[pt] O Sistema Interligado Nacional Brasileiro (SIN) é um sistema hidrotérmico com forte predominância de geração hidráulica, caracterizado pela existência de reservatórios de grande porte com regularização plurianual. Contudo, com a perspectiva da entrada em operação na região Amazônica de novas usinas de grande porte quanto à capacidade de geração, mas de pequena capacidade de regularização, tem-se a perspectiva de mudanças no atual perfil de operação do SIN em função da região Amazônica possuir um forte ciclo sazonal e baixa complementaridade com as demais regiões do Brasil. Com isto, a metodologia atualmente utilizada, que minimiza o valor esperado do custo total de operação, tende a elevar o risco dos reservatórios do subsistema Sudeste atingirem níveis baixos no fim do período seco, supondo que com a importação de energia da região Amazônica no período úmido o armazenamento, em média, possa ser recuperado. O deplecionamento a níveis baixos dos reservatórios do subsistema Sudeste pode significar um aumento no risco de atendimento à demanda energética, caso venha a se configurar um cenário de afluência desfavorável no período úmido. Isso requer aprimoramentos metodológicos a fim de considerar este novo perfil de operação do SIN. Neste contexto, este trabalho propõe o desenvolvimento de uma modelagem utilizando métodos de apoio multicritério à decisão, que permite a consideração de múltiplos objetivos, para definição do nível mínimo de armazenamento do subsistema Sudeste ao final do período seco de forma a minimizar o valor esperado do custo, dado que se garanta a segurança energética do SIN. O desempenho da metodologia proposta foi avaliado por meio de estudos de casos aplicados ao SIN, para a condição atual e futura, nas quais as novas usinas da região Amazônica estão totalmente motorizadas, e os resultados obtidos, assim como as vantagens observadas ao se utilizar a metodologia multicritério, são discutidos ao longo do texto. / [en] The Brazilian National Interconnected System (SIN) is a large scale hydrothermal system with a strong predominance of hydro generation, characterized by large reservoirs with multi-annual regularization capabilities. However, with the prospect of entry in operation in the Amazon region of new large plants with high generation capacity but low inflows regularization capacity, methodological changes in the energy planning operations are expected due to Amazon’s region strong seasonal cycle and low complementarity with other regions of Brazil. This way, the current methodology, which minimizes the expected value of the total operations cost, tends to raise the risk of the drawdown of the Southeast subsystem reservoirs reaching low levels at the end of the dry season, with the assumption that the reservoirs, on average, will be recovered by the energy imported from Amazon during the wet season. The low drawdown of Southeast subsystem reservoirs can pose a risk for dry scenarios, which may not be able to meet the energy demand. In this context, this work proposes the development of a model using multicriteria decision support methods, which allows consideration of multiple objectives, to define the minimum level of storage of the Southeast subsystem at the end of the dry season to minimize the expected value of cost, provided that it guarantees the energy security of the SIN during the next year. The performance of the proposed methodology has been evaluated by means of case studies applied to SIN, for both the current conditions and the expected future conditions. The results obtained, as well as the advantages observed when using the multicriteria methodology, are discussed throughout the text.

[pt] O planejamento da operação energética do Sistema Interligado Nacional - SIN – tem como objetivo a utilização ótima dos recursos do sistema, visando a modicidade tarifária e respeitando-se critérios de segurança e o atendimento a diversas restrições inerentes ao problema da operação do sistema como os usos consuntivos da água, os limites de intercâmbio de energia entre regiões, o despacho de determinadas usinas por razões elétricas entre várias outras. Devido à grande relevância da geração hidroelétrica no sistema elétrico brasileiro é de suma importância para a segurança sistêmica o armazenamento de energia nos reservatórios de usinas hidráulicas através do estoque da água. Esta reserva energética, em montantes satisfatórios, permite o pleno atendimento ao mercado de energia elétrica mesmo em condições hidrológicas desfavoráveis evitando-se o racionamento de energia causador de prejuízos enormes para a economia e a sociedade brasileiras. O mecanismo de segurança através da representação de curvas de armazenamento dos reservatórios equivalentes dos subsistemas passou a ser utilizado após o racionamento de energia ocorrido em 2001. Desde então, diversas alterações ao longo dos anos foram incorporadas ao sistema elétrico brasileiro como o aumento da capacidade de intercâmbio entre regiões, a expansão de usinas termoelétricas com altos custos variáveis unitários, a diminuição da capacidade de regularização, assim como a evolução mercadológica e a expansão das fronteiras do SIN. A presente dissertação analisa os impactos da consideração das curvas de aversão a risco no modelo utilizado para o planejamento da operação energética de médio prazo do SIN levando-se já em consideração o aumento da complexidade sistêmica ao longo desses anos. / [en] The energy operation planning of National Interconnected System - SIN - aims at optimal utilization of system resources, seeking low tariffs and respecting the criteria of safety and compliance with restrictions inherent to the problem of system operation as consumptive water uses, the limits of energy exchange between regions, the generation demand of certain power plants for electrical reasons among many others. Due to the great importance of hydroelectric generation in the Brazilian electric system, the energy storage in the reservoirs of hydroelectric plants through the water supply is critical for systemic security. This energy reserve, in satisfactory amounts, enables the full market power supply even in unfavorable hydrological conditions avoiding rationing that causes huge losses to the Brazilian economy and society. The security mechanism through the representation of storage curves of the subsystems equivalent reservoirs has been used after the energy rationing occurred in 2001. Since then, many changes over the years have been incorporated into the Brazilian electrical system such as the increased ability of interregional exchanges, the expansion of power plants with high unit variable costs, the decreased ability to regulate the affluences, the market development and the expansion of the SIN boundaries. This dissertation analyzes the impacts with the consideration of the risk aversion curves in the model used for the SIN medium-term energy operation planning already taking into account the increase in systemic complexity over the years.

[pt] Nos últimos anos, o Brasil tem enfrentado frequentes desafios para garantir o suprimento de energia elétrica. A produção de energia fotovoltaica tem ganhado destaque, pois a fonte solar é um recurso abundante e renovável. No entanto, no âmbito do planejamento da operação energética de médio prazo, a estimativa proveniente dos parques geradores fotovoltaicos tem caráter determinístico. Quanto à geração fotovoltaica distribuída, pouco se sabe como é feita sua consideração para os próximos anos. Nesse contexto, essa dissertação propõe uma metodologia para mensuração do impacto do potencial de geração fotovoltaica residencial no planejamento da operação energética de médio prazo. Para alcançar tal objetivo, utilizou-se a metodologia Box and Jenkins com simulação de cenários via Bootstrap, levando em consideração os níveis de irradiação solar, a área de telhado útil e a eficiência na conversão do recurso solar em eletricidade. Os principais resultados dessa dissertação são: custo total da operação, custo marginal de operação, energia armazenada, custo de déficit, risco de déficit, geração hidráulica, geração térmica, intercâmbio de energia e custo de vertimento. A consideração de cenários do potencial de geração fotovoltaica residencial reduziu o custo total da operação nos Programas Mensais da Operação Energética de janeiro/2015 e janeiro/2016, chegando a máxima redução de (7,8 por cento) e (1,5 por cento), respectivamente. Os demais resultados também foram impactados. Conclui-se que, a geração fotovoltaica residencial impacta, significativamente, o planejamento da operação energética de médio prazo, sendo necessário o desenvolvimento de outros estudos para avaliar a inserção e evolução dessa geração na matriz energética brasileira. / [en] In recent years, Brazil has faced frequent challenges to ensure the supply of electricity. The production of photovoltaic energy has gained prominence, because the solar source is an abundant and renewable resource. However, in the context of long-term energy operation planning, the estimation from photovoltaic generating parks is deterministic. As for distributed photovoltaic generation, little is known how its consideration is made for the next few years. In this context, this Master s thesis proposes a methodology for measuring the impact of the potential of residential photovoltaic generation in the planning of medium-term energy operation. In order to achieve this objective, the Box and Jenkins methodology was simulated using Bootstrap scenarios, taking into account the levels of solar radiation, the useful roof area and the efficiency in the conversion of the solar resource into electricity. The main results of this dissertation are: total cost of operation, marginal cost of operation, stored energy, cost of deficit, deficit risk, hydraulic generation, thermal generation, energy exchange and delivery cost. The consideration of scenarios of the potential of residential photovoltaic generation reduced the total cost of operation in the Monthly Energy Operation Programs of January 2015 and January 2016, reaching the maximum reduction of 7.8 percent and 1.5 percent), Respectively. The other results were also impacted. It is concluded that, residential photovoltaic generation significantly impacts medium-term energy operation planning, and it is necessary to develop other studies to evaluate the insertion and evolution of this generation in the Brazilian energy matrix.

[pt] O planejamento hidrotérmico estocástico multi-etapa se destaca como um dos problemas mais importantes do setor elétrico, principalmente devido à sua grande relevância na operação do sistema. Este problema refere-se a determinar o despacho ótimo das usinas que minimizam o custo de operação sob as restrições físicas do sistema. Uma das principais dificuldades do problema reside nas representações de incerteza, pois a decisão de despacho deve considerar os diferentes cenários possíveis de afluência de água, geração renovável e demanda. Mais recentemente, o grande aumento de fontes renováveis variáveis trouxe a atenção dos pesquisadores para como melhorar a granularidade do modelo sem aumentar muito o tempo computacional. Neste trabalho é proposto uma nova formulação para um despacho econômico estocástico multi-etapa com unit-commitment. O modelo usa regras de decisão afins para ser computacionalmente tratável. A relação entre regras de decisão e o scenario approach é explorada e, ao construir o conjunto de incertezas, tanto a viabilidade da política da regra de decisão quanto a restrição probabilística do balanço de carga são automaticamente respeitadas. / [en] Multi-stage stochastic hydrothermal planning stands as one of the most critical problems in the power systems industry, mostly due to its vast implication in the system operation. The multi-stage stochastic hydrothermal scheduling refers to determining the economic dispatch of the power plants that minimize the global operation cost under the system s physical constraints. One of the main difficulties of the problem lies in the representations of uncertainty, as the dispatch decision must consider the different possible scenarios of water inflow, renewable generation, and the demand. More recently, we have seen a worldwide speed up in the integration of variable renewable sources. Nonetheless, these sources have a greater uncertainty in the short-term than the world has ever experienced. Therefore, to support the dispatch scheduling, the models must accurately represent the uncertainties without increasing computational time. In this work it is proposed a novel formulation for a multistage stochastic week-ahead economic dispatch with unit-commitment. The model uses affine decision rules to be computationally tractable. The relationship between the decision rules and the scenario approach is explored, and by building the uncertainty set with the scenario approach, both the feasibility of the decision rule policy and the chance-constraint on the load balance are respected.

[pt] Os recursos disponíveis neste trabalho são a operação do On Load Tap Changer (OLTC) da subestação, possibilidade de cortes de carga e, finalmente, o dimensionamento e despacho de baterias no sistema. Para uma análise mais realista, é abordada, ainda, uma formulação robusta da incerteza da carga e uma representação dos perfis de consumo através de cenários típicos, estabelecidos por agrupamento de similaridade, utilizando algoritmo de mineração de dados K-Means. O sistema teste modificado IEEE 123 barras é empregado na avaliação da metodologia descrita, e indica a viabilidade operacional e econômica da inserção de dispositivos armazenadores de energia no contexto de proposta do trabalho. / [en] The development of studies related to the power applications and economic feasibility of energy storage resources in electricity distribution networks has become promising considering the reduction in the cost of energy storage. Such technology can minimize the intermittence of renewable sources, provide the displacement of peak loads, extend the expansion of the electricity grid infrastructure, among other benefits. In this sense, this dissertation intends to explore and evaluate an integer-mixed linear optimization model, which is originally non-linear, for the planning and operation of energy storage systems inserted in a distribution system that may present unbalanced loads. The model seeks to minimize operation and investment costs, meeting systemic constraints, coordinating the different resources of a distribution system. The resources available in this work are the operation of the On Load Tap Changer (OLTC) of the substation, the possibility of load cuts and, finally, the sizing and dispatch of batteries in the system. For a more realistic analysis, a robust formulation of the load uncertainty and a representation of consumption profiles through typical scenarios, established by similarity clustering, using K-Means data mining algorithm are also addressed. The modified test system IEEE 123 bus is used in the evaluation of the described methodology and indicates the operational and economic feasibility of inserting energy storage devices in the context of the proposed work.

[pt] A Programação Dinâmica Dual Estocástica (PDDE) constitui um dos métodos mais utilizados no planejamento hidrotérmico. Trabalhos anteriores neste campo se baseiam numa abordagem tipo acaso-decisão, enquanto a realidade está mais próxima de um processo tipo decisão-acaso. Tal dissonância entre planejamento e implementação gera um problema de inconsistência temporal, pois decisões futuras planejadas podem não ser colocadas em prática sob as mesmas condições. Se por um lado a modelagem acaso-decisão permite uma metodologia de solução cenário-decomponível eficiente, por outro, a estrutura decisão-acaso proporciona uma solução mais robusta (pessimista), já que desconsidera a antecipatividade. Neste trabalho, mensura-se o gap de inconsistência relativo a metodologia atual, assim como se propõe uma abordagem alternativa para o planejamento hidrotérmico que utiliza uma estrutura de revelação de incertezas e um processo decisório tipo decisão-acaso, aproximando o modelo de planejamento da realidade operativa. Ao invés de empregar restrições de não-antecipatividade, o que impossibilitaria a decomposição por cenário de cada subproblema estocástico de dois estágios, a metodologia proposta considera decisões de primeiro estágio como variáveis de estado a serem otimizadas via PDDE. Assim, reduz-se consideravelmente a complexidade e tempo necessário para se obter uma solução, garantindo ainda a estrutura decisória tipo decisão-acaso e não-antecipatividade das decisões de primeiro estágio. Resultados baseados no SIN indicam que tal inconsistência pode levar a um aumento considerável da geração de termelétricas mais caras, causando maior volatilidade nos preços de curto prazo e aumento no custo total de operação. Desta forma, a solução metodológica proposta, baseada na abordagem decisão-acaso via espaço de estado aumentado, constitui contribuição relevante e oportuna tanto para práticas na indústria quanto para o estado-da-arte da literatura utilizada para o planejamento da operação hidrotérmica sob incerteza. / [en] Stochastic Dual Dynamic Programming (SDDP) is currently one of the most employed methods for hydrothermal planning. All previous works on this subject are based on a hazard-decision approach, whereas reality is more closely related to a decision-hazard process. This dissonance between planning and implementation is a source of time-inconsistency, as future planned decisions under the same conditions may not be put into practice. If on the one hand the hazard-decision modeling framework allows a scenario-decomposable efficient solution methodology, on the other hand the decision-hazard structure provides a more robust (pessimistic) solution as it does not rely on anticipativity assumptions. In this work, we measure the inconsistency-gap related to the current methodology and propose an alternative approach for hydrothermal planning that utilizes an informationrevelation structure and decision process based on a decision-hazard framework, thereby approximating the planning model to realistic operational actions. Instead of relying on non-anticipativity constraints, which would prevent the scenario decomposition of each two-stage stochastic subproblem, the proposed methodology considers first-stage decisions as state variables to be optimized through the SDDP procedure. In this framework, the complexity and time required to find a solution is considerably reduced yet ensuring the decision-hazard decision structure and non-anticipativity of the first-stage decisions. Results based on the Brazilian power system indicate that this inconsistency may considerably increase generation of more expensive thermal units, leading to spikes in energy market spot prices and an increase in overall operational costs. Therefore, the proposed decision-hazard approach and augmented-state solution methodology constitute timely and relevant contributions to both industry practices and state of the art literature on the subject of hydrothermal operation planning under uncertainty.

[pt] No planejamento da operação hidrotérmica brasileiro, assim como em outros países hidro dependentes, a Programação Dinâmica Dual Estocástica (PDDE) é utilizada para calcular uma política ótima avessa a risco que, muitas vezes, considera modelos autorregressivos para modelagem das afluências às hidrelétricas. Em aplicações práticas, estes modelos podem induzir a uma variabilidade indesejável de variáveis primais (geração térmica) e duais (custo marginal e preço spot), que são altamente sensíveis a mudanças nas condições iniciais das vazões. Neste trabalho, são propostas duas abordagens diferentes para estabilizar as soluções da PDDE no problema de planejamento da operação energética: a primeira abordagem visa regularizar variáveis primais considerando uma penalidade adicional sobre as mudanças no despacho térmico ao longo do tempo. A segunda abordagem reduz indiretamente a variabilidade da geração térmica e do custo marginal ao ignorar informações de afluências passadas na função de custo futuro e compensando-a com um aumento na aversão ao risco. Para fins de comparação, a qualidade solução foi avaliada com um conjunto de índices propostos que resumem cada aspecto importante de uma política de planejamento hidrotérmico. Em conclusão, mostramos que é possível obter soluções com boa qualidade em comparação com benchmarks atuais e com uma redução significativa variabilidade. / [en] In the hydrothermal energy operation planning of Brazil and other hydro-dependent countries, Stochastic Dual Dynamic Programming (SDDP) computes a risk-averse optimal policy that often considers river-inflow autoregressive models. In practical applications, these models induce an undesirable variability of primal (thermal generation) and dual (marginal cost and spot price) solutions, which are highly sensitive to changes in current inflow conditions. In this work, we propose two differing approaches to stabilize SDDP solutions to the energy operation planning problem: the first approach aims at regularizing primal variables by considering an additional penalty on thermal dispatch revisions over time. The second approach indirectly reduces thermal generation and marginal cost variability by disregarding past inflow information in the cost-to-go function and compensating it with an increase in risk aversion. For comparison purposes, we assess solution quality with a set of proposed indexes summarizing each important aspect of a hydrothermal operation planning policy. In conclusion, we show it is possible to obtain high- quality solutions in comparison to current benchmarks and with significantly reduced variability.

[pt] Este trabalho propõe a inclusão de restrições probabilísticas como alternativa para inclusão de aversão ao risco no problema de planejamento de longo prazo da geração em sistemas hidrotérmicos, resolvido por programação dinâmica dual estocástica (PDDE). Propõe-se uma abordagem menos restritiva em comparação com métodos alternativos de aversão a risco já avaliados no sistema brasileiro, como a curva de aversão ao risco (CAR) ou a superfície de aversão a risco (SAR). Considera-se uma decomposição de Benders de dois estágios para o subproblema de cada nó da árvore de cenários da PDDE, onde o subproblema de segundo estágio é denominado CCP-SAR. O objetivo é obter uma política operativa que considere explicitamente o risco de não atendimento à demanda vários meses à frente, no subproblema CCP-SAR, com uma modelagem contínua das variáveis aleatórias associadas à energia natural afluente aos reservatórios, segundo uma distribuição normal multivariada. A região viável para a restrição probabilística é aproximada por planos cortantes, construídos a partir da técnica de bisseção e calculando-se os gradientes dessas restrições, usando o código de Genz. Na primeira parte deste trabalho resolve-se de forma iterativa o subproblema CCP-SAR, para um determinado vetor de armazenamentos iniciais para o sistema. Na segunda parte do trabalho constrói-se uma superfície de aversão a risco probabilística, varrendo-se um espectro de valores para o armazenamento inicial. / [en] This paper proposes the inclusion of chance constrained programming as an alternative to include risk aversion in the long-term power generation planning problem of hydrothermal systems, solved by stochastic dual dynamic programming (SDDP). It is proposed a less restrictive approach as compared to traditional methods of risk aversion that have been used in the Brazilian system, such as risk aversion curve (CAR) or risk aversion surface (SAR). A two-stage Benders decomposition subproblem is considered for each SDDP scenario, where the second stage subproblem is labeled CCP-SAR. The objective is to yield an operational policy that explicitly considers the risk of load curtailment several months ahead, while considering in the CCP-SAR subproblem a continuous multivariate normal distribution for the random variables related to energy inflows to the reservoirs. The feasible region for this chance constrained subproblem is outer approximated by linear cuts, using the bisection method which gradients were calculated using Genz s code. The first part of this dissertation solves the multi-stage deterministic CCP-SAR problem by an iterative procedure, for a given initial vector storage for the system. The second part presents the probabilistic risk aversion surface, for a range of values of initial storage.

[pt] Os novos elementos conectados nos sistemas de distribuição de energia elétrica aumentam a complexidade do planejamento e operação destas redes. Os benefícios da implementação de técnicas clássicas, como Conservation Voltage Reduction (CVR), combinadas com uma operação coordenada dos recursos energéticos distribuídos, podem contribuir para o aumento de eficiência nos sistemas de distribuição de energia elétrica e reduzir o consumo de energia. Na técnica CVR, as tensões são reduzidas objetivando redução de picos de demanda e consumo de energia. Este trabalho propõe um modelo de otimização para o planejamento da operação do dia seguinte nos sistemas de distribuição de energia elétrica, considerando sistemas desequilibrados e com penetração de geração distribuída (GD) fotovoltaica. A técnica CVR será aplicada em uma abordagem determinística, estocástica e robusta, considerando a incerteza nos seus parâmetros e, consequente, na modelagem de carga. O modelo de otimização proposto considera a atuação de elementos de controle tradicionais, como transformador On Load Tap Changers (OLTC) na subestação e bancos de capacitores (BC), além de elementos modernos, como inversores fotovoltaicos inteligentes, para minimização do consumo de energia observado na subestação. O problema, fundamentalmente de programação não-linear inteira mista, é transformado em um problema de programação linear de natureza contínua. Os resultados são avaliados no sistema teste IEEE 123-barras para as diferentes estratégias modeladas. A economia de energia obtida foi significativa nas abordagens propostas, mas o modelo de otimização robusta se mostrou mais adequado para reduzir os riscos de violação de tensão. / [en] The new elements connected in electrical distribution systems increase the complexity of grids planning and operating. The benefits of classical techniques, such as Conservation Voltage Reduction (CVR), combined with a coordinated operation of distributed energy resources, can contribute to increasing efficiency and reducing energy consumption of the distribution systems. In the CVR technique, voltages are reduced in order to reduce peak demand and energy consumption. This paper proposes an optimization model for the day-ahead operation planning of unbalanced distribution systems with photovoltaic distributed generation (DG) penetration. The CVR technique will be applied in deterministic, stochastic and robust approach, considering the uncertainty in its parameters and consequently, in the load modeling. The proposed optimization model considers the operation of traditional control elements, such as On Load Tap Changers (OLTC) at substation and capacitor banks (CB), in addition to modern elements, such as intelligent photovoltaic inverters, to minimize the energy consumption at the substation. The problem, originally of mixed-integer nonlinear programming, is transformed into a continuous linear programming problem. The results are evaluated in the IEEE123-bus test system for the different optimization approaches. The energy savings obtained were significant in all the proposed approaches, but the robust optimization model proved to be more adequate since it reduces the risk of voltage violations.

[pt] Modelos equivalentes de rede podem ser usados na avaliação de segurança online, no planejamento da operação de grandes sistemas e na simulação em tempo real. A representação de partes não observadas do sistema por equivalentes melhora significativamente o desempenho computacional, que é um requisito importante na avaliação de segurança on-line, e necessário quando não estão disponíveis informações sobre áreas não observadas. Em simuladores em tempo real, devido a limitações de hardware, é obrigatório o uso de equivalentes. Para estudos de planejamento, as reduções de rede fazem sentido se o sistema for muito grande e o foco da análise restrito a uma parte relativamente pequena do sistema, para os quais o uso de equivalentes de rede pode poupar uma enorme quantidade de tempo. O tema dos equivalentes de rede recebeu atenção significativa nos anos 70 e 80, principalmente na avaliação da segurança estática. Entretanto, para aquelas perturbações que envolvem respostas de potência pelo sistema externo, simples modelos estáticos podem não ser suficientes. Para isso, utiliza-se a representação dinâmica nesses equivalentes. O sistema externo deve manter uma resposta semelhante às oscilações eletromecânicas do sistema original. Tendo em vista a expansão do Sistema Interligado Nacional (SIN), a crescente inserção de elos de corrente contínua e a elevada da participação de fontes de geração distribuída, especialmente a eólica, é esperado um aumento significativo do número e complexidade dos modelos para simulações dinâmicas. Assim, é de extrema relevância o aperfeiçoamento dos equivalentes dinâmicos, tanto para utilização on-line como para o planejamento da operação. Portanto, esta dissertação visa explorar os limites das técnicas de equivalentes dinâmicos de rede mais recentes, bem como possíveis caminhos para o aperfeiçoamento de sua aplicação, inclusive com a consideração do seu uso para acelerar o cálculo de regiões de segurança. Além de uma revisão da teoria recente de equivalentes estáticos e dinâmicos, serão apresentadas aplicações de equivalentes dinâmicos em diferentes regiões do SIN. A primeira região, mais restrita, representa a rede de atendimento aos estados do Acre e Rondônia, com o restante do SIN reduzido. A segunda região, mais geral, reduz partes do SIN considerando o bloqueio total do Bipolo Xingu-Estreito e seu impacto na rede. Os resultados obtidos são amplamente discutidos. / [en] Equivalent network models can be used for online security assessment, operation planning of large systems, and real-time simulation. Representing unobserved parts of large networks by equivalents significantly improves computational performance, which is an important requirement in online security assessment and required when no information on unobserved areas is available. In real-time simulators, due to hardware limitations, the use of equivalents is mandatory. For planning studies, network reductions make sense if the system is too large and the focus of analysis is restricted to a relatively small part of the system, for which the use of network equivalents can save a huge amount of time. The topic of network equivalents received significant attention in the 1970s and 1980s, especially in static security assessments. However, for those perturbations involving power responses by the external system, simple static models may not be sufficient. For this, the dynamic representation in these equivalents is used. The external system must preserve a response similar to the electromechanical oscillations of the original system. Considering the expansion of the Brazilian Interconnected System (BIS), the increasing insertion of DC links and the high contribution of distributed generation sources, especially wind, a significant increase in the number and complexity of the models for dynamic simulations is expected. Thus, it is extremely important to improve the dynamic equivalents, for both online use and for operation planning. Therefore, this dissertation aims to explore the limits of the latest dynamic network equivalent techniques as well as possible ways to improve its application, including its use to speed up the assessment of security regions. In addition to a review of the recent theory of static and dynamic equivalents, applications of dynamic equivalents will be presented in different regions of the BIS. The first region, more restricted, represents the network transmission services to the states of Acre and Rondônia, with the rest of the BIS reduced. The second region, more general, reduces parts of the BIS considering the total block of the Xingu-Estreito bipole and its impact on the network. The results obtained are widely discussed.