Engenharia Eletrotécnica e de Computadores · pessoas que, direta ou indiretamente, contribuíram para o bom desenvolvimento da mesma, e às quais gostaria de agradecer. Em primeiro

Otimização Dinâmica das Redes de Distribuição de Baixa Tensão,

num Contexto de Forte Microprodução Embebida e Forte

Penetração de Veículo Elétrico

Miguel Acates Lagarto

Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em

Engenharia Eletrotécnica e de Computadores

Orientadores: Prof. Doutor Luís António Fialho Marcelino Ferreira Engenheiro José Ferreira Pinto

Júri

Presidente: Prof. Doutor Rui Manuel Gameiro de Castro Orientador: Engenheiro José Ferreira Pinto

Vogal: Prof. Doutor José Manuel Dias Ferreira de Jesus

Outubro de 2015

ii

Esta Dissertação é escrita ao abrigo do Antigo Acordo Ortográfico.

iii

Agradecimentos

A realização da presente dissertação não seria possível sem a valiosa ajuda de algumas

pessoas que, direta ou indiretamente, contribuíram para o bom desenvolvimento da mesma, e às

quais gostaria de agradecer.

Em primeiro lugar, gostaria e agradecer ao Professor Luís Marcelino Ferreira, orientador

da dissertação, pela oportunidade de realizar esta investigação, pelos conhecimentos partilhados

durante as longas reuniões de orientação e pela sua pronta disponibilidade em me receber e auxiliar

sempre que foi necessário.

De seguida, gostaria de agradecer ao Sr. Engenheiro José Ferreira Pinto, pelo valor

inquestionável da sua orientação. A sua total disponibilidade para a realização de reuniões de

orientação do trabalho permitiu-me abordar esta dissertação de uma forma mais realista e bem

direcionada. As suas recomendações sobre o tema, bem como os dados disponibilizados, foram

fundamentais para a elaboração do trabalho apresentado.

Quero também agradecer ao colega João Machado pela importante ajuda prestada durante

a fase de simulações da investigação, ao Professor Pedro Carvalho por ter abdicado do seu valioso

tempo para me auxiliar sempre que solicitado, bem como aos amigos Jonathan Searle e Rui Alves

pela ajuda prestada na revisão do Resumo Alargado.

Não podia deixar de agradecer a todos os colegas e amigos que fizeram do meu percurso

académico um etapa inesquecível da minha vida, nomeadamente ao eterno companheiro de

Erasmus, Francisco Sousa, pelas aventuras e preocupações partilhadas.

Quero ainda reconhecer e expressar a minha enorme gratidão à sempre presente, amiga e

namorada Concepción López Fernández, pelo seu incansável apoio durante toda a investigação.

Por último, mas pessoalmente o mais importante, um especial agradecimento aos meus pais

por todo o sacrifício realizado em prologue da minha formação académica, pela constante motivação

e estabilidade emocional proporcionada e, pelo apoio incondicional prestando ao longo de todos estes

anos. Porque sem eles nunca seria o que sou hoje, é aos meus pais e à minha pequena irmã, para

quem eu espero ser um exemplo a seguir, a quem eu dedico este trabalho.

iv

v

Resumo

Face à crescente procura de formas de geração de energia não poluentes e a um imperativo

interesse na redução das emissões de CO2 em toda a Europa, surgem como soluções imediatas os

veículos elétricos e as unidades de microprodução descentralizadas. Ambas as soluções resultam

num impacto direto na forma de exploração das redes de transmissão de energia, onde toda a

dinâmica, entre demanda/procura, deve ser prevista e compensada. A solução ótima deste problema

passa pela criação de tarifas de consumo que visam atrair o carregamento dos veículos elétricos

para os períodos de menor utilização da rede e de maior produção fotovoltaica (PV). Sugere-se a

criação de quatro tarifas de consumo diário, não coincidentes temporalmente e exclusivas para o

carregamento elétricos de veículos, cujos preços deverão diferir entre si, consoante a carga da rede

prevista para o período em que cada tarifa é praticada. Ao longo do trabalho são testados vários

casos de estudo, com distintos níveis de penetração de Plug-in Electric Vehicles (PEV) e diferentes

níveis de geração fotovoltaica, num modelo de rede real. Os resultados obtidos validam a estratégia

de otimização inicialmente sugerida, através da redução significativa das perdas do sistema e das

perturbações da corrente e tensão na rede. A utilização de tarifas para manipular a ligação das

cargas à rede, consiste numa forma ótimizada de exploração das redes de energia elétrica

envolvendo veículos elétricos e microprodutores descentralizados.

Palavras-chave

Exploração de redes de Baixa Tensão, otimização, veículo elétrico, microgeração fotovoltaica, tarifas

de consumo.

vi

vii

Abstract

In order to respond to the growing search for new clean energy sources and to an imperative

interest on the reduction of CO2 emissions all over Europe, comes up like inevitable solutions the electric

vehicle and the decentralized micro production units. Both solutions have direct impact on the power

grid network, were the dynamic between offer/demand must be predicted and balanced.

The problem optimal solution involve the creation of consumption tariffs that attract the electric

vehicle charging to periods of time with lower network utility and major photovoltaic (PV) production.

The four tariffs suggested do not overlap in time and are exclusives to the electric vehicle charging

process. The price for each tariff depends from the predicted network's utility level. The study presents

several simulations, with distinct penetration levels of plug-in electric vehicles (PEV) and different PV

production levels, using a real grid model. The results support the optimization strategy suggested,

through a significant reduction of current and voltage perturbations and the system losses. The load

connections control is achieved through tariffs, resulting in an optimal networks exploration involving

electric vehicles and decentralized micro producers.

Key Words

Low voltage network’s exploration, optimization, electric vehicle, photovoltaic microgeneration,

consumption tariffs.

viii

ix

Índice

Agradecimentos ..................................................................................................................................... iii

Resumo ................................................................................................................................................... v

Abstract ................................................................................................................................................ vii

Lista de Figuras .................................................................................................................................... xi

Lista de Tabelas .................................................................................................................................. xvi

Lista de Abreviaturas ............................................................................................................................ 1

Capítulo 1 - Introdução .......................................................................................................................... 2

Enquadramento .................................................................................................................................. 3

Motivações .......................................................................................................................................... 4

Principais Objetivos ........................................................................................................................... 5

Contribuições ...................................................................................................................................... 5

Organização ........................................................................................................................................ 6

Capítulo 2 - Estado da Arte ................................................................................................................... 7

Energia Renováveis ........................................................................................................................... 8

No Mundo ....................................................................................................................................... 8

Na Europa..................................................................................................................................... 10

Em Portugal ................................................................................................................................. 12

Programas de Exploração Internacionais ....................................................................................... 13

Mobilidade Elétrica .......................................................................................................................... 13

InovGrid ............................................................................................................................................ 15

Veículos Elétricos ............................................................................................................................. 16

Mercados ....................................................................................................................................... 16

Baterias ......................................................................................................................................... 18

Carregamentos ............................................................................................................................. 19

Energia Solar .................................................................................................................................... 20

Novos investimentos .................................................................................................................... 20

Energia Solar em Portugal .......................................................................................................... 24

Otimização da Tecnologia Solar ...................................................................................................... 26

Capítulo 3 - O Sector Elétrico Português............................................................................................ 28

Sistema Elétrico Nacional (SEN) .................................................................................................... 29

Produção ....................................................................................................................................... 29

Transmissão ................................................................................................................................. 31

x

Distribuição .................................................................................................................................. 31

Operação do Mercado Elétrico ..................................................................................................... 31

Comercialização ............................................................................................................................ 32

Logística na Mudança de Comercializador ................................................................................. 33

Otimização da Rede Elétrica ........................................................................................................... 34

Capítulo 4 - Modelação e Simulação ................................................................................................... 37

Modelo Matemático .......................................................................................................................... 38

Power flow .................................................................................................................................... 38

Perdas do Sistema ........................................................................................................................ 39

Restrições do Sistema .................................................................................................................. 39

Simulação ......................................................................................................................................... 40

Capítulo 5 - Caso de Estudo ................................................................................................................ 41

Rede Elétrica .................................................................................................................................... 42

Modelo PEV ...................................................................................................................................... 42

Clientes ............................................................................................................................................. 43

Curva de Carga Total ....................................................................................................................... 44

Distribuição dos Clientes ................................................................................................................. 45

Casos de Estudo ............................................................................................................................... 47

A – Rede com Microgeração Fotovoltaica ................................................................................... 47

B – Rede com Plug-in Electric Vehicles ...................................................................................... 49

C - Tarifa SUN ............................................................................................................................. 59

D – Rede com Penetração de PEVs e Microprodução Fotovoltaica ........................................... 61

Capítulo 6 - Conclusões ........................................................................................................................ 66

Síntese dos Resultados .................................................................................................................... 67

Trabalhos Futuros ............................................................................................................................ 68

Bibliografia ........................................................................................................................................... 69

Anexos ................................................................................................................................................... 71

Anexo 1 - Propriedades dos cabos da rede utilizados na simulação do Capitulo 5 ...................... 71

Anexo 2 - Perfis de carregamento PEV utilizados na simulação do Capitulo 5 ........................... 71

xi

Lista de Figuras

Figura 1 - Investimento global nas energias renováveis ($BN) em 2014 e crescimento face a 2013;

Figura 2 - Investimento global por tecnologia renovável ($BN) em 2014 e crescimento face a 2013;

Figura 3 - Investimento global em energias renováveis por região em 2014;

Figura 4- Share Market das energias renováveis no consumo final Europeu no ano de 2004;

Figura 5 - Share Market das energias renováveis no consumo final Europeu no ano de 2013;

Figura 6 - Peso das Fontes de Produção de Eletricidade em Portugal Continental em 2014;

Figura 7 - Pilares organizacionais InovGrid;

Figura 8 - Stock global de PEV (EV Stock) e número de postos de carregamento PEV não-residenciais

(EVSE Stock);

Figura 9 - Share dos PEV no total de novos carros vendidos em cada país no ano de 2014;

Figura 10 - Perfil de carregamento das baterias do tipo Lead-acid (esquerda) e do tipo Lithium-ion

(direita);

Figura 11 - Tomada IEC 62196-2 do Tipo 2 com e sem preciana de proteção;

Figura 12 - Requisitos e tomadas padrão utilizadas na União Europeia;

Figura 13 - Evolução da capacidade fotovoltaica global;

Figura 14 - Evolução da instalação PV por regiões do planeta;

Figura 15 - Top 10 dos países mais investidores e com maior capacidade total instalada em 2014;

Figura 16 - Capacidade PV adicionada globalmente e investimentos anuais, 2004-2013;

Figura 17 - Produção PV global em 2014;

Figura 18 - Potencia PV anual instalada e cumulativa em 2014;

Figura 19 - Incidência solar anual global na Europa;

Figura 20 - Número de microprodutores ligados à rede e respetiva potência injetada em Portugal

Figura 21 - Distribuição da Produção em Regime Especial em Portugal Continental no ano de 2014;

Figura 22 - Atual Organização do Sector Elétrico Português;

Figura 23 – Curva de produção de um microgerador fotovoltaico de 3,68 kW durante o dia 10 de Maio

de 2015 na região de Coimbra;

Figura 24 – Curva de carga residencial ao longo de um dia;

Figura 25 – Rede elétrica residencial com 42 nós (imagem real à direita e esquema DPlan à esquerda),

Bairro de Telheiras, Lisboa;

Figura 26 - Perfil de carga da bateria (lithium-ion) do Nissan Altra;

xii

Figura 27 - Curva de carga da rede, sem penetração PEV nem PV, ao longo de um dia.

Figura 28 - Perdas totais da rede, sem penetração PEV nem PV, ao longo de um dia

Figura 29 - Variação da corrente à saída do PT (0% de penetração PEV e 0% de penetração PV);

Figura 30 - Variação da tensão na ponta da rede (0% de penetração PEV e 0% de penetração PV);

Figura 31 - Variação da distribuição de probabilidade exponencial em função do parâmetro λ;

Figura 32 - Distribuição dos PEV pelos clientes ligados à rede para cada nível de penetração e

atribuição do período tarifário em que cada PEV inicia o carregamento;

Figura 33 – Efeito de 19% penetração PV na curva de carga da rede, ao longo de um dia;

Figura 34 – Variação da corrente à saída do PT (0% de penetração PEV e 19% de penetração PV);

Figura 35 – Variação da tensão na ponta da rede (0% de penetração PEV e 19% de penetração PV);

Figura 36 - Efeito de 38% penetração PV na curva de carga da rede, ao longo de um dia;



Figura 39 - Efeito de 76% penetração PV na curva de carga da rede, ao longo de um dia;



Figura 42 - Variação das perdas totais da rede com a penetração PV, ao longo de um dia;

Figura 43 – Efeito do carregamento PEV lento e não otimizado na curva de carga da rede, ao longo

de um dia

Figura 44 – Variação da corrente à saída do PT (19% de penetração PEV lenta e não otimizada);

Figura 45 – Variação da tensão na ponta da rede (19% de penetração PEV lenta e não otimizada);

Figura 46 - Variação da corrente à saída do PT (38% de penetração PEV lenta e não otimizada);

Figura 47 - Variação da tensão na ponta da rede (38% de penetração PEV lenta e não otimizada);

Figura 48 - Variação da corrente à saída do PT (76% de penetração PEV lenta e não otimizada);

Figura 49 - Variação da tensão na ponta da rede (76% de penetração PEV lenta e não otimizada);

Figura 50 - Variação das perdas totais da rede com o nível de penetração PEV, para carregamentos

lentos e não otimizados;

Figura 51 - Efeito do carregamento PEV lento e otimizado na curva de carga da rede, ao longo de

um dia;

Figura 52 - Variação da corrente à saída do PT (19% de penetração PEV lenta e otimizada);

Figura 53 – Variação da tensão na ponta da rede (19% de penetração PEV lenta e otimizada);

Figura 54 – Variação da corrente à saída do PT (38% de penetração PEV lenta e otimizada);

xiii

Figura 55 – Variação da tensão na ponta da rede (38% de penetração PEV lenta e otimizada);

Figura 56 - Variação da corrente à saída do PT (76% de penetração PEV lenta e otimizada);

Figura 57 - Variação da tensão na ponta da rede (76% de penetração PEV lenta e otimizada);


lentos e otimizados;

Figura 59 - Efeito do carregamento PEV rápido e não otimizado na curva de carga da rede, ao longo

de um dia;

Figura 60 - Variação da corrente à saída do PT (19% de penetração PEV rápida e não otimizada);

Figura 61 - Variação da tensão na ponta da rede (19% de penetração PEV rápida e não otimizada);

Figura 62 - Variação da corrente à saída do PT (38% de penetração PEV rápida e não otimizada);

Figura 63 – Variação da tensão na ponta da rede (38% de penetração PEV rápida e não otimizada);

Figura 64 – Variação da corrente à saída do PT (76% de penetração PEV rápida e não otimizada);

Figura 65 – Variação da tensão na ponta da rede (76% de penetração PEV rápida e não otimizada);


rápidos e não otimizados;

Figura 67 - Efeito do carregamento PEV rápido e otimizado na curva de carga da rede, ao longo de

um dia;

Figura 68 - Variação da corrente à saída do PT (19% de penetração PEV rápida e otimizada);

Figura 69 - Variação da tensão na ponta da rede (19% de penetração PEV rápida e otimizada);


Figura 71 - Variação da tensão na ponta da rede (38% de penetração PEV rápida e otimizada);


Figura 73 – Variação da tensão na ponta da rede (76% de penetração PEV rápida e otimizada);

Figura 74 – Variação das perdas totais da rede com o nível de penetração PEV, para carregamentos

rápidos e otimizados;

Figura 75 – Efeito do carregamento PEV rápido e lento otimizado na curva de carga da rede, ao

longo de um dia

Figura 76 - Variação da corrente à saída do PT (19% de penetração PEV rápida e lenta otimizada);

Figura 77 - Variação da tensão na ponta da rede (19% de penetração PEV rápida e lenta otimizada);




xiv



rápidos e lentos otimizados;

Figura 83 – Impacto do carregamento PEV (76%) rápido e lento otimizado juntamente com 76% de

penetração fotovoltaica na curva de carga da rede, ao longo de um dia;

Figura 84 – Variação da corrente à saída do PT (76% de penetração PEV rápida e lenta otimizada e

76% de penetração PV);

Figura 85 – Variação da tensão na ponta da rede (76% de penetração PEV rápida e lenta otimizada

e 76% de penetração PV);

Figura 86 - Perdas totais da rede para 76% de penetração PEV otimizado (não incluindo tarifa SUN)

e 76% de penetração fotovoltaica;

Figura 87 - Impacto da Tarifa SUN na carga da rede com 19% de penetração PEV



Figura 90 - Efeito do carregamento PEV otimizado (incluindo tarifa SUN) num ambiente na curva

de carga diária da rede com uma penetração PV de 19%;

Figura 91 - Variação da corrente à saída do PT (19% de penetração PEV otimizada (incluindo tarifa

SUN) e 19% de penetração PV);

Figura 92 - Variação da tensão na ponta da rede (19% de penetração PEV otimizada (incluindo

tarifa SUN) e 19% de penetração PV);

Figura 93 – Variação da corrente à saída do PT (38% de penetração PEV otimizada (incluindo tarifa


Figura 94 – Variação da tensão na ponta da rede (38% de penetração PEV otimizada (incluindo


Figura 95 – Variação da corrente à saída do PT (76% de penetração PEV otimizada (incluindo tarifa




Figura 97 - Variação das perdas totais da rede com o nível de penetração PEV, num ambiente com

19% de penetração fotovoltaica;



xv

Figura 99 - Variação da corrente à saída do PT (19% de penetração PEV otimizada (incluindo tarifa




Figura 101 - Variação da corrente à saída do PT (38% de penetração PEV otimizada (incluindo




Figura 103 – Variação da corrente à saída do PT (76% de penetração PEV otimizada (incluindo


Figura 104 – Variação da tensão na ponta da rede (76% de penetração PEV otimizada (incluindo


Figura 105 – Variação das perdas totais da rede com o nível de penetração PEV, num ambiente com
















Figura 113 – Variação das perdas totais da rede com o nível de penetração PEV, num ambiente com


xvi

Lista de Tabelas

TABELA 1 - Categorias e critérios utilizados pelo SERUP para definir as tarifas aplicadas a cada

produtor;

TABELA 2 - Taxa de Registo para as UPP dependente da potência instalada;

TABELA 3 - Potências contratáveis pelo consumidor no Sistema Elétrico Português;

TABELA 4 - Variação do Coeficiente de Simultaneidade com o número de instalações de utilização da

mesma rede BT.

1

Lista de Abreviaturas

ERSE – Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos;

MIBEL – Mercado Ibérico de Energia Elétrica;

DGEG - Direção-Geral de Energia e Geologia;

OLMC – Operador Logístico de Mudança de Comercializador;

PEV – Plug-in Electric Vehicle;

PV – Photovoltaic;

SEN – Sistema Elétrico Nacional;

GD – Geração Distribuída.

2

Capítulo 1 - Introdução

O capítulo primeiro contextualiza o trabalho realizado no âmbito da presente dissertação,

seguindo-se uma sucinta descrição das motivações que levaram à realização do mesmo e a

identificação dos principais objetivos. No final do Capítulo é apresentada a organização da

dissertação.

3

Enquadramento

Atualmente é impossível separar as necessidades quotidianas do uso de energia

elétrica. Este sector assume uma posição fulcral no funcionamento da sociedade e é uma

parte fundamental na visão de qualquer governo. Isto implica que em qualquer momento

do dia, desprezando as perdas, a oferta deva igualar a procura. Por outro lado, a

eletricidade também não possui uma individualidade própria quando presente na rede e

não flui nas linhas de transmissão no percurso mais desejável. Tendo em conta estas

características e o facto do diagrama de carga variar ao longo do dia, verifica-se que alguma

da potência instalada nos sistemas de energia fica subutilizada nos períodos de menor

consumo, devido à necessidade de satisfazer o consumo nos períodos de pico. O constante

aumento do número de unidades de microgeração renovável e de cargas resultantes do

carregamento de veículos elétricos ligadas à rede, vem agravar a problemática apresentada. Por

um lado, o carregamento dos Plug-in Electric Vehicles (PEVs) tende a aumentar o consumo nos

períodos de pico (hora em que os utilizadores regressam a casa após o seu dia de trabalho) e por

outro lado, a microgeração fotovoltaica tem o seu pico de produção nos períodos de menor procura

de energia.

Uma componente vital da mobilidade elétrica consiste na forma como os veículos elétricos se

integrarão nas redes elétricas. Considerando o modo como as redes estão a evoluir rumo ao conceito

de smart grid, esta integração ganha complexidade, mas abre igualmente um leque de

possibilidades para que os veículos elétricos tenham uma integração com impacto reduzido na rede.

Ao contrário do que aconteceria caso houvesse uma penetração significativa de veículos elétricos

sem uma gestão adequada dos processos de carregamento, com a utilização de estratégias de

controlo das cargas da rede é possível atrair o carregamento de PEVs para os períodos de

abundância de energia na rede. Em cenários com uma penetração significativa de veículos elétricos,

uma gestão eficiente do carregamento dos veículos permite adequar o diagrama de consumo de

energia elétrica, reduzindo os picos através de um planeamento dos períodos de carregamento no

tempo e utilização de forma efetiva, de acordo com a disponibilidade crescente das fontes de energia

renováveis. O paradigma das smart grids abre caminho para uma rede elétrica cada vez menos

passiva, tornando-se mais ativa e eficiente.

4

Motivações

O sucesso do veículo elétrico depende de vários fatores, que podem ser agrupados em duas

categorias: fatores internos e fatores externos à indústria da mobilidade elétrica. Entre os primeiros

destacam-se o custo e o desempenho dos próprios veículos, a extensão e acessibilidade das redes de

carregamento e a existência de modelos adequados de negócio. Entre os segundos sobressaem as

emissões de CO2 libertadas para produzir a eletricidade utilizada e a existência de redes

inteligentes de distribuição de energia elétrica. A mobilidade elétrica começa a integrar as políticas

de acessibilidade e mobilidade e tornou-se numa importante indústria emergente, crescentemente

abrangente e influente, embora relativamente imatura.

Em Portugal, verificaram-se significativos investimentos públicos em prole da mobilidade

elétrica, que visaram permitir o arranque das infraestruturas. Importa, agora, iniciar uma nova

fase crítica para o sucesso dos veículos elétricos, valorizando o papel da iniciativa privada nesta

área. Existe uma janela de oportunidade para a indústria portuguesa poder criar efetivamente

produtos e serviços que tenham potencial de exportação e utilização no mercado nacional. O

carregamento dos veículos elétricos deve ser progressivamente enquadrado por redes inteligentes

de distribuição de energia elétrica. Caso contrário, a operação do sistema elétrico tornar-se-ia

extremamente ineficiente e pouco fiável, pondo em risco a segurança de abastecimento e a

qualidade de serviço, tornando o carregamento demasiado dispendioso para o utilizador.

Devido ao contínuo aumento de investimentos na área da geração renovável

descentralizada, acompanhado de fortes incentivo à utilização de veículos elétricos, está aberto o

caminho para uma inevitável sobrecarga das redes de distribuição de energia em Portugal. Por um

lado começam a surgir veículos elétricos com melhores autonomias e a preços cada vez mais

acessíveis à população em geral, por outro lado tem-se registado um contínuo aumento na

microprodução de energia cada vez mais descentralizada. Estes indicadores apontam para uma

futura dinâmica muito variável nos sistemas de energia, sendo portanto crucial estudar e encontrar

uma forma ótima de equilibrar e prever toda esta variabilidade de cargas nas redes de energia, de

forma a se reduzir o seu impacto. Para que Portugal possa maximizar os benefícios decorrentes da

mobilidade elétrica, é fundamental que as políticas públicas de energia e mobilidade sejam

adequadamente coordenadas entre si e devidamente articuladas entre o nível nacional e o nível

local (municipal ou intermunicipal), tendo em conta o alinhamento europeu e internacional.

O sistema de mobilidade urbana é complexo e envolve um cada vez maior número de

intervenientes, cujos interesses devem ser acautelados e satisfeitos. A prestação de serviços de

transporte coletivo, a logística urbana organizada em sistemas avançados, os serviços urbanos ou

a mobilidade individual são distintas dimensões do sistema de mobilidade urbana, nos quais a

tração elétrica possui um importante potencial de utilização. A mobilidade elétrica deve, assim, ser

devidamente vertida e integrada nas estratégias locais de mobilidade. A economia de recurso que

5

proporciona, associada à inovação e à aposta em capital humano qualificado, aspetos fundamentais

para uma “smart city”, será um importante passo para que a mobilidade elétrica se possa

definitivamente assumir como um pilar fundamental da ecoeficiência urbana.

Estão assim identificadas as principais motivações da dissertação proposta, cujos principais

objetivos são descritos de seguida.

Principais Objetivos

Pretende-se com este trabalho, aprofundar o estudo sobre a forma como as redes de baixa-

tensão serão exploradas no futuro, em cenários de grande aleatoriedade e variabilidade de cargas

associadas ao carregamento rápido e lento de veículos elétricos, ao que se somam as fontes de

energia com forte variabilidade. Pretende-se identificar formas de otimizar as redes em exploração

nestes cenários, no que concerne a perdas, ou violação dos limites de grandezas como tensão e

corrente, e a forma como os esquemas de exploração irão ser determinados e variar de forma

dinâmica, bem como de que forma os centros de gestão poderão monitorizar e agir sobre a rede como

um sistema integrado de consumo e produção num cenário futuro de grande imprevisibilidade.

Contribuições

A dissertação desenvolvida, intitulada "Otimização dinâmica das redes de distribuição de Baixa

Tensão, num contexto de forte microprodução embebida e forte penetração de veículo elétrico", foi

proposta pela empresa EDP Distribuição, tendo sido todo o trabalho orientando externamente pelo

Engenheiro José Ferreira Pinto e internamente pelo Professor Luís António Fialho Marcelino

Ferreira.

A presente dissertação apresenta várias contribuições, entre as quais se destacam:

Estudo do impacto resultante da penetração de veículos elétricos e da microgeração

fotovoltaica numa rede residencial de Baixa-Tensão. Com base num modelo de rede real,

foram simulados os trânsitos de energia da rede, através do software DPlan, para distintos

níveis de penetração PV e PEV. Os resultados realçam o nefasto impacto causado por

elevados níveis de penetração PEV não otimizada, bem como o desaproveitamento

energético durante os períodos de microprodução fotovoltaica.

Estudo do direcionamento das cargas resultantes do carregamento de veículos elétricos

para as horas de menor consumo da rede. Durante o trabalho desenvolvido, foi feito um

levantamento bibliográfico acerca das estratégias de exploração das redes elétricas, bem

6

como dos principais aspetos técnicos das tecnologias abordadas pelo tema proposto.

Terminada a fase de contextualização, foi proposta uma hipótese de exploração ótima.

Foram realizadas diversas simulações, aplicando a estratégia num modelo de rede real e

apresentados os resultados que validam a hipótese proposta.

Estudo do aproveitamento da energia resultante da microgeração fotovoltaica para o

carregamento dos veículos elétricos através da implementação de uma inovadora tarifa de

consumo no mercado durante as horas de maior incidência solar. Ao longo da investigação,

sempre que a rede foi simulada com penetração fotovoltaica foi identificado um problema

sistemático: uma excessiva produção de energia, através das tecnologias solares, face à

procura da rede. Um melhor aproveitamento dessa energia foi conseguido através da

implementação de uma tarifa de consumo “solar” (exclusiva para carregamento de PEVs)

de baixo custo, que incentiva o consumo de energia durante os períodos de maior geração

fotovoltaica.

Organização

A presente dissertação é estruturada de forma a, primariamente contextualizar e informar

o leitor acerca dos fatores envolventes do problema estudado. É exposta uma apresentação da

situação atual das energias renováveis no Mundo, na Europa e particularmente em Portugal. Em

seguida são descritos alguns aspetos técnicos e gerais das tecnologias envolvidas nesta investigação:

carregamento de veículos elétricos e microprodução fotovoltaica. No Capítulo 3 é descrita a

organização e o modo de funcionamento do Sistema Elétrico Nacional. São identificados os

principais agentes do sistema e explicada a forma como se relacionam entre si. Na parte final do

capítulo é abordado o tema principal da dissertação. Após a identificação do problema motivador

da presente dissertação, é discriminada a solução proposta e justificadas todas as assunções

tomadas. O modelo aplicado e as formulações matemáticas utilizadas são apresentados no Capítulo

4, juntamente com as informações acerca do simulador utilizado. No penúltimo, e quinto capítulo,

é explorado o caso de estudo. São simulados vários ambientes de rede, de forma a testar e validar

as assunções tomadas e apresentados os respetivos resultados. Em cada teste são evidenciadas as

informações e conclusões mais importantes a reter. No sexto, e último Capítulo, são relacionados e

comparados os vários testes simulados. São identificadas as conclusões finais do trabalho e

sugeridos desenvolvimentos futuros a investigar.

7

Capítulo 2 - Estado da Arte

Neste capítulo é apresentado um breve enquadramento do leitor com o paradigma atual dos

conceitos fundamentais à dissertação. Primariamente apresenta-se o estado atual do sector das

Energias Renováveis a nível mundial, europeu e nacional, de forma a entender-se a importância

real deste sector nos sistemas de produção e distribuição de energia elétrica. De seguida é abordado

o domínio dos Veículos Elétricos. São apresentados dados atualizados acerca da penetração do

veículo elétrico no mercado automóvel, bem como algumas das principais características que

importa serem retidas para o posterior caso de estudo. Por fim, é abordado o campo da

Microprodução Fotovoltaica. O leitor é envolvido com o atual panorama do sector solar a nível

mundial, europeu e nacional. São também apresentadas formas de otimização desta tecnologia de

forma minimizar alguns problemas na rede de distribuição de energia.

8

Estado da Arte

Energia Renováveis

No Mundo

Nos dias de hoje, a energia renovável não é vista apenas como uma fonte de energia, mas

também como uma ferramenta que permite satisfazer várias necessidades imperativas, algumas

das quais: melhoria da segurança energética, redução do impacto ambiental associado às energias

fóssil e nuclear, mitigação das emissões de gases responsáveis pelo efeito de estufa, criação de postos

de trabalho e aumento da qualidade de vida.

A década passada abriu o caminho à transição global para as energias renováveis, mas para

tal ser conseguido é necessário um esforço concertado e sustentado. Com metas ambiciosas e

políticas inovadoras, as tecnologias renováveis podem continuar a superar as expectativas

desenvolvendo um futuro energético cada vez mais sustentável e limpo. Analisando o presente, a

questão não é mais "se" as energias renováveis terão um papel a desenrolar nos serviços de

fornecimento energético, mas sim "como" se pode melhorar e acelerar o atual processo para que se

consiga um futuro 100% renovável e acessível a todos.

2014 foi um ano importante no campo das energias renováveis. Após dois anos de recessão

do investimento global nas tecnologias de geração de energia proveniente de fontes não poluentes,

assistimos a uma inversão da situação. O investimento mundial nas energias renováveis atingiu os

270.2 biliões de dólares representando um aumento de 17% face ao ano de 2013.

Figura 1. Investimento global nas energias renováveis ($BN) em 2014 e crescimento face a 2013 [1]

A rentabilidade dos investimentos em energias renováveis durante ano de 2014 foi muito

superior à registada em 2011 - apesar de em 2011 se verificar um maior investimento económico,

9

devido principalmente à redução dos custos de produção de tecnologias eólicas e solares - cada bilião

de dólares aplicado em 2014 permitiu adicionar muitos mais MW de capacidade do que o mesmo

investimento em 2011. Excluindo as hidroelétricas de larga escala, no ano de 2014 foram instalados

103GW de potência renovável, sendo pela primeira vez superada a barreira dos 100GW. Importante

realçar que durante o ano de 2011, ainda que com um maior investimento, foram instalados apenas

80.5GW.

A seguinte figura apresenta o investimento (em biliões de dólares) aplicado em cada tecnologia

durante o ano de 2014, bem como o seu crescimento quando comparado com 2013. Destacam-se as

tecnologias solar e eólica, verificando uma adição capacitiva de 49GW e 38.7 GW, respectivamente.

Da análise da figura denota-se uma grande quebra do investimento em tecnologias, que não a solar e

a eólica. Estas duas juntas representam 92% do investimento global em novas capacidades renováveis

De notar que os dados apresentados não consideram os investimentos em hidroelétricas de larga

escala.

Figura 2. Investimento global por tecnologia renovável ($BN) em 2014 e crescimento face a 2013 [1]

A China destaca-se como o país mais seduzido pelas tecnologias renováveis, investiu

83.3 biliões de dólares em 2014, resultando num aumento de 39% face a 2013. Estes dados indicam

que em cada três dólares investidos globalmente em energias renováveis, pelo menos um dólar foi

investido na China. Relativamente ao Top 10 dos países investidores em potências renováveis, o

Brasil e a Holanda surgem destacadamente como os grandes "booms" do sector, com um aumento

do investimento anual de 93% e 266%, respectivamente, relativamente ao ano de 2013. Do outro

lado da balança económica do Top 10 encontram-se países como a Itália e a Austrália que

registaram fortes quebras nos seus investimentos anuais, devido a questões de política interna.

Fora dos dez lugares cimeiros no que diz respeito a investimento renovável, surgem alguns países

que superaram pela primeira vez, em 2014, a barreira do 1 bilião de dólares: México (2.1 biliões),

Indonésia (1.8 biliões), Turquia (1.8 biliões), Chile (1.4 biliões) e Quénia (1.3 biliões).

10

Na seguinte Figura 3 é possível observar-se a repartição do investimento global por países

e regiões durante o ano de 2014.

Figura 3. Investimento global em energias renováveis por região em 2014 [1]

As fontes de energia renovável contabilizam um total de 58,5% dos novos GW de potência

instalados mundialmente em 2014. Em termos absolutos, a capacidade renovável instalada

globalmente representa 27,7% da capacidade total de produção instalada. Estima-se que estas

fontes renováveis são responsáveis pela produção de 22,8% da eletricidade gerada em todo o mundo.

Este fato previne a emissão de aproximadamente 1.3 giga toneladas. Mantendo-se este ritmo de

aumento na aposta em tecnologias renováveis, prevê-se que em 2030 se atinjam os 20% de geração

global, provenientes de fontes renováveis (não incluindo as produções hidroelétricas de larga escala)

[1]. Em termos absolutos no final de 2014 a capacidade renovável total fixou-se nos 1712 GW.

Na Europa

Uma forte implementação das políticas de alterações climáticas está a ser verificada em

toda a União Europeia com o objetivo de reduzir as emissões de CO2 e de se investir em tecnologias

renováveis, tendo em vista o compromisso "20-20-20". O objetivo passa por, até ao ano de 2020, se

atingir: uma redução em 20% dos níveis de gases do efeito de estufa registados em 1990; 20% da

energia produzida provir de fontes renováveis e, um aumento de 20% na eficiência energética de

toda UE. A política energética europeia caminha na direção da liberalização competitiva dos

mercados que irá suportar e promover um desenvolvimento sustentável dos futuros sistemas de

energia. Toda esta tendência leva a um inevitável aumento da geração distribuída por toda a

Europa.

Dos 1 712 GW instalados globalmente, 380 GW estão instalados na União Europeia. A

Alemanha é o país, dos 28 estados membros, com maior capacidade renovável instalada (92 GW),

seguida pela Itália (50 GW) e pela Espanha (49 GW).

11

Analisando o market share de energia renovável no consumo final de energia europeu

disponibilizado pelo Eurostat (Figuras 4 e 5), podemos verificar um generalizado aumento entre

2004 e 2013. A média dos 28 países fixou-se nos 15 pontos percentuais em 2013, registando-se um

aumento de 6.7% desde 2004. Esta progressiva aposta nas energias renováveis está estritamente

relacionada com um aumento da produção descentralizada, conectando-se cada vez mais

microprodutores à rede. Esta situação está a levar a uma saturação da rede passiva, o que pode

causar problemas de operação do sistema e consequentes barreiras à ligação de mais produtores à

rede.

Figura 4. Share Market das energias renováveis no consumo final Europeu no ano de 2004 (dados Eurostat).

Figura 5. Share Market das energias renováveis no consumo final Europeu no ano de 2013 (dados Eurostat).

Portugal registou um aumento dos 19.2% para os 25.7%. De realçar o bom posicionamento

de Portugal no ranking Europeu dos países onde a energia gerada por fontes renováveis representa

uma maior percentagem da energia final consumida. O ranking é liderado pelos países nórdicos,

com notório destaque para Noruega e Suécia, em que a energia renovável produzida já é suficiente

para satisfazer mais de metade da energia final consumida. Portugal situa-se na sétima posição,

ficando na frente de países mais desenvolvidos e com maiores recursos económicos, como é o caso

12

da Alemanha, Reino Unido, França, Itália e inclusive a vizinha Espanha. Ainda que tenha

aumentado a sua dependência das renováveis desde 2004, Portugal perdeu a sexta posição do

ranking para a Dinamarca, que registou um significativo investimento nas fontes de energia não

poluentes entre 2004 e 2013.

De realçar que as Figuras 4 e 5 se referem ao consumo final de todas as formas de energia

e não apenas ao consumo de energia elétrica.

Em Portugal

Segundo o relatório anual da Associação de Energias Renováveis, durante o ano de 2014 a

produção da eletricidade de origem renovável aumentou 6% em relação a 2013, tendo sido

responsável por 63,8% de toda a eletricidade produzida em Portugal Continental,

comparativamente aos 61,7% de 2013. Em cada hora de consumo de eletricidade em 2014, trinta e

oito minutos tiveram origem em centrais renováveis, dos quais catorze minutos foram produzidos

pela energia eólica. Em consequência deste aumento de produção das renováveis no ano de 2014

assistiu-se a uma redução do valor de eletricidade importada para 1,8% do consumo, valor mais

baixo desde 2002. Na fotovoltaica verificou-se um aumento de 31% da capacidade instalada em

relação a 2013. Atingiu-se 1.2% de share do consumo final, o que revela o potencial de crescimento

deste sector. A produção de eletricidade de origem renovável permitiu em 2014 poupar cerca de

1500 milhões de euros na importação de combustíveis fósseis (gás natural e carvão) e 65 milhões de

euros em licenças de emissão de CO2.

Devido à descida do preço do carvão nos mercados internacionais, aliado a baixas sanções

de emissões de CO2 quando comparadas com o volume da indústria, as centrais a gás natural

apenas produziram 3% do total do consumo de eletricidade, enquanto a produção das centrais a

carvão supriu 22% das necessidades de energia elétrica, apresentando valores semelhantes aos de

2013. De notar que as centrais de ciclo combinado a gás natural são menos poluentes e apresentam

uma maior eficiência energética, comparativamente com as centrais a carvão. As emissões

associadas à produção de energia elétrica somaram 13 milhões de toneladas de CO2 em 2014, cerca

de 20% do total de emissões de gases contribuintes para o efeito de estufa em Portugal. Se em 2014

toda a energia produzida em Portugal proviesse das centrais a carvão e das centrais de ciclo

combinado a gás natural, sem recurso às fontes renováveis, as emissões atingiriam 26 milhões de

toneladas de CO2. Este valor corresponderia ao dobro do atual, cerca de 40% do total de emissões

de gases de efeito de estufa de Portugal [3].

No ano de 2014 registou-se uma redução do consumo da ordem dos 0,7% face ao ano

anterior.

13

Figura 6. Peso das Fontes de Produção de Eletricidade em Portugal Continental em 2014 [3].

Na figura anterior é apresentado o share da energia elétrica consumida em Portugal

Continental, por fonte de produção e importação durante o ano de 2014. De destacar a dependência

cada vez menos acentuada das fontes de energia fóssil, derivada da crescente procura e aposta em

fontes de energia renováveis.

Programas de Exploração Internacionais

Em várias empresas distribuição de energia elétrica, um pouco por todo o mundo, estão a

ser implementados programas de otimização da procura e capacidade das redes de energia. Um

exemplo disso é o caso da americana Pacific Gas and Electric Company (PG&E), que desde 2014

oferece aos seus clientes programas, como por exemplo "Capacity Bidding Program" e "Demand

Bidding Program". Este tipo de programas consiste na formalização de acordos de serviço, em que

os clientes recebem incentivos por parte da empresa por reduzirem o seu consumo e fornecerem

energia quando necessária (no caso dos microprodutores). Desta forma a distribuidora consegue

controlar a utilização da rede, ainda que a troco de algumas compensações monetárias. A PG&E

lançou também em 2009 o Smart Meters™, sistema pioneiro, que torna possível a comunicação do

estado em vários pontos da rede, resultando num melhor controlo de qualidade por parte da

distribuidora, e numa melhor gestão de consumo por parte dos clientes. Prevê-se uma grande

implementação global desta tecnologia por parte das diversas companhias de distribuição de

energia, sendo esperado só nos Estados Unidos da América um investimento de 29 biliões de dólares

durante o ano de 2015.

Mobilidade Elétrica Segundo os dados do Ministério do Ambiente, Ordenamento do Território e Energia, no âmbito da

execução do Plano Nacional de Ação para a Eficiência Energética, criou-se em Portugal o Programa

para a Mobilidade Elétrica, visando a introdução e massificação da utilização do veículo elétrico. A

rede nacional de mobilidade elétrica tem como missão contribuir para uma mobilidade mais

14

sustentável, maximizando as vantagens e integrando harmoniosamente a energia elétrica,

resultante de energias renováveis, no funcionamento e desenvolvimento das cidades. O lançamento

da rede piloto de mobilidade elétrica em Portugal teve início em 2010.

A Mobilidade Elétrica tem sido implementada com suporte em 4 pilares de ação (dados

portugal.gov.pt) :

1. Investigação e Desenvolvimento - Desenvolvimento e instalação de sistema de

carregamento à escala nacional, totalmente interoperável;

2. Investimento na Rede Piloto - Investimento de 15 milhões de euros, financiados pelo

Fundo de Apoio à Inovação e pelo Fundo Português de Carbono;

3. Dimensão Nacional do Projeto - Cerca 1.350 pontos de carregamento instalados a nível

nacional;

4. Envolvimento de Privados - Inclusão de quatro operadores nacionais na rede de

mobilidade: EDP MOP, Galpgeste, Prio.e e EEM.

A nova estratégia governamental de incentivo à mobilidade elétrica passa pela expansão da rede

elétrica nas Regiões Autónimas dos Açores e da Madeira, bem como pela liberalização da rede pública

de carregamento de carros elétricos, cuja operação era gerida em exclusivo pela Mobi.e. O novo modelo

permite a instalação de pontos de carregamento numa lógica de concorrência, por mais empresas,

e em mais locais.

A Mobilidade Elétrica tem por objetivo a aposta na diversidade do carregamento, quer

doméstico, quer no local de trabalho e em espaços públicos. Segundo a Comissão para a Fiscalidade

Verde, em 2014 o Governo Português abriu a porta ao carregamento nos espaços comerciais,

podendo os proprietários destes estabelecimentos constituir-se como operadores dos pontos de

carregamento, explorando comercialmente esta atividade. Foi ainda transmitida a intenção de

redução dos tempos de carregamento na via pública, através da atualização dos postos de

carregamento existentes, financiada por fundos comunitários. Do ponto de vista do consumidor, o

carregamento poderá ser efetuado em qualquer ponto (casa, condomínio, trabalho, centros

comerciais, via pública), sempre com o mesmo cartão pré-pago ou pós-pago, sendo as tarifas fixadas

pelo operador de ponto de carregamento e pelo operador de comercialização de eletricidade para a

rede de mobilidade elétrica.

O Ministério do Ambiente, Ordenamento do Território e Energia publicou em 2015 o Programa de

Mobilidade Sustentável 2015-2020, estipulando como objetivo a redução em 20% as emissões de CO2 dos

automóveis do Estado até ao princípio da próxima década., através da aquisição de 1200 viaturas elétricas

que representa um investimento de 41,5 milhões de euros até 2020. O Programa prevê que este

investimento seja compensado com a poupança de 50 milhões de euros em gastos com combustível e através

de uma gestão mais eficiente do parque de veículos do Estado.

15

InovGrid

O aumento da Geração Distribuída (GD) de fontes renováveis e de unidades de

microgeração, está a conduzir a uma situação em que as redes de distribuição operem perto do seu

limite e de uma forma não otimizada. O paradigma das smart grids enfrenta estes desafios através

da implementação de medidores inteligentes e boas infraestruturas de comunicação. O crescimento

previsto da GD terá um efeito significativo na operação e controlo do sistema de distribuição atual.

As smart grids abrem caminho para uma rede elétrica cada vez menos passiva, tornando-se

progressivamente mais ativa e eficiente.

Recentemente a EDP Distribuição lançou um novo projeto intitulado Inov Grid que visa

uma gestão e controlo da rede mais precisa e dinâmica, através da instalação de novas tecnologias

de smart-metering em pontos estratégicos da rede. Pretende-se com este projeto obter uma

supervisão mais eficiente de toda a rede BT, reduzindo as perdas de potência num ambiente de

contínuo aumento da diversidade das fontes de energia.

Este projeto está assente em 3 pilares principais:

Smart-Metering - tem como objetivo a implementação de um sistema de controlo de

medições autónomo;

Smart Grids - através da introdução de novas tecnologias de controlo do sistema procura-

se uma melhor eficiência e fiabilidade;

Microgeração - pretende-se que a rede se adapte à crescente procura de ligação por parte

das unidades microprodutoras.

Figura 7. Pilares organizacionais InovGrid [4].

Em Abril de 2010 deu-se início à implementação deste sistema, ligando-se 30 mil clientes

BT no concelho de Évora, tornando-se assim na primeira InovCity em Portugal [5].

16

Veículos Elétricos

De forma a envolver o leitor no paradigma dos veículos movidos a energia elétrica, importa

expor e analisar a atual situação do mercado de veículos elétricos, bem como de alguns aspetos

técnicos associados aos carregamentos dos mesmos. Existem algumas variações do contributo do

motor elétrico no mundo automóvel, passando por:

Veículos Híbridos - possuem um motor elétrico e um motor de combustão, operando cada

um isoladamente, ou ambos em simultaneidade. O veículo opera em modo puramente

elétrico (apenas movido pelo motor elétrico) apenas em baixas velocidades e curtas

distâncias, devido à pequena capacidade da bateria. A bateria acumula energia

proveniente do alternador;

Veículos Híbridos Plug-In - funcionamento semelhante aos Veículos Híbridos dado que

também possuem motor elétrico e motor de combustão. A grande diferença consiste no

facto da bateria ser recarregável domesticamente (Plug-in) e ter uma maior capacidade,

o que permite atingir maiores velocidades e distâncias em modo puramente elétrico;

Veículo Elétrico - também conhecido por Plug-in Electric Vehicle (PEV) consiste num

veículo que possui apenas motores elétricos. A sua bateria é de tamanho e custo

considerável, quando comparada com os Veículos Híbridos. São geralmente utilizadas

baterias de Lead-acid e Lithium-ion, sendo que a autonomia média deste tipo de veículo

ronda os 100 Km. A maioria destes veículos permitem também carregar a bateria a

partir da energia recuperada nas travagens.

Para o objetivo desta dissertação apenas interessa considerar os veículos PEV, pois o seu

carregamento requer níveis de energia mais elevados durante mais tempo, repercutindo-se num

maior impacto para a rede de energia elétrica. Assim sendo, analisemos o mercado dos PEV.

Mercados

Entre o ano de 2007 e 2010 foram vendidas apenas 11 768 unidades de PEV. Em Dezembro

de 2010, com a introdução do Nissan Leaf e do Chevrolet Volt (primeiros PEVs produzidos em larga

escala), as vendas globais atingiram as 45 mil unidades em 2011, as 119.300 em 2012, e as 206 mil

no ano de 2013. No ano de 2014 registou-se um valor record de mais de 307 mil unidades vendidas

mundialmente, consistindo num aumento de 53%, face a 2013. No final do ano de 2014

contabilizaram-se mais de 712 mil veículos elétricos Plug-in ligeiros vendidos em todo o mundo

17

desde 2003. Este número representa cerca de 0.06% do volume total de automóveis ligeiros em

circulação, estimado em 1.2 biliões de veículos no final de 2014 [6].

Figura 8. Stock global de PEV (EV Stock) e número de postos de carregamento PEV não-residenciais (EVSE Stock) [7]

A figura apresentada anteriormente realça o número de PEVs vendidos nos países mais

investidores nesta tecnologia, bem como o número de postos de carregamento Plug-in públicos,

tanto de carregamento rápido como de lento, até ao final de 2014. De notar o caso de Portugal com

um stock de743 PEVs e uma capacidade de 1330 postos de carregamento instalados, sendo assim o

único país com um maior numero de postos de carregamento não-residenciais do que veículos

elétricos em circulação. Um forte indicador de que as medidas de incentivo ao investimento nos

PEVs não são suficientemente atrativas, resultando num investimento dos utilizadores muito

abaixo da média europeia e das espectativas governamentais, quando comparando com as

infraestruturas instaladas.

O mercado automóvel elétrico é liderado pelos EUA, com mais de 275 mil PEV postos em

circulação desde 2008, representando 39% do stock total em todo o mundo. Em segundo lugar do

ranking dos países que mais investiram em veículos elétricos, encontra-se o Japão, com mais de

108 mil unidades vendidas desde 2009 (16% stock global) seguido pela China com mais de 83 mil

PEV vendidos desde 2008 (12% stock global) [7]. A Noruega apresenta-se, como o país com a maior

penetração PEV no seu mercado automóvel, onde em Março de 2014 se atingiu pela primeira vez a

marca de 1% de penetração dos PEV, no volume total de veículos em circulação. Durante o ano de

2014, em seis países, as vendas de PEV superaram o 1% do market share no total de carros novos

vendidos: Noruega (13.84%); Holanda (3.87%); Islândia (2.71%); Estónia (1.57%); Suécia (1.53%), e

18

Japão (1.06%) [8]. A Estónia destaca-se por ser o primeiro país no mundo a instalar uma rede de

carregamento PEV com cobertura nacional, disponibilizando postos de carregamento rápidos ao

longo das autoestradas, espaçados por uma distância máxima de 60 Km entre cada posto.

A Figura 9 ilustra o share dos PEV nos vários mercados, no que refere à venda de novos

veículos durante o ano de 2014. De realçar a continuação da forte penetração desta tecnologia no

mercado norueguês bem como no holandês. A figura não inclui dados acerca de Islândia (2.71%

market share) e Estónia (1.57% market share) que ocupam o 3º e 4º lugar, respectivamente do

ranking de países com maior penetração dos PEV durante o ano de 2014.

Figura 9. Share dos PEV no total de novos carros vendidos em cada país no ano de 2014 [7]

Com 61,027 unidades vendidas em todo o mundo (54% global share) em 2014, e 180,000

unidades desde 2010 (dados evobsession.com), o Nissan Leaf é o PEV mais utilizado em todo o

mundo. Por este motivo o Nissan Leaf é utilizado como referência durante o Capítulo 4, onde mais

detalhes acerca do modelo serão apresentados na referida secção.

Baterias

Tendo em conta a performance, capacidade, segurança, tempo de vida e custo de uma bateria,

as tecnologias mais utilizadas são as baterias de lead-acid (utilizadas pela General Motors) e

Lithium-ion (utilizadas pela Nissan). Nas seguintes figuras podemos analisar os tempos de

carregamento de ambas as tecnologias, onde se pode verificar uma melhor performance de

carregamento nas baterias de Lithium-ion, ainda que requeiram um nível de carga (load) sempre

elevado. Quando totalmente carregadas a partir de um estado de descarga total, as baterias de

Lithium-ion utilizadas pela Nissan têm uma capacidade de 29.07kWh, enquanto as baterias de

lead-acid utilizadas pela GM têm uma capacidade de 27.19 kWh.

19

De notar que no caso das baterias Lithium-ion a potência de carregamento é constante, e

mais elevado, o que possibilita um menor tempo de carregamento.

Figura 10. Perfil de carregamento das baterias do tipo Lead-acid (esquerda) e do tipo Lithium-ion (direita) [9]

Carregamentos

Sendo a capacidade da bateria instalada no PEV constante, a rapidez com que a mesma é

totalmente carregada depende do nível da potência aplicada à mesma, ou seja, quanto maior for a

potência de carregamento, menor será o tempo de carregamento. Existem dois tipos de

carregamento: rápido e lento. O carregamento lento (entre 4 e 8 horas) é característico dos

carregamentos residenciais, com ligação direta à rede (AC-230V) e com uma potência de

carregamento até 7.4 kW. O carregamento rápido (entre 20 e 30 minutos) é normalmente realizado

com potências mais elevadas e através de ligação trifásica ou corrente contínua em postos de

carregamento públicos.

Na Europa, a Association des Constructeurs Européens d’Automobiles (ACEA) decidiu

padronizar a utilização da tomada "IEC 62196-2" do Tipo 2 (acoplamento monofásico e trifásico)

Modo 3 (carregamento rápido e lento utilizando uma tomada de saída com uma função de controlo

e proteção incluída) para o carregamento dos veículos elétricos na União Europeia. Desta forma, o

veículo é conectado ao equipamento de fornecimento de energia que controla o carregamento.

Figura 11. tomada IEC 62196-2 do Tipo 2 com e sem preciana de proteção

(dados MENNEKES-emobility.com).

20

Apesar da padronização das tomadas de carregamento dos PEVs, alguns países optaram

por utilizar tomadas ligeiramente diferentes, outros decretaram obrigatório a utilização de proteção

nas tomadas, e outros, ainda não oficializaram a tomada padrão escolhida. Podemos verificar na

seguinte figura as diferentes decisões tomadas em cada país da UE.

Figura 12. Requisitos e tomadas padrão utilizadas na União Europeia

(dados MENNEKES-emobility.com)

Energia Solar

Novos investimentos

O esforço contínuo na procura de novas fontes de energia, em particular as rotuladas de

"não poluentes" ou "verdes", determinou um interesse global pela microprodução de energia

elétrica.

Durante o ano de 2013 o mercado global fotovoltaico (PV) registou um aumento de 37.6 GW

na capacidade instalada, atingido quase a barreira dos 140 GW de potência instalada em todo o

mundo. Esta barreira foi largamente ultrapassada no seguinte ano, em 2014, onde se atingiu uma

capacidade total instalada no planeta de 177GW, verificando-se um novo aumento da capacidade

instalada anualmente nesta tecnologia de 38.7 GW [10].

Como se pode verificar na Figura 13, o valor atual é aproximadamente dez vezes superior

ao registado em 2008. No ano de 2014 a China, ainda que diminuindo o seu investimento face a

2013, foi o país que mais investiu na área dos PV, com 10.6 GW instalados, seguida pelo Japão (9.7

GW) e pelos E.U.A. (6.2 GW). O Japão deu continuação ao seu boom fotovoltaico, bem como os

E.U.A. que também aumentaram o seu investimento em cerca de 2 GW, face ao valor homólogo do

ano anterior. Da análise da Figura 13 podemos ainda constatar que mais de metade da capacidade

em operação foi instalada entre 2012 e o final de 2014.

21

Figura 13. Evolução da capacidade fotovoltaica global [10].

Figura 14. Evolução da instalação PV por regiões do planeta [10].

A Ásia voltou a liderar os investimentos globais (60%) pelo segundo ano consecutivo após

10 anos de supremacia europeia. Nos últimos 2 anos a China mais que triplicou a sua capacidade

total. A Europa viu o seu mercado de investimento nas tecnologias fotovoltaicas retrair, com um

decréscimo de 22 GW instalados em 2011, para 7 GW em 2014. O líder de investimento europeu em

2014 foi o Reino Unido, com a instalação de 2.27 GW seguido da Alemanha (1.9 GW) e da França

(0.9 GW). A grande quebra foi registada em Espanha e na Grécia, países que nos últimos anos

instalaram na ordem do GW e que em 2014, em conjunto, não atingiram a barreira dos 40 MW de

novas capacidades. Na Europa a energia PV produzida já representa 3.5% do consumo final anual,

energia suficiente para satisfazer 7% do pico de procura diária [10].

22

Figura 15. Top 10 dos países mais investidores e com maior capacidade total instalada em 2014 [10].

Apesar da diminuição no investimento, a capacidade solar instalada aumentou (Figura 16).

Este facto deve-se à redução dos custos de produção dos sistemas que se acentuou no ano de 2013,

através de utilização de matérias-primas mais baratas, melhoria dos processos de manufatura e

produção em larga escala [11]. Esta descida do custo de produção dos sistemas PV ao longo dos

últimos anos, contribuiu para uma redução nos custos de geração de eletricidade proveniente de

fonte solar. As maiores empresas produtoras de painéis fotovoltaicos são a Yingli (China) e a Trina

Solar (China), seguidas da Canadian Solar (Canadá).

Figura 16. Capacidade PV adicionada globalmente e investimentos anuais, 2004-2013 [12].

Atualmente vários países do Médio Oriente incluem a tecnologia PV nas suas estratégias

energéticas. Face ao crescente aumento do consumo de energia na região, estes países têm interesse

em reduzir a geração de eletricidade proveniente de combustíveis fósseis de forma a poderem

aumentar as suas exportações. O Dubai anunciou recentemente um investimento de 200 MW em

tecnologia de geração fotovoltaica.

A energia solar começou a ganhar relevância no mundo da geração de energia elétrica,

representando já pelo menos 1% do consumo anual de energia em 19 países. Os melhores exemplos

são os casos de Itália, em que 7.9% da energia anualmente consumida provém de fonte solar, da

Grécia (7.6%) e da Alemanha (7%).

23

Figura 17. Share da produção PV global no consumo anual de energia em 2014 [10].

O declínio no investimento europeu encontra-se diretamente relacionado com a extinção das

tarifas feed-in e reduções nos apoios aos microprodutores. As tarifas feed-in bonificam a injeção de

energia na rede proveniente da microprodução fotovoltaica. A energia fornecida à rede é paga a um

valor contratual fixo, variável com o período de contrato e com a potência PV instalada. Estas tarifas

funcionam como mecanismos de incentivo ao investimento nas energias renováveis. Todos os

mercados onde as tarifas feed-in foram eliminadas registaram uma quebra nos investimentos. Em

algumas situações foi necessário estabelecer medidas retroativas em contratos já em vigor. Tal

aconteceu em Espanha, onde alguns microprodutores apresentaram sérias dificuldades económicas

e em Itália onde, de forma a suavizar o impacto da geração PV junto do consumidor final, foram

reduzidos os valores das taxas feed-in, compensando os produtores através da extensão dos períodos

dos contratos. Em Espanha o grande decréscimo de procura pela tecnologia PV deveu-se, para além

do contexto de crise económica, à criação de uma "taxa solar" que penaliza o autoconsumo.

O aumento anual do investimento europeu nesta tecnologia tem vindo a decair desde 2011,

fruto das reduções nos incentivos políticos, bem como das taxas retroativas que oprimem a confiança

dos investidores. Ainda assim, a percentagem da energia solar no total do mercado de geração

contínua a crescer. A Alemanha é líder de mercado europeu e mundial, com uma potência total

instalada de aproximadamente 38.2 GW, no final de 2014. Os 50 maiores centros de geração

fotovoltaica acumulavam uma capacidade superior a 5.1 GW no final de 2013. O maior deles

localizava-se na China, com 320 MW de potência instalada e está em funcionamento conjuntamente

com uma central hidrelétrica de 1.28 GW de capacidade [10].

Estima-se que globalmente serão gerados 200 TWh de energia elétrica em 2015,

proveniente da tecnologia fotovoltaica instalada até ao final de 2014. Este valor já representa 1%

da eletricidade consumida em todo o planeta.

24

Figura 18. Potencia PV anual instalada e cumulativa em 2014 [10].

Energia Solar em Portugal

Portugal é um dos países europeus com maior potencial de aproveitamento de energia

solar, graças à sua exposição solar média de 8 horas/dia, com uma incidência solar máxima de 1

kW/m2. Anualmente o número de horas de sol em Portugal varia entre 2.200 e 3000 horas [13].

Portugal adicionou 110 MW (Figura 19) à sua capacidade de geração solar em 2014,

ultrapassando o dobro do investimento feito em 2013. Este aumento deve-se à ligação de várias

centrais de mini-geração de produtores independentes.

Figura 19. Incidência solar anual global na Europa [13].

Apesar das tarifas feed-in ainda estarem a ser implementadas em alguns países de forma

a estimular o investimento PV (principalmente para produtores de larga escala), em Portugal foram

descontinuadas. Chegaram ao fim os contratos em Regime Geral e Bonificado, em que a injeção de

energia na rede era remunerada com valores iguais ou superiores aos da compra da mesma. Deixou

de haver distinção entre microprodutores e miniprodutores, passando ambos a funcionar da mesma

forma denominando-se Unidades de Pequena Produção (UPP). As tarifas passaram a ser atribuídas

com base num modelo de licitação (leilão). Existe uma tarifa de referência e terão de ser licitados

valores abaixo da mesma [14]. A tarifa resultante desse leilão vigorará por um período de 15 anos,

desde a data de início de fornecimento da energia produzida pelo sistema à rede pública [15]. O

25

Sistema Eletrónico de Registo de Unidades de Produção (SERUP) define três categorias, com tarifas

diferentes de acordo com a sua complexidade [16], apresentada na Tabela 1.

A tarifa de referência para as fontes de energia solar em 2015 é de €0,095/kWh [17]. Para as

categorias II e III, a tarifa de referência cresce respetivamente para os €0,105/kWh e 0,10/kWh [18].

A tarifa sobe para os €0,11/kWh na instalação conjunta das categorias II e III.

A potência disponível para atribuição em 2015 é de 15 MW [19], que será distribuída ao longo

de 9 fases:

Março: 4,6 MW (categoria I - 1,6 MW, categoria II - 1,5 MW, categoria III - 1,5 MW);

Abril a Novembro: 1,3 MW/mês (categoria I - 0,5 MW, categoria II - 0,4 MW, categoria III -

0,4 MW).

Categoria Requisitos Tarifass [€/kWh]

I Registo apenas de UPP 0,095

II

Registo de UPP e instalação de tomada

elétrica para carregamento de veículos

elétricos

0,105

III Registo de UPP e instalação de sistema

solar térmico ou caldeira a biomassa 0,10

Tabela 1. Categorias e critérios utilizados pelo SERUP para definição das tarifas aplicadas a cada produtor.

As taxas de registo para as UPP desceram significativamente. Na seguinte tabela estão

registados os novos valores em vigor [20].

Potência Instalada Taxa de Registo para UPP

até 1,5 kW €30

de 1,5 kW a 5 kW €100

de 5 kW a 100 kW €250

de 100 kW a 250 kW €500

de 250 kW a 1 MW €750

Tabela 2. Taxa de Registo para as UPP dependente da potência instalada.

26

O programa de microgeração foi lançado em Portugal no ano de 2007, resultando num

investimento de sensivelmente 22 mil unidades microprodutoras por todo o país, injetando na rede

um total de 78,20 MW até 2012.

Figura 20. Número de microprodutores ligados à rede e respetiva potência injetada em Portugal [19].

O crescente aumento de microprodutores que injetam energia nas redes BT em Portugal

levantou algumas questões de controlo e gestão do Sistema de Energia.

Um novo programa de monitorização da Qualidade de Energia foi iniciado pela EDP, com o

objetivo de estimar os efeitos da potência gerada pelos microprodutores solares na rede BT. Os

principais parâmetros analisados neste programa são: frequência da tensão; valores de tensão rms;

tremulação da tensão; tensão não-balanceada do sistema trifásico; distorção harmónica da tensão.

Vários estudos foram realizados pela empresa durante o programa de monitorização da Qualidade

de Energia, onde os principais focos foram os transformadores, aos quais estão conectados o maior

número de microprodutores, e um caso de um microprodutor conectado no fim da rede BT.

Concluiu-se que o atual volume de microprodutores ligados à rede não produz efeitos que

possam alterar significativamente os níveis de Qualidade de Energia da rede, contudo a empresa

sublinha a importância de uma supervisão atenta da evolução deste cenário. Para tal, além das

legislações previstas pela Regulação da Qualidade de Serviço e pela Norma Portuguesa EN 50 160,

a EDP Distribuição adicionou algumas medidas de forma a prevenir eventuais sobrecargas nos

transformadores projetados para acomodar as novas potências disponíveis na rede, impondo limites

de ligação aos transformadores, em determinados pontos mais frágeis da rede.

Otimização da Tecnologia Solar

Um microprodutor quando se conecta à rede tem por objetivo injetar a maior quantidade de

energia possível na mesma, de forma a obter o maior retorno para o seu investimento, no menor

27

período de tempo possível. Os países situados no hemisfério sul (como é o caso de Portugal) atingem

uma maior eficiência fotovoltaica quando os painéis estão direcionado a Sul, num angulo de 30º,

pois conseguem captar mais luz solar e consequentemente produzir mais energia ao longo do ano.

No entanto, segundo o artigo americano intitulado "How Grid Efficiency Went South", publicado no

New York Times, a utilização dos painéis direcionados a Oeste iria produzir mais energia durante

os meses de Verão e por outro lado beneficiar o equilíbrio de cargas no sistema de distribuição de

energia elétrica. Este estudo levanta uma questão interessante acerca do posicionamento dos

painéis fotovoltaicos relativamente ao ângulo de incidência solar e as suas consequências.

Os painéis virados para Sul absorvem a maior parte da energia durante a manhã e o meio-

dia, período este que não coincide com a maior procura de energia. Ao se direcionarem os painéis

para Oeste, a produção de eletricidade passa a coincidir com as horas de maior procura da mesma,

que ocorre durante o período da tarde. A divergência nesta situação verifica-se no facto de os

proprietários de painéis solares serem pagos pela quantidade de eletricidade que produzem, tendo

assim toda a intenção de maximizar essa mesma produção, ainda que tal não contribua para um

maior equilíbrio de cargas da rede.

Um estudo realizado em 2013 no Pecan Street Research Institute, em Austin (divulgado em

nationalgeographic.com), afirma que durante o Verão (Junho-Agosto) as casas com sistemas solares

virados para Oeste produziram em média mais energia do que as casas cujos painéis estavam

orientados para Sul. Outro dado importante é o facto de que, devido à forte penetração dos ares-

condicionados durante a tarde, os microprodutores virados a Oeste conseguiram aproveitar 75% da

energia produzida para autoconsumo, enquanto os microprodutores virados a Sul aproveitaram

apenas 58%. Este facto deve-se à intersecção entre o pico de procura com o período de geração

orientado a Oeste. De notar que apesar das vantagens em termos de redução dos picos de carga da

rede, os painéis direcionados a Sul produzem mais energia anualmente do que os mesmos votados

a Oeste.

A solução deste conflito de interesses poderá passar por incentivos, por parte da companhia

gestora da distribuição da energia na rede, à colocação das tecnologias fotovoltaicas direcionadas a

Oeste. Através destas medidas poderia ser atingido um ponto de equilíbrio suscetível de beneficiar

todos os intervenientes (win - win). Por um lado, o produtor não perde o retorno económico do seu

investimento devido aos incentivos (e pode ainda beneficiar, dependendo do valor dos mesmos) e

por outro lado, a empresa distribuidora consegue direcionar a injeção de energia na rede para as

horas de maior procura. Isto permitiria reduzir a produção proveniente de outras fontes e ainda

reduzir a tensão na rede (pico de geração fotovoltaico inferior) bem como os problemas inerentes

aos grandes picos de injeção na rede.

28

Capítulo 3 - O Sector

Elétrico Português

Dado o tema da dissertação, é importante explorar os domínios do funcionamento do Sector

Elétrico Português. Como tal, será feita uma descrição sucinta da situação atual em Portugal. Em

seguida serão abordadas soluções de otimização da exploração da rede, na perspetiva de um

significativo aumento da procura de energia no futuro, que poderão ser adotadas pelas companhias

de distribuição de eletricidade. Serão ainda apresentadas algumas soluções e sugeridas formas de

implementação das mesmas.

29

Sistema Elétrico Nacional (SEN)

O Sector Elétrico em Portugal é caracterizado por duas atividades abertas à concorrência

(produção e comercialização) dependendo apenas da obtenção das licenças e aprovações necessárias

e de dois monopólios (transporte e distribuição), desenvolvidos através de concessões públicas

atribuídas.

Segundo a "Lei Base da Eletricidade", o Sistema Elétrico Nacional está dividido em seis

grandes áreas:

Produção;

Transmissão;

Distribuição;

Operação do Mercado Elétrico;

Comercialização;

Operações logísticas facilitadoras da transferência entre comercializadores.

Cada uma destas áreas é operada de forma independente, do ponto de vista legal,

organizacional e decisório. As atividades do Sector Elétrico são desenvolvidas de acordo com

princípios de racionalidade e eficiência da utilização dos recursos, desde a produção até ao consumo

final da eletricidade, bem como de acordo com os princípios de concorrência e sustentabilidade

ambiental. Estes têm por objetivo aumentar a concorrência e eficiência do SEN, sem prejuízo das

obrigações de serviço público (EDP, 2015).

Produção

A produção de energia elétrica é sujeita a licenciamento e está inserida num contexto de

concorrência. A produção de eletricidade divide-se em dois regimes: regime ordinário e regime

especial. O regime especial corresponde à produção de energia elétrica a partir de fontes endógenas

e renováveis (com exceção para grandes centrais hidroelétricas). A produção em regime especial

está sujeita a diferentes requisitos de licenciamento e beneficia de tarifas especiais. O

comercializador de último recurso está obrigado a comprar a energia produzida sob o regime

especial Português. O regime ordinário abrange todas as outras fontes de eletricidade, incluindo as

grandes centrais hidroelétricas.

Regime Ordinário

Com a nova "Lei Base da Eletricidade" o planeamento centralizado de produção das centrais

foi abandonado. Cabe assim, aos participantes no mercado a iniciativa de construir e operar novas

30

centrais, onde o governo Português apenas intervém para suplementar iniciativas privadas,

colmatar as falhas de mercado, ou assegurar o fornecimento de energia.

A 30 de Junho de 2007, todos os Contratos de Aquisição de Energia (CAE) existentes entre

empresas privadas e a EDP, ao abrigo da antiga "Lei Base da Eletricidade", foram antecipadamente

extintos. Em conformidade, todas as centrais antes abrangidas por estes contratos passaram a

operar segundo as regras de Mercado. Com a regularização da situação das concessões de água

para as centrais hidroelétricas a EDP reteve o direito de operar 26 centrais hidroelétricas segundo,

as condições de Mercado (com 4.094 MW de capacidade instalada) até ao ano de 2047.

Regime Especial

A produção de eletricidade em Regime Especial é regida pelo Decreto-Lei 189/88, de 27 de

Maio, contemplando também as alterações desde então introduzidas. A produção de eletricidade

renovável usufrui de um estatuto que difere do aplicável à produção de eletricidade a partir de

fontes não renováveis, no que refere a licenças, tarifas e direitos de venda de energia.

No quadro legal vigente, é considerada Produção em Regime Especial a produção de energia

elétrica:

Com base em recursos hídricos para centrais até 10 MW e nalguns casos até 30 MW;

Que utilize outras fontes de energia renovável;

Com base em resíduos (urbanos, industriais e agrícolas);

Em baixa tensão, com potência instalada limitada a 150 kW;

Por microprodução, com potência instalada até 5,75 kW;

Através de um processo de cogeração.

Figura 21. Distribuição da Produção em Regime Especial em Portugal Continental no ano de 2014

(dados erse.pt).

O Regime Especial Português permite aos operadores qualificados como Regime Especial

que vendam a eletricidade aos comercializadores de último recurso, os quais são obrigados a

comprar a mesma. O direito do operador de Regime Especial, bem como a correspondente obrigação

31

do comercializador de último recurso, não limitam, contudo, a possibilidade dos produtores em

regime especial venderem a sua energia a outros comercializadores de energia a operar no mercado.

Quando o produtor em Regime Especial vende a energia ao comercializador de último recurso,

recebe uma importância correspondente à tarifa aplicável à eletricidade produzida sob regime

especial.

Na Figura 21 apresenta-se a estrutura da Produção em Regime Especial em Portugal

Continental, no ano de 2014.

Transmissão

A transmissão de eletricidade, em muito alta tensão (150, 220 e 400 kV), é realizada através

da Rede Nacional de Transporte, que liga os produtores aos centros de consumo, assegurando o

equilíbrio entre a procura e a oferta de energia, ao abrigo de uma concessão exclusiva atribuída pelo

Estado Português. A concessão exclusiva da transmissão de eletricidade foi concedida à REN em

2007 e tem uma duração de 50 anos, sendo a única entidade de transporte de eletricidade em

Portugal (REN, 2013).

No âmbito da concessão, a REN é responsável pelo planeamento, implementação e operação

da rede nacional de transmissão, das infraestruturas associadas, bem como de todas as

interconexões ou facilidades necessárias à operação da rede nacional de transporte. A concessão

prevê que a REN coordene as infraestruturas do SEN, de forma a garantir a operação integral e

eficiente do sistema, assim como a continuidade e segurança do abastecimento de eletricidade.

Distribuição

A distribuição de eletricidade processa-se através da exploração da Rede Nacional de

Distribuição constituída por infraestruturas de alta, média e baixa tensão. A Rede Nacional de

Distribuição é operada através de uma concessão exclusiva atribuída pelo Estado Português à EDP

Distribuição. Os termos da concessão estão estabelecidos nos Decreto-Lei 172/2006. As redes de

distribuição de baixa tensão são operadas no âmbito de contratos de concessão estabelecidos entre

os municípios e os distribuidores, firmados mediante concurso público.

Operação do Mercado Elétrico

Os mercados organizados de eletricidade operam em regime livre e estão sujeitos a

autorizações concedidas pelo Estado Português. O preço de mercado da energia resulta do encontro

entre a oferta e a procura diária dos produtores e comercializadores. À parte das Produções em

Regime Especiais, as restantes formas de produção entram na rede através da ordem de mérito,

que consiste numa ordenação crescente das diferentes tecnologias por custo marginal de produção.

32

A tecnologia mais cara, que consegue casar a sua oferta de venda em mercado para cada hora, é a

que define o preço de mercado, isto é, define o preço horário a que as outras tecnologias com preço

marginal de produção mais baixo vão vender a energia (Galp Energia, 2011).

Desde 1 de Julho de 2007 o MIBEL (Mercado Ibérico da Energia Elétrica) está totalmente

operacional, com transações diárias entre Portugal e Espanha, incluindo o mercado a prazo, em

funcionamento desde Julho de 2006.

O MIBEL tem atualmente dois operadores de Mercado:

OMEL- operador do Mercado espanhol, que gere as transações à vista;

OMIP - operado por Portugal, gere as transações a prazo do MIBEL.

Conforme acordado a 1 de Outubro de 2004, pelos governos Português e Espanhol, está

prevista a fusão do OMEL e OMIP num único operador de mercado, o OMI. Os mercados de

eletricidade não organizados consistem em contratos bilaterais entre entidades do MIBEL,

liquidados com entrega física, ou por diferença, estando sujeitos a aprovação pela ERSE, em

Portugal.

Comercialização

A comercialização de eletricidade está aberta à concorrência, sujeita apenas a um regime

de licenciamento. Os comercializadores podem comprar e vender eletricidade livremente e detêm o

direito de aceder às redes de transmissão e distribuição, mediante o pagamento de tarifas de acesso,

fixadas pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (‘‘ERSE’’), entidade pública

independente. Os consumidores de Portugal são livres e escolher o seu comercializador de

eletricidade desde 4 de Setembro de 2006 (dados ERSE, 2010). Em Janeiro de 2013, a extinção de

tarifas reguladas de fornecimento a clientes finais, permitiu concluir o processo de liberalização do

mercado retalhista de energia elétrica. Os preços praticados pelos comercializadores aos seus

clientes são livres, sendo acordados entre as partes.

Em condições de Mercado, os consumidores são livres de escolher o seu fornecedor, sem

qualquer encargo adicional associado à mudança de comercializador. Segundo a nova "Lei Base da

Eletricidade”, as entidades comercializadoras de eletricidade devem cumprir certas obrigações de

serviço público para com os consumidores, de forma a assegurar a qualidade e continuidade do

fornecimento, bem como a proteção do consumidor no que respeita a preços, tarifas de acesso e

acesso a informação em termos simples e compreensíveis. O comercializador de último recurso é

obrigado a comprar energia a prazo, nos mercados geridos pelo OMIP e pela Sociedade de

Compensação de Mercados de Energia, S.A. (“OMIClear”), em quantidades, e nos leilões definidos

pelo DGEG. O comercializador final gere as diferentes formas de contratos, com vista a adquirir a

33

energia ao menor custo. Todos os excessos de energias adquiridos pelo comercializador de último

recurso, são revendidos no mercado organizado.

Logística na Mudança de Comercializador

Com a liberalização do Mercado energético surge a necessidade de garantir que a troca de

fornecedor de eletricidade seja um processo simples e sem custos para o consumidor. Neste sentido

está prevista a criação do Operador Logístico de Mudança de Comercializador (“OLMC”), cuja

função será gerir o processo de mudança de comercializador. Esta entidade deverá ser independente

das restantes entidades do SEN, tanto do ponto de vista legal, organizacional, como decisório. A

legislação aplicável a esta atividade está em desenvolvimento, no entanto, até à criação da OLMC,

a ERSE determinou que a gestão da logística para alteração de comercializador, deverá ser

conduzida pelo operador da rede de distribuição de média e alta tensão, atualmente a EDP

Distribuição.

A Figura 22 apresenta, em esquema, a organização atual do sector Elétrico Português,

ilustrando os principais operadores para cada sector de atividade.

Figura 22. Atual Organização do Sector Elétrico Português [21]

34

Otimização da Rede Elétrica

Uma rede elétrica é projetada com uma dada capacidade, que depende do valor máximo de

carga previsto para a rede ao longo de um dia. Quanto maior for o pico de carga, maior deverá ser

a capacidade da rede. Ora, um aumento não previsto das cargas ligadas à rede, pode resultar numa

sobrecarga da rede e, consequentemente, na necessidade de um redimensionamento da capacidade

instalada. Aumentar a capacidade de uma rede existente custa tempo e dinheiro, logo, é do interesse

da empresa que explora a rede, otimizar a ligação das cargas à rede existente, de forma a evitar um

redimensionamento da mesma.

A solução de otimização proposta consiste numa estratégia que "direcione" a ligação das

cargas não previstas (PEV) para os períodos de menor procura de energia, evitando, por um lado, a

sobrecarga da rede e conseguindo, por outro lado, rentabilizar a capacidade da rede ao longo de todo

o dia.

Problema: Como é que tal pode ser conseguido?

Solução: Através de Tarifas de Consumo atrativas e exclusivas para o carregamento de veículos

elétricos.

A ligação dos Plug-in Electric Vehicles (PEVs) à rede elétrica de forma aleatória e não

otimizada, causa problemas nas grandezas elétricas do sistema, como perdas de potência, overloads

e flutuações de tensão na rede. As baterias dos veículos elétricos representam cargas de tamanho

considerável a ter em conta na forma de exploração da rede. Por outro lado, a microgeração

fotovoltaica resulta num aumento de energia em circulação na rede durante as horas de maior

incidência solar, podendo verificar-se um excesso de energia disponível, face à procura da mesma.

A microgeração fotovoltaica acontece apenas durante o dia e pode-se verificar, através da análise

das Figuras 23 e 24, que, tipicamente, o pico de geração não é coincidente com o pico de consumo.

É assim do interesse das companhias de distribuição de energia elétrica, evitar um aumento da

procura de energia durante períodos de maior consumo, de forma a evitar um aumento da

capacidade da rede, e fomentar a mesma, durante as horas de vazio, onde a capacidade da rede é

subaproveitada.

Analisando a curva de carga residencial típica ao longo de um dia (Figura 24), baseada num

modelo elaborado a partir de dados de um transformador de distribuição [24], podemos identificar o

pico de carga entre as 17h00 e as 18h00. De salientar a existência de dois períodos de menor

utilização da rede: um período entre as 24h00 e as 08h00 e um outro período, entre as 10h00 e as

15h00. No que diz respeito à microprodução fotovoltaica, o pico de geração regista-se entre as 12h00

e as 14h00, como se pode verificar pela curva típica de produção de um painel PV residencial (Figura

23).

35

Figura 23. Curva de produção de um microgerador fotovoltaico de 3,68 kW durante o dia 10 de Maio de 2015,

na região de Coimbra (dados cedidos por EDP Distribuição).

Figura 24. Curva de carga residencial ao longo de um dia.

Nestas condições, propõe-se uma otimização da exploração da rede, que consiste em

"cativar" os utilizadores dos PEV's a carregarem os seus veículos nos períodos de menor utilização

da rede, evitando assim aumentar o consumo nos períodos de pico.

A otimização da forma de exploração da rede elétrica sugerida, passa pela criação de tarifas

de consumo diárias atrativas (e exclusivas) para o carregamento de veículos elétricos, por parte das

empresas de distribuição de eletricidade. As tarifas exclusivas para PEV, deverão ser praticadas a

preço inferior às tarifas de consumo disponíveis, de forma a instigar a procura de energia nesses

períodos do dia. Neste momento a EDP já disponibiliza a tarifa "energy2move", exclusiva para

clientes detentores de veículos elétricos, oferecendo um desconto de 10% no consumo total de

energia elétrica durante a noite. Por outro lado, a EDP lançou também no mercado o "change2move"

que consiste num sistema de carregamento PEV compatível com veículos de diversas marcas e que

permite ao utilizador carregar o seu veículo de forma rápida (32A) ou lenta (16A). A solução de

otimização proposta consiste em aplicar tarifas exclusivas ao carregamento PEV, através do

sistema "change2move", onde apenas a energia consumida pelo sistema poderá usufruir das tarifas.

00,5

11,5

22,5

33,5

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24Po

ntê

nci

a To

tal C

on

sum

ida

[kW

] Potência Diária Injetada Por Um Painel Fotovoltaico Residencial

Tempo ao longo do dia [horas]

0

20

40

60

80

100

120

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24Tempo ao longo do dia [horas] P

erc

en

tage

m d

o P

ico

de

Car

ga [

%]

Curva de Carga Residencial ao Longo do dia

RED BLUEGREEN SUN

36

A solução proposta sugere a criação de 4 tarifas diárias:

Tarifa RED (18 h00-22h00) - Tarifa para clientes com grande urgência de carregamento.

Para os casos em que o utilizador, após chegar a casa, necessita de carregar o seu PEV

assim que possível, para que o mesmo esteja disponível para ser utilizado ainda no próprio

dia. A tarifa energética cobrada neste período é a mais elevada.

Tarifa BLUE (22h00-01h00) - Tarifa para clientes com alguma urgência de carregamento.

Por ser um horário parcialmente off-peak, a tarifa energética deverá ser cobrada a um preço

inferior à tarifa RED, mas superior à tarifa GREEN.

Tarifa GREEN (01h00-09h00) - Tarifa para clientes com pouca urgência de carregamento.

Casos em que o veículo apenas necessita de estar utilizável na manhã do dia seguinte. Neste

horário a tarifa energética deverá ser cobrada a um preço inferior à tarifa BLUE.

Tarifa SUN (10h00-17h00) - Tarifa de incentivo ao carregamento PEV durante o período

laboral. A população ativa poderá, desta forma, explorar a possibilidade de carregar o seu

veículo no local de trabalho, e/ou na sua residência, durante o período de almoço. Os veículos

comerciais poderão ser ligados à rede, durante o período de almoço dos funcionários. A

população não ativa poderá igualmente usufruir da tarifa. Neste horário sugere-se que a

tarifa energética seja a mais económica de todas, pois será o período do dia com mais energia

disponível na rede.

É do interesse da distribuidora energética que a grande maioria dos utilizadores faça o

carregamento dos seus veículos durante os períodos BLUE, GREEN e SUN.

De forma a permitir o carregamento de um mesmo veículo em diferentes locais de

carregamento, usufruindo igualmente das tarifas atrás apresentadas, coloca-se a hipótese de se

associar um sistema ou aplicação de faturação, através da identificação do cliente, ao sistema

"change2move". Desta forma cada utilizador poderia carregar o seu PEV em qualquer posto de

carregamento "change2move", através de um cartão ou do seu smartphone, e automaticamente

associar a energia consumida no carregamento, à sua fatura de cliente.

A proposta de otimização descrita neste Capítulo será aplicada num caso de estudo e

simulada no Capítulo 5.

37

Capítulo 4 - Modelação e

Simulação

No presente capítulo é apresentado o modelo matemático e as equações

constituintes utilizadas no estudo de um sistema de distribuição elétrica. São ainda

identificadas as restrições matemáticas do sistema, aplicadas no caso de estudo. No final

do capítulo, o leitor é contextualizado com o software de simulação utilizado para conferir

as hipóteses de estudo, regido pelo modelo matemático apresentado.

38

Modelo Matemático

Power flow

Power Flow, ou Trânsito de Energia, é a solução em regime estacionário de um sistema de

energia elétrica, compreendendo os geradores, a rede e as cargas. As equações de Power Flow

descrevem o trânsito de energia de uma rede elétrica através da relação entre tensão e corrente

num dado momento, representada por fasores complexos, em cada ramo do sistema.

As equações são geralmente escritas na forma real, onde a tensão complexa é expressa em

notação polar:

e as potências complexas ativa e reativa, respectivamente, são representadas na forma retangular:

onde, Gij e Bij são, respectivamente, a condutância e a susceptância nodais. PGi e Pdi são a potência

ativa gerada e consumida, respectivamente, no barramento i∈ N enquanto QGi e Qdi são a potência

reativa gerada e consumida, respectivamente, no mesmo barramento.

A técnica mais utilizada na resolução das equações não lineares de Power Flow é o método

Newton-Raphson, uma vez que exibe uma velocidade de convergência claramente superior, quando

comparado com o método Gauss-Seidel. Este método requer as derivadas das potências ativas e

reativas nas linhas (equações de Power Flow) em função módulos e argumentos das tensões

(Jacobiano):

onde:

(1)

(2)

(3)

(4)

39

Perdas do Sistema

Dada uma rede elétrica com n nós, as perdas de transmissão de uma linha são dadas por:

Onde Vk representa a tensão no nó k, enquanto que Rk,k+1 e yk,k+1 representam,

respectivamente, a resistência e a admitância da secção da linha entre os nós k e k+1.

As perdas totais do sistema são dadas pela soma das perdas em cada uma das secções da

rede:

Restrições do Sistema

Serão consideradas três restrições do sistema, no que concerne ao estudo das grandezas

elétricas em jogo:

1. Restrição de Tensão

A restrição de tensão consistirá em definir limtes, superior e inferior, que correspondem aos

limites habitualmente utilizados pelas distribuidoras elétricas. Neste estudo os limtes definidos são

-5% e +10% (V min = 0.95 p.u. e V max = 1,1 p.u. ).

onde k e n são o número do nó e o número total de nós, respectivamente, do sistema.

2. Restrição de Corrente

A restrição de corrente consistirá em definir limtes, superior e inferior, que correspondem

aos limites habitualmente utilizados pelas distribuidoras elétricas. Neste estudo é definido um

limite de corrente segundo as caracteristicas dos cabos utilizados no modelo da rede, apresentado

no Anexo 1. O limite é I max = 355 A,.

Ik ≤ I max k = 1,...,n

onde k e n são o número do nó e o número total de nós, respectivamente, do sistema.

(5)

(6)

(7)

(8)

40

3. Restrição de Demanda

A restrição de demanda tem por objetivo prevenir sobrecargas na rede. É definido um limite

de demanda máxima, abaixo do qual o sistema opera garantidamente sem problemas. O nível de

demanda máxima (Dmax ) é dado pelo valor máximo da carga total da rede ao longo do dia, sem

considerar qualquer penetração PEV ou PV. Assim sendo, a potência (carga) de consumo (P total

demand ) do sistema de distribuição nunca deverá ser superior ao nível de demanda máxima:

onde, P load representa a potência de consumo em cada um dos k barramentos, no instante Δt .

Simulação

De forma a se poderem experimentar as diversas hipóteses de exploração da rede de

distribuição de maneira mais eficaz, foi utilizado o programa DPlan - Distribution Planning. O

DPlan consiste num software de análise e otimização de sistemas de distribuição de eletricidade,

que assiste o utilizador em tomadas de decisão relativas a expansão, operação e planeamento de

emergência dos sistemas de energia (dados retirados de dplan.net). O software é largamente utilizado

pela EDP e outras empresas de distribuição de eletricidade. O DPlan é modelado por um modelo

matemático similar ao apresentado anteriormente, no que refere ao cálculo do trânsito de energia,

perdas e limites de tensão e corrente da rede.

O software foi utilizado para simular as diversas formas de exploração da rede estudadas

no Capítulo 5. A cada simulação foi necessário introduzir os respetivos ficheiros input :

rede elétrica a simular;

ficheiro de comandos;

ficheiro com a informação das cargas de cada cliente ligado à rede, a cada hora do dia.

Nota: produtores também são considerados clientes. No caso de uma casa possuir produção e

consumo, terão de ser considerados dois clientes distintos no mesmo nó da rede.

Em cada simulação foram coletados, a partir do DPlan, os seguintes dados:

variações da tensão na ponta da rede;

variações da corrente à saída do Posto de Transformação da rede;

perdas totais do sistema.

(9)

41

Capítulo 5 - Caso de

Estudo

Este capítulo apresenta o caso de estudo desenvolvido no âmbito do presente trabalho. O

capítulo começa por apresentar detalhes acerca da rede elétrica estudada. Posteriormente, são

apresentados aspetos específicos do caso de estudo, sendo de realçar os pressupostos que estiveram

na base dos cálculos das cargas ligadas à rede, dos perfis dos clientes, bem como as características

inerentes a cada uma das diferentes formas de exploração da rede testadas. Para finalizar, são

apresentados os resultados experimentais obtidos e efetuada uma discussão detalhada desses

resultados.

42

Rede Elétrica

Figura 25. Rede elétrica residencial com 42 nós (imagem real à direita e esquema DPlan à esquerda),

Bairro de Telheiras, Lisboa.

Ainda que o estudo proposto consista numa hipótese académica, é de interesse conferir-lhe

realismo. Para tal, as estratégias de otimização idealizadas no Capítulo 3 serão simuladas a partir

dos dados caracteristicos de uma rede real. Será utilizada como base uma parte do sistema de

distribuição de energia instalado no bairro de Telheiras, em Lisboa. Para a finalidade desta

investigação considera-se um ramal de 42 nós, com uma casa por nó, apresentado na Figura 25. As

caracteristicas dos condutores da rede podem ser consultadas no Anexo 1.

Para efeitos de simulação é considerada uma rede de cargas equilibradas, onde será

atribuida a mesma carga inicial a cada cliente. As cargas resultantes do efeito de penetração do

veículo elétrico e da produção fotovoltaiaca, serão distribuidas aleatóriamente pelos clientes ligados

à rede.

Modelo PEV

Para uma melhor previsão da carga total da rede, importa entender o impacto das baterias

PEV carga de cada cliente. Com 61 027 unidades vendidas em todo o mundo (54% global share) em

2014, e 170 000 unidades desde 2010 (dados evobsession.com), o Nissan Leaf é o PEV mais utilizado

em todo o mundo. Como tal, este será o modelo PEV de referência a utilizar. O Leaf tem uma bateria

com uma capacidade de 24 kWh, dos quais apenas 21,3 kWh são utilizáveis (questões de otimização

43

da vida da bateria). Segundo as especificações técnicas da Nissan (dados nissan.pt), o carregamento

residencial total da bateria demora 4 horas, no caso de se efetuar a 32A de corrente (carregamento

residencial rápido), ou 8 horas, no caso de se efetuar a 16A de corrente (carregamento residencial

lento). De notar que por se tratar de uma rede de distribuição residencial apenas serão estudados

os carregamentos domésticos (rápidos e lentos). Analisando o perfil de carga da bateria do anterior

modelo elétrico da Nissan (Figura 26), verifica-se que a corrente de carregamento é praticamente

constante. Admitindo que o perfil de carregamento do modelo Leaf é similar, dado que também este

utiliza uma bateria de lithium-ion, podemos calcular a potência máxima requerida para o

carregamento do veículo. Considerando-se o caso energeticamente mais exigente, o carregamento

rápido constante a 32 A, será necessária uma potência de carregamento de:

32A * 230V = 7,36 kW.

Figura 26. Perfil de carga da bateria (lithium-ion) do Nissan Altra [9]

Clientes

No Sistema Elétrico Português são comercializadas as potências para consumo

apresentadas na Tabela 3.

3,45 kVA + 7,36 kVA = 10,81 kVA.

Analisando a Tabela 3, constata-se que os valores mais próximos

da nova potência calculada são 10,35 kVA e 13,8 kVA. Uma vez que o valor

de 10,81 kVA é calculado para o pior caso, é admissível definir-se a potência

de 10,35 kVA, como suficiente para o carregamento PEV nas casas em

Tabela.3. Potências contratáveis

pelo consumidor no Sistema

Elétrico Português [22]

Assume-se neste estudo que em cada casa conecta-se à rede, no

máximo, 1 PEV. A maioria dos clientes reais da rede em estudo, possui

uma potência contratada de 3,45 kVA. Ora, dada a potência máxima de

carregamento PEV, calculada anteriormente, os clientes da rede

deveriam incrementar a sua potência contratada em 7,36 kVA, de forma

a poderem carregar um Leaf na sua residência, perfazendo uma potência

total contratada de:

44

estudo. Relativamente à microprodução, assume-se que cada cliente produtor utilizará um

microgerador fotovoltaico de 3,68 kW, cuja produção diária é descrita pela curva da Figura 23.

Curva de Carga Total

Na determinação da carga total da rede deve-se considerar a não simultaneidade das cargas

a esta ligadas. Utilizando por base as regras para a Ligação de Clientes BT da EDP Distribuição

(Tabela 4) é definido um fator de simultaneidade de 0.36 para as cargas da rede de distribuição em

estudo, com exceção para as cargas da penetração fotovoltaica e dos veículos elétricos. As cargas

resultantes da produção fotovoltaica são caracterizadas por um fator de simultaneidade de 1, pois

a incidência solar, deverá ser a mesma em todas as casas, devido à proximidade das mesmas. É

expectável que, com a aplicação das estratégias de otimização expostas no Capitulo 3, as cargas

resultantes do carregamento dos PEV tendam a conectar-se à rede nos mesmos períodos do dia.

Assim sendo, considera-se por excesso um fator de simultaneidade unitário.

Tabela 4. Variação do Coeficiente de Simultaneidade com o número de instalações de utilização da mesma rede BT [23]

Para estimar a variação da carga da rede ao longo do dia, utiliza-se como referência a curva

de carga da Figura 24, que apresenta a variação diária das cargas de uma rede residencial, em

função do tempo. No presente caso de estudo considera-se que as 42 casas têm uma potência

contratada de 10,35 kVA. Para o cálculo do pico de carga da rede em estudo tem-se:

Carga Total no Pico = FS * ∑ 𝑃𝑖𝑁𝑖=1

= 0,36 * 42* 10,35

= 156,49 kVA

onde, N representa o número de clientes ligados à rede, e Pi representa a potência

contratada pelo cliente i. FS representa o fator de simultaneidade da rede.

Nas Figuras 27 a 30 são apresentadas as curvas de carga diária da rede, as perdas totais

do sistema, a corrente à saída do posto de transformação e a tensão na ponta da rede,

respectivamente.

45

Figura 28. Perdas totais da rede, sem penetração PEV

nem PV, ao longo de um dia.

Figura 29. Variação da corrente à saída do PT. Figura 30. Variação da tensão na ponta da rede.

Distribuição dos Clientes

Para efeitos de simulação será apresentado o estudo de três níveis de penetração de veículos

elétricos: 19%, 38% e 76%. Cada tarifa terá uma maior, ou menor utilização, consoante o preço do

kWh definido. Ou seja, estima-se que a tendência dos utilizadores seja de carregarem o seu veículo

durante o período GREEN, que o segundo período mais utilizado seja o período BLUE, e por último,

e menos atrativo, o período RED. A distribuição aleatória dos PEV pelos clientes ligados à rede,

para cada nível de penetração, está apresentada na Figura 32, indicando-se o período tarifário (cor)

em que é iniciado o carregamento. Esta distribuição tem por base a distribuição assignada no estudo

[24]. Na Figura 32, são apresentados 21, dos 42 clientes ligados à rede definindo-se que os restantes

21 clientes, apresentam exatamente a mesma distribuição.

Expecta-se que o número de ligações PEV à rede, quando se inicia o período de uma das

tarifas anteriormente apresentadas, seja inicialmente elevado e vá diminuindo ao longo do tempo.

No limite considerar-se que todos os PEV ligar-se-iam à rede assim que a tarifa do seu interesse

(Figura 32) estivesse disponível.

Tendo por objetivo acrescentar realismo à distribuição, contempla-se a hipótese de nem

todos os clientes estarem em casa aquando do início da tarifa pretendida. Esta hipótese induz um

atraso minoritário das ligações PEV à rede durante cada período tarifado. De forma simular-se este

0

0,5

1

1,5

2

2,5

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

Perdas da Rede sem Penetração PEVnem PV

Po

ntê

nci

a d

e P

erd

asTo

tal

[kW

]


0

50

100

150

200

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24Tempo ao longo do dia [horas]

Nível Demanda Máxima

Po

ntê

nci

a To

tal C

on

sum

ida

[kW

] Curva de Carga Total da Rede

Figura 27. Curva de carga da rede, sem

penetração PEV nem PV, ao longo de um dia.

46

atraso, assume-se que a ligação dos veículos à rede é descrita por uma distribuição de probabilidade

exponencial. A forma da distribuição depende do parâmetro λ, quanto maior for o seu valor, mais

decrescente será a distribuição (Figura 31).

Será utilizada uma distribuição exponencial para cada período tarifado, de forma a

descrever aleatoriamente a hora em que cada PEV, que utilizada essa tarifa (Figura 32), inicia o

carregamento. No caso da tarifa SUN serão utilizadas duas distribuições exponenciais distintas

para o mesmo período, uma descreve os carregamentos rápidos dos PEV e a outra descreve os

carregamentos lentos. Para cada distribuição de probabilidade exponencial utilizada foi assumido

um valor de λ e uma unidade de tempo 1 hora.

As distribuições utilizadas assumem como

zero absoluto a hora de início da tarifa. Os valores de

λ e zeros absolutos assumidos são:

Tarifa GREEN → λ = 1,25 (zero absoluto : 01h00)

Tarifa BLUE → λ = 1 (zero absoluto : 22h00)

Tarifa RED → λ = 1 (zero absoluto : 18h00)

Tarifa SUN (carregamento rápido) → λ = 1 (zero absoluto : 12h00)

Tarifa SUN (carregamento lento) → λ = 1 (zero absoluto : 10h00)

Figura 31. Variação da distribuição de

probabilidade exponencial em função do parâmetro λ.

Figura 32. Distribuição dos PEV pelos clientes ligados

à rede para cada nível de penetração e atribuição do

período tarifário em que cada PEV inicia o

carregamento (Verde=tarifa GREEN, Azul=tarifa

BLUE, Vermelho=tarifa RED).

47

De notar que para a tarifa GREEN se define um parâmetro (λ) superior a todas as outras.

Assume-se que neste período do dia (01h00-09h00) a maioria dos clientes se encontra em casa,

possibilitando o início do carregamento assim que “abre” a tarifa. Particularmente para a tarifa

SUN considera-se que a distribuição do carregamento rápido tem início às 12h00, e não às 10h00

(inicio da tarifa). Esta diferença pretende conferir mais realismo à distribuição, representando os

utilizadores dos PEV que colocam o seu veículo em carregamento à hora de chegada a casa para o

período de almoço.

Os resultados das distribuições estão apresentados no Anexo 2.

Casos de Estudo

A – Rede com Microgeração Fotovoltaica

De forma a estudar o impacto da microgeração fotovoltaica na rede apresentada na Figura

25, foram simuladas três situações com diferentes níveis de penetração fotovoltaica. Para cada

simulação são ilustrados os resultados do efeito na carga, corrente, tensão e perdas da rede.

CASO A1 - Penetração Fotovoltaica 19 %

Figura 33. Efeito de 19% penetração PV na curva de carga da rede, ao longo de um dia.


0

50

100

150

200

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

0%PV

CargaPV19%

RedePV19%

Efeito da Penetração PV (19%) na Curva de Carga da Rede


Po

ntê

nci

a To

tal C

on

sum

ida

[kW

]


48

CASO A2 - Penetração Fotovoltaica 38%



CASO A3 - Penetração Fotovoltaica 76%



0

50

100

150

200

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

0% PV

CargaPV38%

Rede38%PV


Po

ntê

nci

a To

tal C

on

sum

ida

[kW

]



-50

0

50

100

150

200

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

0%PV

CargaPV76%

Rede76%PV



Po

ntê

nci

a To

tal C

on

sum

ida

[kW

]


49

Figura 42. Variação das perdas totais da rede com a penetração PV, ao longo de um dia.

A microgeração fotovoltaica faz com que a carga da rede caia durante os períodos de maior

incidência solar (10h00 – 18h00). De salientar a Figura 40, onde se verifica um período de tempo

onde a corrente à saída do Posto de Transformação é negativa (zona a vermelho). Neste período a

potência injetada na rede pelos painéis PV é superior à consumida resultando num excesso de

energia na rede. A tensão na ponta da rede (Figura 35, 38 e 41) apresenta uma maior perturbação

durante as horas de maior consumo, ainda assim insignificativo no que refere ao bom

funcionamento do sistema.

Através da análise da Figura 42 conclui-se que quanto maior for a microprodução, menores

serão as perdas da rede. Esta redução deve-se ao autoconsumo dos produtores, que resulta num

menor trânsito de energia na rede e consequentemente menores perdas.

B – Rede com Plug-in Electric Vehicles

De forma a estudar o impacto do carregamento dos Plug-in Electric Vehicles na rede,

apresentada na Figura 25, foram simuladas seis situações com diferentes níveis de penetração de

veículos elétricos, dois tipos de carregamento doméstico (rápido e lento) e aplicação das tarifas

GREEN, BLUE e RED idealizadas no Capítulo 3. Para cada simulação são ilustrados os resultados

do efeito na carga, corrente, tensão e perdas da rede.

CASO B1 - Carregamento lento PEV, sem otimização e forçado entre 16h e 24h

Segundo um estudo americano [25] a maioria das pessoas regressam a casa após terminarem o seu dia

de trabalho, a partir das 16h00. Importa estudar o impacto que teria se todos os utilizadores de veiculos

elétricos colocassem os mesmos em carregamento assim que chegam a casa, período coincidente

com o pico de consumo da rede. Para tal foi simulada a situação mais aguda, em que todos os PEV

são colocados em carregamento lento entre as 16h00 e as 24h00 (tempo suficiente para carregar

lentamente a totalidade da bateria).

0

0,5

1

1,5

2

2,5

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

0%Solar

19%Solar

38%Solar

76%Solar


Po

ntê

nci

a d

e P

erd

asTo

tal

[kW

]

Perdas da Rede com 0%, 19%, 38% e 76% de Penetração PV

50

Figura 43. Efeito do carregamento PEV lento e não otimizado na curva de carga da rede, ao longo de um dia.


(19% PEV) (19% PEV)


(38% PEV) (38% PEV)


(76% PEV) (76% PEV)

0

50

100

150

200

250

300

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

76%

38%

19%

0%


Curvas de Carga da Rede com 19%, 38% e 76% de Penetração PEV Não Otimizada


Po

ntê

nci

a To

tal C

on

sum

ida

[kW

]

51

Figura 50. Variação das perdas totais da rede com o nível de penetração PEV, para carregamentos lentos e

não otimizados.

Sem que seja aplicada nenhuma estratégia de otimização de carregamento, a sobrecarga da

rede verificada violou o nível de demanda máxima para o qual o sistema foi projetado (Figura 43).

No caso de maior penetração PEV (76%) a carga da rede atingiu quase o dobro do valor

normalmente registado. Pela análise da Figura 48 verifica-se uma violação da corrente limite,

assinalada a vermelho, definida para o estudo no Capítulo 3. As perturbações de tensão não foram

significativas em nenhum dos casos, no que refere ao bom funcionamento do sistema.

CASO B2 - Carregamento Lento PEV Otimizado

Implementando-se a estratégia de otimização à situação anterior, obtemos os seguintes

resultados:

Figura 51. Efeito do carregamento PEV lento e otimizado na curva de carga da rede, ao longo de um dia


(19% PEV) (19% PEV)

0

2

4

6

8

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

76%PEV

38%PEV

19%PEV

0%PEV

Perdas da Rede com 0%, 19%, 38% e 76% de Penetração PEV Lenta Não Otimizada

Po

ntê

nci

a d

e P

erd

asTo

tal

[kW

]


0

50

100

150

200

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

76%

38%

19%

0%

Curvas de Carga da Rede com 0%, 19%, 38% e 76% de Penetração PEV Otimizada

Tempo ao longo do dia [horas] Po

ntê

nci

a To

tal C

on

sum

ida

[kW

]


52


(38% PEV) (38% PEV)


(76% PEV) (76% PEV)

Figura 58. Variação das perdas totais da rede com o nível de penetração PEV, para carregamentos lentos e

otimizados.

Verifica-se uma melhoria significativa no que concerne à dispersão do pico de consumo da

rede, com um melhor aproveitamento das horas de vazio (período noturno). O limite de demanda

máxima apenas é ultrapassado quando se simula o ambiente de penetração PEV de 76%. Os limites

de tensão e corrente não foram violados em nenhum dos casos. Comparando o presente caso

otimizado com o CASO B1, apresentado anteriormente, evidencia-se, pela análise da Figura 58,

uma redução do valor máximo das perdas para cerca de um terço das registadas sem a

implementação de estratégias de otimização.

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

76%PEV

38%PEV

19%PEV

0%PEV

Po

ntê

nci

a d

e P

erd

asTo

tal

[kW

]


Perdas da Rede com 0%, 19%, 38% e 76% de Penetração PEV Lenta Otimizada

53

CASO B3 - Carregamento Rápido PEV, sem otimização e forçado entre 17h e 20h

O presente caso de estudo equivale à aplicação do CASO B1 ao carregamento rápido dos

veículos elétricos. Como o período de carregamento rápido é de apenas 4 horas, foi simulado o

carregamento de todos os PEV entre as 17h00 e as 20h00.

Figura 59. Efeito do carregamento PEV rápido e não otimizado na curva de carga da rede, ao longo de um dia


(19% PEV) (19% PEV)


(38% PEV) (38% PEV)


(76% PEV) (76% PEV)

0

100

200

300

400

500

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

76%

38%

19%

0%


Po

ntê

nci

a To

tal C

on

sum

ida

[kW

]Curvas de Carga da Rede com 0%, 19%, 38% e

76% de Penetração PEV Não Otimizada


54

Figura 66. Variação das perdas totais da rede com o nível de penetração PEV, para carregamentos rápidos e

não otimizados.

O impacto dos carregamentos rápidos não otimizados é similar ao registado no CASO B1

mas, por se conectarem cargas de maior dimensão os efeitos são mais perturbantes. A carga ligada

à rede durante o periodo de pico ultrapassa a demanda máxima em mais de duas vezes e as

perturbações da tensão na ponta da rede são mais significativas, ainda que não o suficiente para

causar problemas ao bom funcionamento do sistema. Analisando as Figuras 60, 62 e 64 resultantes

da corrente à saída do PT, constata-se que o limite de corrente é ultrapassado em duas, das três

penetrações simuladas. As perdas registadas são cerca de seis vezes mais elevadas do que a

simulação da rede sem carros elétricos.

CASO B4 - Carregamento Rápido PEV Otimizado

Aplicando-se a estratégia de otimização ao CASO B3 verifica-se, uma vez mais, um

aproveitamento das horas de menor consumo para se efetuarem os carregamentos PEV, resultando

numa significativa redução das perturbações da rede.

Figura 67. Efeito do carregamento PEV rápido e otimizado na curva de carga da rede, ao longo de um dia

02468

101214

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

76%PEV38%PEV19%PEV0%PEV

Po

ntê

nci

a d

e P

erd

asTo

tal

[kW

]


Perdas da Rede com 0%, 19%, 38% e 76% de Penetração PEV Rápida Não Otimizada

0

50

100

150

200

250

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

76%

38%

19%

0%


ntê

nci

a To

tal C

on

sum

ida

[kW

]



55


(19% PEV) (19% PEV)


(38% PEV) (38% PEV)


(76% PEV) (76% PEV)


otimizados.

0

1

2

3

4

5

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

76%PEV

38%PEV

19%PEV

0%PEV


Po

ntê

nci

a d

e P

erd

asTo

tal

[kW

]

Perdas da Rede com 0%, 19%, 38% e 76% de Penetração PEV Rápida Otimizada

56

Aplicando a estratégia de otimização anteriormente delineada verifica-se uma significativa

redução das perdas do sistema (em cerca de três vezes) bem como uma esperada melhoria na

repartição das cargas por diferentes períodos do dia. De realçar um maior impacto verificado na

rede aquando da penetração de 76%, uma vez que os carregamentos rápidos absorvem mais

potência da rede. Ainda assim, em nenhuma das simulações se verificaram violações dos limites de

corrente e tensão.

CASO B5 - Impacto Carregamento Rápido e Lento PEV Otimizado

Neste caso de estudo é aplicada a estratégia de otimização a uma simulação com carregamentos

PEV lentos e rápidos, em simultâneo na rede. O carregamento lento é recomendado para o uso

diário dos veículos Plug-in [26]. O carregamento rápido deve ser utilizado particularmente quando

a distância a percorrer é superior à autonomia do veículo, ou em situações de emergência (dados

mobie.pt). Por outro lado, a utilização de este último tipo de carregamento, reduz o tempo de vida

útil da bateria. Com base nestes factos assume-se, para efeitos de simulação, que 75% dos veículos

que se conectam à rede, carregam em modo lento e os restantes 25%, em modo rápido, isto para

cada um dos três níveis de penetração PEV.

Figura 75. Efeito do carregamento PEV rápido e lento otimizado na curva de carga da rede, ao longo de um dia


(19% PEV) (19% PEV)

0

50

100

150

200

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

76%38%19%0%


Po

ntê

nci

a To

tal C

on

sum

ida

[kW

]



57


(38% PEV) (38% PEV)


(76% PEV) (76% PEV)


lentos otimizados.

Dos casos apresentados até agora, este retrata a situação mais realista. Como seria de

esperar, em comparação com o CASO B2, são verificados maiores valores de cargas ligadas à rede,

resultando em maiores perdas e perturbações de tensão e corrente, ainda que sem significado para

o bom funcionamento do sistema. Apesar de um aproveitamento das horas de vazio para se

efetuarem os carregamentos PEV, continua a verificar-se uma quebra no consumo principalmente

entre as 10h00 e as 15h00. De salientar que o nível máximo diário de carga não acompanhou

proporcionalmente o aumento das cargas ligadas à rede, como aconteceria sem otimização da

exploração da rede.

00,5

11,5

22,5

3

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

76%PEV

38%PEV

19%PEV

0%PEV

Perdas da Rede com 0%, 19%, 38% e 76% de Penetração PEV Otimizada


Po

ntê

nci

a d

e P

erd

asTo

tal

[kW

]

58

CASO B6 - Impacto do Carregamento Rápido e Lento PEV Otimizado (penetração

de 76%) numa Rede com 76% de Penetração PV

No presente caso pretende-se simular um cenário com um elevado nível de penetração, tanto

PEV como PV, otimizado pela aplicação das tarifas RED, BLUE e GREEN. Tem-se por objetivo

identificar as principais lacunas existentes na otimização da exploração da rede utilizada.

Figura 83. Impacto do carregamento PEV (76%) rápido e lento, otimizado juntamente com 76% de penetração

fotovoltaica na curva de carga da rede, ao longo de um dia.


Figura 86. Perdas totais da rede com 76% de penetração PEV otimizado (não incluindo tarifa SUN) e 76% de

penetração fotovoltaica.

-100

-50

0

50

100

150

200

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

76%PEV e76%PV

0%PEV e0%PV


ntê

nci

a To

tal C

on

sum

ida

[kW

]

Curvas de Carga da Rede com 76% de Penetração PEV Otimizada e 76% de Penetração PV


00,5

11,5

22,5

3

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

Sem Penetração

Po

ntê

nci

a d

e P

erd

asTo

tal

[kW

]


Perdas da Rede com 76% de Penetração PV e 76% de Penetração PEV

59

Pela análise da Figura 83, verifica-se que a otimização aplicada aos casos anteriores é eficaz

quanto ao controlo das cargas da rede. Foi conseguido um “atraso” dos carregamentos dos veículos

elétricos para o período de menor procura de energia (durante a noite). Surgem assim dois períodos

de maior consumo: o primeiro entre as 00h00 e as 08h00 e o segundo, como já acontecia inicialmente

na rede, entre as 18h00 e as 22h00. A quebra da procura verificada anteriormente no CASO B5,

acentua-se ainda mais neste caso devido à produção fotovoltaica. Surge assim uma grande

disponibilidade de energia no período entre as 09h00 e as 17h00. Durante este período, é registado

um excesso de energia na rede, como se pode verificar pela zona a vermelho da Figura 84. O limite

de demanda da rede é ultrapassado em alguns momentos do dia, podendo ainda assim considerar-

se pouco significativo, face aos resultados de corrente e tensão.

Identifica-se assim uma falha na forma de exploração da rede utilizada nas simulações

anteriores: o desaproveitamento da energia disponível durante os período de maior incidência solar.

C - Tarifa SUN

As curvas de carga da rede com presença fotovoltaica (76% das casas) e carregamentos PEV

otimizados (76% das casas), são apresentadas na Figura 83. Conclui-se que, para uma rede com um

elevado número de microgeradores fotovoltaicos, o consumo de energia durante o período de maior

incidência solar é inferior à produção verificada, resultando em excesso de energia na rede.

De forma a equilibrar a balança energética da rede durante este período, surge a hipótese

de se criar a Tarifa SUN: uma tarifa exclusiva para o carregamento de veículos elétricos com um

valor inferior a todas as outras tarifas apresentadas anteriormente. Para a escolha das horas em

que a tarifa é disponibilizada, foram tidos em conta dois requisitos: os períodos em que a produção

do microgerador fotovoltaico de 3,68 kW (Figura 23) foi superior a 0,5 kW e os períodos em que a

carga da rede original (Figura 24) é inferior a 90% do valor de pico. Tendo-se por base estes dois

requisitos, a entidade exploradora garante que serão aproveitadas as horas de maior injeção de

energia na rede, sem que sejam causadas sobrecargas na mesma. Ora, sabendo que o microgerador

fotovoltaico de 3,68 kW, cuja produção é apresentada na Figura 23, injetou na rede uma potência

superior a 0,5 kW, entre as 10h00 e as 19h00 e que, para igual período, a carga da rede original é

inferior a 90% do valor de pico entre as 10h00 e as 17h00, a tarifa SUN deverá ser comercializada

apenas no período entre as 10h00 e as 17h00.

Para efeitos de simulação considera-se, por hipótese, que 50% dos utilizadores de PEVs

conectam o seu veículo à rede durante o período entre as 10h00 e as 16h00, dos quais 75% em

carregamento lento e 25% em carregamento rápido.

60

As seguintes Figuras 87, 88 e 89 apresentam o impacto das cargas PEV aquando da aplicação

da tarifa SUN à rede elétrica em estudo, sem geração fotovoltaica. Em todos os diferentes níveis de

penetração estudados registam-se significativos aumentos do consumo no período em causa. O

limite de demanda máxima é sempre respeitado durante o horário SUN, com exceção para a

penetração de 76% PEV, no período entre as 15h00 e as 16h00.

Figura 87. Impacto da Tarifa SUN na carga da rede com 19% de penetração PEV.



0

50

100

150

200

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

PEVSUN

PEV

0%PEV

Po

ntê

nci

a To

tal C

on

sum

ida

[kW

]


Curvas de Carga da Rede com 19% de Penetração PEV Otimizada e Impacto da Tarifa SUN


0

50

100

150

200

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

PEVSUN

PEV

0%PEV



Po

ntê

nci

a To

tal C

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sum

ida

[kW

]


0

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150

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250

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

PEVSUN

PEV

0%PEV

Po

ntê

nci

a To

tal C

on

sum

ida

[kW

]




61

D – Rede com Penetração de PEVs e Microprodução Fotovoltaica

Os seguintes testes aplicam a estratégia de otimização melhorada (incluindo todas as tarifas:

GREEN, BLUE, RED e SUN) a uma rede com microprodução fotovoltaica e penetração de veículos

elétricos. Foram simuladas três situações com diferentes níveis de penetração PV. Para cada nível

de penetração PV, é testado o impacto das várias penetrações PEV estudadas neste trabalho.

CASO D1 - Penetração Fotovoltaica 19%

Figura 90. Efeito do carregamento PEV otimizado (incluindo tarifa SUN) num ambiente na curva de carga diária

da rede com uma penetração PV de 19%.


(19% PEV e 19% PV) (19% PEV e 19% PV)


(38% PEV e 19% PV) (38% PEV e 19% PV)

0

50

100

150

200

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

76%PEV38%PEV19%PEV0%PEV19%PV

Po

ntê

nci

a To

tal C

on

sum

ida

[kW

]


Carga da Rede com 19% de Penetração PV e diferentes níveis de Penetração PEV (Tarifa SUN)


62


(76% PEV e 19% PV) (76% PEV e 19% PV)

Figura 97. Variação das perdas totais da rede com o nível de penetração PEV, num ambiente com 19% de



Figura 98. Efeito do carregamento PEV otimizado (incluindo tarifa SUN) num ambiente na curva de carga diária

da rede com uma penetração PV de 38%.

0

0,5

1

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2

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3

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

76%PEV

38%PEV

19%PEV

0%PEV

Perdas da Rede com 19% de Penetração PV


Po

ntê

nci

a d

e P

erd

asTo

tal

[kW

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24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

76%PEV

38%PEV

19%PEV

0%PEV


Po

ntê

nci

a To

tal C

on

sum

ida

[kW

]



63


(19% PEV e 38% PV) (19% PEV e 38% PV)


(38% PEV e 38% PV) (38% PEV e 38% PV)


(76% PEV e 38% PV) (76% PEV e 38% PV)



0

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24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

76%PEV

38%PEV

19%PEV

0%PEV



Po

ntê

nci

a d

e P

erd

asTo

tal

[kW

]

64


Figura 106. Efeito do carregamento PEV otimizado (incluindo tarifa SUN) num ambiente na curva de carga

diária da rede com uma penetração PV de 78%.


(19% PEV e 76% PV) (19% PEV e 76% PV)


(38% PEV e 76% PV) (38% PEV e 76% PV)


(76% PEV e 76% PV) (76% PEV e 76% PV)

-100

-50

0

50

100

150

200

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

76%PEV

38%PEV

19%PEV

0%PEV


ntê

nci

a To

tal C

on

sum

ida

[kW

]



65



Pela análise das Figuras 90, 98 e 106, verifica-se em todas as penetrações PEV um

significativo aumento da utilização da carga da rede ao longo de todo o dia, resultante dos

carregamentos rápidos e lentos. Com o aumento da penetração PV as cargas da rede tendem a cair

durante o período solar. A utilização da tarifa SUN suaviza este decaimento da carga da rede

através da absorção de parte da energia gerada pela tecnologia solar, pelos utilizadores da tarifa

SUN. Contudo, na simulação com maior geração PV (Figura 106), a carga da rede atinge valores

negativos para a penetração de 19% dos PEVs. Como resultado surge um excesso de energia na

rede que origina uma corrente negativa à saída do PT (período a vermelho na Figura 107). As

variações da tensão, registadas nas várias simulações, não foram suficientemente grandes para

perturbar o bom funcionamento do sistema.

Relativamente às perdas, como era expectável as maiores penetrações de veículos elétricos,

induzem maiores perdas no sistema, como se pode constatar pelas Figuras 97, 105 e 113. Os valores

registados aquando da rede otimizada são significativamente inferiores aos casos não ótimos.

Comparando os resultados das diferentes simulações (Figuras 97, 107 e 113), verifica-se que

durante o período solar as perdas caem à medida que aumenta a penetração PV. Para os períodos

sem incidência solar, as perdas não se alteram significativamente de simulação para simulação.

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

76%PEV

38%PEV

19%PEV

0%PEV


Po

ntê

nci

a d

e P

erd

asTo

tal

[kW

]


66

Capítulo 6 - Conclusões

Este capítulo apresenta as conclusões retiradas do trabalho desenvolvido na presente

dissertação e recomendações para possíveis trabalhos futuros, com a intenção de explorar outras, e

mais controladas, formas de exploração das redes elétricas.

67

Síntese dos Resultados

A crescente penetração do veículo elétrico nas redes portuguesas, a par de um também

crescente aumento do número de microprodutores, e a dinâmica de cargas por estes aplicada,

levanta sérias preocupações acerca do bom funcionamento dos sistemas, no que diz respeito às

grandezas elétricas: como perdas de potência, overloads e flutuações de tensão na rede.

As estratégias que conduzem a uma melhoria da forma de exploração da rede elétrica passam

cada vez mais por políticas de customer Demand Side Management (DSM), onde é delegada ao

cliente a gestão do seu consumo em cada momento do dia, através de tecnologias de smartmetering.

É com base neste conceito que surge a solução proposta de “direcionar” o carregamento de veículos

elétricos para os períodos de maior disponibilidade energética da rede. A manipulação da ligação

das cargas PEV ao sistema elétrico é conseguida pela criação de quatro tarifas de consumo diário,

não coincidentes temporalmente, e exclusivas para o carregamento elétricos de veículos. Os

benefícios e mais valias associados à implementação das referidas tarifas são comparados e

demonstrados através de diversificadas simulações de um modelo de rede real:

De forma a inferir realismo às simulações, são definidos limites de variação máxima de

corrente, tensão e um limite de demanda máxima, com base nos valores aplicados às redes

de distribuição reais.

Analisando o caso de estudo “A – Rede com Microgeração Fotovoltaica” conclui-se que a

microprodução numa rede de distribuição BT residencial, resulta numa redução da carga

da rede em períodos do dia em que a mesma já é baixa. Importa assim, do ponto de vista do

explorador da rede de distribuição, incentivar o consumo de energia elétrica nos referidos

períodos do dia.

Nos casos de estudo referentes ao impacto dos carregamentos dos PEVs e consequente

aplicação da estratégia de otimização (casos B1 a B6), são comparadas as diferenças

observadas. Verifica-se uma conseguida manipulação do horário de carregamento dos

veículos para as horas de vazio, através dos preços atrativos das três tarifas de consumo

aplicadas. Com a otimização surgem dois picos de consumo de ordem de grandeza, não

muito superior à demanda máxima definida, mesmo nos casos de maior penetração. É

identificado um período de menor consumo, que pode ser explorado.

No caso de estudo C é adaptada a estratégia de otimização da exploração da rede de forma

a incentivar o consumo no período de baixa utilização da rede referido no final do ponto

anterior. Verificam-se resultados significativamente melhores com a aplicação das 4 tarifas

68

sugeridas. (adição de uma nova tarifa para explorar o período de menor consumo referido).

Regista-se uma superior utilização da rede ao longo de todo o dia.

No último e mais complexo caso de estudo (CASO D), é testada a rede com penetração tanto

PEV como PV. Para além das melhorias durante as horas de vazio (noite), referidas nos

casos anteriores, o aproveitamento da energia injetada pelos microprodutores na rede para

o carregamento automóvel, revela melhorias significativas em todos os parâmetros

analisados, quando comparando com o caso não otimizado. Verifica-se uma significativa

redução das perdas e das perturbações de corrente e tensão.

A rede estudada suportaria um geral aumento do nível de penetração PEV nas cargas

ligadas. O Caso B3, onde foi testado o carregamento rápido de todos os PEV em simultâneo

durante as horas de maior consumo, revelou-se ser o mais problemático, causando a

circulação de correntes com valores muito superiores ao limite definido para o sistema.

Apesar de a rede testada ter um dimensionamento suficiente, face a um hipotético aumento

das cargas do sistema, uma grande parte das redes de distribuição elétricas do mundo

poderão não suportar o impacto [9].

Trabalhos Futuros

Ao longo da pesquisa de conteúdos realizada para o desenvolvimento da presente

dissertação, foram analisados vários estudos que envolvem cada vez mais as formas de exploração

da rede com o controlo ativo das cargas que se ligam à mesma. Paralelamente ao controlo da carga

da rede realizável através das tarifas de consumo, emergem ideias de controlar tecnologicamente,

e em tempo real, o carregamento elétrico dos automóveis. Um possível trabalho futuro, afluente

deste estudo, é a criação de um mecanismo de controlo do sistema "change2move", que permita

ativar/bloquear o carregamento de um determinado veículo elétrico num dado momento. Este

mecanismo poderá permitir, por um lado que os clientes conectem os seus veículos à rede assim que

chegam a casa delegando a gestão do carregamento ao sistema "change2move”, por outro lado

poderá permitir à empresa de distribuição de energia elétrica, exercer um controlo ativo das cargas

da rede, conseguindo desta forma maximizar a utilização da rede, sem que sejam violados os limites

de demanda máxima definidos. A empresa de distribuição exercerá a gestão do carregamento de

um determinado PEV, em função da hora a que o mesmo irá ser novamente utilizado.

Analisadas as conclusões do presente trabalho, sugere-se uma investigação socioeconómica

acerca do impacto que as variações dos preços das tarifas (exclusivas para o carregamento dos

veículos elétricos) produzem no comportamento dos utilizadores.

69

Bibliografia

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2015”, UNEP, Frankfurt School-UNEP Centre/BNEF;

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Smart Grids for Customers and a Carbon Neutral Europe, Brussels, Outubro de 2011;

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[12] REN21, 2014, "Renewables 2014 Global Status Report", Paris;

[13] F. Bastião, A. Margalho, L. Jorge, A. Blanco, 2013,"Characterization of the decentralised

microgeneration in Portugal", CIRED- 22nd International Conference on Electricity

Distribution, Stockholm, Sweden, Paper 1314;

[14] Art.º 31.º, Decreto-Lei n.º 153/2014, de 20 de Outubro;

[15] Art.º 31.º, n.º 5, Decreto-Lei n.º 153/2014, de 20 de Outubro;

[16] Art.º 30.º, n.º 1, Decreto-Lei n.º 153/2014, de 20 de Outubro;

[17] Art.º 3.º, n.º 1, Portaria n.º 15/2015, de 23 de Janeiro;

70

[18] Art.º 2.º, n.º 2, Portaria n. 15/2015, de 23 de Janeiro;

[19] N.º 2, Despacho n.º 3/SERUP/DGEG/2015, de 3 de Março;

[20] Art.º 19.º, n.º 1, al. a), Portaria n.º 14/2015, de 23 de Janeiro;

[21] F. Sousa, 2014, "Comercialização Bilateral de Energia em Mercados Liberalizados:

Contratos por Diferenças e Gestão de Risco", Instituto Superior Técnico, Outubro 2014,

Lisboa, Portugal;

[22] Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, 2015, "Preços de Referência no Mercado

Liberalizado de Energia Elétrica e Gás Natural em Portugal Continental", Julho de 2015;

[23] Direção de Normalização e Tecnologia - EDP Distribuição, 2007, "DIT-C14-100/N – Ligação

de Clientes de BT – Soluções Técnicas Normalizadas", 5ª Edição, Maio 2007;

[24] S. Delami, A. Masoum, P. Moses, M. Masoum, 2011,"Real-Time of Plug-In Electric Vehicle

Charging in Smart Grids to Minimize Power Losses and Improve Voltage Profile", IEEE

Transactions on Smart Grid, Vol. 2, NO. 3, Setembro de 2011;

[25] J. Taylor, A. Maitra, M. Alexander, D. Brooks, M. Duvall, 2010, "Evaluation of Plug-in

Electric Vehicle Distribution System Impacts", IEEE, Electric Power Research Institute,

2010, USA;

[26] A. Szczepanek, C. Botsford, 2009, “Fast Charging vs. Slow Charging: Pros and cons for the

New Age of Electric Vehicles”, Maio de 2009, Noruega;

[27] P. Djapic, C. Ramsay, D. Pudjianto, G. Strbac, J. Mutale, N. Jenkins, R. Allan, , 2007,

"Taking an Active Approach", IEEE Power & Energy Magazine, vol.5, issue 4, 68-77;

[28] J. Taylor, A. Maitra, M. Alexander, D. Brooks, M. Duvall, 2010, "Evaluation of Plug-in

Electric Vehicle Distribution System Impacts", IEEE, Electric Power Research

Institute, USA;

[29] A. Madureira, J. Lopes, 2006, "Voltage and Reactive Power Control in MV Networks

integrating MicroGrids", Faculty of Engineering of Porto University and Power Systems

Unit of INESC Porto, Porto, Portugal;

71

Anexos

Anexo 1 - Propriedades dos cabos da rede utilizados na simulação do Capitulo 5

Os dados apresentados correspondem às características dos cabos utilizados na rede

simulada no Capítulo 5. Todos os ramos da rede utilizam o mesmo tipo de cabo cujas propriedades

são estão indicadas na seguinte figura.

Anexo 2 - Perfis de carregamento PEV utilizados na simulação do Capitulo 5

Os dados apresentados correspondem aos perfis resultantes da distribuição aleatória de

carregamento dos veículos elétricos de cada casa ligada à rede em estudo, ao longo de um dia. São

apresentados apenas os perfis de 21 das 42 casas ligadas à rede e define-se que as restantes 21

casas possuem um perfil idêntico. Os perfis de carregamento variam consoante o modo de

carregamento (lento e rápido), os níveis de penetração PEV na rede e consoante as tarifas

disponíveis (GREEN, BLUE, RED e SUN).

72

Carregamento Lento

73

Carregamento Rápido

74

Carregamento Rápido (25%) e Lento (75%)

75

Carregamento Rápido (25%) e Lento (75%) com Tarifa SUN

Documents

Engenharia Eletrotécnica e de Computadores · pessoas que, direta ou indiretamente, contribuíram para o bom desenvolvimento da mesma, e às quais gostaria de agradecer. Em primeiro