Made available in DSpace on 2014-06-11T19:24:46Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2010-08-27Bitstream added on 2014-06-13T18:21:14Z : No. of bitstreams: 1 silva_al_me_bauru.pdf: 564608 bytes, checksum: 74fd5020bda6cd9f5ab2d2236dd57ab2 (MD5) / Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) / Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (FAPESP) / Este projeto de pesquisa tem como objetivo a concepção, implementação, solução e teste de um modelo de Pré-Despacho de Geração (PDG) para o ambiente de mercados de energia, que supra as deficiências dos modelos de PDG adotados no Brasil. Assim, a abordagem proposta deve introduzir novos aspectos de modelagem, tais como: i) a introdução de aspectos associados aos mercados de energia internamente ao modelo de PDG; ii) a representação das inter-relações entre os mercados pool e bilateral em um único modelo de PDG; iii) a discretização do problema em base horária, possibilitando, de fato, a implementação de um mercado de curtíssimo prazo; iv) a avaliação da função de custo de oportunidade como base para a inserção de objetivos associados à otimização da produção de energia hidráulica no mercado pool / This research aims at the conception, implementation, solution and testing of the proposed Short term Generation Scheduling Model (PDG), specific for the energy market environment. This model focuses on the improvement in the dispatch model used by the Brazilian energy sector. The proposed approach introduces brand new modeling aspects, such as: i) the introduction of modeling aspects associated with energy markets into the PDG model; ii) the representation of the interrelation between pool and bilateral markets within a single optimization problem; iii) the discretization of the problem is introduced in an hourly basis aiming at the implementation of an effective short time energy market; iv) the evaluation of the opportunity costs function as a basis for insertion of objectives associated with optimization of hydraulic energy production in pool market

Made available in DSpace on 2014-06-11T19:22:34Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2010-08-27Bitstream added on 2014-06-13T19:26:23Z : No. of bitstreams: 1 luciano_ejr_me_bauru.pdf: 912610 bytes, checksum: 8374c6e06cc40c16b0d99dbb004d73c7 (MD5) / Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) / Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (FAPESP) / Este projeto tem como objetivo descrever, implementar e avaliar um modelo de Unit Commitment (UC) hidrotérmico para o ambiente de mercados de energia. O modelo deve considerar aspectos que têm sido negligenciados na abordagem atualmente vigente no Brasil, ou seja, o modelo deve apresentar as seguintes contribuições: i) a discretização do problema deve ser feita em base horária e não semanal, de modo a permitir o estabelecimento de um mercado de curtíssimo prazo efetivo; ii) o modelo deve levar em conta os custos de partida/parada de máquinas, comparando a solução do modelo proposta com o modelo em que essses custos não são considerados; iii) as inter-relações entre os mercados pool e bilateral são descritas de forma explícita em um único problema de otimização de UC; iv) a inserção dos custos de oportunidade hidráulica propostos no âmbito desse trabalho na função de custos / This project aims to describe, implement and evaluate a model of Unit Commitment (UC) for the hydrothermal environment of energy markets. The model takes into account aspects that have been neglected in the approach currently used in Brazil, and present the following contributions: i) discretization of the problem is performed in an hourly basis, instead of the weekly-based approach currently used, to allow the establishment of an effective market for short term generation planning; ii) the model takes into account unit start-up and shut down costs; the outcomes of the proposed model are compared with those of a model in which these costs are not considered; iii) the interrelationships between pool and bilateral markets are described explicity within a single optimization problem in the proposed UC model; iv) the inclusion of opportunity costs associated with hydraulic utility, proposed in the context of this research

Submitted by Rosivalda Pereira (mrs.pereira@ufma.br) on 2017-08-11T19:29:47Z No. of bitstreams: 1 SidneyCerqueiraJunior.pdf: 2395617 bytes, checksum: cbf8e82ed5431d78b69640d4a6b7d511 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-08-11T19:29:47Z (GMT). No. of bitstreams: 1 SidneyCerqueiraJunior.pdf: 2395617 bytes, checksum: cbf8e82ed5431d78b69640d4a6b7d511 (MD5) Previous issue date: 2012-06-01 / In the last years, the process of restructuring of the electricity market, brought several changes in the operational e regulatory aspects. The main idea was the separation of the generation, transmission and distribution activities in order to insert the competition among them, aimed to increase the e ciency, safety and quality of supply of electrical energy. The hourly schedule, usually called a Unit Commitment has as objective the de - nition of which generators should be online/o ine and their respective operation points. In some markets based on this new model, the determination of the optimal scheduling of generators (thermal and hydro) is made by the Agent Generator, which is largely responsible for the allocation of your portfolio. Given this, the aim of this work is to nd the operational policy that will maximize the pro t of Agent Generator, based on forecast price and respecting the thermal, hydro and market constrictions assigned to the problem. Thus, the optimal schedule found is an important factor in developing strategies to o ers of bids to auctions in which the Genco will participate. For the case study technique Particle Swarm Optimization is applied to solve the problem in plants belonging to the Brazilian electric system, which are also analyzed the in uence of the start-up cost to the optimal schedule. / Nos últimos anos, o processo de reestruturação da indústria da eletricidade, trouxe diversas mudanças nos aspectos operacionais e regulatórios. A ideia principal foi a separação das atividades de geração, transmissão e distribuição, de modo a inserir competição entre esses, visando o aumento da e ficiência, segurança e qualidade no fornecimento da energia elétrica. A programação horária, usualmente denominada de Pré-Despacho de Potência, tem como objetivo a defi nição de quais unidades devem estar ligadas/desligadas e seus respectivos pontos de operação. Em alguns mercados baseado neste novo modelo, a determinação da programação ótima dos geradores (termelétricas e hidrelétricas) é feita pelo próprio Agente Gerador, sendo este o maior responsável pela alocação de seu portfólio. Diante disto, o objetivo deste trabalho é encontrar a política operativa que irá maximizar o lucro desse Agente Gerador, baseado na previsão de preço horário e respeitando as restrições térmicas, hidráulicas e de mercado atribuídas ao problema. Assim, a programação ótima encontrada é um importante fator para elaboração das estratégias de ofertas de lances a leilões em que o Agente Gerador irá participar. Para estudo de caso, a técnica Otimização por Enxame de Partículas é aplicada para solucionar o problema em usinas que pertencem ao sistema elétrico brasileiro, onde é analisado também a influência do custo de partida na programação ótima horária.

Submitted by Rosivalda Pereira (mrs.pereira@ufma.br) on 2017-08-14T18:59:08Z No. of bitstreams: 1 MauroSergioSilvaPinto.pdf: 1648622 bytes, checksum: 71f809c341318a8660df7cdd2182a4f0 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-08-14T18:59:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MauroSergioSilvaPinto.pdf: 1648622 bytes, checksum: 71f809c341318a8660df7cdd2182a4f0 (MD5) Previous issue date: 2016-07-01 / The Unit Commitment Problem (UC) in power generation is a difficult problem, traditionally modeled with a mixed-integer optimization formulation. What makes it especially difficult is the time-dependency of the generation decisions, caused by ramping limitation constraints applied mostly to thermal generation, as well as minimum shut down and start up times. The main types of uncertainty are usually taken in account: in the actual load values and the (un)reliability of the generators. The uncertainty in generator availability has been met with a specification of operational reserve policy. The uncertainty in load, taking in account that its magnitude is usually small, is in many cases simply ignored. With the significant inclusion of wind power in the portfolio of a county or region, it is no longer adequate to deal with the UC problem in the traditional way. The uncertainty in wind generation is at least one order of magnitude higher than the uncertainty in load. Moreover, the wind behavior includes the possibility of strong ramping, with important stressing effect on thermal generation. Dealing with such challenges in a business-as-usual manner is doomed to produce sub-optimal solutions and to put the system in jeopardy or cause substantial financial loss with costly emergency actions. The transition to models that take risk in account supposes a change in paradigm in the decisionmaking process in the UC process. Without clear guidelines, operators will tend to over-protect – while under commercial pressure, they may run excessive risks. To help in the transition to a UC decision-making process under uncertainty, this thesis contributes to the set of planning paradigms and makes an attempt to organize the comparative analysis and results and conclusions reached, from an illustrative case built around the IEEE RTS 30-bus system. The results show that the Pareto-optimal front, in a stochastic cost vs. risk space, may not be convex, which precludes the use of simplistic trade-off approaches. The conclusion, as a contribution from this thesis, is unmistakable: a stochastic programming approach is not adequately informative on the risks run as consequence of system operator decisions on unit commitment, in systems with a high penetration of wind power. Models that follow the Risk Analysis paradigm are necessary, in order to quantify the costs of hedging (protecting against adverse scenarios). Furthermore, by relying on an explicit multiple criteria representation, the thesis shows how this risk aversion perspective, in terms of undesired events, may be blended with a stochastic optimization perspective of average gain or expense On the planning matter, embedding the risk in the operating cost annually capitalized assists the decision-making in investments in system planning. / O problema do pré-despacho em sistemas de potência, conhecido na literatura como Unit Commitment -UC, é um problema não linear, tradicionalmente modelado como uma formulação de otimização inteira mista. Um dos pontos críticos deste processo é a sua interdependência temporal, além de restrições como tempos mínimos de parada e partida. Tradicionalmente, as fontes de incertezas no sistema são o valor atual da carga e a disponibilidade do fornecimento de potência por parte dos geradores, relacionando-se com a confiabilidade. A geração deve satisfazer a critérios que determinam um nível mínimo de reserva girante ou uma política de reserva operacional através de métricas determinísticas ou estocásticas. A incerteza da carga é menor e muitas vezes é desprezada no processo de pré-despacho. Em ambos os casos, o objetivo é transformar um problema com incerteza em um modelo determinístico. Devido à elevada integração de fontes eólicas na matriz energética, as abordagens tradicionais de pré-despacho se tornam inadequadas para lidar com as incertezas associadas a este tipo de fonte. O grau de incerteza das fontes eólicas é pelo menos maior em magnitude do que o grau de incertezas da carga. Além disso, o comportamento do vento inclui a possibilidade de fortes rajadas que podem se transformar em eventos de rampa não previstos. Diante disto, as formas usuais de tratar este problema podem produzir soluções sub-ótimas, colocando o sistema em risco ou causando perda financeira substancial por ações de correções técnicas dispendiosas. A transição para modelos que levam em conta o risco propõe uma mudança de paradigma no processo de tomada de decisão do problema do pré-desapcho. Desta forma, estes desafios exigem que novos modelos de decisão sejam elaborados levando em conta este novo quadro de incertezas e que forneçam soluções úteis para o planejamento da operação. Em particular, no que se refere à operação do sistema, são necessárias ferramentas que auxiliem os operadores na tomada de decisões levando em conta o risco decorrente do ambiente de incerteza presente no sistema. Esta tese vem contribuir no suporte ao processo de tomada de decisão, analisando um conjunto de paradigmas de planejamento quanto a sua capacidade/utilidade de fornecer soluções consistentes em sistemas com significativa integração eólica. Os resultados mostraram que a fronteira de Pareto das soluções ótimas não-dominadas em um espaço multicritério entre custo estocástico versus o risco pode não ser convexa, o que impede uma abordagem de análise simples de trade-off. Mostra-se, que o modelo tradicional estocástico pode não ser adequado para lidar com as incertezas geradas pelas fontes eólicas. Além disso, esta Tese mostra que eventos indesejados, sob uma perspectiva de risco em um espaço multicritério, podem ser negligenciados pela abordagem tradicional estocástica. No muito curto prazo, a abordagem de tomada de decisão com incertezas eólicas mostra que o simples despacho de mais reservas operacionais no sistema com alta penetração eólica pode ser insuficiente para lidar com as incertezas. Sob o aspecto do planejamento, a incorporação do risco nos custos de operação capitalizados anualmente auxilia a tomada de decisão de investimentos no planejamento do sistema.

Neste trabalho, os métodos de pontos interiores primal-dual e preditor corretor são estudados e desenvolvidos para o problema de minimização de custos na geração e perdas na transmissão do pré-despacho DC (fluxo de carga em corrente contínua) de um sistema de potência hidroelétrico, com base no modelo de fluxo em redes e no princípio do mínimo esforço. A estrutura matricial, resultante da simplificação do problema proposto pela inclusão do princípio do mínimo esforço, é estudada visando implementações eficientes. / In this work, the primal-dual and predictor corrector interior points methods are studied and developed for the predispatch DC problem that minimizes generation and transmission losses on hydroelectric power systems, on the basis of the network flow model and the minimum effort principle. The matrix structure, resulting of the simplification of the problem considered by inclusion of the minimum effort principle, is studied aiming efficient implementations. A disturbed primal-dual method is considered on the basis of a heuristic definition that determine the choice of the disturbance parameter. This method showed to be efficient in practice and converged in fewer iterations when compare with an existing implementation of the network flow model.

Submitted by Luciclea Silva (luci@ufpa.br) on 2018-06-11T18:16:30Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) Dissertacao_ Pre-despachoCargaUsinas.pdf: 5391701 bytes, checksum: 4b1e3e1fff22a2d307f235c3b9212e95 (MD5) / Approved for entry into archive by Luciclea Silva (luci@ufpa.br) on 2018-06-11T18:17:13Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) Dissertacao_ Pre-despachoCargaUsinas.pdf: 5391701 bytes, checksum: 4b1e3e1fff22a2d307f235c3b9212e95 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-06-11T18:17:13Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 0 bytes, checksum: d41d8cd98f00b204e9800998ecf8427e (MD5) Dissertacao_ Pre-despachoCargaUsinas.pdf: 5391701 bytes, checksum: 4b1e3e1fff22a2d307f235c3b9212e95 (MD5) Previous issue date: 2018-02-27 / Esta tese apresenta uma nova proposta para o pré-despacho de carga considerando o estado técnico dos motores das usinas termelétricas através da combinação de diversas técnicas de manutenção e de diagnóstico a partir da inteligência computacional via lógica Fuzzy. O diagnóstico do estado técnico dos motores é realizado usando a análise de óleo lubrificante, análise de vibrações, e termografia. Com esses dados e com a análise estatística, é possível prever quando um motor pode falhar ainda no pré-despacho de carga. Para aumentar a confiabilidade dos motores e do fornecimento da energia elétrica, se desenvolveu um Programa de Gerenciamento de Manutenção (PGM), usando ferramentas de gestão, aplicando apenas 4 pilares do TPM (manutenção produtiva total) e combinando com a manutenção preditiva e o diagnóstico, permitindo assim o gerenciamento para a diminuição das paradas corretivas dos equipamentos da usina. Alguns resultados atingidos após a implantação são: redução do custo anual de manutenção, redução da manutenção corretiva, aumento do MTBF (Mean Time Between Failures) e diminuição do MTTR (Mean Time To Repair) em todas as áreas. Além disso, o pré-despacho realizado garante que possa ser atingida a potência demandada com um alto grau de confiabilidade e qualidade. / This thesis presents a new proposal for load pre-dispatch considering the technical conditions of the engines of thermoelectric power plants by combining several maintenance and diagnostic techniques and using computational intelligence based on fuzzy logic. Diagnosis of the technical conditions of the engines is done using lubricant analysis, vibration analysis, and thermography. With this data and with the statistical analysis it is possible to predict when an engine can fail and consider this in the load pre-dispatch. To increase engine reliability and power supply, a Maintenance Management Program (MMP) is developed using management tools, applying only 4 TPM (Total Predictive Maintenance) pillars and combined them with predictive maintenance and diagnostics, thus allowing to reduce failures of plant equipment. Some results achieved after the implementation are: reduction of the annual cost of maintenance, reduction of corrective maintenance, increase of the MTBF (Mean Time Between Failures) and decrease of MTTR (Mean Time To Repair) in all areas. In addition, the proposed pre-dispatch scheme ensures the demanded power with a high degree of reliability and quality.

Neste trabalho, os métodos de pontos interiores primal-dual e preditor corretor são estudados e desenvolvidos para o problema de minimização de custos na geração e perdas na transmissão do pré-despacho DC (fluxo de carga em corrente contínua) de um sistema de potência hidroelétrico, com base no modelo de fluxo em redes e no princípio do mínimo esforço. A estrutura matricial, resultante da simplificação do problema proposto pela inclusão do princípio do mínimo esforço, é estudada visando implementações eficientes. / In this work, the primal-dual and predictor corrector interior points methods are studied and developed for the predispatch DC problem that minimizes generation and transmission losses on hydroelectric power systems, on the basis of the network flow model and the minimum effort principle. The matrix structure, resulting of the simplification of the problem considered by inclusion of the minimum effort principle, is studied aiming efficient implementations. A disturbed primal-dual method is considered on the basis of a heuristic definition that determine the choice of the disturbance parameter. This method showed to be efficient in practice and converged in fewer iterations when compare with an existing implementation of the network flow model.

Made available in DSpace on 2016-08-17T14:52:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Aniceto_de_Deus_Pereira_Neto.pdf: 1168768 bytes, checksum: adc4488efe00f3201345ff8a783ac6bb (MD5) Previous issue date: 2008-07-25 / The restructuring and deregulation of electricity markets has caused signi¯cant changes in electrical power systems in several countries. This process has result in a market-based competition by creating an open market environment. In this new environment each generation company runs the Unit Commitment to maximize their pro¯ts, and have no obligation to meet the energy and spinning reserve demands, as happened in the past. With this new structure, the Unit Commitment problem has received special attention, since generation companies in actual model always seek the maximum pro¯t without concern to serve all demands. On the other hand, there is the system operator, which always seeks to optimize overall system at the lowest cost. So, there are two di®erent situations into this competitive market environment: generators seeking the maximum bene¯t without concern to the system security operating, and independent system operator seeking always operate the system safely and at less cost. This work presents the mathematical models and the solution Unit Commitment problem, which was implemented considering two view points: the generation companies and the system independent operator views. Moreover, an auction model is extended to PRD in a horizon of 24 hours. This auction model simulates the interaction between generators and system operator to meet demands and security of the system. The idea is to stimulate the players to o®er products to energy (primary) and reserve (Ancilar Service) markets using only prices o®ered by market operator for each product. This iterative process is ¯nalized when generators supply su±cient to meet demand, and not cause any violation on °ow limits in transmission lines. The solution method proposed for Unit Commitment is based on evolution strategies and Lagrange Relaxation, resulting in a robust hybrid algorithm. The method have been validated in a test system composed of 6 buses, 7 transmission lines and 10 generating units. The results showed the e±ciency of the hybrid model proposed, which was able to solve the unit commitment problem in its various models considered here. / A reestruturação dos mercados de energia elétrica provocou mudanças significativas nos sistemas elétricos de potência de diversos países. Neste novo ambiente, cada empresa de geração executa individualmente o Pré-Despacho para maximizar seus benefícios financeiros, e não têm a obrigação em atender suas demandas de potência e reserva girante, como acontecia no modelo tradicional. Por outro lado existe o operador do sistema, o qual sempre busca a otimização global do sistema ao menor custo. Assim, têm-se duas situações distintas neste ambiente competitivo: os geradores buscando o máximo benefício sem preocupação com a segurança operativa do sistema, e o operador independente buscando sempre operar o sistema de forma segura e ao menor custo. Este trabalho apresenta as modelagens matemáticas e a solução do Pré- Despacho executado sob os dois pontos de vista: dos agentes de geração e do operador independente do sistema. Além do mais, um modelo de leilão é estendido para o PRD num horizonte de 24 horas. Este modelo simula a interação entre os agentes de geração e o operador do sistema na busca por uma solução única que concilie o interesse de ambos. A idéia é estimular os agentes geradores a ofertarem os produtos para os mercados de energia (primário) e de reserva (Serviço Ancilar) mediante oferta de preços pelo operador do mercado para os respectivos produtos. Esse procedimento iterativo é finalizado quando a oferta dos geradores for suficiente para atender completamente a demanda e, não provocar violações em nenhum limite de fuxos na malha de transmissão. O método de solução proposto para o Pré-Despacho é baseado em estratégias evolutivas e Relaxação de Lagrange, resultando em um modelo híbrido robusto. Os modelos e técnicas foram validados em um sistema teste composto por 6 barras, 7 linhas de transmissão e 10 unidades geradoras. Os resultados obtidos demonstraram a eficiência do método de solução, o qual se mostrou capaz de resolver o problema de Pré-Despacho nas suas diversas modelagens utilizadas.