[pt] A reserva girante é a parcela da geração que deve estar sincronizada, ou que seja possível sincronizar em tempo hábil, de forma a repor a perda de unidades de geração, suprir acréscimos de demanda devido aos erros de previsão, ou ainda lidar com possíveis flutuações na capacidade de geração de fontes renováveis. Desta forma, é crucial que tal parcela esteja dimensionada de modo a suprir tais necessidades de forma adequada. Para tal, deve-se considerar o perfil da demanda do sistema e também as características do sistema de geração. Estimativas imprecisas da carga elétrica podem levar a ocorrências de cortes de carga. Da mesma forma, um superdimensionamento da reserva pode ter como consequência custos excessivos para o consumidor de energia. Uma representação aceitável para carga é considerá-la como uma variável aleatória. Este tipo de modelagem permite que o valor do pico de carga estimado tenha suas incertezas intrinsecamente consideradas. Assim, considerando as variabilidades inerentes à demanda e à geração, é então possível estimar o risco de não suprimento do sistema por meio de métodos baseados em Simulação Monte Carlo (SMC). Tais métodos têm como principal vantagem uma relativa robustez para avaliação de índices que mensuram numericamente o nível de confiabilidade do sistema: e.g., LOLP (loss of load probability). Nesta dissertação será avaliado o impacto das incertezas associadas à demanda, à variabilidade das fontes renováveis e às falhas em equipamentos no dimensionamento da reserva de geração no âmbito da operação de sistemas elétricos. Serão empregadas técnicas baseadas em SMC para avaliar os níveis de confiabilidade, considerando diversas possibilidades de representação da carga em sistemas multiárea. Dentre os cenários testados e discutidos, calculam-se índices de risco para o sistema e por áreas, para avaliar se o sistema é confiável não apenas como um todo, mas também em cada uma de suas regiões operativas. Para avaliar a metodologia proposta, são realizados testes com o sistema IEEE-RTS (Reliability Test System) de modo a responder se os índices de risco por área/sistema estão dentro de níveis aceitáveis. Por fim, é avaliado também o efeito da inserção de fontes renováveis intermitentes na reserva do sistema. / [en] The spinning reserve is the generation quota that must be synchronized (or that can be synchronized in a timely manner) with the aim to restore the loss of generation units, to supply increases in demand due to forecast errors, or to cope with generation capacity fluctuations of renewable sources. Thus, it is crucial that such amount is defined so as to adequately meet the required needs. For this, the system load profile and also the generating system characteristics must be duly considered. Inaccurate estimates of electrical demand can lead to the occurrence of load shedding. Similarly, overinvestment in capacity reserve may result in excessive costs to electric energy consumers. An acceptable representation for the load profile is to consider it as a random variable. This type of modeling allows the estimated peak load value to have its uncertainties intrinsically considered. Therefore, considering the inherent variability of demand and generation, it is then possible to estimate the risk of not supplying the system load through methods based on Monte Carlo simulation (SMC). Such methods have as their main advantage a relative robustness for evaluating indices that numerically measure the reliability level of the system; e.g., LOLP (loss of load probability). In this dissertation, the impact of uncertainties associated with demand, the variability of renewable sources and equipment failures will be evaluated in order to size the amount of generating reserve, within the scope of the operation of electric systems. SMC techniques are used to evaluate the reliability levels, considering several possibilities of load representation in a multi-area system. Among different scenarios analyzed, risk indices are calculated for system and areas, in order to assess whether the grid is reliable as a whole and also for all operating regions. In order to evaluate the proposed methodology, tests are performed with the IEEE-RTS (Reliability Test System) to respond if the area/system risk indices are within acceptable levels. Finally, the effect of inserting intermittent renewable sources into the system reserve is also discussed.

[pt] A reserva girante é a parcela da reserva operativa provida por geradores sincronizados, e interligados à rede de transmissão, aptos a suprir a demanda na ocorrência de falhas de unidades de geração, erros na previsão da demanda, variações de capacidade de fontes renováveis ou qualquer outro fator inesperado. Dada sua característica estocástica, essa parcela da reserva operativa é mais adequadamente avaliada por meio de métodos capazes de representar as incertezas inerentes ao seu dimensionamento e planejamento. Por meio do risco de corte de carga é possível comparar e classificar distintas configurações do sistema elétrico, garantindo a não violação dos requisitos de confiabilidade. Sistemas com elevada penetração de fontes renováveis apresentam comportamento mais complexo devido ao aumento das incertezas envolvidas, à forte dependência de fatores energético-climáticos e às variações de capacidade destas fontes. Para avaliar as correlações temporais e representar a cronologia de ocorrência dos eventos no curto-prazo, um estimador baseado na Simulação Monte Carlo Quase Sequencial é apresentado. Nos estudos de planejamento da operação de curto-prazo o horizonte em análise é de minutos a algumas horas. Nestes casos, a ocorrência de falhas em equipamentos pode apresentar baixa probabilidade e contingências que causam corte de carga podem ser raras. Considerando a raridade destes eventos, as avaliações de risco são baseadas em técnicas de amostragem por importância. Os parâmetros de simulação são obtidos por um processo numérico adaptativo de otimização estocástica, utilizando os conceitos de Entropia Cruzada. Este trabalho apresenta uma metodologia de avaliação dos montantes de reserva girante em sistemas com participação de fontes renováveis, em uma abordagem multiárea. O risco de perda de carga é estimado considerando falhas nos sistemas de geração e transmissão, observando as restrições de transporte e os limites de intercâmbio de potência entre as diversas áreas elétricas. / [en] The spinning reserve is the portion of the operational reserve provided by synchronized generators and connected to the transmission network, capable of supplying the demand considering generating unit failures, errors in load forecasting, capacity intermittency of renewable sources or any other unexpected factor. Given its stochastic characteristic, this portion of the operating reserve is more adequately evaluated through methods capable of modeling the uncertainties inherent in its design and planning. Based on the loss of load risk, it is possible to compare different configurations of the electrical system, ensuring the non-violation of reliability requirements. Systems with high penetration of renewable sources present a more complex behavior due to the number of uncertainties involved, strong dependence of energy-climatic factors and variations in the capacity of these sources. In order to evaluate the temporal correlations and to represent the chronology of occurrence of events in the short term, an estimator based on quasi-sequential Monte Carlo simulation is presented. In short-term operation planning studies, the horizon under analysis is from minutes to a few hours. In these cases, the occurrence of equipment failures may present low probability and contingencies that cause load shedding may be rare. Considering the rarity of these events, risk assessments are based on importance sampling techniques. The simulation parameters are obtained by an adaptive numerical process of stochastic optimization, using the concept of Cross Entropy. This thesis presents a methodology for evaluating the amounts of spinning reserve in systems with high penetration of renewable sources, in a multi-area approach. The risk of loss of load is estimated considering failures in the generation and transmission systems, observing the network restrictions and the power exchange limits between the different electric areas.