Submitted by Pieter de Jong (pieterj@ufba.br) on 2017-09-06T00:37:40Z No. of bitstreams: 1 DE JONG, Pieter - Forecasting, integration, and storage of renewable energy generation in the Northeast of Brazil.pdf: 4104557 bytes, checksum: 286729716f48be77c37ddb6f4cf2c93d (MD5) / Approved for entry into archive by Vanessa Reis (vanessa.jamile@ufba.br) on 2017-09-06T10:26:26Z (GMT) No. of bitstreams: 1 DE JONG, Pieter - Forecasting, integration, and storage of renewable energy generation in the Northeast of Brazil.pdf: 4104557 bytes, checksum: 286729716f48be77c37ddb6f4cf2c93d (MD5) / Made available in DSpace on 2017-09-06T10:26:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DE JONG, Pieter - Forecasting, integration, and storage of renewable energy generation in the Northeast of Brazil.pdf: 4104557 bytes, checksum: 286729716f48be77c37ddb6f4cf2c93d (MD5) / CAPES e FAPESB. / As a result of global climate change, during the coming decades less rainfall and higher temperatures are projected for the Brazilian Northeast (NE). Consequently these regional climatic changes could severely impact hydroelectric generation in the NE as well as influence solar and wind power potential. The ongoing drought in the Brazilian NE region has caused hydroelectric generation to decline substantially during the last 5 years and in 2016 hydroelectricity only supplied 25% of the NE’s total demand. In contrast, wind power supplied 30% of demand and is expected to generate 55-60% of the NE’s electricity supply by 2020. Therefore, this paper is focused on both short term forecasting and long-term projections of renewable energy generation and resource availability. It also explores the economic, environmental and technical feasibility of renewable energy integration in the NE region of Brazil. First, the long-term impacts of climate change on the NE region’s hydroelectric and wind energy production are analysed. Particular attention is paid to the long-term projections of annual rainfall and streamflow in the São Francisco basin which could decline by approximately 47% and 80%, respectively, by 2050. On the other hand, wind energy potential is projected to increase substantially during the same period. This thesis also estimates the economic, social, and environmental viability of renewable and non-renewable generation technologies in Brazil. The Levelised Cost of Electricity (LCOE) including externalities is calculated for several different case study power plants, the majority of which are located in the Brazilian NE. It was found that wind power becomes the cheapest generation technology in the NE region, once all externality and transmission line costs are taken into consideration. The LCOE for the entire Northeast’s generation matrix is calculated for various configurations, including scenarios in which hydroelectric generation is restricted due to drought conditions. It was concluded that a generation mix in which wind power replaces all fossil fuel generation by 2020, could feasibly reduce the overall LCOE in the region by approximately 46% and substantially decrease CO2eq emissions. Two different methods are used to examine the limits of integrating high penetrations of variable renewable generation technologies into a power system with a large proportion of hydroelectric capacity. In the first method existing wind generation data from 16 wind farms is extrapolated in time and space, while the second method uses a numerical weather prediction model to simulate future wind energy generation in the NE region. Considering the minimum generation requirements of the São Francisco’s hydroelectric dams, the maximum wind energy penetration in the NE region is estimated to be approximately 50% before significant amounts of energy would need to be curtailed or exported to other Brazilian regions. Finally, this thesis reviews additional literature on energy storage and the impact of large scale variable renewable energy integration on grid stability and power quality. It was found that there are several existing technologies such as power factor and voltage regulation devices that can resolve these issues. / Como consequência da mudança climática global, nas próximas décadas menos precipitação e temperaturas mais altas são projetados para Nordeste (NE) do Brasil. Consequentemente, essas mudanças climáticas regionais podem afetar severamente a geração hidrelétrica no NE, bem como influenciar o potencial de energia solar e eólica. A seca atual nessa região do Brasil fez com que a geração hidrelétrica caísse substancialmente durante os últimos 5 anos e em 2016, as usinas hidrelétricas apenas forneceram 25% da demanda total do NE. Em contraste, a energia eólica forneceu 30% da demanda e deverá gerar 55-60% do fornecimento de energia elétrica do NE até 2020. Portanto, este trabalho está focado tanto na previsão a curto quanto projeções a longo prazo da geração de energia renovável e disponibilidade de recursos. Ele também explora a viabilidade econômica, ambiental e técnica da integração de energias renováveis na região NE. Primeiramente, os impactos de longo prazo das mudanças climáticas na produção hidrelétrica e eólica da região NE são analisados. Especial atenção é dada às projeções de longo prazo de precipitação anual e fluxo na bacia do São Francisco, que podem diminuir em aproximadamente 47% e 80%, respectivamente, até 2050. Por outro lado, prevê-se que o potencial da energia eólica aumente substancialmente durante o mesmo período. Esta tese também estima a viabilidade econômica, social e ambiental das tecnologias de geração renováveis e não-renováveis no Brasil. O custo nivelado de energia elétrica (LCOE), incluindo externalidades, é calculado para diversas usinas de estudo de caso, a maioria localizada no NE. Verificou-se que, a energia eólica se torna a tecnologia de geração mais barata na região NE, uma vez que todos os custos de externalidades e de linhas de transmissão são levados em consideração. O LCOE para a matriz de geração do Nordeste é calculado para várias configurações, incluindo cenários em que a geração hidrelétrica é restrita devido às condições de seca. Concluiu-se que, uma mistura de geração em que a energia eólica substitui toda a geração de combustíveis fósseis até 2020, poderia reduzir o LCOE na região em aproximadamente 46% e diminuir substancialmente as emissões de CO2eq. Dois métodos diferentes são usados para examinar os limites da integração de altas penetrações de tecnologias de geração renovável variáveis em um sistema de energia com uma grande proporção de capacidade hidrelétrica. No primeiro método, dados de geração eólica existentes de 16 parques eólicos são extrapolados no tempo e no espaço, enquanto o segundo método utiliza um modelo de previsão numérica de tempo para simular a futura geração de energia eólica na região NE. Considerando as exigências mínimas de geração das hidrelétricas do São Francisco, estima-se que a penetração máxima de energia eólica na região NE seja de aproximadamente 50% antes que quantidades significativas de energia precisem ser desperdiçadas ou exportadas para outras regiões brasileiras. Finalmente, esta tese examina literatura adicional sobre armazenamento de energia e o impacto da integração de energia renovável variável em larga escala na estabilidade da rede elétrica e na qualidade da energia. Verificou-se que existem várias tecnologias existentes, como dispositivos de regulação de fator de potência e tensão que podem resolver estes problemas.

Submitted by MARCELO ANTÔNIO MANGET DA SILVA (marcelomanget@uol.com.br) on 2016-08-23T16:49:14Z No. of bitstreams: 1 DISSERTACAO_FUNDACAO GETULIO VARGAS_FINAL.pdf: 1273683 bytes, checksum: c1d7d5e02379c688d77d4c1bc5b394e5 (MD5) / Approved for entry into archive by Renata de Souza Nascimento (renata.souza@fgv.br) on 2016-08-23T22:36:45Z (GMT) No. of bitstreams: 1 DISSERTACAO_FUNDACAO GETULIO VARGAS_FINAL.pdf: 1273683 bytes, checksum: c1d7d5e02379c688d77d4c1bc5b394e5 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-08-24T15:11:39Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DISSERTACAO_FUNDACAO GETULIO VARGAS_FINAL.pdf: 1273683 bytes, checksum: c1d7d5e02379c688d77d4c1bc5b394e5 (MD5) Previous issue date: 2016-07-26 / This paper studies the operational, economic and market performance of Brazilian state-owned companies in the electricity distribution sector that were privatized from 1996 to 2000, comparing the results obtained in these three items, for these companies, before and after its privatization. Data analysis period is twenty years, taking as a basis the date of privatization of each company object of the study, backward and forward ten years from that date basis, except in the case of companies whose registration date public company with the CVM, occurred in less than ten years in relation to the dates of their privatization. This paper evaluates these privatized firms are operationally more efficient in relation to its operating performance previous to its privatization; if there was an improvement of the economic indicators of the same making it most profitable companies; and improved market indicators of these companies. Applied hypothesis tests revealed that the operational indicators, and the ratio Sales per Share showed improvement, but there was no evidence to relate these advances to the privatization process. With regard to profit margins, profitability ratios and other market indicators (LPA and VPA), there was no statistical evidence that the privatization impacted positively. / O presente trabalho estuda o desempenho operacional, econômico e de mercado de companhias estatais brasileiras do setor de distribuição de energia elétrica que foram privatizadas no período de 1996 a 2000, comparando os resultados obtidos, nestes três quesitos, por essas empresas anterior e posteriormente às suas desestatizações. O período de análise dos dados é de vinte anos, tomando-se por base a data de privatização de cada empresa objeto do estudo, retrocedendo e avançando dez anos a partir desta data-base, exceto no caso das empresas, cuja data de registro de companhia aberta na CVM, tenha ocorrido em tempo inferior a dez anos em relação às datas de suas privatizações. Avaliou-se se essas estatais privatizadas são operacionalmente mais eficientes em relação ao seu desempenho operacional anterior à privatização; se houve melhoria dos indicadores econômicos das mesmas tornando-as empresas mais rentáveis; e se melhoraram os indicadores de mercado dessas companhias. Testes de hipóteses aplicados revelaram que os indicadores operacionais, e o quociente Vendas por Ação apresentaram melhoras, mas não houve comprovações que relacionassem esses avanços ao processo de privatização. Relativamente aos índices de lucratividade, rentabilidade e os demais indicadores de mercado (LPA e VPA), não houve evidências estatísticas de que a desestatização os impactou positivamente.

Dissertação (mestrado) - Pontifícia Universidade Católica do Paraná, Curitiba, 2012 / Bibliografia: 80-86 / A eminente escassez mundial da disponibilidade de energia aumenta a importância de investimentos envolvendo ações de eficiência energética, tornando essencial o aprofundamento no tema da utilização da energia. No Brasil, por exigência legal, empresas conc / The shortage impending global of energy availability increases the importance of investments involving energy efficiency actions, making it essential to deepen the theme of energy use. In Brazil, by legal requirement, utility companies distributing electr

O sistema elétrico brasileiro possui atualmente níveis de perdas elétricas da ordem de 15%. Destes, aproximadamente a metade são provenientes das chamadas perdas comerciais (PC) que ocorrem nos sistemas de distribuição. As PC são a soma de toda energia não faturada pelas distribuidoras, á exceção das perdas técnicas. As suas causas mais frequentes são os furtos de energia elétrica, fraudes e defeitos em medidores. Os custos provenientes dessas perdas são normalmente repassados pelas distribuidoras aos consumidores regulares. No entanto, novas regulamentações do regulador brasileiro do sistema elétrico, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), impõem limite a esse repasse, o que cria nas concessionárias um maior incentivo para o seu combate. Entre as metodologias empregadas para a mitigação de PC, tem sido destacadas na literatura aquelas baseadas na análise das bases de dados de clientes das empresas distribuidoras com o objetivo de reconhecer padrões de clientes irregulares. Neste contexto, neste trabalho é proposto e desenvolvido um sistema de combate a PC baseado no classificador supervisionado Floresta de Caminhos Ótimos (Optimum-Path Forest, OPF). São propostas a utilização de dados categóricos e a normalização de dados como modificações nos métodos encontrados na literatura. Os testes com o sistema desenvolvido são aplicado a uma base de dados sintetizada a partir de clientes residenciais, diferentemente de trabalhos em que se utilizaram dados de consumidores comerciais e industriais. Os resultados mostram que as modificações propostas podem melhorar o desempenho do OPF. O comparativo com outros métodos de classificação reafirma a eficiência do OPF mas contesta alguns resultados presentes na literatura. / The Brazilian electric power system has about 15% of losses. About a half of this amount is due to the so called commercial losses. The commercial losses are the sum of the unbilled energy less the technical losses. The commercial losses are mainly caused by electricity theft, frauds in electricity meters and electricity meter failure. The financial costs caused by these losses are included in the electricity bill, paid by the regular consumers. New regulations approved by the Brazilian regulatory agency for the electric system create a limit for this, which stimulates the investments in commercial loss mitigation by distribution companies. Among the methods used to mitigate commercial losses, those based on pattern recognition of irregular consumers within electric companies’ clients’ databases are some of the most promising. In this work, a system for commercial losses mitigation based on the supervised classifier Optimum-Path Forest (OPF) is studied and developed. Categorical data and data normalization are proposed as methods for improving classifier performance. In order to check the system performance, tests are conducted on a database derived from residential consumer data found in the literature, differently from other works which proposed data classification for commercial and industrial consumers only. The results show that using categorical data and normalization may improve OPF performance. Comparing this method with other classifiers confirms OPF’s efficiency but contests some results shown in the literature.

Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica (SDEE) estão, pelas próprias condições de funcionamento, sujeitos a perdas de energia e quedas nos níveis de tensão. Uma das formas de reduzir as perdas e ao mesmo tempo melhorar o perfil de tensão do SDEE consiste na utilização de bancos de capacitores e reguladores de tensão ao longo dos alimentadores. Para isto a alocação ótima destes equipamentos torna-se de fundamental importância, logo este trabalho tem por objetivo a utilização de um método quadrático de programação por metas multiobjetivo para a ótima alocação desses equipamentos visando a redução de perdas (meta 1) com o menor custo de investimento (meta 2) sujeito a restrições do fluxo de potência, limites técnicos de operação, mudança no controle dos capacitores chaveados e dos taps dos reguladores de tensão. O constante aumento na penetração da geração distribuída traz novos desafios para o controle e a operação dos SDEE. A metodologia proposta considera os efeitos destas fontes de geração e os seus impactos na alocações ótima dos bancos de capacitores e reguladores de tensão. Com o intuito de resolver o problema de otimização em programas comerciais como Gurobi e Cplex uma metodologia linear de cálculo de fluxo de potência é utilizada. Os algoritmos foram desenvolvidos no software Matlab, e posteriormente foi realizada a conversão para linguagem GAMS (Generic Algebraic Modeling System) para utilização dos solvers na plataforma NEOS (Network Enabled Optimization System). / Power distribution systems (DS) are susceptible to energy loss and voltage drops, mainly because of the way that they are operated and built. One way to minimize system loss and improve the voltage profile of DS is with the use of capacitor banks and voltage regulators (VRs) along the distribution feeders. In this scenario, the optimal placement of these devices becomes crucial. In this paper, a quadratic multi objective goal programming method is proposed to obtain the optimal placement of these devices, where the goals are energy loss (goal 1) and the total investment cost (goal 2). The model is subject to system operation constraints, such as power flow demands, limits of voltages and currents, number of stages of switched capacitors and the tap control of VRs. The increase of distributed generation penetration brings new challenges for control and operation of DS. The proposed methodology considers the effects of these power sources and their impact on optimal allocations of capacitors and VRs. With the aim of solving the optimization problem in commercial programs, a linear power flow is used. The algorithms were developed with Matlab software and the conversion was made to a General Algebraic Modeling System (GAMS) language and solved in the NEOS (Network Enabled Optimization System) platform.

Esta dissertação apresenta um modelo aproximado de rede desenvolvido para análise de sistemas de distribuição em regime permanente. O modelo é detalhado do ponto de vista matemático e teórico considerando a representação dos elementos em derivação da rede (cargas e geradores) e dos limites operacionais empregando aproximações lineares. A modelagem linear permite determinar de forma simples os valores das tensões e correntes do sistema, podendo ser empregada em problemas de otimização relacionados ao planejamento e expansão de sistemas de distribuição. A representação da carga considera a influência da variação da tensão, fator determinante nas redes de distribuição. Também é considerada a inclusão de geração distribuída (GD) sendo implementada para diferentes modos de operação, permitindo ainda a minimização das perdas para a barra onde a GD está alocada. Para validar a abordagem proposta, os resultados do modelo apresentado foram comparados em termos de tensões, correntes e perdas com resultados obtidos com o modelo convencional de fluxo de carga, solucionado pelo algoritmo de varredura. Os testes foram realizados em dois sistemas de distribuição conhecidos, um de 70 barras e um de 135 barras. Para o sistema de 70 barras foi avaliado o uso de diferentes modos de operação da GD. Finalmente, para o sistema de 135 barras foram comparados os resultados do modelo proposto com o fluxo de carga convencional caracterizando a GD como uma barra de tensão controlada (PV) para diversos valores de injeção ativa na barra selecionada. As conclusões confirmam a validade e as vantagens que o modelo desenvolvido neste trabalho proporciona. / This work presents an approximate model developed to the analysis of electrical distribution systems at steady state. Both mathematical and theoretical details are given considering the representation of the shunt elements (loads and generators) and the operating limits of the network, using linear approximations. The linear modeling adopted resulted in a simple way to determine the values of the voltages and currents of the system; further the model can be applied to optimization problems related to optimal operation and expansion planning of distribution systems. The load representation considers the influence of voltage variations, which play an important role in the distribution networks. This work also considers the inclusion of distributed generation (DG), which is assessed under several modes of operation, including one mode which allows to minimize the losses at the node where the DG is located. To validate the proposed approach, the results for two example networks, given in terms of voltages, currents and losses, were compared with corresponding results obtained with conventional load flow model, solved by the backward-forward sweep method. The examples networks used to test and validate the model are known distribution systems, one having 70 and the other 135 nodes. Regarding the system with 70 nodes, the inclusion of DG was studied for several operational modes. Finally, the system of 135 nodes were used to compare the results of the proposed model with the results of the conventional load flow; in this case, the GD was characterized as a controlled-voltage bar (PV) for various levels of active power injection into the bar where the GD is located. The conclusions show the validity and advantages of the proposed model.

A continuidade no fornecimento de energia elétrica a clientes é um objetivo constante das distribuidoras de energia, as quais estão constantemente buscando desenvolver soluções tecnológicas a fim de melhorar o desempenho das redes de distribuição. Com o crescimento das cargas eletrônicas e o expressivo aumento dos dispositivos automáticos nas redes, surge uma nova forma de analisar a rede de distribuição sob o aspecto da filosofia da proteção, considerando interrupções sustentadas e momentâneas, sob dois aspectos distintos, o primeiro considera o custo da energia não fornecida sob o período de contingência, enquanto que o segundo refere-se ao impacto do custo social para diferentes classes de clientes, durante o período das interrupções. Desta forma este trabalho propõe o desenvolvimento de uma estratégia de minimização de custos dessas interrupções considerando as características das cargas, bem como o tempo necessário para reinicialização da carga. Para este fim, é aplicado um modelo de programação não-linear, que emprega variáveis binárias para definir a habilitação ou não de curvas rápidas nos religadores e uma abordagem de otimização clássica. Os algoritmos foram desenvolvidos no software Matlab e posteriormente convertido para linguagem GAMS (Generic Algebraic Modeling System). A metodologia foi testada e validada em um alimentador de distribuição real urbano, localizado na região metropolitana de Porto Alegre (RS, Brasil). / Uninterrupted power delivery is a permanent goal of power utilities. One way of attaining this objective is constantly investing in technological solutions to improve the performance of distribution networks. With increasing loads, mainly electronic ones, as well as growing insertion of automatic reclosers, the protection philosophy of distribution systems has to be rethought taking into account temporary and permanent interruptions. In this work, we propose a strategy to minimize the cost of interruptions taking into account the load characteristics and the time required to restart the load. This is achieved by deriving a mixed integer nonlinear programming model. The proposed model uses binary variables to define if the instantaneous characteristic of the recloser should be enabled and a classical explicit mathematical optimization approach. The algorithms were developed with Matlab software and the conversion was made to a General Algebraic Modeling System (GAMS). The applicability of the proposed methodology is tested in an actual feeder from Porto Alegre.

O planejamento da expansão do sistema elétrico é uma das principais atividades em uma distribuidora de energia elétrica, representando uma grande parcela dos investimentos realizados pelas distribuidoras para atender a demanda dos consumidores e os critérios estabelecidos pela agência reguladora (ANEEL). As empresas buscam o apoio de métodos multicritério no processo decisório de investimento, para otimizar e priorizar, com o intuito de obterem êxito na elaboração de um plano de obras que contemple aspectos técnicos e econômicos. A revisão sistêmica da literatura foi realizada em trabalhos de relevância para o tema em estudo, com auxílio de cinco bases de dados. O referencial teórico, que totaliza 52 publicações, apresenta conceitos teóricos sobre o processo decisório através de métodos multicritério de apoio à decisão, bem como exemplifica, através de aplicações práticas como os métodos estão sendo utilizados na área de energia. Com base nesta revisão foi possível estruturar a aplicação da Teoria da Utilidade Multiatributo (MAUT) em um processo decisório de investimento para fins de planejamento da expansão do sistema de distribuição em uma concessionária distribuidora de energia elétrica. Com a aplicação do método fica evidenciada a importância de um procedimento formal para auxiliar os decisores na hierarquização de forma objetiva dos alimentadores de energia elétrica mais críticos, proporcionando maior clareza e aprendizado em todo o processo de planejamento da expansão do sistema elétrico. Ao final, desenvolveu-se uma ferramenta para tratamento do grande volume de dados, que disponibiliza as informações depuradas para auxiliar na tomada decisão de investimento em ações eficientes, que melhorem a qualidade do fornecimento e atendam o crescimento do sistema. A partir da revisão bibliográfica e com a aplicação do método, oportunidades para estudos futuros foram identificadas. / The expansion planning of the electric system is one of the main activities in an electric energy distributor, representing a large part of the investments made by the distributors to meet the consumer demand and the criteria established by the regulatory agency (ANEEL). The companies seek the support of multi-criteria methods in the investment decision-making process, to optimize and prioritize, in order to succeed in the elaboration of a work plan which contemplates technical and economic aspects. The systemic review of the literature was carried out in current and relevant articles for the subject under study, with the aid of five database sources. The theoretical reference, which totals 52 publications, presents theoretical concepts on the decision process through multicriteria methods of decision support, as well as exemplifies through practical applications how the methods are have been used in the area of energy. Based on this review, it was possible to structure the application of the Multiattribute Utility Theory (MAUT) in an investment decision process for the purpose of planning the expansion of the distribution system in an electric power distribution concessionaire. The application of the method shows the importance of a formal procedure to assist decision makers in the objective hierarchy of the most critical electric power feeders, providing greater clarity and learning throughout the planning process of the expansion of the electric system. In the end, a tool was developed to treat the large volume of data, which provides the purified information to assist in the decision making of investment in assertive actions that improve the quality of supply and meet growth of the system. From the literature review and with the application of the method, opportunities for future studies have been identified.

Este trabalho apresenta maneiras de trabalhar com o controle de potência reativa e estabilidade de tensão em microgrids. A estratégia de controle utilizada é o Controle por Tensão Distribuída (Distributed Voltage Control - DVC), ou controle por tensões distribuídas, um laço integral que considera as potências reativas em todas as barras como entradas e as tensões respectivas como sinais de controle. Diferentes estratégias de controle para distribuição de potência foram propostas e analisadas, sempre enfatizando seus aspectos conceituais. O cálculo dos ganhos do controlador, embora fundamental para o sucesso de qualquer estratégia de controle, geralmente não é discutido, e não são dados métodos ou linhas gerais para esta tarefa. Neste trabalho, apresentamos e discutimos diferentes metodologias para o projeto de ganhos de controle em DVC. Além disso, sendo o sistema não-linear, grandes variações de performance podem ser observadas se os mesmos ganhos de controle são usados para todos os pontos de operação, o que motiva a proposta de uma estratégia de programação de ganhos, também apresentada neste trabalho. / This text deals with the control of reactive power distribution and voltage stability in microgrids. The control strategy studied is the Distributed Voltage Control (DVC), an integral loop considering entries as reactive in every bus and the bus voltages as control signals. Different control strategies for power distribution have been proposed and analysed, always emphasising its conceptual aspects; design of the controller’s gains, however fundamental for the success of any control strategy, is usually not discussed, and no methods or guideline are given for this task. In this text we present and discuss different methodologies for tuning the control gains in DVC. Moreover, since power systems are nonlinear, large variations in performance can be observed if the same control gains are used for all operating points, which motivates the proposal of a gain scheduling strategy, also presented in here.

A inserção de fontes de geração distribuída (GD) traz a possibilidade de diversificação da matriz energética e a redução de perdas elétricas no transporte de EE – porque as fontes localizam-se próximas aos clientes finais. Entre elas destacam-se as fontes fotovoltaicas, eólicas, pequenas centrais hidrelétricas (PCH) e termelétricas à biomassa. As duas primeiras, apresentam a peculiaridade de normalmente serem conectadas à rede através de inversores de frequência. As outras duas costumam ser conectadas diretamente ao sistema. Todavia, a GD também propicia consequências ao SEP, muitas vezes indesejadas, como variações nos parâmetros da qualidade da energia elétrica (QEE). O compromisso que se deve manter com a QEE entregue aos consumidores é de vital importância para as empresas transmissoras e distribuidoras de energia elétrica, bem como para os utilitários dessa EE. Além disso, para que haja o correto funcionamento de equipamentos eletrônicos e de diversos processos industriais é necessário que a energia elétrica permaneça em uma faixa de tensão aceitável. Entre os fenômenos de interesse da área de qualidade de energia elétrica, os quais devem ser eliminados ou mitigados para a melhor operabilidade do SIN, pode-se citar: harmônicos, flutuação de tensão, subtensão, sobretensão e afundamentos de tensão. Devido a observabilidade rotineira e aos prejuízos (financeiros e/ou técnicos) associados ao fenômeno, o interesse desse estudo consiste nos afundamentos de tensão. Nesse contexto, apresenta-se uma proposta para análise dos afundamentos de tensão em um ambiente com geração distribuída (fotovoltaica, eólica, PCH e termelétrica à biomassa) através de simulações de curtos-circuitos. Os resultados obtidos através da metodologia proposta mostram que a inserção de GD pode trazer uma variação no número de afundamentos de tensão e melhorar os níveis de tensão nas barras, sobretudo nos locais onde foram inseridas bem como em suas proximidades. Também, há redução no número de afundamentos de maior severidade os quais causam mais prejuízos e preocupação a operabilidade do SEP. / The insertion of distributed generation (DG) sources brings the possibility of diversification of energy sources types and the reduction of electrical losses in the transport of EE - because the sources are located close to end users. Among these sources are photovoltaic, wind, small hydropower and biomass-fired power plants. The first two, are usually connected to the network through frequency inverters. The other two are usually connected directly to the system. However, DG also provides consequences to the electrical power system, often unwanted, such as variations in the parameters of power quality (PQ). The commitment should be retained with the power quality delivered to customers. Moreover, for the correct operation of electronic equipment and various industrial processes it is necessary that the voltage remains within an acceptable range. Among the phenomena of interest to electric power quality, which must be eliminated or mitigated, we can mention: harmonics, voltage fluctuation, undervoltage, overvoltage and voltage sags (dips). Due to losses (financial and/or technical) associated with the phenomenon, the interest of this study consists of the voltage sags. In this context, we present a proposal for analysis of voltage sags in an environment with distributed generation (photovoltaic, wind, thermal and biomass-fired power plants) through simulations of short circuits. The results obtained through the proposed methodology shows that the inclusion of DG can bring a change in the number of voltage sags and improve voltage levels in bars, especially in places where they were inserted and in its vicinity. Also, there is a reduction in the number of severe voltage sags which cause more harm and concern to end-users and utilities.