Dissertação
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listelement.badge.dso-type Item , Análise da viabilidade econômica da produção de hidrogênio a partir de fonte solar fotovoltaica ou da energia proveniente da rede(Instituto Federal de Santa Catarina, 2025-03-27) Kattah, Leonardo Martins; Fernandes, Rubipiara Cavalcante; Aranha Neto, Edison Antonio Cardoso; https://orcid.org/0000-0001-9236-2241; http://lattes.cnpq.br/5349980798840778; https://orcid.org/0000-0001-7991-8321; http://lattes.cnpq.br/7126706115765174; http://lattes.cnpq.br/7597535855245318; Alves, Ricardo Luiz; https://orcid.org/0000-0003-4225-727X; http://lattes.cnpq.br/0642242262267436; Bresolin, Adriano de Andrade; https://orcid.org/0000-0003-0703-1179; http://lattes.cnpq.br/8862209760730631; Martins, Marcos Aurelio Izumida; https://orcid.org/0000-0002-8622-2792; http://lattes.cnpq.br/2953432098581173Em meio às mudanças climáticas e à necessidade de diversificar a matriz energética, o hidrogênio surge como uma solução para reduzir as emissões de gases de efeito estufa e promover a integração entre vários setores que constituem a economia global. Atualmente, a maior parte do hidrogênio é derivada de processos de reforma a vapor de combustíveis fósseis, mas também pode ser produzida por meio da eletrólise da água usando fontes de energia renováveis, como a solar fotovoltaica, a eólica ou a hidrelétrica. Por meio de uma revisão bibliográfica, o estudo apresenta informações sobre método de produção, armazenamento, transporte, consumo, certificação e custo nivelado da produção de hidrogênio de baixa emissão em todo o mundo, ilustrando a vantagem da produção em países com fontes renováveis disponíveis. Por exemplo, a infraestrutura de energia renovável do Brasil tem uma vantagem competitiva na produção de gás, reduzindo potencialmente os custos em comparação com outros locais em todo o mundo devido aos altos fatores de capacidade eólica e solar em seu território. Essa vantagem se estende ao uso doméstico, incluindo a produção de fertilizantes, operações de refinaria e exportação. Este estudo teve como objetivo principal a obtenção do custo nivelado de produção de hidrogênio e outras métricas financeiras importantes para avalição de um projeto de energia renovável, considerando a produção do hidrogênio através de fonte solar fotovoltaica e energia comprada da rede de energia elétrica. A comparação do custo nivelado obtido a partir de simulações na ferramenta computacional H2ALite, desenvolvida pelo Laboratório Nacional de Energia Renovável dos Estados Unidos (NREL), considerando diferentes cenários e incertezas econômicas, revela que o custo inicial da implementação desses projetos ainda é alto, mas pode se tornar economicamente viável principalmente se houverem importantes incentivos econômicos governamentais para estimular a nova indústria do hidrogênio. O custo da produção de hidrogênio através da compra de energia da rede é consideravelmente menor que produzido a partir de fonte solar fotovoltaica, porém é dependente da definição de certificações que garantam que esse hidrogênio é considerado de baixa emissão. Os custos obtidos através do cenário otimista de incentivos financeiros tornam o hidrogênio renovável compatível com hidrogênio produzido a partir de combustíveis fósseis com captura e armazenamento do carbono, porém ainda é necessário a diminuição de preços dos componentes para os projetos se tornarem financeiramente atrativos.listelement.badge.dso-type Item , Levantamento da regulamentação do serviço de suprimento de última instância nos mercados liberalizados(Instituto Federal de Santa Catarina, 2025-03-27) Rocha, Danyelle Bemfica da; Takigawa, Fabricio Yutaka Kuwabata; https://orcid.org/0000-0002-1541-0518; http://lattes.cnpq.br/6580460392601187; http://lattes.cnpq.br/9092154372192604; Santos, Marcelo Luís Loureiro dos; http://lattes.cnpq.br/8387702833738571; Fernandes, Rubipiara Cavalcante; https://orcid.org/0000-0001-7991-8321; http://lattes.cnpq.br/7126706115765174A energia elétrica é essencial para o cotidiano da população, representando entre 5% e 10% da renda familiar, podendo ser ainda maior dependendo do tipo de consumidor. A liberalização do mercado de energia elétrica tem proporcionado redução nos custos e melhoria na qualidade do fornecimento, impulsionada pela concorrência entre fornecedores. No entanto, essa abertura também traz desafios, especialmente no que diz respeito à segurança no suprimento de energia. Um dos principais riscos enfrentados pelos consumidores livres é a possibilidade de falência do fornecedor, o que pode comprometer o fornecimento de energia. Para mitigar esse risco, mercados liberalizados regularam o serviço de Suprimento de Última Instância (SUI), que designa agentes responsáveis para garantir o suprimento de energia elétrica aos consumidores livres. No levantamento efetuado em 74 mercados de energia elétrica, pode-se observar que o serviço de SUI foi regulamentado em cerca de 82% dos mercados totalmente liberalizados e em 21% dos mercados parcialmente liberalizados. Nos mercados sem essa regulamentação, presume-se a existência de outros mecanismos para assegurar o suprimento contínuo de energia aos consumidores livres. Como exemplo, cita-se o Brasil, em que não há uma regulamentação específica para o serviço de SUI, mas há alternativas para essa questão, que podem ser ineficazes e/ou onerosas em momentos de crise, gerando incertezas e potenciais disputas jurídicas entre os agentes do setor. Neste sentido, o presente trabalho destaca a necessidade de uma regulamentação específica para o serviço de SUI, que estabeleça regras claras sobre responsabilidades, remuneração e riscos envolvidos. A regulamentação possibilita promover um ambiente de mercado mais seguro e confiável, tanto para consumidores quanto para fornecedores, além de reduzir possíveis conflitos e judicializações.listelement.badge.dso-type Item , Comunidades energéticas, análise de modelos de rateio do benefício: estudo de caso no contexto do mercado de energia brasileiro(Instituto Federal de Santa Catarina, 2025-03-28) Siqueira, Renan Batista; Fernandes, Rubipiara Cavalcante; https://orcid.org/0000-0001-7991-8321; http://lattes.cnpq.br/7126706115765174; http://lattes.cnpq.br/9429740570990922; Vieira, Fabíola Sena; http://lattes.cnpq.br/5621200510125992; Scuzziato, Murilo Reolon; https://orcid.org/0000-0002-4047-3780; http://lattes.cnpq.br/0940716462707317; Santiago, Veronica Etchebehere; http://lattes.cnpq.br/9570638671283513Impulsionadas pela transição energética e pelos desafios das metas de descarbonização, além do avanço e maior acessibilidade das tecnologias de geração renovável, diversas regiões ao redor do mundo já estão estudando e implementando projetos de Comunidade de Energia Renovável (CER). Este conceito pode oferecer diversos benefícios tanto para a comunidade local quanto para a rede elétrica. Esta dissertação tem como objetivo analisar o conceito de Comunidade Energética Renovável (CER) e avaliar, por meio de um estudo de caso, sua modelagem e integração no contexto do mercado de energia brasileiro. Diferentes modalidades de rateio de benefícios entre os membros foram simuladas em cada ambiente de comercialização brasileiro, levando em conta os preços de energia em cada cenário, com o intuito de verificar o comportamento de cada modelo para os diferentes atores e determinar qual configuração garante o menor custo para a CER. Para isso, foi proposto um estudo de caso analisando um condomínio vertical com 31 apartamentos. Apesar de o Brasil ainda não ter seu mercado de energia totalmente aberto e estar caminhando para isso, é possível a modelagem e operação de uma CER, e a abertura total pode proporcionar para os membros um custo com energia ainda menor. As CER devem ser vistas como uma alternativa sustentável e inclusiva, capaz de apoiar a transição energética no Brasil.listelement.badge.dso-type Item , Sistemas distribuídos com geração fotovoltaica e armazenamento por baterias atrás do medidor no sistema elétrico brasileiro: desenvolvimento de uma metodologia para dimensionamento com o despacho ótimo considerando o empilhamento de receitas(Instituto Federal de Santa Catarina, 2025-09-24) Motta, Tiago da Silva; Fernandes, Rubipiara Cavalcante; Tenfen, Daniel; http://lattes.cnpq.br/6591161696306728; http://lattes.cnpq.br/6591161696306728; https://orcid.org/0000-0001-7991-8321; http://lattes.cnpq.br/7126706115765174; http://lattes.cnpq.br/2540612024488909; Finardi, Erlon Cristian; http://lattes.cnpq.br/6175367682754832; Neves, Luciane Silva; https://orcid.org/0000-0002-2195-6015; http://lattes.cnpq.br/6991878627141193; Ramos, Sérgio Filipe Carvalho; https://orcid.org/0000-0002-1120-5656; http://lattes.cnpq.br/2799142490398456A crescente inserção de fontes renováveis intermitentes (FERI) nos sistemas elétricos apresenta desafios significativos para a sua estabilidade e confiabilidade. Os sistemas de armazenamento de energia em bateria (BESS) emergem como uma solução promissora para mitigar esses desafios e aprimorar a integração das FERI. Contudo, a implantação de BESS em larga escala depende de sua viabilidade econômica para o consumidor-prossumidor, o que ainda constitui um desafio técnico-financeiro frente aos elevados custos de investimento. Este trabalho propõe uma metodologia de otimização para o dimensionamento e a operação de sistemas distribuídos com geração fotovoltaica (GFV) e BESS, com o objetivo de maximizar do retorno financeiro. A metodologia é dividida em duas etapas interligadas, aqui definidas como estágios: no primeiro estágio se emprega um Algoritmo Genético (AG), tendo-se o as capacidades do GFV e do BESS e a demanda contratada como variáveis de otimização, sendo adaptável à topologia e ao enquadramento regulatório do prossumidor, utilizando como função-objetivo a maximização do Valor Presente Líquido Anualizado (VPL Anualizado); o segundo estágio utiliza Programação Linear Inteira Mista (PLIM) para o despacho horário ótimo de energia, que, com base em uma estratégia de Empilhamento de Receitas (Revenue Stacking) maximizando a receita, coordena múltiplos serviços behind-the-meter (BTM). O modelo desenvolvido é aplicável a diferentes cenários de prossumidores nos Ambientes de Contratação Livre (ACL) e Regulado (ACR) brasileiro, e inclui a modelagem detalhada da complexa estrutura tarifária e regulatória deste último. Foram realizados estudos de caso no cenário ACR, com perfis de consumo comercial e industrial sob as estruturas tarifárias das concessionárias CELESC e CEMIG, com análise de sensibilidade aos custos do BESS. Os resultados no ACR demonstram que a atratividade do investimento é fortemente correlacionada à volatilidade das tarifas de energia, apresentando retornos financeiros significativos em cenários com elevada diferença tarifária, como na CEMIG, mesmo com os custos atuais de investimento. No ACL, os resultados contrariam um consenso setorial estabelecido, ao demonstrar que a sinergia entre a otimização holística do dimensionamento dos sistemas e a estratégia operacional multisserviços potencializa o retorno financeiro da prática de zero-grid para Autoprodutores, conferindo viabilidade econômica a modelos de negócios até então considerados impraticáveis pelo setor. O trabalho contribui com um modelo computacional robusto para a análise de viabilidade nos diferentes arranjos do mercado de eletricidade, oferecendo subsídios para o desenvolvimento de modelos de negócio diversos para o emergente mercado de armazenamento de energia no Brasil, assim como discute e contribui para os desafios a serem enfrentados nos próximos anos no SEB.listelement.badge.dso-type Item , Contribuição à modelagem elétrica de uma célula combustível microbiana(Instituto Federal de Santa Catarina, 2025-12-12) Nogueira, Renan Mello; Avila, Sérgio Luciano; https://orcid.org/0000-0002-0018-196X; http://lattes.cnpq.br/7864845374871073; http://lattes.cnpq.br/2910873109858078; Sica, Everthon Taghori; https://orcid.org/0000-0003-1525-8218; http://lattes.cnpq.br/3384034259269673; Langbehn, Rayane Kunert; https://orcid.org/0000-0002-6151-2179; http://lattes.cnpq.br/5403224300452750; Alves, Ricardo Luiz; http://lattes.cnpq.br/1709269875222554Este trabalho apresenta a análise experimental e a modelagem elétrica dinâmica de Células a Combustível Microbianas (Microbial Fuel Cells - MFCs) ao longo de aproximadamente 150 dias de operação contínua, utilizando duas configurações distintas de ânodo: carvão ativado e grafite. Técnicas de análise de séries temporais, incluindo decomposição de tendência sazonal, detecção de pontos de mudança e correlações cruzadas, foram aplicadas com o objetivo de identificar padrões de variação, estabilidade operacional e regimes de degradação e recuperação ao longo do ciclo experimental. Adicionalmente, curvas de polarização foram realizadas para avaliar o desempenho elétrico e a resistência interna das células. Os resultados quantitativos demonstraram a superioridade da configuração com ânodo de carvão ativado, que atingiu uma densidade de potência máxima de 49,0 mW/m² e resistência interna de 301 Ω, em contraste com os 33,4 mW/m² e 364 Ω obtidos na configuração com grafite. Em termos de tratamento de efluentes, ambas as células mantiveram eficiência de remoção de DQO superior a 82%. Com base nesses dados, foi proposto um modelo elétrico equivalente dinâmico, composto por elementos resistivos e capacitivos, que apresentou boa aderência aos dados experimentais, sugerindo potencial para aplicações em simulação, monitoramento e implementação futura de estratégias de gerenciamento energético.listelement.badge.dso-type Item , Identificação da relação de conexão transformador-consumidor e detecção de perdas utilizando medição inteligente: estudo de caso na Celesc Distribuição(Instituto Federal de Santa Catarina, 2025-12-18) Ricardo, Matheus Martins; Aranha Neto, Edison Antonio Cardoso; https://orcid.org/0000-0001-9236-2241; http://lattes.cnpq.br/5349980798840778; http://lattes.cnpq.br/3287402955320192; Tenfen, Daniel; http://lattes.cnpq.br/6591161696306728; http://lattes.cnpq.br/6591161696306728; Alves, Ricardo Luiz; https://orcid.org/0000-0003-4225-727X; http://lattes.cnpq.br/0642242262267436A Infraestrutura de Medição Avançada (AMI) é a base de uma rede de distribuição de energia elétrica mais moderna e eficiente, possibilitando através de uma estrutura de softwares e hardwares o acesso a dados de consumo e de qualidade de energia em tempo real. A disponibilidade dessas informações, vindas de medidores inteligentes, amplia significativamente o potencial de monitoramento, planejamento e operação do sistema elétrico, além de permitir novas aplicações voltadas à eficiência energética e à redução de perdas. Entretanto, para que todo o potencial da AMI seja plenamente explorado, é essencial que os dados cadastrais e a topologia da rede de distribuição estejam corretamente identificados. Inconsistências nessas informações podem comprometer análises técnicas, estudos de fluxo de potência e até a detecção de perdas comerciais, reduzindo a confiabilidade dos resultados obtidos a partir dos medidores inteligentes. Nesse contexto, este trabalho propõe e aplica uma metodologia para identificação da relação de conexão transformador-consumidor em redes de baixa tensão, utilizando dados de tensão registrados por medidores inteligentes em quatro circuitos secundários distintos da Celesc Distribuição. A metodologia envolve etapas de pré-processamento das medições através do algoritmo de Análise dos Componentes Principais (PCA) e do cálculo da correlação entre sinais, tendo seus resultados comparados com inspeções de campo para validação da abordagem. Com a topologia validada, foi desenvolvido um balanço energético para a obtenção das perdas totais. Em seguida, realizou-se a modelagem elétrica dos circuitos no software OpenDSS para o cálculo das perdas técnicas utilizando dados de medições reais, com o objetivo de obter as perdas comerciais. Os resultados demonstraram que a utilização dos dados de medição inteligente permite aprimorar significativamente o banco de dados da distribuidora, além de evidenciar o potencial da integração entre medição inteligente e simulação elétrica para a detecção de perdas não técnicas. Dessa forma, o estudo contribui para o avanço das aplicações práticas de AMI no setor elétrico, reforçando seu papel como instrumento de melhoria da qualidade cadastral, eficiência operacional e combate a perdas nas redes de distribuição.listelement.badge.dso-type Item , Proposta regulatória, política e comercial de incentivo aos sistemas de armazenamento de energia(Instituto Federal de Santa Catarina, 2026-02-24) Rocha, Ana Luísa Cordeiro Duarte; Fernandes, Rubipiara Cavalcante; https://orcid.org/0000-0001-7991-8321; http://lattes.cnpq.br/7126706115765174; http://lattes.cnpq.br/5834524211853414; Tenfen, Danie; http://lattes.cnpq.br/6591161696306728; http://lattes.cnpq.br/6591161696306728; Alves, Ricardo Luiz; https://orcid.org/0000-0003-4225-727X; http://lattes.cnpq.br/0642242262267436; Silva, Gilberto Valentim; https://orcid.org/0000-0003-3994-5442; http://lattes.cnpq.br/7013073762174244; Martins, Marcos Aurelio Izumida; https://orcid.org/0000-0002-8622-2792; http://lattes.cnpq.br/2953432098581173Na modernização do setor energético brasileiro, fatores como a ampliação e incentivos a Sistemas de Armazenamento de Energia (SAEs), em especial, na geração distribuída requerem a estruturação de um quadro regulatório favorável. Tendo isso em vista, este trabalho apresenta uma proposta que desenha um mercado aberto a novas tecnologias de armazenamento de energia como recursos para os crescentes requisitos de capacidade e flexibilidade da rede, evitando riscos de déficit de energia, melhorando o business case das tecnologias de SAEs nas redes nacionais — Brasil; estabelecendo os fatores de classificação para armazenamento no mercado de energia, de capacidade e no de serviços ancilares. Com a estruturação desta nova economia baseada nos SAEs, todos os outros investimentos, políticas públicas, e incentivos diversos poderão ser programados para que a infraestrutura de suporte seja composta. É então, após apresentar diversos tipos de armazenamento de energia, apresentada uma lista de serviços ancilares, e de serviços de suporte à geração, a transmissão, a distribuição e ao cliente que os sistemas de armazenamento de energia podem fornecer. O presente trabalho também analisa países protagonistas em políticas relacionadas aos sistemas de armazenamento de energia — Estados Unidos da América, Reino Unido, Austrália e Chile; que estão tendo resultados satisfatórios com a sua implementação extensiva. Por fim, é proposta uma regulamentação de fomento aos sistemas de armazenamento, com uma série de estratégias de incentivo – inclusão de SAEs nos Planos Nacionais de Energia e nos Programas Energéticos; nova classe de ativos para SAEs afim de evitar a dupla cobrança tarifária; mecanismos de leilão e tarifas diferenciadas; categorização e remuneração empilhada dos serviços prestados por SAEs; mecanismos comerciais e de incentivo econômico; dispensa de licença de produção de baixo montante; adição de SAEs sem alteração de outorga, autorizações, concessões e/ou permissões; neutralidade tecnológica; incentivos fiscais; instrumento de redução de risco financeiro; modernização do mercado de energia; encargo setorial; modelos de assinatura e leasing para SAEs; Sandbox regulatório; dentre outros. A ênfase principal do trabalho está nas dimensões regulatórias, nos mecanismos de incentivo e na prestação de serviços de armazenamento comercializáveis. Os resultados mostram que as nações que foram pioneiras na aplicação de SAEs em suas matrizes de eletricidade promoveram efetivamente serviços de armazenamento, empregando ativos de armazenamento para vários fins, como redução de pico, regulação de frequência, suporte de energia renovável e aplicações de arbitragem de energia. Estas aplicações sublinham o potencial dos SAEs para aumentar a estabilidade da rede e minimizar a exposição ao risco e volatilidade nas receitas dos agentes de armazenamento.listelement.badge.dso-type Item , Análise de ferramentas computacionais para cálculo das condições operativas do sistema interligado nacional(Instituto Federal de Santa Catarina, 2026-07-30) Schulze, Pedro Henrique; Scuzziato, Murilo Reolon; https://orcid.org/0000-0002-4047-3780; http://lattes.cnpq.br/0940716462707317; http://lattes.cnpq.br/3697367571480626; Tenfen, Daniel; http://lattes.cnpq.br/6591161696306728; http://lattes.cnpq.br/6591161696306728; Ramalho, Guilherme Matiussi; https://orcid.org/0000-0001-8668-5941; http://lattes.cnpq.br/3156501912895054; Vieira, Pedro César Cordeiro; https://orcid.org/0009-0007-6671-5358; http://lattes.cnpq.br/5553740776215117Esta dissertação avalia o uso de ferramentas computacionais oficiais no planejamento da operação do Sistema Interligado Nacional (SIN), com ênfase na capacidade do modelo DECOMP de calcular e propagar condições operativas, especialmente os níveis de armazenamento dos reservatórios hidrelétricos. O objetivo central é quantificar erros de balanço hídrico, distinguir desvios decorrentes de premissas ex-ante daqueles associados à representação do sistema no modelo e investigar como tais erros se acumulam em estudos encadeados. A metodologia baseia-se na execução automatizada de estudos sequenciais e encadeados de NEWAVE e DECOMP, utilizando decks oficiais publicados pela CCEE e dados verificados da operação obtidos nos portais de Dados Abertos do ONS. Para isolar o efeito das incertezas de entrada, são construídos estudos em que premissas como hidrologia, carga, geração térmica, geração hídrica, mini e microgeração distribuída e geração não simulada individualmente são progressivamente substituídas por valores observados. Nessas configurações, o DECOMP é avaliado ora como ferramenta de cálculo de balanço hídrico e propagação de reservatórios, ora como otimizador hidrotérmico ex-post, conforme o grau de liberdade mantido na simulação. Os resultados indicam que imprecisões no cálculo das condições operativas podem produzir desvios relevantes entre operação planejada e realizada, especialmente quando reutilizadas em estudos encadeados, nos quais erros semanais aparentemente pequenos podem se acumular ao longo do horizonte. Como aplicação complementar, avaliam-se impactos potenciais desses desvios sobre despacho térmico, PLD e um mecanismo exploratório de dupla precificação. A contribuição principal do trabalho está na proposição de uma metodologia automatizada de backtesting, na avaliação quantitativa do erro de cálculo de reservatórios e na análise da propagação de desvios em estudos encadeados.