Avaliação dos impactos ocasionados pela conexão da geração fotovoltaica no sistema IEEE 13 barras
| dc.contributor.advisor1 | AFFONSO, Carolina de Mattos | |
| dc.contributor.advisor1Lattes | http://lattes.cnpq.br/2228901515752720 | |
| dc.contributor.advisor1ORCID | https://orcid.org/0000-0002-7284-7679 | |
| dc.creator | CALDAS, Pablo Henrique Lisboa | |
| dc.creator.Lattes | http://lattes.cnpq.br/7869954945070694 | |
| dc.date.accessioned | 2026-04-27T17:58:08Z | |
| dc.date.available | 2026-04-27T17:58:08Z | |
| dc.date.issued | 2026-02-27 | |
| dc.description.abstract | The growth of distributed photovoltaic generation in Brazil has significantly changed the operating conditions of electrical distribution networks, which were originally designed for unidirectional power flow from substations to loads. The connection of photovoltaic systems at low and medium voltage levels contributes to the diversification of the power mix and to the insertion of renewable sources, but it may also cause voltage rise at feeder ends, increase technical losses and modify transformer loading, especially in unbalanced feeders. In this context, the main objective of this work is to analyse the impacts of distributed photovoltaic generation on the voltage profile, active power losses and substation transformer loading in an unbalanced distribution network. The Institute of Eletrical and Eletronics Engineers 13-bus test system is used as the study case, modelled in the Open Distribution System Simulator and automated through Python routines, incorporating daily load profiles and photovoltaic generation profiles derived from solar irradiance data for the city of Rio de Janeiro. Different levels of photovoltaic penetration and seasonal scenarios representative of summer and winter are considered, with generating units connected both at low voltage buses and at a three-phase medium-voltage bus. The results show that installing photovoltaic generation at single-phase remote buses can lead to localized overvoltage and to a substantial increase in overall system losses, whereas a three-phase connection at a central bus tends to raise voltages more uniformly, reduce daytime transformer loading and, at high penetration levels, also intensify losses. The comparison between summer and winter scenarios indicates that the seasonality of solar irradiance directly influences the magnitude of these impacts, making summer the most critical condition in terms of overvoltages and losses. | |
| dc.description.resumo | O crescimento da geração distribuída fotovoltaica no Brasil tem alterado de forma relevante o modo de operação das redes de distribuição de energia elétrica, antes projetadas para fluxo unidirecional de potência das subestações para as cargas. A conexão de sistemas fotovoltaicos em baixa e média tensão contribui para a diversificação da matriz elétrica e para a inserção de fontes renováveis, mas pode provocar elevação de tensão em barras terminais, aumento das perdas técnicas e modificações no carregamento de transformadores, especialmente em alimentadores desbalanceados. Nesse contexto, este trabalho tem como objetivo analisar os impactos da geração distribuída fotovoltaica sobre o perfil de tensão, as perdas ativas e o carregamento do transformador de subestação em uma rede de distribuição desbalanceada. Para isso, é utilizado o sistema de 13 barras do Institute of Eletrical and Eletronics Engineers (IEEE), modelado no Open Distribution System Simulator e automatizado por meio de rotinas em Python, incorporando perfis diários de carga e perfis de geração fotovoltaica obtidos a partir de dados de irradiância da cidade do Rio de Janeiro. São considerados diferentes níveis de penetração fotovoltaica e cenários sazonais representativos de verão e inverno, com unidades conectadas em barras de baixa tensão e em uma barra trifásica em média tensão. Os resultados mostram que a inserção de geração fotovoltaica em extremidades monofásicas pode levar a sobretensões localizadas e a aumento expressivo das perdas globais, enquanto a conexão trifásica em barra central eleva as tensões de forma mais uniforme, reduz o carregamento diurno do transformador, mas também pode intensificar as perdas em níveis elevados de penetração. A comparação entre os cenários de verão e inverno evidencia que a sazonalidade da irradiância influencia diretamente a magnitude desses impactos, tornando o verão mais crítico quanto a sobretensões e perdas. | |
| dc.identifier.citation | CALDAS, Pablo Henrique Lisboa. Avaliação dos impactos ocasionados pela conexão da geração fotovoltaica no sistema IEEE 13 barras. Orientadora: Carolina de Mattos Affonso. 2026. 83 f. Trabalho de Curso (Bacharelado em Engenharia Elétrica e Biomédica) – Faculdade de Engenharia Elétrica e Biomédica, Instituto de Tecnologia, Universidade Federal do Pará, Belém, Ano de defesa. Disponível em: https://bdm.ufpa.br/handle/prefix/9492. Acesso em:. | |
| dc.identifier.uri | https://bdm.ufpa.br/handle/prefix/9492 | |
| dc.rights | Acesso Aberto | pt_BR |
| dc.source.uri | Disponível via correio eletrônico: bibliotecaitec@ufpa.br | |
| dc.subject | Geração distribuída | |
| dc.subject | Energia fotovoltaica | |
| dc.subject | Redes de distribuição | |
| dc.subject | Qualidade de energia | |
| dc.subject | Distributed generation | |
| dc.subject | Photovoltaic energy | |
| dc.subject | Distribution networks | |
| dc.subject | Power quality | |
| dc.subject.cnpq | CNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA ELETRICA | |
| dc.title | Avaliação dos impactos ocasionados pela conexão da geração fotovoltaica no sistema IEEE 13 barras | |
| dc.type | Trabalho de Curso - Graduação - Monografia | pt_BR |