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Submitted by Fabio Sobreira Campos da Costa (fabio.sobreira@ufpe.br) on 2017-07-11T12:50:27Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) DissertaçãoRodrigoNunesdeMelo.pdf: 5589879 bytes, checksum: e851e203ef8b11b9711c04c1c34a7ede (MD5) / Made available in DSpace on 2017-07-11T12:50:27Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 811 bytes, checksum: e39d27027a6cc9cb039ad269a5db8e34 (MD5) DissertaçãoRodrigoNunesdeMelo.pdf: 5589879 bytes, checksum: e851e203ef8b11b9711c04c1c34a7ede (MD5) Previous issue date: 2016-06-17 / FACEPE / O planejamento da operação de um sistema elétrico de potência está diretamente relacionado com o despacho de usinas hidrelétricas e termelétricas. As características geográficas do Brasil contribuem para que o parque gerador seja predominantemente hidráulico. Devido à grande dimensão dos sistemas elétricos, a otimização do problema de despacho hidrotérmico é uma tarefa extremamente complexa que pode ser realizada de modo eficiente, buscando otimizar a operação dos reservatório das usinas hidráulicas, onde o objetivo é a redução do custo na geração térmica necessária para atendimento à carga e eventuais déficits de energia, além de maior nível de segurança. O presente trabalho aborda o desenvolvimento e a implementação de um software para resolução do problema do despacho hidrotérmico em três patamares de carga a ser atendido. Neste trabalho o problema de despacho foi formulado como um problema de programação linear, que por sua vez foi solucionado pelos métodos de pontos interiores primal-dual e preditor-corretor de barreira logarítmica. O trabalho faz uma avaliação do desempenho computacional dos métodos implementados e do método LINPROG presente no software Matlab® na solução do problema de planejamento da operação em larga escala, para horizontes de cinco e de dez anos. As simulações foram feitas baseados em dados do Plano Decenal de Energia (PDE) 2022 e apresentaram desempenhos satisfatórios. / The operational planning of electric power systems is directly related to the dispatch of hydroelectric and thermal power plants. The Brazilian electric energy park is a predominantly hydraulic system, due to its geographic characteristics. Due to the large size of the electrical systems, the optimization of the hydrothermal dispatch problem is an extremely complex task that can be carried out efficiently, seeking to optimize the operation of the reservoir in the hydroelectric plants aimed at reducing the cost of the necessary thermal generation to meet the load and possible energy deficits, and a high level of security. This work discusses the development and implementation of a software to solve the hydrothermal dispatch problem in three load steps. In this dissertation the hydrothermal dispatching problem is formulated as a linear programming program, which in term is solved by the following methods of interior point: primal-dual and predictor-corrector with logarithmic barrier. This work provides an evaluation of the computational performance of the implemented methods and LINPROG, presents in the software Matlab®, to solve a large scale operational planning problem, for horizons of five and ten years. The simulation were made based on data from the “Plano Decenal de Energia (PDE) 2022” and showed satisfactory performance.

Submitted by Renata Lopes (renatasil82@gmail.com) on 2015-12-16T14:48:47Z No. of bitstreams: 1 ezequieldasilvaoliveira.pdf: 3924049 bytes, checksum: 2e25250cd277eeed6b8f5625283b8b69 (MD5) / Approved for entry into archive by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br) on 2015-12-16T15:15:57Z (GMT) No. of bitstreams: 1 ezequieldasilvaoliveira.pdf: 3924049 bytes, checksum: 2e25250cd277eeed6b8f5625283b8b69 (MD5) / Made available in DSpace on 2015-12-16T15:15:57Z (GMT). No. of bitstreams: 1 ezequieldasilvaoliveira.pdf: 3924049 bytes, checksum: 2e25250cd277eeed6b8f5625283b8b69 (MD5) Previous issue date: 2015-08-07 / O atendimento à demanda requer um uso eficiente do sistema geração sem afetar sua confiabilidade. Para o sistema termoelétrico o uso eficiente está diretamente relacionado com a queima de combustível e, consequentemente, com o custo de operação. Portanto, a minimização deste custo é obtida a partir da alocação da potência ativa a ser gerada para cada termoelétrica, que configura um problema de otimização denominado de Despacho Econômico (DE). Este trabalho aborda de forma real o problema do Despacho Econômico, devido a consideração das características que ocorrem durante a geração de energia elétrica. Estas características são as restrições de Zonas de Operação Proibidas (ZOP), Múltiplo Combustível (MC) e o efeito de ponto de válvula, que torna o problema do Despacho Econômico num problema não convexo e descontínuo. A proposta deste trabalho é a adoção de duas metaheurísticas bioinspiradas para resolver o problema do Despacho Econômico com características reais de operação. As técnicas bioinspiradas que são utilizadas consistem na: (i) Otimização via Enxame de Partículas e (ii) otimização baseada no fenômeno da ecolocalização do morcego, denominado Algoritmo do Morcego. Ambas as metaheurísticas são implementadas noMATLAB® e para a otimização do problema não linear e não convexo do Despacho Econômico é utilizado o modelo LINGO. Os resultados obtidos através das técnicas bioinspiradas aplicadas ao estudos de casos, são comparados comos encontrados na literatura especializada e, por fim, é feito a análise da eficiência das metaheurísticas utilizadas, cujo Algoritmo do Morcego apresenta o melhor desempenho. / The demand supply requires efficient use of generation system without affecting its reliability. For the thermoelectric systemits efficient use is directly related with fuel burn and, consequently, with cost operation. Therefore, to minimize this cost is obtained from the allocation of active power to be generated for each thermoelectric, which sets up an optimization problem called Economic Dispatch (DE). Thiswork considers a realway of the Economic Dispatch problemdue consideration of the characteristics that occur during eletricity generation. These features are restrictions Prohibited Operating Zones (POZ), multiple fuel and the valve-point effect, which makes the Economic Dispatch problem in non-convex and discontinuous problem. The proposal this work is adopting two bioinspired metaheuristics to solve the EconomicDispatch problemwith real operating characteristics. The bioinspired techniques that are used consist of: (i) Particle Swarm Optimization and (ii) Optimization based on bat echolocation phenomenon, called Bat Algorithm. Both metaheuristics are implemented in MATLAB® and for optimization of non-linear and non-convex problem is used LINGO model. The results obtained through the bioinspired techniques applied the study cases, are compared with those found in literature and, finally, is made the analysis of the efficiency of metaheuristics used, which Bat Algorithm has the best performance.

Ingeniero Civil Industrial / Arco Alimentos es una empresa fundada 1998 como filial de Arco Prime, la cual pertenece al Holding de Empresas Copec. Se encuentra ubicada en la comuna de Quilicura donde produce alimentos de consumo inmediato tales como sándwiches, burritos, bollería y pasteles, los cuales comercializa de Arica a Puerto Montt. Sus ventas en el año 2016 alcanzaron $5.548 MM y se estima que en los próximos 3 años crezcan un 20% anualmente, sin embargo, a pesar de este escenario de crecimiento, la empresa presenta pérdidas acumuladas desde su creación. Una de las áreas que más contribuye en el gasto de la empresa es logística con un 15% del total. Dentro de los problemas del área de logística a abarcar en el presente informe es posible detectar dos grupos: uno relacionado con eficiencia del sistema actual y otro relacionado con una adecuación física ante un aumento de demanda. En el primer grupo se hallan debilidades relacionadas al aumento de tiempos de picking, costos logísticos de despacho adicionales y horas extras y espera de vehículos por revisión de cajas. Por su parte, en el segundo se encuentra el hecho de que la bodega de productos terminados se está haciendo pequeña para el negocio, lo cual trae un costo de oportunidad asociado. El monto anual aproximado asociado a la totalidad de estas problemáticas se estima en $11 MM actualmente, mientras que en el tercer año sería de cercano a los $176 MM, por lo que el mayor valor del trabajo se encuentra en el mediano plazo. En base lo anterior se plantea como objetivo rediseñar los procesos de picking y despacho a través de la evaluación de los recursos del área logística, de manera de aumentar la eficiencia del sistema actual y adecuar físicamente la bodega de productos terminados de la empresa ante un escenario de aumento de demanda en el mediano plazo. La metodología utilizada para abordar las problemáticas mencionadas se basó, en primera instancia, en un levantamiento de datos en terreno con el fin de acercarse más a la realidad. Posteriormente, mediante el uso de teoría de cola y simulaciones se procedió a estimar los tiempos de los procesos involucrados. Una vez definida la situación actual se recurrió al uso de pronósticos de demandas basados en método de Winter y modelo de juicio para estimar las ventas en el mediano plazo, datos necesarios para poder proyectar la situación futura del área y comportamiento de las mejoras propuestas mediante simulaciones nuevamente. Por su parte, para comprobar la factibilidad económica del conjunto de propuestas se realizó un flujo de caja del proyecto, calculándose su VAN y TIR correspondiente. Finalmente, al evaluar todas las propuestas de manera conjunta se estima que a partir de una inversión inicial de $11 MM y de $17 MM a finales de 2018 es posible obtener un VAN de $105 MM, por lo que se concluye que, mediante una baja inversión, pero con medidas potentes y oportunas, se pueden lograr grandes resultados en un caso práctico real. / 07/09/2022

Made available in DSpace on 2014-06-11T19:22:34Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2010-08-23Bitstream added on 2014-06-13T20:48:01Z : No. of bitstreams: 1 souza_mas_me_bauru.pdf: 1718716 bytes, checksum: 06558a2073d16192fb7eaf1e9f95ca28 (MD5) / Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) / Este trabalho visa a investigação e implementação de métodos Primal - Dual Previsor-Corretor de Pontos Interiores com a estratégia de busca unidimensional, e a aplicação destes em problemas de Despacho Econômico e Ambiental. Objetiva-se utilizar estes métodos para determinar soluções aproximadas e consistentes dos problemas causados citados, que forneçam a solução de minimização dos custos dos combustíveis empregados na geração termoelétrica de energia, otimizando um processo de alocação da demanda de energia elétrica entre as unidades geradoras disponíveis, de tal forma que as restrições operacionais sejam atendidas e que o custo de geração é minimizado. Pretende-se também, analisar o problema de Despacho Ambiental com um objetivo único quando se acopla a este o Problema de Despacho Econômico e busca-se, simultaneamente, a minimização dos custos de geração e a redução da emissão de poluentes na natureza. Os métodos foram implementados, testados em Problemas de Despacho Econômico e Ambiental, e o seu desempenho foi comparado com outros métodos já utilizados, cujos resultados são encontrados na literatura / This work aims the investigation and implementation of Primal-Dual Predictor-Corrector interior points methods, with the strategy of one-dimensional search, and its application in Economic and Environmental Dispatch Problems. It pretends to use these methods to determine approximate and consistent solutions of the mentioned problems, that provide the solution to minimize the fuel costs used in thermoelectric power generation, optimizing an allocations process of eletric power demand among available generation units, such that the operational constraints are attended and that generation cost is minimized. It too pretends to analyze the Environmental Dispatch Problem with the one objective when it is joined with the Dispatch Problems and it searchs, simultaneously, the minimization of the generation costs and the reduction of emission of the polluants in the nature. The methods were implemented, tested on the Economic and Environemental Dispatch Problems and its performance was compared with others method currently used, whose results are found in the literature

[pt] O objetivo desta dissertação é desenvolver uma metodologia para oferta estratégia de uma empresa geradora em ambiente de mercado com múltiplas usinas hidrelétricas, levando em consideração múltiplos estágios e a incerteza nas afluências, e ilustrar a aplicação da mesma em sistemas realistas. Mostra-se inicialmente que o problema de oferta estratégica pode ser formulado como uma recursão de programação dinâmica estocástica (PDE), onde as variáveis de estado são os níveis de armazenamento dos reservatórios no início de cada estágio e as afluências observadas nos estágios anteriores. Entretanto, a dificuldade computacional dos algoritmos de PDE restringe sua aplicação a sistemas com poucos reservatórios, limitando bastante a aplicação da técnica a sistemas realistas. Assim, a abordagem proposta nesta dissertação é estender a metodologia de programação dinâmica dual estocástica (PDDE), até então aplicada a problemas de minimização de custos, ao problema de otimização da oferta. Isto é feito através de dois passos principais: (i) Uso de uma estratégia de oferta por quantidade somente (análogo a um modelo de Cournot em problemas de equilíbrio econômico) e (ii) a recursão de PDDE, que por ser baseada numa aproximação por hiperplanos requer que o problema seja convexo, o que não ocorre necessariamente no caso da oferta estratégica. A abordagem proposta consiste em aproximar a cada estágio a função de benefício futuro (FBF) por sua envoltória côncava (concave hull). Com isso, a técnica de PDDE pode ser aplicada para resolver o problema de ofertas multi- estágio e estocástico de uma empresa hidroelétrica com múltiplas usinas. Exemplos e estudos de caso serão ilustrados com os sistemas reais da Romênia e El Salvador, ilustrando a aplicabilidade da metodologia proposta em estudos e análises de poder de mercado. / [en] The objective of this work is to present a methodology for the strategic bidding (or bid-based) problem of a hydropower based company, taking into account multiple hydro plants, time-coupling, multiple inflow scenarios and illustrate its application for real case studies. It is initially show that the bid-based dispatch for a hydro plant can be formulated as a stochastic dynamic programming (SDP) recursion scheme, where the state variables are the storage levels and the past inflows. As widely known, the computational effort of the SDP algorithms restricts its applications for systems with just a few reservoirs, which is not the case of the real world systems. Therefore, the approach proposed in this thesis is to extend the stochastic dual dynamic programming (SDDP) scheme, usually applied to cost minimization problems, to the strategic bidding problem. This is done through two main steps: (i) use of a quantity-only bidding scheme (similar to the Cournot model of economic equilibria); (ii) SDDP recursion, which is based on a linear approximation by piecewise linear segments and thus requires that the underlying problem to be convex. This is not necessarily observed in the strategic bidding problem. Thus, the proposed approach consists in approximating, at each stage, the future benefit function (FBF) by its concave hull, which then assures that the SDDP scheme can be applied to solve the multi-stage and stochastic strategic bidding problem of a company with a portfolio of several hydro plants. The proposed approach is illustrated with examples and case studies from real hydro systems from Rumania and El Savador, where market power analysis will be presented.

Vários países ao redor do mundo têm procurado cada vez mais diversificar suas matrizes elétricas com o objetivo de diminuir a dependência de combustíveis fósseis e reduzir as emissões dos gases responsáveis pelo agravamento do efeito estufa na atmosfera. Com isso, tem crescido a participação de algumas fontes renováveis de energia que, até duas décadas atrás, não ocupavam lugar de destaque na matriz elétrica mundial, como por exemplo, a energia eólica. O gás natural, embora seja um recurso fóssil, é considerado menos poluente e este tem substituído os derivados de petróleo em várias aplicações, entre elas na geração de eletricidade. O Peru, no intuito de atender a sua demanda crescente por eletricidade, vem buscando novas alternativas energéticas, como por exemplo, a energia eólica e, em maior escala, a termeletricidade com o uso do gás natural, cuja disponibilidade aumentou consideravelmente após o início da exploração das jazidas de Camisea. O presente trabalho tem o objetivo de avaliar, tanto em um cenário de curto prazo como de longo prazo, o impacto de uma maior inserção da energia eólica e a expansão das térmicas a gás natural na operação econômica do sistema hidrotérmico Peruano. Esta avaliação é realizada com base na análise das seguintes figuras de mérito: custo marginal de operação (CMO), custo de operação do sistema, deslocamento de geração térmica e perfil de despacho de geração das unidades geradoras (MWh). Foram realizadas simulações do sistema elétrico peruano com e sem participação da geração eólica e a partir dos resultados obtidos, efetuou-se uma análise comparativa com base nos cenários propostos. Para efetuar as simulações foi utilizada a ferramenta computacional denominada PERSEO. Este programa, utilizado pelo setor Elétrico Peruano, permite simular o sistema hidrotérmico com característica de representação de um sistema multi-reservatório, multi-nodal e multi-cenário utilizando programação dinâmica estocástica. O trabalho também apresenta as principais características do Setor Elétrico Peruano enfocando sua evolução, desafios e plano de expansão, onde, com base neste se elaborou as simulações propostas. Os resultados obtidos com a inserção da geração eólica, baseados nas premissas e cenários propostos, foram considerados positivos. Houve uma diminuição média anual de 18% nos custos marginais de operação, o que representa uma diminuição nos custos de operação em torno de US$ 28 milhões ao ano, ou seja, 4% do total. Com relação à geração térmica a gás natural, o impacto da maior inserção desta no sistema também foi positivo, com redução dos custos de operação do sistema e deslocamento de geração térmica mais poluente (óleo combustível e carvão mineral). Adicionalmente efetuou-se uma análise do potencial de complementaridade da geração eólica e hídrica e do plano de expansão da geração hídrica com exportação de energia elétrica para o Brasil. / Several countries around the world have increasingly sought to diversify their electrical matrix in order to reduce dependence on fossil fuels and reduce emissions of gases responsible for worsening greenhouse effect in the atmosphere. As a result, has grown the participation of some renewable energy sources that until two decades ago did not occupied a prominent place in the world energy matrix, such as wind power. The Natural gas, although it is a fossil resource, is considered less pollutant and it has replaced petroleum products in various applications among them in the generation of electricity. The Peru, in order to meet its growing demand for electricity, has been seeking new alternatives between them wind power, and on a larger scale, thermoelectricity with the use of natural gas whose availability has increased considerably since the beginning of the exploitation of the fields of Camisea. This study has the objective of evaluate, both in a short-term outlook and long-term the impact of a greater insertion of wind energy and expansion of natural gas thermal on the economic operation of the hydrothermal Peruvian system. This evaluation is performed based on the analysis of the following arguments of merit: the marginal cost of operation (CMO), cost of system operation, displacement of thermal generation and profile and generation dispatch of generating units (MWh). Simulations of Peruvian electric system \"with\" and \"without\" participation of wind generation were realized and from the results obtained, it was performed a comparative analysis based on the proposed scenarios. To effectuate the simulations, it was used a computational tool called PERSEO. This program, used by the Peruvian electricity sector, allows simulating the hydrothermal system with features of a representation of system multi-reservoir, multi-nodal and multi-scenario using stochastic dynamic programming. The study also presents the main characteristics of the Peruvian Electric Sector focusing on its evolution, challenges and expansion plan, where, based on this proposal were elaborated the simulations. The results obtained with the insertion the wind generation, based on premises and proposed scenarios, were considered positive. There was an average annual decline of 18% in the marginal costs of operation, which represents a decrease in operating costs around U.S. $ 28 million a year, i.e. 4% of the total. With respect to natural gas thermal generation, the impact of greater insertion of this in the system was also positive, with reduction the cost system operation and displacement of more polluting thermal generation (fuel oil and coal). Additionally it was performed an analysis of the complementarity potential of generation wind and hydro and of the plan for expansion of hydro power with electrical energy export to Brazil.

Vários países ao redor do mundo têm procurado cada vez mais diversificar suas matrizes elétricas com o objetivo de diminuir a dependência de combustíveis fósseis e reduzir as emissões dos gases responsáveis pelo agravamento do efeito estufa na atmosfera. Com isso, tem crescido a participação de algumas fontes renováveis de energia que, até duas décadas atrás, não ocupavam lugar de destaque na matriz elétrica mundial, como por exemplo, a energia eólica. O gás natural, embora seja um recurso fóssil, é considerado menos poluente e este tem substituído os derivados de petróleo em várias aplicações, entre elas na geração de eletricidade. O Peru, no intuito de atender a sua demanda crescente por eletricidade, vem buscando novas alternativas energéticas, como por exemplo, a energia eólica e, em maior escala, a termeletricidade com o uso do gás natural, cuja disponibilidade aumentou consideravelmente após o início da exploração das jazidas de Camisea. O presente trabalho tem o objetivo de avaliar, tanto em um cenário de curto prazo como de longo prazo, o impacto de uma maior inserção da energia eólica e a expansão das térmicas a gás natural na operação econômica do sistema hidrotérmico Peruano. Esta avaliação é realizada com base na análise das seguintes figuras de mérito: custo marginal de operação (CMO), custo de operação do sistema, deslocamento de geração térmica e perfil de despacho de geração das unidades geradoras (MWh). Foram realizadas simulações do sistema elétrico peruano com e sem participação da geração eólica e a partir dos resultados obtidos, efetuou-se uma análise comparativa com base nos cenários propostos. Para efetuar as simulações foi utilizada a ferramenta computacional denominada PERSEO. Este programa, utilizado pelo setor Elétrico Peruano, permite simular o sistema hidrotérmico com característica de representação de um sistema multi-reservatório, multi-nodal e multi-cenário utilizando programação dinâmica estocástica. O trabalho também apresenta as principais características do Setor Elétrico Peruano enfocando sua evolução, desafios e plano de expansão, onde, com base neste se elaborou as simulações propostas. Os resultados obtidos com a inserção da geração eólica, baseados nas premissas e cenários propostos, foram considerados positivos. Houve uma diminuição média anual de 18% nos custos marginais de operação, o que representa uma diminuição nos custos de operação em torno de US$ 28 milhões ao ano, ou seja, 4% do total. Com relação à geração térmica a gás natural, o impacto da maior inserção desta no sistema também foi positivo, com redução dos custos de operação do sistema e deslocamento de geração térmica mais poluente (óleo combustível e carvão mineral). Adicionalmente efetuou-se uma análise do potencial de complementaridade da geração eólica e hídrica e do plano de expansão da geração hídrica com exportação de energia elétrica para o Brasil. / Several countries around the world have increasingly sought to diversify their electrical matrix in order to reduce dependence on fossil fuels and reduce emissions of gases responsible for worsening greenhouse effect in the atmosphere. As a result, has grown the participation of some renewable energy sources that until two decades ago did not occupied a prominent place in the world energy matrix, such as wind power. The Natural gas, although it is a fossil resource, is considered less pollutant and it has replaced petroleum products in various applications among them in the generation of electricity. The Peru, in order to meet its growing demand for electricity, has been seeking new alternatives between them wind power, and on a larger scale, thermoelectricity with the use of natural gas whose availability has increased considerably since the beginning of the exploitation of the fields of Camisea. This study has the objective of evaluate, both in a short-term outlook and long-term the impact of a greater insertion of wind energy and expansion of natural gas thermal on the economic operation of the hydrothermal Peruvian system. This evaluation is performed based on the analysis of the following arguments of merit: the marginal cost of operation (CMO), cost of system operation, displacement of thermal generation and profile and generation dispatch of generating units (MWh). Simulations of Peruvian electric system \"with\" and \"without\" participation of wind generation were realized and from the results obtained, it was performed a comparative analysis based on the proposed scenarios. To effectuate the simulations, it was used a computational tool called PERSEO. This program, used by the Peruvian electricity sector, allows simulating the hydrothermal system with features of a representation of system multi-reservoir, multi-nodal and multi-scenario using stochastic dynamic programming. The study also presents the main characteristics of the Peruvian Electric Sector focusing on its evolution, challenges and expansion plan, where, based on this proposal were elaborated the simulations. The results obtained with the insertion the wind generation, based on premises and proposed scenarios, were considered positive. There was an average annual decline of 18% in the marginal costs of operation, which represents a decrease in operating costs around U.S. $ 28 million a year, i.e. 4% of the total. With respect to natural gas thermal generation, the impact of greater insertion of this in the system was also positive, with reduction the cost system operation and displacement of more polluting thermal generation (fuel oil and coal). Additionally it was performed an analysis of the complementarity potential of generation wind and hydro and of the plan for expansion of hydro power with electrical energy export to Brazil.

Submitted by Rosivalda Pereira (mrs.pereira@ufma.br) on 2017-08-11T19:29:47Z No. of bitstreams: 1 SidneyCerqueiraJunior.pdf: 2395617 bytes, checksum: cbf8e82ed5431d78b69640d4a6b7d511 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-08-11T19:29:47Z (GMT). No. of bitstreams: 1 SidneyCerqueiraJunior.pdf: 2395617 bytes, checksum: cbf8e82ed5431d78b69640d4a6b7d511 (MD5) Previous issue date: 2012-06-01 / In the last years, the process of restructuring of the electricity market, brought several changes in the operational e regulatory aspects. The main idea was the separation of the generation, transmission and distribution activities in order to insert the competition among them, aimed to increase the e ciency, safety and quality of supply of electrical energy. The hourly schedule, usually called a Unit Commitment has as objective the de - nition of which generators should be online/o ine and their respective operation points. In some markets based on this new model, the determination of the optimal scheduling of generators (thermal and hydro) is made by the Agent Generator, which is largely responsible for the allocation of your portfolio. Given this, the aim of this work is to nd the operational policy that will maximize the pro t of Agent Generator, based on forecast price and respecting the thermal, hydro and market constrictions assigned to the problem. Thus, the optimal schedule found is an important factor in developing strategies to o ers of bids to auctions in which the Genco will participate. For the case study technique Particle Swarm Optimization is applied to solve the problem in plants belonging to the Brazilian electric system, which are also analyzed the in uence of the start-up cost to the optimal schedule. / Nos últimos anos, o processo de reestruturação da indústria da eletricidade, trouxe diversas mudanças nos aspectos operacionais e regulatórios. A ideia principal foi a separação das atividades de geração, transmissão e distribuição, de modo a inserir competição entre esses, visando o aumento da e ficiência, segurança e qualidade no fornecimento da energia elétrica. A programação horária, usualmente denominada de Pré-Despacho de Potência, tem como objetivo a defi nição de quais unidades devem estar ligadas/desligadas e seus respectivos pontos de operação. Em alguns mercados baseado neste novo modelo, a determinação da programação ótima dos geradores (termelétricas e hidrelétricas) é feita pelo próprio Agente Gerador, sendo este o maior responsável pela alocação de seu portfólio. Diante disto, o objetivo deste trabalho é encontrar a política operativa que irá maximizar o lucro desse Agente Gerador, baseado na previsão de preço horário e respeitando as restrições térmicas, hidráulicas e de mercado atribuídas ao problema. Assim, a programação ótima encontrada é um importante fator para elaboração das estratégias de ofertas de lances a leilões em que o Agente Gerador irá participar. Para estudo de caso, a técnica Otimização por Enxame de Partículas é aplicada para solucionar o problema em usinas que pertencem ao sistema elétrico brasileiro, onde é analisado também a influência do custo de partida na programação ótima horária.

Submitted by Rosivalda Pereira (mrs.pereira@ufma.br) on 2017-08-14T18:59:08Z No. of bitstreams: 1 MauroSergioSilvaPinto.pdf: 1648622 bytes, checksum: 71f809c341318a8660df7cdd2182a4f0 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-08-14T18:59:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MauroSergioSilvaPinto.pdf: 1648622 bytes, checksum: 71f809c341318a8660df7cdd2182a4f0 (MD5) Previous issue date: 2016-07-01 / The Unit Commitment Problem (UC) in power generation is a difficult problem, traditionally modeled with a mixed-integer optimization formulation. What makes it especially difficult is the time-dependency of the generation decisions, caused by ramping limitation constraints applied mostly to thermal generation, as well as minimum shut down and start up times. The main types of uncertainty are usually taken in account: in the actual load values and the (un)reliability of the generators. The uncertainty in generator availability has been met with a specification of operational reserve policy. The uncertainty in load, taking in account that its magnitude is usually small, is in many cases simply ignored. With the significant inclusion of wind power in the portfolio of a county or region, it is no longer adequate to deal with the UC problem in the traditional way. The uncertainty in wind generation is at least one order of magnitude higher than the uncertainty in load. Moreover, the wind behavior includes the possibility of strong ramping, with important stressing effect on thermal generation. Dealing with such challenges in a business-as-usual manner is doomed to produce sub-optimal solutions and to put the system in jeopardy or cause substantial financial loss with costly emergency actions. The transition to models that take risk in account supposes a change in paradigm in the decisionmaking process in the UC process. Without clear guidelines, operators will tend to over-protect – while under commercial pressure, they may run excessive risks. To help in the transition to a UC decision-making process under uncertainty, this thesis contributes to the set of planning paradigms and makes an attempt to organize the comparative analysis and results and conclusions reached, from an illustrative case built around the IEEE RTS 30-bus system. The results show that the Pareto-optimal front, in a stochastic cost vs. risk space, may not be convex, which precludes the use of simplistic trade-off approaches. The conclusion, as a contribution from this thesis, is unmistakable: a stochastic programming approach is not adequately informative on the risks run as consequence of system operator decisions on unit commitment, in systems with a high penetration of wind power. Models that follow the Risk Analysis paradigm are necessary, in order to quantify the costs of hedging (protecting against adverse scenarios). Furthermore, by relying on an explicit multiple criteria representation, the thesis shows how this risk aversion perspective, in terms of undesired events, may be blended with a stochastic optimization perspective of average gain or expense On the planning matter, embedding the risk in the operating cost annually capitalized assists the decision-making in investments in system planning. / O problema do pré-despacho em sistemas de potência, conhecido na literatura como Unit Commitment -UC, é um problema não linear, tradicionalmente modelado como uma formulação de otimização inteira mista. Um dos pontos críticos deste processo é a sua interdependência temporal, além de restrições como tempos mínimos de parada e partida. Tradicionalmente, as fontes de incertezas no sistema são o valor atual da carga e a disponibilidade do fornecimento de potência por parte dos geradores, relacionando-se com a confiabilidade. A geração deve satisfazer a critérios que determinam um nível mínimo de reserva girante ou uma política de reserva operacional através de métricas determinísticas ou estocásticas. A incerteza da carga é menor e muitas vezes é desprezada no processo de pré-despacho. Em ambos os casos, o objetivo é transformar um problema com incerteza em um modelo determinístico. Devido à elevada integração de fontes eólicas na matriz energética, as abordagens tradicionais de pré-despacho se tornam inadequadas para lidar com as incertezas associadas a este tipo de fonte. O grau de incerteza das fontes eólicas é pelo menos maior em magnitude do que o grau de incertezas da carga. Além disso, o comportamento do vento inclui a possibilidade de fortes rajadas que podem se transformar em eventos de rampa não previstos. Diante disto, as formas usuais de tratar este problema podem produzir soluções sub-ótimas, colocando o sistema em risco ou causando perda financeira substancial por ações de correções técnicas dispendiosas. A transição para modelos que levam em conta o risco propõe uma mudança de paradigma no processo de tomada de decisão do problema do pré-desapcho. Desta forma, estes desafios exigem que novos modelos de decisão sejam elaborados levando em conta este novo quadro de incertezas e que forneçam soluções úteis para o planejamento da operação. Em particular, no que se refere à operação do sistema, são necessárias ferramentas que auxiliem os operadores na tomada de decisões levando em conta o risco decorrente do ambiente de incerteza presente no sistema. Esta tese vem contribuir no suporte ao processo de tomada de decisão, analisando um conjunto de paradigmas de planejamento quanto a sua capacidade/utilidade de fornecer soluções consistentes em sistemas com significativa integração eólica. Os resultados mostraram que a fronteira de Pareto das soluções ótimas não-dominadas em um espaço multicritério entre custo estocástico versus o risco pode não ser convexa, o que impede uma abordagem de análise simples de trade-off. Mostra-se, que o modelo tradicional estocástico pode não ser adequado para lidar com as incertezas geradas pelas fontes eólicas. Além disso, esta Tese mostra que eventos indesejados, sob uma perspectiva de risco em um espaço multicritério, podem ser negligenciados pela abordagem tradicional estocástica. No muito curto prazo, a abordagem de tomada de decisão com incertezas eólicas mostra que o simples despacho de mais reservas operacionais no sistema com alta penetração eólica pode ser insuficiente para lidar com as incertezas. Sob o aspecto do planejamento, a incorporação do risco nos custos de operação capitalizados anualmente auxilia a tomada de decisão de investimentos no planejamento do sistema.