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http://repositorio.utfpr.edu.br/jspui/handle/1/39513| Título: | Avaliação dos impactos operacionais da penetração de geração distribuída fotovoltaica em um alimentador de 34,5 Kv no Oeste do Paraná: análise baseada em dados reais e mitigação por simulação de sistema de armazenamento de energia em baterias |
| Título(s) alternativo(s): | Assessment of the operational impacts of photovoltaic distributed generation penetration in a 34.5 Kv feeder in western Paraná: analysis based on real data and mitigation through battery energy storage system simulation |
| Autor(es): | Alebrante, Vitor Felipe Lenz, Luís Henrique Scarpato |
| Orientador(es): | Flórez, Hugo Andrés Ruiz |
| Palavras-chave: | Geração de energia fotovoltaica Baterias elétricas Carga e distribuição elétrica Photovoltaic power generation Electric batteries Electric charge and distribution |
| Data do documento: | 12-Mai-2025 |
| Editor: | Universidade Tecnológica Federal do Paraná |
| Câmpus: | Medianeira |
| Citação: | ALEBRANTE, Vitor Felipe; LENZ, Luís Henrique Scarpato. Avaliação dos impactos operacionais da penetração de geração distribuída fotovoltaica em um alimentador de 34,5 Kv no Oeste do Paraná: análise baseada em dados reais e mitigação por simulação de sistema de armazenamento de energia em baterias. 2025. Trabalho de Conclusão de Curso (Bacharelado em Engenharia Elétrica) - Universidade Tecnológica Federal do Paraná, Medianeira, 2025. |
| Resumo: | Este trabalho avalia os impactos operacionais decorrentes da significativa inserção de geração distribuída fotovoltaica (GD-FV) em um alimentador de média tensão (34,5 kV) que atende uma cidade no Oeste do Paraná, motivado pelo expressivo crescimento da geração solar na região e seus potenciais efeitos na estabilidade e eficiência do sistema elétrico local. O objetivo central foi analisar, com base em dados operacionais reais coletados entre janeiro de 2023 e abril de 2025, como a alta penetração da geração solar modifica os perfis de consumo energético, influencia a operação do alimentador e gera desafios adicionais para o planejamento das redes de distribuição. Foram analisados registros detalhados da potência ativa, reativa e aparente, tensões e correntes trifásicas, coletados a cada cinco minutos, complementados por dados meteorológicos locais (insolação, temperatura e precipitação) e pela evolução da capacidade instalada de geração solar distribuída. Ressalta-se, contudo, que os dados de 2023 apresentaram períodos corrompidos, e os de 2025 foram incompletos, restringindo parcialmente análises comparativas, motivo pelo qual o estudo priorizou análises e conclusões fundamentadas em informações robustas obtidas ao longo de 2024. O tratamento e a validação dos dados foram realizados com programação em Python, enquanto o software PVsyst foi utilizado para estimar a geração solar fotovoltaica e reconstruir curvas de consumo sem a influência direta da GD-FV. Os resultados indicaram que a inserção significativa da geração solar provocou inversões no sentido do fluxo de potência nos horários de maior insolação e manteve elevados os picos de consumo no período noturno, além de intensificar variações bruscas de carga ao final da tarde, quando há rápida queda da geração fotovoltaica associada à manutenção de altas demandas, impondo desafios operacionais adicionais à gestão da rede. Foi observada ainda uma demanda maior por potência reativa fornecida pela concessionária, decorrente da operação dos inversores fotovoltaicos com fator de potência unitário. Adicionalmente, identificou-se que variáveis sazonais e eventos climáticos extremos, como chuvas fortes e interrupções inesperadas, impactaram mais significativamente o desempenho dos sistemas fotovoltaicos do que as médias de insolação, explicando casos atípicos como o elevado pico de geração registrado na primavera de 2024. Finalmente, simulações realizadas com um sistema de armazenamento de energia em baterias (BESS) mostraram potencial efetividade na redução dos picos de demanda, minimização das variações abruptas de carga e aproveitamento otimizado do excedente energético gerado pela GD-FV. No entanto, essas simulações também revelaram limitações operacionais em cenários com alta variabilidade de carga e geração. Conclui-se, portanto, que para garantir estabilidade e eficiência operacional frente ao crescimento contínuo da geração distribuída fotovoltaica, é essencial adotar estratégias integradas que incluam monitoramento contínuo, modelagem detalhada dos perfis de consumo e geração, além da implementação adequada de tecnologias de armazenamento energético. |
| Abstract: | This study evaluates the operational impacts arising from the significant integration of photovoltaic distributed generation (PV-DG) into a medium voltage feeder (34.5 kV) supplying a city in western Paraná, driven by the rapid growth of solar generation in the region and its potential effects on the stability and efficiency of the local power system. The primary objective was to analyze, based on real operational data collected between January 2023 and April 2025, how extensive solar generation penetration modifies the energy consumption profiles, impacts feeder operation, and poses additional challenges to distribution network planning. Detailed records of active, reactive, and apparent power, as well as three-phase voltages and currents collected every five minutes, were analyzed, supplemented by local meteorological data (solar radiation, temperature, and precipitation) and information on the evolution of the installed solar generation capacity. It is noteworthy that the data from 2023 contained corrupted periods, and those from 2025 were incomplete, partially limiting comparative analyses. Therefore, the study prioritized analyses and conclusions based on robust information obtained throughout 2024. Data processing and validation were conducted using Python programming, while the PVsyst software was employed to estimate photovoltaic solar generation and reconstruct consumption curves without the direct influence of PV-DG. Results indicated that the significant integration of solar generation caused power flow reversals during periods of high solar radiation and maintained elevated consumption peaks at night, in addition to intensifying abrupt load variations in the late afternoon when photovoltaic generation rapidly decreases, yet demand remains high, imposing additional operational management challenges on the grid. Additionally, there was an increased demand for reactive power supplied by the utility company due to photovoltaic inverters operating at a unity power factor. Seasonal variables and extreme weather events, such as heavy rainfall and unexpected outages, had a more pronounced impact on the actual performance of photovoltaic systems than average solar radiation, explaining atypical occurrences like the high generation peak recorded in the spring of 2024. Finally, simulations performed using a Battery Energy Storage System (BESS) demonstrated potential effectiveness in reducing peak demands, minimizing abrupt load variations, and optimizing the use of surplus energy generated by PV-DG. However, these simulations also revealed operational limitations under scenarios characterized by high variability in load and generation. Thus, the study concludes that to ensure operational stability and efficiency in the face of continuous photovoltaic generation growth, it is essential to adopt integrated strategies encompassing continuous monitoring, detailed modeling of consumption and generation profiles, and the appropriate implementation of energy storage technologies. |
| URI: | http://repositorio.utfpr.edu.br/jspui/handle/1/39513 |
| Aparece nas coleções: | MD - Engenharia Elétrica |
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