Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Elétrica, 2013. / Submitted by Albânia Cézar de Melo (albania@bce.unb.br) on 2013-07-05T12:49:07Z No. of bitstreams: 1 2013_DaviRabeloVianaLeite.pdf: 2424543 bytes, checksum: f1ed114384f02fa117b4b714da185ac0 (MD5) / Approved for entry into archive by Guimaraes Jacqueline(jacqueline.guimaraes@bce.unb.br) on 2013-07-05T13:03:33Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2013_DaviRabeloVianaLeite.pdf: 2424543 bytes, checksum: f1ed114384f02fa117b4b714da185ac0 (MD5) / Made available in DSpace on 2013-07-05T13:03:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2013_DaviRabeloVianaLeite.pdf: 2424543 bytes, checksum: f1ed114384f02fa117b4b714da185ac0 (MD5) / Para a implantação de redes inteligentes deve haver, primeiramente, a substituição dos medidores atualmente instalados por equipamentos dotados de funcionalidades adicionais. No Brasil, esse passo inicial foi dado em decorrência da aplicação de tarifação horária (chamada de “tarifa branca”) para consumidores em baixa tensão. No entanto, apesar de ser estratégico para a disseminação das redes inteligentes no país, há dúvidas sobre a viabilidade econômica de substituir medidores. Nesse sentido, este trabalho avalia se o primeiro passo para implantação de redes inteligentes no Brasil – a troca de medidores – é viável. Para isso, consideram-se três cenários: substituir os medidores de todos os usuários em baixa tensão, trocar apenas dos que optarem pela nova modalidade tarifária ou não ofertar a tarifa branca. Para cada cenário, é calculado o quanto a demanda deve ser diminuída para que a troca de medidores seja minimamente viável. Posteriormente, é feita uma avaliação se a redução calculada é possível de ser alcançada. Considerando que o Brasil é um país grande e diverso, escolheu-se 10 distribuidoras (CEB, Celesc, Celpa, Celtins, Coelce, Copel, Elektro, Eletropaulo, EMG e Sulgipe) e, com base nos cálculos realizados, é eleito o melhor cenário para cada uma delas. Baseado no resultado individual de cada empresa, é escolhido o melhor cenário para o país. Para os cálculos, são reunidas diversas informações acerca das distribuidoras escolhidas e são realizadas estimativas. Como essas estimativas são expectativas de valores futuros, ao final do trabalho realiza-se uma análise de sensibilidade. ______________________________________________________________________________ ABSTRACT / To deploy smart grids, firstly it is necessary to change the electricity meters currently installed for ones with additional features. In Brazil, this first step was given due the application of time of use tariffs (named “white tariff”) on low voltage consumers. However, despite being strategic to roll out smart grid on the country, there are doubts about the economic viability of this exchange of meters. Thus, this study evaluates if the first step to roll out smart grids in Brazil – the exchange of meters – is feasible. In this sense, three scenarios are considered: replace all meters on low voltage level, change only the meters of who opt for the TOU tariff, or do not offer the white tariff. For each scenario, it is calculated how much the demand should be reduced to pay the exchange of the meters. Subsequently, an assessment is made whether the calculated reduction can be achieved. Considering that Brazil is a large and diverse country, 10 utilities were selected (CEB, Celesc, Celpa, Celtins, Coelce, Copel, Elektro, Eletropaulo, EMG and Sulgipe) and, based on the appraisal carried, the best scenario is chosen for each company. Based on the outcome of each individual utility, the best scenario is chosen for the whole country. For this appraisal, much information about the utilities was collected and held various estimates. As these estimates are expectations of future values, in the end of the study a sensitive analysis is carried out to inform how accurate these estimates should be.

Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Elétrica, 2006. / Submitted by wesley oliveira leite (leite.wesley@yahoo.com.br) on 2009-11-12T22:10:36Z No. of bitstreams: 1 dissertacao KENNETH ROSSEVELT SAMPAIO MENDONÇA.pdf: 857605 bytes, checksum: 765b37e60be197f934ae8f3fc6737469 (MD5) / Approved for entry into archive by Lucila Saraiva(lucilasaraiva1@gmail.com) on 2010-03-01T21:57:54Z (GMT) No. of bitstreams: 1 dissertacao KENNETH ROSSEVELT SAMPAIO MENDONÇA.pdf: 857605 bytes, checksum: 765b37e60be197f934ae8f3fc6737469 (MD5) / Made available in DSpace on 2010-03-01T21:57:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 dissertacao KENNETH ROSSEVELT SAMPAIO MENDONÇA.pdf: 857605 bytes, checksum: 765b37e60be197f934ae8f3fc6737469 (MD5) Previous issue date: 2006-05 / O dimensionamento ótimo de unidades de Geração Distribuída é um problema à qual a formulação leva em consideração a redução de perdas nas linhas de distribuição, o controle de tensão, a capacidade (em MW) das unidades respeitando os limites operacionais do sistema. O principal objetivo do processo de dimensionamento é determinar os níveis de potência ativa e reativa a serem inseridas em um sistema de distribuição radial de forma a reduzir suas perdas totais e realizar controle de tensão. Para isto, duas técnicas de programação não linear são implementadas: Método da Aproximação Quadrática e Método de Newton. Primeiramente, são apresentadas as soluções encontradas para redução de perdas em sistemas de distribuição da literatura, trabalhando em carga média. Os testes são realizados em barras escolhidas no início, meio e fim dos sistemas, de forma a observar o comportamento das técnicas de programação não linear utilizadas. A segunda abordagem, leva em consideração novamente os dados da literatura, mas com um enfoque diferente: o controle de tensão. Neste teste é utilizado, junto às técnicas de programação matemática, o Método das Penalidades que penaliza à função objetivo caso as tensões não estejam dentro dos limites determinados. A última abordagem é realizada com sistemas de distribuição criados no intuito de simular situações reais como redes sem ramificações e trabalhando em três níveis de carga: leve, médio e pesado. Os resultados das simulações mostram reduções maciças das perdas para a primeira abordagem, e para a segunda abordagem tem-se o controle de tensão, observanso-se um aumento das perdas totais do sistema para que seja realizado o controle de tensão nos sistemas testados. A principal vantagem da abordagem sugerida é a sua simplicidade de implementação e a sua velocidade de processamento. __________________________________________________________________________________________ ABSTRACT / The optimum sizing of units of Distributed Generation is a problem to which this formulation takes in consideration the reduction of losses in the distribution lines, the voltage control, the capacity (in MW) of the units respecting the operational limits of the system. The main objective of the sizing process is to determine the active and reactive power levels to be inserted in a system of radial distribution in order to reduce its total losses and to carry through voltage control. For this, two techniques of nonlinear programming are implemented: Quadratic Fit Method and Newton’s Method. First, the solutions found for the reduction of losses in distribution systems in the literature are presented, working with medium load. The tests are carried out at chosen bars in the beginning, middle and end of the systems, in order to observe the response behavior of the used techniques with nonlinear programming. The second approach, takes in consideration again the literature data, but with one difference: the voltage control. In this test it is used, together to the techniques of mathematical programming, the Method of the Penalties that penalizes the objective function in the case the voltage is not inside of the defined limits. The last approach is carried with distribution systems created to simulate real situations like feeders without ramifications and working within three load levels: low, medium and high. The results of the simulations show massive reductions of the losses in the first approach, and for the second one when the voltage control is exerted, it is observed an increase of the total losses of the system so that the control of voltage in the tested systems is carried out. The main advantage of the suggested approach is its simplicity implementation and its high processing speed.

Tese (doutorado)—Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Elétrica, 2009. / Submitted by Allan Wanick Motta (allan_wanick@hotmail.com) on 2010-03-22T19:24:47Z No. of bitstreams: 1 2009_FabioStackeSilva.pdf: 2941208 bytes, checksum: 1b0693422d3a90d5772df2a2a4a9d9d5 (MD5) / Approved for entry into archive by Lucila Saraiva(lucilasaraiva1@gmail.com) on 2010-04-07T21:52:50Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2009_FabioStackeSilva.pdf: 2941208 bytes, checksum: 1b0693422d3a90d5772df2a2a4a9d9d5 (MD5) / Made available in DSpace on 2010-04-07T21:52:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2009_FabioStackeSilva.pdf: 2941208 bytes, checksum: 1b0693422d3a90d5772df2a2a4a9d9d5 (MD5) Previous issue date: 2009 / A proposta deste trabalho consiste em sugerir uma nova metodologia que analisa as características do modelo de formação de preços atual, desenhado para trabalhar com a clássica abordagem de formação de preços com a lógica de custos marginais - PM e a metodologia Preço por Oferta PPO, em um mercado de estrutura combinada, que envolve a presença de contratos bilaterais físicos (com fontes convencionais e renováveis) no mercado de longo prazo, negociações no mercado de curto prazo (mercado spot), e no mercado de curtíssimo prazo, também chamado de serviços de suporte de reserva (ou serviços ancilares de reserva). O modelo também fornece sinais econômicos como portfólios de receitas e pagamentos e preços pelos diversos tipos de serviços ofertados, de acordo com o estudo da estratégia de operação do sistema elétrico. Explora a vantagem da coordenação centralizada de um mercado de energia e os potenciais benefícios de usar a estratégia PPO, por meio da estabilidade e previsibilidade dos preços, da adequação financeira (i.e. reconciliação entre pagamentos e receitas) e no menor risco no suprimento das cargas devido à maior estabilidade de preços. Esta metodologia é frequentemente considerada como a melhor alternativa em vários sistemas reais, inclusive o brasileiro. Permite comparar o comportamento das duas metodologias de formação de preços num mercado integrado em diversas operações do sistema. As características previamente mencionadas do modelo permitem aos agentes de mercado planejar seus portfólios pelo conhecimento dos preços dos serviços de eletricidade com várias possibilidades de cenários operativos. Além do mais, do ponto de vista do operador independente do sistema, é possível estimar o impacto de diferentes níveis de negociação bilateral nos contratos de longo prazo convencional e renovável e nos mercados de curto e curtíssimo prazo considerando capacidades de geração e transmissão. Da mesma forma, permite avaliar o impacto nos preços dos mercados garantindo a estabilidade de preços e adequação financeira. Uma formulação matemática detalhada do problema é apresentada mostrando como os preços dos diversos tipos de energia são obtidos através de um processo de integração. Resultados numéricos do modelo utilizando em sistema IEEE e um caso construído a partir da caso real brasileiro comprovam que as características do modelo que o tornam atrativo são a estabilidade nos preços e o fornecimento de índices financeiros que orientam a operação do sistema elétrico pelo operador independente e auxiliam os portfólios de contratação da energia pelos agentes do sistema. ___________________________________________________________________________________ ABSTRACT / The propose is suggest a new methodology that analyses the characteristics of the current energy pricing model draw to work with the classic marginal pricing (MP) and the Pay as Bid (PAB) strategies in a combined market structure involving the presence of long term forward physical bilateral contracts (not financial contracts), renewable energy contracts and short term trades like pool and ancillary reserve services. The model also gives economic indexes such as prices, revenues and payments portfolios by studying the implications of the combined market on the system operation. The purpose of the model is exploiting the advantages of centralized market coordination and the potential benefits of using the PAB pricing strategy like: obtaining less risk in supplying loads, more price stability and financial adequacy. Because of these characteristics, the PAB strategy is currently being considered as an alternative in some actual systems. It is not the focus here to mathematically proof which of the pricing approaches should be followed but instead observing their price behaviour in the combined market. The formulation of the model is an extension of a previous work in terms of including the ancillary reserve market with its characteristics and associated system requirements. The previously mentioned characteristics of the model allow market agents to plan their portfolios by knowing how prices of electricity services interact in several possible operation scenarios. Moreover, from the Independent System Operator (ISO) point of view, it is possible to estimate the impact of different levels of total bilateral trades, pool load and reserve requirements on prices and generation and transmission capacity while enforcing price stability and financial adequacy. A detailed mathematical formulation of the problem is presented showing how prices of energy and reserve services are obtained through the integration process. Numerical results of this model using the IEEE and the case built from the real Brazilian case system proves that the model characteristic which turn its attractive are the establish of value prices and the supply of economic indexes that allow the operation of the system and assist the agents to improve their portfolios.

Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Elétrica, 2009. / Submitted by Larissa Ferreira dos Angelos (ferreirangelos@gmail.com) on 2010-04-12T14:34:11Z No. of bitstreams: 1 2009_PauloAntonioGomesMonteiro.pdf: 1363636 bytes, checksum: 95b03bd811ba58b1ae44fd9269f8d907 (MD5) / Approved for entry into archive by Lucila Saraiva(lucilasaraiva1@gmail.com) on 2010-04-15T00:40:20Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2009_PauloAntonioGomesMonteiro.pdf: 1363636 bytes, checksum: 95b03bd811ba58b1ae44fd9269f8d907 (MD5) / Made available in DSpace on 2010-04-15T00:40:20Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2009_PauloAntonioGomesMonteiro.pdf: 1363636 bytes, checksum: 95b03bd811ba58b1ae44fd9269f8d907 (MD5) Previous issue date: 2009-06-29 / Esta dissertação apresenta resultados sobre critérios para escolha de locais visando à alocação de Unidades de Medição Fasorial (Phasor Measurement Units - PMUs) tomando como base a rede elétrica do Sistema Interligado Nacional (SIN). Adicionalmente, mostra resultados práticos sobre extração de modos dominantes a partir de dados obtidos de algumas PMUs instaladas em algumas universidades brasileiras. Três critérios de alocação de PMUs são analisados visando a obtenção dos locais mais adequados para suas instalações. Os locais são definidos a partir de um conjunto de barras candidatas. O conjunto de barras candidatas é definido através do método de Fatores de Observabilidade aplicado a modos dominantes e através de locais considerados estratégicos para a observação de modos relevantes de baixa frequência. A verificação da adequação dos locais escolhidos é testada através da identificação dos modos dominantes extraídos de curvas que simulam os sinais das PMUs e também da coerência angular entre essas curvas. Simulações são realizadas na rede elétrica do SIN, levando-se em conta um cenário de carga pesada relativo a fevereiro de 2007. Os resultados da identificação confirmam que, em determinados locais, alguns modos importantes são bem observados. Diversos sinais foram utilizados para calcular a coerência angular. Os resultados desta simulação servem como orientação para evitar redundâncias na instalação das PMUs. Considerando apenas o cenário estudado, alguns locais são identificados como adequados para instalação de PMUs. Testes para extração de modos dominantes foram realizados a partir de curvas obtidas em algumas PMUs instaladas em universidades brasileiras. Os resultados destes testes indicam boa qualidade no que diz respeito à identificação de modos de baixas frequências, mesmo para PMUs instaladas na parte de baixa tensão. __________________________________________________________________________________________ ABSTRACT / This dissertation presents results about the criteria aiming the Phasor Measurement Units (PMUs) allocations in an electric power system. The Brazilian Interconnected Power System (BIPS) is used as the test-system. Moreover, practical results calculated from data collected at PMUs installed at some brazilian universities are shown. Three criteria for PMU allocation are analyzed in order to obtain the most appropriate locations for their installations. The sites are defined from a set of candidate buses. These buses are defined according to the Observability Factors method applied to dominant modes and by selection of some locations considered strategic for the observation of low frequency relevant modes. The selected sites suitability is evaluated by identifying the dominant modes extracted from curves that simulate the PMU signals and by the angular coherence between these curves. Simulations are carried out in the BIPS taking into account a heavy load scenario from February 2007. The results of the identification confirm that some important modes are well observed at some places. Several signals were used to calculate the angular coherence. These results were used as a guideline to optimize the PMUs installation. Considering just the scenario studied, some places are identified as suitable for installation of PMUs. Tests to extract dominant modes accomplished from curves obtained from the PMUs installed at some brazilian universities indicated a good quality concerning the low frequency modes identification, even for PMUs installed at the low voltage side.

Dissertação (mestrado)–Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Elétrica, 2009. / Submitted by Shayane Marques Zica (marquacizh@uol.com.br) on 2011-02-25T19:52:57Z No. of bitstreams: 1 2009_SandovaldeAraujoFeitosaNeto.pdf: 1217997 bytes, checksum: fca9f3e98f4f5b30e24917ff2b0bc95b (MD5) / Approved for entry into archive by Luanna Maia(luanna@bce.unb.br) on 2011-03-15T13:30:39Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2009_SandovaldeAraujoFeitosaNeto.pdf: 1217997 bytes, checksum: fca9f3e98f4f5b30e24917ff2b0bc95b (MD5) / Made available in DSpace on 2011-03-15T13:30:39Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2009_SandovaldeAraujoFeitosaNeto.pdf: 1217997 bytes, checksum: fca9f3e98f4f5b30e24917ff2b0bc95b (MD5) / Em sistemas de energia elétrica reestruturados, o serviço de transmissão desempenha papel central no estabelecimento da competição nos setores de geração e comercialização de energia, influenciando decisivamente nas relações comerciais, sendo neste contexto equiparado a um importante agente econômico. Apesar da atual regulamentação de qualidade do serviço de transmissão incentivar a disponibilidade das instalações de transmissão, a metodologia atual não prevê a captura das contribuições das indisponibilidades do serviço para a operação do sistema elétrico. O presente trabalho faz uma análise do setor elétrico brasileiro e neste contexto aprofunda o estudo do modelo atual da regulação técnica e econômica da transmissão no Brasil, propondo, no âmbito da atual metodologia de regulação da qualidade do serviço público de transmissão, métrica discriminatória a ser incorporada na atual metodologia de desconto da Receita Anual Permitida (RAP). O Trabalho também avalia os impactos resultantes da redução da Capacidade de Transferências Disponíveis (ATC – Available Transfer Capability) do sistema e a elevação do Uso das instalações de transmissão baseado no princípio dos Intercâmbios Bilaterais Equivalentes (EBE – Equivalent Bilateral Exchange), ocasionados pelo atraso na entrada em operação comercial das obras do Programa Determinativo da Transmissão. _______________________________________________________________________________ ABSTRACT / In power systems restructured transmission service plays a central role in the establishment of competition in the sectors of generation and energy trading, influencing decisively in business. In this context the Transmission Service must be treated as an important economic agent. In despite of the fact that the current quality regulatory of transmission service encourages the availability of transmission facilities, the methodology does not provide the capture of the contributions of the unavailability of the service for to operation of electric system. This work analyzes the Brazilian electricity sector and in this context deepens the study of the current model of economic and technical regulation of transmission service, and proposes under the current methodology to regulate the quality of public service transmission, a discriminatory metric to be incorporated into the current methodology of the Allowed Annual Revenue (AAR) discount. This work also examines the impacts resulting from the reduction of Available Transfer Capability (ATC) for the system and increase the use of transmission facilities based on the principle of Equivalent Bilateral Exchanges (EBE - Bilateral Equivalent Exchange), caused by the delayed entry into commercial operation of the construction of program determinative of transmission.

Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Elétrica, 2009. / Submitted by Jaqueline Ferreira de Souza (jaquefs.braz@gmail.com) on 2011-06-04T13:25:14Z No. of bitstreams: 1 2009_EdisonCarlosdosSantos.pdf: 2701654 bytes, checksum: 04f446350e840ad0261c8750bd0feaa7 (MD5) / Approved for entry into archive by Jaqueline Ferreira de Souza(jaquefs.braz@gmail.com) on 2011-06-06T12:26:02Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2009_EdisonCarlosdosSantos.pdf: 2701654 bytes, checksum: 04f446350e840ad0261c8750bd0feaa7 (MD5) / Made available in DSpace on 2011-06-06T12:26:02Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2009_EdisonCarlosdosSantos.pdf: 2701654 bytes, checksum: 04f446350e840ad0261c8750bd0feaa7 (MD5) / O presente trabalho apresenta um método simples e rápido para identificar a melhor localização de unidades de geração distribuída em sistemas de distribuição radiais, visando minimizar as perdas técnicas. O método proposto realiza um estudo de sensibilidade das barras que compõe o sistema de distribuição, de forma a avaliar o comportamento das perdas ativas totais da rede. Para isso, utiliza-se o ITL (Incremental Transmission Losses), que indica a sensibilidade da mudança das perdas ativas totais em função da variação incremental da potência ativa injetada em cada uma das barras do sistema analisado. Os coeficientes formados por esta relação indicam as barras mais susceptíveis a receber uma unidade de GD. Para solução do fluxo de carga pelo método de Newton-Raphson e determinação dos coeficientes de sensibilidade das perdas, conhecidos como ITL, se utiliza de programação em MATLAB® e do pacote MATPOWER® como ferramentas computacionais. Os resultados obtidos das simulações nos sistemas radiais de 5, 33 e 69 barras, clássicos da literatura, comparados com os originados da aplicação do método de varredura de todas as barras, mostram que com apenas uma simulação obtém-se a classificação, dentre as barras candidatas, daquelas que apresentam os menores valores de perdas totais do sistema. Assim, com este método proposto, tem-se, tanto uma redução significativa do tempo de processamento, quanto um aumento das alternativas de localização da GD para o estudo de viabilidade do empreendimento. _______________________________________________________________________________ ABSTRACT / This study presents a simple and rapid method to identify the best location of generation units distributed in radial distribution systems, with the aim to minimize technical losses. The proposed method carried out a study of the sensitivity of the buses comprising the distribution system, to evaluate the behavior of the total losses of the network. This involved the use of the ITL (Incremental Transmission Losses) index, that indicates the sensitivity of changes in total active losses to incremental variations in active power injected in each one of the buses of the analysed system. The coefficients produced by this ratio indicate the buses that are most susceptible to receiving a unit of GD. To determine the power flow with the Newton-Raphson method, and to determine the loss sensitivity coefficients, known as ITL, MATLAB® and MATPOWER® were used as computational tools. The results obtained from simulations in 5, 33 and 69 bus radial systems, classic in the literature, compared with those produced by the all-bar scanning method, show that with a single simulation, a ranking is obtained of the potential buses presenting the lowest total loss values for the system. Thus, the method proposed not only significantly reduces processing time, but also increases the GD location alternatives in feasibility studies.

Tese (doutorado)—Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Elétrica, 2013. / Submitted by Albânia Cézar de Melo (albania@bce.unb.br) on 2013-08-15T13:49:55Z No. of bitstreams: 1 2013_HugoLamin.pdf: 8070127 bytes, checksum: f6649d08b081c50e4a5c97b38e529fb0 (MD5) / Approved for entry into archive by Guimaraes Jacqueline(jacqueline.guimaraes@bce.unb.br) on 2013-08-15T14:55:25Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2013_HugoLamin.pdf: 8070127 bytes, checksum: f6649d08b081c50e4a5c97b38e529fb0 (MD5) / Made available in DSpace on 2013-08-15T14:55:25Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2013_HugoLamin.pdf: 8070127 bytes, checksum: f6649d08b081c50e4a5c97b38e529fb0 (MD5) / Redes inteligentes referem-se à inserção de novas tecnologias e de elementos digitais no setor elétrico, em especial no segmento de distribuição. Elas constituem em maiores automação e eficiência na prestação dos serviços de eletricidade. Os benefícios das redes inteligentes são diversos e espalham-se por toda a sociedade, abrangendo tanto distribuidoras quanto consumidores, além de ganhos transversais ao setor elétrico. A implantação de redes inteligentes mostra-se uma oportunidade para combater alguns dos roblemas verificados no setor elétrico brasileiro: perdas não técnicas, baixa confiabilidade (interrupções no fornecimento) e outros tipos de ineficiências. Como redes inteligentes envolvem implantações em grande escala e custos elevados, torna-se relevante uma avaliação acerca do nível de intervenção de uma política pública e(ou) de um regulamento. É neste ponto que se mostra oportuna a realização de uma Análise de Impacto Regulatório - AIR. Esse tipo de análise apresenta uma avaliação antecipada dos impactos de regulamentos novos ou alterados. Logo, o objetivo deste trabalho é apresentar custos e benefícios relacionados à implantação de redes inteligentes no Brasil. Trata-se de uma AIR em que são estimados gastos com equipamentos e infraestrutura de medição, telecomunicações, automação e Tecnologia da Informação - TI. Também são avaliados ganhos em nove categorias de benefícios. A análise utiliza informações de custos e benefícios de dezenas de países. São levantados seis possíveis cenários de implantação para o Brasil e os resultados consideram o Valor Presente Líquido - VPL da sequência anual de custos e benefícios. ______________________________________________________________________________ ABSTRACT / Smart grids consist of the insertion of new technologies and digital devices in power systems, particularly in the electricity distribution segment, leading to a higher level of automation and efficiency in power supply. The benefits of smart grids are spread throughout the society, including both utilities and consumers, and its outcomes can be perceived beyond the power sector. In theory, smart grids represent an opportunity to solve some of the major problems in the Brazilian electricity sector: non-technical losses, reliability issues (supply outages) and other inefficiencies. However, since smart grids involve large-scale deployments and high costs, an assessment of government intervention level - via public policy or regulation - is imperative. At this point, Regulatory Impact Analysis - RIA shows itself as an appropriate tool in order to provide the decision maker with a previous impact assessment of a new regulation or changes in current regulatory status. Therefore, the main purpose of this thesis is to estimate and analyze costs and benefits related to smart grids implementation in Brazil. The assessment of costs includes equipment and infrastructure of metering devices, telecommunications, automation and Information Technology. As for the benefits, nine categories are created to comprise economic, environmental and technical gains. Several different countries experiences and data provide a background for the study. Scenario planning led to six possible deployment options for Brazil and their outputs are examined via the Net Present Value - NPV of annual costs and benefits.

Made available in DSpace on 2018-08-02T00:01:06Z (GMT). No. of bitstreams: 1 tese_7270_Alcebíades Rangel Bessa20170703-94029.pdf: 9320864 bytes, checksum: 6dd28a316eb1f15d51b9ad0ba183d8d7 (MD5) Previous issue date: 2015-06-22 / Este trabalho apresenta o estudo de modelagem do sistema elétrico em 500kV interligando as subestações de Mesquita e Viana II, avaliando a regulação de tensão na subestação de Viana II com a aplicação do dispositivo SVC. Primeiramente são apresentadas as principais características dos compensadores de reativos em sistemas elétricos, destacando o dispositivo SVC. Em seguida, é mostrada a área de estudo que interliga as subestações de Mesquita e Viana II, com suas características elétricas de fluxo de potência no cenário para o ano de 2015. A partir destas informações este sistema é modelado no programa de transitórios eletromagnéticos PSCAD/EMTDC. A modelagem do sistema elétrico, bem como dos cenários de operação apresentados foram baseados em dados técnicos obtidos junto ao ONS. A partir do sistema modelado no PSCAD/EMTDC é desenvolvido o dispositivo SVC para estabilização da tensão da subestação de Viana II em sua barra de 500kV no cenário de 2015 e também para a projeção de crescimento de carga até o ano de 2021. A principal contribuição desta dissertação está na modelagem do sistema elétrico do SIN e do dispositivo SVC no software PSCAD/EMTDC, bem como na análise das vantagens obtidas com a implementação deste na subestação de Viana II.

Orientador: Takaaki Ohishi / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Eletrica / Made available in DSpace on 2018-07-21T15:13:55Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Fracaro_AlcidesVitor_M.pdf: 7705075 bytes, checksum: ae14250dc5a4037852660d3e5a7be44c (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: Esta dissertação de mestrado apresenta uma metodologia de resolução do Problema de Planejamento de Curto Prazo de Sistemas Hidrotérmicos Predominantemente Hidráulicos com Restrições de Segurança. A metodologia desenvolvida resolve o problema através da utilização de uma Abordagem Híbrida, a qual combina a simulação do sistema hidráulico com a otimização do sistema elétrico para cada intervalo de tempo do horizonte de curto prazo, considerando detalhadamente a operação dos sistemas hidráu.lico, térmico e de transmissão, atendendo a demanda global de carga, satisfazendo as restrições de segurança e, ao longo do horizonte cumprindo as metas energéticas estabelecidas pelos planejamentos de longo e médio prazos. No desenvolvimento do otimizador do sistema elétrico, e da coordenação da operação hidráulica com a operação elétrica utilizam-se as técnicas de Continuação / Abstract: This work presents a resolution method for the problem of short term hydrotermal scheduling for hydro-dominated power systems with security constraints. The method developed solves this problem through the hybrid approach, which combines a hydraulic system simulation with an electrical system optimization for each hour during the short term horizon. The operational constraints of the hydraulic, termic and transmission systems are represented in great detail, attending the global load, satisfying the security constraints. Energetic constraints must be satisfied too. In the development of the optimizer of the electric system and in the coordenation of the hydraulic operation with the electric operation, the Continuation Method is used. / Mestrado / Mestre em Engenharia Elétrica

Orientador: Takaaki Ohishi / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Eletrica / Made available in DSpace on 2018-07-21T16:28:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Lima_WagnerdaSilva_M.pdf: 5677949 bytes, checksum: 437946d8fba0db82e7658308303d8909 (MD5) Previous issue date: 1996 / Resumo: A habilidade de prever precisamente a carga do sistema é vital ao planejamento e operação eficiente, econômica e segura de um sistema de potência. Este trabalho investiga a utilização de redes neurais artificiais para previsão de carga no período de demanda de ponta a curto e curtíssimo prazos. Dois algoritmos de previsão são testados e avaliados com relação a precisão e esforço computacional. Uma análise da influência de dados climáticos sobre a carga é realizada. Procurou-se encontrar uma arquitetura compacta e robusta que pudesse levar em consideração a sazonalidade da carga anual, sem comprometer a precisão da previsão. o primeiro algoritmo (MWS) utiliza os dados dos últimos dez dias típicos para previsão do perfil de maneira estática e dinâmica. O segundo algoritmo (AAS) utiliza os dados históricos do ano anterior para previsão do ano vigente (previsão estática e dinâmica). O algoritmo MWS com previsão dinâmica obteve os melhores resultados para os horizontes de dez minutos (curtíssimo prazo) à frente, uma e 24 horas à frente. Várias dificuldades foram encontradas para considerar a entrada e saída do horário de verão. Apenas a variável temperatura máxima foi a mais significativa em termos de variáveis climáticas. A escassez de dados climáticos mais consistentes no final da tarde impediram uma avaliação mais completa da influência das condições climáticas na previsão. Os resultados obtidos demonstraram um bom desempenho das redes neurais com erro médio percentual absoluto em tomo de 2% para os três horizontes previstos / Abstract: The ability to accurately predict the system load is vital to the efficient, economic, and secure operation and planning of a power system. This work investigates the use of artificial neural networks for short and very short-term load peak demand forecasting. Two forecasting algorithms are tested and evaluated based on their precision and computational load. The influence of weather conditions on load demand is investigated. We sought a robust and compact topology which considers annual load sazonality, in order to preserve the forecast precision. The algorithm (MWS) uses data from the last 10 typical days to forecast the load peak demand profile with static and dynamic methods. The second algorithm (AAS) uses historical data from the previous year's load and weather database to forecast current year using static and dynamical methods. The MWS algorithm with dynamic forecasting yields the best 1000peak demand forecasting results for 10 minutes (very short-term forecasting), 1 and 24 hours ahead. The maximum temperature is the most significant weather variable. Scarce consistent evening weather data prevent a more complete evaluation of the influence of weather conditions on load forecasting. -The results show good performance of neural networks with around 2% mean percent absolute error for forecasts on the three horizons evaluated. / Mestrado / Mestre em Engenharia Elétrica