Submitted by MARCEL CHUMA CERBANTES null (marcel.chuma@gmail.com) on 2017-04-16T19:19:19Z No. of bitstreams: 1 phd_dissertation_marcel_chuma_cerbantes.pdf: 2683152 bytes, checksum: bb2fddaeed33cb6c6ee2f902e3624178 (MD5) / Approved for entry into archive by Luiz Galeffi (luizgaleffi@gmail.com) on 2017-04-18T17:43:20Z (GMT) No. of bitstreams: 1 chumacerbantes_m_dr_ilha.pdf: 2683152 bytes, checksum: bb2fddaeed33cb6c6ee2f902e3624178 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-04-18T17:43:20Z (GMT). No. of bitstreams: 1 chumacerbantes_m_dr_ilha.pdf: 2683152 bytes, checksum: bb2fddaeed33cb6c6ee2f902e3624178 (MD5) Previous issue date: 2017-03-09 / Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) / Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (FAPESP) / Neste trabalho propõe-se o desenvolvimento de uma ferramenta computacional para o planejamento da operação de curto prazo de sistemas de distribuição com geração distribuída (GD) considerando uma abordagem probabilística. Uma modelagem sequencial formulada com base na perspectiva das companhias de distribuição (DisCos) é proposta. As decisões operacionais da DisCo são inicialmente otimizadas no estágio de operação day-ahead (DA) e, então, na operação real-time (RT). A operação DA visa maximizar a diferença entre a energia vendida aos consumidores e as compras realizadas no mercado de eletricidade atacadista e da GD, ou seja, os lucros. No estágio RT, busca-se a minimização dos ajustes necessários para acomodar os desvios das quantidades previstas no planejamento DA. Modelos de cargas dependentes de tensão e restrições relacionadas à demanda são explicitamente formulados. A rede é representada através de equações de fluxo de potência AC completo. Propõe-se ainda a incorporação de um mecanismo para precificação nodal de potência reativa. Os modelos resultantes são caracterizados como programas de otimização matemática multiperíodo de grande porte não lineares e não convexos com variáveis contínuas e discretas. Um algoritmo pseudodinâmico baseado na meta-heurística Busca Tabu (BT) é proposto para solução do problema resultante de maneira eficaz, sem linearizações. Os resultados obtidos para alimentadores de distribuição de 69 e 135 barras ilustram a eficiência da metodologia proposta. / In this work, we propose a solution solution procedure for the short-term operation planning of distribution systems with distributed generation (DG) considering a probabilistic approach. A sequential formulation based on the distribution company's (DisCo's) perspective is presented. The DisCo’s operational decisions are optimized first in a day-ahead (DA) operation stage, and then in real-time (RT). The DA operation maximizes the difference between the energy sold to customers and the purchases from the wholesale electricity market and distributed generators. In RT, the objective is to minimize the adjustments that are required to accommodate deviations from forecasted quantities. The voltage-sensitiveness of power load injections and demand related constraints are explicitly formulated. The network is modeled using full ac power flow equations. In addition, a nodal-based reactive power pricing mechanism is proposed to be incorporated in the formulation. The resulting models are characterized as large-scale non-linear non-convex mathematical programs with continuous and discrete variables. A pseudo-dynamic Tabu Search (TS)-based solution algorithm is used to tackle the problem in an effective manner, without linearizations. Numerical results from the 69-bus and 135-bus distribution test feeders illustrate the performance of the proposed approach. / FAPESP: 2013/13070-7 / FAPESP: 2014/22314-0

Este trabalho propõe uma abordagem que utiliza uma associação dos métodos de barreira modificada e de pontos interiores primal-dual para a resolução do problema de fluxo de potência ótimo (FPO) reativo. Para isso, foi realizado um levantamento bibliográfico que explicitou os conceitos de otimização aplicados ao sistema estático de energia elétrica e os métodos dual-Lagrangiano, Newton-Lagrangiano, primal-dual barreira logarítmica e de barreira modificada. Na abordagem proposta, as restrições canalizadas são desmembradas em duas desigualdades. Estas são transformadas em igualdades a partir do acréscimo de variáveis de folga ou de excesso, as quais são relaxadas e tratadas pela função barreira modificada. Associa-se a esse problema uma função Lagrangiana. O sistema de equações resultantes das condições de estacionaridade da função Lagrangiana foi resolvido pelo método de Newton. Na implementação computacional foram usadas técnicas de esparsidade. Os sistemas elétricos de potência utilizados para verificar a eficiência da abordagem proposta na solução do problema de FPO reativo em três tipos de testes foram o de 3 barras, os do IEEE 14, 30, 118, 162 e 300 barras, o equivalente CESP 440 kV com 53 barras e o equivalente brasileiro sul-sudeste com 787 barras / This work proposes an approach that uses an association of the methods of modified barrier and primal-dual interior points for the resolution of the reactive optimal power flow (OPF) problem. On this purpose, a bibliographical review was accomplished, which enlightened the optimization concepts applied to the static system of electrical energy and the methods dual-Lagrangian, Newton-Lagrangian, primal-dual logarithmic barrier and modified barrier. In this approach, the bounded constraints are transformed in equalities by adding the non-negative slack variables. Those slack variables are relaxed and handled by the modified barrier function. A Lagrangian function is associated to this problem. The equation sets generated by the first-order necessary conditions of the Lagrangian function, were solved by Newton's method. In the computational implementation, sparsity techniques were used. The electric systems used to verify the efficiency of the approach proposed in the solution of the reative OPF problem in three types of tests were of the 3, IEEE 14, 30, 118, 162 and 300 buses, equivalent CESP 440 kV with 53 buses and the equivalent brazilian south-southeast with 787 buses

Este trabalho traz um estudo inicial do acoplamento elétrico-energético no planejamento da operação de curto-curtíssimo prazo utilizando Fluxo de Potência Ótimo em Corrente Alternada (FPOCA) com o objetivo de averiguar possíveis desvios entre o planejamento energético e o planejamento elétrico. É feita uma análise da influência dos aspectos elétricos do sistema de transmissão no planejamento energético de curto prazo utilizando-se um FPOCA, juntamente com a minimização do custo da geração e das perdas na transmissão. A minimização do custo da geração é feita através de uma otimização do sistema hidrotérmico utilizando-se um Programa de Otimização de Sistema Hidrotérmico (POSH) baseado em um algoritmo simplex convexo e na aplicação da teoria de fluxo em rede, enquanto que a minimização das perdas na transmissão é feita utilizando-se um FPOCA baseado no método Dual-Newton. Estas ferramentas permitem analisar a necessidade de ajustes para compatibilizar a otimização energética e a otimização elétrica de um sistema eletroenergético, e buscar um planejamento \"ótimo\" que atenda os planejamentos energético e elétrico. Dessa forma, a interface elétrico-energética se torna mais \"forte\", pois as metas de geração obtidas pelo planejamento de curto prazo que serão passadas para o planejamento de curtíssimo prazo, já incluem o efeito dos aspectos elétricos do sistema. Isto proporciona um controle dos desvios da trajetória \"ótima\" do sistema, o que contribui para melhorar a otimização global do planejamento da operação eletroenergética. / This work brings a beginning study of the electric-energetic coupling in the short-shortest term operation planning using Optimal Power Flow in Alternate Current (OPFAC) aiming to inquire possible mismatches between the energetic planning and the eletric planning. It is made an analysis of the electrical aspects influence in the short term energetic planning using OPFAC together with the minimization of generation cost and the transmission losses. The generation cost minimization is made for the hidrothermal system optimization using a Hydrothermal System Optimization Program (POSH) based on a convex simplex algorithm and the application of the network flow theory, while the transmission losses minimization is made using an OPFAC based on the Dual-Newton method. These tools allow to analyze the necessity of adjustments to make compatible the energetic optimization and the electric optimization of the power system, and to search an \"optimal\" planning that attends both the energetic planning and electric planning. Like this, the electric-energetic interface becomes strongest, therefore the generation goals gotten by the short-term planning, that will be passed to the shortest-term planning, already includes the effect of the electric system aspects. These one provide the mismatches control in the optimal trajectory of the system and it contributes to improve the global optimization of power system operation planning. The analyzed system is the 440 kV Equivalent System of CESP (Energetic Company of São Paulo), with 53 bus, being 7 generation bus, 85 transmission lines and 48 transformers.

Orientadores: Sergio Valdir Bajay, Paulo Sergio Franco Barbosa / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-08-08T23:23:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Pereira_AndreFlavioSoares_M.pdf: 1792951 bytes, checksum: a865e5b33783ba4a8f044bcff70f9809 (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo: Nesta dissertação se avalia o estado da arte do planejamento da operação energética e da manutenção de usinas em sistemas hidrotérmicos de potência e se propõe algumas inovações. Neste contexto, se faz uma revisão crítica das metodologias de planejamento empregadas no setor elétrico brasileiro, incluindo as bases de dados que dão suporte a estas metodologias e dando destaque às práticas atuais do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS); várias propostas de avanços metodológicos são feitas ao longo desta parte do trabalho. Uma outra parte desta dissertação envolve a aplicação de um modelo de otimização, a médio prazo, da operação de algumas usinas do Sistema Interligado Nacional (SIN), pertencentes a uma concessionária geradora no Estado de São Paulo, satisfazendo as metas de geração impostas pelo planejamento centralizado do SIN, realizado pelo ONS, e restrições associadas ao uso múltiplo da água nos reservatórios destas usinas, dentre outras. Várias funções-objetivo podem ser utilizadas neste modelo, dependendo das finalidades a serem atingidas nas simulações. O modelo foi aplicado ao parque gerador hidrelétrico da empresa AES, nos rios Tietê e Pardo; algumas simulações foram feitas, discutindo-se os resultados alcançados / Abstract: The state-of-the-art of power plant scheduling and maintenance planning in hydro-thermal power systems is evaluated in this thesis and some innovations are proposed. In this context, a critical review of the planning methodologies employed in the Brazilian power sector is carried out, including the data bases which support these methodologies and pointing out the current practices of the National Operator of the Power System (ONS); several proposals concerning advances in these methodologies are put forward along this work. In another part of this thesis, the medium-term scheduling of some power stations of the National Interlinked System (SIN) belonging to a utility in the State of São Paulo are modeled through an optimization algorithm, which meets the generation targets imposed by the centralized planning of SIN, carried out by ONS, and constraints associated to multiple uses of water in the reservoirs of these plants, among other constraints. Several objective functions can be used in this model, depending on the purposes to be achieved in the simulations. The model was applied to the hydroelectric generation system of the company AES, in the rivers Tietê and Pardo; some simulations were carried out and their results are discussed in the thesis / Mestrado / Planejamento de Sistemas Energeticos / Mestre em Planejamento de Sistemas Energéticos

Submitted by Renata Lopes (renatasil82@gmail.com) on 2016-02-11T12:29:20Z No. of bitstreams: 1 hevertonreissouza.pdf: 2039435 bytes, checksum: 82a19bf494e9ac400021280fb64ec1ae (MD5) / Rejected by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br), reason: Renata, bom dia! Por favor, confirme se não tem acento no Júnior: Silva Junior, Ivo Chaves da on 2016-02-26T11:58:58Z (GMT) / Submitted by Renata Lopes (renatasil82@gmail.com) on 2016-02-26T12:02:02Z No. of bitstreams: 1 hevertonreissouza.pdf: 2039435 bytes, checksum: 82a19bf494e9ac400021280fb64ec1ae (MD5) / Approved for entry into archive by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br) on 2016-03-03T13:38:08Z (GMT) No. of bitstreams: 1 hevertonreissouza.pdf: 2039435 bytes, checksum: 82a19bf494e9ac400021280fb64ec1ae (MD5) / Made available in DSpace on 2016-03-03T13:38:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 hevertonreissouza.pdf: 2039435 bytes, checksum: 82a19bf494e9ac400021280fb64ec1ae (MD5) Previous issue date: 2014-02-28 / CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / O Sistema Interligado Nacional (SIN) possui características peculiares que o torna diferente de qualquer outro no mundo, como por exemplo, predominância de usinas hidrelétricas e uma extensa rede de transmissão. Estas características, aliadas a incerteza nas afluências futuras, conduz a necessidade da realização de vários estudos na área de planejamento da operação. O planejamento da operação energética tem por objetivo determinar metas de geração hidráulica e térmica, de forma a atender o mercado consumidor de energia, com confiabilidade e economicidade, utilizando da melhor forma possível os recursos energéticos disponíveis. Para este propósito são utilizados modelos matemáticos que buscam a minimização do custo total esperado de operação do sistema, dentro de um determinado horizonte de planejamento, utilizando diferentes níveis de detalhamento. O objetivo principal deste trabalho é avaliar alguns impactos da modelagem do sistema elétrico no problema de planejamento da operação de médio prazo. Neste sentido, o sistema de transmissão é representado em sua forma completa, através de equações não lineares que modelam os fluxos de potência ativa e reativa em cada circuito que compõe o sistema elétrico. Além disso, são considerados os limites de tensão nas barras, assim como o limite de carregamento dos circuitos para cada patamar de carga. As usinas hidrelétricas e termelétricas são representadas de forma individualizada, e a função de produtibilidade é modelada através de polinômios de quarto grau. O modelo proposto utiliza Funções de Custo Futuro (FCF) pré-calculadas por um programa de planejamento da operação de médio/longo prazo, baseado em sistemas equivalentes de energia. Neste trabalho foram utilizadas as FCF produzidas pelo programa Modelo de Despacho Hidrotérmico (MDDH), desenvolvido pela UFJF. Entretanto, é importante destacar que outro modelo de decisão estratégica, baseado em sistemas equivalentes de energia, poderia ser adotado para gerar as FCF utilizadas neste trabalho. A metodologia proposta neste trabalho foi avaliada através do estudo de casos tutoriais e de médio porte, objetivando demonstrar os impactos da representação do sistema de transmissão no custo total esperado de operação do sistema e diferenças na estratégia de operação do mesmo. / The Brazilian Interconnected System has unique characteristics that make it different of any other in the world, such as predominance of hydroelectric power plants and an extensive transmission system. These features, combined with uncertainty in future inflows, leads to necessity of conducting several studies on planning of the operation. The energy operation planning aims to determine targets for hydraulic and thermal generation to meet the consumer energy market with reliability and economy, as well as possible using the available energy resources. For this purpose mathematical models that aims to minimize the expected total cost of the system operation, within a given planning horizon, using different levels of detail are used. The main objective of this work is to evaluate some impacts of the transmission system modeling in the long-term operation planning problem. In this sense, the transmission system is included in its complete form, using nonlinear equations that model the active and reactive power flow in the electrical system. In addition, some operation limits are considered, such as bus voltage limits and power flow limits in the transmission lines and transformers, for each load level. The hydroelectric and thermoelectric plants are represented in an individual form and the producibility function is modeled by fourth degree polynomials. The proposed model uses cost-to-go functions calculated from a long term operation planning program based on equivalent energy systems. In this work the cost-to-go functions produced by MDDH program were used. This program was developed by the Federal University of Juiz de Fora (UFJF). However, it is important to point out that any other model of strategic decision, based on equivalent energy systems, could be used to generate the cost-to-go functions. The proposed methodology is evaluated and validated through the study of medium scale systems and tutorial systems. The main objective is to demonstrate the impact of the detailed transmission system modeling in the total system operating expected total cost and identify differences in operation strategy.

Submitted by Luciana Ferreira (lucgeral@gmail.com) on 2015-01-27T14:37:37Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23148 bytes, checksum: 9da0b6dfac957114c6a7714714b86306 (MD5) Dissertação - Jonathan Cardoso Silva - 2014.pdf: 3627934 bytes, checksum: 4b576bd42a95d94493a78b1e54c2d64a (MD5) / Approved for entry into archive by Luciana Ferreira (lucgeral@gmail.com) on 2015-01-28T12:39:13Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23148 bytes, checksum: 9da0b6dfac957114c6a7714714b86306 (MD5) Dissertação - Jonathan Cardoso Silva - 2014.pdf: 3627934 bytes, checksum: 4b576bd42a95d94493a78b1e54c2d64a (MD5) / Made available in DSpace on 2015-01-28T12:39:13Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23148 bytes, checksum: 9da0b6dfac957114c6a7714714b86306 (MD5) Dissertação - Jonathan Cardoso Silva - 2014.pdf: 3627934 bytes, checksum: 4b576bd42a95d94493a78b1e54c2d64a (MD5) Previous issue date: 2014-02-26 / Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES / The operation planning of hydrothermal systems is a complex, dynamic, stochastic, nonlinear and interconnected problem. In this study, we consider that this problem must tackle two objectives simultaneously: minimize thermoelectric generation (by maximizing the use of hydroelectric plants) and maximize water reservoirs’ level of hydroelectric plants. This dissertation presents the application of some multiobjective meta-heuristics, using a set of eight actual plants from Brazilian interconnected system in three periods of medium-term planning. The algorithms used were of two types: those based on particle swarms (MOPSO , MOPSO-TVAC , SMPSO, MOPSO-CDR and MOPSO-DFR) and evolutionary algorithms (SPEA2 and MOEAD/DRA). The results from previous studies, made with single objective techniques, were inserted in the initial population of the algorithms and compared with those simulations with normal initialization. We observed that MOPSO-CDR outperformed the other algorithms in the test scenarios while, in some cases, MOPSO has also generated competitive results. / O problema do planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos é complexo, dinâmico, estocástico, interconectado e não linear. Este problema é tratado de modo atender a dois objetivos simultaneamente: maximizar a geração elétrica nas usinas hidrelétricas (ou minimizar o custo com a complementação da geração por termelétricas) e maximizar o nível dos reservatórios de água das hidrelétricas. Este trabalho apresenta a aplicação de algumas meta-heurísticas multiobjetivo a este problema, utilizando um conjunto de oito usinas reais do Sistema Interligado Nacional em três períodos de planejamento de médio prazo. Os algoritmos utilizados foram de dois tipos: os baseadas em enxames de partículas (MOPSO, MOPSO-TVAC,SMPSO, MOPSO-CDR e MOPSO-DFR) e os algoritmos evolucionários (SPEA2 e MOEAD/DRA). Foram realizados testes com a inserção de resultados de estudos anteriores com técnicas de único objetivo na população inicial dos algoritmos e comparados com os testes com inicialização normal. Observou-se que o algoritmo MOPSO-CDR obtém os melhores resultados nos cenários de testes utilizados, competindo em alguns casos com os resultados do MOPSO.

Submitted by Cássia Santos (cassia.bcufg@gmail.com) on 2017-07-03T12:59:51Z No. of bitstreams: 2 Dissertação - Guilherme Resende Deus - 2016.pdf: 3406372 bytes, checksum: aaa431a0fa0dd2323a74cf35fb63f892 (MD5) license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) / Approved for entry into archive by Luciana Ferreira (lucgeral@gmail.com) on 2017-07-10T11:44:22Z (GMT) No. of bitstreams: 2 Dissertação - Guilherme Resende Deus - 2016.pdf: 3406372 bytes, checksum: aaa431a0fa0dd2323a74cf35fb63f892 (MD5) license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) / Made available in DSpace on 2017-07-10T11:44:22Z (GMT). No. of bitstreams: 2 Dissertação - Guilherme Resende Deus - 2016.pdf: 3406372 bytes, checksum: aaa431a0fa0dd2323a74cf35fb63f892 (MD5) license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) Previous issue date: 2016-02-02 / The objective of this work is to find reasonable solutions to the problem of optimization of hydrothermal generating systems by means of metaheuristics based on particle swarms. The proposed problem is complex, dynamic, nonlinear and presents some stochastic variables. The study consisted of the implementation of particle swarm algorithms, more specifically the variants of the Particle Swarm Optimization (PSO) algorithm: LSSPSO, ABeePSO and KFPSO. The algorithms were run in a mill simulator containing data from eight National Interconnected System mills during the five year period. The results were compared with the studies using the Nonlinear Programming (NLP) algorithm, and it was concluded that although the presented meta-heuristics were able to obtain a Final Storage Energy value equal to NLP, they did not have a generation cost Equivalent to or less than the Nonlinear Programming method. / O trabalho objetiva encontrar soluções razoáveis para o problema de otimização de sistemas hidrotérmicos de geração por meio de meta-heurísiticas baseadas em enxame de partículas. O problema proposto é complexo, dinâmico, não linear e apresenta algumas variáveis estocásticas. O estudo consistiu na implementação de algoritmos baseados em enxame de partículas, mais especificamente das variantes do algoritmo Particle Swarm Optimization (PSO): LSSPSO, ABeePSO e KFPSO. Os algoritmos foram executados em um simulador de usinas que contém dados de oito usinas do Sistema Interligado Nacional durante o período de cinco anos. Os resultados foram comparados com os estudos que utilizam o algoritmo de Programação Não-Linear (PNL), e conclui-se que apesar de as meta-heurísticas apresentadas conseguirem obter um valor de Energia Armazenada Final igual ao PNL, não obtiveram um custo de geração equivalente ou inferior ao método de Programação Não-Linear.

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 2016-07-28T12:04:17Z No. of bitstreams: 1 rafaelbrunodasilvabrandi.pdf: 13228407 bytes, checksum: 1e92e8c2fa686ddcaea1c9ed0d33b278 (MD5) / Approved for entry into archive by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br) on 2016-07-28T12:16:14Z (GMT) No. of bitstreams: 1 rafaelbrunodasilvabrandi.pdf: 13228407 bytes, checksum: 1e92e8c2fa686ddcaea1c9ed0d33b278 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-07-28T12:16:14Z (GMT). No. of bitstreams: 1 rafaelbrunodasilvabrandi.pdf: 13228407 bytes, checksum: 1e92e8c2fa686ddcaea1c9ed0d33b278 (MD5) Previous issue date: 2016-02-29 / CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / CNPq - Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico / O Sistema Elétrico Brasileiro (SEB) apresenta características peculiares devido às grandes dimensões do país e pelo fato da geração elétrica ser proveniente predominantemente de usinas hidráulicas. Como as afluências a estas usinas possuem comportamento estocástico e grandes reservatórios proporcionam ao sistema a capacidade de uma regularização plurianual, a utilização dos recursos hidráulicos deve ser planejada de forma minuciosa em um horizonte de tamanho considerável. Assim, o planejamento da operação de médio prazo compreende um período de 5 a 10 anos com discretização mensal e é realizado por uma cadeia de modelos computacionais tal que o principal modelo desta cadeia é baseado na técnica da Programação Dinâmica Dual Estocástica (PDDE). O objetivo deste trabalho é obter avanços nas metodologias de programação dinâmica atualmente utilizadas. Partindo-se da utilização da inserção iterativa de cortes, implementa-se um modelo computacional para o planejamento da operação de médio prazo baseado na metodologia de Programação Dinâmica Estocástica (PDE) utilizando uma discretização mais eficiente do espaço de estados (PDEE). Além disso, a metodologia proposta de PDE possui um critério de convergência bem definido para o problema, de forma que a inclusão da medida de risco CVaR não altera o processo de avaliação da convergência de forma significante. Dado que a inclusão desta medida de risco à PDDE convencional dificulta a avaliação da convergência do processo pela dificuldade da estimação de um limite superior válido, o critério de convergência proposto na PDEE é, então, base para um novo critério de convergência para a PDDE tal que pode ser aplicado mesmo na consideração do CVaR e não aumenta o custo computacional envolvido. Adicionalmente, obtém-se um critério de convergência mais detalhado em que as séries utilizadas para amostras de afluência podem ser avaliadas individualmente tais que aquelas que, em certo momento, não contribuam de forma determinante para a convergência podem ser descartadas do processo, diminuindo o tempo computacional, ou ainda serem substituídas por novas séries dentro de uma reamostragem mais seletiva dos cenários utilizados na PDDE. As metodologias propostas foram aplicadas para o cálculo do planejamento de médio prazo do SIN baseando-se em subsistemas equivalentes de energia. Observa-se uma melhoria no algoritmo base utilizado para a PDE e que o critério proposto para convergência da PDDE possui validade mesmo quando CVaR é considerado na modelagem. / The Brazilian National Grid (BNG) presents peculiar characteristics due to its huge territory dimensions and hydro-generation predominancy. As the water inflows to these plants are stochastic and a pluriannual regularization for system storage capacity is provided, the use of hydro-generation must be planned in an accurate manner such that it considersalongplanningperiod. So, thelong-termoperationplanning(LTOP)problemis generallysolvedbyachainofcomputationalmodelsthatconsideraperiodof5to10years ahead such that the primary model of this chain is based on Stochastic Dual Dynamic Programming (SDDP) technique. The main contribution of this thesis is to propose some improvements in Stochastic Dynamic Programming techniques usually settled on solving LTOP problems. In the fashion of an iterative cut selection, it is firstly proposed a LTOP problem solution model that uses an ecient state space discretization for Stochastic Dynamic Programming (SDP), called ESDP. The proposed model of SDP has a welldefined convergence criterion such that including CVaR does not hinder convergence analysis. Due to the lack of good upper bound estimators in SDDP when including CVaR, additional issues are encountered on defining a convergence criterion. So, based on ESDP convergence analysis, a new criterion for SDDP convergence is proposed such that it can be used regardless of CVaR representation with no extra computational burden. Moreover, the proposed convergence criterion for SDDP has a more detailed description such that forward paths can be individually assessed and then be accordingly discarded for computational time reduction, or even define paths to be replaced in a more particular resampling scheme in SDDP. Based on aggregate reservoir representation, the proposed methodsofconvergenceofSDDPandtheESDPwereappliedonLTOPproblemsrelatedto BNG. Results show improvements in SDDP based technique and eectiveness of proposed convergence criterion for SDDP when CVaR is used.

Submitted by Renata Lopes (renatasil82@gmail.com) on 2016-09-22T13:28:04Z No. of bitstreams: 1 marcusaugustusalvesferreira.pdf: 1083212 bytes, checksum: e0eca7cabdbe43d54d54c8e20f191594 (MD5) / Approved for entry into archive by Diamantino Mayra (mayra.diamantino@ufjf.edu.br) on 2016-09-26T20:28:52Z (GMT) No. of bitstreams: 1 marcusaugustusalvesferreira.pdf: 1083212 bytes, checksum: e0eca7cabdbe43d54d54c8e20f191594 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-09-26T20:28:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1 marcusaugustusalvesferreira.pdf: 1083212 bytes, checksum: e0eca7cabdbe43d54d54c8e20f191594 (MD5) Previous issue date: 2010-08-27 / A eficiência na operação de sistemas predominante hidrotérmicos, como o Sistema Interligado Nacional brasileiro (SIN), é estreitamente relacionada à execução de um planejamento da operação consistente. Os modelos de decisão estratégica usados em estudos de médio prazo são capazes de determinar a política operativa que minimiza os custos de operação e o risco de déficit usando uma modelagem a sistemas equivalentes de energia. Este trabalho trata de uma proposta para ser acoplada, pela função de custo futuro esperado da operação, a um modelo de decisão estratégica, de modo a permitir a desagregação dos subsistemas nos seus reservatórios individuais, para cada mês e seqüência hidrológica. Assim, a proposta é desenvolver um modelo que seja capaz de verificar se as metas globais da geração dos subsistemas, fornecidas pelos os modelos de decisão estratégica, são alcançáveis. Para tanto, a ferramenta desagrega a solução encontrada para os sistemas de equivalentes de energia na operação a usinas individualizadas. A metodologia possui dois módulos: no primeiro é realizado o despacho dos sistemas equivalentes de energia uma rotina iterativa de programação linear e achadas as metas globais de geração para cada um deles, considerando as funções de custo futuro esperado da operação e o intercâmbio da energia entre subsistemas. O segundo módulo é um otimizador não-linear do despacho mensal das usinas hidrelétricas de cada subsistema isoladamente, que tenta alcançar as metas de geração do módulo anterior, maximizando o volume armazenado dos reservatórios. A inovação deste modelo está no módulo de simulação a usinas individualizadas, que não é baseado em regras heurísticas, mas em uma rotina de programação não-linear (PNL). O uso de técnicas de otimização diminui a interferência do usuário no processo de simulação, uma vez que seu conhecimento é baseado na experiência adquirida ao longo do histórico da operação. Além disso, a proposta dispensa a adaptações quando novas políticas operativas forem adotadas. Assim, este modelo, quando estiver completo e validado, poderá despontar como uma alternativa ao modelo de simulação oficial utilizado pelo Setor Elétrico Brasileiro (SEB), cujo módulo de simulação a usinas individualizadas é baseado em uma política de operação paralela dos reservatórios. / The efficiency in the operation of predominantly hydrothermal systems, as the Brazilian Interconnected System (SIN), is closely related to the execution of a consistent operation planning. The strategical decision models used in long term studies are capable to determine the operative politics that minimizes the operation costs and the risks of deficit by using an energy equivalent reservoirs modeling. This work deals with a proposal that may be coupled to a strategical decision model by the expected cost to go function, in order to allow the disaggregation of the subsystems’ into its the individual reservoirs, for every month and for each streamflow sequence. So, the proposal is the development of a model where it is possible to verify if the subsystems’ generation global goals, supplied for the strategical decision models, are reachable. To work in such way, the tool disaggregates the solution found for the energy equivalent systems to the individualized plants. The methodology has two modules: in the first one the optimal dispatch of the energy equivalent subsystems is done with an iterative linear programming routine and the global generation goals for each one of the subsystems are found, considering the energy interchange between them. The second module, is an individualized plants nonlinear optimizer modeled for dispatching the hydroelectric plants of each subsystem separately, in order to try to reach the generation goals defined by the previous module and to maximize the reservoirs’ levels. The innovation of this model is the individualized plants simulation module, which is not based on heuristic rules, but in a nonlinear programming routine (NLP). The use of optimization techniques diminish the interference of the user in the simulation process, since his knowledge is usually based on the experience acquired throughout the operation history. Moreover, the methodology dismisses the adaptation of the model whenever new operative politics are adopted. Thus, this model, after the validation process, may dawn as an alternative to the simulation model that is officially used by the Brazilian Electrical Sector (SEB), whose individualized plants simulation module is based on the politics of the parallel operation of the reservoirs.