<p>U ovoj doktorskoj disertaciji razvijen je novi algoritam za operativno planiranje rekonfiguracije distributivnih mreža. Cilj ovog algoritma jeste određivanje skupa konfiguracija distributivnih mreža, čijim se uzastopnim primenama optimizuje njihov rad tokom određenog vremenskog perioda. U ovoj doktorskoj disertaciji predložen je novi algoritam za rešavanje navedenog problema, a koji je zasnovan na metodi Lagranžove relaksacije.</p> / <p>This PhD thesis proposes a new algorithm for the operation planning of the<br />distribution network reconfiguration. The aim of this algorithm is to determine<br />the set of the distribution network topologies (configurations) which optimizes<br />the distribution network operations during the given time period. In order to<br />enable processing of the real-life distribution networks, this PhD thesis<br />proposes a new algorithm for the operation planing of the distribution network<br />reconfiguration which is based on the Lagrange relaxation approach.</p>

Este trabalho de pesquisa objetivou a obtenção de uma nova política de operação que melhor caracterizasse o comportamento ótimo dos sistemas hidrelétricos de potência, mesmo diante das mais variadas condições hidrológicas. Este trabalho teve duas linhas de investigação. Uma tratou do problema de previsão de vazões afluentes mensais, na busca por abordagens e técnicas que definissem bons modelos de previsão. A outra linha de pesquisa tratou de encontrar uma nova política de operação, para o problema de planejamento da operação, que fosse capaz de definir uma seqüência de decisões operativas mais estáveis, confiáveis e de menor custo operativo. Na primeira linha de pesquisa, investigou-se três aspectos importantes na definição de um modelo de previsão: técnicas de pré-processamento dos dados, definição automática do espaço de entrada e avaliação do desempenho de alguns modelos de redes neurais e sistemas Fuzzy como modelos de previsão. Nestes aspectos foram investigadas a utilização da análise dos componentes principais e o tratamento da série temporal de vazões afluentes como um sinal discreto, utilizando-se a representação \"analytic signal\". Para a definição do espaço de entrada de maneira automática utilizou-se a abordagem da \"dynamic modelling\", empregando-se a \"average mutual information\" e \"false nearest neighbors\". Para implementação dos modelos de previsão foram estudados e avaliados quatro modelos inteligentes: rede SONARX, rede SONARX-RBF, modelo ANFIS e a rede ESN. Já na outra linha de pesquisa, foi proposta uma política de operação que fosse capaz de estabilizar os despachos de geração termelétrica e conseqüentemente o custo marginal de operação. A política de operação preditiva estabilizada via termo inercial produziu excelentes resultados operativos, melhorando de forma significativa a performance da política preditiva. / This research work aimed at obtaining a new operation policy which could better describe the optimal behavior of hydropower systems, even when faced with the most varied hydrological conditions. This research had two lines of investigation. The first one dealt with the monthly water inflow forecasting problem, searching for approaches and techniques which could define efficient forecasting models. Three important aspects to define a forecasting model were investigated: data pre-processing techniques, automatic definition of the embedding and the performance assessment of some artificial neural networks and Fuzzy systems. Hence, the use of the principal components analysis was investigated and, considering the water inflow time series as a discrete signal, the analytic signal representation could be used to preprocess the data. Furthermore, the embedding was automatically defined using the dynamic modelling approach, by using the average mutual information and the false nearest neighbors techniques. The forecasting models were implemented by four intelligent models: SONARX network, SONARX-RBF network, ANFIS model and the ESN network. The other line of investigation came up with a new operation policy to solve the operation planning problem, defining a more stable, reliable and less costly operative decision sequence. It was proposed an approach to stabilize the thermoelectric generation dispatches and, as a result, the operative marginal cost. The predictive operation policy stabilized via inertial term produced excellent operation results, improving the performance of the predictive policy.

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.

A operação de um Sistema Elétrico de Potência é complexa, principalmente, devido ao grande número de restrições impostas às variáveis e às grandezas do sistema, sejam elas de natureza física ou de requisito para a qualidade e a continuidade do fornecimento de energia elétrica entregue aos consumidores. O gerenciamento das tensões e dos fluxos de potência, ativa e reativa, é crucial para que o SEP opere de modo seguro, com qualidade e com o menor custo. O gerenciamento, das tensões e das potências, é realizado através dos ajustes dos dispositivos de controle do SEP, contudo, determinar os estados dos dispositivos controlados do SEP não é uma tarefa trivial. A determinação dos estados dos dispositivos controlados torna-se ainda mais difícil, pois, para garantir o fornecimento, de energia elétrica, contínuo e de qualidade, diversos cenários (contingências) devem ser analisados e as ações de controle impostas ao SEP devem satisfazer todos os requisitos operacionais do SEP para todos os cenários. Diversos blecautes ocorreram devido à instabilidade de tensão no SEP e quando estão em condições de alto carregamento, o problema torna-se ainda mais evidente. Este trabalho propõe uma ferramenta computacional para o planejamento das ações de controles de reativo e tensão em Sistemas Elétricos de Potência que mantenham, ao longo do dia, as variáveis e as grandezas do sistema dentro da região factível de operação e, ainda, garantam margem de estabilidade de tensão suficiente para que o colapso de tensão seja evitado. Para desenvolver esta ferramenta, o problema de planejamento de controle de tensão e reativo foi formulado como um problema de otimização, onde, neste problema, dois objetivos e metodologias foram realizados. No primeiro, buscou-se determinar os estados dos dispositivos controlados que minimizassem as perdas nas linhas de transmissão dentro de um intervalo de tempo e de potência e, no segundo, determinar os estados dos dispositivos controlados que mantivessem as variáveis e grandezas do sistema dentro da região factível durante o maior intervalo de potência, minimizando, assim, as mudanças nas ações de controle do SEP. Também foi proposta, neste trabalho, uma metodologia para identificação de contingências críticas do SEP. Os resultados obtidos através das resoluções dos problemas indicaram que as formulações propostas são capazes de determinar os estados dos dispositivos controlados do sistema ao longo do dia, de modo a garantir que não ocorressem violações nas restrições operacionais do sistema enquanto houvesse medidas de controle, onde foi considerado o caso base e uma lista de contingências. Além disso, as margens de estabilidade de tensão do caso base e das contingências foram sempre mantidas acima do valor de segurança especificado. Os resultados também mostraram que a metodologia para identificação da contingência crítica proposta é capaz de identificar a contingência que limita o crescimento de carga do sistema, de modo a garantir que o SEP esteja operando com o menor risco à instabilidade de tensão, mantendo as variáveis e as grandezas do sistema dentro da região factível para o maior número de cenários. / The operation of an Electric Power System is complex, mainly due to the great number of restrictions imposed on the variables and the magnitudes of the system, whether of a physical nature or a requirement for the quality and continuity of the electricity supply delivered to consumers. The management of voltage and the power flow, active and reactive, is crucial for the safely operation of the Electric Power System, with quality and low cost. The management of the voltages and powers is performed through the adjustments of the Electric Power System control devices, however, determine the states of the Electric Power System controlled devices is not a trivial task. The determination of the states of the controlled devices becomes even more difficult, since, to guarantee the supply of electricity, continuous and of quality, several scenarios (contingencies) must be analyzed and the control actions imposed on the Electric Power System must satisfy all the Electric Power System operational requirements for all scenarios. Several blackouts occurred due to the voltage instability in the Electric Power System and when they are in high load conditions, the problem becomes even more evident. This work proposes a computational tool for the planning of the actions of reactive and voltage controls in Electric Power Systems that maintain, throughout the day, the variables and the magnitudes of the system within the feasible region of operation and, also, guarantee voltage stability margin sufficient to avoid the voltage collapse. To develop this tool, the planning problem of voltage control and reactive control was formulated as an optimization problem, where, in this problem, two objectives and methodologies were used. In the first one, it was tried to determine the controlled devices states that minimize the transmission lines losses at a time and power interval, and, in the second, to determine the controlled devices states that maintain the variables and quantities of the system within feasible region during the largest power interval, thus the control actions changes in the Electric Power Systems are minimize. Was also proposed, in this work, a methodology for identify the critical contingencies of Electric Power Systems. The results obtained through problem resolutions indicated that the proposed formulations are able to determine the controlled devices states of the system throughout the day, so that there were no violations of the system\'s operational constraints while there were control measures, assessment the base case and a list of contingencies. In addition, the base case and contingencies voltage stability margins have always been maintained above the specified safety value. The results also showed that the methodology for the identification of the critical contingency is able to identify the contingency that limits the system load growth, in order to ensure that the Electric Power Systems is operating with the lowest risk to voltage instability, maintaining the system variables and magnitudes within the feasible region for the largest number of scenarios.

A operação de um Sistema Elétrico de Potência é complexa, principalmente, devido ao grande número de restrições impostas às variáveis e às grandezas do sistema, sejam elas de natureza física ou de requisito para a qualidade e a continuidade do fornecimento de energia elétrica entregue aos consumidores. O gerenciamento das tensões e dos fluxos de potência, ativa e reativa, é crucial para que o SEP opere de modo seguro, com qualidade e com o menor custo. O gerenciamento, das tensões e das potências, é realizado através dos ajustes dos dispositivos de controle do SEP, contudo, determinar os estados dos dispositivos controlados do SEP não é uma tarefa trivial. A determinação dos estados dos dispositivos controlados torna-se ainda mais difícil, pois, para garantir o fornecimento, de energia elétrica, contínuo e de qualidade, diversos cenários (contingências) devem ser analisados e as ações de controle impostas ao SEP devem satisfazer todos os requisitos operacionais do SEP para todos os cenários. Diversos blecautes ocorreram devido à instabilidade de tensão no SEP e quando estão em condições de alto carregamento, o problema torna-se ainda mais evidente. Este trabalho propõe uma ferramenta computacional para o planejamento das ações de controles de reativo e tensão em Sistemas Elétricos de Potência que mantenham, ao longo do dia, as variáveis e as grandezas do sistema dentro da região factível de operação e, ainda, garantam margem de estabilidade de tensão suficiente para que o colapso de tensão seja evitado. Para desenvolver esta ferramenta, o problema de planejamento de controle de tensão e reativo foi formulado como um problema de otimização, onde, neste problema, dois objetivos e metodologias foram realizados. No primeiro, buscou-se determinar os estados dos dispositivos controlados que minimizassem as perdas nas linhas de transmissão dentro de um intervalo de tempo e de potência e, no segundo, determinar os estados dos dispositivos controlados que mantivessem as variáveis e grandezas do sistema dentro da região factível durante o maior intervalo de potência, minimizando, assim, as mudanças nas ações de controle do SEP. Também foi proposta, neste trabalho, uma metodologia para identificação de contingências críticas do SEP. Os resultados obtidos através das resoluções dos problemas indicaram que as formulações propostas são capazes de determinar os estados dos dispositivos controlados do sistema ao longo do dia, de modo a garantir que não ocorressem violações nas restrições operacionais do sistema enquanto houvesse medidas de controle, onde foi considerado o caso base e uma lista de contingências. Além disso, as margens de estabilidade de tensão do caso base e das contingências foram sempre mantidas acima do valor de segurança especificado. Os resultados também mostraram que a metodologia para identificação da contingência crítica proposta é capaz de identificar a contingência que limita o crescimento de carga do sistema, de modo a garantir que o SEP esteja operando com o menor risco à instabilidade de tensão, mantendo as variáveis e as grandezas do sistema dentro da região factível para o maior número de cenários. / The operation of an Electric Power System is complex, mainly due to the great number of restrictions imposed on the variables and the magnitudes of the system, whether of a physical nature or a requirement for the quality and continuity of the electricity supply delivered to consumers. The management of voltage and the power flow, active and reactive, is crucial for the safely operation of the Electric Power System, with quality and low cost. The management of the voltages and powers is performed through the adjustments of the Electric Power System control devices, however, determine the states of the Electric Power System controlled devices is not a trivial task. The determination of the states of the controlled devices becomes even more difficult, since, to guarantee the supply of electricity, continuous and of quality, several scenarios (contingencies) must be analyzed and the control actions imposed on the Electric Power System must satisfy all the Electric Power System operational requirements for all scenarios. Several blackouts occurred due to the voltage instability in the Electric Power System and when they are in high load conditions, the problem becomes even more evident. This work proposes a computational tool for the planning of the actions of reactive and voltage controls in Electric Power Systems that maintain, throughout the day, the variables and the magnitudes of the system within the feasible region of operation and, also, guarantee voltage stability margin sufficient to avoid the voltage collapse. To develop this tool, the planning problem of voltage control and reactive control was formulated as an optimization problem, where, in this problem, two objectives and methodologies were used. In the first one, it was tried to determine the controlled devices states that minimize the transmission lines losses at a time and power interval, and, in the second, to determine the controlled devices states that maintain the variables and quantities of the system within feasible region during the largest power interval, thus the control actions changes in the Electric Power Systems are minimize. Was also proposed, in this work, a methodology for identify the critical contingencies of Electric Power Systems. The results obtained through problem resolutions indicated that the proposed formulations are able to determine the controlled devices states of the system throughout the day, so that there were no violations of the system\'s operational constraints while there were control measures, assessment the base case and a list of contingencies. In addition, the base case and contingencies voltage stability margins have always been maintained above the specified safety value. The results also showed that the methodology for the identification of the critical contingency is able to identify the contingency that limits the system load growth, in order to ensure that the Electric Power Systems is operating with the lowest risk to voltage instability, maintaining the system variables and magnitudes within the feasible region for the largest number of scenarios.

Este trabalho de pesquisa objetivou a obtenção de uma nova política de operação que melhor caracterizasse o comportamento ótimo dos sistemas hidrelétricos de potência, mesmo diante das mais variadas condições hidrológicas. Este trabalho teve duas linhas de investigação. Uma tratou do problema de previsão de vazões afluentes mensais, na busca por abordagens e técnicas que definissem bons modelos de previsão. A outra linha de pesquisa tratou de encontrar uma nova política de operação, para o problema de planejamento da operação, que fosse capaz de definir uma seqüência de decisões operativas mais estáveis, confiáveis e de menor custo operativo. Na primeira linha de pesquisa, investigou-se três aspectos importantes na definição de um modelo de previsão: técnicas de pré-processamento dos dados, definição automática do espaço de entrada e avaliação do desempenho de alguns modelos de redes neurais e sistemas Fuzzy como modelos de previsão. Nestes aspectos foram investigadas a utilização da análise dos componentes principais e o tratamento da série temporal de vazões afluentes como um sinal discreto, utilizando-se a representação \"analytic signal\". Para a definição do espaço de entrada de maneira automática utilizou-se a abordagem da \"dynamic modelling\", empregando-se a \"average mutual information\" e \"false nearest neighbors\". Para implementação dos modelos de previsão foram estudados e avaliados quatro modelos inteligentes: rede SONARX, rede SONARX-RBF, modelo ANFIS e a rede ESN. Já na outra linha de pesquisa, foi proposta uma política de operação que fosse capaz de estabilizar os despachos de geração termelétrica e conseqüentemente o custo marginal de operação. A política de operação preditiva estabilizada via termo inercial produziu excelentes resultados operativos, melhorando de forma significativa a performance da política preditiva. / This research work aimed at obtaining a new operation policy which could better describe the optimal behavior of hydropower systems, even when faced with the most varied hydrological conditions. This research had two lines of investigation. The first one dealt with the monthly water inflow forecasting problem, searching for approaches and techniques which could define efficient forecasting models. Three important aspects to define a forecasting model were investigated: data pre-processing techniques, automatic definition of the embedding and the performance assessment of some artificial neural networks and Fuzzy systems. Hence, the use of the principal components analysis was investigated and, considering the water inflow time series as a discrete signal, the analytic signal representation could be used to preprocess the data. Furthermore, the embedding was automatically defined using the dynamic modelling approach, by using the average mutual information and the false nearest neighbors techniques. The forecasting models were implemented by four intelligent models: SONARX network, SONARX-RBF network, ANFIS model and the ESN network. The other line of investigation came up with a new operation policy to solve the operation planning problem, defining a more stable, reliable and less costly operative decision sequence. It was proposed an approach to stabilize the thermoelectric generation dispatches and, as a result, the operative marginal cost. The predictive operation policy stabilized via inertial term produced excellent operation results, improving the performance of the predictive policy.

O planejamento da operação energética do sistema interligado nacional brasileiro é realizado por uma cadeia de modelos computacionais de otimização e simulação da operação. Entretanto, o risco de déficit, um importante indicador de segurança energética no setor elétrico, é tratado como uma variável de saída dos modelos computacionais. No planejamento de médio prazo é utilizado o software NEWAVE, que utiliza uma representação agregada em subsistemas equivalentes. Este trabalho propõe a implementação de um modelo de otimização linear para o planejamento da operação de médio prazo capaz de considerar o risco de déficit em sua formulação. Para o controle de risco de déficit, é proposta a utilização da métrica de risco conhecida por CVaR (Conditional Value at Risk), por se caracterizar como uma métrica de risco coerente, além de poder ser implementada por meio de um conjunto de restrições lineares. / The energetic operation planning of the Brazilian interconnected system is performed by a chain of computational models for the system optimization and simulation. However, the deficit risk, an important energy security indicator for the electric sector, is treated as an output variable on the computational models. In the medium-term of the energetic planning is used the software NEWAVE, which uses equivalent systems on aggregated representation. This work proposes the implementation of a linear optimization model for the medium-term of the energetic planning able to consider the deficit risk in its own formulation. To control the deficit risk is proposed the use of the risk metric known as CVaR (Conditional Value at Risk), because it is characterized as a coherent risk metric, and can be implemented through a set of linear constraints.

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Neste trabalho foi investigado um novo modelo baseado em inteligência artificial como ferramenta para a resolução do problema de planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos de potência. Esta abordagem, que utiliza os princípios da evolução genética, tem se destacado com alta eficiência na solução de problemas de otimização. Para atender a todas as características do problema foram feitas algumas adaptações dos operadores genéticos tradicionais de recombinação e mutação, sendo o problema codificado usando uma cadeia de números reais, e não binários como normalmente é apresentado na literatura. Para isto, foram realizados vários testes visando moldar a técnica ao problema em questão, levando em conta suas características específicas. O algoritmo proposto também foi aplicado em vários testes com usinas pertencentes ao sistema hidroelétrico brasileiro e mostrou o bom desempenho desta abordagem em determinar uma operação ótima, garantindo, da melhor forma possível, o atendimento da demanda por um custo mínimo e com confiabilidade. As aplicações incluíram sistemas complexos, de grande porte, com até 35 usinas hidroelétricas, onde foram obtidos resultados satisfatórios. / The present thesis investigates a new model based on artificial inteligence as a tool to solve the problem of the operational planning of hydrothermal systems. This approach, which uses the principle of genetic evolution, has been very successful and efficient in the solution of optimization problems. To represent all the characteristics of the problem some adaptations of the traditional genetic operators of recombination and mutation were made. The problem used a string of real numbers instead of binary as usually presented in the literature. Thus, several tests were performed in order to adapt the technique to the problem, taking into account its specific characteristics. The proposed algorithm has been applied in several tests in real hydrothermal systems, with plants belonging to the brazilian southeast system. The results achieved so far have indicated that the proposed approach can be an effective alternative or a complementary technique for the planning of hidrothermal system, as it determines an operation strategy for each power plant and minimizes the expected value of the operative cost along the planning horizon. The applications include large systems, with up to 35 hydroelectric plants, where good results were obtained.

O planejamento da operação energética do sistema interligado nacional brasileiro é realizado por uma cadeia de modelos computacionais de otimização e simulação da operação. Entretanto, o risco de déficit, um importante indicador de segurança energética no setor elétrico, é tratado como uma variável de saída dos modelos computacionais. No planejamento de médio prazo é utilizado o software NEWAVE, que utiliza uma representação agregada em subsistemas equivalentes. Este trabalho propõe a implementação de um modelo de otimização linear para o planejamento da operação de médio prazo capaz de considerar o risco de déficit em sua formulação. Para o controle de risco de déficit, é proposta a utilização da métrica de risco conhecida por CVaR (Conditional Value at Risk), por se caracterizar como uma métrica de risco coerente, além de poder ser implementada por meio de um conjunto de restrições lineares. / The energetic operation planning of the Brazilian interconnected system is performed by a chain of computational models for the system optimization and simulation. However, the deficit risk, an important energy security indicator for the electric sector, is treated as an output variable on the computational models. In the medium-term of the energetic planning is used the software NEWAVE, which uses equivalent systems on aggregated representation. This work proposes the implementation of a linear optimization model for the medium-term of the energetic planning able to consider the deficit risk in its own formulation. To control the deficit risk is proposed the use of the risk metric known as CVaR (Conditional Value at Risk), because it is characterized as a coherent risk metric, and can be implemented through a set of linear constraints.