Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Elétrica, 2009. / Submitted by Raquel Viana (tempestade_b@hotmail.com) on 2010-03-23T19:30:10Z No. of bitstreams: 1 2009_GeovaneAnselmoSilveiraCaputo.pdf: 1344291 bytes, checksum: 9e4e34b71712651729af67fbebc87cd7 (MD5) / Approved for entry into archive by Lucila Saraiva(lucilasaraiva1@gmail.com) on 2010-04-15T00:30:21Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2009_GeovaneAnselmoSilveiraCaputo.pdf: 1344291 bytes, checksum: 9e4e34b71712651729af67fbebc87cd7 (MD5) / Made available in DSpace on 2010-04-15T00:30:21Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2009_GeovaneAnselmoSilveiraCaputo.pdf: 1344291 bytes, checksum: 9e4e34b71712651729af67fbebc87cd7 (MD5) Previous issue date: 2009 / Este trabalho versa sobre o desenvolvimento de um modelo para o planejamento da expansao da rede de transmissao, de longo prazo, que considera a seguranca do sistema (por meio do criterio N-1), o custo do congestionamento, o impacto das novas instalacoes na operacao do sistema e o risco associado com o crescimento incerto da demanda. A proposta e incluir na metodologia de planejamento a tolerancia a cortes de carga no criterio N-1 e, apos a rede de transmissao ser planejada para o crescimento previsto de carga, calcular o risco de corte de carga devido ao crescimento incerto da demanda. Assim, o modelo proposto associa, para cada corte de carga tolerado no planejamento, um nivel de custo total da expansao e um risco de corte de carga. Por sua vez, a decomposicao de Benders e empregada para segregar o problema de planejamento da expansao da rede de transmissao dentro de um problema mestre, que minimiza o custo da expansao, e dois subproblemas relacionados a adequacao da rede e ao despacho otimo de geracao. O risco de corte de carga e calculado pelo metodo de Monte de Carlo, a partir da estimacao do crescimento aleatorio da demanda e dos estados do sistema de transmissao planejado. Por fim, sao realizadas simulacoes para a rede de transmissao com 5, 14 e 24 barras, onde se mostra que, ao flexibilizar o criterio N-1 para tolerar o corte de carga, o numero de instalacoes novas, indicadas pelo planejamento, diminui e, por conseguinte, o custo total da expansao da transmissao, em detrimento do aumento do risco da rede projetada nao atender ao crescimento incerto da carga. __________________________________________________________________________________________ ABSTRACT / This work presents the development of a model for long term transmission expansion planning, which considers the system security (N-1 criterion), the cost of congestion, the impact of new facilities in system operation and the risk associated to demand growth uncertainty. It is proposed in the planning methodology the usage of load curtailment tolerance related to the N-1 criterion and, after the transmission network is planned for the expected demand growth, to calculate the risk of load cutting due to demand growth uncertainty. Thus, the proposed model associates to each tolerated load curtailment in planning, the level of total cost of expansion and a risk of load cutting. The Benders decomposition approach is utilized to divide the transmission network expansion planning problem into a master problem, which minimizes the cost of expansion, and two subproblems, representing adequacy of the network and optimal operation. The risk of load cutting is calculated by the method of Monte Carlo, from the estimation of the random growth of demand and the states of the planned transmission system. Finally, simulations are performed for the transmission network with 5, 14 and 24-bus, which show that by relaxing the criterion N-1 to allow the load curtailment, the number of new facilities, indicated by planning decreases and therefore the total cost of the expansion of the transmission; however, the risk of the designed network does not meet the uncertainty growth of load increase.

Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Elétrica, 2004. / Submitted by Mariana Fonseca Xavier Nunes (nanarteira@hotmail.com) on 2010-07-22T19:48:48Z No. of bitstreams: 1 2004_MarcosAurelioLenziCastro.pdf: 840635 bytes, checksum: b5c17c62847bad6c56d9e7448083f800 (MD5) / Approved for entry into archive by Lucila Saraiva(lucilasaraiva1@gmail.com) on 2010-07-24T03:31:33Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2004_MarcosAurelioLenziCastro.pdf: 840635 bytes, checksum: b5c17c62847bad6c56d9e7448083f800 (MD5) / Made available in DSpace on 2010-07-24T03:31:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2004_MarcosAurelioLenziCastro.pdf: 840635 bytes, checksum: b5c17c62847bad6c56d9e7448083f800 (MD5) Previous issue date: 2004-09 / Em meados da década de 90, o Governo Federal iniciou o processo de reestruturação do setor elétrico brasileiro, com vistas à introdução de competição na geração e comercialização de energia, o que seria atingido com a desverticalização e privatização das empresas, mantendo o monopólio natural na transmissão e distribuição. Contudo, o modelo proposto não conseguiu reverter a falta de investimentos ao longo dos anos no setor e, associando-se ao crescimento do consumo a uma matriz energética predominantemente hidráulica, com um regime hidrológico desfavorável, culminou no racionamento de energia que o país enfrentou em 2001 e 2002. Com a publicação das Leis no 10.847 e no 10.848, em março de 2004, o governo estabeleceu as diretrizes para construção de outro modelo para o setor elétrico, buscando a segurança no suprimento, modicidade tarifária e universalização do atendimento. Segundo as novas regras, as distribuidoras deverão atender a 100% do seu mercado, mediante contratação regulada e aquisição da energia por meio de leilões, além de serem obrigadas a prever seus mercados com antecedência de cinco anos. Este trabalho analisa os riscos que uma distribuidora estaria exposta ao prever seu mercado com tal antecedência, face às variações no comportamento das diversas classes de consumo, e às incertezas dos preços da energia nos leilões. Para mensurar tais riscos, utilizou-se Simulação de Monte Carlo, que consiste na utilização de procedimentos estocásticos para gerar diversos cenários possíveis para a variável em estudo, e os riscos são determinados por meio da análise da sua distribuição de probabilidade. _________________________________________________________________________________________ ABSTRACT / In the middle of the 90’s, the Brazilian Federal Government began the process of restructuring the electric sector, seeking to introduce competition in the energy’s generation and trade market, what would be reached with the restructuring and privatization of the companies, but it would be maintained the natural monopoly in the transmission and distribution segments. However, the proposed model was not able to revert the lack of investments along the years in this sector, and associating with the growth of energy consumption, to the hydraulics characteristics of generation, besides an unfavorable hydrologic regime in the last years culminated in the rationing of energy that this country faced in 2001 and 2002. Then, in March 2004, the Government published the laws 10,847 and 10,848 containing the guidelines for construction of another model for the electric sector, seeking safety in the electric power supply, reasonable tariffs and universalization of the service. According to the new rules, the distribution companies should guarantee contracts to 100% of its market, by regulated environment and acquisition of the energy through auctions, besides they are forced to foresee their markets in advance of five years. Then, this work analyzes the risks that a distribution company would be exposed when foreseeing its market with such antecedence, face to the variations in the behavior of the several classes consumption, and to the uncertainty in energy prices in the auctions. Monte Carlo's Simulation was used to measure the risks, which consists in the use of stocastics procedures to simulate a large number of possible sceneries for the variable in study, and the risks are obtained through the analysis of its probability distribution.

Dissertação (Mestrado em Regulação e Gestão de Negócios)—Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade, Universidade de Brasília, Brasília, 2011. / Submitted by Jaqueline Ferreira de Souza (jaquefs.braz@gmail.com) on 2011-09-28T13:37:19Z No. of bitstreams: 1 2011_CarlosMarcelFerreiradaSilva.pdf: 1222119 bytes, checksum: 274ac3590531c076349ca95798167215 (MD5) / Approved for entry into archive by Jaqueline Ferreira de Souza(jaquefs.braz@gmail.com) on 2011-09-28T13:38:42Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2011_CarlosMarcelFerreiradaSilva.pdf: 1222119 bytes, checksum: 274ac3590531c076349ca95798167215 (MD5) / Made available in DSpace on 2011-09-28T13:38:42Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2011_CarlosMarcelFerreiradaSilva.pdf: 1222119 bytes, checksum: 274ac3590531c076349ca95798167215 (MD5) / Além das receitas decorrentes da aplicação das tarifas, as distribuidoras de energia elétrica possuem outras fontes de receita decorrentes de atividades relacionadas com a concessão de serviço público ou do uso compartilhado de seus recursos, tais como a cobrança de ultrapassagem de demanda, o compartilhamento de infraestrutura, a arrecadação de convênios nas faturas de energia etc. O presente trabalho estuda o tratamento dessas outras receitas durante o processo de revisão tarifária e avalia a pertinência da manutenção dessas receitas em poder das distribuidoras. Para subsidiar o estudo, são apresentados os principais aspectos inerentes à regulação econômica, tais como as teorias da informação assimétrica, da Agência e dos monopólios naturais, bem como sobre os detalhes do processo de revisão tarifária. O objetivo é avaliar quais os potenciais benefícios tarifários da alteração nos critérios atualmente utilizados pela ANEEL para o compartilhamento de Outras Receitas entre as distribuidoras (e seus stakeholders) e os consumidores de energia elétrica. Para cada modalidade de Outra Receita, ponderam-se os custos adicionais envolvidos e os efeitos de uma eventual redução de incentivos com o compartilhamento, visando à definição dos percentuais adequados para reversão à modicidade tarifária. Esses percentuais são aplicados a uma base de dados levantada pela ANEEL durante os estudos para a definição da metodologia a ser utilizada no 3º Ciclo de Revisões Tarifárias. Ao final, verificou-se que, com a alteração de critérios proposta, o montante anual de Outras Receitas a ser revertido à modicidade tarifária seria de, aproximadamente, 800 milhões de reais, considerando todas as distribuidoras avaliadas. Este valor, quando comparado aos resultados que seriam obtidos utilizando-se o critério vigente, representa um aumento de, pelo menos, 150%. Aplicado às tarifas de energia vigentes, o volume total de Outras Receitas encontrado representa uma redução média de 0,6% no índice de reposicionamento tarifário. A conclusão do trabalho, portanto, indica que grande parcela das Outras Receitas tem sua arrecadação baseada em custos já cobertos pelas receitas tarifárias e independe de esforço substancial das distribuidoras, motivo pelo qual a discussão da revisão dos critérios de compartilhamento é pertinente. _________________________________________________________________________________ ABSTRACT / Beyond the revenues acquired from energy tariffs, the Brazilian electrical energy distribution companies earn Other Revenues from other activities related to the public utility concession or from the use of its facilities and resources. The present work studies the Other Revenues’ treatment during the tariff review process and evaluates the relevance of letting a major part of these revenues to the distribution companies’ earnings. This paper presents the main aspects of economic regulation, such as asymmetric information, agency and natural monopoly theories as well as the tariff review process’ details used by ANEEL. The aim is to evaluate potential tariff benefits of changing the currently used criteria of Other Revenues’ sharing within distribution companies (and their stakeholders) and electricity consumers. For each kind of Other Revenues the additional costs involved and the effects of incentives reduction through sharing are weighted, defining an ideal percentage to revert to tariffs. The defined shares are applied to a database, gathered by ANEEL during the studies for the 3rd Cycle of Tariff Revisions’ methodology. As a result, it was found that the proposed criteria change may lead to Other Revenues’ amount in about R$ 800 millions per year, considering all the analyzed distribution companies. The obtained results, when compared to the current criteria, represent an increase of at least 150% of values to be reverted to tariffs. Applied to current electricity tariffs, total Other Revenues represents 0.6% average reduction in the tariff adjustment rate. As a conclusion, it was observed that a major part of the Other Revenues is collected based on costs already covered by tariffs’ revenue, not depending upon substantial efforts by the distribution companies. For this reason, the debate over the criteria revision of Other Revenues sharing is relevant.

Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Departamento de Economia, 2013. / Submitted by Alaíde Gonçalves dos Santos (alaide@unb.br) on 2013-12-09T13:26:36Z No. of bitstreams: 1 2013_MicheleNunesFreireCerqueira.pdf: 2352118 bytes, checksum: 44de68ce879b0bf7b65f9df9791f5665 (MD5) / Approved for entry into archive by Guimaraes Jacqueline(jacqueline.guimaraes@bce.unb.br) on 2013-12-13T12:42:05Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2013_MicheleNunesFreireCerqueira.pdf: 2352118 bytes, checksum: 44de68ce879b0bf7b65f9df9791f5665 (MD5) / Made available in DSpace on 2013-12-13T12:42:05Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2013_MicheleNunesFreireCerqueira.pdf: 2352118 bytes, checksum: 44de68ce879b0bf7b65f9df9791f5665 (MD5) / A participação do setor privado nas atividades de distribuição, transmissão e geração de energia elétrica no Brasil ganhou vigor a partir da reestruturação do setor iniciada em 1995, por meio de reformulação do arcabouço legal, o qual vem sendo objeto de contínuos aperfeiçoamentos, cabendo destaque para os marcos legais de 1998 e de 2004. O propósito deste trabalho é fazer uma análise crítica das medidas regulatórias tomadas no setor elétrico brasileiro, com destaque para a instituição do Novo Modelo, mediante a publicação das Leis nos 10.847 e 10.848, ambas de 15 de março de 2004, especialmente do ponto de vista do investidor em geração de energia elétrica, trazendo a discussão para uma esfera macroeconômica brasileira. Em especial, serão identificados os fatores de governança institucional - e outros considerados relevantes - que facilitaram ou dificultaram o envolvimento de investidores privados no setor de geração de energia elétrica. Inicialmente será apresentado histórico das normas que propiciaram uma maior participação do capital privado no setor elétrico, inseridas a partir da década de 1990, até a apresentação do Novo Modelo regulatório brasileiro e do contexto político e econômico brasileiro sob o qual emergiu. Serão apresentados também os principais elementos inseridos pelo Novo Modelo, os agentes institucionais e o papel de cada um deles, bem como a teoria econômica que suporta o investimento em geração de energia elétrica no Brasil, de modo a avaliar os impactos das medidas inseridas e tratadas em cada capítulo, considerando a dinâmica regulatória que envolve a gestão do setor de energia elétrica. Por fim, serão identificadas as potencialidades e fragilidades do Novo Modelo instituído e das normas que o seguiram, com indicação de oportunidades de melhorias. De modo geral, serão apresentadas as conclusões e as recomendações resultantes da análise individual de cada capítulo. O conteúdo apresentado contribui com a melhor caracterização do setor elétrico brasileiro sob os aspectos que incentivaram o investimento do particular na realização de serviços antes realizados basicamente pelo Estado de forma prejudicada. _______________________________________________________________________________________ ABSTRACT / The private sector participation in distribution, transmission and generation of electricity in Brazil gained force from the sector’s restructuring started in 1995, by reformulating the legal framework, which has been subject of continuous improvements, especially in 1998 and 2004. This work aims to make a critical analysis of regulatory arrangements made in Brazilian electric sector, emphasizing the establishment of the New Model with the publication of Laws 10847 and 10848, both dated March 15, 2004 especially from the point of view of power generation investor, bringing the discussion to a macroeconomic analysis.. In particular, it will identify institutional governance factors - and others considered relevant - that have facilitated or hindered the involvement of private investors with electricity generation enterprises. Initially it will present the history of standards which have induced greater private sector participation in Brazil’s electricity systems, since early 1990s until the presentation of the New Brazilian Regulatory Model, including economic and political contexts in which it was developed. It will introduce the main elements inserted by the New Model, the institutional agents involved and the role of each of them, as well as economic theory that supports Brazilian power generation investment, in order to evaluate the measures included, considering the regulatory dynamic involving the electric sector management. Finally, it will be identified the New Model’s strengths and weaknesses, as well as subsequent laws, indicating opportunities for improvement. In general, it will present the conclusions and recommendations resulting from individual analysis of each chapter. The content presented in this text contributes to a better characterization of the Brazilian electric sector, as it delves into the aspects that encouraged private investments on a scenario of insufficient state-owned services.

Dissertação (mestrado)-Universidade de Brasília, Departamento de Ciências Contábeis, Programa de Pós-Graduação em Ciências Contábeis, 2009. / Submitted by Jaqueline Ferreira de Souza (jaquefs.braz@gmail.com) on 2011-05-11T22:02:15Z No. of bitstreams: 1 2009_MariaVanessadeSouza.pdf: 1586651 bytes, checksum: 83be89566e15b16cb9ddbd393d1d5070 (MD5) / Approved for entry into archive by Jaqueline Ferreira de Souza(jaquefs.braz@gmail.com) on 2011-05-11T22:14:57Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2009_MariaVanessadeSouza.pdf: 1586651 bytes, checksum: 83be89566e15b16cb9ddbd393d1d5070 (MD5) / Made available in DSpace on 2011-05-11T22:14:57Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2009_MariaVanessadeSouza.pdf: 1586651 bytes, checksum: 83be89566e15b16cb9ddbd393d1d5070 (MD5) / Esta pesquisa tem como objetivo avaliar o retorno das ações das empresas do setor elétrico brasileiro, listadas na BOVESPA. Nesse sentido, buscou-se verificar se a realização do IPO provocou efeito de superavaliação ou de subavaliação no preço das ações das empresas do setor de energia elétrica que realizaram a operação no período de 2004 a 2007. A pesquisa se mostra relevante principalmente pelo setor de atividade que configura um dos pilares da economia do país e também porque pode contribuir para incentivar as empresas a buscarem o IPO como fonte de financiamento. Para execução deste trabalho, foi necessário efetuar uma pesquisa documental no site da BOVESPA para coleta dos preços das ações do setor elétrico, antes, durante e após o momento do IPO. Assim de cada companhia que compõem o Índice de Energia Elétrica (IEE) foram coletadas as informações para aplicação dos múltiplos de lucro, do valor patrimonial, do CAPM e do Retorno Real dos ativos, para posterior comparação com as empresas objetos de estudo. Também vale salientar que para os testes estatísticos foi utilizado programa SPSS 13. Dessa forma, pôde-se constatar com a análise das empresas do setor elétrico objeto de estudo, que três (3)empresas apresentam resultados com indícios mistos de retornos anormais, com tendência acentuada a superavaliação, uma(1) gerou exclusivamente características de superavaliação e também (1)uma, apresentou apenas um único parâmetro com indício de superavaliação, demonstrando uma possível tendência à precificação normal. _________________________________________________________________________________ ABSTRACT / This research has as objective evaluates the return of the stocks of the companies of the Brazilian electric section, striped in BOVESPA. In that sense, it was looked for to verify the accomplishment of IPO it caused over evaluation effect or of under evaluation in the price of the stocks of the companies of the electric power section that it accomplished the operation in the period from 2004 to 2007. The research is shown important mainly for the activity section that configures one of the pillars of the economy of the country and also because it can contribute to motivate the companies they look for it IPO as financing source. For execution of this work, it was necessary to make a documental research in the site of BOVESPA for collection of the prices of the stocks of the electric section, before, during and after the moment of IPO. Like this of each company that it compose the electric power Index (IEE) the information were collected for application of the profit multiples, of the patrimonial value, of CAPM and of the Real Return of the assets, for subsequent comparison with the companies study objects. It is also worth to point out that for the statistical tests was used it programs SPSS 13. In that way, it could be verified with the analysis of the companies of the section electric study object, that three (3) companies present results with mixed indications of abnormal returns, with accentuated tendency the over evaluation, one (1) it generated over evaluation characteristics exclusively and also (1) one, it just presented an only parameter with over evaluation indication, demonstrating a possible tendency to the normal price.

Orientador: Anesio dos Santos Junior / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Eletrica e de Computação / Made available in DSpace on 2018-07-22T13:50:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Nepomuceno_Leonardo_D.pdf: 7858509 bytes, checksum: bb04487e83c788efbeff126f4ff81e44 (MD5) Previous issue date: 1997 / Resumo: Os estudos de otimização "on-line" realizados nos centros de controle têm apresentado algumas deficiências, apontadas na literatura, que têm limitado suas aplicações práticas na operação dos sistemas de potência. O presente trabalho enfoca uma destas deficiências, qual seja, a representação das áreas externas (modelos de equivalentes externos) durante estudos com ferramentas de otimização reativa através de um Fluxo de Carga Ótimo tipo Newton. Tradicionalmente, os modelos de equivalentes externos e as ferramentas de otimização foram desenvolvidos separadamente. Este trabalho enfoca o uso de ferramentas de otimização reativa acopladas a modelos de representação de áreas não observáveis, propondo e discutindo conceitos envolvidos. Para isso, inicialmente alguns modelos equivalentes clássicos, utilizados nos estudos de Análise de Segurança Estática, são reavaliados no contexto dos estudos de otimização. Para a avaliação dos modelos equivalentes em estudos de otimização é proposta uma Metodologia de Análise. Dadas as deficiências apresentadas pelos modelos clássicos, é proposto um enfoque de otimização para modelos equivalentes de representação das áreas externas. Os modelos são formulados como problemas de otimização com as áreas externas representadas de forma explícita (sem redução). A representação das áreas externas é feita conjuntamente com o modelo da otimização da parte interna do sistema através de um problema denominado Fluxo de Carga Ótimo Equivalente (FCOE) ...Observação: O resumo, na íntegra, poderá ser visualizado no texto completo da tese digital / Abstract: On-line optimization studies performed on control centers present some deficiencies, pointed-out in literature, limiting the scope of their practical aplications in power system operation. This work focuses on one of such deficiencies: the representation of external are as (external equivalent models) during studies with reactive optimization tools such as a Newton Optimal Power Flow. External equivalent models and optimization tools have been traditionaly developed separately. This work focuses on the use of reactive optimization tools coupled to models representing external non-observable areas, proposing and discussing related concepts. For such a purpose, some classical equivalent models are evaluated in the context of optimization studies. An Analysis Methodology is proposed to evaluate equivalent models in optimization studies. Given the deficiencies presented by classical models, an optimization approach to equivalent models is proposed. The models are formulated as optimization problems having the external area represented explicitly (with no reduction). The representation of such external models is obtained simultaneously with internal optimization solution, through a problem named Equivalent Optimal Power Flow (FCOE). Hybrid models, sinthetyzing the Extended Ward models and the FCOE tool in an unifying approach are analised. Three alternative ways of coupling (boundary matching) Hybrid models to the internal system are proposed ...Note: The complete abstract is available with the full electronic digital thesis or dissertations / Doutorado / Doutor em Engenharia Elétrica

Orientador: Christiano Lyra Filho / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Eletrica e de Computação / Made available in DSpace on 2018-07-27T01:55:40Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Bueno_EdilsonAparecido_M.pdf: 2749662 bytes, checksum: 4aed2eedc35e7de920f72fc065f5d3d7 (MD5) Previous issue date: 2000 / Resumo: Em sistemas de energia elétrica, continuamente ocorrem perdas, devido à resistência elétrica nas linhas e equipamentos. Estima-se que 7% de toda a energia elétrica gerada em sistemas de potência são perdidas, sendo 2% na transmissão e 5% na distribuição. O problema de minimização de perdas procura encontrar uma configuração da rede onde o montante das perdas seja reduzido. Este trabalho propõe um procedimento que combina técnicas para otimização de fluxos em redes com funções não lineares com o método GRASP para otimização combinatória. GRASP é um método iterativo que combina um método construtivo com busca local. Na fase de construção, cria uma solução viável, combinando uma função gulosa com seleção aleatória. Na fase de busca local, procura melhorar a solução. A estrutura da rede de distribuição de energia elétrica é usualmente radial. Inicialmente, relaxa-se a restrição de operação radial, encontrando-se uma solução otimista (limitante inferior) para o problema. Informações sobre os valores dos fluxos nos arcos da solução otimista são utilizadas para abrir chaves, guiando a fase de construção do método GRASP para encontrar soluções factíveis de boa qualidade. A busca local procura obter reduções adicionais de perdas através do método de troca de ramos. Estudos de casos ilustram as possibilidades da abordagem / Abstract: Energy is continuously dissipated in electric power systems due to electrical resistance in the lines and equipment. Losses amount to around 7% of total energy production, 2% in transmission and 5% in distribution. The problem of loss minimization tries to find a network configuration where the amount of losses is reduced. This work proposes a procedure that combines non-linear network flow optimization techniques with the GRASP method. GRASP is an iterative method that uses a combination of a constructive procedure with a local search. The construction phase obtains a feasible solution, combining a greedy function with a randomize selection. The local search tries to improve the solution. The structure of the electric power distribution network usually has a radial configuration. Initially, the constraint of radial operation is relaxed, meeting an optimistic solution (a lower bound) for the problem. Information from are flows in the optimistic solution are used to open switches, guiding the construction phase of GRASP to find feasible and good quality solutions. The local search tries to get additional reductions of losses through the branch-exchange procedure. Case studies iIIustrate the possibilities of the approach / Mestrado / Mestre em Engenharia Elétrica

Orientador : Takaaki Ohishi / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Eletrica e de Computação / Made available in DSpace on 2018-07-28T01:57:19Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Moreira_FredericoSilva_M.pdf: 516593 bytes, checksum: fd85a5d12855f42f0bfe47a3310a7df9 (MD5) Previous issue date: 2001 / Mestrado

Orientador: Arnaldo Cesar da Silva Walter / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-29T05:37:44Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Lima_RolandoNonatodeOliveira_D.pdf: 9765033 bytes, checksum: a4b5efff5e872b7fb02410336d0303c1 (MD5) Previous issue date: 2001 / Resumo: Neste trabalho faz-se a avaliação técnico-econômica de arranjos cogeradores em unidades siderúrgicas brasileiras, a partir de instalações de referência implantadas no país e no exterior. Em particular, são analisadas alternativas que podem garantir a auto-suficiência no abastecimento elétrico e, mesmo eventual produção de excedentes elétricos. A simulação computacional é utilizada como ferramenta auxiliar para caracterizar parâmetros essenciais desses arranjos. O objetivo é investigar e caracterizar cenários, alternativas e variáveis essenciais que possam orientar à tomada de decisão no tocante a escolha do arranjo melhor ajustado a cada unidade industrial. Do ponto de vista econômico, são identificados três parâmetros essenciais (custo do combustível, tarifa da eletricidade comprada e, valor de venda de excedentes) para as alternativas tecnológicas associadas a ciclos a vapor, aos ciclos combinados e aos ciclos a gás com caldeiras de recuperação. Conclui-se que há espaço para a cogeração nas unidades siderúrgicas brasileiras e que o melhor arranjo - em função da tecnologia, da capacidade e dos combustíveis - é distinto para cada unidade. Adicionalmente, investiga-se o potencial de inserção de gás natural na matriz energética das unidades siderúrgicas, em adição aos gases residuais disponíveis e, usualmente empregados no atendimento das demandas térmicas e de potência / Abstract: This work deals with technical and economical assessment of cogeneration schemes ir Brazilian steel industries based on cogeneration plants previously installed in Brazil and abroad In particular, cogeneration schemes that can cover 100 per cent of eletric demand and eventuall) produce surplus eletricity, are considered. Computational simulation is used as an auxiliary too for characterization of essentiaI parameters of such schemes. The main purpose is to characteriz~ scenarios, options and essential parameters which can form a sound basis for the decision mak:el within the selection processs of the best scheme adjusted to a specific site. From an economic point of view three essential parameters are identified (fueI costs, tariff of eletricity purchasec ITom the utilities and tariff of the eIetricity soId to the grid) for the schemes based on steatr cycles, combined cycIes and gas turbine cycIes with heat recovery steam generators. The mair conclusion is that there is enough room for cogeneration in Brazilian steel industry, being th~ scheme selection - based on capacity, technology and fuels - site specific. In addition, ar investigation is made regarding the insertion of natural gas in the energy matrix of steel mills: completing the availability of the residual gases (COG, BFG and LDG) usually used on th~ energy systems of such industries / Doutorado / Doutor em Planejamento de Sistemas Energéticos

Orientador : Carlos Alberto de Castro Jr / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Eletrica e de Computação / Made available in DSpace on 2018-08-02T10:40:16Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Guerra_AntonioFernandes_M.pdf: 22088851 bytes, checksum: 65e666aa2d5fd8f16215dd90bc18944d (MD5) Previous issue date: 2002 / Mestrado