Orientador: Thair Ibrahim Abdel Hamid Mustafa. / Dissertação (mestrado) - Universidade Regional de Blumenau, Centro de Ciências Tecnológicas, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica.

BOTELHO, B. D. Uma metodologia de análise econômica dos serviços de atendimento emergencial ao consumidor de energia elétrica: estudo do caso do Ceará. 2010. 114 f. Dissertação (Mestrado em Logística e Pesquisa Operacional) - Pró-Reitoria de Pesquisa e Pós-Graduação, Universidade Federal do Ceará, Fortaleza, 2010. / Submitted by Marlene Sousa (mmarlene@ufc.br) on 2012-10-26T14:44:08Z No. of bitstreams: 1 2010_dis_bdbotelho.pdf: 666301 bytes, checksum: 5e33fc62f5e2bf698a33d7a99d3a5bf8 (MD5) / Approved for entry into archive by Marlene Sousa(mmarlene@ufc.br) on 2012-10-26T17:10:27Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2010_dis_bdbotelho.pdf: 666301 bytes, checksum: 5e33fc62f5e2bf698a33d7a99d3a5bf8 (MD5) / Made available in DSpace on 2012-10-26T17:10:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2010_dis_bdbotelho.pdf: 666301 bytes, checksum: 5e33fc62f5e2bf698a33d7a99d3a5bf8 (MD5) Previous issue date: 2010 / Interruptions in electrical supply system normally cause several economic damages both to supplier companies and to their customers which are hard to be estimated. The extension of these damages is a function of the frequency and duration of the blackout and it varies according to the consumer’s characteristics. In Brazil, electrical supplier companies are regulated by federal and state agencies on behalf of the consumers and their major challenge is to reduce breakdown time and consequent economic losses. This work presents the conception and application of a methodology to make the economic performance assessment of customer’s emergency attendance services, according to the parameters and standards set by the Federal Regulatory Agency (ANEEL) and focusing both the supplier and consumers costs related to system breakdown. The proposed methodology was applied to the case of a electrical distribution company in Ceara State, in the northeastern Brazil, to which an optimized operational management system (SAEDE System) was built. SAEDE System is a computational tool that was developed to optimize the dispatch and the staffing of the emergency attendance teams who are employed to repair electrical fails in the regional system. The proposed methodology was applied to search the benefits of investments derived from using SAEDE System in customer’s emergency attendance services of electrical supply Company in Ceara State. Main results of the study point out that the application of SAEDE System contributes to reduce both customer’s costs as well as company costs related to electrical system breakdown in the study area. / As interrupções no fornecimento de energia elétrica provocam diversos prejuízos econômicos às concessionárias e aos seus clientes cuja extensão está associada, principalmente, à freqüência e duração do evento e ao tipo de consumidor. Para as concessionárias de distribuição de energia elétrica, que são fiscalizadas pelos órgãos reguladores e pela sociedade, o grande desafio é a diminuição do tempo das interrupções e, conseqüentemente, das perdas econômicas por elas ocasionadas. Este trabalho apresenta a concepção e aplicação de uma metodologia de análise de desempenho econômico dos serviços de atendimento emergencial ao consumidor de energia elétrica, considerando os impactos econômico-financeiros para a distribuidora e para os consumidores de se utilizar um sistema de gestão operacional que otimize os parâmetros que medem este desempenho. No estudo de caso, efetuado sobre o sistema de atendimento emergencial (SAE) da Companhia de Eletricidade do Ceará – COELCE, tem-se como parâmetro principal de desempenho a duração equivalente da interrupção (DEC), definida pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. Partindo-se do uso de um sistema computacional de gestão otimizadora, desenvolvido na Universidade Federal do Ceará (Sistema SAEDE), o qual otimiza o despacho e a alocação das equipes de campo responsáveis pelos serviços de reparo na rede elétrica, aplicou-se a metodologia proposta no intuito de verificar se haveria benefícios justificáveis para investimentos em sistemas de gestão operacional do SAE tanto para a distribuidora quanto para os consumidores. Os principais resultados obtidos através da aplicação da metodologia ao SAE da COELCE apontou que a utilização do Sistema SAEDE contribui para reduzir custos aos usuários devidos às falhas na entrega de energia pela Companhia e, também, diminui custos a ela imputados quando ocorrem distúrbios na rede elétrica.

Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Elétrica, 2007. / Submitted by Fernanda Weschenfelder (nandaweschenfelder@gmail.com) on 2010-01-13T16:48:55Z No. of bitstreams: 1 2007_CeliaInesFuchs.PDF: 1664712 bytes, checksum: da2309b5a87f2bf79cf96aeb8604c666 (MD5) / Approved for entry into archive by Daniel Ribeiro(daniel@bce.unb.br) on 2010-01-13T21:36:15Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2007_CeliaInesFuchs.PDF: 1664712 bytes, checksum: da2309b5a87f2bf79cf96aeb8604c666 (MD5) / Made available in DSpace on 2010-01-13T21:36:15Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2007_CeliaInesFuchs.PDF: 1664712 bytes, checksum: da2309b5a87f2bf79cf96aeb8604c666 (MD5) Previous issue date: 2007-12-19 / As concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica têm obrigação legal e contratual de atender todo o mercado de sua área de concessão, sem discriminação de usuários. Novas ligações eram realizadas com participação financeira dos consumidores nos investimentos requeridos para o respectivo atendimento sendo o limite de investimento da distribuidora estabelecido em regulamento. Isto dificultava o acesso à energia elétrica para uma significativa parcela da população de baixo poder aquisitivo, situada em áreas com densidade demográfica esparsa, onde o investimento requerido para o atendimento era elevado. Em 26 de abril de 2002, foi publicada a Lei no 10.438 que, visando levar à população um serviço essencial, estabeleceu metas e fonte de recursos destinados à promoção da universalização do acesso ao serviço de energia elétrica em todo o território nacional. O atendimento de um novo consumidor, principalmente aqueles localizados na área rural, depende de fatores geográficos como localização e condições de acesso, da distância entre consumidores e do perfil de carga, assim como, da tecnologia utilizada na expansão do sistema existente. Esses fatores podem aumentar a freqüência de interrupção do serviço e o tempo de atendimento, as perdas técnicas e não técnicas e a quantidade de consumidores classificados como baixa renda, cuja tarifa é subvencionada pelo Governo Federal. Esta dissertação avalia os impactos causados pela universalização do acesso e uso da energia elétrica na qualidade do serviço prestado – principalmente na duração e freqüência das interrupções do fornecimento –, os aumentos tarifários necessários para manter o equilíbrio econômico da concessão em função dos custos envolvidos, as perdas técnicas e não técnicas, assim como aumento no número de unidades consumidoras classificadas como baixa renda. A metodologia utilizada para análise do impacto da universalização em cada concessionária foi verificar graficamente se os índices DEC e FEC aumentaram após 2004 tentando fazer uma relação com o número de novas unidades consumidoras ligadas pelos Planos de Universalização. Durante as análises, verificou–se que algumas empresas que não apresentaram aumento no DEC e no FEC nos anos de 2004 e 2005, porém, ao terem seus conjuntos de consumidores analisados separadamente, apresentaram, para os conjuntos universalizados em 2004, um aumento do DEC em 2004 ou em 2005. Assim, foram calculados os valores anuais de DEC e FEC equivalentes dos conjuntos de consumidores universalizados em 2004 e 2006 objetivando verificar graficamente o comportamento do DEC e do FEC. __________________________________________________________________________________________ ABSTRACT / Public electric utilities have legal and contractual obligation to supply service to the market of their concession areas, without customer discrimination. New connections used to be accomplished partly with financial support of interested consumers, and the amount of investment of the distribution companies were established in regulations. This practice made difficult the access to electric energy by a significant part of the low-income population, especially those located in areas with scattered demographic density. On April 26, 2002, Law nº 10.438 was enacted, establishing goals and funding to promote universal access to electric energy countrywide. Supplying electricity to new consumers, especially those located in rural areas, depends on geographical factors as location and access conditions, distance between consumers, load profile, as well as the technology required to expand the existing system. These factors can increase frequency of service interruptions and time of attendance, technical and non-technical losses, and the number of consumers classified as low-income, whose tariff is subsided by the Federal Government. This dissertation evaluates the impacts caused by universal access and use of electric energy on the quality of the rendered services, mainly on the duration and frequency of power interruptions, the necessary tariff increases to maintain the economic balance of the concession, technical and non-technical losses, as well as the increase of consuming units classified as low-income. The methodology used to analyze the universalization impact on every electric utility was to verify graphically if the DEC (Equivalent Interruption Duration per Consuming Unit) and FEC (Equivalent Interruption Frequency per Consuming Unit) indexes raised after 2004, establishing a relationship with the number of new consuming units connected within the Universalization Plans. During the analysis, it was verified that some companies did not present a raise in the DEC and FEC indexes regarding the years of 2004 and 2005. However, after analyzing their groups of consumers separately, a raise of the DEC index in 2004 or 2005 was verified for the groups connected in 2004. Thus, the annual values of DEC and FEC regarding the groups of consumers connected in 2004 and 2006 were calculated, with the objective to verify graphically the behavior of those indexes.

Orientador : Andre Luiz Morelato França / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia de Campinas / Made available in DSpace on 2018-07-15T10:07:30Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CastroJunior_CarlosAlbertode_M.pdf: 1323544 bytes, checksum: 6610848f0ee3cf2e60a5961a2cbcdc88 (MD5) Previous issue date: 1985 / Resumo: Este trabalho tem por objet1vo dar uma contribuição ao desenvolvimento de funções avançadas de controle na operação automática de redes de distribuição de energia elétrica. É apresentado um algoritmo de reconfiguração de redes de distribuição primária, visando o restabelecimento automático de energia, após a ocorrência de defeitos, bem como o balanceamento de carga entre alimentadores. Em ambos os processos,. as restrições elétricas impostas pela rede são levadas em conta utilizando-se um fluxo de carga desacoplado rápido apropriado para redes de distribuição. São apresenta dos resultados de teste do algoritmo proposto obtido com dados de uma rede real contendo 204 pontos de carga agrupa dos em 37 zonas interconectadas por 62 chaves seccionadoras / Abstract: Not informed / Mestrado / Mestre em Engenharia Elétrica

Made available in DSpace on 2016-08-29T15:32:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1 tese_2734_DissertacaoMestradoCarlosJardimSena.pdf: 4473097 bytes, checksum: 0af996e75a19f2b757b4636c681ef698 (MD5) Previous issue date: 2008-06-27 / O presente estudo apresenta uma análise da possibilidade de utilização de compensadores estáticos de reativos – STATCOMs em substituição e em complementação aos equipamentos clássicos de regulação e reequilíbrio da tensão de fornecimento, apresentando as características de cada alternativa, suas vantagens e desvantagens, considerando, no bojo da análise, parâmetros obtidos de um circuito real de distribuição em média tensão – 13,8 kV. Ao contrário dos trabalhos até então desenvolvidos, as análises ora apresentadas são realizadas sob a ótica de uma concessionária de distribuição de energia elétrica e em termos do seu planejamento de investimento, alternativas técnicas disponíveis e possibilidades de mitigação, postergação ou eliminação de determinado investimento, de sorte a compatibilizá-lo ao princípio legal vigente do investimento prudente e necessário para fins da obtenção da desejada modicidade tarifária.

Orientador: Antonio Padilha Feltrin / Banca: José Roberto Sanches Mantovani / Banca: Pablo Eduardo Cuervo Franco / Resumo: Neste trabalho apresenta-se uma metodologia para estimação de curvas de carga diárias para consumidores de energia elétrica conectados em baixa tensão. A estimativa das curvas é baseada em medições reais e valores de consumo mensal de energia, fornecidos por empresas de distribuição de energia. Através do valor de consumo mensal de energia elétrica de uma unidade consumidora é possível estimar suas curvas de carga. Utilizando estas curvas de carga estimadas são feitas agregações visando obter as curvas estimadas para os transformadores de rede e para o alimentador. As curvas estimadas para o alimentador são comparadas com medições reais, realizadas tradicionalmente pelas empresas, obtendo um fator de correção, aplicado a cada curva de consumidor individual, visando obter estimativas de curvas mais próximas possíveis das reais. / Abstract: In this work a methodology for load curves estimation in a daily basis for consumers connected to low-voltage power distribution networks is presented. Curve estimation is based on actual measurements and monthly energy consumption values supplied by electric utilities. Thus, by using the monthly energy consumption of a given consumer unit, it is possible to estimate its corresponding load curves. Then, aggregations are performed with these estimated load curves aimed at obtaining estimated curves for network transformers and for the feeder. The latter are compared to real measurements, carried out traditionally by utilities, obtaining a correction factor applied to each individual consumer curve in order to reduce the mismatches between real and estimated curves. / Mestre

Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Elétrica, 2006. / Submitted by Érika Rayanne Carvalho (carvalho.erika@ymail.com) on 2009-10-05T02:09:23Z No. of bitstreams: 1 DISSERTACAO LARISSA DE MATOS GUEDES_ENE.pdf: 551624 bytes, checksum: 364d5c19b4a2b7ee0191ade13ec4f35c (MD5) / Approved for entry into archive by Marília Freitas(marilia@bce.unb.br) on 2010-02-23T00:22:40Z (GMT) No. of bitstreams: 1 DISSERTACAO LARISSA DE MATOS GUEDES_ENE.pdf: 551624 bytes, checksum: 364d5c19b4a2b7ee0191ade13ec4f35c (MD5) / Made available in DSpace on 2010-02-23T00:22:40Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DISSERTACAO LARISSA DE MATOS GUEDES_ENE.pdf: 551624 bytes, checksum: 364d5c19b4a2b7ee0191ade13ec4f35c (MD5) Previous issue date: 2006-08-04 / O dimensionamento e localização de unidades de geração distribuída fazem parte de um problema que considera a redução das perdas no sistema de distribuição e níveis de tensão. O objetivo dessa pesquisa pode ser dividido em duas partes: a primeira está relacionada à determinação da localização ótima das unidades de geração distribuída e dos níveis de potência ativa e reativa injetada por essas unidades no sistema. A segunda está relacionada à localização da barra em que os bancos de capacitores serão alocados. Em ambos os casos, o objetivo é minimizar as perdas totais do sistema. A metodologia adotada neste trabalho foi baseada no desenvolvimento de um modelo matemático do sistema, e então os métodos da Aproximação Quadrática e da Coordenação de Minimização Cíclica foram utilizados no modelo citado. Para a alocação de capacitores, métodos heurísticos foram utilizados. Os resultados obtidos para casos da literatura e para redes radiais de Brasília mostram o desempenho dos métodos propostos. Esses dois métodos apresentados foram usados em simulações da rede em nível médio de carga. Os resultados obtidos usando geração distribuída são melhores do que a alocação de bancos de capacitores em termos de redução de perdas e níveis de tensão. As abordagens sugeridas são de simples implementação e não requerem muito tempo computacional. ___________________________________________________________________________________________ ABSTRACT / The sizing and the allocation of embedded generation units are part of problem that considers loss reduction and the voltage levels in distribution feeders. The objective of this research can be divided in two parts. The first one is related to the determination of the embedded generation units optimal allocation as well as the active and reactive power levels injected by these units in the network. The second one is related to the identification of the bus where the capacitors banks should be placed. In both cases, the main goal is to minimize the system total losses. The methodology adopted in this work was based on development of a system mathematical model. Then two optimization criteria have been adopted namely: Quadratic Fit and Cyclic Coordinate Descent were used on it. For the capacitors allocation, heuristical methods have been used. The results obtained for literature cases and Brasilia radial network are reported and illustrate the performance of the proposed methods. The two methods presented were used in the medium load network simulations. The results obtained by using embedded generation are better than capacitors bank allocation in terms of losses reduction and voltage levels. The implementation of the suggested approaches are simple and do not require expensive computational time.

Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Elétrica, 2009. / Submitted by Elna Araújo (elna@bce.unb.br) on 2010-03-25T20:10:46Z No. of bitstreams: 1 2009_HugoLamin.pdf: 2175113 bytes, checksum: f71cf95201b07659b3b314fd7b266e03 (MD5) / Approved for entry into archive by Lucila Saraiva(lucilasaraiva1@gmail.com) on 2010-04-02T00:58:36Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2009_HugoLamin.pdf: 2175113 bytes, checksum: f71cf95201b07659b3b314fd7b266e03 (MD5) / Made available in DSpace on 2010-04-02T00:58:36Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2009_HugoLamin.pdf: 2175113 bytes, checksum: f71cf95201b07659b3b314fd7b266e03 (MD5) Previous issue date: 2009-06-16 / Medidores eletrônicos de energia elétrica já são aplicados em subestações, pontos de conexão de fronteiras, e em grandes unidades consumidoras. A partir da inovação em tecnologias de informação e recentes técnicas de comunicação de dados, além de diversas vantagens apresentadas, medidores eletrônicos têm sido instalados também em unidades consumidoras atendidas em baixa tensão. Os novos medidores envolvem funcionalidades relacionadas ao consumo, demanda, qualidade da energia elétrica e tarifação. A medição eletrônica ainda pode ser usada contra furtos e fraudes, operações remotas e outras possibilidades. De modo mais amplo, pode-se pensar em medição inteligente, também conhecida como smart metering, que consiste em um conjunto composto pelo medidor eletrônico e por um sistema com transmissão remota e com disponibilização de dados processados aos consumidores e aos demais agentes. Nesse âmbito, este trabalho apresenta aspectos envolvidos na aplicação de inovação na medição de energia elétrica, com foco na instalação em grande escala de medidores eletrônicos em unidades consumidoras de baixa tensão, incluindo unidades residenciais. Com isso, o trabalho apresenta ampla fonte bibliográfica sobre aplicação de medição eletrônica no mundo, ilustrando exemplos de aplicação no Brasil e, principalmente, experiências de outros países, com ênfase em alguns resultados alcançados e em aspectos regulatórios adotados internacionalmente. O texto também apresenta as funcionalidades e os benefícios advindos da aplicação da tecnologia, compreendendo uma apreciação sobre a implantação de Tarifa Amarela. Por fim, o trabalho oferece recomendações para o emprego em massa de medidores eletrônicos em baixa tensão. ________________________________________________________________________________________ ABSTRACT / Electronic meters are used in substations, in large connection points and also in large consumers. From the innovation in information technologies and recent communication techniques, and due to several advantages, electronic meters have been installed in low voltage units, including domestic units. The application of new meters involves functional requirements related to the consumption, demand, quality of electric energy and also the pricing. The electronic measuring systems can still be used as a tool against theft and fraud, remote operations, among other possibilities. Hence, we can talk about smart metering, which consists of a set including the electronic meter and a remote transmission system with availability of processed data to consumers and other agents. In this context, this work presents the implementation aspects of innovation in the measurement of electricity, focusing on large-scale installation of electronic meters in low voltage consumers, including domestic units. Therefore, the paper presents extensive research in electronic metering in the world, illustrating examples of implementation in Brazil and, especially, experiences from other countries, with emphasis on results and on some regulatory aspects adopted internationally. The text also presents the features and benefits arising from the application of technology, including an assessment of the implementation of time-of-use tariff. Finally, the paper offers recommendations for the large scale use of electronic meters in low-voltage systems.

Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Elétrica, 2013. / Submitted by Albânia Cézar de Melo (albania@bce.unb.br) on 2013-11-28T15:10:56Z No. of bitstreams: 1 2013_FernandoJunqueiraSantos.pdf: 2924262 bytes, checksum: 0021f0500c816873282f3c0f57adc50f (MD5) / Approved for entry into archive by Guimaraes Jacqueline(jacqueline.guimaraes@bce.unb.br) on 2013-11-29T11:14:19Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2013_FernandoJunqueiraSantos.pdf: 2924262 bytes, checksum: 0021f0500c816873282f3c0f57adc50f (MD5) / Made available in DSpace on 2013-11-29T11:14:19Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2013_FernandoJunqueiraSantos.pdf: 2924262 bytes, checksum: 0021f0500c816873282f3c0f57adc50f (MD5) / Tradicionalmente, a geração de energia elétrica brasileira sempre se baseou em geradores de grande porte, principalmente hidrelétricas, instaladas distantes dos centros de carga, e interligadas a esses por meio de linhas de transmissão com grandes extensões. Devido ao encarecimento dos recursos não renováveis, principalmente o petróleo, e às exigências crescentes de produção de energia elétrica através de fontes não poluentes, existe uma tendência de instalação de pequenos geradores baseados em fontes renováveis, tipicamente geração eólica e solar. Essas novas alternativas de geração proporcionam disponibilidade de energia próxima ao local de consumo, reduzindo os impactos ambientais provocados pela geração tradicional. Possuem ainda tempos de implantação inferiores quando comparadas à construção de grandes usinas e reforços nas respectivas linhas de transmissão. A interligação da geração distribuída ao sistema de distribuição causa impactos nas redes de distribuição de energia elétrica, tais como alterações nos níveis de perdas elétricas, parâmetros de qualidade da energia, estabilidade do sistema, regulação de tensão, corrente de curto-circuito, carregamento de condutores e, principalmente, carregamento dos transformadores de distribuição. Em virtude desses geradores se localizarem ao longo de toda a rede de distribuição, cria-se o desafio de se planejar, projetar, operar e manter o sistema elétrico. Nesse sentido, deve ser dada atenção especial aos impactos provocados nas redes de distribuição pela entrada desses geradores, tanto impactos técnicos quanto econômicos, devendo ser considerada, inclusive, a possibilidade de alterações em normas técnicas. É importante que seja analisado o que cada impacto representa, tanto tecnicamente quanto em relação aos seus custos, para que as redes de distribuição não sejam empecilho ao crescimento da geração distribuída. ______________________________________________________________________________ ABSTRACT / Electric power in Brazil has traditionally been generated by large generators, mainly hydroelectric power plants which are distant from load centers and are interconnected by extensive transmission lines. Due to the current high cost of non-renewable resources, mainly oil, and the increasing demands for electric power production by non-polluting sources, there has been a tendency towards the use of small generators based on renewable sources, typically wind and solar generation. These new generation alternatives provide energy close to where it is consumed, reducing the environmental impacts of traditional forms of generation. They also take less time to be implemented in comparison with large power plants and reinforcements in the respective transmission lines. The connecting of distributed generation to the distribution system causes impacts on the distribution grids, such as variation of power losses, power quality parameters, electric system stability, voltage regulation standards, short-circuit current, conductor loads and, principally in distribution transformer loads. Since these generators are located throughout the entire distribution grid, the planning, designing, operation and maintenance of the electric power system has become a challenge. Therefore, special attention must be given to both the technical and economic impacts caused by the inclusion of these generators on distribution grids, and should be considered, including the possibility of changes in technical standards. It is important that assessments of each impact be made, both in technical terms and with regard to costs, so that the distributed grids do not be a barrier to the increasing of distributed generation.

Made available in DSpace on 2018-08-02T00:00:48Z (GMT). No. of bitstreams: 1 tese_2862_Dissertação - Final - Giovani Freire 2009.pdf: 1202991 bytes, checksum: a9c803d2a3f82ff6e07dc74e09be0dec (MD5) Previous issue date: 2009-12-09 / Este trabalho apresenta uma rotina de cálculo para suporte à escolha, na distribuição secundária, do poste (ou conexão equivalente) em que capacitores são inseridos / removidos de forma discreta para controle da tensão de fase. A abordagem de análise da tensão em cada poste para várias situações de carregamento é apresentada, bem como a análise de ganho de tensão através da inserção discreta de capacitores. Também é realizada análise de sensibilidade a harmônicos de tensão e de corrente de carga. Uma implementação em ambiente MATLAB é apresentada, com a análise de algumas situações para verificação da proposta. Os resultados mostram a utilidade do algoritmo desenvolvido.