fotovoltaica (Pinst = 14 kW);
• 30% dos consumidores com geradores de energia FV e autoconsumo, sendo os geradores dimensionados de acordo com o consumo anual de cada consumidor;
• 30% dos consumidores com geradores FV e armazenamento em baterias, dimensionados de acordo com o consumo anual de cada consumidor;
• 60% dos consumidores com geradores de energia FV e autoconsumo, sendo os geradores dimensionados de acordo com o consumo anual de cada consumidor; e
• 60% dos consumidores com geradores FV e armazenamento em baterias, dimensionados de acordo com o consumo anual de cada consumidor.
Utilizamos uma ferramenta de software chamada Gredos, empregada pela Elektro Primorska para análise da rede em estado estacionário. Este programa já possuía instaladas configurações de redes de alta tensão e de média tensão. Assim, criou-se e adicionou-se uma rede de BT.
Uma representação geográfica da rede estudada, fornecida pelo programa Gredos, é mostrada na figura 1. Foram obtidas informações topológicas da rede e, por meio de cálculos de fluxo de potência e de curto-circuito, obtiveram-se dados de corrente e potência de curto no lado primário do transformador TR_B. Essas informações foram empregadas na modelagem da rede. Todos os dados obtidos acerca da topologia da rede foram comparados com os do banco de dados e da rede de informações técnicas, com o esquema unifilar atual.
Dados coletados
Todos os dados usados são de medições reais de 15 minutos do sistema no período de 1/1/2015 a 31/12/2015. Portanto, as simulações anuais são derivadas de 35 040 dados de observação. Todos os dados foram filtrados e editados. A partir deles, foram calculadas todas as informações adicionais necessárias.
Modelo da rede
O modelo da rede existente, mostrada na figura 1, foi criado no programa Open DSS, em que a energia solar fotovoltaica é representada como carga negativa e as baterias como cargas positivas/negativas, dependendo do modo de operação em que se encontram (carga/descarga), enquanto os algoritmos de funcionalidade das baterias e de funcionalidade do regulador de tensão foram construídos no programa Matlab.
Validação do modelo
Em primeiro lugar, validou-se o funcionamento adequado do modelo da rede, por meio da comparação de tensões no barramento BT do lado secundário do transformador TR Merče — compararam-se os valores reais médios de 15 minutos da tensão com as tensões obtidas na rede modelo durante a simulação. As simulações foram conduzidas de modo a usarmos dados de medições de valores médios de 15 minutos de toda a rede. Essas simulações foram realizadas em níveis diário e anual.
Veja mais no link :
https://www.arandanet.com.br/revista/fotovolt/artigo_tecnico/6-O-autoconsumo-de-geradores-FV-e-baterias-e-sua-influencia-sobre-a-rede.html
Fonte: Revista Fotovolt de setembro/2020