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Reconfiguração Dinâmica de Redes de Baixa-Tensão paraGestão de Pontas de Carregamento de Veículos Elétricos e
Geração Distribuída
Martim Afonso Teixeira Pereira
Dissertação para a obtenção de Grau de Mestre em
Engenharia Eletrotécnica e de Computadores
Orientador: Professor Doutor Pedro Manuel Santos de Carvalho
Júri
Presidente: Rui Manuel Gameiro de CastroOrientador: Pedro Manuel Santos de Carvalho
Vogal: Mário Serafim dos Santos Nunes
Novembro de 2015
ii
Agradecimentos
Gostaria de agradecer, em primeiro lugar, ao meu orientador Professor Doutor Pedro Carvalho, por toda
a ajuda e conselhos transmitidos durante a execucao desta dissertacao.
Agradeco tambem a toda a equipa que trabalha neste projeto, PlanGridEV. Ao Alexandre Dias, Joao
Machado, Engenheiro Luıs Silvestre, Engenheiro Pedro Mousinho e Engenheira Susete Albuquerque,
o meu muito obrigado pelo apoio dado.
Tambem nao queria deixar de agradecer aos meus colegas de curso pela companhia e ajuda nas ho-
ras mais difıceis. Uma palavra especial tambem aos meus amigos de sempre, por me acompanharem
neste longo caminho.
Quero tambem agradecer a toda a minha Famılia por todo o apoio, carinho e incentivo que me deu
durante estes anos todos. Destes, um especial agradecimento a Tia Susana, Tia Julieta e Tio Joao
pela ajuda na correcao deste documento.
Nao poderia faltar claro, um agradecimento muito especial aos meus Pais, por tudo aquilo que fizeram
por mim durante todo o percurso academico e por acreditarem, do primeiro ao ultimo momento, que iria
conseguir ultrapassar todos os obstaculos que foram emergindo.
Por fim, nao poderia deixar de agradecer a Maria pelo especial contributo nesta dissertacao e, claro,
por ter estado sempre ao meu lado e por nunca me deixar desistir.
A todos, o meu muito sincero obrigado!
iii
iv
Resumo
Tem havido uma crescente aposta nas tecnologias cada vez mais ecologicas, fazendo com que, por
exemplo, os veıculos eletricos (VEs) e os paineis fotovoltaicos (PFs) surjam como tecnologias em
expansao no mercado. Contudo, a adocao destas tecnologias tera impacto na operacao das redes
eletricas existentes, impacto esse para o qual as redes poderao nao estar ainda dimensionadas. De
modo a possibilitar o seu correto funcionamento face as novas condicionantes, as redes terao que ser
reforcadas ou a sua gestao tera que ser modificada.
A presente dissertacao trata novas formas de gestao que se baseiam na reconfiguracao dinamica da
rede de Baixa Tensao (BT) para mitigar os problemas de operacao nas situacoes, quer de ponta de
carga, quer de ponta de geracao. Com o intuito de demonstrar os benefıcios destas formas de gestao
da rede, e utilizado um software de analise e optimizacao de redes para procurar as solucoes conside-
radas otimas em cada situacao de carga/geracao, identificando-se depois as operacoes de comutacao
de interruptores (ligar e desligar) necessarias para alternar entre solucoes encontradas, assim como o
agendamento otimo dessas alteracoes.
A aplicacao pratica desta forma de gestao de redes a uma rede real, cuja carga/geracao foi expandida
para criar problemas de operacao, mostrou que a reconfiguracao dinamica podera vir a ser considerada
uma solucao com viabilidade.
Palavras-chave: Veıculo Eletrico, Painel Fotovoltaico, Redes de Distribuicao, Baixa Tensao,
Reconfiguracao.
v
vi
Abstract
A continuous bet on even more ecological technologies has appeared making that, for example, the
electric vehicles (EVs) and the photovoltaic panels (PVs) have become an expansion technology in mar-
kets. However, the adoption of these technologies will have an impact on the current electric networks’
operation, an impact on which networks mightn’t have been prepared to. So as to enable the correct
operation, due to the new conditions, electric networks may have to be topologically reinforced or their
management modified.
The present dissertation deals with new ways of management which are based on a dynamic Low Vol-
tage (LV) network to mitigate the operation problems in load and generation peak situations. In order to
prove the benefits of these network management ways, a network analysis and optimization software is
used to find the optimal solutions in each load/generation situation, identifying afterwards the required
processes of switching steps (opening and closure) to switch among the found solutions, as well as the
optimal scheduling of these changes.
The practical application of the proposed schemes of network management into a real network, whose
load/generation was expanded to create operation problems, has shown that dynamic reconfiguration
will be able to become a viable solution.
Keywords: Electric Vehicle, Photovoltaic Panel, Electric Distribution Network, Low Voltage, Re-
configuration.
vii
viii
Conteudo
Agradecimentos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . iii
Resumo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . v
Abstract . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . vii
Lista de Tabelas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xi
Lista de Figuras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xiii
Lista de Acronimos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xv
1 Introducao 1
1.1 Ambito da dissertacao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
1.2 Motivacao e objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
1.3 Organizacao da dissertacao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
2 Carregamento de Veıculos Eletricos 5
2.1 Aspetos tecnicos e seu funcionamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
2.2 Carregamento dos veıculos e seus perfis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
2.3 Mercado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
3 Producao Distribuıda com Paineis Fotovoltaicos 15
3.1 Sistemas fotovoltaicos ligados a rede . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
3.2 Producao de energia fotovoltaica em Portugal e seu mercado . . . . . . . . . . . . . . . . 19
3.2.1 Producao e mercado atuais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
3.2.2 Producao e mercado futuros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
3.3 Impacto na rede eletrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
4 Reconfiguracao Dinamica da Rede de Baixa Tensao 27
4.1 Definicao de Smart Grid . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
4.2 Reconfiguracao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
4.2.1 Funcionamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
4.2.2 Restricoes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
4.3 Influencia da geracao distribuıda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
4.4 Ilustracao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
ix
5 Caso de Estudo 37
5.1 Descricao da rede . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
5.2 Diagramas de carga dos consumidores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
5.3 Previsao de crescimento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
6 Simulacoes 45
6.1 Diagrama de carga dos veıculos eletricos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
6.2 Diagrama de geracao dos paineis fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
6.3 Alteracoes introduzidas na rede . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
6.4 Simulacao do cenario futuro de Inverno . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
6.4.1 Rede atual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
6.4.2 Rede otimizada para o cenario de ponta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
6.4.3 Resolucao dos problemas de sobregeracao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
6.4.4 Alteracoes a executar na rede entre as topologias otimas para o cenario de ponta
e para a sobregeracao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55
6.5 Simulacao do cenario futuro de Verao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58
6.6 Analise de resultados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
7 Conclusoes 67
Bibliografia 72
x
Lista de Tabelas
2.1 Comportamento dos utilizadores de VEs relativo ao carregamento (adaptado de [1]). . . . 10
2.2 Estatıstica de carregamento dos VEs (adaptado de [2]). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
3.1 Aplicacoes de sistemas fotovoltaicos por intervalo de potencia (adaptado de [3]). . . . . . 17
3.2 Caracterısticas de um painel fotovoltaico ligado a rede (adaptado de [4]) . . . . . . . . . . 18
3.3 Producao de energia fotovoltaica por regiao [GWh] (adaptado de [5]). . . . . . . . . . . . 20
3.4 Potencia instalada de energia fotovoltaica por regiao [MW] (adaptado de [5]). . . . . . . . 20
3.5 Micro/Mini producao anual [MWh] (adaptado de [5]). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
3.6 Comparacao do consumo das FER entre paıses da UE (adaptado de [5]). . . . . . . . . . 22
4.1 Transito de energia (TE) e perdas (L) na rede. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
4.2 Perdas totais de cada configuracao da rede. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
5.1 Informacao rede atual de Telheiras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
5.2 Caracterısticas dos Postos de Transformacao da rede. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
5.3 Aumento da carga e do seu pico de 2010 ate 2050 (adaptado de [6]). . . . . . . . . . . . 42
6.1 Dados da simulacao de Inverno. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
6.2 Diferencas entre os cenarios de Verao e Inverno. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59
6.3 Resultados da reconfiguracao da rede: energia consumida pelos clientes e pelos veıculos
eletricos, energia produzida pelos paineis fotovoltaicos e energia fornecida e recebida
pela rede. Cenarios de Inverno (I) e de Verao (V). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
6.4 Resultados da reconfiguracao otima da rede, durante um ano: energia consumida pelos
clientes e pelos veıculos eletricos, energia produzida pelos paineis fotovoltaicos e energia
fornecida e recebida pela rede. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
6.5 Resultados da reconfiguracao da rede: perdas, utilizacao da rede e valores das penalizacoes
por violacao dos limites maximos da tensao e corrente. Cenarios de Inverno (I) e de Verao
(V). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
6.6 Resultados da reconfiguracao otima da rede, durante um ano: perdas, utilizacao da rede
e valores das penalizacoes por violacao dos limites maximos da tensao e corrente. . . . 65
xi
Lista de Figuras
2.1 Esquema dos primeiros veıculos eletricos (adaptado de [7]). . . . . . . . . . . . . . . . . 6
2.2 Esquema atual dos veıculos eletricos (adaptado de [7]). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
2.3 Diagrama da rede de mobilidade eletrica em Portugal (adaptado de [8]). . . . . . . . . . . 8
2.4 Diagrama de carregamento tipo de um VE. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
2.5 Metas de vendas dos veıculos eletricos para 2020 (adaptado de [9]). . . . . . . . . . . . . 12
2.6 Metas de stock dos veıculos eletricos para 2020 (adaptado de [9]). . . . . . . . . . . . . . 12
2.7 Cenario de penetracao dos veıculos eletricos, por uma “curva em S” (adaptado de [10]). . 13
3.1 Esquema de um sistema fotovoltaico [11]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
3.2 Consumo em energias renovaveis (adaptado de [12]). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
3.3 Evolucao do contributo das FER no CFBE (adaptado de [5]). . . . . . . . . . . . . . . . . 21
3.4 Diagramas de consumo no dia da ponta anual (2014 e 2013) [13]. . . . . . . . . . . . . . 22
3.5 Potencia gerada por PFs global e percentagem relativa da eletricidade total gerada (adap-
tado de [14]). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
3.6 Evolucao da geracao de eletricidade fotovoltaica pelos consumidores finais (adaptado de
[14]). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
4.1 Percentagem de reducao de perdas, em relacao a energia eolica (Adaptado de [15]). . . 31
4.2 Exemplo de uma rede tipo, com cinco barramentos (B0, B1, B2, B3 e B4), dois switches
(S1 e S2), tres cargas (C1, C2 e C3) e um painel fotovoltaico (PF). . . . . . . . . . . . . . 33
5.1 Rede real em estudo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
5.2 Diagrama de carga do PT 9713. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
5.3 Diagrama de carga do PT 4654. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
5.4 Diagrama de carga do PT 6370. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
5.5 Diagrama de carga do PT 7333. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
5.6 Diagrama de carga do BTE “Seguranca Social“. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
5.7 Diagrama de carga do BTE “Escola“. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
5.8 Diagrama de carga do BTE “Bomba de Gasolina“. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
5.9 Caracterısticas usadas nos dois cenarios (adaptado de [16]). . . . . . . . . . . . . . . . . 43
6.1 Diagrama de carga total de 100 VEs. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
xii
6.2 Diagramas de geracao de um painel fotovoltaico no Inverno e no Verao. . . . . . . . . . . 49
6.3 Rede atual durante o dia no cenario futuro criado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
6.4 Rede atual durante a noite no cenario futuro criado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
6.5 Rede otimizada para o pico de consumo, durante a noite. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
6.6 Rede otimizada para o pico de consumo, durante o dia. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
6.7 Rede otimizada para durante o dia. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
6.8 Rede otimizada para durante o dia, no perıodo do pico de consumo. . . . . . . . . . . . . 54
6.9 Ilustracao da configuracao otima para o cenario de ponta de consumo. . . . . . . . . . . 55
6.10 Ilustracao da primeira alteracao a realizar na rede: balanceamento das saıdas verde e
vermelha do PT 4654. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56
6.11 Ilustracao da segunda alteracao a realizar na rede: transferencia de cargas do PT 4654
(saıda verde) para o PT 9713 (saıda roxa). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57
6.12 Ilustracao da terceira alteracao a realizar na rede: balanceamento das saıdas vermelha
e azul do PT 4654. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58
6.13 Rede otimizada para o perıodo de dia no Inverno, com os dados de Verao. . . . . . . . . 59
6.14 Alteracao prevista para a rede no caso de Verao - configuracao anterior. . . . . . . . . . . 60
6.15 Alteracao prevista para a rede no caso de Verao - configuracao ja com a alteracao. . . . 61
6.16 Ilustracao da quarta alteracao a realizar na rede - antes da mudanca necessaria para o
cenario de Verao. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62
6.17 Ilustracao da quarta alteracao a realizar na rede: transferencia de cargas do PT 4654
(saıda azul) para o PT 6370 (saıda laranja). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62
xiii
Lista de Acronimos
AC Corrente alternada
AT Alta tensao
BEV Veıculo eletrico a baterias
BT Baixa tensao
CFBE Consumo final bruto de energia
DC Corrente contınua
DG Geracao distribuıda
DGEG Direcao Geral de Energia e Geologia
EDP Energias de Portugal
FCV Veıculo eletrico a pilha de combustıvel
FDE Fonte de distribuicao de energia
FER Fonte de energia renovavel
HEV Veıculo eletrico hıbrido
ICE Motor de combustao interna
TIC Tecnologia de informacao e comunicacao
IEA Agencia Internacional para a Energia
LD Diagrama de carga
MT Media tensao
OCDE Organizacao para a Cooperacao e Desenvolvimento Economico
ORD Operadores de redes de distribuicao
PF Painel fotovoltaico
PHEV Veıculo eletrico hıbrido de recarregamento pela rede
PT Posto de transformacao
xiv
pu por unidade
REN Redes Energeticas Nacionais
SG Smart grid
SoC Estado de carga da bateria
UE Uniao Europeia
VE Veıculo eletrico
xv
xvi
Capıtulo 1
Introducao
1.1 Ambito da dissertacao
Hoje em dia, com a evolucao dos mercados dos veıculos eletricos e dos paineis fotovoltaicos, bem como
dos objetivos ambientais da Uniao Europeia (UE), existe uma nova preocupacao com a rede eletrica a
que estes estao ligados, devido a possibilidade das mesmas nao estarem preparadas para o grande
impacto previsto.
De acordo com os dados da Agencia Internacional para a Energia (IEA) [9], juntamente com os numeros
alcancados no relatorio do projeto PlanGridEV [17], preve-se que 15 a 35% da frota nacional de carros
seja composta por veıculos electricos (VEs) no ano de 2030, o que reflete que dentro de quinze anos
existirao cinco vezes mais VEs a circular do que atualmente. Relativamente aos paineis fotovoltaicos
(PFs), estima-se que, tendo como base a mesma referencia temporal, e segundo a revisao feita aos
objetivos europeus estabelecidos de acordo com o programa “Europa 2020”, 2,35% da energia consu-
mida devera ser proveniente da energia solar.
Prevendo-se num futuro proximo a sobrecarga da rede eletrica de Baixa Tensao (BT) Nacional, propos-
se o estudo deste tema adotando a solucao de reconfiguracao dinamica da rede. Alguns investigadores,
cujos resultados foram divulgados em varios artigos cientıficos aqui citados ([15, 18, 19, 20, 21]), apon-
taram este problema da reconfiguracao dinamica da rede como uma solucao para melhorar a eficiencia,
a confianca e o custo. A necessidade da abordagem do referido problema surge essencialmente devido
ao facto da rede ser exposta a condicoes para as quais nao estaria inicialmente dimensionada, o que
leva a que a mesma possa apresentar falhas locais ou interrupcoes parciais. A reconfiguracao da rede
ajudara tambem a reduzir as perdas reais do sistema, a equilibrar as cargas e a melhorar a seguranca,
tendo como base a operacao de abertura e fecho de seccionadores e interruptores, tambem denomi-
nada como comutacao/switching.
1
Este trabalho encontra-se no ambito do projeto europeu PlanGridEV 1, que tem como objetivo o desen-
volvimento de novas ferramentas e metodos de planeamento da rede. O referido projeto abrange toda
a Europa, visando tambem maximizar o potencial de integracao das fontes de distribuicao de energia.
Para a implementacao deste estudo foi utilizado o software DPlan 2.
1.2 Motivacao e objetivos
A atualidade e marcada por uma grande crise economica que obriga a estudos aprofundados no que
toca aos investimentos a efetuar, fazendo com que a competitividade de mercado tenha vindo a aumen-
tar. Como tal, a expansao e sobrecarga previstas para a rede eletrica e os seus ajustes, nao fogem
a regra, pois sera necessario investir no seu funcionamento e operacao, de modo a atingir os obje-
tivos propostos. Esta expansao e sobrecarga sao devidas, em grande parte, a introducao de novas
tecnologias, tais como os veıculos eletricos e a geracao distribuıda (relativamente a esta ultima, so
sera abordada a geracao proveniente da energia solar). Sera, entao, interessante perceber quais os
parametros a ter em conta quando a hipotese de reconfiguracao da rede estiver em causa em virtude
da solucao tradicional - investimento na rede -, que se resume, por exemplo, a aquisicao de novos e
maiores postos de transformacao (PTs) e cabos com maiores seccoes.
Este trabalho tem como objetivo principal perceber ate que ponto e que a reconfiguracao dinamica da
rede e solucao para o grande numero previsto de veıculos eletricos e paineis fotovoltaicos nas redes
eletricas futuras. Para tal, sera utilizada uma rede real, de modo a poder simular aquilo que e previsto,
tirando daı as devidas conclusoes sobre o processo.
1.3 Organizacao da dissertacao
Esta dissertacao esta estruturada em sete capıtulos. Neste primeiro capıtulo introdutorio, sao apresen-
tadas a importancia e a contextualizacao da dissertacao, a motivacao e os objetivos da mesma e, por
fim, a estrutura da tese.
No segundo capıtulo e apresentado o tema dos Veıculos Eletricos (VEs). Pretende-se fornecer os
conhecimentos necessarios a eles associados, tendo em conta a abordagem realizada ao longo do
trabalho. O capıtulo encontra-se dividido em tres subseccoes: na primeira, sao apontados os aspetos
tecnicos e de funcionamento deste tipo de veıculos, sendo que sao abordados os diferentes tipos de
VEs, o seu primeiro esquema, as diferencas relativamente aos veıculos movidos a gasolina ou gasoleo,
os seus componentes e subsistemas atuais (eletricos e mecanicos), dando algum enfase ao problema
1http://www.plangridev.eu/2DPlan e um sistema usado na analise da distribuicao de energia, operacao e planeamento de investimentos. Este software e
utilizado por engenheiros e empresas de planeamento de redes eletricas de BT, MT e AT (http://www.dplan.net/).
2
das baterias. Na segunda subseccao e explorado o assunto do carregamento dos veıculos e seus per-
fis. Neste ambito, a abordagem comeca na ligacao do VE a rede, apontando para isso os diferentes
tipos de postos de carregamento e suas potencias, e os problemas que esta ligacao trara a rede, prin-
cipalmente ao seu diagrama de carga. Posteriormente, e apresentado o diagrama de carga tipo dos
VEs, sendo que este diagrama apresenta a potencia de carregamento em funcao do estado da bateria
(SoC); sao tambem apresentados alguns dados sobre o tempo de carregamento e sobre o compor-
tamento dos utilizadores dos VEs no que diz respeito ao carregamento. Para finalizar este capıtulo e
abordado o tema do mercado. Refere-se, entao, o potencial de venda dos VEs, as metas e objetivos
tracados pelos membros governamentais e pelos cenarios da Agencia Internacional da Energia (IEA),
bem como o metodo utilizado para prever os numeros lancados: Technology Forecasting.
O terceiro capıtulo, que retrata os Paineis Fotovoltaicos (PFs), e novamente dividido em tres subseccoes.
Numa primeira analise e feita uma abordagem a solucao inicial que foi desenvolvida ate a sua atual
utilizacao, bem como a constituicao deste sistema e as suas diferentes aplicacoes. Na primeira subseccao
sao referidas, de uma forma geral, as vantagens e desvantagens que um PF tem ao ser ligado a rede
eletrica. Na segunda subseccao e abordado o tema da producao de energia fotovoltaica em Portugal,
seu mercado e potencia instalada em comparacao com alguns paıses da Uniao Europeia (UE). A ter-
ceira e ultima subseccao aborda o impacto na rede eletrica resultante da ligacao deste sistema a rede.
O quarto capıtulo foca-se no problema principal desta dissertacao: a reconfiguracao dinamica da rede.
Este capıtulo foi dividido em quatro subseccoes: a primeira faz uma abordagem inicial ao conceito de
Smart Grid (SG); na segunda subseccao e retratada a reconfiguracao, desde a razao de se utilizar esta
abordagem nas redes eletricas, aos objetivos propostos por esta solucao, o funcionamento (algoritmo
seguido e abordagens seguidas para a identificacao e diagnostico das falhas na rede) e, tambem, as
restricoes; na terceira subseccao e referida a influencia da geracao distribuıda (apenas se considerou a
geracao proveniente dos PFs). A concluir este capıtulo, e apresentado um pequeno exemplo ilustrativo
de uma rede que necessita de ser reconfigurada de modo a diminuir as suas perdas operacionais.
No quinto capıtulo e caracterizada a rede em estudo, rede essa que foi escolhida pela EDP para o
projeto em que esta dissertacao se insere: PlanGridEV. Este capıtulo foi subdividido em tres catego-
rias. Primeiramente e feita a descricao da rede, tal como ela existe; de seguida, sao apresentados os
diagramas reais de carga dos consumidores dos quatro Postos de Transformacao (PTs) presentes na
rede; finalmente, e feita a previsao de crescimento da rede aquando da introducao dos PFs, VEs e dos
seus postos de carregamento.
No sexto e penultimo capıtulo sao apresentadas as solucoes e os resultados provenientes das simulacoes
executadas no software DPlan, utilizado pela EDP. Sao usados os dados previstos para estas simulacoes
e testada a rede de forma a observar o seu comportamento em relacao as alteracoes efetuadas. E apre-
sentado o diagrama de carga previsto para um VE e tambem para um painel fotovoltaico em simulacoes
3
realizadas, quer no Inverno quer no Verao. Verificar-se-a que estas simulacoes vao ao encontro da
resolucao dos problemas entretanto criados pela adicao dos varios VEs e PFs na rede.
Em jeito conclusivo, serao apresentadas as ilacoes retiradas do estudo desenvolvido, aquando da pro-
posta de analise da rede. Sera comprovado que e viavel evitar e/ou adiar o investimento tradicional
na rede, tendo como base os passos explicitados ao longo da dissertacao. Sabendo que a evolucao e
dinamica, serao tambem apresentadas sugestoes de desenvolvimento/propostas futuras, para que, no
tema em analise, possam ser combatidas algumas das lacunas ainda existentes na rede.
4
Capıtulo 2
Carregamento de Veıculos Eletricos
Nesta seccao serao abordadas algumas definicoes de veıculo eletrico (VE), bem como o seu funciona-
mento, mercado e potencial.
Por definicao:
Os veıculos eletricos sao um tipo de veıculo que utiliza propulsao por meio de motores
eletricos, com o intuito de transportar ou conduzir pessoas, objetos ou cargas. Sao compos-
tos por um sistema primario de energia (bateria), maquinas eletricas (por ex: motores) e seu
sistema de acionamento e, finalmente, controlo de velocidade e de binario. Fazem parte do
grupo dos veıculos denominados por “zero emissoes” [22].
A afirmacao da rede de transporte eletrica tem sido constantemente adiada nos ultimos cem anos, visto
que, por volta de 1930, os automoveis eletricos ligeiros, utilizados na altura para transporte de passa-
geiros, foram substituıdos pelo aparecimento dos automoveis cujos motores eram de combustao interna
(ICE) movidos a gasoleo ou gasolina. O interesse neste tipo de veıculo voltou a surgir na decada de
90, uma vez que se vinha assistindo ao aumento e volatilidade dos precos do petroleo, deterioracao da
qualidade do ar nas cidades e consequentes mudancas climaticas.
E importante focar que nem todos os veıculos eletricos funcionam da mesma maneira. Sao encontrados
determinados modelos que oferecem outras solucoes, tais como a juncao da solucao dita “normal” com
a eletrica, ou seja, com motor a diesel ou gasolina e com outro motor eletrico. Assim, estes veıculos
dividem-se em quatro categorias:
1. Veıculo puramente eletrico ou a baterias - Electric vehicles (EVs) ou Battery electric vehicles
(BEVs)
2. Veıculos eletricos hıbridos - Hybrid electric vehicles (HEVs)
3. Veıculos eletricos hıbridos de recarregamento pela rede - Plug-in hybrid electric vehicles (PHEVs)
4. Veıculos eletricos a pilha de combustıvel - Fuel cell electric vehicles (FCEVs)
5
2.1 Aspetos tecnicos e seu funcionamento
Os veıculos eletricos sao atualmente vistos como uma solucao de presente e futuro para a possıvel
escassez de combustıveis fosseis, ja que estes utilizam, tal como o proprio nome indica, uma fonte
de energia alternativa que e a energia eletrica. Estes veıculos, recarregados pela rede eletrica e por
travagem regenerativa3, sao preferencialmente usados para deslocacoes curtas e utilizacao citadina.
Os primeiros VEs comercializados diferenciavam-se dos veıculos ICE devido a substituicao do motor
a gasoleo ou gasolina pelo motor eletrico e a juncao de um conjunto de baterias, deixando os outros
componentes principais inalterados. Um esquema do que era o VE, nessa altura, e apresentado na
Figura 2.1:
Figura 2.1: Esquema dos primeiros veıculos eletricos (adaptado de [7]).
Contudo, este modelo de VE nao vingou no mercado. As razoes para tal insucesso prendiam-se com
o facto deste modelo ser muito pesado, ter pouca flexibilidade e ainda por lhe estar associada alguma
ideia de diminuicao de desempenho ao longo do tempo. Como seria de esperar, a gama que deu
continuidade ao desenvolvimento do veıculo eletrico colmatou as peculiaridades adversas presentes
no modelo, satisfazendo a estrutura requerida para um veıculo deste tipo e dando, assim, um melhor
uso a flexibilidade da propulsao eletrica. Este modelo, ilustrado na Figura 2.2, e constituıdo por tres
grandes subsistemas:
• Propulsao do motor eletrico:
Este e constituıdo por: controlador do veıculo, conversor eletronico de potencia, motor eletrico,
transmissao mecanica e pelas rodas.
• Fonte de energia:
Fazem parte deste sistema: a propria fonte de energia, a unidade de controlo de energia e a
unidade de reabastecimento de energia.3Travagem regenerativa: Ao travar o veıculo ou em descidas, as rodas passam a fornecer energia ao motor eletrico, que
funciona como um gerador fornecendo energia eletrica as baterias.
6
• Auxiliar:
Deste ultimo, fazem parte as unidade de: controlo da direcao assistida, controlo da tempera-
tura e da alimentacao auxiliar.
Figura 2.2: Esquema atual dos veıculos eletricos (adaptado de [7]).
A nıvel mecanico, a performance destes automoveis e avaliada consoante o tempo de aceleracao,
a velocidade maxima e a capacidade de circular em rodovias com determinada inclinacao relativa.
As primeiras especificacoes a ter em conta, para satisfazer o que foi referido anteriormente, sao os
parametros de transmissao e a adequacao na escolha do motor.
Um dos componentes mais importantes de um VE e o seu sistema de propulsao eletrica. E este sis-
tema, e mais propriamente o motor eletrico, que ira converter a energia eletrica em mecanica de forma a
impulsionar o veıculo, ou vice-versa. Permitira tambem que exista travagem regenerativa e/ou geracao
de eletricidade com o intuito de carregar as fontes de armazenamento de energia a bordo. Como tem
sido exposto, este sistema e tambem constituıdo pelo conversor de potencia. A este conversor compete
alimentar o motor eletrico com a tensao e a corrente corretas. Ja o controlador eletronico, ira comandar
o conversor de potencia fornecendo sinais de controlo ao mesmo. De seguida, controla a operacao
do motor eletrico de forma a que este produza um binario e velocidade adequada, de acordo com as
instrucoes dadas pelo condutor.
7
Contudo, e no que toca a componente eletrica do carro, um dos aspectos com mais incidencia nos VEs
e a sua bateria. Apesar dos requisitos pretendidos, tanto pelos fabricantes como pelos utilizadores,
ainda nao foi encontrada uma solucao que compense o tamanho da bateria com o seu preco, durabili-
dade, seguranca e rendimento. Neste momento, a tecnologia mais utilizada e a de Li-Ion pois apresenta
uma maior densidade de potencia e energia, sendo que, por outro lado, esta tecnologia necessita de
maior controlo da temperatura e de tensao [23]. Atualmente, as baterias tıpicas assumem valores como
6 e 24 kWh. Ja para os veıculos considerados de topo, a capacidade das baterias ronda os 60 a 80
kWh. Sendo a bateria um dos principais obstaculos na evolucao dos veıculos eletricos, os avancos
tecnologicos nesta area tem sido promissores com a possibilidade de utilizacao de uma tecnologia a
base de Lıtio.
O desenvolvimento, evolucao e afirmacao no mercado rodoviario dependera, acima de tudo, do ar-
mazenamento de energia (baterias), mas tambem das maquinas eletricas, conversores de potencia,
tecnicas de controlo de energia e conducao. As principais caracterısticas que podemos retirar deste
veıculo, sao: bom desempenho energetico, valor de mercado alto, pouca autonomia, baixas emissoes
e tempo de recarga.
2.2 Carregamento dos veıculos e seus perfis
O carregamento dos VEs e considerado uma nova contribuicao para a carga na rede eletrica. A Figura
2.3 procura esquematizar o percurso da energia desde a sua producao ate a utilizacao da mesma por
parte do utilizador.
Figura 2.3: Diagrama da rede de mobilidade eletrica em Portugal (adaptado de [8]).
A ligacao do VE a rede tem condicionantes e limitacoes. Por exemplo, as instalacoes eletricas estao
dimensionadas para ter uma potencia a volta dos 20 - 50 kW, dependendo do tipo de edifıcio. Ja os
veıculos ligeiros tem uma potencia, tıpica, de 90 cavalos (70 kW), superior a dimensao da instalacao.
No que diz respeito as tomadas, estas estao habitualmente dimensionadas para suportar intensidades
de correntes ate 16 A, ou seja, cerca de 3,5 kW [24].
8
Sendo que, e seguindo o pensamento dos autores [25]: “Algo ira certamente acontecer, num futuro
proximo ou longınquo: cada casa ira ter um novo equipamento eletrico para ligar a rede que, por si so,
representara uma carga equivalente a uma casa tıpica”, e possıvel concluir que um aumento substancial
de carga por parte dos VEs podera causar problemas locais em areas onde o sistema de distribuicao de
energia ja se encontra bastante carregado e tambem em redes consideradas fracas. Deste modo, sera
necessario aproveitar estas mudancas para aumentar o rendimento e eficiencia do sistema eletrico, de
forma a melhorar o diagrama de carga da rede.
Para tal, seria interessante alcancar, numa rede de distribuicao de energia, uma distribuicao otima dos
VEs ao longo do diagrama de carga (LD) desta rede, tornando mais constante o consumo entre picos,
aproveitando, por exemplo, a producao de energia por parte dos paineis fotovoltaicos durante o perıodo
solar.
Tal como o carregamento e considerado atualmente, ou seja, sem que o operador da rede de distribuicao
tenha em conta que o VE e ligado a rede, podera trazer problemas a gestao da mesma. Tal e maioritari-
amente causado pelo simples facto de haver uma supervisao mais rigorosa nos nos da rede de AT/MT,
nao tendo o acompanhamento necessario da fonte ate ao proprio VE. Assim, a gestao pretendida sera
possıvel com o aparecimento e desenvolvimento dos sistemas de medicao inteligentes, de forma a que
seja possıvel recolher as informacoes necessarias, tal como a potencia pedida em cada no da rede.
Figura 2.4: Diagrama de carregamento tipo de um VE.
Para que seja possıvel melhor percepcionar o impacto de um VE numa rede eletrica foi analisado o
diagrama de carregamento tipo. O diagrama anteriormente apresentado (Figura 2.4) e que foi utilizado
no ambito deste trabalho, resulta de uma aproximacao feita ao real. Foi entao considerado que os
veıculos eletricos carregam a potencia constante ate 80% da sua capacidade, enquanto o restante
carregamento diminui linearmente ate a capacidade total. Isto tambem podera ser entendido pela
Equacao 2.1.
9
Pcarr(SoC) =
Pmax, 0 ≤ SoC ≤ 0, 8
Pmax
[1
(1−0,8) × (1− SoC)], 0, 8 ≤ SoC ≤ 1, 0
(2.1)
em que,
• Pcarr e a potencia de carregamento em funcao do SoC, em kW;
• Pmax e a potencia maxima de carregamento, que neste caso, foi considerada constante (3,5 kW),
em kW;
• SoC e o estado de carga da bateria, em pu.
Em relacao ao tempo de carregamento, para atingir os 80% do SoC, e usual serem necessarias cerca
de seis horas e trinta minutos, partindo do princıpio que a bateria se encontra completamente descar-
regada no inıcio. Para completar o ciclo do carregamento, serao precisas mais cinco horas, aproxima-
damente, fazendo com que um ciclo total de carregamento de uma bateria demore cerca de onze horas
(estes valores dependem de veıculo para veıculo).
A partir da Figura 2.4, foi criado um diagrama de carga tipo de um carro eletrico. Serao dispostas duas
caracterısticas aleatorias de cada diagrama: o estado inicial da bateria, aquando e feita a ligacao a
rede eletrica (SoC), e a hora de inıcio do carregamento. A caracterizacao mais pormenorizada destes
diagramas de carga sera apresentada no Capıtulo 6, onde se expoe e se explicam os parametros utili-
zados para os testes e simulacoes executadas na rede.
Segundo o artigo [1], o comportamento relativo ao carregamento por parte dos utilizadores de VEs in-
fluencia diretamente o uso da rede eletrica, atraves da sua sobrecarga. Este comportamento e tambem
altamente dependente da disponibilidade das infraestruturas de carregamento, espalhadas pelas cida-
des ou nas suas proprias residencias. O comportamento pode ser assumido como tendo tres tipos
predefinidos, apresentados na Tabela 2.1.
Tabela 2.1: Comportamento dos utilizadores de VEs relativo ao carregamento (adaptado de [1]).
Tipo Comportamento Percentagem [%]
A Carregamento do VE ao final do dia 57
B Carregamento do VE quando possıvel 20
C Carregamento do VE so quando e realmente necessario 23
Desta tabela, podemos concluir que o montante de energia a ser carregado em cada processo de carga
engloba cerca de 77% dos utilizadores de VEs (Tipo A + B), independentemente do tamanho da ba-
teria. Isto deriva do facto de so 23% dos utilizadores apenas carregarem o seu VE quando a bateria
10
se encontra vazia ou perto disso. E facilmente perceptıvel que a percentagem referente ao tipo C ira
aumentar com o aparecimento de baterias de maior capacidade, fazendo com que o receio referente
ao esgotamento do nıvel da bateria diminua. Para alem disso, o tempo entre carregamentos ira aumen-
tar assim que estes sejam facilmente “deslocados” para o dia/hora em que sera realmente necessario
carregar.
Atraves do relatorio da Green eMotion4[2] e possıvel tirar ilacoes sobre o tempo de cada carregamento,
o consumo energetico, a distancia e o tempo entre carregamentos, que e seguidamente apresentado
na Tabela 2.2.
Tabela 2.2: Estatıstica de carregamento dos VEs (adaptado de [2]).
Tempo carregamento Consumo Distancia entre carregamento Tempo entre carregamento
Media 217 minutos 5,13 kWh 37 km 33,8 horas
Maximo 1 dia 27,72 kWh 191 km 1 semana
Desvio padrao 233 minutos 4,66 kWh 34 km 35,2 horas
Eventos analisados 39.184 38.733 2.861 16.691
2.3 Mercado
Numa altura em que o mercado automovel se encontra em contracao, devido a atual conjuntura economica
e financeira, a expansao do veıculo eletrico torna-se um enorme desafio para esta industria. No en-
tanto, existem diversos fatores, tais como o preco da eletricidade, incentivos governamentais, reducao
de emissoes e diminuicao da poluicao sonora (alguns destes facores ja foram referenciados ao longo
deste capıtulo), que poderao ajudar no desenvolvimento desta tecnologia neste mercado. Por outro
lado, e tal como explicado anteriormente, o elevado preco e todos os problemas associados as bate-
rias, podem constituir grandes barreiras a comercializacao deste veıculo.
Atualmente, o mercado automovel referente aos veıculos eletricos e constituıdo por varias marcas que
oferecem inumeros modelos de veıculos de diversas gamas, desde os mais economicos aos mais lu-
xuosos. De acordo com o artigo da IEA [9], o mercado existente abrangia cerca de 180.000 veıculos
eletricos em 2012 (sendo que aqui sao considerados VEs os PHEVs, os BEV e os FCEV), represen-
tando assim um total de 0,02% de todos os veıculos de passageiros. Na atualizacao deste documento
[26], em 2015 o stock de VEs existentes ja era de 665.000, representando assim uma evolucao para os
0,08%.
4O projeto Green eMotion faz parte da Iniciativa Europeia dos Carros Verdes (EGCI) que foi lancada no contexto do Planode Recuperacao Europeu. Este projeto apoia o sucesso dos ambiciosos objetivos climaticos da Uniao Europeia, tais como areducao de 60% das emissoes de CO2 ate ao ano de 2050. A EGCI apoia a pesquisa e o desenvolvimento das solucoes emrelacao ao transporte rodoviario que tem potencial para alcancar resultados sustentaveis e tambem inovadores, com o uso defontes de energia renovaveis e nao poluentes. Este projeto foi lancado em marco de 2011 e foi finalizado em fevereiro de 2015.
11
Para 2020, e segundo as metas estabelecidas pelos membros governamentais e pelos cenarios do IEA,
o objetivo para o mercado portugues passara por atingir um total de vendas na ordem dos 5 milhoes
de veıculos, tendo para isso um stock de 16 milhoes de VEs. Isto pode ser verificado nas Figuras 2.5 e
2.6, respetivamente.
Figura 2.5: Metas de vendas dos veıculos eletricos para 2020 (adaptado de [9]).
Figura 2.6: Metas de stock dos veıculos eletricos para 2020 (adaptado de [9]).
Para a criacao destas previsoes foi utilizado o metodo de Technology Forecasting. Este metodo e ade-
quado quando e abordado o desenvolvimento de uma nova tecnologia e se dispoe de pouca informacao
historica sobre o fenomeno. O metodo proporciona estimativas de evolucao, evidenciando fortes indi-
cadores de como sera o percurso evolutivo de uma determinada tecnologia. Este tipo de previsao e, na
maioria dos casos, condicionada por criterios de subjetividade, tais como a ciencia, a polıtica organiza-
cional, as oportunidades e as necessidades [24, 27, 28].
12
Considerando o processo de inovacao tecnologica, muitos outros fatores podem tambem influenciar o
progresso e a direcao do percurso da nova tecnologia. As decisoes governamentais de apoio a algu-
mas tecnologias em detrimento de outras, terao um impacto significativo sobre a evolucao da tecnologia,
como e o caso dos veıculos eletricos, pois a compra dos mesmos face a dos veıculos a combustao e
comparticipada pelo Governo. Por exemplo, para quem quiser trocar o seu veıculo antigo por um novo
eletrico, tera um desconto de 4.500AC no Imposto sobre Veıculos (ISV) [29].
De modo a prever a tendencia de vendas de automoveis, aplicando este metodo de previsao - Te-
chnology Forecasting -, sao habitualmente realizadas extrapolacoes das tendencias existentes, cons-
truıdos modelos de multi-variaveis, definidas funcoes e cenarios dinamicos da frota. No decorrer desta
dissertacao, e feita uma simples estimativa, a partir do metodo de analise de crescimento, representada
por uma “curva em S”, apresentada na Figura 2.7.
Figura 2.7: Cenario de penetracao dos veıculos eletricos, por uma “curva em S” (adaptado de [10]).
Esta curva e caraterizada por tres fases, que demonstram a possıvel evolucao temporal de uma dada
tecnologia. Na primeira fase, intitulada de fase de iniciacao, e visto um pequeno crescimento inicial.
Neste contexto, a tecnologia comeca a ser conhecida, existe alguma renitencia do mercado nos primei-
ros anos e a evolucao e lenta. Na segunda fase, ha um crescimento mais acentuado e rapido, em que
a tecnologia ja esta totalmente implantada. Existe um conhecimento geral e aceitacao da tecnologia
em questao. Na ultima fase, os valores na curva irao estagnar, entrando assim na zona de saturacao e
maturacao da tecnologia.
13
A abordagem a esta figura tem como intuito a justificacao dos valores apresentados no relatorio do
projeto PlanGridEV, sobre os cenarios futuros [17]. Neste relatorio, as previsoes de crescimento da
penetracao dos VEs no mercado sao de cerca de 20% da frota de veıculos, tendo 2030 como ano
horizonte. Analisando a funcao que descreve a curva de crescimento (Equacao 2.2), tem-se entao a
“curva em S”, que representa a evolucao da penetracao dos veıculos eletricos no mercado automovel:
X(t) =M
1 + e−α(t−β)(2.2)
sendo que:
• M e o numero de referencia de veıculos eletricos - numero maximo de VEs quando o tempo t
tende para infinito;
• α, que e um valor positivo, define a inclinacao da funcao a volta do ponto medio de β:
E assumido que α = k/β. Para um valor inferior ou superior ao valor de k, a curva de
crescimento do numero de VEs e mais gradual/progressiva ou ıngreme, respetivamente;
• O parametro β e o valor temporal para qual o denominador da funcao iguala a 2 (ou seja, X(t) =M
2):
Isto faz com que o valor seja aproximadamente metade do numero de anos considerado
como perıodo de planeamento.
Para o ano de 2030, os cenarios a longo prazo utilizados pelas diversas entidades e relatorios ja refe-
ridos, apontam para um intervalo entre 15 a 35% de penetracao dos VEs no mercado de automoveis
nacional. Assim, e tendo o horizonte nesse ano, e utilizado o valor mınimo de 20% para o caso em
estudo, correspondendo, assim, ao valor utilizado no projeto.
14
Capıtulo 3
Producao Distribuıda com Paineis
Fotovoltaicos
Neste capıtulo abordar-se-ao o funcionamento do painel fotovoltaico (PF), o seu mercado atual e o
potencial de instalacao. Define-se painel solar fotovoltaico como:
Paineis solares fotovoltaicos sao dispositivos utilizados para converter a energia da luz do
Sol em energia eletrica. Estes paineis sao compostos por celulas solares, assim desig-
nadas, ja que captam a luz do Sol. Essas celulas sao, por vezes, chamadas de celulas
fotovoltaicas, ou seja, criam uma diferenca de potencial eletrico por acao da luz. As celulas
solares contam com o efeito fotovoltaico para absorver a energia do Sol e fazem a corrente
eletrica fluir entre duas camadas com cargas opostas [30].
A aposta nas energias renovaveis tomou novos contornos nas ultimas duas decadas, aproximada-
mente. As polıticas dos paıses industrializados apontam de forma cada vez mais agressiva para a sua
aplicacao e uso. Como consequencia do aparecimento de novas tecnologias e de novas necessidades,
existem agora novos mercados e, portanto, novas oportunidade de negocio e de desenvolvimento para
as tecnologias em causa.
O surgimento destas tecnologias advem da ambicao de aproveitar a energia fornecida pelo Sol para uso
proprio. No entanto, o desafio tecnologico presente - aproveitamento da radiacao solar como fonte de
eletricidade -, e algo complexo, sendo que, havendo ja um modelo para esta tecnologia, e necessario
continuar a desenvolver os seus componentes de maneira a aumentar o seu rendimento, tal como acon-
tece com os veıculos eletricos.
Foi por volta do ano de 1839 que foi descoberto o efeito fotovoltaico, efeito esse que transforma a
producao de luz solar em energia eletrica, atraves de celulas fotovoltaicas, constituıdas por semicon-
dutores feitos geralmente em Silıcio. Edmond Becquerel foi a pessoa que verificou, pela primeira vez,
15
que imergindo placas de metal, prata ou platina num eletrolito, produziam uma diferenca de potencial
escassa quando expostas a luz. Apenas uma decada depois comecariam a aparecer as primeiras tec-
nologias fazendo uso dessa descoberta.
Visto que cada celula fotovoltaica, por si so, produz baixas tensoes e correntes, um painel fotovoltaico
tera que ser a associacao de varias celulas em serie e/ou paralelo. O rendimento destas celulas e
muito baixo, rondando os 15%. Existem ainda celulas, feitas de Arseneto de Galio, que atingem cerca
de 28%, mas que, devido ao seu elevado custo de producao, sao somente utilizadas na industria espa-
cial.
Embora os paineis fotovoltaicos tenham sofrido uma grande evolucao nos ultimos anos, o preco ele-
vado das celulas fotovoltaicas e dos outros constituintes do sistema fotovoltaico (Figura 3.1) continua a
apresentar-se como uma grande desvantagem, quando comparado com as tecnologias mais utilizadas
para producao de eletricidade.
Figura 3.1: Esquema de um sistema fotovoltaico [11].
Contudo, a aplicacao desta materia tem vindo a aumentar cada vez mais, resultante de descobertas
tecnologicas e do decrescimo do custo de producao das celulas. As duas principais vantagens dos
PFs sao o facto de a materia prima principal, que e o Sol, existir em praticamente todos os locais (com
nıveis maiores ou menores de irradiancia), e o facto destes sistemas assumirem modularidade, ou seja,
poderem ser montados em qualquer escala ou tamanho. Isto deve-se em grande parte ao crescimento
exponencial da producao de PFs.
Na Tabela 3.1, podem ser analisadas diferentes aplicacoes de sistemas fotovoltaicos por intervalo de
potencia. Por aqui, percebe-se que a importancia das celulas fotovoltaicas hoje em dia e ja consideravel.
No entanto, no ambito desta dissertacao, abordar-se-a apenas o painel fotovoltaico como potencial
abastecedor de eletricidade, instalado em residencias, pequenos e medios servicos e em predios.
16
Tabela 3.1: Aplicacoes de sistemas fotovoltaicos por intervalo de potencia (adaptado de [3]).
Tamanho Exemplo de aplicacoes
Ate 10 WCalculadoras de bolso; Radios; Sensores wireless remotos; Pequenos carregadores;
Cercas eletricas.
10 W a 100 WPequenos sistemas de iluminacao; Sinais de transito luminosos; Parquımetros;
Luzes de navegacao; Estacoes meteorologicas; Caixas de comunicacao de auto-estrada.
100 W a 1 kWSistemas de bombagem e irrigacao; Propulsao de pequenos barcos de recreio;
Producao de eletricidade para pequenos edifıcios; Sistemas hıbridos pequenos.
1 kW a 10 kWSistemas ligados a rede eletrica ou hıbridos de media dimensao;
Grandes sistemas nao ligados a rede, para edifıcios isolados.
10 kW a 100 kW Grandes sistemas ligados a rede: implantacao em edifıcios ou no solo.
100 kW a 1 MW ou mais Muito grandes sistemas ligados a rede: centrais fotovoltaicas.
3.1 Sistemas fotovoltaicos ligados a rede
Os sistemas que serao abordados neste trabalho, aqueles que estao ligados diretamente a rede, sao
os que predominam em meio urbano. Estes caracterizam-se por nao terem um sistema de armazena-
mento de energia eletrica, significando que toda a energia produzida e consumida e/ou injetada na rede.
O outro tipo de sistema fotovoltaico e um sistema autonomo, pois possui um sistema de acumulacao
constituıdo por bateria e regulador de carga. Este tipo de instalacao e observada em zonas mais rurais,
servindo para a eletrificacao das casas e para o bombeamento de aguas, mais propriamente nas quin-
tas.
E relevante referir que os clientes destes paineis fotovoltaicos sao considerados na producao como
micro/mini produtores. Segundo a DGEG - Direcao Geral de Energia e Geologia, micro/mini producao,
tambem denominada por producao descentralizada, e: “a atividade de producao de eletricidade em
baixa tensao para consumo proprio, com possibilidade de entrega de energia a rede eletrica. Esta
producao de eletricidade tem por base as chamadas energias renovaveis” [5].
Na Tabela 3.2, encontram-se as principais caracterısticas de um PF ligado a rede.
Tal como e esperado, este sistema tem vantagens e desvantagens, relacionadas tanto com a constituicao
e fabrico, como com o seu metodo de funcionamento. Partiu-se do princıpio que e uma fonte de energia
renovavel (FER) adequada para suprir as cargas de pico da rede durante o dia, dependendo em grande
parte da radiacao solar.
17
Tabela 3.2: Caracterısticas de um painel fotovoltaico ligado a rede (adaptado de [4]) .
Potencia de geracao Limitada ao espaco disponıvel e ao contrato de fornecimento.
Acumulacao Propria rede eletrica.
Capacidade de acumulacao Depende da capacidade de injecao na rede.
Regulador Nao.
Inversor Sim.
Dependencia da redeCompleta: se houver um corte na rede, o campo gerador
nao cumpre a sua funcao: vender a rede.
Vantagens mais significativas:
• Fonte de transformacao de energia com total ausencia de poluicao quando se encontra em
utilizacao;
• Fonte primaria de energia inesgotavel;
• Permite reduzir as perdas na distribuicao de energia eletrica, visto que a eletricidade e consumida
em alturas de producao, em alguns casos;
• As centrais nao possuem partes moveis, o que reduz as necessidades de manutencao;
• As centrais possuem custos operacionais baixos.
Desvantagens mais significativas:
• Baixo rendimento dos paineis na transformacao de energia;
• Custo elevado de producao e de instalacao;
• Grande sensibilidade a alteracoes climatericas e nao producao durante o perıodo da noite.
Com o desenvolvimento das tecnologias fotovoltaicas, algumas das desvantagens descritas tem sido
progressivamente atenuadas ou ate mesmo eliminadas, fazendo com que a viabilidade desta tecnologia
tenha vindo a aumentar.
18
3.2 Producao de energia fotovoltaica em Portugal e seu mercado
Atualmente, os paineis fotovoltaicos sao uma excelente solucao energetica para um numero crescente
de nichos de mercado, sendo que, nas ultimas decadas, tem sido criadas as bases para o desenvol-
vimento do mercado de eletricidade solar sustentavel a medio prazo. A verdade e que, seguindo as
metas tracadas pela Uniao Europeia (UE) para 2020 [31, 32] e no que toca as fontes de energia re-
novavel, o objetivo fundamental e o de “Obter 20% de energia a partir de fontes renovaveis”. Assim,
e especificamente para Portugal, foi colocada uma meta individual mais exigente do que aos restantes
membros, que e de 31%, como pode ser observado na Figura 3.2.
Figura 3.2: Consumo em energias renovaveis (adaptado de [12]).
3.2.1 Producao e mercado atuais
Segundo os relatorios da DGEG [5] e IEA [14], podemos concluir que a energia fotovoltaica se encontra
cada vez mais embebida no quotidiano citadino, sendo que a potencia instalada, bem como o proprio
consumo, continuam a aumentar para valores que rondam as metas pretendidas pelas entidades regu-
ladoras e pelos proprios Governos.
A analise da Tabela 3.3 permite-nos observar a evolucao da producao de energia eletrica fotovoltaica
nas diversas regioes de Portugal. Conclui-se que a referida energia mais do que quadruplicou a sua
producao desde 2009, ano em que comecou a ter um valor de referencia. Tal deve-se, em grande parte,
a instalacao de grandes centrais fotovoltaicas, principalmente na regiao do Alentejo (Tabela 3.4). Esta
fonte de energia renovavel teve um crescimento acentuado, tendo evoluıdo de uma potencia instalada
residual para 426 MW (entre 2006 e 2015).
19
Tabela 3.3: Producao de energia fotovoltaica por regiao [GWh] (adaptado de [5]).
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 mar
Portugal 5 24 41 160 215 282 393 479 633 690
Continente 0 20 36 156 207 261 355 439 582 642
Norte 0 0 0 6 11 20 40 55 67 71
Centro 0 0 0 9 16 30 51 68 99 107
Lisboa 0 0 0 5 14 19 29 43 106 127
Alentejo 0 20 36 133 162 185 206 219 241 262
Algarve 0 0 0 2 4 7 29 53 70 76
R.A.Acores 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0
R.A.Madeira 0 0 0 0 4 17 34 37 39 40
Nao especificado 5 4 4 4 4 4 3 3 11 7
Tabela 3.4: Potencia instalada de energia fotovoltaica por regiao [MW] (adaptado de [5]).
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 mar
Portugal 3 15 62 110 134 175 244 299 420 426
Continente 0 11 59 107 121 151 218 273 384 387
Norte 0 0 1 4 9 19 30 42 47 48
Centro 0 0 1 5 12 23 36 49 65 66
Lisboa 0 0 0 8 11 16 22 44 88 89
Alentejo 0 11 57 88 86 87 103 109 140 140
Algarve 0 0 0 2 3 5 27 29 45 45
R.A.Acores 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
R.A.Madeira 0 0 0 1 10 21 23 24 24 24
Nao especificado 3 3 3 2 3 3 3 1 11 14
Atraves da leitura do relatorio ja citado da DGEG [5], e possıvel verificar que a producao anual de ener-
gia fotovoltaica representa atualmente, aproximadamente, 2,4% da producao anual total de todas as
FER. Este valor e referente ao valor total de producao de energia renovavel no ano de 2005, que se
ficou pelos 28.527 GWh.
Dando agora maior enfase as micro e mini producao, valores que se inserem no ambito desta dissertacao,
verifica-se que estas representam cerca de 35,8% de toda a producao anual de energia fotovoltaica
(Tabela 3.5). No perıodo compreendido entre 2008 e 2014, a taxa media de crescimento anual desta
producao ronda os 79%.
20
Tabela 3.5: Micro/Mini producao anual [MWh] (adaptado de [5]).
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 mar
Total micro/mini 7.120 21.215 45.047 80.176 145.088 200.103 232.271 248.001
Micro-producao 7.120 21.215 44.677 78.728 131.674 148.775 148.994 157.682
Hıdrica - - - 40 40 87 263 328
Eolica - - - 378 379 485 231 237
Fotovoltaica 7.120 21.215 44.677 78.310 131.255 148.204 148.500 157.117
Mini-producao - - 371 1.448 13.414 51.327 83.277 90.319
Hıdrica - - - - - 16 61 42
Eolica - - - - - 5 70 78
Fotovoltaica - - 371 1.448 13.414 51.307 83.146 90.199
Biogas - - - - - 1.319 2.536 2.879
No entanto, apesar das grandes percentagens que as FER ja representam na producao de energia em
Portugal, o contributo que estas tem para o consumo final bruto de energia (CFBE) ainda nao atinge os
valores pretendidos pela diretiva comunitaria 2009/28/CE [33]. A referida diretiva tem ja estabelecido
um objetivo para incorporacao de FER no consumo final bruto de energia ate 2020, cujos contributos
provem do setor de producao de eletricidade, no aquecimento e arrefecimento no setores da industria,
de servicos e domestico e ainda nos transportes. O valor associado a meta portuguesa e de 31%,
como ja previamente anunciado. Pela Figura 3.3, e observavel a evolucao do CFBE, comparativamente
a meta proposta.
Figura 3.3: Evolucao do contributo das FER no CFBE (adaptado de [5]).
Assim, e segundo dados do relatorio de 2014 da REN [13], sao obtidos os diagramas de consumo
(Figura 3.4), associado ao dia em que se verifica a ponta anual de consumo de todas as fontes de
energia, podendo ser observada a influencia do diagrama da energia solar, bem como a comparacao
face ao ano anterior (subida de 3 GW, aproximadamente).
21
Figura 3.4: Diagramas de consumo no dia da ponta anual (2014 e 2013) [13].
Em 2012, e comparando com a restante UE, Portugal conseguiu ficar no top 5 dos paıses com maior
incorporacao de energias renovaveis, desde 2005 (Tabela 3.6).
Tabela 3.6: Comparacao do consumo das FER entre paıses da UE (adaptado de [5]).
2005 2012 ∆%12/05
Total (TWh) FER (GWh) FER (%) Total (TWh) FER (GWh) FER (%) Total (%) FER(%)
Suecia 159,0 80.910 50,9 145,9 96.511 66,1 -8,2 19
Austria 63,1 39.390 63,3 71,2 47.085 66,1 12,8 18
Dinamarca 36,8 9.510 25,8 35,6 14.497 40,7 -3,3 52
Portugal 53,9 15.347 28,5 53,3 29.186 54,7 -1,2 90
Finlandia 70,5 22.890 32,5 87,9 28.087 32,0 24,7 23
Espanha 291,5 49.430 17,0 285,9 86,510 30,3 -1,9 75
Italia 293,6 44.100 15,0 339,4 89.730 26,4 15,6 103
UE28 nd nd nd 3.295 774.325 23,5 nd nd
Alemanha 612,1 61.830 10,1 597,1 136.814 22,9 -2,5 121
Irlanda 25,7 1.870 7,3 28,1 5.247 18,7 9,3 181
Franca 570,6 56.650 9,9 516,7 81.237 15,7 -9,4 43
Grecia 59,2 5.940 10,0 59,6 8.986 15,1 0,7 51
Reino Unido 396,6 15.000 3,8 375,3 41.141 11,0 -5,4 174
Holanda 100,2 7.500 7,5 119,4 12.314 10,3 19,2 64
22
3.2.2 Producao e mercado futuros
No que as fontes de energias renovaveis diz respeito, a Uniao Europeia preve ultrapassar a barreira
dos 20% ate 2020. Para esse ano, o consumo geral de energia e o consumo das FER terao, entao, um
total previsto de 1.179,5 Mtoe5 e 244,5 Mtoe, respetivamente. Nos mesmos parametros, estima-se que
as fontes de energia renovaveis alcancem o valor percentual de 20,73 em 2020. Apesar do resultado
ultrapassar, numa escala muito reduzida, a meta estabelecida pela UE, o mesmo nao satisfaz os requi-
sitos apontados pelas industrias do setor, que definem como objetivo o alcance de 24,4% de FER.
No que aos paineis fotovoltaicos diz respeito, e esperado que a potencia instalada represente 2,35%
do consumo de eletricidade em 2020. De acordo com os Planos Nacionais de Acao para as Energias
Renovaveis (NREAPS), grande parte dessa potencia, nesse ano, estara localizada em diversos paıses:
Alemanha, Espanha, Italia, Franca, Reino Unido, Grecia, Republica Checa, Belgica e Portugal, sendo
que para isso e esperado o valor de 1 GWp6 de potencia instalada de PFs.
De entre o leque de paıses listados, a Alemanha ira, claramente, permanecer lıder na UE com mais de
51 GW de potencia instalada, alcancando cerca de 7% anual da eletricidade consumida. Ja no caso
de Portugal e paıses como Reino Unido, Republica Checa e Belgica, representam uma penetracao
moderada de paineis fotovoltaicos, estando abaixo do que e previsto pela industria. Nestes paıses, e
noutros que beneficiam de bons nıveis de irradiacao solar, o verdadeiro potencial dos PFs ainda nao foi
totalmente percepcionado pelos decisores polıticos [34].
Sendo assim, e seguindo as previsoes apontadas pelas entidades interessadas na questao, calcula-se
que em 2050, caso os objetivos apontados para o crescimento desta tecnologia sejam alcancados,
existirao cerca de 3.000 GW de potencia instalada de paineis fotovoltaicos, a nıvel mundial. Tal facto
levara a nıveis anuais de 4.500 TWh, o que perfaz um total de 11% da energia produzida esperada [14].
De realcar que o ETP Blue Map Scenario [16], presente na Figura 3.5, consiste, muito resumidamente,
em descrever de que modo e que as tecnologias relacionadas com a energia podem ser transformadas
ate 2050, de forma a atingir o objetivo global de reduzir anualmente as emissoes de CO2 para metade
dos nıveis alcancados em 2005 [14].
Na Figura 3.6, e possıvel observar a evolucao desta tecnologia ao nıvel do consumidor final.
51 toe = 11,63 MWh.6Watt-pico (Wp) e uma medida de potencia energetica. O valor de Wp de um determinado sistema fotovoltaico que funcione
em corrente contınua e a potencia medida, quando este sistema e irradiado por uma luz que simula a luz solar com a potenciade 1000 W/m2, a temperatura de 25oC.
23
Figura 3.5: Potencia gerada por PFs global e percentagem relativa da eletricidade total gerada (adap-tado de [14]).
Figura 3.6: Evolucao da geracao de eletricidade fotovoltaica pelos consumidores finais (adaptado de[14]).
3.3 Impacto na rede eletrica
A velocidade de introducao dos paineis fotovoltaicos na rede ate ao momento, principalmente devido
a avancos tecnologicos e melhorias socio-economicas, tem apresentado novos desafios para a gestao
do sistema eletrico. Uma das principais preocupacoes reside no facto dos micro e mini produtores po-
derem alterar o transito de potencia, levando a que a rede viole os seus limites de tensao.
Visto que nem todos os PFs produzem a sua capacidade maxima ao mesmo tempo - essencialmente
devido a sua orientacao e condicoes meteorologicas -, a producao maxima de energia, referente a
24
potencia instalada, e, aproximadamente, igual a carga mınima [35]. Isto ocorre maioritariamente na
Europa, mais propriamente nos fins de semana de Verao. Este acontecimento e um sinal de que os
operadores do sistema energetico, os reguladores e toda a industria relacionada com esta tecnologia,
precisam de trabalhar em conjunto, de forma a que seja possıvel acumular o maximo de energia prove-
niente destes sistemas.
De forma a aumentar a capacidade da rede para integrar os PFs, sera necessario que a principal
limitacao atualmente identificada seja ultrapassada: aumento da tensao ao longo dos alimentadores
(feeders), devido a maior potencia gerada do que e pedida pelos consumidores a rede [36, 37].
25
26
Capıtulo 4
Reconfiguracao Dinamica da Rede de
Baixa Tensao
Hoje em dia o conceito de smart grid esta cada vez mais presente, sendo que qualquer ideia intro-
dutoria que vise melhorar a eficiencia, confianca e custo efetivo da rede eletrica podera ser relevante
para intervencoes futuras. A reconfiguracao da rede e um desses conceitos. Antes de qualquer desen-
volvimento inerente ao tema exposto, atente-se a definicao de smart grid e os seus objetivos.
4.1 Definicao de Smart Grid
Analisando a definicao apresentada pela Plataforma de Tecnologia das Smart Grids (SGs) [38], temos:
Uma Smart Grid e uma rede eletrica que de forma inteligente integra as acoes de todos
os seus utilizadores ligados, tais como, geradores, consumidores e aqueles que fazem am-
bos, de forma a que seja feito de forma eficiente o fornecimento de energia, sendo este
sustentavel, economico e seguro.
Sendo assim, as smart grids sao um conjunto de tecnologias-chave necessarias para lidar com: cor-
rentes elevadas, necessidades futuras no setor da eletricidade e para permitir a adocao efetiva das
tecnologias de energia de baixo consumo de carbono, como por exemplo, as energias renovaveis e os
veıculos eletricos.
Estas redes usam tecnologia digital e outra avancada, para monitorizar e gerir o transporte da eletrici-
dade das varias fontes de geracao para todos os utilizadores finais. Para alem disso, faz a coordenacao
das necessidades e capacidades de todos os geradores, operadores de rede, utilizadores finais e todas
as partes interessadas do mercado da eletricidade, para operar da forma mais eficiente possıvel, mini-
mizando os custos e impactos ambientais, ao mesmo tempo que maximizam a seguranca, elasticidade
e estabilidade do sistema.
27
A Agencia Internacional da Energia (International Energy Agency - IEA), identificou cinco parametros
caraterısticos das smart grids no setor da eletricidade [39]:
• Aumento da carga;
• Penetracao de veıculos electricos (VEs) e de veıculos electricos hıbridos de recarregamento pela
rede (PHEVs);
• Desenvolvimento das variadas fontes de energia renovaveis;
• Aumento da ponta de carga;
• Envelhecimento das infraestruturas.
De acordo com o documento lancado por esta agencia, intitulado por Energy Technology Perspectives
2010 - Scenarios & Strategies to 2050 [16], a procura pela eletricidade aumentara 151% no cenario
“Base” e 117% no cenario “Blue Map”, entre 2007 e 2050. Como sera de prever, o aumento nao sera
igual para todas as regioes e, portanto, os requisitos para a modernizacao da rede e a sua extensao
irao variar com a area de crescimento. Tomando como exemplo o grupo em que Portugal esta inserido,
os paıses-membro da OCDE (Organizacao para a Cooperacao e Desenvolvimento Economico) terao
um crescimento diminuto entre os 30 e os 37%, comparativamente aos valores acima expostos.
4.2 Reconfiguracao
A melhoria da qualidade do servico de distribuicao de energia eletrica entregue aos consumidores e
uma meta permanente dos distribuidores de energia, quer seja por forma a atingir os objetivos proprios
de satisfacao dos clientes, quer pela definicao e cobranca de indicadores por parte da agencia de
regulamentacao deste servico.
Hoje em dia, os sistemas de distribuicao sao cada vez maiores e mais complexos, onde a qualidade do
fornecimento de energia eletrica e fundamental, tanto para consumidores residenciais, como para os
comerciais e industriais. Estas caracterısticas, juntamente com a predominancia de redes aereas, le-
vam a que o sistema apresente falhas locais ou interrupcoes parciais, como por exemplo, curto-circuitos,
sobretensoes devido a relampagos, sobrecargas e interrupcoes devido a acidentes. Considerando es-
tas circunstancias, e muito importante e mandatorio, restabelecer o fornecimento de energia eletrica
de uma forma rapida e segura, antes que ocorra uma falha, atraves da reconfiguracao da rede de
distribuicao.
Os sistemas de distribuicao de energia eletrica, em geral, sao configurados de forma radial devido as
protecoes do sistema. Desta forma, tambem a sobrecarga em algum ponto pode acarretar transtornos
e prejuızos financeiros. E por aqui, tambem, que a reconfiguracao do sistema aparece como alternativa
28
para manter a operacao e a fiabilidade do sistema eletrico.
A reconfiguracao da rede, segundo [18, 19], e definida por:
“Alterar a configuracao da rede atraves de operacoes de abertura e fecho de seccionadores
e interruptores, para que a funcao objetivo seja minimizada e os constrangimentos resolvi-
dos.”
Pela definicao anterior pode-se concluir que este processo envolve a analise e optimizacao de solucoes,
sendo tipicamente usado para:
• Reduzir as perdas reais do sistema - reducao de perdas;
• Atenuar as sobrecargas da rede - balanceamento de cargas;
• Melhorar a seguranca do sistema.
A possibilidade de restabelecer a rede, usando somente a experiencia humana com nıveis aceitaveis
de seguranca, confianca e qualidade, sendo ao mesmo tempo economicamente competitivos, tornou-
se praticamente impossıvel. Deste modo, e necessario que exista um sistema computacional rapido
e fiavel que ajude os operadores do sistema, a maximizar os fornecimentos de energia aos clientes e
minimizar o tempo de restabelecimento e as acoes de controlo. Para o caso em estudo, foi utilizado o
software da EDP - DPlan -, para manipular a rede de forma a encontrar solucoes para possıveis proble-
mas causados pela forte presenca de geracao distribuıda - sendo no referido caso apenas considerado
o painel fotovoltaico - e os veıculos eletricos.
4.2.1 Funcionamento
A reconfiguracao dinamica da rede torna-se interessante face a uma configuracao estatica, ja que
permite a rede operar com menores perdas resistivas ou transmitir maiores potencias da geracao dis-
tribuıda (DG), alterando, dinamicamente, a sua topologia em resposta as alteracoes a carga e a DG.
Esta geracao distribuıda pode ser solar, eolica ou gas natural. Devido a variabilidade das energias
eolica e solar, as redes eletricas poderao sofrer com as flutuacoes desta geracao.
Para executar este processo de reconfiguracao da rede e necessario ter um algoritmo que cumpra os
objetivos pretendidos e que, por exemplo, procure pela configuracao radial com menores perdas. O
intuito desta aplicacao e determinar a magnitude da reducao das perdas, o aumento da penetracao
de DG na rede e examinar a sensibilidade dos resultados em relacao ao tempo de intervalo entre as
configuracoes. Este algoritmo tera que ter a capacidade de identificar, diagnosticar e recuperar as
interrupcoes previstas no sistema, com o objetivo de maximizar a disponibilidade, a capacidade de so-
brevivencia, a manutencao e a confianca no mesmo. Este processo de “cura” consiste em prever onde
e que as falhas poderao existir, restabelecendo o transito de energia, analisando e automaticamente
29
aceitando as operacoes de switching, que melhor cumprem os requisitos preestabelecidos.
Para a identificacao e diagnostico das falhas na rede, existem varias abordagens propostas no passado,
que se dividem em dois grupos principais:
1. Solucoes com base em algoritmos de optimizacao da rede;
2. Solucoes com base em armazenamento de informacao de esquemas de switching predefinidos.
O primeiro grupo de solucoes carece de respostas rapidas, devido as estruturas de dados e aos al-
goritmos que nao foram desenhados apropriadamente para o problema em causa - recuperacao de
falhas. A segunda abordagem apresenta a desvantagem de nao possuir flexibilidade na resposta. Isto
deve-se, em grande parte, ao facto da topologia da rede alterar constantemente, requerendo para isso
uma atualizacao frequente dos esquemas de switching em uso [20].
De modo a restabelecer dinamicamente os sistemas de distribuicao, o software DPlan e consequente-
mente esta dissertacao, adotam o princıpio dos algoritmos evolucionarios. Com isto, o restabelecimento
do sistema prevendo a existencia de falhas na rede, divide-se em dois subprocessos complementares.
Numa primeira abordagem, antes que ocorra uma falencia na rede, sao equacionadas as solucoes
otimas possıveis para essa(s) falha(s). Este primeiro processo, intitulado de configuracao otima da rede,
consiste em descobrir a nova rede capaz de satisfazer as restricoes de operacao com as alteracoes na
rede existente. No segundo subprocesso, o sistema pondera qual a melhor sequencia de operacoes,
desde a configuracao inicial (antes da ocorrencia de falhas) ate uma das solucoes mais vantajosas.
Este ultimo processo, que procura a sequencia otima, define um conjunto de operacoes de comutacao
e a sua ordem preferencial [40].
Estas alteracoes na configuracao da rede usam passos de switching/comutacao, que nao sao mais do
que operacoes de permutacao, aos pares, que consistem em fechar um ramo da rede e abrir um outro
ramo [20]. A escolha do ramo a fechar e arbitraria, enquanto que o ramo a abrir tem que ser um dos
ramos presentes na malha entretanto criada. Com este procedimento e garantido que a rede e topologi-
camente viavel, querendo isto dizer que e radial e ligada. O processo deve dar prioridade as operacoes
de switching que restabelecem o maior numero de clientes ou clientes especiais, se o existirem [40].
Visando a reconfiguracao da rede dinamica a resolucao das falhas na rede, podera ser necessario
e/ou vantajoso realizar sucessiva e repetidamente esta operacao, tendo em conta o uso do programa
DPlan e das suas ferramentas de otimizacao de redes. Depois de ser executado um dos passos, a
configuracao da rede fica alterada e, usualmente, alguns dos pares possıveis de serem comutados,
deixam de o ser, enquanto que outros se tornam viaveis.
30
4.2.2 Restricoes
Como e esperado, um processo destes tem a sua complexidade e tambem as suas restricoes. Qual-
quer que seja a solucao a ser implementada, a rede de energia eletrica necessita de permanecer em
condicoes seguras de operacao.
Como ja foi referido anteriormente, um dos principais objetivos e que a rede permaneca radial. As-
sim, todos os procedimentos de operacao e protecao de redes deverao ter, em primeira instancia, esta
preocupacao presente. A nıvel eletrico, as solucoes preconizadas deverao ter em conta as leis de Kir-
choff - leis das malhas e dos nos. Como tal, devera ser executado um calculo do fluxo de potencia, de
maneira a avaliar a qualidade das solucoes propostas. Para isto, estas deverao atender as restricoes
operacionais referentes a tensao entregue aos consumidores e aos limites de sobrecarga dos transfor-
madores e dos condutores de eletricidade. A outra restricao a ter em conta, passa por todas as cargas
deverem estar alimentadas com eletricidade [21].
Tendo tambem em mente o tempo e o custo para a realizacao das manobras, a quantidade de operacoes
e de interruptores devera ser limitada, isto e, quantas mais operacoes forem executadas, maior tera
que ser o numero de interruptores a instalar na rede e, consequentemente, os custos de operacao e
manutencao da rede eletrica tambem serao superiores. Para alem disto, reconfigurando varias vezes
por dia, as protecoes do sistema bem como os outros componentes do sistema, nao estarao prepara-
dos para estas alteracoes contınuas. Variando o intervalo entre reconfiguracoes de uma hora ate vinte e
quatro horas, foi concluıdo - [15] - que, no caso da energia eolica, para um cenario com informacao per-
feita - previsao meteorologica e da carga, relativamente as fontes de energias renovaveis e em relacao
aos consumidores e veıculos eletricos, respetivamente -, o operador da rede “sacrifica” cerca de 3%
do potencial de reducao das perdas ao reconfigurar com um intervalo de seis horas (Figura 4.1). Isto
significa que sera possıvel evitar uma fadiga desnecessaria dos interruptores, reconfigurando menos
vezes e garantindo ainda um potencial de reducao de perdas muito proximo do esperado [15, 19].
Figura 4.1: Percentagem de reducao de perdas, em relacao a energia eolica (Adaptado de [15]).
31
Com isto, e com base em estudos anteriores [15], pode-se concluir que proceder a reconfiguracao da
rede com grande frequencia - por exemplo, todas as horas - nao ira ter grandes melhoramentos na
reducao das perdas e, para alem do mais, ira reduzir a vida util do interruptor. Assim, e preferıvel
escolher uma frequencia mais baixa de reconfiguracao, caso de facto seja comprovado que a diferenca
na reducao das perdas nao e significativa.
4.3 Influencia da geracao distribuıda
As redes de distribuicao convencionais nao foram concebidas para a integracao macica de geracao
distribuıda, levando a que o incorporamento destas fontes de energia represente alguns desafios a
operacao da rede. Com a DG a introduzir maior variabilidade, o potencial para a reducao de perdas
atraves de reconfiguracao, e ainda maior devido a frequencia com que e alterada a topologia da rede
[41].
O planeamento da rede de distribuicao para a DG requer a definicao de varios fatores, tais como:
numero de DGs a serem instaladas, tecnologia a ser utilizada, localizacao de cada DG e capacidade
de cada sistema, sendo que isso causara um problema complexo de otimizacao combinatoria. Caso
a geracao distribuıda seja corretamente instalada, ou seja, na sua localizacao “otima” e corretamente
coordenada entre si, havera um impacto positivo no sistema de distribuicao. O principal uso destas
tecnologias encontra-se direcionado para a reserva de energia, mas tambem para injecao do excesso
de potencia em redes nao balanceadas, quando a capacidade das DG e maior que as cargas locais [42].
Contudo, e necessario saber qual o verdadeiro impacto da DG, sobretudo dos paineis fotovoltaicos, nas
redes de distribuicao. Proporcionar-se-a se estas redes, dotadas de reconfiguracao, conseguem aceitar
mais potencia gerada durante o ano, inversamente ao que aconteceria com uma configuracao estatica.
Segundo as conclusoes retiradas de [15]: “uma rede com 20% de energia providenciada por PFs pode
ser capaz de reduzir perdas ate 15%, usando reconfiguracao”. Este valor de reducao das perdas po-
dera, ainda, aumentar para 18% com uma penetracao de PFs na ordem dos 30%. O foco no deslastre
de carga sera benefico para valores superiores aos 30%, em detrimento do objetivo de reducao de
perdas.
A verdade e que, com uma grande penetracao de geracao distribuıda na rede de distribuicao, ocor-
rem tensoes sobreelevadas no sistema, afetando assim a qualidade do transito de energia. Com o
incremento de PFs na rede, a diferenca entre a tensao maxima e mınima com que o transformador
opera diminui em comparacao com a situacao em que a rede nao tem DG [41]. De forma a garantir a
normal qualidade do transito de energia, sera entao preciso deslastrar DGs ou colocar um limite nesta
penetracao.
32
4.4 Ilustracao
Para ilustrar a ideia da reconfiguracao dinamica numa rede de pequenas dimensoes, e realizada um
exercıcio meramente ilustrativo (Figura 4.2). Considerou-se uma rede com tres cargas (que podem
representar residencias ou veıculos eletricos) e uma geracao (que representa um painel fotovoltaico).
Considerou-se que a rede tem duas saıdas com dois interruptores, de forma a que possa haver duas
configuracoes para a configuracao da rede.
Para esta rede, foram consideradas as seguintes restricoes/condicoes:
• Potencia maxima admissıvel no cabo - 30kV A;
• Cargas constantes durante o dia e noite - C2 = C3 = 10kV A. A carga C1 tem valor 20kV A;
• Geracao constante - painel fotovoltaico - so produz durante o dia - PF = 20kV A;
• Valores da resistencia do cabo retirados do catalogo da EDP [43]:
Cabo subterraneo (0,6/1 kV): LSAV;
Seccao do condutor: 4 x 25mm2;
Resistencia (20C) = 1, 200Ω/km;
Comprimento de cada troco: l = 50m.
Figura 4.2: Exemplo de uma rede tipo, com cinco barramentos (B0, B1, B2, B3 e B4), dois switches (S1e S2), tres cargas (C1, C2 e C3) e um painel fotovoltaico (PF).
Foram entao considerados dois cenarios: o de dia e o de noite. O cenario de dia segue as horas de
producao do painel fotovoltaico num dia de Inverno: 7h30m ate as 17h30m, ou seja, atua durante dez
horas. Ja o cenario de noite atua durante o resto do tempo, ou seja, catorze horas.
Esta rede tera duas configuracoes possıveis ([S1 fechado, S2 aberto] e [S1 aberto, S2 fechado]). Como
tal, existem quatro casos de estudo, pois cada configuracao podera operar em dois cenarios: dia (D) e
noite (N). Deste modo, a rede ira apresentar resistencias iguais, pois apesar de variarem consoante o
troco de linha a que os interruptores estao ligados, cada troco da rede tem comprimento l/4.
R = 1, 200 · 14 · l ' 0, 015[Ω]
33
Com estes dados, e possıvel efetuar o transito de energia (TE) da rede e calcular as perdas do sistema
(L), apresentados nas Tabelas 4.1 e 4.2. No caso das correntes referentes as cargas e a geracao, foi
considerado que estas tem os seguintes valores:
IC1 =C1√
3 · 400' 28, 866[A] ; IC2 =
C2√3 · 400
' 14, 434[A]
IC3 =C3√
3 · 400' 14, 434[A] ; ICPF
=PF√3 · 400
' 28, 866[A]
• Solucao 1D:
TEB0 = C1 − PF + C2 = 20− 20 + 10 = 10[kV A]
TEB1= C2 − PF = 10− 20 = −10[kV A]
TEB2= 0
TEB3= TEB4
= C3 = 10[kV A]
LB0 = 3 ·R · (IC2 − IPF )2 + 3 ·R · (IC1 + IC2 − IPF )2 ' 18, 750[W ]
LB1= 3 ·R · (IC2
− IPF )2 ' 9, 375[W ]
LB2= 0[W ]
LB3= LB4
= 3 ·R · I2C3' 9, 375[W ]
• Solucao 1N:
TEB0 = C1 − PF + C2 = 20 + 0 + 10 = 30[kV A]⇒ Violacao do limite da potencia no cabo!
TEB1= C2 − PF = 10 + 0 = 10[kV A]
TEB2= 0[kV A]
TEB3= TEB4
= C3 = 10[kV A]
LB0 = 3 ·R · (IC2 − IPF )2 + 3 ·R · (IC1 + IC2 − IPF )2 ' 93, 745[W ]
LB1 = 3 ·R · (IC2 − IPF )2 ' 9, 375[W ]
LB2= 0[W ]
LB3= LB4
= 3 ·R · I2C3' 9, 375[W ]
• Solucao 2D:
TEB0 = TEB1 = C1 = 20[kV A]
TEB2 = 0[kV A]
TEB3= C2 − PF = 10− 20 = −10[kV A]
TEB4= C3 + C2 − PF = 10 + 10− 20 = 0[kV A]
LB0 = LB1 = 3 ·R · I2C1' 37, 496[W ]
LB2 = 0[W ]
LB3= 3 ·R · (IC2
− IPF )2 ' 9, 375[W ]
LB4= 3 ·R · (IC2
− IPF )2 + 3 ·R · (IC2+ IC3
− IPF )2 ' 9, 375[W ]
34
• Solucao 2N:
TEB0 = TEB1 = C1 = 20[kV A]
TEB2 = 0[kV A]
TEB3= C2 − PF = 10 + 0 = 10[kV A]
TEB4= C3 + C2 − PF = 10 + 10 + 0 = 20[kV A]
LB0= LB1
= 3 ·R · I2C1' 37, 496[W ]
LB2 = 0[W ]
LB3 = 3 ·R · (IC2 − IPF )2 ' 9, 375[W ]
LB4= 3 ·R · (IC2
− IPF )2 + 3 ·R · (IC2+ IC3
− IPF )2 ' 46, 871[W ]
Tabela 4.1: Transito de energia (TE) e perdas (L) na rede.
ConfiguracaoTEB0
[kVA]
TEB1
[kVA]
TEB2
[kVA]
TEB3
[kVA]
TEB4
[kVA]
LB0
[kW]
LB1
[kW]
LB2
[kW]
LB3
[kW]
LB4
[kW]
Conf. 1 Dia 10 -10 0 10 10 18,750 9,375 0 9,375 9,375
Conf. 1 Noite 30 10 0 10 10 93,745 9,375 0 9,375 9,375
Conf. 2 Dia 20 20 0 -10 0 37,496 37,496 0 9,375 9,375
Conf. 2 Noite 20 20 0 10 20 37,496 37,496 0 9,375 46,871
Tabela 4.2: Perdas totais de cada configuracao da rede.
Configuracao L [W]
1 187,495
2 224,980
Atraves da leitura da Tabela 4.2 e possıvel verificar que as perdas totais da configuracao (1) sao as
menores, comparando com a configuracao (2). Contudo, visto que a configuracao (1) alcanca durante
a noite o valor maximo permitido para o cabo, esta sera penalizada pela violacao deste limite, au-
mentando assim o prejuızo na linha. Havera entao interesse em alterar esta configuracao, para uma
configuracao que nao tenha penalizacoes por violacao nos cabos e que, ao mesmo tempo, tenha um
valor de perdas totais baixo.
Estas perdas (L), tambem conhecidas por perdas ativas, sao proporcionais ao quadrado da corrente
eletrica que circula nos condutores, e podem ser calculadas multiplicando o valor desta corrente pelo
valor da resistencia eletrica do condutor (Equacao 4.1). Sao denominadas por perdas por efeito de
35
Joule, e constituem, normalmente, a maior parte das perdas tecnicas, estando presentes em todos os
condutores eletricos [44].
L = 3RI2[W ] (4.1)
em que,
• R e a resistencia eletrica do condutor, em [Ω];
• I e o valor eficaz da componente ativa da corrente eletrica que circula nos condutores, em [A].
Verifica-se assim que a solucao considerada otima e o conjunto das solucoes 1D e 2N , porque sao
estas que, no conjunto, apresentam o menor valor de perdas e de prejuızos economicos, pois nao
aparentam ter penalizacoes por violacoes maximas nos cabos.
LOtima = L1D + L2N = 196, 863[W ]
36
Capıtulo 5
Caso de Estudo
O projeto desta dissertacao tem como objetivo identificar e resolver os problemas causados pela
introducao de veıculos eletricos e paineis fotovoltaicos numa rede de distribuicao de energia eletrica
tipo. Como tal, e inserido no projeto PlanGridEV, a EDP - como responsavel de escolha do cenario
de teste - optou por uma rede em Telheiras, Lisboa (Figura 5.1), que e considerada urbana e com ca-
racterısticas residenciais e de comercio/servicos. Na referida rede encontram-se ramos com diversas
cores, sendo que cada uma delas visa diferenciar a que ramo/saıda do PT e que as cargas estao li-
gadas. Esta rede foi escolhida tendo tambem em conta a ja existencia de pontos de carga publicos
de veıculos eletricos e a possibilidade de haver carregamento privado, ou seja, domestico. Outro fac-
tor preponderante foi a concentracao de paineis fotovoltaicos na localidade em analise, sendo que em
muito ha a valorizar a sua potencialidade futura [45].
Figura 5.1: Rede real em estudo.
37
Em suma, os criterios de selecao da rede por parte da EDP, tendo como foco principal o estudo de uma
rede de Baixa Tensao, passaram por:
• Ser adjacentes (sempre que possıvel, com cenario de reconfiguracao);
• Ser robustas;
• Ter postos de carregamento de VEs publicos;
• Ter possibilidade de carregamento de VEs privado (domestico);
• Ter geracao vinda de PFs.
De notar que, e de extrema importancia que a rede esteja completamente caracterizada, isto e, que se
disponha de informacao coerente e real, tanto das cargas como da geracao.
5.1 Descricao da rede
Para que a rede escolhida pudesse ser analisada com detalhe, quer quanto ao seu transito de energia
atual, quer relativamente aos seus nıveis de penetracao futuros, foi necessario fazer um levantamento
exaustivo das caracterısticas. Assim, os dados atuais desta rede, sao apresentados na Tabela 5.1.
A estrutura da rede nao e so composta por habitacoes. Existem tambem cinquenta e tres pequenos
estabelecimentos comerciais (entenda-se cafes, restaurantes, bancos, etc.) e um espaco considerado
de industria/trabalho que, neste caso, se trata de uma escola secundaria.
Tabela 5.1: Informacao rede atual de Telheiras.
Tipo de rede Urbana MT/BT
Area SIG 7 Lisboa - Telheiras
Numero de PTs MT/BT 4
Numero casas 1.238
Pessoa/Casa 2,4
Populacao 2.971
Veıculos/Casa 0,975
Veıculos/1000 pessoas 406,1
Numero veıculos 1.207
Numero comercio/servicos 53
Numero estabelecimentos de trabalho/industria 1
7SIG - Sistema de Informacao Geografico: sistema de hardware, software, informacao espacial, procedimentos computa-cionais e recursos humanos que permite e facilita a analise, gestao ou representacao do espaco e dos fenomenos que neleocorrem.
38
De realcar que a rede de BT e alimentada pela rede de Media Tensao de 10 kV. Estas redes assumem
uma topologia considerada radial com possibilidade de reconfiguracao e sao compostas por linhas sub-
terraneas e aereas. As mesmas sao tambem responsaveis por alimentar todos os 1.292 clientes da
rede e o tipo de habitacoes consideradas sao apartamentos e moradias unifamiliares.
Em relacao as infraestruturas existentes para carregamento dos VEs, existem somente dois postos,
sendo que sao considerados como publicos. As areas envolventes aos edifıcios residenciais tem pos-
sibilidade de estacionamento exterior, com potencial de instalacao de novos postos de carregamento.
Outra das caracterısticas presentes na rede e o facto de ja existirem sistemas de paineis fotovoltaicos
instalados, ainda que apenas nas moradias. Atualmente existem dezassete sistemas instalados, o que
perfaz um total de 64 kW de potencia de pico.
Como esta representado na Tabela 5.1, esta rede e constituıda por quatro Postos de Transformacao
(PTs), sendo que cada um deles tem a sua propria identificacao. Assim, e retirando de cada PT os
dados fornecidos pela EDP, foi possıvel elaborar a Tabela 5.2 de forma a sintetizar a informacao de
cada um.
Tabela 5.2: Caracterısticas dos Postos de Transformacao da rede.
Ref.
PT
Tipo
clientes
No
cargas
Potencia
contratada [kW]
No
clientes
No
servicos
NoServicosNoClientes
[%] PFs
PT 9713 Servicos e Habitacao 30 830 167 14 8,4 5
PT 4654 Vivendas 255 1.387 223 4 1,8 11
PT 6370 Servicos e Habitacao 72 4.357 592 23 3,9 0
PT 7333 Habitacao 49 2.169 310 12 3,9 1
Total - 376 8.743 1.292 53 4,1 17
5.2 Diagramas de carga dos consumidores
De maneira a simular o funcionamento diario da rede de distribuicao de energia eletrica, foi necessario
proceder a simulacao do comportamento de cada um dos diferentes consumidores ao longo do dia.
Para gerar os diagramas de carga dos consumidores utilizaram-se os diagramas dos respectivos PTs,
escalando-os de acordo com a potencia contratada pelos consumidores. Os valores da potencia con-
tratada de cada cliente foram retirados da base de dados da EDP.
39
Figura 5.2: Diagrama de carga do PT 9713. Figura 5.3: Diagrama de carga do PT 4654.
Figura 5.4: Diagrama de carga do PT 6370. Figura 5.5: Diagrama de carga do PT 7333.
Como se pode verificar nas Figuras 5.2 a 5.5, os valores de ponta dos diagramas de carga variam
de PT para PT, sendo que o que tem maior pico e o PT 6370 (aproximadamente 760 kW as 21h45m,
no Inverno) pois, apesar de nao ter o maior numero de cargas, e o que apresenta o maior numero
de clientes e de potencia contratada (ver Tabela 5.2). Isto deve-se, maioritariamente, a existencia de
muitos edifıcios de apartamentos, comparando com as restantes zonas limitadas pelos outros PTs.
Estes graficos mostram a potencia normalizada de cada PT, ou seja, foi tido em conta o transito de
energia no PT, da seguinte maneira:
PTD =∑
BTN +∑
Microprodutores+∑
BTE + Perdas (5.1)
em que,
• PTD e a potencia ativa do PT, em kW;
• BTN e a potencia ativa de um cliente de Baixa Tensao Normais (BTN), em kW;
• Microprodutores e a potencia reativa de um painel fotovoltaico, em kW;
• BTE e a potencia activa de um cliente de Baixa Tensao Especial (BTE), em kW.
40
Os diagramas de carga demonstrados ate agora (5.2 a 5.5), estao relacionados tanto com um dia de
Inverno (azul) como de Verao (vermelho). Os criterios de escolha para o dia de Inverno tiveram em
conta a situacao de pior cenario possıvel, ou seja, maior consumo, temperaturas mais baixas e tambem
dia de semana. Devido a alguma limitacao em relacao ao perıodo abrangente dos dados fornecidos, a
escolha recaiu sobre o dia 7 de janeiro de 2015 [46]. Em relacao aos diagramas de carga referentes
ao cenarios de Verao, foi tido em conta o menor consumo de energia e tambem o facto de ser dia de
semana. Neste caso, o dia escolhido para servir de exemplo foi o dia 28 de agosto de 2014.
De realcar a possibilidade de existencia de clientes especiais que, no caso em estudo, foram detetados
tres, sendo estes dotados de potencias a partir dos 41,4 kW. Destes tres, dois deles encontram-se
ligados ao PT 7333 e o outro ao PT 6370. Os respetivos diagramas de carga estao expostos nas figuras
seguintes (5.6 a 5.8). A potencia contratada referente a cada cliente especial - Edifıcio da Seguranca
Social, Escola Basica de Telheiras e Bomba de Gasolina, e de 41,4, 67 e 82 kW, respetivamente.
Figura 5.6: Diagrama de carga do BTE “SegurancaSocial“.
Figura 5.7: Diagrama de carga do BTE “Escola“.
Figura 5.8: Diagrama de carga do BTE “Bomba deGasolina“.
41
5.3 Previsao de crescimento
Como e de prever, a rede e o seu conteudo irao crescer ao longo dos anos, tal como tem vindo a acon-
tecer. Sendo assim, os responsaveis do projeto PlanGridEV estudaram a possıvel evolucao da rede
e a penetracao de mercado dos veıculos eletricos e seus derivados, bem como das fontes de ener-
gia renovaveis. As localizacoes dos PFs, VEs e seus postos de carregamento irao estar diretamente
dependentes de cada rede e dos ambientes e requisitos, sendo entao possıvel obter valores e nıveis
de orientacao para a expansao prevista do cenario de teste utilizado. Alguns destes cenarios ja foram
mencionados nos Capıtulos 2 e 3.
A nıvel europeu, perspetiva-se que a capacidade e aumento da carga, tendo tambem como con-
sequencia o aumento da respetivo ponta, ira depender de regiao para regiao, bem como das suas
caracterısticas. Com base no anteriormente exposto, a Uniao Europeia e o seu grupo de estudo, tem
como objetivo o controlo das cargas e a otimizacao do desenvolvimento da rede de distribuicao. De
seguida, sao apresentados os cenarios previstos e estudados para as Smart Grids (SGs) [6]:
• SG Mınimo (SGmin): o desenvolvimento da tecnologia da energia “limpa”, tais como as variadas
energias renovaveis e VEs/PHEVs, e significante, mas as polıticas de apoio as SG sao modera-
das.
• SG Maximo (SGmax): o desenvolvimento da tecnologia da energia “limpa” e igual ao cenario
anterior, sendo que as polıticas de apoio as SG passam a ser fortes.
Na tabela seguinte observa-se a evolucao do pico e restante carga na Uniao Europeia, comparando
com os valor de 2010 para diferentes regioes.
Tabela 5.3: Aumento da carga e do seu pico de 2010 ate 2050 (adaptado de [6]).
Ano 2020 2030 2040 2050
Aumento da Carga 0 10 26 27
Aumento do PicoSG min 1 13 30 32
SG max -4 5 18 17
E possıvel verificar, atraves da analise da Tabela 5.3, que nao ira existir evolucao na rede ate ao final da
decada corrente. Isto deve-se ao fraco e lento crescimento economico, bem como ao desenvolvimento
das tecnologias de eficiencia energetica.
Outra das conclusoes que se retira aquando da respetiva analise passa por, no cenario SGmax, haver
uma diminuicao significativa do pico, revelando uma oportunidade para adiar os possıveis investimentos
a fazer. Alem disso, tal facto podera ajudar a diminuir a tensao que existe nas infraestruturas atuais, es-
pecialmente no contexto do aparecimento de novas cargas, como sejam os VEs. De acordo com estes
42
dados, e esperado que o aumento do pico de carga, na Uniao Europeia, seja feito com o aparecimento
dos VEs/PHEVs e com o melhor uso e rendimento da eletricidade nos edifıcios.
Figura 5.9: Caracterısticas usadas nos dois cenarios (adaptado de [16]).
43
44
Capıtulo 6
Simulacoes
Para este Capıtulo serao expostos os dados e as simulacoes feitas para a rede tipo, apresentada no
capıtulo 5. Os cenarios futuros simulados sobre esta rede, obedecem as estipulacoes e previsoes de-
finidas nos variados relatorios entretanto publicados pelo projeto em questao, o PlanGridEV. Aqui, o
cenario em que esta rede e trabalhada e um cenario apelidado de “Convencional”.
Para este cenario, e assumido que, dependendo da penetracao dos veıculos eletricos no mercado, a
previsao mais baixa e pessimista sera de 20% do total de veıculos. Esta previsao tambem e aplicada
para o desenvolvimento da tecnologia dos veıculos, onde a capacidade da bateria ira ficar abaixo dos
30 kWh (o maximo anterior era de 24 kWh). Para alem disto, a disponibilidade das infraestruturas de
carregamento, em termos de localizacao, e considerada constante a atual, ou seja, existindo principal-
mente estacoes de carregamento domesticas e publicas. Para as primeiras estacoes, e assumido que
irao fornecer uma potencia maxima de carregamento ate 11 kW, trifasico8, enquanto que nas outras e
permitido carregar ate 43 kW AC ou 50 kW DC [17].
Em relacao aos valores assumidos para os paineis fotovoltaicos, e definido que cada residencia tem,
em media, um potencial maximo de geracao de energia solar de 6 kWp, traduzindo-se assim em 7.428
kWp para toda a rede em estudo. Nas simulacoes executadas e considerado apenas 30% do potencial
maximo referido.
O objetivo principal destas simulacoes sera demonstrar que, em certos locais, e possıvel evitar e/ou
adiar o investimento na rede ao operar remotamente os interruptores - switches. A geracao atraves dos
paineis fotovoltaicos, o carregamento dos VEs e a informacao dos consumidores, serao usados como
inputs para a reconfiguracao da rede, que neste caso e radial, atraves de uma configuracao diaria
estatica - otimizada para o pico de carga esperado - ou de uma configuracao dinamica ao longo do dia
- otimizada periodicamente durante o dia. Para tal acontecer, e necessario que exista:
8Trifasico derivado da natureza das ligacoes das residencias, que sao limitadas a 16 A.
45
• Tecnologia de Informacao e Comunicacao (TIC) e Gestao de Dados que permita um acesso em
tempo real aos dados da geracao dos PFs, dos carregamentos dos EVs e da carga dos consumi-
dores, permitindo assim um melhor entendimento/caracterizacao da rede de BT;
• Controlo remoto dos interruptores (switches) na rede de BT e na TIC, permitindo transferencia de
carga entre os alimentadores (feeders) da BT.
Com o conhecimento da informacao acima descrita, tendo sistemas de TIC apropriados e a possibili-
dade de fazer operacoes remotas na rede de BT, tentara ser demonstrado que e possıvel adaptar os
diferentes atores (geracao e carga) ao longo do dia, fazendo as reconfiguracoes na rede pensadas,
evitando e/ou adiando os investimentos na rede [45].
Para a validacao dos testes executados sera avaliada a habilidade de incorporar, nao so a flexibilidade
ou a futura carga pedida e controlo de micro-geracao (VEs incluıdo), mas tambem a flexibilidade da
rede em si, providenciada por instrumentos ligados a operacao de switch.
Esta reconfiguracao dinamica da rede, sera tambem avaliada como forma de mitigar a tensao e os pro-
blemas de congestao que aparecem ao longo do dia. Os benefıcios economicos desta estrategia serao
determinados em comparacao com a estrategia tradicional de investir na rede. O derradeiro objetivo
e obter um conjunto de decisoes de regras operacionais, de forma a promover uma melhor gestao da
rede de Baixa Tensao.
Assim, e tendo em conta o cenario seguido pela EDP, os servicos que poderao ser fornecidos sao:
• Controlo de carga e do tipo de carregamento:
Os utilizadores dos VEs poderao carregar os seus veıculos assim que cheguem ao posto de
carregamento mais proximo e sem qualquer limitacao da potencia a ser entregue. Assim, nao ira
haver qualquer tipo de controlo de carga e do tipo de carregamento;
• Reforco esperado da rede:
E assumido que, em certos casos/redes, a solucao podera ser um “mix” de colocacao de
interruptores de forma a possibilitar a reconfiguracao dinamica da rede, com pequenos investi-
mentos estritamente necessarios;
• Transito de energia dos VEs que e utilizado no sentido da rede:
E necessario haver alguma TIC por forma a obter os consumos reais das cargas e da geracao.
Estes valores mais precisos serao utilizados nas decisoes das operacoes. Assim, nao existira
transito de energia entre o veıculo eletrico e a rede, apenas no sentido contrario;
46
• Tipo de controlo do transito de potencia:
So em situacoes de emergencia e que as operadoras poderao interromper o carregamento
do VE, desconectando remotamente os componentes relevantes da rede que se encontram na
zona afetada.
De uma forma geral, com este tipo de servicos, sera possıvel para a operadora diminuir o impacto da
penetracao dos VEs, adiando e evitando o reforco de potencia e investimento nas linhas, de maneira a
sustentar a adocao dos veıculos eletricos na rede. O objetivo final destas solucoes de resposta a carga
pedida, e de possibilitar a mobilidade eletrica sem sobrecarregar o sistema com a adicao de novos
custos, provenientes das novas tecnologias para a rede eletrica.
Em suma, os testes da EDP irao obedecer ao seguinte:
• A representacao da rede de BT em estudo sera simulada no software DPlan juntamente com as
atuais cargas e micro-geracao;
• Ao escalonamento das cargas e da micro-producao devido a integracao dos VEs e dos PFs,
respetivamente, tal como previsto;
• Combinacao de ambos os cenarios futuros de carga/geracao e avaliacao da capacidade de
comutacao/reconfiguracao de maneira a evitar/adiar os investimentos na rede;
• A localizacao otima para a instalacao dos interruptores de controlo remoto sera determinada com
a ajuda do DPlan;
• A simulacao das operacoes de reconfiguracao optimas serao testadas, novamente com o DPlan,
de forma a identificar possıveis congestoes e/ou problemas no aumento/queda de tensao.
6.1 Diagrama de carga dos veıculos eletricos
De acordo com o dados da Tabela 5.1 do Capıtulo 5, existem 0,975 carros por habitacao. Assim, o
numero total de veıculos na rede, bem como, o numero de veıculos eletricos previstos para a mesma
sao:
Num.V eiculos = 0, 975 · (Num.Clientes−Num.Servicos) = 1.207
Num.V eiculosEletricos = 0, 2 ·Num.V eiculos = 241
Os diagramas de carga dos veıculos eletricos foram desenvolvidos a partir da Figura 2.4 (Capıtulo 2).
Foi possıvel criar varios diagramas de carga, cuja carga inicial varia segundo uma distribuicao normal
com media (µ) de 60% e desvio padrao (σ) 15%. Para alem do estado inicial da bateria, SoC, foi
tambem acrescentada aleatoriedade em relacao a hora de inıcio de carregamento. Esta foi dividida em
duas distribuicoes normais: N (14h,2h) e N (19h,1h), com predominancia da segunda, pois preve-se
47
que a maior parte dos VEs carreguem apos o regresso a casa. Estes diagramas de carga foram reali-
zados com o auxılio do software MATLABr.
Seguidamente e apresentado na Figura 6.1 o impacto num PT, do somatorio dos diagramas de carga
de 100 veıculos eletricos, obedecendo as distribuicoes normais acima descritas, da seguinte forma:
• N (14h,2h) - 30 veıculos (30%).
• N (19h,1h) - 70 veıculos (70%).
Figura 6.1: Diagrama de carga total de 100 VEs.
6.2 Diagrama de geracao dos paineis fotovoltaicos
Para a elaboracao dos diagramas de geracao dos paineis fotovoltaicos foi utilizado um caso com valores
reais de microproducao - fornecido pela EDP -, atendendo a que nao foi possıvel aceder aos diagra-
mas de geracao reais dos PFs existentes atualmente na rede. Assim e atraves dos dados medidos
pela operadora, foram utilizados dados de 2 PFs em 5 dias, de forma a conseguir extrapolar melhor os
resultados. Foram escolhidos os dias com maior producao de energia solar, tanto no caso dos dias de
Inverno como nos de Verao.
Como resultado final, e possıvel observar os diagramas de geracao obtidos na Figura 6.2 para os dois
casos tratados.
48
Figura 6.2: Diagramas de geracao de um painel fotovoltaico no Inverno e no Verao.
6.3 Alteracoes introduzidas na rede
Apos obter os diagramas de carga dos veıculos eletricos e dos diagramas de geracao dos paineis fo-
tovoltaicos, procedeu-se a distribuicao equitativa e de forma logica dos mesmos pelos quatro PTs da
rede em estudo, baseado nos dados da Tabela 5.2.
Apesar do reduzido numero de PFs atualmente instalados, e possıvel concluir que o local com maior
potencialidade para um aumento de producao de energia solar e o PT 4654. Isto resulta do facto deste
ser maioritariamente constituıdo por vivendas (dado que pode ser constatado pela observacao no ter-
reno e/ou atraves do facto de o numero de clientes ser muito semelhante ao numero de cargas). Estes
clientes tem, normalmente, mais espaco (telhados proprios), menos problemas burocraticos e alguns
apoios governamentais para a instalacao de sistemas de micro producao fotovoltaica.
Ainda atraves da leitura da Tabela 5.2 do Capıtulo 5, e possıvel concluir que o PT 9713 e o que tem
maior percentagem de servicos e, por conseguinte, devera ser o que tem maior quantidade de VEs a
carregar durante o dia.
A Tabela 6.1 representa os dados da simulacao de Inverno, ou seja, o numero de veıculos associados
a cada PT - de dia e de noite -, e algumas informacoes sobre o numero de PFs previstos em cada PT.
49
Tabela 6.1: Dados da simulacao de Inverno.
Ref. PT No VEs dia No VEs noite No PFsSomatorio da potencia
de pico dos PFs [kW]
Tipo de diagrama de
geracao dos PFs
PT 9713 31 3 90 168 Todos 6,9 kW
PT 4654 14 59 380 816 70% 6,9 kW; 30% 10,35 kW
PT 6370 9 59 500 934 Todos 6,9 kW
PT 7333 9 59 145 271 Todos 6,9 kW
Total 63 180 1.115 2.189 -
6.4 Simulacao do cenario futuro de Inverno
Seguidamente e apresentada a simulacao criada para o cenario de Inverno, respeitando os dados
e previsoes entretanto apontados. O objetivo desta simulacao e de provar que a reconfiguracao e
possıvel numa rede em que a ponta de consumo e bastante elevada e as horas de producao dos PFs
sao menores.
6.4.1 Rede atual
Apos adicionar os veıculos eletricos e os paineis fotovoltaicos, tal como indicado na Tabela 6.1, e os
respetivos diagramas de carga, surgiram varios problemas no funcionamento da rede atual em estudo.
Como e possıvel observar na Figura 6.3, durante a tarde e com a configuracao atual da rede, surgiram
problemas de sobrecorrentes nos cabos mais proximos e algumas sobretensoes, tudo no PT 4654,
visto ter maior producao de energia solar por consumidor.
Por outro lado, durante a noite - no perıodo do pico de consumo -, e sem proceder a qualquer alteracao
na configuracao da rede, tambem foram verificados alguns problemas por excesso de carga, devido ao
facto de haver tensoes muito reduzidas (Figura 6.4).
E de notar que, face ao exposto nas seguintes figuras, o verde indica o funcionamento correto dos
diversos elementos da rede (cabos, linhas, cargas, micro produtores e postos de transformacao); no
caso da cor amarela esta representa o funcionamento correto, mas com os limites maximos ou mınimos
dos elementos a encontrarem-se no limiar de serem alcancados; o vermelho representa o mau funcio-
namento dos diferentes elementos, ou seja, os limites anteriormente referidos foram ultrapassados; e,
finalmente, o azul indica que nesse ponto a tensao tem um valor alto (em comparacao com aquilo que
seria esperado e encontra-se definido), devido ao excesso de geracao.
50
Figura 6.3: Rede atual durante o dia no cenario futuro criado.
Figura 6.4: Rede atual durante a noite no cenario futuro criado.
51
6.4.2 Rede otimizada para o cenario de ponta
Utilizando os algoritmos geneticos de otimizacao no programa DPlan, ja referidos anteriormente no
Capıtulo 4, foi possıvel otimizar a topologia da rede de forma a minimizar o numero de penalizacoes por
violacao do limite de tensao durante o perıodo da ponta (que neste caso acontece as 20h30m).
A solucao que otimiza as perdas e as penalizacoes por violacoes dos limites nestas condicoes pode
ser observada na Figura 6.5.
Figura 6.5: Rede otimizada para o pico de consumo, durante a noite.
No entanto, esta configuracao ainda nao resolve todos os problemas da rede durante todo o dia. Esta
topologia apresenta violacoes dos limites de corrente num ramo da rede, traduzindo-se assim em avul-
tados prejuızos para a operadora. Isto acontece no perıodo entre as 12h15m e as 14h15m (horas de
grande producao solar), como pode ser observado na Figura 6.6.
52
Figura 6.6: Rede otimizada para o pico de consumo, durante o dia.
6.4.3 Resolucao dos problemas de sobregeracao
Para resolver os problemas identificados anteriormente, tera que ser feita mais uma reconfiguracao
da rede, otimizando-a para o perıodo das 13h. No entanto, e utilizando as ferramentas de otimizacao
do software DPlan, onde e possıvel aceitar ou rejeitar as mudancas propostas pelo algoritmo, apenas
foram aceites as mudancas estritamente necessarias para a resolucao das penalizacoes por violacao
dos limites de tensao e corrente, isto e, as que tinham maior percentagem de reducao de perdas. O
resultado desta operacao na rede e apresentado na Figura 6.7.
Apesar de nao ser totalmente perceptıvel atraves da visualizacao destas imagens, apenas tres mudancas
foram realizadas entre as diferentes topologias das Figuras 6.6 e 6.7. Tal facto, leva a que sejam ne-
cessarios apenas tres interruptores em toda a rede, em locais especıficos, para que a mesma resolva
os problemas de sobregeracao previstos, direcionando assim a geracao do PT 4654 para o PT 9713.
Ao simular esta rede que entretanto foi adotada, ou seja, ja com as alteracoes feitas, para a situacao de
dia, verifica-se que esta topologia piora as perdas e tem graves penalizacoes por violacao dos limites
de tensao no perıodo de ponta (Figura 6.8).
53
Figura 6.7: Rede otimizada para durante o dia.
Figura 6.8: Rede otimizada para durante o dia, no perıodo do pico de consumo.
54
Assim, e possıvel concluir que existe a possibilidade de escolher uma reconfiguracao considerada otima
pelo software. Contudo, esta solucao nao e otima para as 24 horas, pois a solucao anteriormente en-
contrada comporta-se de melhor forma para o perıodo da noite. E necessario, entao, reconfigurar a
rede pelo menos duas vezes de forma a ter duas topologias: a de dia e a de noite. Estas irao combater
os problemas criados tanto pela sobregeracao como pela ponta de consumo diario, tendo em conta a
maior reducao de perdas possıvel. Esta situacao vai ao encontro daquilo que foi retratado no exemplo
do Capıtulo 5.
6.4.4 Alteracoes a executar na rede entre as topologias otimas para o cenario
de ponta e para a sobregeracao
De forma a melhor entender quais as tres mudancas que sao efetuadas para que a rede possa alternar
entre as duas topologias consideradas otimas para a resolucao dos problemas ja mencionados (Figu-
ras 6.5 e 6.7), sao apresentadas, de seguida, algumas ilustracoes que mostram os diferentes passos
do processo, partindo da configuracao otima para o cenario de ponta de consumo (Figura 6.9) ate a
obtencao da topologia que resolve os problemas relacionados com a ponta de geracao.
Figura 6.9: Ilustracao da configuracao otima para o cenario de ponta de consumo.
55
As tres alteracoes a serem realizadas sao, em grande parte, devidas ao excesso de geracao de carga
presente no PT 4654 e, consequentemente, dos problemas que daı poderiam ocorrer na rede. Na
primeira alteracao a rede eletrica tipo apresentada, e feito um balanceamento entre duas saıdas deste
PT, ja que uma delas - verde - encontra-se bastante carregada, ou seja, as cargas (que produzem
energia solar) ligadas a esta saıda geram mais do que consumem. Deste modo, algumas das cargas
que estavam ligadas a saıda verde, passaram a estar associadas a saıda vermelha, resolvendo assim
os possıveis problemas que este troco poderia ter (Figura 6.10).
Figura 6.10: Ilustracao da primeira alteracao a realizar na rede: balanceamento das saıdas verde evermelha do PT 4654.
Na segunda alteracao e feito um equilıbrio de cargas entre dois PTs - PT 4654 e PT 9713. O PT
9713, tal como ja foi apresentado, e o posto de transformacao com maior percentagem de servicos
em relacao as residencias, sendo que, durante o dia, existe um grande numero de veıculos eletricos
a carregar, podendo assim existir uma sobrecarga nos elementos deste troco da rede em estudo. De
forma a resolver este possıvel problema, as cargas anteriormente ligadas a saıda verde do PT 4654,
passam a estar ligadas a saıda roxa do PT 9713, atraves da instalacao do segundo interruptor (S2)
num armario de fusıveis de Baixa Tensao, que permite a ligacao entre estes dois PTs ja referenciados
(Figura 6.11). Esta alteracao permite entao que o excesso de geracao no PT 4654 seja atenuado,
transferindo algumas cargas para o PT 9713, compensando tambem o esperado aumento de carga
proveniente do aumento do numero de VEs a carregar neste perıodo.
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Figura 6.11: Ilustracao da segunda alteracao a realizar na rede: transferencia de cargas do PT 4654(saıda verde) para o PT 9713 (saıda roxa).
Finalmente, na terceira alteracao, e aceite mais uma mudanca prevista pelo DPLan, equilibrando no-
vamente duas saıdas do PT 4654 - vermelha e azul. A saıda vermelha, aquando e feita a primeira
alteracao, expande-se, existindo assim uma sobrecarga nos diferentes elementos ligados a esta saıda.
Para prevenir tal facto, parte destes elementos ficam ligados a saıda azul, permitindo o correto funcio-
namento da rede (Figura 6.12).
No fim deste perıodo de maior sobregeracao de carga, sera necessario que a rede volte a apresentar a
topologia considera otima para o perıodo de maior consumo. Para tal, as mesmas tres alteracoes serao
executadas novamente, de forma inversa ao que foi apresentado em cima.
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Figura 6.12: Ilustracao da terceira alteracao a realizar na rede: balanceamento das saıdas vermelha eazul do PT 4654.
6.5 Simulacao do cenario futuro de Verao
De modo a simular com maior precisao e realismo o funcionamento da rede futura de Telheiras no
Verao, foram efetuados alguns ajustamentos a simulacao anterior:
• Diagramas de carga dos consumidores:
Os LDs dos consumidores foram escalados a partir dos diagramas de carga dos quatro Pos-
tos de Transformacao (Figuras 5.2 a 5.5), para um dia de Verao de pouco consumo, traduzindo-se
assim numa reducao de 50 a 60% em relacao ao LD de Inverno;
• Diagramas de carga dos paineis fotovoltaicos:
Estes diagramas tem um pico de potencia semelhante mas numa hora diferente. Este LD
tambem tem uma duracao superior, em relacao ao outro caso;
• Numero de veıculos eletricos:
Com a descida do consumo em cerca de 50% por parte dos clientes, foi assumido que metade
dessa descida - 25% -, deve-se ao facto de as pessoas estarem de ferias, ou seja, se encontrarem
fora das suas residencias, e os outros 25% ao aumento das horas com luz solar e diminuicao da
necessidade de ligar os aquecimentos.
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A tabela 6.2 ilustra as consideracoes anteriormente referidas, apresentando assim as diferencas entre
os dois cenarios previstos.
Tabela 6.2: Diferencas entre os cenarios de Verao e Inverno.
Ref. PTNo VEs
Inverno
No VEs
Verao
No PFs
Inverno e Verao
Energia fornecida pelos PFs
durante um dia - Inverno [kWh]
Energia fornecida pelos PFs
durante um dia - Verao [kWh]
PT 9713 34 26 90 903 1.123
PT 4654 73 63 380 4.481 5.454
PT 6370 68 51 500 5.018 6.240
PT 7333 68 51 145 1.455 1.809
Total 243 191 1.115 11.857 14.626
Apos a implementacao na rede de estudo das condicoes acima referidas na tabela, surgiram problemas
durante a fase de maior producao de energia solar, criando deste modo, problemas de sobrecarga nos
cabos. Estes problemas resultam do aumento de producao proveniente dos PFs, conjugado com uma
grande diminuicao no consumo (Figura 6.13).
Figura 6.13: Rede otimizada para o perıodo de dia no Inverno, com os dados de Verao.
Para a resolucao deste problema, foi necessario recorrer novamente ao auxılio da ferramenta de otimizacao
de redes do software DPlan, de modo a que a rede possa “receber” uma percentagem maior de
59
producao de energia solar. Deste modo, para que a rede deixe de ter este problema, sao propostas
duas solucoes:
• Adicionar mais um interruptor na rede;
• Alterar a configuracao original da rede.
No caso da primeira solucao, vai ao encontro daquilo que foi referido aquando da simulacao de Inverno,
com uma pequena nuance que passa pelo acrescento de mais um interruptor na rede, ou seja, esta
rede em estudo passaria a ter quatro interruptores de forma a melhorar as suas perdas. Ja para o caso
da segunda solucao proposta, foi idealizada uma alteracao definitiva a rede que beneficiara o balance-
amento de cargas tanto no caso de Verao como no de Inverno. Esta solucao prevista - Figuras 6.14 e
6.15 -, faz com que parte da rede que se encontra ligada ao PT 4654 seja transferida para o PT 6370,
permitindo assim que o transito de energia ocorra como previsto, ou seja, com o mınimo possıvel de
penalizacoes dos limites dos cabos.
Ainda a acrescentar a este cenario de Verao, e o aumento do numero de horas na configuracao de pico
de producao:
• Antes: Das 12h00 as 14h45;
• Depois: Das 11h30 as 14h45.
Figura 6.14: Alteracao prevista para a rede no caso de Verao - configuracao anterior.
60
Figura 6.15: Alteracao prevista para a rede no caso de Verao - configuracao ja com a alteracao.
Recorreu-se novamente as ilustracoes realizadas para a rede em estudo, de forma a ilustrar de que
maneira as mudancas sao executadas. Para esta quarta alteracao na rede, ou seja, para o quarto
interruptor na rede, e para que a rede continue a funcionar corretamente, e necessario que exista uma
transferencia de cargas entre o PT 4654 e o PT 6370, atraves das saıdas azul e laranja, respetivamente.
Partindo da Figura 6.16 - situacao considerada otima para o cenario da ponta de consumo, ja com as
tres mudancas realizadas -, sera necessario realizar a mudanca representada na Figura 6.17, de forma
a que a rede seja otima no perıodo de maior geracao de carga no caso de Verao.
61
Figura 6.16: Ilustracao da quarta alteracao a realizar na rede - antes da mudanca necessaria para ocenario de Verao.
Figura 6.17: Ilustracao da quarta alteracao a realizar na rede: transferencia de cargas do PT 4654(saıda azul) para o PT 6370 (saıda laranja).
62
6.6 Analise de resultados
Nesta seccao, e feita a apresentacao e analise dos resultados numericos, daquilo que foi apresentado
neste capıtulo. Tal como aconteceu para obter as imagens anteriores da rede em estudo, foi com o
auxılio do DPlan que se obtiveram os valores seguidamente apresentados. Estes valores referem-se a
simulacao da configuracao da rede, no perıodo a que estas estao sujeitas. Todos os valores sao retira-
dos diretamente do programa, estando por isso sujeitos as condicoes de origem da rede (por exemplo:
valor das penalidades por violacao dos limites de tensao e corrente, tipos e seccoes de cabos, valores
mınimos e maximos das tensoes nos transformadores, etc.).
Para melhor ilustrar e simplificar os diversos cenarios da rede ja apresentados, e possıvel resumi-los a
quatro casos:
1. Rede atual com cenario de futuro;
2. Rede otimizada para o cenario de ponta - noite;
3. Rede otimizada para os problemas de sobregeracao - dia;
4. Rede otimizada para os cenario de ponta e sobregeracao.
No cenario (1) sao introduzidas na rede atual os VEs e PFs considerados. Os valores referentes a este
cenario, que serao apresentados, dizem respeito as Figuras 6.3 e 6.4. Para o cenario seguinte, a rede e
otimizada para o cenario de ponta, sendo que e resolvido o problema da Figura 6.4, passando a rede a
encontrar-se tal como se apresenta nas Figuras 6.5 e 6.6. Para o terceiro cenario, os valores apresen-
tados dizem respeito a otimizacao da rede do cenario anterior, resolvendo os problemas criados pela
sobregeracao durante o dia. As Figuras referentes a esta situacao sao a 6.7 e a 6.8. Finalmente, para
o ultimo cenario, a simulacao baseou-se na solucao considerada otima, ou seja, durante o dia a rede
apresenta a configuracao do cenario (3) e durante a noite a configuracao (2).
Na primeira Tabela apresentada, 6.3, sao expostos os valores para os diferentes cenarios propostos,
das energias consumidas pelos clientes e pelos veıculos eletricos que foram adicionados a rede, a
energia produzida pelos paineis fotovoltaicos introduzidos, e, finalmente, a energia fornecida e recebida
pela rede. Todos estes valores encontram-se em MWh. De notar tambem que, para cada cenario,
sao apresentados os casos de Inverno e de Verao. Como se poderia antever, os valores das energias
consumidas pelos clientes e pelos VEs, bem como a energia produzida pelos PFs, nao sao alterados
de cenario para cenario, sendo que diferem somente no caso de serem referentes ao Inverno ou ao
Verao, facilmente entendido pelas alteracoes propostas, presentes na Tabela 6.2. E possıvel tambem
notar que as diferencas dos valores entre cada cenario sao escassas (no maximo, rondam os 2%).
63
Tabela 6.3: Resultados da reconfiguracao da rede: energia consumida pelos clientes e pelos veıculoseletricos, energia produzida pelos paineis fotovoltaicos e energia fornecida e recebida pela rede.Cenarios de Inverno (I) e de Verao (V).
Energia consumida
consumidores [MWh]
Energia consumida
VEs [MWh]
Energia produzida
PFs [MWh]
Energia fornecida
pela rede [MWh]
Energia recebida
pela rede [MWh]
( 1 ) I 7.747 1.213 4.326 6.906 2.036
( 1 ) V 3.396 909 5.398 2.564 3.513
( 2 ) I 7.747 1.213 4.326 6.866 2.062
( 2 ) V 3.396 909 5.398 2.555 3.553
( 3 ) I 7.747 1.213 4.326 6.873 2.041
( 3 ) V 3.396 909 5.398 2.254 3.528
( 4 ) I 7.747 1.213 4.326 6.886,2 2.052
( 4 ) V 3.396 909 5.398 2.555 3.538
Ja na Tabela 6.4 sao apresentados os valores referentes a solucao para a rede referente ao perıodo de
um ano. Esta solucao e a juncao da configuracao otima (4) de Inverno com a do Verao, sendo que cada
uma atua durante aproximadamente seis meses.
Tabela 6.4: Resultados da reconfiguracao otima da rede, durante um ano: energia consumida pelosclientes e pelos veıculos eletricos, energia produzida pelos paineis fotovoltaicos e energia fornecida erecebida pela rede.
Energia consumida
clientes [MWh]
Energia consumida
VEs [MWh]
Energia produzida
PFs [MWh]
Energia fornecida
pela rede [MWh]
Energia recebida
pela rede [MWh]
Inverno+Verao 5.571,5 1.061 4.862 4.710,6 2.795
Os valores apresentados nas Tabelas seguintes - 6.5 e 6.6 -, dizem respeito as perdas da rede (refe-
rentes a energia consumida), o quociente entre a potencia media transitada e a potencia nominal da
rede, ou seja, a utilizacao da mesma e os valores, em Euros, das penalizacoes por violacao dos limites
de tensao e corrente maximas permitidas pelos diferentes elementos que constituem a rede.
E possıvel verificar, que ja existe alguma diferenciacao nos resultados, quer de cenario para cenario,
quer para os valores referentes ao caso de Inverno e ao de Verao. Comecando pelas perdas, a diferenca
entre os cenarios (1) e (4) representa um quebra de cerca de 23%, que esta relacionada com o melhor
aproveitamento do transito de energia na rede (energia fornecida e recebida pela rede), utilizando a
reconfiguracao como solucao. Verifica-se tambem que a utilizacao da rede, relacionada com a potencia
64
nominal, e praticamente constante em todos os cenarios. Finalmente, em relacao aos valores mo-
netarios apresentados, e de notar a possıvel grande virtude do problema da reconfiguracao que e a
diminuicao do valor a pagar pela violacao dos limites dos diferentes elementos da rede causadas pelo
mau funcionamento da rede, quer a nıvel da tensao quer a nıvel da corrente. Como pode ser verificado,
a diminuicao destes valores pode ser relevante, tal como por exemplo, a diminuicao do valor mais alto
referente a violacao do limite de corrente maxima para o caso de Verao, caso (2) - 2.290.565e-, para
um valor que se pode considerar quase insignificante de 3.411e- casos (3) e (4).
Tabela 6.5: Resultados da reconfiguracao da rede: perdas, utilizacao da rede e valores daspenalizacoes por violacao dos limites maximos da tensao e corrente. Cenarios de Inverno (I) e deVerao (V).
Perdas
[%]
Utilizacao da rede
[%]
Violacao tensao maxima
[e]
Violacao corrente maxima
[e]
( 1 ) I 2,67 30,70 85.928 282.749
( 1 ) V 2,40 20,90 4.015 1.252.109
( 2 ) I 1,94 30,70 1.017 282.523
( 2 ) V 1,58 21 0 2.290.565
( 3 ) I 2,24 30,60 20.490 0
( 3 ) V 1,99 20,90 0 3.411
( 4 ) I 2,05 30,70 1.017 0
( 4 ) V 1,84 21 0 3.411
Tabela 6.6: Resultados da reconfiguracao otima da rede, durante um ano: perdas, utilizacao da rede evalores das penalizacoes por violacao dos limites maximos da tensao e corrente.
Perdas
[%]
Utilizacao da rede
[%]
Violacao tensao maxima
[e]
Violacao corrente maxima
[e]
Inverno+Verao 1,95 25,85 1.017 3.411
Apos a analise dos resultados expostos, e entao possıvel concluir que serao os custos de investimento,
de operacao e de manutencao desta nova solucao - reconfiguracao -, que irao fazer com que os ope-
radores optem por investir nesta solucao (adiando assim o investimento tradicional), ou por investir de
imediato nas solucoes habituais. A evolucao da penetracao dos veıculos eletricos e dos paineis fotovol-
taicos tambem ira ser um fator preponderante para a decisao final, pois sao estes que irao destabilizar
o correto e normal funcionamento da rede atual.
65
Para o caso em estudo, em que a diminuicao das perdas e cerca de 23% e a queda dos valores das
violacoes e deveras consideravel, a reconfiguracao sera uma boa oportunidade de mercado, pois ira
permitir ao operador nao ter custos desnecessarios (devido as violacoes) e tambem ira estar de acordo
com as diretivas da Uniao Europeia, no que diz respeito aos numeros previstos para os VEs e os PFs,
ja que as redes atuais poderao nao estar preparadas e dimensionadas para tal impacto. E importante
tambem realcar, que os interruptores integrados nesta solucao, tem uma longevidade de cerca de 10
mil atuacoes [15], fazendo com que, segundo a solucao otima encontrada para a rede em estudo, os
mesmos necessitariam de ser substituıdos ao fim de, aproximadamente, catorze anos.
Em suma, para reconfigurar dinamicamente esta rede, que serviu como caso de estudo, serao ne-
cessarios quatro interruptores localizados em lugares especıficos, ou seja, existirao oito operacoes de
comutacao (ligar e desligar) diarias; ou tres interruptores e uma outra alteracao definitiva na rede - um
troco ligado a um PT passa a estar ligado a outro PT - de forma a que a solucao encontrada funcione,
tanto para o caso de Inverno como para o de Verao. A decisao final dependera dos custos inerentes a
alteracao efetuada para o cenario de Verao.
66
Capıtulo 7
Conclusoes
Ao longo desta dissertacao foi exposto o possıvel problema que a introducao dos veıculos eletricos e
dos paineis fotovoltaicos podera trazer a futura rede de distribuicao eletrica. Com os dados adquiridos
e apresentados, e possıvel concluir que a reconfiguracao dinamica da rede, atraves de processos de
comutacao de interruptores, podera ser uma realidade no sistema eletrico.
Em relacao aos veıculos eletricos, foi possıvel observar que os diagramas de carga dos mesmos terao
a sua ponta por volta das 20h, ou seja, quando a maioria das pessoas regressa a casa. Esta ponta e
quase simultanea com a ponta de carga das residencias, que acontece pelas 19h.
Quanto aos paineis fotovoltaicos, e de forma a aumentar a capacidade de utilizacao da rede para a
integracao dos mesmos, a principal limitacao e o aumento da tensao ao longo dos alimentadores. Tal
deve-se ao excesso de geracao face ao que e pedido pelos consumidores a rede.
Ja em relacao a reconfiguracao dinamica da rede, como metodo de gestao da mesma, foi possıvel
demonstrar que esta permite mitigar o problema da sobretensao, devido ao aumento da geracao dis-
tribuıda presente na rede. Usando dados reais dos PFs, das cargas (VEs e residencias) e dos precos
praticados na rede, e demonstrado que os operadores poderao reduzir consideravelmente as perdas
operacionais e aceitar o aumento de energia solar e de carga, usando a reconfiguracao. Com o custo
corrente da tecnologia referente a reconfiguracao [15], verifica-se que somente o interesse na reducao
das perdas podera nao ser suficiente para garantir o investimento realizado nos interruptores, em cer-
tos casos onde a reducao das perdas nao e significativa em relacao ao investimento necessario para a
aquisicao da nova tecnologia a implementar na rede.
Havendo uma grande variacao nos perfis de carga, as alteracoes a serem feitas na rede poderao ocorrer
em pequenos intervalos de tempo, fazendo com que os custos de operacao e manutencao aumentem,
nomeadamente, no numero de interruptores a instalar na rede. Este intervalo entre reconfiguracoes
ira determinar a vida util de um switch, baseado no facto deste estar preparado para cerca de 10.000
67
atuacoes. As solucoes encontradas foram avaliadas considerando dois tipos de rede (BT e MT), tendo
para isso cinco criterios: custos de investimento; impacto na tensao; impacto na congestao da rede;
rapidez da tecnologia e aplicacao com os regulamentos existentes. Assim, num curto prazo, o custo de
investimento, de operacao e manutencao e a disponibilidade de interruptores sao os fatores de limitacao
para reconfigurar uma rede, em contraponto com as solucoes tradicionais, onde e feito investimento no
aumento dos componentes da rede, por exemplo, postos de transformacao, cabos e seccionadores.
No futuro, sera necessario perceber ate que ponto o adiamento do investimento na rede, de modo a
poder fazer reconfiguracao dinamica, sera benefico, em comparacao com o investimento tradicional na
rede no imediato. No caso em estudo, no maximo, so serao necessarios quatro interruptores, enquanto
que noutros casos podera ser necessario um numero mais elevado destes acessorios, fazendo com
que o investimento nesta tecnologia aumente.
A introducao de armazenamento de energia na rede podera ser uma ideia de futuro a incorporar numa
solucao deste tipo, pois ira permitir que haja uma maior implementacao de fontes de energias re-
novaveis e intermitentes. Adicionalmente, o estudo de implementacao de um precario especial para o
carregamento do veıculo eletrico nas horas de maior producao de energias renovaveis, podera tambem
ser uma ideia a reter para o futuro.
68
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