Submitted by Renata Lopes (renatasil82@gmail.com) on 2016-05-20T17:31:53Z No. of bitstreams: 1 wellingtoncarlosdaconceicao.pdf: 2412660 bytes, checksum: 31c07135427924fe90166a943adbbdd7 (MD5) / Rejected by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br), reason: Renata, somente a primeira letra de cada palavra chave é que deve ser em maiúsculo. Não corrigi esta para só para me lembrar de te falar. on 2016-07-02T11:26:49Z (GMT) / Submitted by Renata Lopes (renatasil82@gmail.com) on 2016-07-04T10:15:18Z No. of bitstreams: 1 wellingtoncarlosdaconceicao.pdf: 2412660 bytes, checksum: 31c07135427924fe90166a943adbbdd7 (MD5) / Approved for entry into archive by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br) on 2016-07-13T16:11:09Z (GMT) No. of bitstreams: 1 wellingtoncarlosdaconceicao.pdf: 2412660 bytes, checksum: 31c07135427924fe90166a943adbbdd7 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-07-13T16:11:09Z (GMT). No. of bitstreams: 1 wellingtoncarlosdaconceicao.pdf: 2412660 bytes, checksum: 31c07135427924fe90166a943adbbdd7 (MD5) Previous issue date: 2012-08-02 / CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / O presente trabalho apresenta uma metodologia alternativa para o atendimento da restrição associada à vazão mínima obrigatória no problema de planejamento da operação de médio prazo de sistemas hidrotérmicos interligados. Atualmente, a metodologia oficial adotada no Setor Elétrico Brasileiro consiste na utilização de uma variável de folga associada a esta restrição. Neste trabalho é proposta uma estratégia visando manter os reservatórios operando dentro de níveis seguros associada à utilização de uma variável de folga. Para tanto foi criada uma curva de energia armazenável mínima, que fornece a informação sobre os níveis mínimos de armazenamento dos reservatórios equivalentes, de tal forma que os mesmos sejam capazes de suprir as perdas e a vazão mínima obrigatória. As duas metodologias são comparadas e os resultados das simulações mostraram que a formulação proposta leva a uma diminuição no valor esperado de déficit de vazão mínima obrigatória. / This work presents an alternative methodology to meet the constraint associated with mandatory minimum outflow in the problem of long-term operation planning of hydrothermal interconnected systems. Currently, the official methodology adopted in the Brazilian Electric Sector is the use of a slack variable associated with this restriction. This work proposes a strategy to keep the reservoirs operating within safe levels associated with use of a slack variable. For this, is constructed a storable energy curve minimum, providing information about the minimum levels of storage reservoirs equivalent, so that the reservoirs are able to supply the losses and the mandatory minimum outflow. The two methodologies are compared and the simulation results showed that the proposed formulation leads to a decrease in the expected value of deficit minimum flow.

Submitted by Renata Lopes (renatasil82@gmail.com) on 2016-07-28T12:04:17Z No. of bitstreams: 1 rafaelbrunodasilvabrandi.pdf: 13228407 bytes, checksum: 1e92e8c2fa686ddcaea1c9ed0d33b278 (MD5) / Approved for entry into archive by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br) on 2016-07-28T12:16:14Z (GMT) No. of bitstreams: 1 rafaelbrunodasilvabrandi.pdf: 13228407 bytes, checksum: 1e92e8c2fa686ddcaea1c9ed0d33b278 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-07-28T12:16:14Z (GMT). No. of bitstreams: 1 rafaelbrunodasilvabrandi.pdf: 13228407 bytes, checksum: 1e92e8c2fa686ddcaea1c9ed0d33b278 (MD5) Previous issue date: 2016-02-29 / CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / CNPq - Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico / O Sistema Elétrico Brasileiro (SEB) apresenta características peculiares devido às grandes dimensões do país e pelo fato da geração elétrica ser proveniente predominantemente de usinas hidráulicas. Como as afluências a estas usinas possuem comportamento estocástico e grandes reservatórios proporcionam ao sistema a capacidade de uma regularização plurianual, a utilização dos recursos hidráulicos deve ser planejada de forma minuciosa em um horizonte de tamanho considerável. Assim, o planejamento da operação de médio prazo compreende um período de 5 a 10 anos com discretização mensal e é realizado por uma cadeia de modelos computacionais tal que o principal modelo desta cadeia é baseado na técnica da Programação Dinâmica Dual Estocástica (PDDE). O objetivo deste trabalho é obter avanços nas metodologias de programação dinâmica atualmente utilizadas. Partindo-se da utilização da inserção iterativa de cortes, implementa-se um modelo computacional para o planejamento da operação de médio prazo baseado na metodologia de Programação Dinâmica Estocástica (PDE) utilizando uma discretização mais eficiente do espaço de estados (PDEE). Além disso, a metodologia proposta de PDE possui um critério de convergência bem definido para o problema, de forma que a inclusão da medida de risco CVaR não altera o processo de avaliação da convergência de forma significante. Dado que a inclusão desta medida de risco à PDDE convencional dificulta a avaliação da convergência do processo pela dificuldade da estimação de um limite superior válido, o critério de convergência proposto na PDEE é, então, base para um novo critério de convergência para a PDDE tal que pode ser aplicado mesmo na consideração do CVaR e não aumenta o custo computacional envolvido. Adicionalmente, obtém-se um critério de convergência mais detalhado em que as séries utilizadas para amostras de afluência podem ser avaliadas individualmente tais que aquelas que, em certo momento, não contribuam de forma determinante para a convergência podem ser descartadas do processo, diminuindo o tempo computacional, ou ainda serem substituídas por novas séries dentro de uma reamostragem mais seletiva dos cenários utilizados na PDDE. As metodologias propostas foram aplicadas para o cálculo do planejamento de médio prazo do SIN baseando-se em subsistemas equivalentes de energia. Observa-se uma melhoria no algoritmo base utilizado para a PDE e que o critério proposto para convergência da PDDE possui validade mesmo quando CVaR é considerado na modelagem. / The Brazilian National Grid (BNG) presents peculiar characteristics due to its huge territory dimensions and hydro-generation predominancy. As the water inflows to these plants are stochastic and a pluriannual regularization for system storage capacity is provided, the use of hydro-generation must be planned in an accurate manner such that it considersalongplanningperiod. So, thelong-termoperationplanning(LTOP)problemis generallysolvedbyachainofcomputationalmodelsthatconsideraperiodof5to10years ahead such that the primary model of this chain is based on Stochastic Dual Dynamic Programming (SDDP) technique. The main contribution of this thesis is to propose some improvements in Stochastic Dynamic Programming techniques usually settled on solving LTOP problems. In the fashion of an iterative cut selection, it is firstly proposed a LTOP problem solution model that uses an ecient state space discretization for Stochastic Dynamic Programming (SDP), called ESDP. The proposed model of SDP has a welldefined convergence criterion such that including CVaR does not hinder convergence analysis. Due to the lack of good upper bound estimators in SDDP when including CVaR, additional issues are encountered on defining a convergence criterion. So, based on ESDP convergence analysis, a new criterion for SDDP convergence is proposed such that it can be used regardless of CVaR representation with no extra computational burden. Moreover, the proposed convergence criterion for SDDP has a more detailed description such that forward paths can be individually assessed and then be accordingly discarded for computational time reduction, or even define paths to be replaced in a more particular resampling scheme in SDDP. Based on aggregate reservoir representation, the proposed methodsofconvergenceofSDDPandtheESDPwereappliedonLTOPproblemsrelatedto BNG. Results show improvements in SDDP based technique and eectiveness of proposed convergence criterion for SDDP when CVaR is used.

Submitted by Renata Lopes (renatasil82@gmail.com) on 2015-12-16T11:02:24Z No. of bitstreams: 1 talespulinhoramos.pdf: 6134665 bytes, checksum: 349537ae72f568271488022944942fb6 (MD5) / Approved for entry into archive by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br) on 2015-12-16T11:20:33Z (GMT) No. of bitstreams: 1 talespulinhoramos.pdf: 6134665 bytes, checksum: 349537ae72f568271488022944942fb6 (MD5) / Made available in DSpace on 2015-12-16T11:20:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 talespulinhoramos.pdf: 6134665 bytes, checksum: 349537ae72f568271488022944942fb6 (MD5) Previous issue date: 2015-02-23 / CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / O Sistema Interligado Nacional (SIN) apresenta cerca de 150 usinas hidráulicas e o planejamento de médio prazo contempla entre 5 e 10 anos de estudo, a representação do sistema à usinas individualizadas faz com que a resolução do problema seja muito custoso computacionalmente. Para isso, o sistema é representado a partir de sistemas equivalentes de energia. Existe um trabalho anterior onde foi realizado a flexibilização da modelagem do sistema, denominada modelagem híbrida, em que parte do sistema é representado através de sistemas equivalentes de energia e outra é representada à usinas individualizadas com a produtibilidade constante. Desta forma, consegue-se um maior detalhamento nos estudos de médio prazo mantendo a complexidade do sistema em um nível adequado computacionalmente. Este trabalho apresenta a modelagem híbrida entre sistemas equivalentes de energia e à usinas individualizadas, porém, considerando as não linearidades das usinas hidráulicas. As não linearidades das usinas basicamente se dão em relação a variação do nível do reservatório e da vazão defluente (vazão turbinada acrescida da vazão vertida), o que implica diretamente na geração hidráulica. A proposta consiste em modelar a geração hidráulica das usinas (Função de Produção Hidráulica - FPH), que é uma função analítica não linear e não convexa, por uma função linear por partes convexa que represente adequadamente a função de produção hidráulica analítica. Há um trabalho anterior onde a FPH é aproximada por uma função linear por partes em duas etapas, inicialmente a função é aproximada nas dimensões do armazenamento e do turbinamento e, em uma segunda etapa, é adicionado a contribuição do vertimento. Já neste trabalho, a FPH é aproximada por uma função linear por partes obtida em apenas uma etapa para as três dimensões a partir do algoritmo Convex Hull. Assim, é possível resolver o problema de médio prazo considerando parte do sistema representado de forma equivalente e outra parte de forma individualizada considerando a variação da geração hidráulica em função do volume armazenado, vazão turbinada e vertida (se houver influência no canal de fuga). / The National Interconnected Power System (NIPS) presents around 150 hydraulic plants and the medium term planning contemplates between 5 to 10 years of study, the representation of the system to individualized plants makes the problem impracticable in computing; then the system is represented from equivalent systems of energy. There is an alternative of modeling flexibility of the system named hybrid modeling, in which part of the system is represented through equivalent systems of energy and the other is represented to individualized plants with constant productivity. As a consequence, it is obtained greater detail in the long term studies, maintaining the complexity of the system in an adequate level in computing. This paper presents the hybrid modeling between equivalent systems of energy and individualized plants. However, it considers non-linearities on generation of hydraulic plants. The non-linear characteristic on generation function basically comes from the influence of the reservoir level (head term) and the release term (turbinated outflow added to spilled outflow). The suggestion is to model the hydraulic generation of the plants (Hydraulic Production Function - HPF), which is a non-linear and non-convex analytical function, into a convex piecewise linear function that represents appropriately the function of the analytical hydraulic production. It will be described in detail in this paper the technique used to obtain this piecewise linear function by applying the Convex Hull algorithm to guarantee the convexity of this function. To conclude, it is possible to solve the problem of long term considering part of the system represented by equivalent form and the other part in individualized manner considering the variation of the hydraulic generation in relation to the volume stored, turbaned and spilled outflow.