Orientador: Dilson Amancio Alves / Banca: Marcos Julio Rider Flores / Banca: Rogério Rocha Matarucco / Resumo: O cálculo da capacidade de transferência de potência em sistemas interligados é calculado considerando o sistema como uma única área e uma única barra de folga. A máxima potência ativa que poderia ser transferida pelas linhas de intercâmbio, sem problemas relacionados com a estabilidade estática de tensão, é obtida efetuando-se a soma dos correspondentes fluxos nas linhas de intercâmbio no ponto de operação correspondente a máxima potência ativa. Cabe ressaltar que neste caso, o sistema de equações não inclui as equações do controle de intercâmbio entre áreas (CIA). Neste trabalho propõe-se a inclusão do CIA no fluxo de carga continuado de forma a possibilitar com isso a obtenção da capacidade de transferência de potência entre as diversas áreas, considerando múltiplas barras folga por área. Cada área atua como um sistema independente controlando seu intercâmbio no processo de carregamento do sistema. O objetivo é o de mostrar os efeitos resultantes desta inclusão sobre a capacidade de transferência de potência dentro de uma mesma área ou entre as diversas áreas. Utilizando-se o fluxo de carga continuado proposto, apresentam-se os resultados obtidos para os sistemas de IEEE de 9 barras, o New England 30 barras e o IEEE de 118 barras, os quais foram divididos em áreas com o objetivo de evidenciar as diferenças entre as margens de carregamento e de transferência de potência obtidas sem e com as restrições impostas pelo CIA. Foram realizados estudos sobre a capacidade de transferência de potência considerando-se duas formas distintas de carregamento e contingências de ramos do sistema. Dos resultados obtidos se constata a importância da consideração das equações do CIA nas análises relacionadas com a estabilidade estática de tensão, as quais podem conduzir, dependendo... (Resumo completo, clicar acesso eletrônico abaixo) / Abstract: The calculation of power transfer capability of interconnected systems is calculated considering the system as a single area and a single bus slack. The maximum power active that could be transferred through the tie lines, without the problems related with the static voltage stability is obtained by making the sum of the corresponding flows the tie lines in operation point corresponding the maximum power active. In this case, the system of equations does not include equations of area interchange control (AIC). This work proposes the inclusion of AIC in continuation power flow, with this is possible to obtain the power transfer capacity between different areas, and multiple slacks buses per area. Each area acts as an independent system controlling its exchange in the process of loading system. The objective is to show the effects of this inclusion on power transfer capability within the same area or between different areas. Using the proposed continuation power flow, shows the results obtained in the IEEE 9 buses, New England 30 buses and IEEE 118 buses systems, which were divided in areas with the objective of evidencing the differences between the margins of loading and transfer power obtained with and without the restrictions imposed by the AIC. We realize studies about power transfer capacity considering two different ways of loading the system and branches contingencies of the system. The results obtained show the importance the consideration equations of AIC in the analysis related to the static voltage stability, which may lead, in each case and the system in analysis, an increase or decrease active power transfer capability. The analysis also enables a better understanding of the effects of the loop flow, that are... (Complete abstract click electronic access below) / Mestre

Orientador: Rubén Augusto Romero Lázaro / Coorientador: Marina Lavorato de Oliveira / Banca: José Roberto Sanches Mantovani / Banca: Arturo Suman Bretas / Resumo: Neste trabalho apresenta-se uma metodologia para resolver o problema de reconfiguração de sistemas de distribuição de energia elétrica, que é modelado como um problema de Programação Não Linear Inteiro Misto (PNLIM). Para resolver este problema utilizou-se a metaheurística GRASP especializada. O objetivo do problema de reconfiguração de sistemas de distribuição de energia elétrica é encontrar a melhor topologia radial para um sistema de distribuição de energia elétrica de forma que as perdas ativas do sistema sejam as menores possíveis. Na metodologia proposta, todas as chaves de interconexão do sistema de distribuição estão abertas no inicio do processo e a cada passo um circuito é conectado no sistema e uma solução factível é construída. O algoritmo GRASP foi escrito na linguagem de modelagem matemática AMPL onde a cada iteração é resolvido um problema de programação não linear utilizando o solver comercial KNITRO. Para evidenciar a eficácia da metodologia proposta foram realizados testes com sistemas de 14, 33, 70, 84, 119, 136 e 417 barras, estes resultados são comparados com os resultados encontrados na literatura especializada / Abstract: This work presents a methodology to solve the electric power distribution systems reconfiguration problem, which is modeled as a Mixed Integer Nonlinear Programming problem (MINLP). Specialized metaheuristic GRASP was used to solve the problem. The aim of the reconfiguration problem is to find the best topology for a radial electric power distribution system so that the active power losses are as small as possible. In the proposed methodology, at the beginning of the solution process all switches that interconnect the distribution system are open and in each next step a circuit is connected to the distribution system and therefore a feasible solution is constructed. The GRASP algorithm was written in AMPL mathematical modeling language where in each iteration was solved a nonlinear programming problem using the commercial solver KNITRO. To demonstrate the effectiveness of the proposed methodology, tests were performed with distribution systems of 14, 33, 70, 84, 119, 136, and 417 buses, these results are compared with results found in literature / Mestre

Orientador: Marcos Julio Rider Flores / Banca: Fábio Bertequini Leão / Banca: Roberto Cayetano Lotero / Resumo: Neste trabalho é apresentado o desenvolvimento de um modelo de programação linear inteira mista e outro de programação cônica de segunda ordem inteira mista para resolver o problema de alocação de bancos de capacitores fixos e/ou chaveados ao longo dos alimentadores primários de sistemas de distribuição de energia elétrica radiais, com o propósito de melhorar o perfil da magnitude de tensão e minimizar os custos de perdas de energia e de investimento. Nos modelos propostos, o cálculo do ponto de operação em regime permanente de sistemas de distribuição radiais é modelado matematicamente usando expressões lineares e cônicas de segunda ordem. O uso dos modelos garante a convergência para a solução ótima usando ferramentas de otimização clássica existentes. Os sistemas testes de 70, 136, 202 e 400 nós são utilizados para mostrar a exatidão dos modelos matemáticos, como também a eficiência das técnicas de solução propostas para resolver o problema de alocação de bancos de capacitores em sistemas de distribuição radiais. / Abstract: This work shows the development of a mixed integer linear programming model and a mixed integer second-order conic programming model to solve the allocation problem of fixed or switched capacitors banks in radial electrical distribution systems, with the aims to improve the voltage magnitude profile and minimize the energy losses and investment costs. In the proposed models, the steady-state operation point of the radial distribution system is modeled through linear and second-order conic expressions. The use of a mixed-integer linear programming model and a second-order conic programming model guarantee convergence to optimality using existing optimization software. The test systems of 70, 136, 202 and 400 nodes are used in order to show the accuracy of the mathematical models, as well as the efficiency of the proposed solution technique to solve the allocation problem of fixed or switched capacitors banks in a radial distribution system. / Mestre

Orientador: Rubén Augusto Romero Lázaro / Banca: José Roberto Sanches Mantovani / Banca: Sergio Azevedo de Oliveira / Banca: Eduardo Nobuhiro Asada / Banca: Carlos Roberto Mendonça da Rocha / Resumo: Neste trabalho, são propostas duas metodologias para resolver o problema de planejamento da expansão de sistemas de transmissão (PPEST). A primeira delas é uma apresentação de um algoritmo baseado em meta-heurística, Particle Swarm optimization (PSO), como ferramenta para resolver o PPEST estático. Nesta proposta são usados os modelos matemáticos de transporte e CC. Ambos os modelos foram implementados na linguagem de programação FORTRAN e o solver comercial MINOS foi usado para resolver os problemas de programação linear relacionados. A segunda proposta apresenta o PPEST considerando múltiplos cenários de geração usando o modelo linear disjuntivo. Este modelo foi implementado via AMPL e resolvido usando o solver comercial CPLEX. A fim de validar e qualificar a primeira metodologia proposta, cinco sistemas foram estudados, são eles: Garver, IEEE 24-barras, Sul Brasileiro, Colombiano e Norte-Nordeste Brasileiro. E para a segunda metodologia proposta, três sistemas foram estudados, são eles: Garver, IEEE 24-barras, Sul Brasileiro. Os resultados mostraram a eficiência e utilidade das duas metodologias propostas / Abstract: In this work, two methodologies to solve the transmission network expansion planning (TNEP) problem have been proposed. The first one is a presentation of a meta-heuristic based algorithm, Particle Swarm Optimization (PSO), as a tool to solve static TNEP problems. In this proposition, the mathematical models of transportation model and the DC model have been used. Both the models have been implemented via the programming language of FORTRAN and the commercial solver of MINOS has been used to solve the related LP problems. The second proposal, presents the TNEP problem considering multiple generation scenarios using the disjunctive linear model. This model has been implemented via AMPL and solved by the commercial solver of CPLEX. In order to validate and qualify the first proposed methodology, five case studies have been carried out, these cases are: Garver, IEEE 24-bus, Southern Brazil, Colombian, and Brazilian North-Northeast systems. And for the second proposed methodology, 3 case studies have been used such as: Garver, IEEE 24-bus and Southern Brazil test systems. The results show the effectiveness and the usefulness of the proposed methodologies / Doutor

Orientador: Rubén Augusto Romero Lázaro / Co-orientador: Marina lavorato de oliveira / Banca: José Roberto Sanches Mantovani / Banca: Carlos Roberto Mendonça da Rocha / Resumo: Neste trabalho, o algoritmo genético de Chu-Beasley especializado foi utilizado para resolver o problema de reconfiguração de sistemas de distribuição de energia elétrica, que é modelado como um problema de programação não linear inteiro misto. Um objetivo do trabalho é definir um espaço de busca reduzido, para reduzir o tempo computacional do algoritmo genético de Chu-Beasley especializado para resolver um problema de reconfiguração de sistemas de distribuição de energia elétrica. Para avaliar a factibilidade em relação às restrições de operação dos sistemas de energia elétrica foi implementado um algoritmo de fluxo de carga radial, para calcular o estado deste sistema e, a partir deste, as perdas de potência ativa e as correntes nos ramos. São apresentados testes realizados utilizando os sistemas de 14, 33, 84, 119 e 417 barras para avaliar a eficiência e robustez da metodologia proposta. Os resultados obtidos foram apresentados e comparados com os resultados encontrados na literatura / Abstract: In this paper, Chu-Beasley's specialized genetic algorithm will be used to solve the reconfiguration of distribuition system problem, which was modeled such as mixed integer nonlinear programming problem. In this work was defined a reduced search space to reduce the computational time of genetic algorithm of Chu-Beasley' specialized to solve the reconfiguration of distribution systems problem. To evaluate the feasibility regarding constraints of the electrical power systems' operation, an algorithm for radial load flow was implemented to calculate these nodal tensions of these systems and, losses and currents of the system. Tests are presented using the systems of 14, 33, 84, 119 and 417 buses to avaluate the efficiency and robustness of the proposed method. The results were presented and compared to those found in the literature / Mestre

Orientador: Dionízio Paschoareli Júnior / Banca: Luis Carlos Origa de Oliveira / Banca: Walmir de Freitas Filho / Resumo: O setor de distribuição de energia elétrica vem apresentando constantes mudanças para se adaptar à necessidade de atendimento das crescentes demandas com recursos financeiros e energéticos cada vez mais escassos. Concessionárias têm buscado eficiência operacional em seus processos através de tecnologias que visam atender a um consumidor cada vez mais exigente por qualidade na utilização da energia elétrica. Neste cenário, a utilização de equipamentos que flexibilizem a operação das redes de distribuição apresentam-se como alternativas menos onerosas quando comparadas com a realização de grandes investimentos na expansão. O uso de equipamentos de flexibilização nas redes de distribuição possui peculiaridade específicas que prevê adaptações de natureza elétrica e física no sistema. O compensador série controlado a tiristores apresenta-se como uma alternativa a ser considerada para aplicação em redes de até 36kV. Aspectos de robustez face a necessidade de flexibilização são discutidos de modo a analisar sua postergação de investimentos visando mitigar ou diminuir o impacto de grandes alterações em redes de distribuição. Tais adaptações são comparadas com a sua viabilidade econômica, a partir da adequação da relação custo-benefício. Os resultados das análises apontam para uma tendência favorável à utilização do compensador série controlado a tiristores na rede de distribuição (D-TCSC), quando considerados os valores de implantação, tempo de execução física, instituição de condições mais favoráveis para realização de manobras e retorno mais rápido na imobilização de cálculos de tarifas e retorno do capital investido / Abstract: The electrical distribution system has presented constant changes to adapt to the growth in power demand with reducing financial and energetic resources availability. Utilities are looking for improvement in operating conditions using new technologies to attend to high power quality by the most demanding consumer. The use of equipment to improve the flexibility of distribution systems is an alternative which postpone large investments in system expansion. The thyristor-controlled series compensator is an attractive option for networks up to 36 kV. In this work, flexible solutions are discussed to postpone investments. Economical viability of a series controlled compensator in a distribution system is presented. The results take in account the initial cost, time of implementation, return on invested capital, among others / Mestre

Este trabalho analisa as perspectivas regulatórias e os desaos institucionais para a aplicação de elementos e princípios do Planejamento Integrado de Recursos no Brasil. Partindo da experiência norte-americana e da revisão da evolução e da reestruturação em curso no Sistema Elétrico Brasileiro, são discutidas condições e proposições direcionadas à manutenção do equilíbrio entre funções centralizadas e descentralizadas e entre competição e cooperação. Considerando as tendências do novo modelo estrutural e empresarial do setor elétrico, conclui-se que o atendimento de todas as necessidades de serviços energéticos da sociedade, através do desenvolvimento sustentável, exige, além dos mecanismos de mercado, políticas públicas e dispositivos legais e regulatórios apropriados. As alternativas de regulamentação e as proposições discutidas abrangem estrutura dos órgãos reguladores, uso racional da energia, tratamento das questões sociais e ambientais, formas de representação e participação dos cidadãos e de todos os atores envolvidos, estrutura tarifária, apropriação de rendas, qualidade do fornecimento e fontes descentralizadas. Reconhecendo que a implementação dessas propostas dependem de decisões políticas, este trabalho sugere que essas questões sejam incorporadas, de forma sistemática e coerente, ao planejamento e à regulação do Sistema Elétrico Brasileiro. / This paper analyzes the regulatory perspectives and the institutional challenges for the application of elements and principles of the Integrated Planning of Resources in Brazil. The USA IRP experience is reviewed as a reference for the study. From experience of the Brazilian Electric System evolution and restructuring, currently underway, the conditions for the maintenance of an equilibrium between centralized and decentralized functions and between competition and cooperation are discussed. The tendencies of the new structural and managerial model proposed for the electric sector indicate that the satisfaction of societal energy service needs, through sustainable development, requires more than market mechanisms. Approriate public policies and regulatory instruments may be additionally necessary to achieve this goal. The alternatives and propositions involve regulatory structure, rational use of energy, treatment of the social and environment issues, forms of citizens participation and representation, tariff structure, rent appropriation, supply quality and decentralized sources. Recognizing that the introduction of these proposals depends on political decisions, this work suggests the incorporation of these issues, in a systematic and coherent way, in the planning and regulation framework of the Brazilian Electric System.

No passado, os interessados em implantar Pequenas Centrais Hidrelétricas eram proprietários rurais, cooperativas, indústrias, concessionárias estaduais e prefeituras municipais. As Pequenas Centrais Hidrelétricas destinavam-se a serviço público ou a uso exclusivo e sua implementação dependia de concessão federal. Hoje a exploração de energia elétrica através de Pequenas Centrais Hidrelétricas pode ser encarada também como uma alternativa de negócio para investidores privados. Estes investidores, por originalmente não pertenceram ao Setor Elétrico, muitas vezes não tem o necessário conhecimento técnico para avaliar de maneira econômica e financeira o projeto da usina de seu interesse, bem como os mecanismos para a comercialização da energia produzida. Necessitam portanto de instrumentos capazes de auxiliá-los na tomada de decisão em investir numa pequena Central Hidrelétrica. O trabalho apresenta uma proposta metodológica consistente para avaliação dos benefícios energéticos e financeiros auferidos com a inserção de uma Pequena Central Hidrelétrica no Mercado Atacadista de Energia. A metodologia é aplicada na Pequena Central Hidrelétrica Carrapatos localizada numa região do estado de São Paulo denominada Alto Pardo/ Mogi na bacia hidrográfica do rio Pardo. / In the past, people interested in set up Small Hydroelectric Plants were land owners, co-operatives, industries, state concessionaires and municipalities. The Small Hydro Plants were designated to public service or exclude use and their installation depended on federal concession. Today the exploitation of electric energy through Small Hydro Plants can be faced also as an alternative business for private investors. These investor, for originally do not belong to the Electrical Sector, many times do not have the technical background needed to evaluate in an economical and financial way the project of their interest, as well as the mechanisms capable of helping them to make a decision on investing in a Small Hydro Plant. The work presents a proposed consistent methodology for evaluations of the energetic and financial benefits obtained with the insertion of a Small Hydro Plant in the Wholesale Electricity Market. The methodology is applied in the Carrapatos Small Hydro Plant placed in a region of the State of São Paulo called Alto Pardo/ Mogi in the Pardo basin.

Made available in DSpace on 2014-06-12T17:40:29Z (GMT). No. of bitstreams: 2 arquivo7020_1.pdf: 2368143 bytes, checksum: 3475cbfd245f816a9b34ab61139bc174 (MD5) license.txt: 1748 bytes, checksum: 8a4605be74aa9ea9d79846c1fba20a33 (MD5) Previous issue date: 2003 / O novo modelo do setor elétrico e os padrões de exigência da sociedade atual exigem, cada vez mais, a prestação de um serviço eficaz por parte das empresas transmissoras de energia elétrica, que têm na disponibilidade das suas linhas de transmissão a razão de ser do seu negócio. Nesse sentido, a recolocação imediata em operação de uma linha de transmissão, que foi desconectada da rede elétrica em função de uma falta, é de fundamental importância. Dentro desse enfoque, e considerando a existência de uma rede de oscilografia digital moderna, instalada na quase totalidade da rede elétrica da CHESF, nesse trabalho procuramos identificar e avaliar os principais algoritmos passíveis de serem usados para identificação do local exato da falta, de forma a reduzir o tempo de recomposição do defeito, e conseqüentemente, a disponibilidade da rede elétrica. Direcionamos a análise para os algoritmos baseados em fasores, procurando avaliar tanto aqueles que utilizam dados de um como de dois terminais, sendo abordadas para esses últimos, as duas variantes possíveis, ou seja, com amostras sincronizadas e com amostras assíncronas. Para permitir um mínimo de entendimento de cada um desses algoritmos, apresentamos um sumário de sua formulação com considerações sobre seus pontos fortes ou deficiências. viii Para avaliação dos algoritmos, realizamos inicialmente simulações em ATP (Alternative Transient Program), numa linha de transmissão do sistema CHESF, sendo os fasores de tensão e corrente coletados e aplicados para comparação. Esse processo é finalizado com a avaliação de um caso real, obtido a partir da rede de oscilografia da CHESF, onde pudemos comprovar as principais observações emanadas das simulações em ATP

Orientador: Edméa Cássia Baptista / Co-orientador: Leonardo Nepomuceno / Banca: Edilaine Martins Soler / Banca: Guilherme Guimarães Lage / Resumo: Os modelos de leilão tradicionalmente utilizados em mercados de energia de sistemas hidrotérmicos consistem em modelos monoperíodo. Estes modelos não consideram em sua formulação a representação detalhada das restrições associadas ao sistema de geração de termoelétrica e à rede de transmissão, bem como a coordenação com o médio prazo para a geração hidroelétrica. A representação destas características é entãof feita através de ajustes posteriores, ex. post, a fim de garantir que os limites técnico-operacionais dos sistemas de geração e transmissão sejam respeitados. Tais ajustes geram ineficiências econômicas e subsídios cruzados. Assim, o objetivo deste trabalho é propor um modelo de leilão multiperíodo com representação da transmissão para sistemas hidrotérmicos. Este modelo, além de incorporar em sua formulação a representação precisa das restrições intertemporais e da transmissão, também considera a coordenação das gerações hidro e termoelétricas com o médio prazo, a fim de assegurar a menor complementação termoelétrica no presente e no futuro. Três abordagens de coordenação entre o curto e o médio prazo são apresentadas: coordenação primal, dual e primal-dual. Para a validadção do modelo de leilão proposto neste trabalho, testes computacionais foram realizados com o sistema 24 barras IEEE RTS-1996 para um caso base, o qual desconsidera a coordenação entre o curto e o médio prazo, e, posteriormente, para os casos que incluem a coordenação com o médio prazo / Abstract: The auction models traditionally used in energy markets for hydrothermal systems consist in single-period models. he formulation of these models usually does not represent the thermal constraints and network constraints, and it also does not consider the coordination between short and medium-term for hydrothermal generation. The representation of these features is made by ex post adjustments in order to ensure that the technical and operational limits of the generation and transmission systems are guaranteed. Such adjustments generate economic inefficiencies and cross-subsidies. The goal of this work is to propose a multiperiod auction for hydrothermal systems. This model incorporates the accurate representation of inter-temporal constraints and network constraints, and it also considers the coordination between short and medium-term schedulings in order to ensure the lower thermal complementation in the present and in the future. Three coordinating approaches between the short and medium term schedulings are presented: primal, dual and primal-dual coordination. For the validation of the auction model proposed in this work, computational tests are carried out with the IEEE 24 bus RTS-1996 system, for a base case, which does not consider the cordination between short and medium-term schedulings, and later for the cases that include the coordination in the medium-term scheduling / Mestre