Ser eficiente é um requisito para a sustentabilidade das empresas concessionárias de distribuição de energia elétrica no Brasil. A busca pela eficiência deve estar em harmonia com a melhoria contínua da qualidade, da segurança e da satisfação dos consumidores e das partes envolvidas. O desafio de atender múltiplos objetivos requer que as empresas do setor desenvolvam soluções inovadoras, com a mudança de processos, tecnologia, estrutura e a capacitação das pessoas. Desenvolver um modelo operacional eficiente e uma gestão rigorosa dos custos são fatores-chave para o sucesso das empresas, considerando o contexto regulatório de revisão tarifária que incentiva a melhoria do desempenho. O modelo operacional é definido a partir da organização logística dos recursos para atendimento da demanda de serviços, que define também os custos fixos e variáveis de pessoal (salário, horas extras, refeições), infraestrutura (manutenção de prédios, ferramentas e equipamentos) e deslocamentos (manutenção de veículos, combustível), por exemplo. A melhor alocação e o melhor dimensionamento de bases operacionais possibilitam a redução dos custos com deslocamento e infraestrutura, favorecendo o aproveitamento da força de trabalho em campo, a melhoria do atendimento dos clientes e da segurança dos colaboradores. Este trabalho apresenta uma metodologia de otimização de custos através da alocação de bases e equipes operacionais, com o modelamento matemático dos objetivos e restrições do negócio e a aplicação de algoritmo evolutivo para busca das melhores soluções, sendo uma aplicação de Pesquisa Operacional, no campo da Localização de Instalações, em distribuição de energia elétrica. O modelo de otimização desenvolvido possibilita a busca pelo ponto de equilíbrio ótimo que minimiza o custo total formado pelos custos de infraestrutura, frota (veículos e deslocamentos) e pessoal. O algoritmo evolutivo aplicado no modelo oferece soluções otimizadas pelo melhoramento de conjuntos de variáveis binárias com base em conceitos da evolução genética. O modelo de otimização fornece o detalhamento de toda a estrutura operacional e de custos para uma determinada solução do problema, utilizando premissas de produtividade e deslocamentos (velocidades e distâncias) para definir as abrangências de atuação das bases operacionais, recursos (equipes, pessoas, veículos) necessários para atendimento da demanda de serviços, e projetar todos os custos fixos e variáveis associados. A metodologia desenvolvida neste trabalho considera também a projeção de demanda futura para a aplicação no estudo de caso, que evidenciou a efetividade da metodologia como ferramenta para a melhoria da eficiência operacional em empresas de distribuição de energia elétrica. / Being efficient is a requirement for the sustainability of electricity distribution companies in Brazil. The quest for efficiency must be in harmony with the continuous improvement of quality, safety and satisfaction of customers and all stakeholders involved. The challenge of attending multi-objectives requires companies in the sector to develop innovative solutions with the change of processes, technology, structure and enabling their professionals to drive this. Developing an efficient operational model and a strict cost management are keys for companies to achieve success, considering the regulatory context of tariff reviewing that encourages performance improvement. The operational model is defined from the logistics organization of resources to meet the demand of services, which also defines fixed and variable costs with people/teams (payments, overtime, meals), infrastructure (maintenance of building, tools and equipments) and fleet (maintenance of vehicles and fuel costs), for example. The best allocation and the best design of operational facilities (or operational bases) will reduce infrastructure costs and truck rolls, releasing workforce to attend customers and reducing displacements risks. This work presents a cost optimization methodology through the allocation of operational bases and teams, with the mathematical modelling of business objectives, constraints and using Evolutionary Algorithm to find the best solution, as an application of Operations Research in the field of Facility Location in electricity distribution. The optimization model enables the search for the optimal balance point that minimizes the total cost formed by infrastructure, fleet and people. The Evolutionary Algorithm applied in the model offers optimized solutions through the improvement of sets of binary variables based on genetic evolution concepts. The optimization model also gives detailed information about the operational structure and costs for a given allocation solution, using productivity and displacements (speed, distances) information to define the service regions for each operational base and resources (people, vehicles) needed to attend the demand of services, defining all fixed and variable costs for this. The methodology presented in this paper also considers the future demand of services (forecast), used in a case study that showed the effectives of this methodology as a tool for the improvement of operational efficiency in electricity distribution companies.

A partir de revisão do histórico da regulação do segmento de distribuição de energia elétrica no Brasil, da revisão de conceitos de Teoria da Regulação, Distribuição de Energia Elétrica, Estrutura Tarifária, Regulação de Monopólios Naturais, Qualidade do Serviço Prestado, e Sustentabilidade Econômico-Financeira, assim como definições de Direito Administrativo, Teoria Geral de Concessões de Serviços Públicos e política de preço aplicada a monopólios naturais, aprende-se que o regime tarifário chamado de serviço pelo preço (price cap) foi adotado a partir da edição da Lei de Concessões, sendo abandonado o regime do custo do serviço (rate of return), praticado desde a década de 1950. Contudo, a distinção entre os dois regimes de regulação tarifária fica prejudicada devido às práticas do regulador, fato que ocorre não apenas no Brasil. Conforme estabelecem os contratos de concessão, as tarifas deveriam ser preservadas pela equação de equilíbrio inicial \'RPI +/- X\', sendo previstas revisões tarifárias periódicas, observadas as alterações na estrutura de custos e de mercado, os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e internacional, e estímulos ao ganho de eficiência e à modicidade tarifária. Passadas duas décadas da implantação do price cap, observa-se que o regulador incorporou práticas do rate of return, criando instrumentos de reposicionamento das tarifas de acordo com critérios e trajetórias de custos operacionais eficientes e componentes discricionários de cálculo do ganho de produtividade, dotando o processo de reajuste e revisão das tarifas de excessiva complexidade. Assim, buscando-se maior simplicidade e clareza nos processos tarifários, de modo a incentivar de forma mais adequada o investimento na melhoria da qualidade do serviço e na sustentabilidade da concessão, o presente trabalho propõe aperfeiçoamentos na metodologia tarifária com base em parâmetros de eficiência em relação à qualidade do serviço prestado, discutido no âmbito do Mecanismo de Incentivo à Melhoria da Qualidade (MIQ) por meio do componente \'Q\' do Fator X, e de eficiência em relação à gestão econômico-financeira (sustentabilidade), aferida por parâmetros utilizados amplamente no setor financeiro, tratados como elementos de uma política de incentivos para assegurar a trajetória de sustentabilidade da concessão. A partir do princípio contratual de que os processos tarifários consideram como receita da distribuidora a soma de uma parcela não gerenciável (VPA) e de parcela gerenciável (VPB), a busca por maior simplicidade e clareza diz respeito ao estrito cumprimento dos critérios contratuais, com retorno à prática da regulação de serviço pelo preço, como estabelecido pela Lei de Concessões. A aplicação dos aperfeiçoamentos propostos é realizada mediante estudos de caso de duas distribuidoras de energia elétrica em situações de qualidade e sustentabilidade distintas. O resultado ilustra que a qualidade e sustentabilidade do serviço podem ser parâmetros importantes para introdução de uma metodologia menos complexa e mais objetiva para reajuste e revisão das tarifas de fornecimento no Brasil. / The Tariff Regulation for public service distribution of electrical energy, called \"price cap\" was adopted in Brazil from the publication of Law 8.095/1995 (the Law of Concessions), therefore abandoning the \"return rate\" remuneration system practiced since the late 1950s. However, the distinction between price cap and return rate regulation was negatively affected due to practices of the regulatory agency (National Electric Energy Agency - ANEEL), which occurs not only in Brazil. As established in concession contracts, the tariffs should be preserved by the equation of initial balance \'RPI +/- X\', forecasting tariff reviews periodically by observing changes in the structure of the licensee\'s costs and market share, the levels of rates observed in similar businesses in the national and international context, as well as stimulating efficiency gains and controlling tariffs. After two decades of implementation of the system of price cap in Brazil, and after four cycles of periodic review of tariffs, it is observed that the regulator has incorporated practices of rate of return throughout the process, creating instruments of repositioning of tariffs in accordance with criteria of operational costs considered efficient and discretionary components of calculating the productivity gains (X Factor), giving the process of readjustment and revision of rates of excessive complexity. In search of greater simplicity and clarity in the tariff process in order to encourage more adequately the investment in improving the quality of service and sustainability, this Thesis presents proposals for the improvement of tariff methodology based on parameters efficiency in terms of quality of service, objectively measured by global indicators of continuity and efficiency in relation to the economic and financial management (sustainability), measured by parameters used widely in the financial sector. The improvement of the efficiency of quality is discussed under the Incentive to Quality Improvement Mechanism (MIQ) of the Brazilian tariff regulation through the \'Q\' component of Factor X. The improvements on the extent of economic and financial sustainability are treated as elements of an incentive policy to ensure a path of sustainability of the concession, given that the Brazilian regulator has not adopted explicit mechanisms of sustainability, except those specifically defined in the process of renewal of distribution concessions, pursuant to Presidential Decree n. 8.461/2015. From the contractual principle that tariff processes consider the distribution company Requested Revenue as the sum of an unmanageable portion (VPA) and manageable portion (VPB), the search for greater simplicity and clarity with respect the strict compliance with the contract criteria, returning to the practice of price cap regulation, as established by the Concessions Law. The implementation of improvements for the proposed tariff mechanisms is carried out through case studies relating to two electricity distribution companies in different quality and sustainability situations. The result of the study shows that the quality and sustainability of the service in the electricity distribution segment can be important parameters for introducing a less complex and more objective methodology for adjustment and review of electricity tariffs in Brazil.

Nesta tese de doutorado, a estabilidade a pequenas perturbações é estudada sob a ótica dos sistemas de distribuição de energia elétrica com geradores síncronos distribuídos. Duas peculiaridades específicas destes sistemas são abordadas: o desequilíbrio da carga e da rede e a proximidade das cargas aos geradores. Em relação ao primeiro tópico, duas abor dagens são propostas para o estudo de estabilidade a pequenas perturbações em sistemas com desequilíbrio da carga, uma delas baseada na estimação modal a partir de dados obtidos através de medições ou simulações no domínio do tempo, e a outra baseada na modelagem fasorial do sistema com desequilíbrio da carga e posterior linearização do sistema algébrico-diferencial não-linear obtido. Em relação ao segundo tópico, constatam-se nesta tese que as oscilações eletromecânicas podem induzir certos fenômenos de qualidade de energia, notadamente as flutuações de tensão. Nesta tese, uma estrutura é proposta e critérios são definidos para o estudo destas flutuações induzidas por problemas tipicamente relacionados à estabilidade, considerando o estudo de perturbações isoladas e também o estudo estatístico de perturbações. Através desta análise, é proposto também um procedimento de projeto de controladores de amortecimento com critérios bem definidos para auxiliar na mitigação destas flutuações de tensão induzidas por oscilações eletromecânicas. Tal procedimento de projeto é complementar aos índices de desempenho do sistema dinâmico tipicamente utilizados para o projeto destes controladores em sistemas de transmissão. Os significativos avanços em ambos os tópicos abordados abriram um vasto campo de trabalho a ser estudado do ponto de vista da estabilidade a pequenas perturbações de sistemas de distribuição com geradores síncronos distribuídos. / In this thesis, the small-signal stability is studied from the perspective of power distribution systems with distributed synchronous generators. Two specific peculiarities of these systems are addressed: the load and network unbalance, and the proximity of loads to generators. Regarding the first topic, two approaches are proposed to the small-signal stability study of power systems with load unbalance, one based on modal estimation through data obtained from measurements or time-domain simulations, and another one based on a phasorial model of the system with load unbalance and later linearization of the differential-algebraic nonlinear system obtained. Regarding to the second topic, it is observed in this thesis that electromechanical oscillations can induce certain power quality phenomena, notably voltage fluctuations. In this thesis, a structure is proposed and criteria are defined to the study of these fluctuations induced by typical stability problems, considering the study of isolated perturbations and also the statistical study of perturbations. Through this analysis, a procedure for the design of power system stabilizers with clearly defined criteria is also proposed to assist in mitigating the voltage fluctuations induced by electromechanical oscillations. This design procedure is complementary to the stability criteria currently used in the design of power system stabilizers for power transmission systems. The significant advances in both studied topics have also opened a large research field related to the small-signal stability of power distribution systems with distributed synchronous generators.

Submitted by Maria Aparecida (cidazen@gmail.com) on 2017-08-24T15:21:43Z No. of bitstreams: 1 Carlos Henrique.pdf: 3192728 bytes, checksum: b409baf77eae63d413fff22f89c2f1d9 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-08-24T15:21:43Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Carlos Henrique.pdf: 3192728 bytes, checksum: b409baf77eae63d413fff22f89c2f1d9 (MD5) Previous issue date: 2012-11-09 / FAPEMA / Currently, there is growing concern about the Power Quality (PQ) problems due to: introduction of automation in industrial processes, presence of personal computers and electronically controlled devices, load equipments with low capacity to withstand small PQ disturbances and increased perception of residential and industrial consumers with regard to PQ disturbances. In this context, an important issue with relation to PQ is the voltage conformity. That is, the adequacy of service voltage to the limits specified by regulatory agencies. The concern about compliance is due to the following problems caused by sustained undervoltages and overvoltages: improper or less-efficient equipment operation, tripping of sensitive loads, overheating of induction motors due to undervoltages, equipment damage or failure due to overvoltages and higher no-load losses in transformers caused by sustained overvoltages. Furthermore, there have been various incentives for connection of Distributed Generation (DG) in distribution networks due to: incentives for the using of electricity generation based on renewable energy sources and free access of independent energy producers to transmission and distribution networks owing to deregulation of the electric sector. In principle, the voltage profile of a distribution network can be improved with connection of DG. However, it is possible to notice severe deteriorations in the voltage profile of distribution networks in DG post-failure scenarios. These failures are caused by problems in the DG components, such as: cooling system, gears, turbines, etc. During the time period in which the DG is under repair, active and reactive power supports to correct the voltage profile are unavailable. Consequently, the voltage profile tends to deteriorate while the DG is disconnected. In this way, it is important to carry out studies to assess the impact of the DG installation on the voltage conformity indices considering the following issues: DG unavailability after an intrinsic failure and load curve. These aspects are subject to uncertainties due its random nature. Due to this, the most suitable approaches to assess the impact of uncertainties associated with load fluctuations and DG failures on the voltage conformity indices are the probabilistic methods. The main advantage of these methods is its capability to combine severity and probability to truly express the system risk. The main objective of this dissertation is the development of a method that models the random behavior of the distribution network in the voltage conformity indices estimation through the probabilistic methods. Models and techniques to incorporate stochastic variations in the demand and DG unavailability in voltage conformity indices estimation are proposed. The technique proposed in this dissertation to carry a Predictive Assessment of Voltage Conformity (PAVC) is based on the combination of the following techniques: power flow for radial distribution networks via current summation method, Quasi-Sequential Monte Carlo Simulation and Fourier analysis of time series. The PAVC model proposed in this dissertation was tested in 32 buses system. The results obtained with this system demonstrated that the DG has a great potential to improve the voltage conformity indices in the distribution network. However, the most significant improvements in the voltage conformity indices are associated with load points distant from the substation. Furthermore, it can be observed that the uncertainties associated with DG failures cause significant variations in the voltage conformity indices. Additionally, a sensitivity study demonstrated that the voltage conformity indices are worse (better) for systems where the load is modeled as constant power (impedance). / Atualmente há um interesse crescente com relação a problemas de Qualidade de Energia Elétrica (QEE) devido a: introdução de automação em processos industriais; presença de computadores pessoais e dispositivos controlados eletronicamente em instalações residenciais; equipamentos de carga com baixa capacidade para suportar pequenos distúrbios de qualidade de energia; e aumento da percepção dos consumidores industriais e residenciais com relação a distúrbios de QEE. Neste contexto, um aspecto importante com relação a QEE é a conformidade de tensão da rede de distribuição. Ou seja, a adequação da tensão de atendimento aos limites especificados pelos órgãos reguladores. A preocupação com a conformidade de tensão é devido aos seguintes problemas causados por subtensões e sobretensões sustentadas: operação indevida ou com baixa eficiência dos equipamentos elétricos dos consumidores; desligamento de cargas sensíveis; aquecimento de motores de indução devido à subtensões; danos ou falhas em equipamentos devido à sobretensões e aumento nas perdas em vazio nos transformadores causado pela presença de sobretensões sustentadas. Além disso, tem havido diversos incentivos para conexão de Geração Distribuída (GD) na rede de distribuição devido a: incentivo para utilização de sistemas de geração de energia elétrica baseados em fontes de energia renováveis; e livre acesso dos produtores independentes de energia às redes de transmissão e distribuição devido a desregulamentação do setor elétrico. Em princípio, o perfil de tensão de uma rede de distribuição pode ser melhorado com a conexão da GD. Contudo é possível observar deteriorações severas no perfil de tensão de redes de distribuição em cenários pós-falha da GD. Estas falhas são causadas por problemas nos componentes da GD, tais como: sistema de refrigeração, engrenagens, turbina, etc. Durante o período de tempo em que a GD está em reparo, o suporte de potência ativa e reativa da GD, para corrigir o perfil de tensão, está indisponível. Consequentemente, o perfil de tensão tende a se deteriorar enquanto a GD estiver desconectada. Desta forma, é importante realizar estudos para avaliar o impacto da instalação da GD nos índices de conformidade de tensão considerando os seguintes aspectos: indisponibilidade da GD após uma falha intrínseca e a curva de carga. Estes aspectos estão sujeitos a incertezas devido a sua natureza aleatória. Devido a isto, as técnicas mais adequadas para avaliar o impacto de incertezas associadas com flutuações de carga e falhas na GD nos índices de conformidade de tensão são os métodos probabilísticos. A principal vantagem destes métodos é a sua capacidade para combinar severidade e probabilidade para expressar verdadeiramente o risco do sistema. O principal objetivo desta dissertação é o desenvolvimento de um método que modele o comportamento aleatório da rede de distribuição na estimação dos índices de conformidade de tensão através de métodos probabilísticos. Modelos e técnicas para incorporar variações estocásticas na demanda e a indisponibilidade da GD na estimação dos índices de conformidade de tensão são propostos. A técnica proposta nesta dissertação para realizar uma Avaliação Preditiva da Conformidade de Tensão (APCT) se baseia na combinação das seguintes técnicas: fluxo de potência para redes de distribuição radiais via método de soma de correntes; simulação Monte Carlo Quasi-Sequencial e análise de Fourier de séries temporais. O modelo de APCT proposto neste artigo foi testado em um sistema de 32 barras. Os resultados obtidos neste sistema demonstraram que a GD tem um grande potencial para melhorar os índices de conformidade de tensão na rede de distribuição. Contudo, as melhorias mais significativas nos índices de conformidade estão associadas com os pontos de carga mais distantes da subestação. Além disso, pode-se observar que as incertezas associadas com as falhas na GD causam variações significativas nos índices de conformidade de tensão. Adicionalmente, um estudo de sensibilidade demonstrou que os índices de conformidade de tensão são piores (melhores) para sistemas onde a carga é modelada como potência (impedância) constante.

Submitted by Sandro Camargo (sandro.camargo@unipampa.edu.br) on 2015-05-09T19:30:37Z No. of bitstreams: 1 117110019.pdf: 3622835 bytes, checksum: bf885e1754a3be10513d615ebdb016c7 (MD5) / Made available in DSpace on 2015-05-09T19:30:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 117110019.pdf: 3622835 bytes, checksum: bf885e1754a3be10513d615ebdb016c7 (MD5) Previous issue date: 2013-11-23 / Este trabalho investiga o processo de evolução dos índices de eficiência técnica e de produtividade de Malmquist para as 30 maiores empresas distribuidoras de energia elétrica no Brasil, confrontando a metodologia do órgão regulador (Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL) de avaliação dos Custos Operacionais Regulatórios do Ciclo de Revisão Tarifária Periódica, com as relações existentes entre a tecnologia de produção utilizada por estas empresas e a qualidade dos serviços prestados à sociedade, entre 2003 e 2009, aplicando-se a Análise por Envoltória de Dados (Data Envelopment Analysis – DEA). Para tanto, utilizam-se os seguintes modelos DEA, orientados para insumo: o CRS (CCR), o VRS (BCC) e o NDRS (usado pela ANEEL), que presumem tecnologias com os seguintes retornos à escala de produção: constantes, variáveis e não decrescentes, respectivamente. Sendo estes modelos DEA aplicados aos dois cenários modelados: no primeiro (chamado de C1), observam-se as variáveis quantitativas adotadas pela ANEEL, tendo como insumo o Custo Operacional – OPEX (R$) e como produtos a Extensão de Redes de Distribuição de Energia Elétrica – Rede (km), o Consumo de Energia Elétrica – Mercado (TWh) e o Número de Unidades Consumidoras de Energia Elétrica – UC (No de Clientes); no segundo (chamado de C2) são inseridas variáveis de qualidade ao cenário C1, definindo-as como produtos na modelagem DEA, citando-se o Índice ANEEL de Satisfação do Cliente – IASC (No Índice) e o Indicador de Desempenho Global de Continuidade – DGC (No Índice). Desta forma, com base nos resultados de desempenho relativo para o período analisado, identificam-se como resultados principais a tendência de evolução positiva das medidas de eficiência técnica e a tendência de estabilização das medidas de produtividade, para o conjunto das 30 maiores empresas distribuidoras de energia elétrica do país. Além disso, comparando-se os resultados de eficiência técnica e produtividade, nos diferentes cenários e nas diferentes modelagens DEA (benchmarking), verificou-se que a implementação de um cenário e de uma modelagem deve refletir a realidade econômica (aproximação com a função de produção verdadeira) das empresas distribuidoras de energia elétrica no Brasil, de modo a possibilitar a identificação das distribuidoras de energia elétrica que estão operando na escala ótima (ou não) e se os retornos à escala de produção são constantes, crescentes ou decrescentes. Assim, percebeu-se que boa parte das empresas (C1 igual a 40% e C2 igual a 50%) apresentaram retornos de escala de produção decrescentes (DRS) em todo o período de tempo analisado. Portanto, a modelagem DEA VRS apresenta-se mais adequada para a avaliação de desempenho, em detrimento da modelagem DEA NDRS usada pela ANEEL, pois admite que as empresas atuem na região decrescente da fronteira de produção e ainda assim possam ser consideradas eficientes. Já o cenário C2, ao agregar variáveis de qualidade ao Cenário C1 (ANEEL), aproxima-se também desta realidade econômica, buscada pelo órgão regulador através da mensuração dos custos operacionais regulatórios associados aos indicadores de qualidade na prestação dos serviços à comunidade. Por fim, são realizadas considerações sobre a necessidade de aprimoramento de alguns pontos na metodologia utilizada pelo regulador, representando desafios para a garantia de equidade entre a modicidade tarifária e a sustentabilidade das empresas do setor elétrico brasileiro, de modo a garantir-se, efetivamente, o equilíbrio econômico-financeiro nos próximos Ciclos de Revisão Tarifária Periódica. / This work investigates the evolution process of technical efficiency indices and Malmquist productivity for the 30 largest power utilities in Brazil, comparing the methodology of the regulator (ANEEL – National Agency of Electric Energy) of evaluation of Regulatory Operational Costs of the Periodic Tariff Review Cycle, with the relationship etween the production technology used by these companies and the quality of services provided to the society between 2003 and 2009, applying the Data Envelopment Analysis (DEA). For this, it is used the following models DEA – input oriented: CRS (CCR), the VRS (BCC) and the NDRS (used by ANEEL), assume that the following technologies returns to scale production: constants, variables, and nondecreasing, respectively. It was adopted two scenarios: the first (called C1), it was observed quantitative variables adopted by ANEEL, taking as input the Operating Cost – OPEX (R$), and as products the Extension of Distribution Networks Electricity - Network (km), the Consumption of Electricity – Market (TWh) and the Unit Number of Electric Consumers – UC (No of Customers), the second (called C2), and quality variables to the scenario C1 are inserted by defining them as products in modeling DEA, the ANEEL’s index of Customer Satisfaction - IASC (NoIndex) and Performance Indicator of Global Continuity – DGC (No Index). Thus, based on performance results relative to the analysis period, it is identified measures of technical efficiency with positive trend and productivity measures with stabilizing trend for the whole of the 30 largest power utilities in Brazil. Furthermore, comparing the results of technical efficiency and productivity in the different scenarios and different DEA modeling (benchmarking), it was found that the implementation of a scenario and a model should reflect the economic reality (closer to the function of real production) of power utilities in Brazil, in order to facilitate the identification of power utilities that are operating at optimal scale (or not) and returns to scale of production are constant , increasing or decreasing. Thus, it was noticed that most companies (C1 equal to 40% and C2 equal to 50%) showed decreasing returns to scale of production (DRS) throughout the time period analyzed. Therefore, the VRS DEA model appears more suitable for the evaluation of performance, rather than modeling the DEA NDRS used by ANEEL, since it allows companies to act in the decreasing region of production frontier and still can be considered efficient. Finally, we discuss the need to improve some points in the methodology used by the regulator, representing challenges to ensuring equity between low tariffs and sustainability of the Brazilian electricity sector, in order to guarantee effectively the economic-financial balance over the next Periodic Tariff Review Cycle.

Made available in DSpace on 2017-07-10T16:41:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dissertacao Altamira Queiroz2.pdf: 2299194 bytes, checksum: 07ecb127ebc11ad21a0cb551e23c2f1b (MD5) Previous issue date: 2016-02-19 / Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / One of the main problems currently faced by electric utilities is the occurrence of energy losses in the distribution network caused by fraud and electricity theft. Because of the financial losses and risks to public safety, the development of solutions to detect and combat fraud in the distribution networks is of the utmost importance. This work presents an analysis of computational intelligence algorithms to extract knowledge in databases with information from monthly energy consumption to identify consumption patterns with anomalies which could represent fraud. The algorithms Artificial Neural Networks and Support Vector Machines were tested to see which one perform better on the identification consumption patterns with abnormalities. Tests have shown that the algorithms used are able to detect patterns in electricity consumption curves, including special situations of fraud that manual techniques did not detect. / Um dos principais problemas que enfrentam atualmente as empresas concessionárias de energia elétrica é a ocorrência de perdas de energia na rede de distribuição, causadas por fraudes e furtos de energia elétrica. Sendo que tais problemas provocam prejuízos financeiros e também colocam em risco a segurança pública, é de grande interesse das concessionárias encontrar soluções para detectar e combater fraudes nas redes de distribuição de energia elétrica. Neste conceito, o presente trabalho apresenta uma análise dos algoritmos de Inteligência Computacional para extrair conhecimento de bases de dados de informações de consumo mensal de energia elétricas de usuários de uma determinada concessionária, a fim de identificar padrões de consumo com anomalias que representem possíveis fraudes nas redes de distribuição de energia elétrica. Para detectar padrões nas curvas de consumo, foram utilizados algoritmos de Redes Neurais Artificiais e Máquinas de Vetores de Suporte. Após a criação dos modelos, estes foram testados para verificar qual seria o melhor algoritmo para a detecção de padrões de consumo com anomalias, e os resultados obtidos, foram então, comparados com uma base de dados fornecida pela concessionária com a verificação manual dos usuários. Os testes demonstraram que os algoritmos utilizados são capazes de detectar padrões nas curvas de consumo de energia elétrica, inclusive detectando situações especiais de fraudes que técnicas manuais não detectaram.

Made available in DSpace on 2017-07-10T17:11:45Z (GMT). No. of bitstreams: 1 dissertacao final - Larissa Machado.pdf: 2232680 bytes, checksum: c4734e0ca68a87c9dfd0e29dda715f6f (MD5) Previous issue date: 2013-09-06 / The introduction of distributed generation (DG) in distribution systems should cause a paradigm change on the expansion planning. Few authors have been concerned about evaluating the long term impact caused by these local power sources in the distribution networks. Therefore, this paper proposes the extension of an expansion planning model for distribution systems, to include the DG problem in different regulation scenarios. The model is used to analyze the DG insertion impact in the expansion planning, as well as the impact of the regulation and market parameters associated to it. It was verified through simulation and analysis that, under the conditions established during the study, the DG may bring planning benefits, reducing the overall network expansion cost. Nevertheless, the regulation scenario and the market conditions might have a great impact on the benefits due to the DG presence. / A introdução da geração distribuída (GD) nos sistemas de distribuição deve provocar uma mudança nos paradigmas do planejamento da expansão. Poucos autores se preocuparam em avaliar qual pode ser o impacto no longo prazo da presença dessas fontes locais de potência nas redes de distribuição. Dessa forma, este trabalho propõe a ampliação de um modelo do planejamento da expansão de sistemas de distribuição, para incluir o problema da GD em diferentes cenários regulatórios. O modelo é utilizado para analisar o impacto da inserção da GD no planejamento da expansão, bem como o impacto de parâmetros regulatórios e de mercado associados a ela. Verificou-se através de simulações e análise que, sob as condições estabelecidas durante o estudo, a GD pode trazer benefícios ao planejamento, reduzindo o custo total da expansão com a rede. Porém, o cenário regulatório e as condições de mercado podem ter um grande impacto nos benefícios percebidos devido à presença da GD.

Submitted by camilla martins (camillasmmartins@gmail.com) on 2017-03-15T17:26:40Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) Tese_AnaliseNaoParametrica.pdf: 5858237 bytes, checksum: 2ad3f6f508cede019d85d5bec0b35c8f (MD5) / Approved for entry into archive by Edisangela Bastos (edisangela@ufpa.br) on 2017-03-22T14:04:50Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) Tese_AnaliseNaoParametrica.pdf: 5858237 bytes, checksum: 2ad3f6f508cede019d85d5bec0b35c8f (MD5) / Made available in DSpace on 2017-03-22T14:04:50Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) Tese_AnaliseNaoParametrica.pdf: 5858237 bytes, checksum: 2ad3f6f508cede019d85d5bec0b35c8f (MD5) Previous issue date: 2016-02-19 / Atualmente, o uso de cargas não lineares e equipamentos baseados em eletrônica de potência nas instalações residenciais, comerciais e industriais estão contribuindo para o aumento significativo dos níveis de distorção harmônica de corrente e, consequentemente de tensão, conforme observado no sistema brasileiro de distribuição de energia elétrica. O aumento contínuo dos níveis de distorção harmônica nas redes elétricas de distribuição tem causado preocupação nas concessionárias e clientes de energia, pois a presença dessas fontes de harmônico no sistema provoca, entre outros, perda da qualidade no fornecimento de energia. Com foco neste problema, a presente tese propõe o desenvolvimento de modelos de regressão não paramétrica para identificar e quantificar quais cargas não lineares podem ser consideradas fontes harmônicas principais, para as distorções de tensão em um ponto de interesse da rede elétrica. A metodologia proposta se baseia na análise de correlação de dados, utilizando modelos estatísticos de regressão não paramétrica para estabelecer a correlação entre as correntes harmônicas das cargas não lineares e a tensão harmônica no ponto de interesse. Este modelo é construído a partir das tensões e correntes harmônicas de mesma ordem respectivamente, obtidas em campanhas de medição através de qualímetros instalados nos pontos de interesse. Além disso, deve-se salientar que essas tensões e correntes harmônicas devem estar em sua unidade base, ao invés de grandezas normalizadas em relação à componente fundamental, de forma a impedir que a mesma influencie na criação do modelo de regressão. Um aspecto importante nesta metodologia está na utilização das técnicas de regressão polinomial local de Kernel, para a estimação das curvas de regressão entre a tensão e a corrente harmônica. Na validação dos modelos introduz-se o coeficiente de determinação R2, o qual pode ser obtido a partir do coeficiente de correlação de Pearson, para mensurar o grau de precisão dos modelos desenvolvidos. A regressão não paramétrica proporciona uma grande flexibilidade na estimação do modelo de regressão, uma vez que a mesma torna possível à realização de um ajuste mais efetivo do modelo às amostras de dados, e, portanto, é capaz de caracterizar a influência de cada fonte harmônica de forma mais detalhada para todo o período de medição. Essa técnica, apresentou resultados muito mais confiáveis e supera as deficiências dos modelos de regressão linear, o qual impõe que as correntes harmônicas das outras fontes, background, não variam quando se analisa uma determinada corrente de carga. Os modelos de regressão linear e não paramétrico foram simulados aplicando-se o programa R, que é uma linguagem e ambiente para cálculos estatísticos e gráficos, e como sistema teste utilizou-se a rede de distribuição elétrica da Universidade Federal do Pará, constituído de 84 (oitenta e quatro) barras de carga em tensão de 13,8 kV. Os resultados obtidos são comparados aos modelos de regressão linear e apresentaram bom desempenhos possibilitando sua aplicação por empresas de distribuição de energia elétrica. / Nowadays, the use of non-linear loads and power electronics-based equipment in residential, commercial and industrial facilities are contributing to the significant increase of current harmonic distortion levels and, consequently voltage harmonic distortions, as noted in the Brazilian distribution systems. Increasing levels of harmonic distortion in electrical distribution networks is a concern to electric utilities and customers, because the presence of these harmonic sources causes, among others, loss of quality in the energy supply. With a focus on this problem, this thesis proposes the development of non-parametric regression models to identify and quantify what non-linear loads can be considered main sources of voltage harmonic distortion at a point of interest in the electric network. The proposed methodology is based on data correlation analysis, using non-parametric regression statistical models to establish the correlation among the non-linear loads harmonic currents and harmonic voltage at a point of interest. This model is built from harmonic voltage and currents measurements, obtained in measuring campaigns using power quality analyzers installed at the points of interest. In addition, it should be pointed out that these harmonic voltages and currents must be express in base units, rather than percent values in relation to the fundamental component, in order to prevent the influence in the creation of the regression model. An important aspect in this methodology is the use of techniques based on Kernel local polynomial regression, for the estimation of the regression model between harmonic voltage and current. To validate the models it is introduced the determination coefficient R2, which can be obtained from the Pearson correlation coefficient, to measure the accuracy degree of the developed models. The non-parametric regression procedure provides a great flexibility in the estimation of regression models, since it makes possible to carry out a more effective model fit to the data samples, and therefore it is able to characterize the influence of each harmonic source in more detail for the entire measurement period. This technique presented more reliable results and overcomes the shortcomings of the linear regression model, which requires the harmonic currents of other sources, called background, not to vary when analyzing a particular load current. The linear and non-parametric regression models were simulated using the program R, which is a language and environment for statistical calculations and graphs, and as test system it was used the Federal University of Pará electric distribution network, consisting of 84 (84) load busbars in 13.8 kV. The results so obtained are compared to those obtained with the linear regression models, and presented good performance, allowing its application for electric power distribution companies.

Submitted by ALESSANDRO LUCINDO DA LUZ null (aledaluz@hotmail.com) on 2018-01-10T01:24:32Z No. of bitstreams: 1 Operacao flexivel conversores_ALuz.pdf: 10997918 bytes, checksum: 18fe1f6d3eba73d11bf63fab8cf0a0be (MD5) / Approved for entry into archive by Maria Marlene Zaniboni null (zaniboni@bauru.unesp.br) on 2018-01-10T11:41:48Z (GMT) No. of bitstreams: 1 luz_al_me_bauru.pdf: 10997918 bytes, checksum: 18fe1f6d3eba73d11bf63fab8cf0a0be (MD5) / Made available in DSpace on 2018-01-10T11:41:48Z (GMT). No. of bitstreams: 1 luz_al_me_bauru.pdf: 10997918 bytes, checksum: 18fe1f6d3eba73d11bf63fab8cf0a0be (MD5) Previous issue date: 2017-11-13 / Este trabalho de mestrado descreve uma estratégia de operação multifuncional e flexível aplicado a conversores trifásicos CC-CA (inversores) conectados à rede de distribuição de energia elétrica. A estratégia proposta é capaz de injetar potência ativa na rede e compensar correntes de distúrbios (reativos, desbalanço e harmônicos) simultaneamente. O maior objetivo desta operação flexível é de melhorar a Qualidade de Energia Elétrica em um ponto de acoplamento comum (PAC) permitindo a compensação total ou parcial destes distúrbios ou fatores que degradam a Qualidade de Energia Elétrica. O fator de potência é o principal fator de qualidade a ser observado e ele é calculado através da Teoria da Potência Conservativa – CPT. Entretanto, com base no fator de potência medido pelo lado da rede de distribuição e o fator de potência desejado, um coeficiente de compensação – k é calculado para o ajuste das correntes de compensação dos distúrbios que geram a potência não ativa. / This paper depicts a multifunctional and flexible control strategy applied in three-phase inverters, which are connected to the distribution network. The proposed strategy is able to inject active power into the electrical grid and compensate current disturbances (reactive, harmonics and unbalance) simultaneously. The main goal of this flexible strategy is to improve the Power Quality at the point of common coupling (PCC) allowing full or partial compensation of disturbances. Power factor is the main quality index observed and it is calculated according to Conservative Power Theory - CPT. Therefore, based on the power factor measured in the grid side and the desired value for the power factor, a compensation coefficient - k is calculated continuously adjusting the amplitude of the compensation current.

Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado do Rio de Janeiro / O objetivo deste trabalho é conhecer e compreender melhor os imprevistos no fornecimento de energia elétrica, quando ocorrem as variações de tensão de curta duração (VTCD). O banco de dados necessário para os diagnósticos das faltas foi obtido através de simulações de um modelo de alimentador radial através do software PSCAD/EMTDC. Este trabalho utiliza um Phase-Locked Loop (PLL) com o intuito de detectar VTCDs e realizar a estimativa automática da frequência, do ângulo de fase e da amplitude das tensões e correntes da rede elétrica. Nesta pesquisa, desenvolveram-se duas redes neurais artificiais: uma para identificar e outra para localizar as VTCDs ocorridas no sistema de distribuição de energia elétrica. A técnica aqui proposta aplica-se a alimentadores trifásicos com cargas desequilibradas, que podem possuir ramais laterais trifásicos, bifásicos e monofásicos. No desenvolvimento da mesma, considera-se que há disponibilidade de medições de tensões e correntes no nó inicial do alimentador e também em alguns pontos esparsos ao longo do alimentador de distribuição. Os desempenhos das arquiteturas das redes neurais foram satisfatórios e demonstram a viabilidade das RNAs na obtenção das generalizações que habilitam o sistema para realizar a classificação de curtos-circuitos. / The objective of this work is to know and understand the unforeseen in the supply of electricity, when there are short duration voltage variations (SDVV). The required databases for the diagnosis of faults were obtained through simulations of a model of radial feeder through software PSCAD/EMTDC. This work uses a Phase-Locked Loop (PLL) in order to detect and perform the estimation SDVV automatic frequency, phase angle and amplitude of the voltage and current from the power grid. This research is developing two artificial neural networks: one to identify and another to locate the SDVV occurred in the distribution system of electricity. The technique proposed here applies to three-phase feeders with unbalanced loads, which can have side extensions triphasic, biphasic and monophasic. In developing the same, it is considered that there is availability of measurements of voltages and currents at the node of the initial feeder and also in some points scattered along the distribution feeder. The performances of the architectures of neural networks were satisfactory and demonstrate the feasibility of ANNs in obtaining the generalizations that enables the system for the classification of short circuits.