Neste trabalho é proposta uma nova técnica de solução para resolver o problema de planejamento da expansão de sistemas de transmissão estático através da introdução da tomada de decisão fuzzy. Na técnica apresentada neste trabalho, a tomada de decisão fuzzy é aplicada para o desenvolvimento de um algoritmo heurístico construtivo. O sistema fuzzy é utilizado para contornar alguns problemas críticos das heurísticas que utilizam o índice de sensibilidade como guia para inserção de novas linhas. A heurística apresentada nesse trabalho é baseada na técnica dividir para conquistar. Verificou-se que a deficiência das heurísticas construtivas é decorrente da decisão de inserir novas linhas baseada em valores não seguros encontrados através da solução do modelo utilizado. Para contornar tal deficiência, sempre que surgirem valores não seguros divide-se o problema original em dois subproblemas, um que analisa a qualidade da resposta para o caso em que a linha é inserida e outro para verificar a qualidade da resposta para o caso em que a linha não é inserida. A tomada de decisão fuzzy é utilizada para decidir sobre quando dividir o problema em dois novos subproblemas. Utilizou-se o modelo cc com a estratégia de Villasana-Garver-Salon para realizar a modelagem da rede elétrica para os problemas da expansão de sistemas de transmissão aqui propostos. Ao serem realizados testes em sistemas de pequeno, médio e grande portes certificou-se que o método pode encontrar a solução ótima de sistemas de pequeno e médio portes. Porém, a solução ótima dos sistemas de grande porte testados não foi encontrada. Para melhorar a qualidade da solução encontrada utilizou, em uma segunda fase, a metaheurística busca tabu. A busca tabu utiliza o modelo cc. Os resultados se mostraram bastante promissores. Os testes foram realizados em alguns sistemas reais brasileiros e com o sistema real colombiano. / A new solution technique to solve the long-term static transmission expansion planning (TEP) problem based on fuzzy decision making is proposed. The technique applies the concepts of fuzzy decision making in a constructive heuristic algorithm. The fuzzy system is used to circumvent some critical problems of heuristics that use sentivity indices as a guide for insertion and construction of new lines. The heuristic algorithm proposed in this work is based on the divide and conquer technique. It has been verified that the deficiency of the constructive heuristics is due to the decision of inserting new lines based only on information given by the index, which usually is calculated from a relaxed mathematical representation of the problem and can become less accurate during the solution process. In order to be able to deal with such problem, whenever the quality of the index decreases, the original problem is divided into two sub-problems: one examines the quality of the solution when the transmission line indicated by the sensitivity index is inserted and the other subproblem checks the opposite. Fuzzy decision-making is used to decide the moment to divide the problem into two subproblems based on other information. The hybrid linear model is used to model the long-term transmission expansion planning problem and is used in the proposed algorithm. Tests was done with systems of small-term, medium-term and long-term. The optimal solution of small-term and medium-term was foundo using just the construtive heuristic algorithm with fuzzy decision-making. To deal with long-term systems was used the solutions of the construtive heuristic algorithm with fuzzy decision-making to init a tabu search. The tabu search uses the dc model. The results are very promising. The test was done with some real brazilian systems and with the real colombian system.

Este trabalho apresenta um modelo linearizado para ser utilizado em problemas de planejamento da expansão de sistemas de distribuição de energia elétrica (SDEE) com geração distribuída (GD), em um horizonte de curto prazo. O ponto de operação em regime permanente é calculado através de um modelo linearizado da rede, sendo as cargas e geradores representados por injeções constantes de corrente, o que torna possível calcular as correntes nos ramos e as tensões nas barras através de expressões lineares. As alternativas de expansão consideradas são: (i) alocação de bancos de capacitores; (ii) alocação de reguladores de tensão; e (iii) recondutoramento. Ainda, o modelo considera a possibilidade de seleção do tap dos transformadores de distribuição como alternativa para a redução das violações de tensão. A flexibilidade do modelo permite obter soluções considerando a contribuição das GDs no controle de tensão e potência reativa sem a necessidade de especificar uma tensão para a barra da subestação. O modelo de otimização proposto para a solução destes problemas utiliza uma função objetivo linear, além de restrições lineares e variáveis contínuas e binárias. Dessa forma, o modelo de otimização pode ser representado como um problema de programação linear inteira mista (PLIM) A função objetivo considera a minimização dos custos de investimento (aquisição, instalação e remoção de equipamentos e aquisição de condutores) e dos custos de operação, que correspondem aos custos anuais de manutenção somados aos custos das perdas de energia e das violações dos limites de tensão. A variação da carga é representada através de curvas de duração, sendo que os custos das perdas e das violações são ponderados pela duração de cada nível de carregamento. Utilizando uma abordagem de PLIM, sabe-se que existem condições suficientes que garantem a otimalidade de uma dada solução factível, além de permitir que a solução seja obtida através de métodos de otimização clássica. O modelo proposto foi implementado na linguagem de programação OPL e resolvido utilizando o solver comercial CPLEX. O modelo foi validado através da comparação dos resultados obtidos para cinco sistemas de distribuição com os resultados obtidos utilizando um fluxo de carga convencional. Os casos analisados e os resultados obtidos demonstram a precisão do modelo proposto e seu potencial de aplicação. / This work presents a linearized model to be used in short-term expansion planning problems of power distribution systems (PDS) with distributed generation (DG). The steady state operation point is calculated through a linearized model of the network, being the loads and generators modeled as constant current injections, which makes it possible to calculate the branch currents and bus voltages through linear expressions. The alternatives considered for expansion are: (i) capacitor banks placement; (ii) voltage regulators placement; and (iii) reconductoring. Furthermore, the model considers the possibility of adjusting the taps of the distribution transformers as an alternative to reduce voltage violations. The flexibility of the model enables solutions that includes the contribution of DGs in the control of voltage and reactive power without the need to specify the substation voltage. The optimization model proposed to solve these problems uses a linear objective function, along with linear constraints, binary and continuous variables. Thus, the optimization model can be represented as a mixed integer linear programming problem (MILP) The objective function considers the minimization of the investment costs (acquisition, installation and removal of equipment and acquisition of conductors) and the operation costs, which corresponds to the annual maintenance cost plus the costs related to energy losses and violation of voltage limits. The load variation is represented by discrete load duration curves and the costs of losses and voltage violations are weighted by the duration of each load level. Using a MILP approach, it is known that there are sufficient conditions that guarantee the optimality of a given feasible solution, besides allowing the solution to be obtained by classical optimization methods. The proposed model was written in the programming language OPL and solved by the commercial solver CPLEX. The model was validated through the comparison of the results obtained for five distribution systems with the results obtained through conventional load flow. The analyzed cases and the obtained results show the accuracy of the proposed model and its potential for application.

Neste trabalho é proposta uma nova técnica de solução para resolver o problema de planejamento da expansão de sistemas de transmissão estático através da introdução da tomada de decisão fuzzy. Na técnica apresentada neste trabalho, a tomada de decisão fuzzy é aplicada para o desenvolvimento de um algoritmo heurístico construtivo. O sistema fuzzy é utilizado para contornar alguns problemas críticos das heurísticas que utilizam o índice de sensibilidade como guia para inserção de novas linhas. A heurística apresentada nesse trabalho é baseada na técnica dividir para conquistar. Verificou-se que a deficiência das heurísticas construtivas é decorrente da decisão de inserir novas linhas baseada em valores não seguros encontrados através da solução do modelo utilizado. Para contornar tal deficiência, sempre que surgirem valores não seguros divide-se o problema original em dois subproblemas, um que analisa a qualidade da resposta para o caso em que a linha é inserida e outro para verificar a qualidade da resposta para o caso em que a linha não é inserida. A tomada de decisão fuzzy é utilizada para decidir sobre quando dividir o problema em dois novos subproblemas. Utilizou-se o modelo cc com a estratégia de Villasana-Garver-Salon para realizar a modelagem da rede elétrica para os problemas da expansão de sistemas de transmissão aqui propostos. Ao serem realizados testes em sistemas de pequeno, médio e grande portes certificou-se que o método pode encontrar a solução ótima de sistemas de pequeno e médio portes. Porém, a solução ótima dos sistemas de grande porte testados não foi encontrada. Para melhorar a qualidade da solução encontrada utilizou, em uma segunda fase, a metaheurística busca tabu. A busca tabu utiliza o modelo cc. Os resultados se mostraram bastante promissores. Os testes foram realizados em alguns sistemas reais brasileiros e com o sistema real colombiano. / A new solution technique to solve the long-term static transmission expansion planning (TEP) problem based on fuzzy decision making is proposed. The technique applies the concepts of fuzzy decision making in a constructive heuristic algorithm. The fuzzy system is used to circumvent some critical problems of heuristics that use sentivity indices as a guide for insertion and construction of new lines. The heuristic algorithm proposed in this work is based on the divide and conquer technique. It has been verified that the deficiency of the constructive heuristics is due to the decision of inserting new lines based only on information given by the index, which usually is calculated from a relaxed mathematical representation of the problem and can become less accurate during the solution process. In order to be able to deal with such problem, whenever the quality of the index decreases, the original problem is divided into two sub-problems: one examines the quality of the solution when the transmission line indicated by the sensitivity index is inserted and the other subproblem checks the opposite. Fuzzy decision-making is used to decide the moment to divide the problem into two subproblems based on other information. The hybrid linear model is used to model the long-term transmission expansion planning problem and is used in the proposed algorithm. Tests was done with systems of small-term, medium-term and long-term. The optimal solution of small-term and medium-term was foundo using just the construtive heuristic algorithm with fuzzy decision-making. To deal with long-term systems was used the solutions of the construtive heuristic algorithm with fuzzy decision-making to init a tabu search. The tabu search uses the dc model. The results are very promising. The test was done with some real brazilian systems and with the real colombian system.

Este trabalho apresenta um modelo linearizado para ser utilizado em problemas de planejamento da expansão de sistemas de distribuição de energia elétrica (SDEE) com geração distribuída (GD), em um horizonte de curto prazo. O ponto de operação em regime permanente é calculado através de um modelo linearizado da rede, sendo as cargas e geradores representados por injeções constantes de corrente, o que torna possível calcular as correntes nos ramos e as tensões nas barras através de expressões lineares. As alternativas de expansão consideradas são: (i) alocação de bancos de capacitores; (ii) alocação de reguladores de tensão; e (iii) recondutoramento. Ainda, o modelo considera a possibilidade de seleção do tap dos transformadores de distribuição como alternativa para a redução das violações de tensão. A flexibilidade do modelo permite obter soluções considerando a contribuição das GDs no controle de tensão e potência reativa sem a necessidade de especificar uma tensão para a barra da subestação. O modelo de otimização proposto para a solução destes problemas utiliza uma função objetivo linear, além de restrições lineares e variáveis contínuas e binárias. Dessa forma, o modelo de otimização pode ser representado como um problema de programação linear inteira mista (PLIM) A função objetivo considera a minimização dos custos de investimento (aquisição, instalação e remoção de equipamentos e aquisição de condutores) e dos custos de operação, que correspondem aos custos anuais de manutenção somados aos custos das perdas de energia e das violações dos limites de tensão. A variação da carga é representada através de curvas de duração, sendo que os custos das perdas e das violações são ponderados pela duração de cada nível de carregamento. Utilizando uma abordagem de PLIM, sabe-se que existem condições suficientes que garantem a otimalidade de uma dada solução factível, além de permitir que a solução seja obtida através de métodos de otimização clássica. O modelo proposto foi implementado na linguagem de programação OPL e resolvido utilizando o solver comercial CPLEX. O modelo foi validado através da comparação dos resultados obtidos para cinco sistemas de distribuição com os resultados obtidos utilizando um fluxo de carga convencional. Os casos analisados e os resultados obtidos demonstram a precisão do modelo proposto e seu potencial de aplicação. / This work presents a linearized model to be used in short-term expansion planning problems of power distribution systems (PDS) with distributed generation (DG). The steady state operation point is calculated through a linearized model of the network, being the loads and generators modeled as constant current injections, which makes it possible to calculate the branch currents and bus voltages through linear expressions. The alternatives considered for expansion are: (i) capacitor banks placement; (ii) voltage regulators placement; and (iii) reconductoring. Furthermore, the model considers the possibility of adjusting the taps of the distribution transformers as an alternative to reduce voltage violations. The flexibility of the model enables solutions that includes the contribution of DGs in the control of voltage and reactive power without the need to specify the substation voltage. The optimization model proposed to solve these problems uses a linear objective function, along with linear constraints, binary and continuous variables. Thus, the optimization model can be represented as a mixed integer linear programming problem (MILP) The objective function considers the minimization of the investment costs (acquisition, installation and removal of equipment and acquisition of conductors) and the operation costs, which corresponds to the annual maintenance cost plus the costs related to energy losses and violation of voltage limits. The load variation is represented by discrete load duration curves and the costs of losses and voltage violations are weighted by the duration of each load level. Using a MILP approach, it is known that there are sufficient conditions that guarantee the optimality of a given feasible solution, besides allowing the solution to be obtained by classical optimization methods. The proposed model was written in the programming language OPL and solved by the commercial solver CPLEX. The model was validated through the comparison of the results obtained for five distribution systems with the results obtained through conventional load flow. The analyzed cases and the obtained results show the accuracy of the proposed model and its potential for application.

Este trabalho apresenta um modelo linearizado para ser utilizado em problemas de planejamento da expansão de sistemas de distribuição de energia elétrica (SDEE) com geração distribuída (GD), em um horizonte de curto prazo. O ponto de operação em regime permanente é calculado através de um modelo linearizado da rede, sendo as cargas e geradores representados por injeções constantes de corrente, o que torna possível calcular as correntes nos ramos e as tensões nas barras através de expressões lineares. As alternativas de expansão consideradas são: (i) alocação de bancos de capacitores; (ii) alocação de reguladores de tensão; e (iii) recondutoramento. Ainda, o modelo considera a possibilidade de seleção do tap dos transformadores de distribuição como alternativa para a redução das violações de tensão. A flexibilidade do modelo permite obter soluções considerando a contribuição das GDs no controle de tensão e potência reativa sem a necessidade de especificar uma tensão para a barra da subestação. O modelo de otimização proposto para a solução destes problemas utiliza uma função objetivo linear, além de restrições lineares e variáveis contínuas e binárias. Dessa forma, o modelo de otimização pode ser representado como um problema de programação linear inteira mista (PLIM) A função objetivo considera a minimização dos custos de investimento (aquisição, instalação e remoção de equipamentos e aquisição de condutores) e dos custos de operação, que correspondem aos custos anuais de manutenção somados aos custos das perdas de energia e das violações dos limites de tensão. A variação da carga é representada através de curvas de duração, sendo que os custos das perdas e das violações são ponderados pela duração de cada nível de carregamento. Utilizando uma abordagem de PLIM, sabe-se que existem condições suficientes que garantem a otimalidade de uma dada solução factível, além de permitir que a solução seja obtida através de métodos de otimização clássica. O modelo proposto foi implementado na linguagem de programação OPL e resolvido utilizando o solver comercial CPLEX. O modelo foi validado através da comparação dos resultados obtidos para cinco sistemas de distribuição com os resultados obtidos utilizando um fluxo de carga convencional. Os casos analisados e os resultados obtidos demonstram a precisão do modelo proposto e seu potencial de aplicação. / This work presents a linearized model to be used in short-term expansion planning problems of power distribution systems (PDS) with distributed generation (DG). The steady state operation point is calculated through a linearized model of the network, being the loads and generators modeled as constant current injections, which makes it possible to calculate the branch currents and bus voltages through linear expressions. The alternatives considered for expansion are: (i) capacitor banks placement; (ii) voltage regulators placement; and (iii) reconductoring. Furthermore, the model considers the possibility of adjusting the taps of the distribution transformers as an alternative to reduce voltage violations. The flexibility of the model enables solutions that includes the contribution of DGs in the control of voltage and reactive power without the need to specify the substation voltage. The optimization model proposed to solve these problems uses a linear objective function, along with linear constraints, binary and continuous variables. Thus, the optimization model can be represented as a mixed integer linear programming problem (MILP) The objective function considers the minimization of the investment costs (acquisition, installation and removal of equipment and acquisition of conductors) and the operation costs, which corresponds to the annual maintenance cost plus the costs related to energy losses and violation of voltage limits. The load variation is represented by discrete load duration curves and the costs of losses and voltage violations are weighted by the duration of each load level. Using a MILP approach, it is known that there are sufficient conditions that guarantee the optimality of a given feasible solution, besides allowing the solution to be obtained by classical optimization methods. The proposed model was written in the programming language OPL and solved by the commercial solver CPLEX. The model was validated through the comparison of the results obtained for five distribution systems with the results obtained through conventional load flow. The analyzed cases and the obtained results show the accuracy of the proposed model and its potential for application.

Submitted by Renata Lopes (renatasil82@gmail.com) on 2016-12-19T12:53:20Z No. of bitstreams: 1 raphaelpaulobragapoubel.pdf: 1692665 bytes, checksum: e8fb69a9681a9af78d618fd006ce0ebd (MD5) / Approved for entry into archive by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br) on 2016-12-19T13:07:51Z (GMT) No. of bitstreams: 1 raphaelpaulobragapoubel.pdf: 1692665 bytes, checksum: e8fb69a9681a9af78d618fd006ce0ebd (MD5) / Made available in DSpace on 2016-12-19T13:07:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 raphaelpaulobragapoubel.pdf: 1692665 bytes, checksum: e8fb69a9681a9af78d618fd006ce0ebd (MD5) Previous issue date: 2012-02-27 / CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / Este trabalho apresenta um modelo baseado em métodos heurísticos construtivos para solução do planejamento dinâmico de linhas de transmissão. O acoplamento temporal entre as decisões é representado através de uma modificação nas equações do modelo de fluxo de carga CC onde as perdas nas linhas são incluídas. O problema resultante desta formulação é um problema de otimização inteira com variáveis acopladas no período de planejamento representadas por um parâmetro de expansão. O algoritmo proposto resolve o problema de forma contínua e acoplada para decidir sobre o planejamento de cada ano de forma a evitar a explosão combinatória da programação inteira. Para tanto são utilizadas, para as decisões de expansão, as informações dos coeficientes de Lagrange e do parâmetro de expansão. Testes com o sistema da região Sul e Sudeste do Brasil apontam para uma metodologia eficaz e promissora. / This work presents a model to solve the dynamic planning of transmission lines based on heuristics technique. The temporal coupling among decisions is represented by a modification on the equations of the DC load flow model, in which losses in transmission lines are included. This formulation generates an integer optimization problem with coupled variables in the planning period, represented by an expansion parameter. The proposed algorithm solves the problem in a continuous and coupled way, in order to decide the planning of each year, as well as to avoid combinatorial explosion of the integer technique. Information obtained from the Lagrange multiplier and the expansion parameter are used to take decisions. Tests with Brazilian southern and southeastern systems indicate an effective and promising methodology.

Submitted by Geandra Rodrigues (geandrar@gmail.com) on 2017-12-22T14:54:33Z No. of bitstreams: 1 patriciasilvaneves.pdf: 1941458 bytes, checksum: 16ab3b743d0b75134d320f08de292905 (MD5) / Approved for entry into archive by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br) on 2018-01-22T18:33:39Z (GMT) No. of bitstreams: 1 patriciasilvaneves.pdf: 1941458 bytes, checksum: 16ab3b743d0b75134d320f08de292905 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-01-22T18:33:39Z (GMT). No. of bitstreams: 1 patriciasilvaneves.pdf: 1941458 bytes, checksum: 16ab3b743d0b75134d320f08de292905 (MD5) Previous issue date: 2017-08-31 / O presente trabalho apresenta a aplicação conjunta de uma técnica de otimização bioinspirada e de um Algoritmo Heurístico Construtivo (AHC) na resolução do problema de planejamento estático da expansão de sistemas de transmissão de energia elétrica. O algoritmo bioinspirado utilizado é uma versão modificada do Flower Pollination Algorithm (FPA), no qual foi introduzido o operador de seleção clonal, oriundo do Algoritmo de Seleção Clonal (CLONALG), com o objetivo de potencializar o processo de busca local do FPA. A versão modificada proposta neste trabalho foi nomeada de Clonal Flower Pollination Algorithm (CFPA). O CFPA realiza a otimização da expansão de sistemas de transmissão de energia elétrica, determinando, entre um conjunto de linhas (circuitos) de transmissão previamente definidas, quais devem ser construídas de modo a minimizar os custos de investimento e de operação do sistema elétrico, suprindo a demanda prevista para um dado horizonte de planejamento. De modo a aumentar a eficiência do processo de busca pelo CFPA, fez-se o uso de informações provenientes de um Algoritmo Heurístico Construtivo. Tais informações heurísticas são utilizadas na inicialização do CFPA e também na seleção de um conjunto reduzido das rotas mais relevantes à expansão, reduzindo o espaço de busca. Para aferir os resultados da metodologia proposta foram simulados os sistemas Garver, IEEE 24 Barras e o equivalente da região Sul do Brasil. Diante dos resultados, pode-se verificar que tanto a inclusão do operador de seleção clonal quanto as informações heurísticas foram capazes de aumentar a eficiência do FPA na resolução do problema aqui em estudo. / This work presents the application of a bio-inspired algorithm, together with a Heuristic Constructive Algorithm (HCA) in the solution of a power system static transmission expansion planning problem. The algorithm used is a modified version of the Flower Pollination Algorithm (FPA) that includes a clonal selection operator, from the clonal selection algorithm (CLONALG) that aims to improve the FPA local search process. The modified version proposed is entitled Clonal Flower Pollination Algorithm (CFPA). The CFPA realizes the power system transmission expansion planning, that is, it determines between a set of predefined transmission lines (circuits), which of them must be constructed in order to minimize the power systems investments and operation costs, while meeting the forecast demand in a given planning horizon. In order to increase the efficiency of the search process by the CFPA, information from an HCA has been utilized. That heuristic information has been used in the initialization process of the CFPA and also in the selection of a reduced set of most relevant lines candidates to the expansion plan, thus reducing the search space. To evaluate the results of the proposed methodology, the Garver, IEEE 24 Buses and South Brazilian Systems were simulated. Considering the results it can be verified that both the inclusion of the clonal selection algorithm and the heuristic information were able to increase the efficiency of the FPA in solving this problem.

Submitted by Miriam Lucas (miriam.lucas@unioeste.br) on 2018-02-22T17:03:28Z No. of bitstreams: 2 Elias_Emanuel_Benitez_2017.pdf: 4075070 bytes, checksum: ce09c54d8b2b9dd647b8166881114648 (MD5) license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) / Made available in DSpace on 2018-02-22T17:03:28Z (GMT). No. of bitstreams: 2 Elias_Emanuel_Benitez_2017.pdf: 4075070 bytes, checksum: ce09c54d8b2b9dd647b8166881114648 (MD5) license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) Previous issue date: 2017-08-16 / The solution to distribution networks expansion planning problem seeks to establish updates in the system so that it is able to supply the future demand obeying important criteria that represent the quality in the supply. Considering that in recent years the number of distributed generation connected to the system is increasing, contributing to the solution of some problems in the operation such as the high losses, the poor quality in the energy supplied, the low reliability that can be a reality, among others, this article presents a new algorithm to be applied to expansion planning of medium voltage overhead lines and which also has the ability to establish a plan for the connection of distributed generation in the network. Thus, the algorithm operates in two steps. In the first step of operation, a new topology is established for the network, which meets the future demand and respects the technical criteria that are necessary for electricity to be delivered to consumers with quality. In this process, the problem is represented by a nonlinear mathematical model whose objective function seeks to minimize the cost of network expansion and the constraints represent the physical laws that govern the power flow and ensure that future demand will be met with quality. In this operation step, the solution to the problem is constructed in an iterative way, where in each iteration a specialized sensitivity indicator uses the information obtained through the solution of the mathematical model to aid in decision making. This step of the algorithm ends when a radial topology for the system is determined. In the second step, the algorithm performs an evaluation in the established topology to indicate the capacity and the most interesting buses for connection of the Distributed Generation, seeking the best benefit for the operation of the network. In this process, the algorithm also takes advantage of the information obtained through the nonlinear mathematical model for the evaluation. Computacional tests with the new algorithm were performed considering data from systems available in the specialized literature to evaluate their performance. The results obtained through the simulations showed that the algorithm finds excellent solutions and a good convergence time. / A solução para o problema de Planejamento da Expansão de Redes de Distribuição busca por fazer atualizações no sistema para que este seja capaz de suprir a demanda futura obedecendo a critérios importantes que representam a qualidade do suprimento. Considerando que nos últimos anos o número de geração distribuída conectada ao sistema está aumentando, contribuindo para a solução de problemas que envolvem a operação do sistema, tais como, as perdas elétricas, a má qualidade da energia fornecida, a baixa confiabilidade, entre outros, este trabalho apresenta um novo algoritmo para ser aplicado ao problema de planejamento da expansão de linhas aéreas de média tensão e que também tem a capacidade de estabelecer um plano para a conexão de geração distribuída na rede. O algoritmo funciona em duas etapas. Na primeira etapa de execução, uma nova topologia radial é estabelecida para a rede, que atende a demanda futura e respeita os critérios técnicos necessários para que a eletricidade seja entregue aos consumidores com qualidade. Neste processo, o problema é representado por um modelo matemático não linear cuja função objetivo procura minimizar o custo de expansão da rede e as restrições representam as leis físicas que regem o fluxo de potência elétrica e garantem que a demanda futura seja atendida com qualidade, obedecendo aos limites de tensões estabelecidos para as barras e às capacidades de carregamento das linhas. Nesta etapa de execução, a solução do problema é construída de forma iterativa, onde em cada iteração um indicador de sensibilidade especializado usa a informação obtida através da solução do modelo matemático para auxiliar na tomada de decisão. Esta etapa do algoritmo termina quando uma topologia radial para o sistema é determinada. Na segunda etapa de execução, o algoritmo realiza uma avaliação na topologia estabelecida para indicar a capacidade da geração distribuída e a barra do sistema para sua conexão, buscando o melhor benefício para a operação da rede. Neste processo, o algoritmo também aproveita as informações obtidas através do modelo matemático não linear para esta avaliação. Testes computacionais com o novo algoritmo foram realizados considerando sistemas testes disponíveis na literatura especializada para avaliar o seu desempenho. Os resultados obtidos através das simulações mostraram que o algoritmo encontra excelentes soluções em tempos de convergência satisfatórios.

Submitted by Wagner Junior (wagner.junior@unioeste.br) on 2018-09-05T19:37:48Z No. of bitstreams: 8 Nicholas_Eduardo_Lopes_dos_Santos_2018.pdf: 1134120 bytes, checksum: de6da7ce734348755e0ca7b2b4212a63 (MD5) cluster_nodes_16_size_48.csv: 59426 bytes, checksum: f775d4775a1523f204043c946c2d57ac (MD5) cluster_nodes_16_size_200.csv: 236341 bytes, checksum: 40ab39add5f0d778c6539d28c894de41 (MD5) cluster_unit_1_size_48.csv: 5973 bytes, checksum: 6eac99d981bebc23d28c41ac1d577e2c (MD5) cluster_unit_1_size_200.csv: 16244 bytes, checksum: ef59fdb0e49418e1fe6aed35061d3b43 (MD5) cluster_unit_2_size_48.csv: 9118 bytes, checksum: 320e7f72fe0f6e9ffc39e6497b369be1 (MD5) cluster_unit_2_size_200.csv: 37612 bytes, checksum: 189ba1ad3d47ba41af4d26373be61f36 (MD5) license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) / Made available in DSpace on 2018-09-05T19:37:48Z (GMT). No. of bitstreams: 8 Nicholas_Eduardo_Lopes_dos_Santos_2018.pdf: 1134120 bytes, checksum: de6da7ce734348755e0ca7b2b4212a63 (MD5) cluster_nodes_16_size_48.csv: 59426 bytes, checksum: f775d4775a1523f204043c946c2d57ac (MD5) cluster_nodes_16_size_200.csv: 236341 bytes, checksum: 40ab39add5f0d778c6539d28c894de41 (MD5) cluster_unit_1_size_48.csv: 5973 bytes, checksum: 6eac99d981bebc23d28c41ac1d577e2c (MD5) cluster_unit_1_size_200.csv: 16244 bytes, checksum: ef59fdb0e49418e1fe6aed35061d3b43 (MD5) cluster_unit_2_size_48.csv: 9118 bytes, checksum: 320e7f72fe0f6e9ffc39e6497b369be1 (MD5) cluster_unit_2_size_200.csv: 37612 bytes, checksum: 189ba1ad3d47ba41af4d26373be61f36 (MD5) license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) Previous issue date: 2018-05-04 / Fundação Araucária de Apoio ao Desenvolvimento Científico e Tecnológico do Estado do Paraná (FA) / Traditionally, the maximum demand forecast in the planning horizon is used to determine the additions and reinforcements required for the expansion of a distribution system. The alternatives obtained with this model are considered overestimated because it considers a constant demand behavior along the planning horizon. Therefore, the search for a better representation of the demand in the planning models has been carried out, among them, the scenarios reduction based on clustering. This paper presents an analysis about the possibility of obtaining alternatives of expansion of lower cost in the planning of a distribution system representing the demand to be met and the distributed generation that can not be dispatched by more than one level. It is based on a planning model that considers a better representation of the load and generation that is solved through classical optimization techniques. The scenario reduction, used in the model, is based on levels groups that are defined and obtained whith k-means algorithm application. In addition to presenting expansion alternatives for different levels groups, it also shows that the processing times resulting from the combinatorial problem are acceptable. / Tradicionalmente, utiliza-se a demanda máxima prevista no horizonte de planejamento para determinar as adições e reforços necessários para a expansão de um sistema de distribuição. As alternativas obtidas com esse modelo são consideradas superestimadas, pois considera um comportamento de demanda constante ao longo do horizonte de planejamento. Diante disso, a busca por uma melhor representação da demanda nos modelos de planejamento tem sido realizada, dentre elas, a redução de cenários baseada em clusterização. Este trabalho apresenta uma análise sobre a possibilidade de obtenção de alternativas de expansão de menor custo no planejamento de um sistema de distribuição representando a demanda a ser atendida e a geração distribuída não despachável por mais de um patamar. Ela baseia-se em um modelo de planejamento que considera uma melhor representação da carga e da geração que seja resolvido através de técnicas de otimização clássica. A redução de cenários, utilizada no modelo, é baseada em grupos de patamares aos quais são definidos e obtidos com a aplicação do algoritmo k-médias. Além de apresentar alternativas de expansão para diferentes grupos de patamares, também mostra que os tempos de processamento, resultantes do problema combinatorial, são aceitáveis.

Este trabalho trata do UPFC (Unified Power Flow Controller), que corresponde a um dos mais promissores dispositivos FACTS de última geração, pois apresenta a capacidade de controle independente de todos os parâmetros básicos do sistema elétrico de potência (tensão, impedância e ângulo de fase). Com base nos modelos já propostos para representação deste equipamento em regime permanente, é realizada análise e proposta de um modelo que permite uma abordagem prática, para simulação do UPFC em softwares de fluxo de potência comerciais que não possuem modelos dedicados para este dispositivo. São revisitados os conceitos associados ao UPFC, com apresentação dos modelos analisados e seus respectivos parâmetros, assim como os equipamentos instalados e estimativa de custos para implantação. Através de simulações utilizando o modelo de transformador ideal associado à impedância do transformador série e compensador estático, são obtidos os parâmetros para o modelo de injeção de potências e realizadas simulações que demonstram a equivalência entre estes modelos. Finalmente, é realizada a análise de aplicação do UPFC em um sistema de distribuição de alta tensão, onde há forte presença de geração distribuída com sua sazonalidade característica e linhas que realizam a interligação entre diferentes fontes do sistema, havendo a necessidade de controle do fluxo de potência e melhoria dos níveis de tensão em função dos critérios técnicos e aspectos regulatórios. / This work is about UPFC which corresponds to one of the most promising last generation FACTS device, for it presents independent control in all basic parameters of the electrical power system (voltage, impedance and phase angle). Based on models that have already been proposed to represent this equipment in steady state, an analysis has been made and a model that permits practical approach is proposed to simulate the UPFC in commercial power flow softwares that do not yet support this device. The associated UPFC concepts are revisited with the presentation of analyzed models and their respective parameters as well as the installed equipments and cost estimate for implementation. Through simulations using ideal transformer associated to the series transformer impedance and static Var compensator model, parameters are obtained for the power injection model and simulations were run that showed a similarity between these models. Finally, a UPFC application analysis was done for a region of high voltage distribution system, where there is a strong presence of distributed generation typically seasonal and lines which connect different sources of the system, having the necessity of controlling the power flow and improvement of the voltage levels due to the technical criteria and regulatory aspects.