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Despacho de microgeração em um ambiente de microrrede

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Despacho de microgeração em um ambiente de microrrede

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Título Despacho de microgeração em um ambiente de microrrede
Autor Boone, Cássio
Orientador Lemos, Flávio Antônio Becon
Data 2013
Nível Graduação
Instituição Universidade Federal do Rio Grande do Sul. Escola de Engenharia. Curso de Engenharia Elétrica.
Assunto Engenharia elétrica
[en] Distributed microgeneration
[en] Electricity dispatch
[en] Profitability
Resumo A transição do sistema elétrico com geração centralizada para a configuração disposta com microgerações distribuídas pela rede deverá ser observada em um futuro próximo no Brasil, porém as consequências que este modelo produzirá ainda não são bem delimitadas. A recente regulamentação das microgerações associada a novos padrões tarifários criam cenários inéditos no sistema energético do país, onde o consumidor de eletricidade passa a ser um membro ativo da rede, cabendo apenas a ele a decisão de quando e quanto de energia injetar no sistema. Essa flexibilidade e liberdade de decisão possibilita o desenvolvimento de estratégias de otimização do retorno financeiro do microprodutor, resultando em padrões de despacho de eletricidade que serão analisados neste trabalho. O presente estudo é focado na microgeração residencial conectada à rede com base nas normas brasileiras de compensação de energia vigentes além da criação de patamares tarifários inspirados na introdução da tarifa branca. A fim de determinar inicialmente perfis de rentabilidade de diferentes fontes de microgeração, o estudo analisa a viabilidade econômica em diferentes cenários com painéis fotovoltaicos, microturbinas eólicas além de microturbinas a gás natural e biogás proveniente de dejetos da pecuária. Sistemas de armazenamento de energia são analisados em sincronia com as fontes intermitentes de geração (painéis fotovoltaicos e microturbinas eólicas), onde revela-se uma maior viabilidade para sistemas com fatores de capacidade menores. Tal configuração resultaria no acúmulo de energia elétrica em banco de baterias a fim de que um volume maior de eletricidade seja injetado em horários de ponta, onde a tarifa seria mais elevada. Tendo em vista a pequena rentabilidade atual dos sistemas, um estudo a longo prazo foi realizado onde considerou-se a redução nos custos de investimento das microgerações e baterias além do aumento das tarifas de energia elétrica e preço do gás natural. Os resultados da análise de rentabilidade econômica indicam a tendência de aumento progressivo do despacho de microgerações em horários de ponta conforme os preços da tarifa se elevam e justificam maiores investimentos iniciais em sistemas de armazenamento.
Abstract The transition from centralized generation to distributed generation configuration will probably been observed in the near future in Brazil, nevertheless the consequences of this pattern are not yet delimited. Recent regulation of Brazilian distributed microgeneration associated to incoming electricity pricing models raise new scenarios in the electrical power system, where the electricity consumer becomes an active member (prosumer), injecting energy in the grid without previous request. This flexibility and freedom of choice enables the development of strategies to optimize the return on investment, resulting in different ways of dispatch. This study is focused on grid-connected distributed microgeneration in residential environment following the Brazilian standard of electricity compensation and considering an anticipation of electricity prices. In order to determine the profitability of different energy sources for distributed microgeneration, this study analyses the economic feasibility in different scenarios with photovoltaic cells, wind microturbines, natural gas microturbines and biogas microturbines. Energy storage systems are analyzed when applied to intermittent sources (photovoltaic cells and wind microturbines), which tend to be more feasible in systems with low capacity factor. Such configuration would result in energy accumulation in the battery bank to be injected at peak time, when the electricity prices are higher. Given the actual low profitability, a long-term study was made considering reduction in investment costs and increase in electricity prices and natural gas prices. The results of the economic analysis suggest a trend of progressive dispatch increase at peak time as the electric energy prices rise and justify higher initial investments in storage systems.
Tipo Trabalho de conclusão de graduação
URI http://hdl.handle.net/10183/78503
Arquivos Descrição Formato
000898482.pdf (1.851Mb) Texto completo Adobe PDF Visualizar/abrir

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