[pt] Com o aumento das interligações elétricas entre países, surgiram vários desafios para reguladores e operadores do setor elétrico desses países. Um dos desafios mais importantes consiste em definir qual o custo pelo uso da transmissão de um país a outro país. O principal problema, neste caso, é que a informação elétrica de um país não está disponível para outros países, o que dificulta a devida alocação internacional pelo uso da transmissão. Este trabalho tem como objetivo analisar possíveis soluções para o problema da alocação de custos pelo uso da transmissão em sistemas multiárea. Para isso, alguns métodos representativos pelo uso da transmissão serão combinados com diferentes técnicas para criar sistemas elétricos equivalentes, representando um país (ou uma área). São analisados os métodos Prorata, divisão proporcional (PS-Proportional Sharing), Zbus e EBE (E-quivalent Bilateral Exchange). Para gerar os equivalentes são considerados os seguintes modelos: equivalente baseado em uma rede otimizada equivalente (ROE), que cria linhas fictícias a partir das barras de fronteira de cada país e das tensões destas barras definidas no caso base; equivalente Ward, em que cada país estabelece seu sistema equivalente com o uso da técnica de fatoração da matriz de admitância nodal e; finalmente, o equivalente REI (Radial Equivalent Indepen-dent), no qual uma rede elétrica é reduzida a um equivalente radial. As análises dos métodos de alocação de custos pelo uso da transmissão junto aos sistemas equivalentes foram realizadas com os sistemas 9 barras e IEEE 24 barras, ambos com três áreas. / [en] With the increase of the electrical interconnections among countries, there were several challenges for regulators and operators in these countries. One of the most important challenges is to define what is the transmission cost usage from one country to another country. The main problem in this case is due to the elec-trical information of one country which is not available to another country, which makes difficult the multiarea transmission cost allocation. The main objective of this dissertation is to examine possible solutions for the multiarea transmission cost allocation problem. To do this, some representative methods for transmission cost allocation will be combined with techniques to create equivalent electrical systems, which will represent a country (or area). The transmission cost allocation methods used are: methods Pro-rata, proportional sharing (PS), Zbus and EBE (Equivalent Bilateral Exchange). To generate the equivalents are considered the following models: equivalent based on an optimized network equivalent (ONE), which creates fictitious lines based on the optimization problem considering the interconnection buses of the frontier of the country and voltage in these buses es-tablished for the base case; The Ward equivalent, in which each country creates an equivalent system based on the internal information of its area and, finally, the REI equivalent (Radial Equivalent Independent), in which the power grid is repre-sented by a radial system. Analyses of those transmission cost allocation methods and equivalent systems were performed for 9 bus and IEEE 24 bus, both with three areas.

[pt] O sistema elétrico brasileiro apresenta características especiais que fazem com que ele se torne diferente dos outros encontrados nos demais países do mundo. Um território de largas dimensões abriga diversas bacias hidrográficas, as quais muitas vezes apresentam comportamentos complementares exigindo um grande intercâmbio energético entre elas, o que ocasionou a construção de uma malha de transmissão de grande porte e muito interligada. Com isto tornou-se necessária a construção de modelos específicos para gerenciar a operação elétrica e energética de todos os componentes do sistema distribuídos ao longo do país. O problema do planejamento da operação de sistemas elétricos é divido em diversas etapas separadas de acordo com o horizonte de estudo, do médio prazo até o despacho horário. Em cada etapa a representação da aleatoriedade das afluências às usinas hidrelétricas e o detalhamento do sistema elétrico é diferente. No planejamento de médio prazo é importante analisar o impacto das secas de longa duração na operação do sistema, a sua probabilidade de ocorrência e a capacidade de regularização plurianual do sistema brasileiro. Nesta fase as usinas hidrelétricas são representadas de forma simplificada através de sistemas equivalentes e existe uma representação detalhada da estocasticidade das afluências através da análise de diversos cenários hidrológicos. Na medida em que o horizonte de estudo diminui, a incerteza sobre as afluências futuras também diminui, porém aumenta a necessidade de uma representação mais detalhada das usinas hidrelétricas, térmicas, recebimentos, pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e rede de transmissão. Este trabalho concentra-se nos modelos de médio prazo que radicionalmente utilizam uma representação por sistemas equivalentes. O objetivo é permitir uma representação híbrida, onde parte do sistema será representado através de reservatórios equivalentes de energia e outra, representada à usinas individualizas o que possibilita um maior detalhamento dos estudos de médio prazo. O acoplamento hidráulico existente entre sistemas equivalentes é revisto e o acoplamento hidráulico de sistemas equivalentes com sistemas à usinas individualizadas originado pela representação híbrida é tratado com detalhe. / [en] The Brazilian electric system presents special characteristics which differs from those in other countries. A huge territory which contains several hydrographical basins with frequently complementary behaviors that demand great energy exchanges around all the geographical areas of the country. This has required the construction of a massive transmission network that is hardly interlinked. For this reason it has been necessary to construct specific models to generate the electric and energy operation for all the system`s components dispersed throughout the country. The operation planning of electrical systems problem is separated into several stages, in accord with the study outline, over a long term until the actual operational programming. At each stage the representational of hydraulic plant inflows and the peculiarities of the electric system are different. In the case of long-term planning it is important to analyze the impact of the long lasting droughts, their probability of occurrence and the multi-year reservoir regulation capacity for the Brazilian system. In this phase, hydroelectric plants are represented in a simplified manner and there are a detailed inflows representation. As the study horizon diminishes, the uncertainty about the future inflows also decreases, therefore increasing the need for a more detailed representation of the hydraulic and thermal plants, small hydraulic plants, interchanges and transmission network. This work concentrates on the long-term models which traditionally employ a representation using equivalen. We create here the possibility of a hybrid representation, where part of the hydraulic plants will be represented by equivalent reservoirs and part will be individually represented by total hydraulic coupling throughout all the systems components.

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 2017-03-20T13:40:45Z No. of bitstreams: 1 wellingtoncarlosdaconceicao.pdf: 4259949 bytes, checksum: 52410bbb422df8d4e80e7f6956efc71e (MD5) / Approved for entry into archive by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br) on 2017-03-21T13:12:55Z (GMT) No. of bitstreams: 1 wellingtoncarlosdaconceicao.pdf: 4259949 bytes, checksum: 52410bbb422df8d4e80e7f6956efc71e (MD5) / Made available in DSpace on 2017-03-21T13:12:55Z (GMT). No. of bitstreams: 1 wellingtoncarlosdaconceicao.pdf: 4259949 bytes, checksum: 52410bbb422df8d4e80e7f6956efc71e (MD5) Previous issue date: 2016-12-12 / O sistema de produção de energia elétrica brasileiro é um sistema hidrotérmico de grande porte com forte predominância de usinas hidrelétricas. O planejamento e operação do sistema é realizado considerando diversos fatores, tais como, estocasticidade das afluências, usinas hidrelétricas em cascata e acoplamento temporal da operação. A resolução deste tipodeproblemaéfeitaconsiderandodiversoshorizontesdeplanejamento. Oplanejamento da operação de médio prazo compreende um período de 5 anos de estudo, e este período é discretizado em base mensal. O presente trabalho apresenta uma metodologia alternativa para resolução do problema de planejamento da operação de médio prazo de sistemas hidrotérmicos utilizando a Programação Dinâmica Estocástica (PDE) com discretização dointercâmbiodeenergiaentreossubsistemas(PDE-INT).Alémdisso, utiliza-seatécnica de sistemas equivalentes de energia e o algoritmo de fechos convexos (convex hull) para obtenção da função de custo futuro a partir dos pontos obtidos pela PDE-INT. Nesta abordagem, para cálculo da política energética, os subsistemas são considerados isolados, e desta forma, as variáveis que compõem o espaço de estados que são discretizadas são a energia armazenada e o intercâmbio líquido entre os subsistemas. Inicialmente, para análise e avaliação da metodologia proposta na resolução do problema de planejamento hidrotérmico, criou-se um sistema tutorial, composto por dois subsistemas. Em seguida, a metodologia foi utilizada considerando todo o sistema elétrico brasileiro, representado por quatro subsistemas ou submercados. Os resultados mostraram que com a técnica de separação dos subsistemas há uma redução significativa no tempo computacional quando comparados com as técnicas tradicionais que utilizam programação dinâmica. Desta forma, a metodologia proposta pode ser utilizada para uma análise rápida e inicial do caso em estudo, servindo como base para estudos e refinamentos posteriores. / The Brazilian power production system is a large scale hydrothermal system with a strong predominance of hydroelectric power plants. The electric power system operation planning must take into consideration several factors, such as uncertainty of the water inflows, hydroelectric plants in cascade and temporal coupling. This problem is solved considering different planning horizon. The long-term operation planning problem is generally solved by a chain of computational models that consider a period of 5 years ahead with monthly discretization. This work presents an alternative strategy to solve hydrothermalsystemsoperationplanningbyStochasticDynamicProgramming(SDP)with discretization of energy interchange between subsystems (SDP-INT). Under the presented approach, the hydroelectric plants are grouped into energy equivalent subsystems and the expected operation cost functions are modeled by a piecewise linear approximation, by means of the convex hull algorithm. Also, under this methodology, the subsystems are solved isolated, but the net energy interchange (export – import) between subsystems is set as a state variable of the cost function, together with the energy storage Initially, for the analysis and evaluation of the proposed methodology applied on solving the hydrothermalplanningproblem, themethodologyisusedinatutorialsystem, composedof two subsystems. Next, a simulation with the whole Brazilian electrical system considering four subsystems is presented. The results have shown that this subsystems separation technique reduces significantly the computation time when compared with the traditional techniques, demonstrating the effectiveness of the proposed methodology. Thus, the proposed methodology can be used for a fast and initial analysis of the case study, serving as a basis for further studies.

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.