[pt] Este trabalho apresenta um modelo de previsão de curto prazo para cargas reativas horárias. Tal modelo é uma extensão do método desenvolvido por P. C. Gupta no qual utiliza-se um procedimento de previsão que combina idéias e procedimentos de duas abordagens: o método de amortecimento exponencial e o modelo de Box e Jenkins. Até os dias atuais os estudos nesta área foram elaborados para potência ativa da carga. Como praticamente não existem na literatura especializada métodos de previsão para a carga reativa, este trabalho pretende iniciar a modelagem destes dados, o qual é de grande importância para o novo modelo do Setor Elétrico Brasileiro. Desta forma o desenvolvimento desta ferramenta tem a intenção de aprimorar a avaliação do comportamento desta carga, contribuindo para o melhor desempenho operacional do sistema elétrico. Com a evolução das técnicas, este trabalho utiliza também métodos inteligentes para fazer a previsão de carga reativa. Sendo assim foram utilizadas Redes Neurais Artificiais, a título de comparação dos resultados com o modelo proposto. / [en] This dissertation presents a reactive load forecast model for power systems. The model is an extension of P. C. Gupta s method, including ideas and procedures from exponential smoothing and Box and Jenkins models. A wide variety of studies has been developed in the last years on load forecast model for active power only. On the other hand, reactive load forecast works haven t been commonly implemented. The introduction of this new concept intends to fulfill this gap of reactive load forecast studies due to their importance to the Brazilian Power System. An improved load behavior evaluation and a better electric system operation could arise with the adoption and development of this tool. Comparisons with as neural network models were also done.

[pt] Este trabalho faz um estudo de várias metodologias de partição de custos em ambientes competitivos, com o objetivo de se propor algoritmos para a repartição do custo de suporte de reativo entre os diversos acessantes. Entre as várias metodologias estudadas, como por exemplo Nucleolus, Principio da Decomposição e Valor de Shapley, será verificado que o método de Aumann-Shapley é o mais adequado à repartição do custo de suporte de reativo, já que é baseada em custos marginais, bastante compatíveis com um ambiente econômico competitivo. Técnicas de otimização são de extrema importância para aplicação da metodologia de Aumann-Shapley, porque fornecem os multiplicadores de lagrange necessários ao cálculo dos custos marginais de potencia reativa, que são utilizados na repartição de custos de Aumann-Shapley. Neste sentido, é apresentado um algoritmo de pontos interiores, através do qual também se obtém o custo total de suporte reativo. Dois algoritmos para a repartição do custo de suporte de reativo serão então apresentados, um para aplicação ao caso determinístico e outro para o caso estocástico, de modo a se considerar s ocorrência de contingências na rede elétrica. A metodologia proposta é ilustrada em estudos utilizando- se dois sistemas teste: um de 24 barras e outro de 1653 barras. / [en] This work presents the study of some cost allocation methodologies in a competitive framework and proposes algorithms to reactive cost allocation among transmission consumers. Among the studied methodologies, e.g. Nucleolus, Decomposition Principle and Shapley Value, the Aumann-Shapley methodology will be shown to be the most adequate in sharing the cost of reactive support, due to its basis in marginal cost compatible with and economic competitive framework. Optimization techniques are very important to Aumann- Shapley methodology application, because the supplied Lagrange multipliers are extremely important to the evaluation of reactive power marginal cost, carried out in Aumann-Shapley cost allocation. Besides that, an interior point algorithm will be presented, which is used to obtain Lagrange multipliers and to determine the reactive support total cost. Afterwards, two algorithms will be presented to reactive power support cost allocation, one to be applied in a deterministic case and the other to a stochastic case, where contingencies in a electric network are taken into account. The proposed method is illustrated in studies with two electric test systems: one composed by 24 buses and other by 1653 buses.

[pt] A falta de recursos e a questão ecológica tem limitado a expansão do sistema de transmissão. Esta realidade, em conjunto com o crescimento da carga, faz com que os sistemas elétricos trabalhem bastante carregados. Esta nova condição pode levar a situações de colapso de tensão. O desenvolvimento de métodos para a avaliação do carregamento da rede de transmissão tornou-se necessário e imprescindível para que se possa entender o funcionamento do sistema nestas condições e possibilitar a sua operação de modo correto. O carregamento da rede de transmissão pode ser avaliado por condições nodais associadas ao máximo fluxo de potência ativa e reativa que pode ser transmitida dos geradores para as cargas. Estas condições nodais são avaliadas por uma ferramenta analítica com base em modelo matemático, simples mas poderoso, de uma direta interpretação física do fenômeno. Índices abrangentes e significativos são obtidos a partir da matriz Jacobiano do sistema. Eles indicam a região de operação na curva V x P, Q a margem em MVA para o máximo carregamento, a importância relativa entre as barras, e uma medida de dificuldade de transmissão. O controle de tensão influi diretamente nas condições de operação e portanto, deve ser incluído na modelagem do problema. Usualmente são: controle de tensão por ajuste de tap de LTCs e controle de tensão (local e remota) por injeção de potência reativa. O controle é restrito pelos limites dos taps de transformadores, limites de injeção de potência reativa e limites de tensão. Neste trabalho é mostrada a forma como se deve incluir os controles e limites relacionados com a tensão, na ferramenta analítica de avaliação do carregamento da rede de transmissão. O índice calculado apropriadamente é nulo no ponto de máxima transferência de potência. É mostrado que os controles e limites de tensão do sistema podem e devem ser representados na matriz Jacobiano do sistema linearizado de equações que modelam o sistema, exceto os da barra em análise, mesmo se esta tiver sua tensão controlada. / [en] The lack of investiments and the ecological matter have limited the expansion of the transmission system. This reality, together with the growth of the load, makes the electric systems to work heavy loaded. This new condition can lead to situations of voltage collapse. The development of methods for evaluation the loading of the transmission network became necessary and indispensable in understanding the performance of the system under these conditions and in making possible the operating in a correct way. The transmission system loading can be evaluated by nodal conditions associated to the maximum active and reactive power flow that can be transmitted from generators to loads. These nodal conditions are assessed by an analytic tool based on a a mathematical model. Simple but powerful, derived directly from a physical interpretation of the phenomenon. Meaningful and comprehensive indexes are obtained from a partition of the jacobian matrix of the system. They indicate the operation area in the V x P, Q curve, the margin in MVA for the maximu loading, the relative importance among the busbars, and a measure of transmission difficulty. The voltage control is of paramount importance on operating consitions and therefore should be included in the problem modeling. Usually they are voltage control by tap adjstment of LTCs and voltage control (local and remote) by injection of reactive power. The control is constrained by limits on the taps of transformers, on reactive power injection and on voltage magnitudes. In this work it is shown how the controls and limits related with the voltage should be include in the analytical tool for the evaluation of the transmission system loading. The index calculated adequately is null in the point of maximum power transfer, positive in the upper half and negative in the lower half of the V x P, Q curve. It is shown that the voltage controls and limits of the system can and should be represented in the Jacobian matrix of the linearised system of equations, except on bus under analysis, even if it is a voltage controlled bus.

[pt] O problema geral de minimizar os custos operativos de um sistema de potência mediante escolha acertada de geração ativa e reativa, é formulado como um problema matemático de programação não linear. O problema geral é particularizado para o de minimização das perdas ativas em transmissão, com decisões judiciosas quanto a geração de potência reativa e posicionamento de taps de transformadores. Rotinas computacionais eficientes baseadas na resolução do fluxo de potência pelo método de Newton-Raphson e nas variáveis duais (lagrangeanas) do teorema de Kuhn-Tucker são discutidas. As possibilidades de se estender o fluxo de potência com otimização de reativo para a potência ativa são também discutidas. Verifica-se que o trabalho adicional envolvido é bastante simples, resultando no problema economicamente mais importante do despacho otimizado da potência ativa e reativa. / [en] The general problem of minimizing the operating cost of a power system by proper selection of active and reactive productions is formulated as a nonlinear programming problem. The general problem is particularized to the minimization of transmission line losses by suitable selection of the reactive productions and tranformer tap settings. An efficient computational producedure based on the Newton- Raphson method for solving the power flow equations ando n the dual (lagranggian) variables of the Kuhn and Tucker theorem is discussed. The possibilities of extending the optimum reactive power flow to consider the real power are also discussed. The extra work to be done is very simple, resulting in the economically more important problem of combined active and reactive dispatch optimication.

[pt] No atual modelo econômico do setor elétrico, é necessário identificar os agentes beneficiados pelos serviços ancilares à transmissão de potência de forma a alocar adequadamente os custos de investimento, de operação e manutenção do equipamento necessário para a prestação do serviço. Entre os serviços ancilares, destaca-se o suporte de potência reativa para a regulação de tensão. Este trabalho apresenta um método baseado nos multiplicadores de Lagrange de um problema de otimização associado ao cálculo das medidas corretivas necessárias para lidar com níveis de tensão inadequados. Dois critérios de otimização são definidos: mínimo corte de carga e mínima alocação de potência reativa. Os multiplicadores de Lagrange definem a responsabilidade de cada barra quando ocorrem violações de tensão no sistema. O método permite não só identificar as barras beneficiadas pelo equipamento de compensação de potência reativa como também alocar os custos entre elas. É priorizada a confiabilidade do sistema, analisando as contingências possíveis e considerando suas respectivas probabilidades de ocorrência. O programa computacional NH2, desenvolvido pelo CEPEL, é a ferramenta básica para o desenvolvimento deste trabalho. O método é aplicado, a título de ilustração, ao sistema IEEE - RTS de 24 barras e ao sistema da Área Rio. Os resultados obtidos são comparados com um método já existente, que define fatores de alocação de custos medindo os benefícios às barras devido ao suporte de potência reativa. Esta comparação, benefício x responsabilidade, e a própria teoria dos dois métodos, mostram que o método proposto identifica mais adequadamente as barras e os respectivos fatores para a repartição dos custos. / [en] It is important to identify the agents that take advantage of the ancillary services for system operation in the nowadays electricity market. The actual economic design requires that the costs of investment, operation and maintenance of the necessary equipment should be properly allocated between these agents. Among the ancillary services, the reactive power support for voltage regulation is quite important. It is presented a method that identifies the buses that take advantage of the reactive power equipment and allocates the costs between each one of them. The power system reliability is taken into account. The analysis considers possible contingencies and their respective probability of occurrence. The computer program NH2, developed by CEPEL, is the main tool for the development of this work. The method is based on the Lagrangian multipliers of an optimal power flow problem (OPF) associated to corrective measures necessary to deal with voltage violations. Two different objective functions are used: minimum load shedding and minimum reactive power injection. The Lagrangian multipliers define the responsibility of each bus when system voltage violations occur. For the purpose of illustration, the method is applied on the 24 bus IEEE Reliability Test System and on Área Rio system. Results are compared with those produced by other existing method that defines cost allocation factors measuring the benefit due the reactive support. This comparison, benefit x responsibility, and the theory used by both methods, show that the proposed method identifies more appropriately the buses and the corresponding factors to allocate the costs.

[pt] No novo modelo do Setor Elétrico é essencial desenvolver novas técnicas que estimem valores futuros, a curto e longo-prazos, das potências ativa e reativa. Com base nisso, este trabalho tem por objetivo apresentar uma nova técnica de previsão horária de potência reativa a curto-prazo, por subestação, baseada na linearidade existente entre as potências ativa e reativa. O modelo proposto, denominado de Modelo Híbrido de Previsão de Reativo, é dividido em duas etapas: A primeira etapa é feita uma classificação dos dados através de uma rede neural não supervisionada Mapas Auto-Organizáveis de Kohonen (SOM); A segunda etapa, utiliza-se um modelo de defasagem distribuída auto-regressivo (ADL) com estimação de Mínimos Quadrados Reponderados Iterativamente (IRLS) acoplado a uma correção para autocorrelação serial dos resíduos - Método Iterativo de Cochrane-Orcutt. Este Modelo Híbrido tem como variável dependente a potência reativa, e como variáveis explicativas dados horários de potência ativa e reativa no instante atual e defasadas no tempo. A previsão de potência reativa a curto-prazo é dividida em in sample e em out of sample. A previsão out of sample é aplicada a períodos horários em até um mês à frente. O modelo proposto é aplicado aos dados de uma concessionária específica de Energia Elétrica e os resultados são comparados a um modelo de Regressão Dinâmica convencional e a um modelo de Redes Neurais Artificiais Feedforward de Múltiplas camadas (MLP) com um algoritmo de retropropagação do erro. / [en] The forecasting of reactive and active power is an important tool in the monitoring of an Electrical Energy System. The main purpose of the present work is the development of a new short-term reactive power hourly forecast technique, which can be used at utility or substations levels. The proposed model, named A Hybrid Model for Reactive Forecasting, is divided in two stages. In the first stage, the active and reactive power data are classified by an unsupervised neural network - the Self-Organized Maps of Kohonen (SOM). In the second stage, a Autoregressive Distributed Lags Model (ADL) is used with its parameters estimated by an Iteratively Reweighted Least Square (IRLS). It also includes a correction lag structure for serial autocorrelation of the residuals as used in the Cochrane-Orcutt formulation. The short term reactive power forecasting is divided in in sample and out of sample. The out of sample forecast is applied to hourly periods until one month ahead. The proposed model is applied to real data of one substation and the results are compared with two other approaches, a conventional Dynamic Regression and a Feedforward Multi-layer Perceptron (MLP) Artificial Neural Network model.

[pt] No novo modelo para o setor elétrico brasileiro a operação do sistema é de responsabilidade do Operador Independente do Sistema enquanto que a propriedade do equipamento e os gastos com a sua manutenção são de responsabilidade do agente prestador do serviço ancilar.Desta forma, o lucro do agente prestador do serviço ancilar de potência reativa será função do custo deste serviço uma vez que a sua remuneração é previamente definida pelo agente regulador. Dentro desta ótica os riscos operacionais dos equipamentos de compensação de potência reativa, se não forem convenientemente mitigados,poderão aumentar os gastos com a manutenção e o pagamento de multa pela indisponibilidade do equipamento.Riscos operacionais são situações de sistema que estão fora da responsabilidade do agente mas que poderão reduzir o seu faturamento.Esta dissertação descreve os riscos operacionais e faz algumas sugestões para proteger o agente da redução do seu faturamento. / [en] In the new brazilian deregulated electrical network, system operation is under Independent System Operator responsibility while the ancillary service agent is the owner of the reactive power equipment and, as a consequence, is responsible for its maintenance costs. In the new model, the profit of the agent is a function of the maintenance costs because his payment is previously defined by the authorities. The operational risks of the reactive power equipments, if not conveniently mitigated, may increase the maintenance frequency and may also result in the payment of a fee due to the equipment unavailability.Operational risks are events in the electrical transmission system that are not under the responsibility of the agent but may reduce his profits. This report describes these operational risks and makes some suggestions to protect the agent against the reduction in his profits.