Este trabalho apresenta uma análise crítica da metodologia usada no PRODIST 2010, e propostas alternativas para a fixação de metas e tarifas em função da qualidade do serviço. Todas as análises se sustentam em estudos estatísticos dos dados de interrupções nos anos 2007 e 2008 de 6 empresas distribuidoras de energia com diferentes características de DEC, FEC, número de usuários e número de conjuntos. A primeira proposta chamada de Tarifa Única Meta Única (TAMU) propõe a mesma meta de qualidade do serviço para todos os usuários de um mesmo nível de tensão. Na proposta se fixou como critério geral que 10% dos usuários pior atendidos de um nível de tensão devem ser ressarcidos por má qualidade do serviço. Para alcançar esse objetivo as metas dos níveis de tensão de cada empresa foram fixadas a partir dos seus histogramas de frequência acumulada dos indicadores individuais dos usuários. Esse procedimento garante que a percentagem de usuários ressarcidos seja igual em todos os níveis de tensão das empresas. Os resultados obtidos no cálculo da multa média por usuário ressarcido conservam uma coerência justa com a piora dos indicadores coletivos (isto não acontece no PRODIST), onde as concessionárias que apresentaram os piores desempenhos pagariam uma multa média maior por usuário. A segunda proposta descreve uma metodologia de tarifas diferenciadas por descontos (TARDIF). Nessa metodologia os DIC dos usuários de um mesmo nível de tensão foram classificados em 5 intervalos múltiplos de sua média coletiva (DEC). Os últimos 3 intervalos de classificação correspondem aos usuários que tiveram a pior qualidade do serviço no ano. Para esses usuários foram definidos descontos tarifários que compensariam os prejuízos no seguinte ano. Nos resultados obtidos, as multas médias dos usuários ressarcidos conservam a relação com a média de atendimento e com a dispersão dos dados, sendo o último o critério mais dominante. / This work presents a review of the methodology used in PRODIST 2010, and alternative proposals for setting targets and rates depending on quality of service (QoS). All analysis are supported in statistical interruption data studies of 6 electricity distribution companies (EDC) between 2007 and 2008 with different characteristics of DEC, FEC, number of users and sets. The first proposal called Single Rate - Single Goal (TAMU in Portuguese) proposes the same goal of QoS to all same voltage level users. This proposal sets as a general criterion that 10% of users with worst voltage level attendance must be compensated for getting poor QoS. In order to achieve this goal, the top voltage levels of each company were determined from its cumulative frequency histograms of the user individual indicators value. This procedure guarantees the same percentage of users compensated in all EDC voltage levels. The results obtained by calculating the average penalty per user refunded maintain a fairly consistent with deterioration of collective indicators values (this does not happen in PRODIST 2010), where EDC with worst performances will pay a higher average penalty per user. The second proposal describes a different discount rate methodology (TARDIF in Portuguese). In this methodology, the DIC of users with same voltage level were classified into five intervals of its collective average (DEC). The last three classification intervals correspond to users who have had the worst QoS in the year. For these users were defined discount rates that would compensate the losses next year. In the obtained results, the average penalties of refunded users maintain the relationship between the average attendance and the data scattering, being the last one the most dominant criterion.

Os Sistemas de Armazenamento a Baterias (SAEB) têm demonstrado uma grande flexibilidade de aplicações em melhorias e resoluções de problemas em Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica (SDEEs). Grandes variações no valor de tensão dentro de um período, seja diário ou semanal, são observados devido à predominante topologia radial dos SDEEs e o constante aumento da utilização de Geradores Distribuídos (GDs). Pelas características de operar como carga ou geração, os SAEBs podem ser utilizados para melhorar o perfil de tensão. No entanto, as restrições de operação desses dispositivos tornam dificultoso identificar bons momentos de atuação e barramentos de alocação para este propósito. Geralmente, essa atuação é tratada de uma forma dependente dos GDs, porém essa abordagem não permite que os SAEBs possam operar em momentos independentes a fim de melhorar o perfil de tensão do SDEE. Desta forma, neste trabalho é desenvolvida uma abordagem para o planejamento da alocação e atuação do SAEB, utilizando uma modificação no algoritmo Particle Swarm Optimization (PSO) de forma que o SAEB possa atuar independente dos GDs e ser alocado em outras barras, com o objetivo de melhorar o perfil de tensão. As soluções são analisadas através de simulações de Monte Carlo para investigar o comportamento em diversas situações de curva de carga. Os resultados demonstram que a abordagem proposta busca encontrar boas alocações e atuações e que os parâmetros técnicos dos SAEBs, como capacidade de energia armazenada e potência nominal do inversor, influenciam diretamente nos resultados. / Battery Energy Storage Systems (BESS) have demonstrated great flexibility of applications in improvements and problem-solving in Electrical Distribution Systems (DSs). Significant variations in the nominal voltage value within a period, either daily or weekly, are observed due to the predominant radial topology of the DSs and the constant increase of the use of Distributed Generators (DGs). By the characteristics of operating as load or generation, SAEBs can be used to improve the voltage profile. However, the restrictions of these devices make it difficult to identify good operating moments and allocation buses for this purpose. Generally, this operation is treated in a way dependent on the DGs, but this strategy does not allow the BESS to operate at independent moments to improve the voltage profile of the SDEE. Thus, in this work an approach is developed for SAEBs allocation and operation planning, using a modification in the Particle Swarm Optimization (PSO) algorithm so that the SAEB can operate independently of the GDs and be allocated in other bars, with the objective to improve the voltage profile. The solutions are analyzed through Monte Carlo simulations to investigate the behavior in various load curve situations. The results demonstrate that the proposed approach seeks to find proper allocations and actions and that the technical parameters of SAEBs directly influence the results.

Neste trabalho buscou-se apresentar e analisar os resultados da utilização da Geração Distribuída (GD) Fotovoltaica pelo consumidor residencial (microgerador) e seus efeitos nas relações com a Distribuidora de energia elétrica nos âmbitos técnico, comercial e regulatório, baseados nas Resoluções Normativas 482 e 687 da ANEEL. As conclusões demonstraram haver um desequilíbrio nesta relação. Isto é, nem sempre o retorno financeiro se mostrou viável ao microgerador, tampouco interessante para a Distribuidora. Isto posto, o trabalho expõe uma modelagem tal para que a distribuidora passe a atuar de forma ativa na disseminação da GD. Por fim, modela-se um sistema que pretende aliar o potencial energético solar por parte do consumidor de baixa renda, em troca de fornecimento de energia elétrica limpa e renovável. / This work intended to present and assess the results of the application of Photovoltaic Distributed Generation (DG) by the residential consumer (microgenerator) and the effects on the relations with the distribution utility within the technical, commercial and regulatory, based on the Normative Resolutions 482 and 687 from ANEEL. The conclusions show an unbalance in this relation. Thus, the feasibility for the microgenerator is not assured nor it could interest the utility. That being said, the work presents a model so that the utility starts actively acting to disseminate the DG. Finally, a system is modeled intending to ally the solar power potential from the low-income consumer in exchange of clean and renewable power.

Os custos marginais de curto prazo ou de operação (CMO) da energia elétrica para sistemas hidroelétricos possuem uma grande dependência dos níveis de água nos reservatórios das usinas. Normalmente agregam-se diversas usinas em uma única usina equivalente de modo a facilitar o estudo. No sistema hidrotérmico brasileiro as usinas são agregadas em quatro usinas equivalentes. Este trabalho propõe uma metodologia alternativa para: i) avaliar o custo marginal de operação em função dos níveis dos reservatórios equivalentes dos submercados; ii) Precificar contratos de opções sobre o preço spot da eletricidade; e iii) avaliar o risco de déficit de energia para um dado cenário futuro. Para isso foi criado um modelo de geração de séries sintéticas de energia natural afluente ao reservatório. Através de regressão linear múltipla (RLM) foi calibrado um modelo para calcular a variação do nível de energia dos reservatórios em função da energia armazenada no mês anterior, a quantidade de energia afluente e da previsão de demanda durante o mês. Ajustou-se também um modelo de redes neurais artificiais (RNA) através do algoritmo "Backpropagation" para se obter o CMO em função do nível dos reservatórios. Com esta mesma função se calibrou um modelo de Cobb-Douglas, incluindo, além do nível de armazenamento, a demanda no período como variável explicativa. A partir do modelo de séries sintéticas criado é encontrada a distribuição futura de energias naturais afluentes para o horizonte de estudo. Para a distribuição de probabilidades de valores de energias afluentes obteve-se a distribuição de energias armazenadas discretizadas em intervalos de probabilidade. Para as energias armazenadas calcula-se a distribuição do custo marginal de operação. A distribuição das energias armazenadas permite estudar os riscos de déficit de energia de forma simples para cenários de potência instalada e de demanda. Utilizando-se a distribuição dos custos marginais pode-se avaliar o valor de contratos de eletricidade. Para validação do modelo realizou-se um estudo de caso para o submercado da região Sudeste/Centro-Oeste, para o horizonte de abril de 2003 a dezembro de 2006. Como era de se esperar detectou-se a forte relação entre o custo marginal de operação e o nível de energia armazenada no reservatório do submercado em questão. O modelo demonstrou também um bom desempenho na previsão dos preços e dos níveis dos reservatórios para o horizonte de curto prazo (6 meses), uma vez que a capacidade de geração instalada sofre pequenas alterações para esse horizonte. Constatou-se também, para os dois cenários simulados, um esvaziamento sistemático dos reservatórios que provoca um aumento do risco de déficit de energia para o horizonte em estudo. Devido à grande variabilidade das afluências futuras, percebe-se que a precificação de opções por esse método é viável apenas para curtos intervalos de tempo, uma vez que para períodos maiores o prêmio pago pelo risco é muito elevado, sendo preferível comprar fisicamente o ativo.

É importante que as redes elétricas tenham altos índices de confiabilidade, de forma a se manter a agilidade e a manutenção ideais para um melhor funcionamento. Por outro lado, o crescimento inesperado da carga, falhas em equipamentos e uma parametrização inadequada das funções de proteção tornam a análise de eventos de proteção mais complexas e demoradas. Além disso, a quantidade de informações que pode ser obtida de relés digitais modernos tem crescido constantemente. Para que seja possível uma rápida tomada de decisão e manutenção, esse projeto de pesquisa teve como objetivo a implementação de um sistema completo de diagnóstico que é ativado automaticamente quando um evento de proteção ocorrer. As informações a serem analisadas são obtidas de uma base de dados e de relés de proteção, via protocolo de comunicação IEC 61850 e arquivos de oscilografia. O trabalho aborda o sistema Smart Grid completo incluindo: a aquisição de dados nos relés, detalhando o sistema de comunicação desenvolvido através de um software com um cliente IEC61850 e um servidor OPC e um software com um cliente OPC, que é ativado por eventos configurados para dispará-lo (por exemplo, atuação da proteção); o sistema de pré-tratamento de dados, onde os dados provenientes dos relés e equipamentos de proteção são filtrados, pré-processados e formatados; e o sistema de diagnóstico. Um banco de dados central mantém atualizados os dados de todas essas etapas. O sistema de diagnóstico utiliza algoritmos convencionais e técnicas de inteligência artificial, em particular, um sistema especialista. O sistema especialista foi desenvolvido para lidar com diferentes conjuntos de dados de entrada e com uma possível falta de dados, sempre garantindo a entrega de diagnósticos. Foram realizados testes e simulações para curtos-circuitos (trifásico, dupla-fase, dupla-fase-terra e fase-terra) em alimentadores, transformadores e barras de uma subestação. Esses testes incluíram diferentes estados do sistema de proteção (funcionamento correto e impróprio). O sistema se mostrou totalmente eficaz tanto no caso de disponibilidade completa quanto parcial de informações, sempre fornecendo um diagnóstico do curto-circuito e analisando o funcionamento das funções de proteção da subestação. Dessa forma, possibilita-se uma manutenção muito mais eficiente pelas concessionárias de energia, principalmente no que diz respeito à prevenção de defeitos em equipamentos, rápida resposta a problemas, e necessidade de reparametrização das funções de proteção. O sistema foi instalado com sucesso em uma subestação de distribuição da Companhia Paulista de Força e Luz. / It is important that electrical networks have high levels of reliability in order to maintain the ideal agility and maintenance for better functioning. On the other hand, the often unexpected load growth, failures of protectionrelated equipment and inadequate parameterization of protection functions make the analyses of protection events more complex and time-consuming. Besides, the amount of information that can be retrieved from modern digital relays is constantly increasing. In order to aid a quick decision-making and maintenance practices, this research project aimed to implement a complete diagnosis system that is automatically activated whenever a protection-related event occurs. Information to be analyzed is obtained from a database and from the protection relays, via IEC 61850 communication protocol and oscillography files. The full smart grid system is addressed, including: the data acquisition and communication system developed through a software with an IEC61850 client and an OPC server and another software with an OPC client, which is activated by set triggering events (e.g. protection tripping); the data pre-processing system, in which the data is filtered, preprocessed and formatted; and the diagnostic system. A central database maintains updated all the data. For the diagnostic system, conventional algorithms and artificial intelligence techniques are applied; particularly, an expert system is implemented. The expert system was designed to deal with different sets of input information and uses different techniques to deal with a possible lack of data, always ensuring the delivery of diagnoses. Tests and simulations were performed for short-circuits (three-phase, phase-to-phase, double-phase-to-ground and phase-to-ground) on feeders, transformers and bus bars of a substation. These tests included different states of the protection system (proper functioning and malfunctioning). The diagnostic system proved to be fully effective under both complete and partial availability of information, always providing the fault diagnosis and the analysis of the protection functions. In brief, the system enables a much more efficient maintenance to power distribution utilities, especially when preventing equipment malfunctioning, quick responses towards system problems and the need to re-define some protection functions are required. It was successfully installed in a distribution substation of Companhia Paulista de Força e Luz, a Brazilian power distribution utility.

Submitted by Hellen Luz (hellencrisluz@gmail.com) on 2017-10-18T17:28:23Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) Dissertacao_SentidosMatrizEnergetica.pdf: 1528003 bytes, checksum: 8fba93f0cda15b23fd1e22d430e89d77 (MD5) / Approved for entry into archive by Edisangela Bastos (edisangela@ufpa.br) on 2017-11-29T16:57:13Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) Dissertacao_SentidosMatrizEnergetica.pdf: 1528003 bytes, checksum: 8fba93f0cda15b23fd1e22d430e89d77 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-11-29T16:57:13Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) Dissertacao_SentidosMatrizEnergetica.pdf: 1528003 bytes, checksum: 8fba93f0cda15b23fd1e22d430e89d77 (MD5) Previous issue date: 2011-08-31 / Este trabalho faz uma análise de conteúdo acerca do debate sobre a matriz energética brasileira na mídia em dois momentos de crise no setor: primeiro em 2001-2002, no governo de Fernando Henrique Cardoso, quando ocorreram o apagão e o racionamento e políticas públicas emergenciais foram incluídas no PPA; segundo, em 2008-2009, no governo Lula, quando criou-se a impressão de que o parque energético brasileiro não suportaria o crescimento da economia, sobretudo diante da ameaça de novos blecautes, o que motivou a criação de um componente energia elétrica no PAC. A partir do corpus, coletado de edições dos jornais O Globo, Folha de S. Paulo e O Estado de S. Paulo no período, identificamos os grupos de pressão e atores com maior ocorrência na esfera midiática e como eles legitimam o discurso de desenvolvimento limpo e vocação da Amazônia para abrigar grandes hidrelétricas como Belo Monte (no Pará), São Francisco e Jirau (em Rondônia). Os grupos, ligados aos setores industrial e de construção civil, utilizam a mídia como mais uma das ferramentas para influenciar o comportamento da opinião pública e provocar reações do governo, que acaba por reiterar os interesses das empresas. / This work is a content analysis on the debate about the Brazilian hydroelectric energy matrix in the media in two moments of sectorial crisis: first in 2001-2002, on the Fernando Henrique Cardoso’s government, when occurred the blackout and the energy rationing and emergency public policies were included in the PPA; second, in 2008-2009, on the Lula’s government, when it created the impression that the Brazilian energy system would not support the growth of the economy, especially given the threat of future blackouts, which led to the creation of an electrical component in PAC. From the corpus, collected editions of the newspaper O Globo, Folha de S. Paulo and O Estado de S. Paulo in the period, we identified pressure groups and actors mostly occurring in the media sphere and how they legitimize the discourse of clean development and Amazon vocation for big dams like Belo Monte (Pará), São Francisco and Jirau (Rondônia). The groups, linked to industrial and construction sectors, using the media as one more tool to influence the behavior of public opinion and force the government, will eventually repeat business interests.

Submitted by Maicon Juliano Schmidt (maicons) on 2015-04-23T18:56:31Z No. of bitstreams: 1 Daniel Sperb Porto.pdf: 1254000 bytes, checksum: 37500082decb28706117ba810b6b200e (MD5) / Made available in DSpace on 2015-04-23T18:56:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Daniel Sperb Porto.pdf: 1254000 bytes, checksum: 37500082decb28706117ba810b6b200e (MD5) Previous issue date: 2013-01-31 / AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A / O presente estudo corresponde à avaliação de um sistema de informação na formação da remuneração de serviços, no setor de energia elétrica. Tal remuneração condiz com a mensuração e a gestão dos custos operacionais, visando à geração de maior racionalidade acerca do processo de remuneração de serviços terceirizados, em uma empresa do setor elétrico. A questão que problematiza o estudo converge no sentido de gerenciar e de mensurar a remuneração de terceiros, em atividades de redes de distribuição elétrica. A referida avaliação está fundamentada em um Sistema de Apoio à Decisão (SAD), o que permite simular cenários de remuneração de atividades em redes de distribuição de energia elétrica. A metodologia empregada foi a de Design Research (DR) e os resultados encontrados com a pesquisa demonstram que o sistema construído reflete a prática da realização de custos das equipes de construção de redes, evidenciando, inclusive, particularidades, como o tratamento de atividades-meio para a composição de uma remuneração adequada. / The present study corresponds to the evaluation of an information system in the formation of pay services in the electricity sector. Such remuneration is consistent with the measurement and management of operational costs in order to generate greater rationality of compensation process outsourcing services company in the power sector. The issue problem converges towards managing and measuring the compensation of outsourcers in activities of electric distribution networks. This evaluation is based on a Decision Support System (DSS) to simulate scenarios compensation activities in eletric distribution grid. The methodology employed was the design research (DR), and the results found with the research show that the system built reflects the practical realization of the cost of construction crews grids, realizing even as the particularities treatment activities through to the composition adequate remuneration.

Os dispositivos Indicadores de Faltas (IFs) contribuem para a melhoria do processo de localização de faltas em alimentadores de distribuição e, consequentemente, para a qualidade do fornecimento de energia elétrica. Todavia, a grande dificuldade de se aplicar tais dispositivos em larga escala está na escassez de metodologias eficientes que apontem em quais pontos do sistema de distribuição eles devem ser instalados. Por isso, o presente trabalho propõe uma abordagem computacional evolutiva capaz de alocar dispositivos IFs em alimentadores primários de distribuição de energia elétrica. De forma mais específica, o problema de se obter o melhor local de instalação é solucionado por meio da técnica de Algoritmos Genéticos (AGs), que busca obter uma configuração eficiente de instalação de IFs no tronco principal do alimentador de distribuição. A metodologia proposta é aplicada a dois alimentadores reais. Aspectos de viabilidade técnica e financeira dos IFs também são analisados. Os resultados apresentados comprovam a eficiência da metodologia proposta. / Fault Indicator (FIs) devices have contributed to improve the location of faults on primary feeders, and consequently the reliability of distribution systems. However, one of the main problems facing their installation in a large scale in a distribution system is the lack of efficient methods to analyze big networks and to pinpoint exactly on which buses these devices should be placed. Thus, this paper proposes an evolutionary computing strategy to solve the problem of fault indicator placement in primary distribution feeders. Specifically, a genetic algorithm (GA) is employed to search for an efficient configuration of FIs, located at the best positions in the main feeder. The proposed methodology was applied in two actual distribution feeders. Technical and financial viability aspects are also analyzed. Finally, the results confirm the efficiency of the GA approach to the FI placement problem.

Neste trabalho buscou-se apresentar e analisar os resultados da utilização da Geração Distribuída (GD) Fotovoltaica pelo consumidor residencial (microgerador) e seus efeitos nas relações com a Distribuidora de energia elétrica nos âmbitos técnico, comercial e regulatório, baseados nas Resoluções Normativas 482 e 687 da ANEEL. As conclusões demonstraram haver um desequilíbrio nesta relação. Isto é, nem sempre o retorno financeiro se mostrou viável ao microgerador, tampouco interessante para a Distribuidora. Isto posto, o trabalho expõe uma modelagem tal para que a distribuidora passe a atuar de forma ativa na disseminação da GD. Por fim, modela-se um sistema que pretende aliar o potencial energético solar por parte do consumidor de baixa renda, em troca de fornecimento de energia elétrica limpa e renovável. / This work intended to present and assess the results of the application of Photovoltaic Distributed Generation (DG) by the residential consumer (microgenerator) and the effects on the relations with the distribution utility within the technical, commercial and regulatory, based on the Normative Resolutions 482 and 687 from ANEEL. The conclusions show an unbalance in this relation. Thus, the feasibility for the microgenerator is not assured nor it could interest the utility. That being said, the work presents a model so that the utility starts actively acting to disseminate the DG. Finally, a system is modeled intending to ally the solar power potential from the low-income consumer in exchange of clean and renewable power.

O objetivo deste estudo foi a elaboração e testes simulados, com dados elétricos reais, de metodologia para a operação de geração distribuída (GD) fotovoltaica, em baixa tensão e com exportação de excedentes, em sistemas de distribuição reticulado. A metodologia superou as limitações impostas pelos equipamentos de proteção chamados Protetores de Rede, inerentes à topologia de distribuição do tipo reticulado. Tais equipamentos inviabilizam a geração distribuída, que exporta excedentes para a rede externa por desconectarem os transformadores de média para baixa tensão, causando o ilhamento da GD, sempre que existir um fluxo de potência reverso, ou seja, no sentido do cliente para a concessionária. O objetivo foi alcançado por meio da criação de um simulador de subestação de reticulado exclusivo (Spot) de três transformadores nos qual os comportamentos dos protetores de rede eram testados com dados de fluxo de potência reais aquisitados em subestações de reticulado em Brasília (concessionária CEB) e em subestação do Instituto de Energia e Ambiente (IEE), da Universidade de São Paulo, onde existe uma instalação geradora fotovoltaica de 12kWp. Novos comportamentos dos protetores de rede foram simulados para compatibilizar tal fluxo reverso de potência e parâmetros críticos foram levantados. Nas simulações, encontraram-se caminhos viáveis de promover estas conexões com segurança e simplicidade. Estes novos comportamentos podem ser implementados no firmware dos relés de protetores de redes microprocessados. / The aim of this study was to develop and test a methodology for operation of photovoltaic distributed generation (DG) on secondary side of the Spot and Grid Network types of electricity distribution systems, allowing for the export of excess energy. This methodology did overcome the limitations imposed by the protective equipment known as Network Protector (NP), a standard equipment on secondary network distribution topology. Such equipments make exporting energy from distributed generation systems to the grid unfeasible because of the operational aspects of Network Protectors. This devices will disconnect the transformers whenever there is a reverse power flow, i.e. towards the utility, causing the islanding of the DG. The objective was achieved through the conception of a simulator for a Spot Network substation with three transformers where the behaviors of network protectors could be tested. Those simulations were performed with actual power flow data from real network substations in Brasilia city (CEB utility area) and the substation at the Institute for Energy and Environment (IEE) at the University of Sao Paulo, where a photovoltaic generating facility of 12kWp exists. New behaviors were simulated in order to make the NPs to manage the expected reverse power flow successfully. The most important parameters for the model were explained. Viable ways to connect exporting photovoltaic DG to secondary networks safely and simply have been found by means of these simulations. These new behaviors could be embedded in the firmware of the NP´s microprocessor based relays.