Submitted by Daniella Sodre (daniella.sodre@ufpe.br) on 2015-04-10T16:42:04Z No. of bitstreams: 2 TESE Thalles Vitelli Garcez .pdf: 3166900 bytes, checksum: 5ee2fb98b68c1e641b96c5265a106a86 (MD5) license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) / Made available in DSpace on 2015-04-10T16:42:04Z (GMT). No. of bitstreams: 2 TESE Thalles Vitelli Garcez .pdf: 3166900 bytes, checksum: 5ee2fb98b68c1e641b96c5265a106a86 (MD5) license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) Previous issue date: 2013-05-15 / Embora os sistemas subterrâneos de distribuição de energia elétrica sejam mais seguros comparados aos sistemas do tipo aéreo, com aumento do uso de sistemas subterrâneos e o seu envelhecimento, a falta de adequada manutenção e a interferência de outros sistemas subterrâneos próximos, tem causado muitos acidentes em áreas urbanas, pondo assim em risco a vida humana e gerando consequências à comunidade, à companhia distribuidora e às propriedades de terceiros. Normalmente, em abordagens tradicionais de avaliação de risco, o risco é avaliado em apenas uma dimensão, sob a perspectiva de impactos sobre os seres humanos. Como complemento a isso, sob o ponto de vista operacional, financeiro e de gerenciamento de risco, é importante avaliá-lo em outras dimensões, a fim de obter uma avaliação mais realista dos cenários de perigo. Neste contexto, este trabalho explora a avaliação de risco multidimensional de eventos acidentais em câmaras/caixas de sistemas subterrâneos de distribuição de energia elétrica. Outro ponto importante a ser considerado em uma “racional” tomada de decisão é a incorporação das preferências do decisor e as incertezas inerentes a este tipo de contexto, especialmente quando o que se quer é avaliar (escolher, classificar ou ordenar) centenas ou milhares de câmaras/caixas subterrâneas. Portanto, este estudo propõe um modelo multicritério de avaliação de risco, baseado na teoria da decisão e teoria da utilidade multiatributo (MAUT), tendo como objetivo a sua utilização como uma ferramenta de tomada de decisão, que pode auxiliar o gerenciamento de risco, planejamento da manutenção ou o desenvolvimento de ações de melhorias (upgrades) e modificações do sistema. Foi gerada uma aplicação numérica do modelo demonstrando os possíveis resultados e suas análises. Conclui-se, neste contexto, que uma hierarquia de risco é uma importante ferramenta para a definição de prioridades. Além disso, a análise das razões das diferenças dos valores de risco permitiu ao decisor visualizar o quanto uma alternativa ou um grupo de alternativas possui maior risco do que outra, e, ainda sob a análise intra-critério permitiu ao decisor visualizar em específico qual dimensão de risco deverá ser tratada de forma a reduzir o valor de risco multidimensional comparado às demais alternativas. Desta forma, auxiliou-se ao decisor a fazer uma análise aprofundada da gama de possibilidades sobre quais alternativas podem ser escolhidas de modo a desenvolver ações preventivas e de mitigação.

A troca de informações entre os vários sistemas de gerenciamento e outros sistemas de informação de uma empresa do setor elétrico não é apenas desejada, mas na maioria dos casos, necessária. Com a necessidade desenvolveu-se uma pesquisa com o objetivo de descrever as metodologias de integração entre Sistemas de Informações Geográficas e Sistemas de Projetos de Redes de Distribuição, incluindo referências a diversos trabalhos de integração no Brasil e no mundo. Como exemplo e caso prático, utilizou-se uma metodologia desenvolvida para a concessionária de distribuição de energia elétrica AES Eletropaulo. / The information interchanges between management systems and others information systems of an electrical distribution company is not only desirable, but in most cases necessary. Due this necessity it was developed one research aiming to describe the integration methodologies between geographic information systems and electrical grid expansion designer systems, including references for some integration works in Brazil and in World. As a practical example, it was used one methodology developed for the electrical distribution company AES Eletropaulo.

Este trabalho tem como objetivo analisar a composição setorial do consumo de energia elétrica incorporado às exportações brasileiras em cada área de concessão de distribuição. Para tanto, foi elaborada uma matriz de insumo-produto inter-regional e coeficientes setoriais de consumo de energia elétrica por área de concessão. Foi constatado que o consumo de energia elétrica incorporado às exportações é maior nos setores industriais e que a produção destinada à exportação é mais eletrointensiva que a produção destinada ao consumo interno em 37 das 58 áreas de concessão analisadas. / The objective of this dissertation is to analyze the sectorial composition of the electric energy consumption used in the production of exported goods and services in each electricity distribution concession area in Brazil. To accomplish this goal, an input-output matrix was elaborated, along with sectorial coefficients of electric energy intensity. The results indicate that the sector which consumes the most energy in their exports is the industrial sector. There was also an indication that Brazilian exports consume more electric energy throughout their productive structure than the production absorbed internally in 37 of the 58 electricity distribution concession areas.

Made available in DSpace on 2016-08-17T14:52:42Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Airton Petinelli.pdf: 783096 bytes, checksum: 283e35e9f4e3e61ee0abe5860d9dcb08 (MD5) Previous issue date: 2002-05-29 / Static reactive power sources, such as shunt capacitors, have been commonly used to provide reactive compensation in distribution systems, minimizing losses and keeping voltage levels within operational limits. Heuristic algorithms for capacitor placement have been proposed in several works. However, the majority of these approaches converge to a local solution. This dissertation presents a hierarchical evolution strategy-based approach for solving the optimal reactive sources placement in radial distribution systems. The approach is based on the (m+l)-EE paradigm, improved by mutations control and by two types of mutations: the classical Gaussian mutation and the Cauchy-based mutation. Discrete standard capacitor values with non-linear cost are considered. Constraints such as the maximum number of parallel banks and installations cost are included. Validation tests have been performed using a real industrial feeder. / Fontes estáticas de potência reativa, tais como os capacitores, têm sido comumente usados para a compensação de potência reativa em sistemas de distribuição de energia elétrica. Capacitores são instalados para minimizar as perdas de potência e manter os níveis de tensão dentro de limites operacionais aceitáveis. Algoritmos heurísticos têm sido propostos na literatura para a alocação de capacitores, entretanto, a maioria deles converge para uma solução local. Nesta dissertação, é apresentado um algoritmo hierárquico utilizando uma estratégia evolutiva para solucionar a alocação ótima de fontes de reativos em sistemas de distribuição radiais. O enfoque é baseado no paradigma (m+l)-EE, melhorado pelo controle de mutação com a utilização de dois tipos: a mutação clássica de Gauss e a mutação de Cauchy. Considera-se também a discretização de banco de capacitores com a utilização de tamanho de células disponíveis comercialmente e respectivos custos de aquisição, assim como restrições do tipo número máximo de capacitores em paralelo e custos de instalação. O algoritmo é testado usando-se um alimentador industrial da Companhia Energética do Maranhão - CEMAR

Esta dissertação apresenta uma metodologia de otimização do fluxo de potência em sistemas elétricos de subtransmissão utilizando duas técnicas da Computação Evolutiva, os Algoritmos Genéticos e as Estratégias Evolutivas. A metodologia decompõe o problema em duas partes e o trata seqüencialmente. A primeira parte procede com a otimização do fluxo de potência ativa e a segunda com a otimização do fluxo de potência reativa. São apresentadas as características e estruturas básicas dos Algoritmos Genéticos e das Estratégias Evolutivas. A técnica dos Algoritmos Genéticos é implementada no modelo de otimização do fluxo de potência ativa e a técnica das Estratégias Evolutivas no modelo de otimização do fluxo de potência reativa. As variáveis de controle dos modelos desenvolvidos são, respectivamente, os estados dos dispositivos de seccionamento e os níveis de tensão dos barramentos dos pontos de fronteira, associadas ao sistema analisado. Analisam-se os sistemas elétricos de subtransmissão que contêm múltiplos pontos de fronteira (conexão) com a Rede Básica e diversas possibilidades de configuração operativa. A metodologia proposta é aplicada a um sistema elétrico de subtransmissão real a fim de minimizar o custo dos encargos de uso dos sistemas de transmissão. Os resultados obtidos mostram a eficácia dos algoritmos desenvolvidos na busca das soluções desejadas. / This dissertation presents a power flow optimization methodology on subtransmission electric systems using two techniques of Evolutionary Computation, namely the Genetic Algorithms and the Evolution Strategies. The methodology splits the problem into two parts and treats it separately. On the first step it proceeds to optimize the active power flow and on the second step to optimize the reactive power flow. Characteristics and basic structures of the Genetic Algorithms and the Evolution Strategies are shown. The Genetic Algorithms technique is implemented on the active power flow optimization model and the Evolution Strategies technique on the reactive power flow optimization model. The control variables of developed models are, respectively, the switch states and the border point bar voltage levels, associated to the analyzed system. The subtransmission electric systems that have multiple border (connection) points to the Basic Network and many operative configuration possibilities are analyzed. The proposed methodology is applied to a real subtransmission electric system in order to minimizes the transmission system use duty costs. The obtained results show the efficacy of the developed algorithms in the search of desired solutions.

As empresas com tarifas reguladas, de maneira geral, fornecem bens públicos. Muitas delas atuam em atividades que são prerrogativas, diretas ou indiretas, do estado. A regulamentação tarifária se justifica pelo fato de essas empresas não atuarem em condições de mercado. A tarifa é definida de maneira a fornecer uma remuneração justa, pelo risco assumido pelo investidor e, concomitantemente, um custo razoável para os consumidores. Existem dois modelos extremos de regime tarifário: cost-plus (pelo custo) ou fixed-price (pelo preço). O primeiro repassa todos os custos incorridos e mais uma margem às tarifas. Por outro lado, os regimes pelo preço fixam a tarifa máxima, que não está necessariamente associada aos custos incorridos. A diferença fundamental entre os dois regimes está no estímulo à eficiência, inexistente nos regimes pelo custo. Na prática, muitos regimes são considerados como híbridos, ou seja, somente alguns custos têm sua recuperação garantida. Nesses regimes, é necessária a existência de algum mecanismo de repasse dos custos recuperáveis. No Brasil, o setor elétrico adotou um modelo no qual a tarifa garante a recuperação dos custos não gerenciáveis (a chamada \"parcela A\"), e os custos gerenciáveis são fixados com base em níveis considerados como eficientes (a chamada \"parcela B\"). Por meio da portaria interministerial MF/MME nº 025/2002, o poder concedente cria um mecanismo para garantir a recuperação dos custos não gerenciáveis - a chamada conta de Compensação da Variação dos Custos da Parcela A (CVA). Segundo esse mecanismo, a diferença entre os custos que compõem essa parcela e o efetivamente incorrido é repassada no próximo reajuste tarifário anual. Caso o saldo não seja integralmente recuperado dentro de um ano, o resíduo é contemplado nos próximos reajustes anuais. O saldo da CVA é atualizado pela SELIC, da data de sua ocorrência até a data de sua liquidação. Com a adoção das normas internacionais de contabilidade, os itens regulatórios foram eliminados das demonstrações contábeis societárias. Devido às suas funções regulatórias, a agência nacional de energia elétrica (ANEEL) decidiu criar a contabilidade regulatória, na qual, entre outras exigências, o reconhecimento da CVA é obrigatório. O presente estudo analisa se a regulamentação tarifária fornece suporte para o reconhecimento contábil dos itens regulatórios, bem como, especificamente o da CVA. O estudo se suporta pela teoria da regulação e pela teoria contábil, com ênfase na estrutura conceitual para elaboração e divulgação de relatório contábil-financeiro (IFRS FOUNDATION, 2010). A pesquisa pode ser rotulada como qualitativa. Conclui-se que os itens regulatórios somente podem ser reconhecidos quando existe um recurso econômico ou uma obrigação econômica presente. Por consequência, apenas devem ser contabilizados os itens regulatórios cuja recuperação ou devolução for garantida. Especificamente para a CVA, não existem evidências objetivas de que seu saldo possa ser recuperado de outra maneira que não seja pela tarifa de fornecimento de energia, não devendo, portanto, ser reconhecido nas demonstrações contábeis societárias. / Rate-regulated companies generally provide public goods. Many of them carry out activities that are prerogative, direct or indirect, of the State. Rate regulations are justified by the fact that these companies do not operate under free market conditions. Rates are set in order to provide a fair return to the risk taken by the investor and concomitantly a reasonable cost to consumers. There are two broad regulatory regimes: cost-plus and fixed-prices. Regimes based on cost allow the recovery of all incurred costs, plus a margin. On the other hand, regimes based on price set a maximum rate, which is not necessarily associated with the incurred costs. The key difference between regimes is the efficiency stimulus, not present in cost regimes. In practice, many regimes are considered hybrid, in other words, just some costs have their recovery guaranteed. Under these regimes, it is necessary a pass-through mechanism for the recoverable costs. In Brazil, the energy sector adopted a model in which the rate allows the recovery of non-manageable cost (called \"Parcel A\"), while manageable costs are recovered based on efficiency levels (called \"Parcel B\"). Through the Portaria Interministerial MF/MME no 025/2005, the grantor creates a mechanism that allows the recovery of non-manageable costs, the so-called \"Conta de Compensação de Variação dos Custos da Parcela A (CVA). By this mechanism, the difference between the costs that are included in \"Parcel A\" and those actually incurred is considered in the next annual rate reset. In the case that it is not wholly recovered within one year, the remainder will be contemplating in the next annual rate resets. The CVA balance is indexed by the SELIC from the date of its occurrence to its settlement. With the International Accounting Standards adoption, the regulatory items are derecognized from the corporate financial statements. Due to its regulatory duties, ANEEL decided to create the Regulatory Accounting, in which amongst other requirements, the recognition of the regulatory items is mandatory. The present study analyses if the rate regulation provides support for the recognition of regulatory items, more specifically, the CVA. The study is based on the Regulation Theory and Accounting Theory with emphasis in the Conceptual Framework for Financial Reporting (IFRS FOUNDATION, 2010). The research can be labelled as qualitative. It was concluded that regulatory items shall only be recognized when there are a present economic resource or a present economic obligation. Consequently, only the regulatory items which the recovery or the devolution is guaranteed can be booked. Specifically for CVA, there are no objective evidences that its balance can be recovery by other mean different than energy supply rate. Therefore, it shall not be recognized in the corporate financial statements.

Este trabalho trata do UPFC (Unified Power Flow Controller), que corresponde a um dos mais promissores dispositivos FACTS de última geração, pois apresenta a capacidade de controle independente de todos os parâmetros básicos do sistema elétrico de potência (tensão, impedância e ângulo de fase). Com base nos modelos já propostos para representação deste equipamento em regime permanente, é realizada análise e proposta de um modelo que permite uma abordagem prática, para simulação do UPFC em softwares de fluxo de potência comerciais que não possuem modelos dedicados para este dispositivo. São revisitados os conceitos associados ao UPFC, com apresentação dos modelos analisados e seus respectivos parâmetros, assim como os equipamentos instalados e estimativa de custos para implantação. Através de simulações utilizando o modelo de transformador ideal associado à impedância do transformador série e compensador estático, são obtidos os parâmetros para o modelo de injeção de potências e realizadas simulações que demonstram a equivalência entre estes modelos. Finalmente, é realizada a análise de aplicação do UPFC em um sistema de distribuição de alta tensão, onde há forte presença de geração distribuída com sua sazonalidade característica e linhas que realizam a interligação entre diferentes fontes do sistema, havendo a necessidade de controle do fluxo de potência e melhoria dos níveis de tensão em função dos critérios técnicos e aspectos regulatórios. / This work is about UPFC which corresponds to one of the most promising last generation FACTS device, for it presents independent control in all basic parameters of the electrical power system (voltage, impedance and phase angle). Based on models that have already been proposed to represent this equipment in steady state, an analysis has been made and a model that permits practical approach is proposed to simulate the UPFC in commercial power flow softwares that do not yet support this device. The associated UPFC concepts are revisited with the presentation of analyzed models and their respective parameters as well as the installed equipments and cost estimate for implementation. Through simulations using ideal transformer associated to the series transformer impedance and static Var compensator model, parameters are obtained for the power injection model and simulations were run that showed a similarity between these models. Finally, a UPFC application analysis was done for a region of high voltage distribution system, where there is a strong presence of distributed generation typically seasonal and lines which connect different sources of the system, having the necessity of controlling the power flow and improvement of the voltage levels due to the technical criteria and regulatory aspects.

Este trabalho trata do UPFC (Unified Power Flow Controller), que corresponde a um dos mais promissores dispositivos FACTS de última geração, pois apresenta a capacidade de controle independente de todos os parâmetros básicos do sistema elétrico de potência (tensão, impedância e ângulo de fase). Com base nos modelos já propostos para representação deste equipamento em regime permanente, é realizada análise e proposta de um modelo que permite uma abordagem prática, para simulação do UPFC em softwares de fluxo de potência comerciais que não possuem modelos dedicados para este dispositivo. São revisitados os conceitos associados ao UPFC, com apresentação dos modelos analisados e seus respectivos parâmetros, assim como os equipamentos instalados e estimativa de custos para implantação. Através de simulações utilizando o modelo de transformador ideal associado à impedância do transformador série e compensador estático, são obtidos os parâmetros para o modelo de injeção de potências e realizadas simulações que demonstram a equivalência entre estes modelos. Finalmente, é realizada a análise de aplicação do UPFC em um sistema de distribuição de alta tensão, onde há forte presença de geração distribuída com sua sazonalidade característica e linhas que realizam a interligação entre diferentes fontes do sistema, havendo a necessidade de controle do fluxo de potência e melhoria dos níveis de tensão em função dos critérios técnicos e aspectos regulatórios. / This work is about UPFC which corresponds to one of the most promising last generation FACTS device, for it presents independent control in all basic parameters of the electrical power system (voltage, impedance and phase angle). Based on models that have already been proposed to represent this equipment in steady state, an analysis has been made and a model that permits practical approach is proposed to simulate the UPFC in commercial power flow softwares that do not yet support this device. The associated UPFC concepts are revisited with the presentation of analyzed models and their respective parameters as well as the installed equipments and cost estimate for implementation. Through simulations using ideal transformer associated to the series transformer impedance and static Var compensator model, parameters are obtained for the power injection model and simulations were run that showed a similarity between these models. Finally, a UPFC application analysis was done for a region of high voltage distribution system, where there is a strong presence of distributed generation typically seasonal and lines which connect different sources of the system, having the necessity of controlling the power flow and improvement of the voltage levels due to the technical criteria and regulatory aspects.

Este trabalho trata do desenvolvimento de uma metodologia e de uma ferramenta computacional de localização de faltas em sistemas elétricos de distribuição. Para tanto, considera-se o ambiente de Redes Elétricas Inteligentes, onde está à disposição uma grande diversidade de informações, como oscilografias de relés, dados de sensores, dados históricos, alarmes de medidores inteligentes, dentre outras. Convencionalmente, as metodologias de localização de defeitos em redes de distribuição se baseiam em conjuntos particulares de dados, que geralmente são medições apenas na saída do alimentador, e funcionam como uma ferramenta isolada no centro de operações. Este trabalho contribui para esse tema ao propor a Localização de Faltas como uma ferramenta de Automação Avançada, instalada em um Sistema de Gerenciamento da Distribuição. Ele deve estar integrado aos demais sistemas corporativos, dos quais obtém dados de medição, alarmes de atuação e indicação de eventos na rede, em tempo real. Um barramento de interoperabilidade permite a troca de informações entre os sistemas. O algoritmo de localização de faltas proposto considera os alarmes de atuação de chaves monitoradas, indicação de sensores, alarmes de ausência de tensão, dentre outras informações, para restringir ao máximo a área de busca do defeito. Por fim, uma implementação de Algoritmo Evolutivo permite estimar o local e a resistência de falta, a partir de testes de defeitos na área de busca. Nesse processo, os valores calculados são comparados com as medições obtidas dos respectivos pontos. Na etapa de aplicação da metodologia, foram consideradas algumas condições de monitoramento da rede elétrica: da condição de menor monitoramento ao cenário de maior monitoramento. Foi possível verificar como o aumento da quantidade de informações do sistema traz benefícios para a localização dos defeitos. / This work provides the development of a methodology and a computational tool for Fault Location (FL) in power distribution systems. The Smart Grid environment is considered, which provides a huge variety of information, such as relays waveforms, fault current sensors and historical data, smart meters alarms, among others. Conventionally, FL methodologies in power distribution systems are based on particular data sources, usually measurements at the beginning of the power feeder, which are not integrated with other corporate systems. This work contributes to the subject by proposing the FL as an Advanced Distribution Automation tool, to be installed in a Distribution Management System. As a part of the electric utility corporate systems, it obtains metering data, equipment alarms and events notifications, i.e. real time information. An Interoperability Bus (IB) allows the information exchange among the systems. The proposed FL algorithm considers monitored switches tripping alarms, current current sensors notifications, outage alarms, among other data, in order to narrow the search area as much as possible. Ultimately, an Evolutionary Algorithm (EA) implementation estimates the fault point and the fault resistance, through short-circuit tests an the search area. During that process, the computed electric quantities are compared with the measured ones at each monitored point. When applying the methodology for the case studies, some power grid monitoring conditions were considered: from the least monitored condition to the most monitored scenario. This made it possible to verify how the increase of power grid information benefits the FL algorithms.

A participação da fonte solar fotovoltaica na matriz elétrica cresce de forma exponencial ao redor de todo o globo, tanto na modalidade centralizada quanto de forma distribuída. Essa inserção massiva tem relação direta com inúmeras políticas de incentivo aplicadas às fontes renováveis, motivadas pelas discussões sobre mudança do clima e pelos acordos para redução da emissão de gases de efeito estufa.Tais políticas são suportadas por subsídios governamentais, que dependem dos impostos e tributos pagos pela população, ou por encargos nas tarifas de energia elétrica, com impacto direto para o consumidor e para a competitividade econômica do país. Apesar de ainda incipiente no Brasil, a fonte solar fotovoltaica tem apresentado queda expressiva nos preços praticados em leilões, além de ter ultrapassado seus primeiros 700 MW instalados de forma distribuída no início de 2019, principalmente em residências e comércios. Este trabalho busca avaliar qual o impacto, para a receita das distribuidoras e para a tarifa dos consumidores, da inserção da fonte solar fotovoltaica na geração distribuída, impulsionada pelo sistema de compensação net metering. As projeções feitas neste estudo apontam para uma capacidade instalada próxima de 15 GW, no ano de 2030, em pouco mais de 2,2 milhões de residências, comércios e indústrias. Esse nível de inserção poderá causar perda de receita acumulada para as distribuidoras em torno de R$ 5 bilhões, até 2030. Para os consumidores, o efeito acumulado dos reajustes tarifários pode superar 10%, dependendo da área de concessão avaliada. Isso demonstra que o sistema de compensação net metering deve ser continuamente revisto, a fim de dar os estímulos corretos para a inserção da geração distribuída, sem, contudo, penalizar as empresas do setor e os demais consumidores. / The participation of the solar photovoltaic source in the electric matrix grows exponentially around the globe, both centrally and in distributed form. This massive insertion is directly related to numerous incentive policies applied to renewable sources, motivated by the discussions on climate change and agreements to reduce greenhouse gas emissions. Such policies are supported by government subsidies, which depend on the taxes paid by the population, or by charges on electricity tariffs, with a direct impact on the consumer and on the economic competitiveness of the country. Although still incipient in Brazil, the solar photovoltaic source has shown a significant drop in prices at auctions, in addition to having exceeded its first 700 MW installed in a distributed form at the beginning of 2019, mainly in residences and trade. This work aims to evaluate the impact of the utilities revenue and the consumers\' tariff due to the insertion of solar photovoltaic power in distributed generation, driven by the net metering compensation system. The projections made in this study point to an installed capacity of about 15 GW in 2030 in just over 2.2 million houses, businesses and industries. This level of insertion could cause accumulated revenue losses to utilities around R$ 5 billion by 2030. For consumers, the accumulated effect of tariff adjustments may exceed 10%, depending on the concession area evaluated. This demonstrates that the net metering compensation system must be continually revised in order to give the correct incentives for the insertion of distributed generation, without, however, penalizing the companies of the sector and other consumers.