Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. / Made available in DSpace on 2012-10-23T02:05:42Z (GMT). No. of bitstreams: 1 239912.pdf: 2357297 bytes, checksum: 609739dabaa3016b24068e515a4ea9ad (MD5) / O planejamento da operação de curto prazo tem como objetivo principal estabelecer as estratégias individuais de geração das usinas que minimizam o custo total de operação esperado. Esse problema é caracterizado por ser de natureza linear (as não-linearidades associadas a esse tipo de problema, como, por exemplo, a função de produção das usinas hidrelétricas, são modeladas de forma linear), estocástico e de grande porte, o que requer a aplicação de métodos de otimização estocástica à estrutura do problema de modo a propiciar a apuração eficiente dos resultados com um tempo computacional aceitável. Nesse contexto, este trabalho tem como foco principal analisar, de forma comparativa, o desempenho de diferentes metodologias de otimização estocástica quando aplicadas ao problema de curto prazo. A primeira estratégia é composta pela representação do modelo estocástico por meio de um único modelo de Programação Linear. Por sua vez, as duas outras estratégias fazem uso de métodos de decomposição: a Programação Dinâmica Dual Estocástica - PDDE e a Relaxação Lagrangeana Estocástica - RL. A PDDE é a metodologia utilizada para o problema em destaque no caso brasileiro. Este trabalho utiliza uma configuração hidrotérmica baseada em dados reais, respeitando as premissas básicas dessa etapa do planejamento, o que possibilitou uma análise coerente dos resultados no tocante à qualidade das soluções e desempenho computacional das metodologias. Análises de sensibilidade do problema no que diz respeito ao tamanho dos cenários utilizados, características da demanda e modelo da função de produção das usinas hidrelétricas também são apresentadas.

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. / Made available in DSpace on 2012-10-24T03:35:30Z (GMT). No. of bitstreams: 1 256458.pdf: 2144386 bytes, checksum: 694f3f891caebd830262120e79a64967 (MD5) / O problema do planejamento da operação energética do Sistema Interligado Nacional (SIN) é bastante peculiar devido, especialmente, à sua dimensionalidade e a grande participação de geração hidrelétrica. A participação majoritária de recursos hídricos exige um planejamento bastante minucioso, uma vez que a capacidade de armazenamento dos reservatórios é limitada e, portanto, a disponibilidade futura de energia dependerá da operação dos reservatórios e das vazões afluentes futuras. Devido às complexidades do problema, no Brasil optou-se por separar os estudos de planejamento da operação energética em etapas de médio prazo, curto prazo e programação diária. O foco deste trabalho é o médio prazo # Planejamento Anual da Operação Energética (PAOE), cujo objetivo consiste em estabelecer estratégias de médio prazo para a operação, por meio da análise das condições de atendimento a demanda no horizonte de estudo. Este trabalho apresenta, então, as metodologias utilizadas no estudo do PAOE realizado no Brasil, como por exemplo, a representação por Reservatório Equivalente de Energia (REE), o modelo AutoRegressivo Periódico (ARP) e a Programação Dinâmica Dual Estocástica (PDDE). Com essas metodologias desenvolveu-se uma plataforma computacional que permite alterar algumas configurações adotadas no Brasil e, assim, analisar as conseqüências nos resultados do PAOE. O principal objetivo deste trabalho é avaliar o efeito no PAOE da representação por REE, quando agregado por Subsistema ou por Cascata; adicionalmente, são analisadas alterações no modelo ARP, na árvore de cenários e no horizonte de estudo. Dessa forma, a partir dos estudos de casos pôde-se concluir que os resultados do REE por Cascata apresentaram maior consistência nos estudos de casos, e que a redução no horizonte de estudo não compromete a política de operação, entre outros aspectos importantes do PAOE. Destaca-se que os casos em que o REE foi agregado por Cascata exigiu um tempo de processamento três vezes maior que o caso equivalente com REE por Subsistema. The Interconnected Brazilian Power System#s operation planning problem is very unique, due to its dimension and high participation of hydroelectric power plants. As a consequence of the latter, it is necessary to perform a very precise hydrothermal scheduling because the reservoirs capacity are limited and, therefore, the energy availability depends on how the reservoirs are operated and the future inflows. Due to the problem#s complexity, the Brazilian hydrothermal scheduling is divided into three stages: long-term, short-term and daily operation programming. This work is focused on the Long-Term Operation Planning (LTOP), which aims to determine an optimal operational strategy through the analysis of the energy market and load supply conditions over the planning period. This work presents the methodologies used in the Brazilian LTOP problem, such as: Energy Equivalent Reservoir (EER), Periodic AutoRegressive (PAR) model and the Stochastic Dual Dynamic Programming (SDDP). In this work, it was implemented a computational platform using the methodologies listed above, in which the user is able to set up different configurations in order to analyze the impact on the LTOP results. This dissertation aims to evaluate de consequences on the LTOP results when the EER is aggregated per Subsystem and per Cascade. Additionally, different configurations for the PAR model, scenario tree and planning horizon are studied. The results obtained in this work indicate that the EER per Cascade presents a more consistent result in the study cases and reducing the planning horizon does not compromise the operational policy, in addition to other important aspects. It is important to point out that the EER per Cascade configuration required three times more running time than when the EER were aggregated per Subsystem.

Tese (doutorado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, Florianópolis, 2009. / Made available in DSpace on 2012-10-24T06:48:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 274951.pdf: 850940 bytes, checksum: 0aa906e08420972dfbacec01d09330dc (MD5) / Viabilizar a expansão da geração, ao mínimo custo e dentro de critérios rígidos de confiabilidade, é o maior desafio de planejadores e reguladores de sistemas de energia elétrica desverticalizados. Em um mercado com múltiplos agentes, coordenar os sinais econômicos e propiciar um ambiente regulatório e de mercado que sejam estáveis e previsíveis é fundamental para atrair investimentos em nível e custo adequados para a expansão do setor. Quando o preço de curto prazo é utilizado como único indutor dos investimentos - modelo denominado de mercado de energia elétrica puro - é esperado que este preço seja insuficiente para sinalizar adequadamente a necessidade de geração adicional, fato agravado em sistemas de energia elétrica com predominância de geração hidrelétrica. Para corrigir estas deficiências, faz-se necessário complementar a sinalização econômica por meio do que se convencionou denominar mecanismos de capacidade. Os diversos mecanismos de capacidade propostos na literatura, quando corretamente calibrados, produzem o mesmo resultado estático de um mercado de energia elétrica puro, porém com distintas propriedades dinâmicas. Neste trabalho, propõe-se uma discussão acerca de arquiteturas de mercado para sistemas de energia elétrica com predominância de geração hidrelétrica, visando a sustentabilidade da expansão. Particular atenção é dispensada ao estado da arte em mecanismos de capacidade, para o qual se propõe um modelo de simulação dinâmica que considera o comportamento estratégico de geradores entrantes e a competição entre eles, num ambiente de incertezas no crescimento da demanda e na afluência, possibilitando a avaliação do desempenho dinâmico.

Tese (doutorado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica / Made available in DSpace on 2012-10-22T08:30:09Z (GMT). No. of bitstreams: 1 228642.pdf: 1856415 bytes, checksum: 65ffbf835d0ba0343849344fda67a43b (MD5) / Em décadas recentes, a indústria de energia elétrica submeteu-se às mudanças organizacionais drásticas, procurando, de um modo ou de outro, alcançar o paradigma da desregulamentação, adotando alguns princípios básicos, entre os quais, a abertura do mercado para novos participantes, a introdução da competição na geração, a livre escolha por parte dos consumidores e a desverticalização das atividades da transmissão, da distribuição e da geração. Dentro do contexto da competição na geração, um interesse relevante é relacionado à capacidade dos geradores em um ambiente de mercado manipular preços e níveis da produção como uma maneira de aumentar seus lucros acima de níveis considerados normais, ou seja, exercerem poder de mercado. Nesse sentido, este trabalho tem como foco principal a análise de um mercado associado a um sistema hidrotérmico com predominância de geração hidrelétrica, baseado em ofertas da geração e da demanda. A formação de preços desses sistemas apresenta algumas dificuldades quando comparada a sistemas termelétricos, devido ao seu acoplamento temporal e às incertezas das afluências ao sistema. Este trabalho propõe um modelo multiestágio capaz de descrever como a decisão de turbinamento de um gerador hidrelétrico é influenciada pelo nível atual do armazenamento de seu reservatório e por seu lucro previsto no futuro. A fim de tratar desse problema, a teoria clássica de equilíbrio de mercado é usada com a finalidade de construir um modelo capaz de emular o comportamento de um gerador hidrelétrico formador de preço. O modelo proposto usa a programação dinâmica estocástica (PDE) e é aplicado a uma configuração realista do setor elétrico brasileiro (SEB). Por meio dessa aplicação identifica-se como o gerador oligopolista exercita o poder de mercado e como os reguladores podem mitigar essa prática. Este trabalho mostra que as incertezas associadas ao processo de decisão: previsão de afluências, elasticidade da demanda, além do nível apropriado de contratação da demanda, podem reduzir consideravelmente o poder de mercado dos geradores hidrelétricos (oligopolistas). Os resultados deste estudo podem ser úteis para o órgão regulador do mercado na identificação de mecanismos de mitigação do poder de mercado e de utilidade para o próprio gerador. Portanto, este trabalho realiza um estudo formal do Poder de Mercado em sistemas hidrotérmicos com predominância de geração hidrelétrica, levando-se em consideração a obrigação de contratação da demanda em um nível apropriado e a possibilidade de oferta de demanda (DSB) como mecanismos regulatórios para a mitigação dessa prática anticompetitiva.

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. / Made available in DSpace on 2013-03-04T18:10:06Z (GMT). No. of bitstreams: 1 307739.pdf: 4146103 bytes, checksum: 1e9ed4d69c9fef1df1286c457c2a1fe8 (MD5) / O problema do Planejamento da Operação Hidrotérmica de Médio Prazo consiste em quanto despachar de cada usina hidrelétrica e termelétrica em sistemas hidrotérmicos, de modo que a demanda por energia seja atendida ao menor custo total esperado de operação em um dado horizonte de estudo. Contudo, a política de operação obtida em termos de valor esperado pode não corresponder a uma operação segura do sistema, uma vez que condições adversas de operação não são enfatizadas na modelagem do problema. Assim, a fim de se tentar melhorar a segurança da operação do sistema hidrotérmico, metodologias de aversão a risco podem ser incluídas na modelagem do mesmo. Dessa maneira, este trabalho utiliza uma estratégia de modelagem baseada na combinação convexa do Conditional Value at Risk e do custo de operação esperado, além de outra baseada no critério de zonas de segurança do caso brasileiro, denominada de Método CAR, para se calcular políticas de operação com aversão a risco para o problema utilizando o método da Programação Dinâmica Dual Estocástica. Estas políticas são simuladas por um conjunto de cenários sintéticos de afluências e, por conseguinte, os resultados provenientes das mesmas são comparados. Observa-se que as políticas da metodologia baseada no CVaR proveem melhores resultados que as da CAR em basicamente três casos com distintas condições iniciais. Ademais, as políticas CAR provêm maior risco de déficit que as próprias políticas obtidas sem aversão a risco. Este trabalho também demonstra que uma extrema aversão a risco na modelagem CVaR pode produzir políticas bastante conservadoras que armazenam energia a usá-la para evitar níveis de déficit do sistema eletro-energético. Por fim, as performances computacionais de todos os algoritmos em todos os casos analisados são avaliadas. / The long-term hydrothermal scheduling problem consists in how much to dispatch of each hydro and thermal plant in hydrothermal systems, in order that the demand for electric energy is met at lowest expected operation cost in a planning horizon. However, the value of expectation may not correspond to a safe operation of the hydrothermal system, and to improve this, risk-aversion approaches are included in the problem modeling. So, this dissertation uses a modeling strategy based on a convex combination of Conditional Value at Risk (CVaR) and expected operation cost, and a minimum zone curve (minzone) based on Brazilian Risk Aversion Curve (CAR) approach in Stochastic Dual Dynamic Programming method to compute risk-aversion operation polices for a specific long-term hydrothermal scheduling problem. These policies are simulated by a set of synthetic inflow scenarios and their results are evaluated and compared. The policies of CVaR based approach show better results than the CAR policies in three cases with different initial conditions. Moreover, the CAR policy provides more energy shortages then a risk-neutral SDDP policy. This work also demonstrates that an extreme risk-aversion of CVaR modeling can produce very conservative polices, in which prefer to keep hydro-energy in reservoirs to avoid shortages of electric-energy system. Finally, the computational performance of all algorithms is evaluated for all analyzed cases.

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina. Centro Tecnologico / Made available in DSpace on 2013-07-15T21:05:26Z (GMT). No. of bitstreams: 0Bitstream added on 2016-01-08T17:05:11Z : No. of bitstreams: 1 84641.pdf: 2093419 bytes, checksum: 7b0124c376b856c1e274b7bb87655964 (MD5) / Na operação de um sistema de potência, podem ocorrer eventos que o conduzam a um estado onde existam violações nos limites de tensão das barras e/ou fluxos de potência nas linhas de transmissão. Nestas situações, o operador deve exercer ações de controle corretivo, as quais consistem em ajustes nas variáveis de controle adequadas para cada situação. Este trabalho apresenta um algoritmo baseado no método de projeção ortogonal, cujo objetivo é a eliminação das violações nas magnitudes de tensão das barras do sistema. Busca-se determinar a mínima variação em determinados controles do sistema de potência, tal que os limites naquelas variáveis sejam observados. O problema é formulado em termos da determinação da solução de uma seqüência de sistemas de equações lineares subdeterminadas ou, se para estes não existir solução viável, sobre determinado. Cada sub-problema desta seqüência é alternada com a solução das equações não lineares que apresentam a rede elétrica. São utilizadas matrizes de sensibilidade derivadas das equações linearizadas do fluxo de potência AC, e fatores de ponderação. Tais fatores são necessários para enfatizar ou inibir, quando necessário, a influência de certas variáveis de controle no processo de convergência. Resultados númericos são apresentados para avaliar o desempenho da técnica proposta em termos de precisão, rapidez e confiabilidade para aplicação em sistemas de potência.

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnologico. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica / Made available in DSpace on 2013-07-15T21:15:41Z (GMT). No. of bitstreams: 0Bitstream added on 2016-01-08T19:32:26Z : No. of bitstreams: 1 101719.pdf: 58447211 bytes, checksum: 918c8d981f409f5e0fc58cd5c5469975 (MD5) / Análise do comportamento de equipamentos elétricos de potência, visando o planejamento de sistemas ou a avaliação do desempenho dos mesmos. Os algoritmos desenvolvidos baseiam-se nos processos de Markov e calculam a periodicidade para as manutenções preventivas mínimas e predizem o tempo médio entre falhas para sistemas com vários equipamentos distintos.

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. / Made available in DSpace on 2013-07-16T00:05:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 221027.pdf: 7462608 bytes, checksum: bc0799a9312cca50d35a1c00705b7c30 (MD5) / As perdas no núcleo e enrolamentos de transformadores levam a um aumento nas temperaturas internas destes equipamentos. Este aquecimento deve ser monitorado, a fim de evitar envelhecimento precoce no isolamento de papel

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico. Programa de Pós-graduação em Engenharia Elétrica, Florianópolis, 2013 / Made available in DSpace on 2013-12-05T23:09:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 320340.pdf: 4728124 bytes, checksum: f565545d005dbe8a140c1bec0e37ee70 (MD5) Previous issue date: 2013 / Na modernização dos sistemas elétricos, alguns conceitos inseridos no contexto de redes elétricas inteligentes tem se destacado. Um destes conceitos é o de Medição Fasorial Sincronizada, que permite a obtenção de medidas elétricas de tensão e corrente, com informações de magnitude e fase, obtidas em altas taxas de aquisição e referenciadas na mesma base de tempo, cuja representação é dada por sincrofasores. Esta característica permite o monitoramento da dinâmica de sistemas elétricos, criando um novo paradigma para o monitoramento e controle da operação em tempo real. Na Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC), no âmbito do projeto MedFasee, implementou-se um Sistema de Medição Fasorial Sincronizada instalado nas redes de baixa tensão do Brasil. O sistema é composto, atualmente, por 22 pontos de medição, instalados em universidades parceiras, e um concentrador de dados instalado na UFSC. Por meio deste sistema monitora-se o desempenho dinâmico do Sistema Interligado Nacional (SIN) sujeito aos inúmeros eventos que o afetam diariamente. Alguns são imperceptíveis aos consumidores, causando apenas pequenas alterações em grandezas elétricas. Outros causam grandes impactos, levando a interrupções de carga, perda de geração e até mesmo blecautes, que resultam em prejuízos financeiros e sociais elevados. A rápida caracterização de eventos pode auxiliar a operação nestas condições, acelerando o diagnóstico e proporcionando uma visão global do problema ao operador. No presente trabalho são abordadas a detecção, a identificação e a localização destes eventos. Para isso, inicialmente são descritas as características dos sistemas de monitoramento de sistemas de energia elétrica e de sistemas de medição fasorial sincronizada, discorre-se sobre o fenômeno de propagação de ondas eletromecânicas e são ilustrados os aspectos dos principais tipos de eventos que ocorrem em sistemas de energia elétrica. São descritas três metodologias que fornecem sinais adequados à detecção de eventos por meio da ultrapassagem de patamares preestabelecidos. Terminada a detecção, passa-se para a etapa de identificação de eventos, onde são classificados em perda de geração, interrupção de carga e evento local. Depois disso, é estimada a localização dos eventos sistêmicos por meio de metodologia que considera os atrasos de tempo de propagação e as coordenadas geográficas das PMUs. As metodologias são testadas em simulações e em casos reais. Os resultados demonstram que, para este tipo de análise os modelos devem representar o fenômeno de propagação de ondas eletromecânicas e, em casos reais, é viável estimar a localização de eventos sistêmicos <br> / Abstract: With the modernization of electrical power systems, some concepts of smart grids have been highlighted. Synchronized Phasor Measurement Systems is one of these oncepts, which allows obtaining electrical measurements of voltage and current, with magnitude and phase information, obtained at high acquisition rates and referenced to the same time base, whose representation is denominated by Synchrophasors. This feature allows the monitoring of the dynamics of electrical power systems, creating a new paradigm for the monitoring and control of real-time operation. The Federal University of Santa Catarina (UFSC), under the project MedFasee, implemented a Synchronized Phasor Measurement System (SPMS) installed in low voltage networks in Brazil. The system consists currently of 22 measuring points installed at partner universities, and a data concentrator installed at UFSC. Through this system, the dynamic performance of Brazilian Interconnected Power System (BIPS) exposed to several events daily is monitored. Some events are imperceptible to consumers, causing small changes in the electrical quantities. However, other events cause severe impacts leading to load interruptions, generation loss and even blackouts, resulting in high financial and social losses. Thus, the rapid characterization of events can aid operation in these conditions, accelerating diagnosis and providing an overview of the problem to the operator. In this work the detection, identification and locations of events have been approached. Therefore, it initially describes the characteristics of monitoring of electrical power systems, SPMS, electromechanical wave propagation and main events that occur in electrical power systems. Three methodologies that provide appropriate signals to detect events which exceed the pre-established indices have been described. After detection, the events are classified as generation loss, load interruption and local event. Finally, systemic events locations are estimated using methodology that considers the propagation delay and geographical coordinates of PMUs. The methodologies are tested on simulations and real cases. The results demonstrate that, for this analysis, the models should represent the electromechanical wave propagation phenomenon, and that it is possible to estimate the location of systemic events.

Tese (doutorado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. / Made available in DSpace on 2012-10-20T23:40:55Z (GMT). No. of bitstreams: 1 197795.pdf: 459503 bytes, checksum: 8b7529772a8381726ed9a97cfc7261ef (MD5) / Neste trabalho é apresentada uma nova filosofia para o desenvolvimento de softwares para Sistemas de Energia Elétrica (SEE), baseada no paradigma de orientação a objetos. Ela engloba desde aspectos gerais, tais como uma delimitação adequada do escopo de projetos de softwares, e uma separação de conceitos através de diferentes abstrações do sistema, até questões específicas de implementação de códigos, passando por princípios como a mantenabilidade, expansibilidade e robustez das estruturas de dados (com conseqüente redução de custos nessas tarefas), reutilização de códigos, e eficiência computacional. Uma base computacional orientada a objetos para a representação de SEE é também desenvolvida, servindo como núcleo para futuros desenvolvimentos. As estruturas de classes da base possuem mecanismos que permitem futuras expansões, no intuito de se representar as mais diversas instâncias dos SEE. Elas prevêem a representação não somente de elementos físicos que formam o sistema, mas também de conceitos abstratos, tais como metodologias de análise e síntese aplicadas a SEE, ferramentas computacionais de apoio ao planejamento e a operação destes sistemas, e também módulos com funções específicas (operações computacionais e matemáticas), envolvidos na construção destas ferramentas. Metodologias de análise e síntese são organizadas segundo estruturas de classes, as quais conectam-se às estruturas representativas dos elementos físicos do sistema elétrico. Duas aplicações são projetadas e implementadas em linguagem de programação C++. Estas aplicações, um fluxo de potência linearizado e uma simulação dinâmica com modelagem detalhada, são agrupadas em um protótipo de ferramenta computacional. O protótipo exemplifica a construção de ferramentas computacionais para SEE, operando sob um ambiente integrado, e desenvolvidas sob a filosofia de projeto de software proposta neste trabalho.