Através da análise de estudos de otimização e simulação, considerando a operação energética das usinas existentes na cascata do rio Paranapanema, situada na região sudoeste do estado de São Paulo, mostrou-se que a operação do sistema, baseada em regras de operação obtidas através da otimização da cascata, resulta em ganhos significativos de geração e de energia armazenada, proporcionando, desse modo, uma melhor utilização de recursos hidrológicos, bem como uma condição final de armazenamento mais favorável, implicando uma operação mais eficiente e confiável de todo o sistema. / Through the analysis of optimization and simulation studies regarding the energy operation of the existing plants in the Paranapanema river, situated in the southwestern region of the state of São Paulo, Brazil, it was shown that the system operation, based on operation rules achieved considering the cascate optimization, yields significant gains of generation and stored energy in the system, therefore providing a better use of the available hydrologic resources, as well as a more favorable final storage level for each plant, which implies in a more efficient and reliable operation of the whole set.

Através da análise de estudos de otimização e simulação, considerando a operação energética das usinas existentes na cascata do rio Paranapanema, situada na região sudoeste do estado de São Paulo, mostrou-se que a operação do sistema, baseada em regras de operação obtidas através da otimização da cascata, resulta em ganhos significativos de geração e de energia armazenada, proporcionando, desse modo, uma melhor utilização de recursos hidrológicos, bem como uma condição final de armazenamento mais favorável, implicando uma operação mais eficiente e confiável de todo o sistema. / Through the analysis of optimization and simulation studies regarding the energy operation of the existing plants in the Paranapanema river, situated in the southwestern region of the state of São Paulo, Brazil, it was shown that the system operation, based on operation rules achieved considering the cascate optimization, yields significant gains of generation and stored energy in the system, therefore providing a better use of the available hydrologic resources, as well as a more favorable final storage level for each plant, which implies in a more efficient and reliable operation of the whole set.

Orientador: Takaaki Ohishi / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação / Made available in DSpace on 2018-08-21T04:48:16Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Kadowaki_Makoto_D.pdf: 5665852 bytes, checksum: 8007a4e9bf74d78a3c83adc1271d30e0 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: Esta tese apresenta um modelo para a programação da operação de sistemas hidrotérmicos predominantemente hidrelétricos. A formulação matemática adota uma representação detalhada das usinas hidrelétricas, do sistema de reservatórios, e leva também em conta requisitos de mercado e de operação. As usinas hidrelétricas são modeladas incluindo suas unidades geradoras (conjunto turbina-gerador), com os seus rendimentos representados pela curva colina, e considerando ainda os custos de partida/ parada das unidades geradoras. O sistema de reservatórios leva em conta a rede de reservatórios, considerando os tempos de viagem da água entre reservatórios, limites operativos de armazenamento, turbinagem e defluência, e considera também rampas de geração para atendimento de restrições ambientais. Em termos de mercado, o modelo considera a uma curva de carga global em base horária, e em termos de requisitos operativos considera restrições de reserva girante e conexão de usinas hidrelétricas a mais de um barramento. Como critério de otimização adota-se a minimização de perdas de geração na operação das hidrelétricas e dos custos de partidas e paradas de unidades geradoras. Como resultado desta modelagem, tem-se um problema de otimização determinístico não linear inteiro misto de grande porte. Este problema de otimização foi tratado por uma abordagem híbrida, combinando metodologias baseadas em Programação Dinâmica, Método de Newton, Método de Relaxação das Restrições, Método de Conjuntos Ativos e heurísticas. A metodologia foi aplicada a um estudo de caso baseado na programação de operação do Sistema Interligado Nacional, composto de 94 usinas hidrelétricas, 447 unidades geradoras e considerando um horizonte de uma semana / Abstract: This thesis presents a hydro unit commitment model for predominantly hydroelectric hydrothermal systems. The model employs a detailed representation of the hydro plants, the reservoir system, and taking into account the load demand and operational requirements. The hydro plants are modeling at hydro generation unit (turbine-generator set) level, in which its efficiency is represented by the hill curves, and also considering the hydro-unit start-up / shutdown costs. The reservoir system considers the network of reservoirs, the lead time of water displacement between reservoirs, the operational limits of storage, discharge, and generation ramp rate. The load demand is represented on hourly (or less) time base, the requirements of spinning reserve are taking into account, and the model also allows the representation of plants connected to more than one transmission sub-system. The mathematical formulation obtained is a mixed integer nonlinear optimization problem. The optimization problem is treated by hybrid method, combining methodologies based on Dynamic Programming, Newton Method, Active Set Method, and heuristics. The methodology is applied to a test system based on the Brazilian Interconnected System, composed of 94 hydro plants, with 447 hydro generation units, and considering a time horizon of one week / Doutorado / Energia Eletrica / Doutor em Engenharia Elétrica

Este trabalho apresenta um algoritmo determinístico para o planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos de potência com representação individualizada das usinas hidroelétricas. Este problema caracteriza-se por ser não-linear, não diferenciável e de grande porte. O modelo de otimização foi baseado em algoritmos de fluxo em rede não-linear e foi utilizado o método do gradiente reduzido para se encontrar a direção ótima e o método da razão áurea para a busca do tamanho do passo ótimo. A estrutura da rede hidráulica formada pelas equações de balanço de água foi explorada através da definição da base na matriz defluência básica. Testes no programa foram realizados em diversos sistemas compostos por usinas reais pertencentes ao sistema sudeste brasileiro. Esses estudos foram realizados visando apresentar os princípios básicos que regem a operação ótima dos reservatórios e validar o algoritmo implementado. / This work presents a deterministic algorithm for the operational planning of hydrothermal power systems where each plant is represented individually. This problem is characterized by non-linear, non-diferenciable and large scale. The optimization model was based in non-linear network flow algorithm and it was used the reduced gradient method to find the optimal direction and the golden ratio method to find the best step size. The structure of hydraulic network formed by the water balance equation was exploited through the definition of the base in the basic flow matrix. Many tests were done with some system composed by real plants located on brazilian southeast. This studies was done to show the basics principles that rule the optimal operation of reservoirs and to validate the algorithm implemented.

Este trabalho apresenta um algoritmo determinístico para o planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos de potência com representação individualizada das usinas hidroelétricas. Este problema caracteriza-se por ser não-linear, não diferenciável e de grande porte. O modelo de otimização foi baseado em algoritmos de fluxo em rede não-linear e foi utilizado o método do gradiente reduzido para se encontrar a direção ótima e o método da razão áurea para a busca do tamanho do passo ótimo. A estrutura da rede hidráulica formada pelas equações de balanço de água foi explorada através da definição da base na matriz defluência básica. Testes no programa foram realizados em diversos sistemas compostos por usinas reais pertencentes ao sistema sudeste brasileiro. Esses estudos foram realizados visando apresentar os princípios básicos que regem a operação ótima dos reservatórios e validar o algoritmo implementado. / This work presents a deterministic algorithm for the operational planning of hydrothermal power systems where each plant is represented individually. This problem is characterized by non-linear, non-diferenciable and large scale. The optimization model was based in non-linear network flow algorithm and it was used the reduced gradient method to find the optimal direction and the golden ratio method to find the best step size. The structure of hydraulic network formed by the water balance equation was exploited through the definition of the base in the basic flow matrix. Many tests were done with some system composed by real plants located on brazilian southeast. This studies was done to show the basics principles that rule the optimal operation of reservoirs and to validate the algorithm implemented.

[pt] Atualmente a metodologia correspondente ao estado da arte utilizada para o planejamento de médio-/longo-prazo da operação de sistemas elétricos de potência é a Programação Dual Dinâmica Estocástica (PDDE). No entanto, a tratabilidade computacional proporcionada por este método ainda requer simplificaçõeses consideráveis de detalhes de sistemas reais de maneira a atingir performaces aceitáveis em aplicações práticas. Simplificações feitas no estágio de planejamento em contraste com a implementação das decisões podem induzir políticas temporalmente inconsistentes e, consequentemente, um gap de sub-otimalidade. Inconsisência temporal em planejamento hidrotérmico pode ser induzida, por exemplo, ao assumir um coeficiente de produtividade constante para as hidrelétricas, ao agregar os reservatórios, ao negligenciar a segunda lei de Kirchhoff e neglienciando-se critérios de segurança em modelos de planejamento. As mesmas restrições são posteriormente consideradas na etapa de implementação do sistema. Esse fato pode estar envolvido com esvaziamento não planejado de reservatórios e entregabilidade inadequada de reservas girantes. Ambos podem levar a altos custos operacionais. Além disso, o sistema pode ficar exposto a um risco sistêmico de racionamento e em última instâcia, blackouts. O gap de sub-otimalidade pode também levar a distorções em mercados de energia. Assim, é razoável que as consequências da inconstência temporal em sistemas hidrotérmicos sejam estudadas. Nesse sentido, este trabalho propõe uma extensão de trabalhos já realizados relacionados à inconsistência temporal para medir os efeitos de simplificações de modelagem em modelos de planejamento resolvidos pela PDDE. A abordagem proposta consiste em usar um modelo simplificado para o planejamento do sistema, que é feito pela avaliação da função de recurso, e um modelo detalhado para a sua operação. Estudos de caso envolvendo simplificações em modelagem de linhas de transmissão e critérios de segurança são realizados. No entanto, o foco deste trabalho se dará na segunda fonte, já que a mesma apresenta maior complexidade na caracterização do efeito. No entanto, a incorporação de critérios de segurança é um grande desafio para operadores de sistemas elétricos, pois o tamanho do modelo tende a crescer exponencialmente quando critérios de segurança reforçados são aplicados. Motivado por isso, o principal objetivo deste trabalho é propor uma nova abordagem ao problema que permite que critérios de segurança possam ser incorporados em modelos de planejamento e consequentemente garantir a entregabilidade de reservas em políticas de planejamento. A formulação do problema é uma extensão multiperiodo e estocástica the modelos de Otimização Robusta Ajustável que já foram propostos na literatura para resolver o problema relacionado à dimensionalidade para um período. A metodologia de solução involve um algoritmo híbrido Robusto-PDDE que por meio do compartilhamento de estados de contingência ativos entre os períodos e cenários de afluência é capaz de atingir tratabilidade computacional. Com a nova abordagem proposta, é possível (i) resolver o problema de agendamento ótimo das reservas em sistemas hidrotérmicos garantindo a entregabilidade das reservas em um critério n - K e (ii) calcular o custo e os efeitos negativos de se negligenciar critérios de segurança no planejamento. / [en] The current state of the art method used for medium/long-term planning studies of hydrothermal power system operation is the Stochastic Dual Dynamic Programming (SDDP) algorithm. The computational savings provided by this method notwithstanding, it still relies on major system simplifications to achieve acceptable performances in practical applications. Simplifications in the planning stage in contrast to the actual implementation might induce time inconsistent policies and, consequently, a sub-optimality gap. Time inconsistency in hydrothermal planning might be induced by, for instance, assuming a constant coefficient production for hydro plants, reservoir aggregation, neglecting Kirchhoff s voltage law, and neglecting security criteria in planning models, which are then incorporated in implementating models. Unaccounted for reservoir depletion and inadequate spinning reserve deliverability situations that were observed in the Brazilian power system might be induced by time inconsistency. And this can lead to higher operational costs. Both these consequences are utterly negative since they pose the system to a great systemic risk of energy rationing or ultimately, system blackouts. In addition, the suboptimility gap may also lead to energy markets distortions. Hence, it seems reasonable that further investigations on consequences of time inconsistency in hydrothermal planning should be undertaken. Along these lines, this work proposes an extension to previous work on the subject of time inconsistency to measure the effects of modeling simplifications in the SDDP framework for hydrothermal operation planning. The approach consists of using a simplified model for planning the system, which is done by means of the assessment of the recourse (cost-to-go) function, and a detailed model for its operation (implementation of the policy). Case studies involving simplifications in transmission lines modeling and in security criteria are carried out. Nevertheless, the focus of this work is on the later source as it is more difficult to address due to the complexity involved in the characterization of this effect. However, incorporating security criteria in planning models poses a major challenge to system operators. This is because the size of the model tends to grow exponentially as tighter security criteria are adopted. Motivated by this, the main objective of this work is to propose a new framework that allows security criteria to be incorporated in planning models and consequently ensure reserve deliverability in planning policies. The problem formulation is a multiperiod stochastic extension of Adjustable Robust Optimization (ARO) based models already proposed in literature to successfully address the dimensionality issue regarding the incorporation of security criteria n - K and its variants. The solution methodology involves a hybrid Robust-SDDP algorithm that by means of sharing active contingency states amongst periods and possible inflow scenarios in the SDDP algorithm is capable of achieving computational tractability. Then, with the proposed approach it is possible to (i) address the optimal scheduling of energy and reserve in hydrothermal power systems ensuring reserve deliverability under an n - K security criterion and (ii) assess the cost and side effects of disregarding security criteria in the planning stage.