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The main objective of the electric power utility is the uninterrupted supply of energy, however, this is not always possible due to the actions of nature, or even from equipment or human failures. These interruptions are called emergency orders, which must be serviced by repair crew in order to restore normal operation of the electrical system. Given a set of emergency orders, the operations center must find a crew scheduling in order to attend all orders and minimize the total cost of service. Before the system repair step, the restoration step is performed, in order to supply the de-energized loads belonging to the healthy parts of the network. One of the ways to supply them is through distributed generation (DG), such as solar and wind, with high penetration in the electric system in recent years, operating in islanded mode. The island operation plays an important role in the restoration step of the electric power system, as it allows to reduce the total interruption time. It allows analyzing the impact of customer cost, with interrupted power supply, depending on the time of day, varying with the capacity of the DG generation curve and the load curve. In this way, this work proposes a new matheuristic for emergency response for the emergency orders scheduling problem (EOSP) of the electric distribution systems, considering unforeseen islanding. The model has the objective of minimizing the total attendance cost, being for this model the costs of energy not supplied and those related to the penalties, associated to the importance of consumers. The matheuristic will serve as a management tool for decision-makers to determine an appropriate scheduling strategy. In this work the computational implementation of the proposed model is presented, with the realization of two case studies in the IEEE 33-bus system, modified with DGs insertion. Computational results show the effectiveness of the model developed by reducing the total attendance cost in relation to the case without islanding and the feasibility for applications in other distribution systems. A concessionária de energia tem como objetivo principal o suprimento ininterrupto de energia, porém isto nem sempre é possível devido às ações da natureza, ou ainda, oriundas de falhas de equipamentos ou humanas. Essas interrupções são chamadas de ordens emergenciais, devendo ser atendidas por equipes de reparo de modo a restaurar a operação normal do sistema elétrico. Dado um conjunto de ordens emergenciais, o centro de operações deve encontrar um agendamento das equipes de forma a atender todas as ordens e minimizar o custo total de atendimento. Antes da etapa de reparo do sistema têm-se a etapa de restauração, visando atender as cargas desenergizadas pertencentes aos trechos saudáveis da rede. Uma das formas de atendê-las é através do suprimento por geração distribuída (GD), como solar e eólica, com grande penetração no sistema elétrico nos últimos anos, operando de forma ilhada. A operação ilhada desempenha um papel importante na fase de restauração do sistema elétrico, pois permite reduzir o tempo total de interrupção. Ela permite analisar o impacto do custo dos consumidores, com fornecimento de energia interrompido, em função do período do dia, variando com a capacidade da curva de geração GD e da curva de carga. Neste sentido, este trabalho propõe uma heurística matemática para resposta emergencial para o problema de agendamento de ordens emergenciais (PAOE) dos sistemas de distribuição de energia elétrica, considerando ilhamento imprevisto com GD. O modelo tem como objetivo a minimização do custo total de atendimento, sendo para isso modelados os custos da energia não suprida e os relacionados às penalidades, associadas à importância dos consumidores. A heurística matemática servirá como uma ferramenta gerencial para que os tomadores de decisão determinem uma estratégia de agendamento apropriada. Neste trabalho apresenta-se ainda a implementação computacional do modelo proposto, com a realização de dois estudos de caso no sistema IEEE 33-barras modificado com a inserção de GDs. Resultados computacionais mostram a eficácia do modelo desenvolvido ao reduzir o custo total do atendimento em relação ao caso sem ilhamento e a praticabilidade para aplicações em outros sistemas de distribuição.

The Decision-making in the activities in the electricity sector is an exercise considered indispensable to achieve the strategic objectives of the companies, especially with regard to medium and large investments aiming effective solutions of short, medium and long term for the power system. In this respect, decision-making methodologies are used at different levels of planning within any company in the industry. The electricity distribution companies, due to its large amount of assets and large concession areas, face these problems daily, in programming of maintenance activities, service in contingencies, expansion, among others. With regard to the planning of the system expansion, among the problems of charging voltage level equipment and the MT network, there are a number of solutions that may be analyzed and determined in accordance with cost-benefit. Glimpsing determine properly and optimally the best solutions for a given electrical system, this paper proposes the use of AHP (Analytic Hierarchy Process) to aid decision making and prioritization of works. The methodology allows encompass qualitative and quantitative criteria, based on the opinion of experts and statistical data. Among the criteria considered for the application of the methodology are the operating gain of the work with respect to technical losses, loading of the cables of the feeders, voltage level indicators and continuity of electricity supply, as well as physical and financial aspects related to extension feeders and total cost of the work. The technical results of each proposed solution are simulated by Interplan® software, which performs the power flow calculations by BFS methodology (Backward Forward Sweep), widely used in radial systems of power distribution. Based on the definition of these criteria, can be determined by applying the AHP the best solution for a given region. Among the alternatives of works are the installation of new equipment, renovation of networks, construction of new feeders and substations. The main contribution of this work is the possibility of using the model developed for other cases that have the same objective, through the adoption of standard criteria. A tomada de decisão em atividades no setor elétrico é um exercício considerado indispensável para alcançar os objetivos estratégicos das empresas, principalmente no que diz respeito aos investimentos de médio e grande porte visando soluções eficazes de curto, médio e longo prazo para o sistema de potência. Nesse aspecto, metodologias de auxílio à tomada de decisão são utilizadas nos diferentes níveis de planejamento dentro de qualquer empresa do setor. As concessionárias de distribuição de energia elétrica, devido a sua grande quantidade de ativos e amplas áreas de concessão, enfrentam esses problemas diariamente, na programação das atividades de manutenção, atendimentos emergenciais, expansão, entre outras. No que diz respeito ao planejamento da expansão do sistema, entre os problemas de carregamento de equipamentos e níveis de tensão nas redes MT (Média Tensão), existem uma série de soluções que podem ser analisadas e definidas de acordo com o custo-benefício. Vislumbrando determinar de forma adequada e otimizada as melhores soluções para um determinado sistema elétrico, este trabalho propõe a utilização do método AHP (Analytic Hierarchy Process) para auxílio à tomada de decisão e priorização de obras. A metodologia permite englobar critérios qualitativos e quantitativos, considerando a opinião de especialistas e dados estatísticos. Entre os critérios considerados para a aplicação da metodologia estão o ganho operacional da obra com relação às perdas técnicas, carregamento dos condutores nos alimentadores, indicadores de nível de tensão e continuidade no fornecimento de energia elétrica, assim como aspectos físicos e financeiros, relacionados à extensão dos alimentadores e custo total da obra. Os resultados técnicos de cada solução proposta são simulados pelo software Interplan®, que realiza os cálculos de fluxo de potência através da metodologia BFS (Backward Forward Sweep), muito utilizada em sistemas radiais de distribuição de energia elétrica. Com base na definição desses critérios, é possível determinar através da aplicação do AHP qual a melhor solução para uma determinada região. Entre as alternativas de obras estão a instalação de novos equipamentos, recondutoramentos e construção de novos alimentadores e subestações. A principal contribuição deste trabalho é a possibilidade da utilização do modelo desenvolvido para outros casos que tenham este mesmo foco, através da adoção de critérios padrão.