This dissertation describes methodologies for evaluating a set of anticipated and recommended energy infrastructure changes essential to achieving deep greenhouse gas emissions reductions in a dense urban area: Deep penetration of grid-connected wind power, widespread adoption of electric heat pumps, multiple potential services from extensive deployment of distributed generation, and increasing focus on auxiliary energy in heating and cooling systems as cities continue to grow in population and height. The focus of the research presented here was New York City and the surrounding New York State electricity supply infrastructure. After developing a wind power model based on an NREL model wind data set, a linear program model showed that after passing a low-curtailment threshold of 10 GW, energy-related wind power curtailment is driven largely by continuous operation of baseload generation and misalignment of winter wind power peaks and existing summer electricity demand peaks. Separate analyses showed the potential for increase wind-generated electricity utilization through increased use of heat pumps in New York City. A suite of models was developed to assess the zonal effects in New York City of deep statewide penetration of wind power and widespread adoption of electric heat pumps in New York City. New York City was found to have highly fluctuating net loads in deep wind penetration scenarios. Further, with large amounts of existing space heating demand replaced by heat pumps, the increased winter electricity demand peaks occurred infrequently enough that the additional generation capacity required to meet those loads would have a capacity factor well less than 1%. Small-scale, natural gas-fueled internal combustion engines deployed as distributed generation were shown to improve the ability of the system to respond to load fluctuations, to be a more economical option than new large centralized generators at the low capacity factor, and to reduce overall system gas usage due to mitigating part-load effects and startup fuel requirements. This distributed generation, which could in reality also include combined heat and power systems as well as battery storage standing alone, connected to rooftop solar or in electric vehicles, also has potential system resilience benefits. The last research effort described here included long-term monitoring of a high-rise mixed use building’s hydronic system before and after a retrofit of hydraulic equipment. Significant annual reductions of 40% energy usage for pumping were computed, primarily due to part-load flow control effects. Analysis of the monitoring data, as well as computations related to theoretical performance of hydraulic networks, showed that this approach also has potential to reduce peak loads, particularly in high-rise buildings.

nÃo hà / A presente dissertaÃÃo analisa a viabilidade financeira de implantaÃÃo de projetos de geraÃÃo de energia fotovoltaica na perspectiva do consumidor. AtravÃs da ResoluÃÃo Normativa ANEEL 482/2012, que estabelece as condiÃÃes gerais para o acesso de microgeraÃÃo e minigeraÃÃo conferidas aos sistemas de distribuiÃÃo de energia elÃtrica por meio do mÃtodo de compensaÃÃo do referido produto energÃtico. Para tanto, a pesquisa foi realizada sobre os Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede â SFCR, atravÃs da construÃÃo de dois cenÃrios: (i) proposta de auto-suficiÃncia em geraÃÃo fotovoltaica, pagando o custo de disponibilidade da distribuidora e os impostos devidos e (ii) onde o intuito à utilizar a energia fotovoltaica de forma a anular o âhorÃrio de solâ na geraÃÃo alternativa, tambÃm arcando com custos de disponibilidade e impostos devidos. As simulaÃÃes utilizaram o painel KD140SX-UPU, por seu custo benefÃcio e vida Ãtil, tomando por base a tarifa do consumidor residencial B1 homologada pela ANEEL para a COELCE atravÃs da ResoluÃÃo HomologatÃria 1.711/2014, que à de 0,35922 R$/kWh. O resultado da anÃlise econÃmica para o consumidor mostrou-se atrativa apenas no cenÃrio (ii) uma vez que a Taxa Interna de Retorno foi maior que a Taxa MÃnima de Atratividade e o tempo mÃdio de Payback calculado de 9,92 anos. Acerca de efeitos para a concessionÃria de energia, as discussÃes indicaram que a adesÃo de potenciais consumidores, provavelmente da ultima faixa de consumo (maior que 220 kWh) poderia ocasionar impactos econÃmicos na Receita Operacional Liquida, o que pode ser objeto de pesquisas futuras, mas que a rede elÃtrica seria afetada de forma positiva, uma vez que a carga descentralizada traria uma reduÃÃo de perdas, estabilidade de tensÃo de fornecimento e a possibilidade de postergaÃÃo dos investimentos na ampliaÃÃo da rede de distribuiÃÃo. A pesquisa conclui que a implementaÃÃo plena da ResoluÃÃo ANEEL 482/2012 torna-se viÃvel com modificaÃÃes regulatÃrias, regras claras no aspecto tÃcnico, maior participaÃÃo governamental na concessÃo de incentivos financeiros e em linhas especiais de financiamento. Por estas implementaÃÃes, benefÃcios tarifÃrios poderiam refletir de forma positiva para o consumidor cativo, uma vez a energia excedente injetada na rede, acarretaria um melhor planejamento de engenharia das empresas, dimensionando melhor os equipamentos elÃtricos, otimizando, assim, os Ãndices de aproveitamento destes bens, aumentando sua vida Ãtil e contribuindo para a modicidade tarifÃria. / This dissertation analyzes the financial viability deployment of photovoltaic power generation projects from a consumer perspective. By ANEEL Normative Resolution 482/2012, which establishes the general conditions for micro-generation access and minigeneration granted to electricity distribution systems via the compensation method of that energy product. Therefore, the survey was conducted on Photovoltaic Systems Connected to Network - SFCR through the construction of two scenarios: (i) proposal for self-sufficiency in photovoltaic generation, paying the cost of distribution and availability taxes due and (ii ) where the aim is to use photovoltaics in order to cancel the "sun hours" in alternative generation, also bearing availability and costs owed taxes. The simulations used the KD140SX-UPU panel for his money and life, based on the residential user tariff B1 approved by ANEEL for COELCE through Ratifying Resolution 1,711 / 2014, which is US $ 0.35922 / kWh . The outcome of the economic analysis for the consumer proved to be attractive only in the scenario (ii) since the internal rate of return was higher than the Minimum Rate of Attractiveness and the average time calculated Payback 9.92 years. About effects on power utility, the discussions indicated that the accession of potential consumers, probably the last track consumption (greater than 220 kWh) could cause economic impacts in Net Operating Revenue, which can be further research object, but that the grid would be affected in a positive way, since the decentralized load would bring a reduction of losses, supply voltage stability and the possibility of postponement of investments in the expansion of the distribution network. The research concludes that the full implementation of ANEEL Resolution 482/2012 becomes feasible with regulatory changes, clear rules on the technical side, greater government involvement in financial incentives and special lines of credit. For these implementations, tariff benefits could reflect positively to the captive consumers, as surplus energy injected into the network, would lead to better planning engineering companies, better sizing electrical equipment, thus optimizing the utilization rates of these goods , increasing its life and contributing to the low tariffs

A expansão de geração distribuída nos sistemas de distribuição e de subtransmissão de energia elétrica em todo o mundo tem sua origem na reestruturação do setor elétrico, na necessidade de aproveitamento de diferentes fontes primárias de energia, nos avanços tecnológicos, nos incentivos governamentais e na maior conscientização sobre conservação ambiental. Com tal expansão, surge a necessidade de avaliar os impactos dessa forma de geração na operação das redes elétricas, principalmente das redes de distribuição, as quais foram inicialmente projetadas para operar considerando apenas a subestação de distribuição como fonte de energia. Entre esses impactos, um importante item a co0nsiderar é a detecção de ilhamento. Tal ocorrência é altamente indesejada pelas concessionárias distribuidoras de energia elétrica as quais estabelecem que os proprietários de geradores distribuídos devem instalar um sistema de proteção capaz de detectar ilhamentos. Dentre os métodos empregados para detecção de ilhamento os mais comuns para este propósito são os relés baseados em medidas de freqüência (relé de sub/sobrefreqüência, relé de taxa de variação de freqüência). Tais dispositivos são fortemente dependentes do desbalanço de potência ativa na rede ilhada e podem falhar caso esses desbalanços sejam pequenos. Ressalta-se que o comportamento variável da carga em sistemas de distribuição e a possibilidade de formação de diversas ilhas podem originar diferentes níveis de desbalanço de potência ativa e reativa. Conseqüentemente, pode haver vários cenários de operação em que os relés previamente citados falharão em detectar ilhamento. Neste contexto, esta dissertação de Mestrado propõe metodologias de proteção adaptativa anti-ilhamento aplicadas a relés baseados em medidas de freqüência, que visem a proteção do sistema elétrico e do gerador distribuído na maioria das condições de desbalanço de potência ativa e reativa que possam ocorrer na rede elétrica. Os geradores distribuídos a serem analisados são do tipo síncrono devido a sua grande utilização em pequenas centrais hidroelétricas e térmicas. São propostas duas metodologias: uma baseada em simulações dinâmicas e outra baseada em fórmulas analíticas. Os resultados obtidos foram satisfatórios para vários cenários de operação de um gerador distribuído conectado em uma rede de distribuição. Além disso, as vantagens e limitações de cada método são apresentadas e discutidas. / Distributed generation expansion worldwide has been caused by the de-regulamentation of the electricity sector, by the necessity to explore different energy resources, by technological advances, by government incentives and by environmental concerns associated with energy production. Such expansion brings the necessity to assess he impacts caused by distributed generators on the distribution systems, which were designed to operate considering the utility substation as the only power source. Among these impacts, on that deserves major attention is islanding detection. Utilities recommend that distributed generators\' owners provide efficient anti-islanding protection installed at the point of common coupling between the generator and the grid. Common anti-islanding protection schemes are composed by frequency-based relays (standard frequency relay and/or rate of change of frequency relay). These devices are strongly dependent on the active power imbalance in the islanded system and they can fail to detect an islanding condition if such power imbalance is small. Therefore, it is worth pointing that the variable power consumption of the distribution system\'s loads and the possibility of creating several energized islands can originate different power imbalance levels. Consequently, there may be various operating scenarios in which the frequency-based relays will fail to detect islanding. In this context, this work proposes adaptive methods to adjust frequency-based relays in order to provide effective anti-islanding protection considering different power imbalance levels. Synchronous generators are studied, since their wide application in distributed generation plants, such as small hydro and thermal power plants. Two methods are proposed: one is a simulation-based method and the other is based on analytical formulas. Both methods presented good results considering all the operating scenarios tested with a distributed generator connected to a distribution system. Furthermore, their advantages and limitations are presented and discussed.

Um dos principais problemas que podem ocorrer em sistemas de distribuição ou de subtransmissão de energia elétrica com geração distribuída (GD) é o ilhamento. O ilhamento ocorre quando um ou mais geradores distribuídos alimentam uma porção do sistema que se encontra eletricamente isolada do restante do sistema elétrico. Logo, geradores distribuídos têm de ser equipados com esquema de proteção anti-ilhamento, pois a operação ilhada pode colocar em risco a segurança das pessoas e equipamentos e pode deteriorar a qualidade da energia elétrica suprida aos consumidores locais. Este trabalho está inserido no contexto de proteção de sistemas elétricos de distribuição com GD e propõe uma nova técnica passiva-inteligente de proteção anti-ilhamento para geradores síncronos distribuídos. O método proposto utiliza a mineração de dados do Data Mining of Code Repositories (DAMICORE), o qual possui grandes potencialidades para descobrir correlações em dados complexos. Para realizar essa tarefa, três algoritmos são executados em sequência. São eles: o Normalized Compression Distance (NCD) para calcular a matriz de distância do conjunto de dados; o Neighbor-Joining (NJ) para construir as árvores filogenéticas; e por fim o Fast Newman (FN) para buscar grupos na árvore filogenética nos quais os dados apresentam alto grau de independência. O método de detecção de ilhamento nesta dissertação utiliza 10 características importantes dos sinais de tensão e corrente trifásicas no ponto de acoplamento comum (PAC). Essas 10 características são utilizadas como entrada ao DAMICORE para formular um algoritmo baseado em mineração de dados capaz de detectar ilhamento e de diferenciá-los de outros tipos de distúrbios. Os resultados mostram que o método identifica o ilhamento corretamente, detectando-o rapidamente, especialmente nos casos em que a detecção do ilhamento por relés baseados em medidas de frequência falha ou é lenta. / One of the main issues that can occur into distribution power systems with distributed generation is islanding. Islanding occurs when one or more distributed generators feed a portion of the distribution system that becomes electrically isolated from the rest of the power system. Thus, distributed generators have to be equipped with anti-islanding protection schemes, because the islanded operation may put at risk the safety of people and the equipment. It can also deteriorate the power quality supplied to local consumers. This work is in the context of the protection schemes for distribution power systems with distributed generation and it proposes a new intelligent passive anti-islanding protection scheme for distributed synchronous generators. The scheme is based on the Data Mining of Code Repositories (DAMICORE), which finds the similarity within complex data sets. This task is performed by computing the following algorithms, in sequence: the Normalized Compression Distance (NCD) to calculate a distance matrix among the data sets; the Neighbor-Joining (NJ) to build the phylogenetic trees; and the Fast Newman (FN) to find clusters with high degree of independence by using the phylogenetic trees. The proposed method comprises the extraction of 10 important features of the three-phase voltages and currents measured at the point of common coupling of the distributed generator. These 10 features are then used as input to the DAMICORE in order to formulate a data mining-based algorithm capable of detecting islanding and of distinguishing it from other disturbances. The results show that the method identifies the islanding correctly, detecting it quickly, especially where the detection of islanding by frequency-based relays are slow.

Com o advento da geração distribuída, a operação do sistema de distribuição tem se modificado. Características dinâmicas que antes eram observadas somente no sistema de transmissão agora também podem estar presentes em sistemas de distribuição, como por exemplo, problemas relacionados às oscilações eletromecânicas. Devido à perspectiva de crescimento de conexões de geradores eólicos, fica evidente a possibilidade do aumento na produção de energia elétrica através de geradores assíncronos distribuídos. No sistema de distribuição estão presentes vários tipos de cargas, sendo uma das mais representativas, as cargas do tipo motor de indução. Este tipo de carga, na ocorrência de curto-circuitos no sistema pode provocar atraso na recuperação da tensão do sistema, conhecido como problema Fault Induced Delayed Voltage Recovery (FIDVR). Depois que a falta é eliminada, a tensão pode permanecer em níveis significativamente reduzidos durante vários segundos. Esse atraso de tempo é geralmente causado pela alta concentração de motores de indução. Portanto, torna-se necessária a realização de estudos para analisar os impactos que esse tipo de fonte de energia pode trazer para o sistema elétrico bem como o impacto das cargas sobre o gerador eólico. Assim, este trabalho faz uma análise da influência de cargas do tipo motor de indução sobre o comportamento dinâmico de um DFIG conectado a um sistema de distribuição. Um gerador síncrono convencional também foi utilizado para fazer uma comparação com o DFIG. Como os dois geradores estão atuando com regulação de tensão, seria intuitivo pensar que as respostas dos dois na presença de cargas do tipo motor de indução, fossem semelhantes. No entanto, este trabalho mostra que diante do mesmo cenário, as máquinas têm comportamentos diversos e a reação é diferente dependendo do tipo de carga conectada ao sistema. Foi verificado que, quando existe o problema FIDVR devido à presença de cargas do tipo motor de indução, as oscilações na velocidade do DFIG são amplificadas. Já para o gerador síncrono, a carga do tipo motor de indução possui pouca influência nas oscilações eletromecânicas. / With the advent of distributed generation, the operation of the distribution system has been modified. Dynamic characteristics that were previously observed only in the transmission system can now also be present in distribution systems, such as problems related to electromechanical oscillations. Due to growth prospects of wind generator connections, it is evident the possibility of increasing the production of electricity through asynchronous distributed generators. In the distribution system several types of loads are present, being one of the most representative the loads of type induction motor. This type of load, the occurrence of short-circuits in the system can cause delay in the recovery of the system voltage, known as Fault Induced Delayed Voltage Recovery (FIDVR) problem. After the fault is eliminated, the voltage can remain at significantly reduced levels for several seconds. This time delay is usually caused by the high concentration of induction motors. So, it is necessary to perform studies to analyze the impacts that this type of energy source can bring to the electrical system as well as the impact of the loads on the wind generator. Thus, this thesis makes an analysis of the influence of induction motor loads on the dynamic behavior of a DFIG connected to a distribution system. A conventional synchronous generator was also used to make a comparison with the DFIG. As the two generators are working with voltage regulation, it would be intuitive to think that the responses of the two in the presence of induction motor loads would be similar. However, this thesis shows that in the same scenario, the machines have different behaviors and the reaction is different according to the type of load connected to the system. It was verified that when there is the FIDVR problem due to the presence of the induction motor, the oscillations in the speed of the DFIG are amplified. For the synchronous generator, the induction motor has little influence on the electromechanical oscillations.

O crescente número de geradores distribuídos conectados em redes de distribuição de energia elétrica é uma realidade dos sistemas elétricos de todo o mundo. Embora a política atual seja desconectar os geradores distribuídos do sistema elétrico de potência (SEP) caso ocorra uma falha na rede da concessionária, conforme preconizam os principais guias técnicos nacionais e internacionais, o módulo 3 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST) mostra-se favorável à operação ilhada, pois afirma que este tipo de operação pode ser realizado em comum acordo entre as centrais geradoras de energia e o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), permitindo alcançar uma maior disponibilidade no fornecimento de energia. No entanto, para que a operação ilhada seja possível e possa ser praticada de forma segura, o ilhamento intencional precisa superar alguns desafios, dentre os quais estão aqueles relacionados ao sistema de proteção da rede de distribuição, tais como: coordenação indevida de dispositivos de proteção, perda da sensibilidade da proteção, abertura inadequada de fusíveis e religamentos automáticos fora de sincronismo. Portanto, este trabalho avalia o impacto da geração distribuída (GD) sobre o sistema de proteção de sobrecorrente de uma rede de distribuição operando ilhada. A ideia principal é dividir a rede em regiões delimitadas pelos dispositivos de proteção existentes, para em seguida, adequá-los à nova situação operacional, certificando se os ajustes propostos atendem ao comportamento síncrono e estável do sistema de geração por meio de uma análise de estabilidade transitória. Propõe-se então um conjunto de procedimentos para tomada de ações que permitam readequar o sistema de proteção de sobrecorrente existente à operação ilhada. Os resultados obtidos demonstram que a inibição do religamento automático e da curva de atuação instantânea acrescida de reajustes nas curvas temporizadas dos relés e religadores, melhoraram a coordenação e seletividade da rede operando ilhada. / The growing number of distributed generators connected to electricity distribution networks is a reality of electrical systems throughout the world. Although the current policy is to disconnect the distributed generators from the electric power system (EPS) in the event of loss of mains, as required by main national and international technical guides, the module 3 of the Procedures for Electric Power Distribution in the Electric National System (PRODIST) shows itself in favor of islanded operation, it states that this type of operation can be carried out in agreement between power generation plants and the National Electric System Operator (ONS), allowing achieve larger availability in energy supply. However, to make the islanded operation possible and safe, the intentional islanding must overcome some challenges, among which are those related to the protection system of the distribution network, such as improper coordination of protective devices, loss of protection sensitivity, inadequate opening of fuses and automatic reclosing out of synchronism. Therefore, this work evaluates the impact of distributed generation (DG) on the overcurrent protection system of a distribution network operating islanded. The main idea is to divide the network into regions bounded by existing protection devices, to then adapt them to the new operational situation, making sure that the proposed adjustments meet the synchronous and stable behavior of the generation system by means of a transient stability analysis. Thus, a set of procedures is proposed to indicate actions that allow readjusting the existing overcurrent protection system to the islanded operation. The results demonstrate that the inhibition of automatic restart and of the instantaneous operating curve plus adjustments in time delay curves of relays and reclosers, improved the coordination and selectivity of the network operating islanded.

Este trabalho apresenta o estudo de um inversor NPC de 6 kW e 380 V, trifÃsico, para interconexÃo de sistemas de geraÃÃo distribuÃda à rede elÃtrica. O inversor à estudado nas frequÃncias de chaveamento de 3, 4 e 6 kHz, sendo interligado à rede elÃtrica atravÃs dos filtros L e LCL. Para identificar qual filtro passivo, L ou LCL, se adequa melhor ao inversor em estudo foram realizadas simulaÃÃes numÃricas para diferentes situaÃÃes, validando o projeto do inversor e a modelagem vetorial desenvolvida. A resposta do controle à satisfatÃria, pois o inversor à capaz de controlar o fluxo de potÃncia ativa e reativa entregues à rede elÃtrica. Diante dos resultados obtidos percebeu-se que o filtro LCL apresentou um menor conteÃdo harmÃnico para as trÃs frequÃncias estudadas em relaÃÃo ao filtro L. Ambos os filtros atenderam aos requisitos da norma Std IEEE 1543, no entanto o filtro L à o mais indicado para o inversor em estudo, pois alÃm de atender a norma, o mesmo apresenta um menor custo quando comparado ao filtro LCL. / This paper presents the study of a 6 kW, 380 V, three phase NPC inverter for interconnecting distributed generation unit to the grid. The inverter is studied with switching frequency of 3, 4 and 6 kHz, and it is interconnected to the grid through L and LCL filters. To identify which passive filter, L or LCL, is best suited to the inverter under study, a mathematical model has been proposed and several numerical simulations have been carried out to validate the design of the inverter and vector model developed. The control response is satisfactory, since the inverter is able to control the flow of active and reactive power delivered to the grid. Based on these results it was noticed that the LCL filter showed a lower harmonic content for the three frequencies studied in relation to the filter L. Both filters met the requirements of the standard IEEE Std 1543, however the filter L is the most suitable for the inverter under study, because the filter L not only meet the standard but also it presents a lower cost when compared to the LCL filter.

Esta tese apresenta uma estratégia de controle para gerenciar a potência entregue ou absorvida da rede, independente de características das cargas locais. Para atingir este objetivo é utilizado um inversor fonte de tensão (VSI) que funcionará semelhante a um sistema de geração distribuída (GD) ou como um filtro ativo. O VSI é controlado por meio de controladores clássicos em cascata, nos quais a malha interna é utilizado para estabilizar a corrente e a malha externa controla a tensão nos terminais de saída da GD. Para melhorar a resposta do VSI são colocados filtros ressonantes em paralelo ao controlador de tensão (P+RES). Além disso, as respostas dos filtros ressonantes são melhoradas através da utilização de um método adequado de discretização, no qual os coeficientes são alterados dinamicamente mediante a frequência de sincronismo produzido pelo algoritmo de sincronismo (PLL). O controle de potência apresenta duas estruturas de controle em malha fechada: uma para controlar a potência reativa através da rede pelo ajuste da amplitude da tensão da GD, e o outra para controlar a potência ativa, modificando o ângulo de defasagem entre as tensões da rede e as tensões GD. Por fim, um conjunto de simulações e resultados experimentais é apresentado para validar todas as propostas deste trabalho. / This thesis presents a control strategy to manage the power delivered to or absorbed from the grid, independently of the local load characteristics. To achieve this goal, a voltage source inverter (VSI) will work as a distributed generation system (DG) or according to active filter. The VSI will be controlled by means of a double cascade classical controller, in which the inner loop is used to stabilize the VSI output current and the outer loop controls the DG terminal voltage. To improve the response of the VSI, resonant filters are placed in parallel. Additionally, resonant filter dynamic responses are enhanced through the use of a proper discretization method, in which the coefficients are changed dynamically by means of the synchronism frequency produced by the phase-locked loop (PLL) algorithm. This study also exhibits two closed-loop structures: one to control the reactive power through the grid by adjusting the DG voltage amplitude, and the other to control the active power by modifying the angle of displacement between the grid and the DG voltages. Both power control structures operate adequately in decoupled operation mode, so that one has a faster dynamic response than the other. To verify all statements proposed in this thesis, a set of simulations and experimental results are presented.

A geração de energia elétrica através de grandes empreendimentos, sejam hídricos, térmicos ou nucleares demandam cada vez mais, grandes investimentos e longo período de tempo para início de operação. Em contrapartida, a demanda por este insumo básico para o desenvolvimento e manutenção da sociedade cresce cada vez a um ritmo mais acelerado. Visando atender a essa demanda, existe uma tendência global de instalar uma maior quantidade de pequenas unidades geradoras, ligadas diretamente à rede primária ou á rede secundária de distribuição. Tais unidades são usualmente denominadas de geração distribuída (GD) e dispersa (Gdd), respectivamente. Dentre as diversas vantagens obtidas por estas formas de geração poderá haver aumento da confiabilidade do sistema elétrico, a possibilidade de postergar investimentos necessários à rede de distribuição e a diversificação da matriz energética com maior possibilidade de uso de fontes renováveis de energia. A partir deste conceito foi desenvolvida uma metodologia, fundamentada na teoria de planejamento agregado, para identificar e quantificar potenciais unidades de geração distribuída na área da concessionária de distribuição de energia elétrica, avaliando os respectivos custos e benefícios de cada oportunidade. Por meio destes resultados é possível classificar e, conseqüentemente, priorizar as instalações com maior interesse tanto para o consumidor como, principalmente, para a concessionária local de distribuição de energia. De forma complementar, foram desenvolvidos modelos que possibilitem considerar a geração dispersa no planejamento da expansão dos sistemas de distribuição, bem como avaliar fatores que limitem sua expansão no Brasil. Este trabalho prioriza a análise sob ponto de vista da concessionária de energia elétrica, prática ainda não usual no Brasil, mas com grande potencial de aplicação. / The generation of electrical energy through large power plants (hydro, thermal or nuclear) demands, each time larger investments and high time to be ready for operation. In the other hand, the demand for electrical energy, that is so necessary for the development and maintenance of the society, is growing each day faster. Looking at the attendance of this demand, there is a global tendency to install a larger quantity of small generators, connected directly to the secondary or primary distribution grid of the electrical utility company. These units are known as distributed generation (GD) and dispersed generation (Gdd). Out of the many advantages through the use of distributed generation, the reliability growth in the electrical system, possibility of postpone necessary investments in the distribution network presents high importance and diversify the energetic matrix with the possibility of use renewable resources. From this concept, it was developed a routine, based on the theory of aggregated planning to identify and quantify potential units of distributed generation in the utility company area, evaluating the costs and benefits of each connection for the utility company. Through the results it will be possible the classification of the most interesting units, allowing the decision in conjoint between the consumer and the utility company. As a complement, it was developed mechanisms to make possible to consider disperse generation on the planning of distribution systems expansion. It was also made an evaluation of the factors that restrict the expansion of the disperse generation in Brazil. This thesis focus the analysis considering the utility company impacts, what is not used in Brazil but has a large potential of application.

abstract: The students of Arizona State University, under the mentorship of Dr George Karady, have been collaborating with Salt River Project (SRP), a major power utility in the state of Arizona, trying to study and optimize a battery-supported grid-tied rooftop Photovoltaic (PV) system, sold by a commercial vendor. SRP believes this system has the potential to satisfy the needs of its customers, who opt for utilizing solar power to partially satisfy their power needs. An important part of this elaborate project is the development of a new load forecasting algorithm and a better control strategy for the optimized utilization of the storage system. The built-in algorithm of this commercial unit uses simple forecasting and battery control strategies. With the recent improvement in Machine Learning (ML) techniques, development of a more sophisticated model of the problem in hand was possible. This research is aimed at achieving the goal by utilizing the appropriate ML techniques to better model the problem, which will essentially result in a better solution. In this research, a set of six unique features are used to model the load forecasting problem and different ML algorithms are simulated on the developed model. A similar approach is taken to solve the PV prediction problem. Finally, a very effective battery control strategy is built (utilizing the results of the load and PV forecasting), with the aim of ensuring a reduction in the amount of energy consumed from the grid during the “on-peak” hours. Apart from the reduction in the energy consumption, this battery control algorithm decelerates the “cycling aging” or the aging of the battery owing to the charge/dis-charges cycles endured by selectively charging/dis-charging the battery based on need. ii The results of this proposed strategy are verified using a hardware implementation (the PV system was coupled with a custom-built load bank and this setup was used to simulate a house). The results pertaining to the performances of the built-in algorithm and the ML algorithm are compared and the economic analysis is performed. The findings of this research have in the process of being published in a reputed journal. / Dissertation/Thesis / Masters Thesis Electrical Engineering 2018