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Tese (doutorado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Esta tese tem como objetivo formular matematicamente um problema de Despacho Ótimo de Potência no qual os vários usuários da rede, tais como: transações bilaterais, multilaterais, mercado de curto prazo e empresas concessionárias sejam discriminados para que sua influência na operação seja conhecida. Esse problema pode ser usado na representação de sistemas sob mercado pool, bilateral ou pool-bilateral. O modelo foi desenvolvido com os seguintes objetivos: (i) possibilitar o despacho conjunto da geração associada aos participantes do mercado de energia de acordo com um critério de desempenho e respeitando as restrições físicas e operacionais do sistema e, (ii) fornecer ao operador informações importantes sobre o impacto de cada usuário na operação em regime permanente em termos de perdas de transmissão, fluxos de potência nas linhas, custos fixos ou operacionais associados à transmissão, perfil de tensão do sistema, uso de compensação de reativos e capacidade de transferência de potência. A idéia básica se concentra na representação dos usuários como fontes de corrente ideais. A cada usuário são associados um vetor de tensões de barra e um vetor de injeções de corrente representados em circuitos individuais. As tensões e injeções de corrente totais são obtidas utilizando o Teorema da Superposição, após a resolução de um conjunto de equações de balanço de potência derivadas a partir da alocação das injeções totais de potência entre os usuários de acordo com as próprias injeções de corrente. São apresentados resultados de testes em sistemas de transmissão realistas.

A necessidade de otimização do uso de recursos energéticos é cada vez mais evidente e a energia elétrica se destaca como um insumo fundamental para o desenvolvimento da sociedade. Desde o final da década de 1970 o termo Gerenciamento pelo Lado da Demanda (GLD) vem sendo utilizado em trabalhos que, basicamente, relacionam a geração (pela concessionária) e o gerenciamento do consumo de energia elétrica (pelo consumidor). De modo complementar, o termo Integração pelo Lado da Demanda (ILD) vem sendo incorporado a este contexto de análise diante da possibilidade de geração de energia pelo consumidor e a eventual integração desta geração à rede elétrica da concessionária. Deste modo, ante um contexto de ILD, este trabalho desenvolve um modelo matemático em Programação Linear Inteira Mista (PLIM) que considera a geração própria conectada à rede elétrica da concessionária para minimizar a despesa anual relacionada ao uso da energia elétrica. Com base no perfil de consumo e demanda, relacionados com as tarifas da concessionária e o custo da geração própria, o modelo é capaz de estimar as despesas com energia elétrica para um próximo período de doze meses. Além de indicar a condição ideal para o contrato de demanda, o modelo indica a utilização horária ótima, para dia útil e final de semana, em todos os meses, de cada fonte alternativa avaliada. Destaca-se a análise para a utilização de fontes alternativas e intermitentes que já estejam instaladas na unidade consumidora, ou que estejam sendo analisadas para a compra ou para o aluguel. Para o exemplo de aplicação do modelo foram utilizados dados reais de uma unidade consumidora (registros de consumo e demanda), custo de geração, valores para a compra e para o aluguel de equipamentos. Os resultados indicam que a utilização de geração própria, nos horários específicos indicados pelo modelo, pode ocasionar expressiva economia para o consumidor. O modelo matemático apresenta-se como uma ferramenta para a análise da viabilidade da utilização de geração própria (seja por fontes já instaladas, avaliadas para a compra ou para o aluguel). A solução indicada promove a redução das despesas relacionadas à utilização da energia elétrica, seja pela redução do consumo e realização de cortes de pico de demanda, ou pela revisão (adequação) do contrato de fornecimento de energia. The need to optimize the energy resources use is increasingly evident and electric energy stands out as a fundamental input for the society development. Since the end of the 1970s, the Demand Side Management term (DSM) has been used in works that, basically, relate the generation (by the utility) and the electricity consumption management (by the consumer). In a complementary way, the Demand Side Integration term (DSI) has been incorporated into this analysis context in view of the possibility of energy generation by the consumer and the eventual integration of this generation into the utility's grid. Thus, with a DSI context, this work develops a mathematical model in Mixed Integer Linear Programming (MILP) that considers own generation connected to the utility's grid to minimize the annual expense related to the electricity use. Based on the consumption and demand profile, related to the utility's tariffs and the own generation cost, the model is able to estimate electricity expenses for one next twelve-month period. In addition to indicating the ideal condition for the demand contract, the model indicates the optimal hourly use, for working days and weekends, in all months, of each evaluated alternative source. We highlight the analysis for the use of alternative and intermittent sources that are already installed in the consumer unit, or that are being analyzed for purchase or rent. For the model application example, real data from a consumer unit (consumption and demand records), generation cost, values for purchase and equipment rental were used. The results indicate that the own generation use, at the specific times indicated by the model, can cause on significant savings for the consumer. The mathematical model proved to be a tool for analyzing the feasibility of using alternative sources (whether already installed, evaluated for the purchased or for rent). The obtained solution promotes the expenses reduction related to the electricity use, either by reducing consumption and performing peak demand cuts, or by reviewing (adjusting) the energy supply contract.

Institutos Lactec (Lactec) A análise de segurança estática de tensão em sistemas elétricos de potência envolve, além do estudo de estabilidade do ponto de operação em que o sistema se encontra, a análise de contingências e de ações de controle. Dentro da análise de contingências, utilizam-se diversos métodos para filtragem e ranqueamento das contingências selecionadas para o estudo. A fim de reduzir ao máximo o esforço computacional dessas análises, que são realizadas em tempo real, é essencial que a filtragem e ranqueamento de contingências sejam feitos de maneira eficaz, para que as simulações envolvendo modelos mais completos do sistema, e consequentemente dispendiosas, sejam executadas somente para as contingências mais críticas. Uma das métricas mais utilizadas para aferir a respeito da estabilidade de tensão de um sistema é a margem de estabilidade estática de tensão. No entanto, muitos dos métodos de ranqueamento de contingências consolidados na literatura (índice L, FVSI, PI) não são orientados por essa métrica, mas partem de outros tipos de análise mais simplificadas. Por consequência os ranqueamentos e índices obtidos a partir desses métodos nem sempre condizem com a proximidade que cada contingência se encontra da instabilidade, como indica a margem de estabilidade de tensão. Além disso, esses métodos de ranqueamento não têm participação na etapa de análise de ações de controle, sendo necessários outros estudos e índices capazes de sugerir ações de controle ao operador do sistema. Assim, este trabalho propõe uma nova metodologia a ser utilizada como parte do processo de análise de segurança estática de tensão. Utilizando a análise modal da matriz jacobiana das equações de fluxo de potência como ferramenta, propõe-se um método de ranqueamento e filtragem de contingências juntamente com um algoritmo de análise de ações de controle preventivo e emergencial. O intuito do algoritmo de ranqueamento e filtragem é identificar a contingência que levaria o sistema a operar com a menor margem de estabilidade. Aproveitando o resultado do ranqueamento e os fatores de participação levantados pela análise modal, ações de controle preventivo e emergencial são propostas. O objetivo dessas ações é levar o sistema a um estado seguro, ou o mais próximo disso. Para isso, são simuladas ações preventivas no sistema completo, levando em considerações as restrições de operação atuais e sugerindo ações de controle emergenciais a serem implementadas após a ocorrência da contingência. A metodologia proposta foi simulada para os sistemas-teste IEEE 14, 30 e 57 barras, obtendo resultados promissores para o algoritmo de ranqueamento, superando o desempenho dos métodos consolidados na literatura, no que diz respeito à proximidade da contingência à instabilidade. As análises de ação de controle são apresentadas a partir da simulação do sistema 57 barras. Embora não sejam feitas comparações para o algoritmo de controle, o seu desempenho é comentado. Static voltage security assessment in electric power systems comprises stability analysis of the operation point, as well as contingency analysis and the proposition of control strategies. In order to perform contingency analysis, the selected contingencies must be screened and ranked. Contingency evaluation is executed in real-time, thus it is essential to reduce the computational cost of this part of the analysis. Therefore, the stages of contingency screening and ranking must be effective, in order to assure that the simulations involving more complete models are executed only for the most critical cases. One of the most frequent indices that measure voltage instability is the voltage stability margin. Still, most of the contingency ranking methods in literature (L, FVSI, PI) are not based on this indicator, yet are formulated on simpler grounds. Therefore, traditional ranking methods do not necessarily attest about the proximity of each contingency to instability, as does voltage stability margin. In addition, contingency ranking indices are not useful to determine control strategies. Thus, it is necessary to perform complementary analysis in order to suggest control strategies in a traditional contingency analysis method. In this manner, this work proposes a new method to be integrated to the process of static voltage security assessment. A method of contingency screening and ranking is proposed, as well as an analysis of control strategies method. Both tools rely on the modal analysis of the power flow equation’s jacobian matrix. The goal of the proposed screening and ranking algorithm is to indicate the contingency associated with the most critical voltage stability margin. The indices obtained in the contingency analysis stage are kept and reused in the analysis of preventive and emergency control strategies, in order to drive the system to a secure state, or the closer it can get to a secure state. Preventive control strategies are proposed for the complete system, respecting operational limits, while emergency control strategies, to be implemented in a postcontingency situation, are proposed for the contingencies that violate security constraints. The proposed methodology was simulated on IEEE 14, 30 and 57 buses test-systems. The precision of the ranking algorithm was satisfying if compared with literature methods and with voltage stability margin based ranking. Control strategies propositions are presented for the 57 buses system. Even though there were no comparisons with literature control preposition methods, the performance of the proposed algorithm is commented.

Orientador: Luiz Carlos Pereira da Silva Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação Resumo: No cenário mundial e no Brasil existe um crescimento no consumo de energia elétrica. Porém, para suprir este consumo, em território nacional, algumas medidas são adotadas para manter a segurança elétrica, sendo uma delas o uso de usinas térmicas. No caso Brasileiro, grande parte das térmicas utiliza fontes fosseis, elevando assim a tarifa de energia com a implementação de bandeiras, e a emissão de gases de efeito estufa. A implantação de térmicas ocorre em resposta às crises hídricas que ocasionalmente atingem os reservatórios das hidrelétricas, e também aos impactos ambientais produzidos pela construção de novas hidroelétricas. Outra solução encon-trada para suprir o consumo de energia elétrica é a implementação da geração distribuída. Al-guns países vêm utilizando várias fontes renováveis, tais como a eólica, geotérmica, oceanomo-triz, maremotriz, fotovoltaico e biomassa. É neste contexto que esta dissertação apresenta um estudo do potencial teórico e técnico disponibilizados por duas fontes, sendo estas a geração fotovoltaica e o biogás. O estudo teve como foco o Estado de São Paulo, sendo dividido em macrorregiões O estudo quantifica o potencial de implementação da geração fotovoltaica e de biomassa no Estado e com base em diferentes cenários ideias e factível Abstract: In the world scenario and in Brazil there is a growth in the consumption of electric energy. However, to supply this consumption, in national territory, some measures are adopted to maintain electrical safety, one of them being the use of thermal plants. In the Brazilian case, most of the thermals use fossil sources, thus raising the energy tariff with the implementation of flags, and the emission of greenhouse gases. The implantation of thermals occurs in re-sponse to the water crises that occasionally reach the hydroelectric reservoirs, as well as to the environmental impacts produced by the construction of new hydroelectric plants. Another solution found to supply the electricity consumption is the implementation of distributed gen-eration. Some countries have been using various renewable sources, such as wind, geothermal, ocean power, tidal, photovoltaic and biomass. It is in this context that this dissertation pre-sents a study of the theoretical and technical potential offered by two sources, these being photovoltaic generation and biogas. The study focused on the State of São Paulo, being di-vided into macro-regions. The study quantifies the potential for the implementation of photo-voltaic and biomass generation in the State and based on different scenarios and feasible Mestrado Energia Elétrica Mestra em Engenharia Elétrica CAPES 1491172

Orientadora: Prof.ª. Dra. Thelma S. P. Fernandes Coorientador: Prof. Dr. Mateus Duarte Teixeira Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa : Curitiba, 17/12/2021 Inclui referências: p. 88-90 Resumo: Para que um Sistema Elétrico de Potência opere satisfatoriamente, deve haver uma adequada coordenação do sistema de proteção, que é feita através de parametrização de ajustes de relés de proteção. Essa parametrização envolve estudos relacionados aos cálculos de correntes de curto-circuito, seletividade e coordenação entre os dispositivos de proteção. Esses estudos devem garantir que os sistemas de proteção operem no menor tempo possível e desliguem o mínimo de circuitos possíveis, ou seja, que os relés de proteção mais próximos da ocorrência do curto-circuito operem mais rapidamente do que os relés das linhas adjacentes. Por ser uma tarefa complexa, esse trabalho propõe que a obtenção desses parâmetros de ajustes, relacionados especificamente a relés de sobrecorrente instalados em sistemas malhados, seja feita utilizando um processo de otimização. Os parâmetros de entrada do problema de otimização são os valores de impedâncias de sequência das linhas de transmissão, geradores e transformadores que compõem o sistema elétrico. A partir desses dados são simulados alguns casos de curto-circuito que são necessários para inicializar o processo de otimização dos parâmetros de ajustes de sobrecorrente direcional de neutro instantâneo (67NI) e sobrecorrente direcional de neutro temporizado (67NT) em todos os terminais de linha do sistema em análise. A otimização envolve o ajuste de tempo de atuação dos relés temporizados 67NT que é dado por curvas inversas padronizadas, time dial (TDS) e corrente de Pick-up (IPS). Portanto, os parâmetros de ajuste do 67NT têm 3 variáveis que devem ser ajustadas: tipo de curva, TDS e IPS. A formulação do problema de otimização proposto para realização dos ajustes ótimos é resolvida via Algoritmos Genéticos e foi testada utilizando sistemas de 5 e 30 barras. Foi testada a coordenação de várias combinações desses ajustes até obter os valores ótimos coordenados para todos os relés dos sistemas testados. Abstract: For an Electric Power System to operate satisfactorily there must be an adequate coordination of the protection system, which is done through parameterization of protection relay settings. This parameterization involves studies related to the calculation of short-circuit currents, selectivity and coordination between protection devices. These studies must ensure that the protection systems operate in the shortest time possible and disconnect as few circuits as possible, that is, that the protection relays closest to the occurrence of the short circuit operate faster than the relays in the adjacent lines. As it is a complex task, this work proposes that the obtaining of these adjustment parameters, specifically related to overcurrent relays installed in meshed systems, be done using an optimization process. The input parameters of the optimization problem are the sequence impedance values of the transmission lines, generators and transformers that make up the electrical system. From these data, some short-circuit cases are simulated that are necessary to start the optimization process of the instantaneous directional overcurrent (67NI) and timed directional overcurrent (67NT) adjustment parameters in all the line terminals of the system under analysis. The optimization involves adjusting the actuation time of the 67NT timed relays which is given by standardized inverse curves, time dial (TDS) and Pick-up current (IPS). Therefore, the 67NT adjustment parameters have 3 variables that must be adjusted: curve type, TDS and IPS. The formulation of the optimization problem proposed to perform the optimal fits is solved via Genetic Algorithms and was tested using 5 and 30 bus systems. Coordination of various combinations of these settings was tested until the optimal coordinated values were obtained for all relays in the tested systems.

Orientadora: Profª. Drª. Thelma Solange Piazza Fernandes Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa : Curitiba, 14/12/2021 Inclui referências Área de concentração: Sistemas de Energia Resumo: Os sistemas de armazenamento de energia têm se tornado importantes aliados para a operacionalização de sistemas elétricos compostos por fontes eólicas e solares, os quais são usados principalmente para contornar os elevados níveis de variabilidade de geração desses tipos de fonte. No entanto, os sistemas de armazenamento possuem várias outras aplicações em Sistemas Elétricos de Potência, tal como, uso para aliviar congestionamento na rede de transmissão. Assim, as questões de congestionamento das linhas de transmissão, aliadas ao uso crescente da carga, esgotamento dos recursos hídricos e aumento das fontes eólicas e solares no sistema elétrico brasileiro, justificam a importância de também se realizar estudos a respeito do impacto dos sistemas de armazenamento nos fluxos de potência através das linhas de transmissão de sistemas elétricos. Dentre as várias tecnologias de armazenamento existentes, este trabalho aborda as baterias, as quais protagonizam a maioria dos sistemas de armazenamento de energia instalados na atualidade. Assim, este trabalho tem como foco analisar o uso de baterias em sistemas hidrotérmicos com penetração de fonte eólica, com objetivo de contornar sobrecarga nas linhas de transmissão. Para tanto, é necessário antes, realizar um estudo de como alocar e dimensionar as baterias e uma vez feita as alocações, analisar os impactos advindos de suas instalações na rede de transmissão do sistema hidro-termo-eólico. A alocação e o dimensionamento ótimo das baterias deve ser feita no sentido de minimizar os cortes de carga oriundos dos congestionamentos nas linhas, de se despachar a geração hidráulica e térmica de modo a minimizar os custos de geração das usinas térmicas, além de minimizar os próprios custos de aquisição e operação das baterias. Para tanto, este trabalho formula um problema de otimização que aloca e dimensiona sistemas de baterias em sistemas hidrotérmicos com penetração de fonte eólicas, solucionado via Algoritmos Genéticos e Fluxo de Potência Ótimo Multiperíodo. Os resultados e análises foram realizados utilizando sistema de 33 barras e eles mostram que é possível reduzir cortes de carga devido ao congestionamento da rede de transmissão, postergando assim, a construção de novas linhas de transmissão através da instalação de sistemas de armazenamento. Abstract: Energy storage systems have become important allies to operationalize electrical systems composed of wind and solar sources, which are mainly used to contour high levels of generation variability of these types of sources. However, storage systems have several other applications in Electric Power Systems, such as to alleviate transmission network congestions. Thus, the issues of transmission congestion together with the increasing of load, depletion of water resources and increase of wind and solar sources, as occurring in the Brazilian electrical system, justify the importance of also carrying out studies about the impact of storage systems on power flows through the transmission lines of electrical systems. Thus, this work focuses on analyzing the use of batteries in hydrothermal systems with penetration of wind source, with the intention to circumvent transmission congestions. For that, it is necessary, beforehand, to carry out a study of how to allocate and size the batteries and, once the allocations are made, analyze the impacts arising from their installations on the hydrothermal system's transmission network. The optimal allocation and sizing of the batteries are made to minimize load cuts arising from congestion on the lines, to dispatch hydraulic and thermal generation to minimize the generation costs of thermal plants, in addition to minimize the acquisition and operating costs of the batteries. Therefore, an optimization problem is formulated that allocates and sizes battery systems in hydrothermal systems with penetration of wind sources, solved via Genetic Algorithms and Multiperiod Optimal Power Flow. The results and performance analysis are done using a system of 33 buses. The results show that it is possible to reduce load cuts due to transmission congestion, thus postponing the construction of new transmission lines after the installation of storage systems.

Orientadora: Profa. Dra. Thelma Solange Piazza Fernandes Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa : Curitiba, 27/11/2020 Inclui referências: p. 86-88 Área de concentração: Sistemas de Energia Resumo: Dentre os estudos realizados na fase de planejamento da operação de redes de distribuição, tem os que visam alocar adequadamente equipamentos que promovam a qualidade da energia elétrica entregue aos consumidores, tais como os equipamentos de proteção. Um desses equipamentos, que tem se sobressaído devido à flexibilidade e baixo custo, são os religadores automáticos simplificados (RASs) que são equipamentos capazes de isolar automaticamente faltas permanentes. Mas, a fim de melhor atuar na melhoria dos indicadores de qualidade é importante realizar um adequado planejamento da alocação destes dispositivos. Deste modo, o presente trabalho propõe alocação de RASs em redes de distribuição tendo como objetivos a minimização de seus custo de instalação, manutenção e operação, priorizando a instalação dos mesmos em locais com índices de falha elevado, minimizando o tempo do retorno de investimento e diferentemente dos demais trabalhos, também mitigar os efeitos negativos de penalizações (multas) efetuadas pelo órgão regulador. Para tanto, formula-se um problema de otimização resolvido por meio de Algoritmos Genéticos (AG). Os testes foram realizados utilizando sistema IEEE-123 barras e um alimentador de uma distribuidora real. Para as simulações, três estratégias de alocação são propostas: indicação de número máximo de dispositivos a serem instalados; valor máximo em reais que se deseja investir; deixando o programa escolher a melhor estratégia (autônomo). Também são realizadas análises qualitativas dos resultados via gráficos de dispersão que apresentam as probabilidades relacionadas às alocações obtidas. Conclui-se que houve economia e obtenção de retorno de investimentos atrativos, que são tão mais atrativos quanto mais se investe, além de alocação de dispositivos em barras com índices de falhas elevados. A formulação proposta por esse trabalho pode ser aplicada a diversos arranjos utilizados por distribuidoras a fim de propiciar adequado gerenciamento da alocação de RASs. Palavras-Chave: Alocação. Religadores. Redes de Distribuição. Algoritmos Genéticos. Multas. Retorno de Investimento. Abstract: Among the studies carried out in planning distribution networks operation, are those that aim to properly allocate equipment that promotes the quality of delivered electric energy to consumers, such as protective equipment. One of such devices, which has stood out due to its flexibility and low cost, is the simplified automatic reclosers (RASs), which are capable of automatically isolating permanent faults. However, in order to better act in the improvement of the quality indicators, it is important to carry out an adequate planning for the allocation of these devices. Thus, the present work proposes the allocation of RASs in distribution networks with the objective of minimizing their installation, maintenance and operation costs, prioritizing their installations in locations with high failure rates, minimizing the time of return on investment and, unlike other works, also mitigates the negative effects of penalties (fines) made by the regulatory agency. To this end, it is formulates an optimization problem solved by Genetic Algorithms (AG). The tests were performed using the IEEE- 123 bus system and a real distributor feeder. For the simulations, three allocation strategies are proposed: indication of the maximum number of devices to be installed, maximum value in reais to be invested or letting the program choose the best (standalone) strategy. Qualitative analyzes of the results are also performed via dispersion plots that present the probabilities related to the allocations obtained. The results present attractive return on investments, which are more attractive the more it is invested, and in addition the allocation of devices occurred at buses with high failure rates. The proposed formulation can be applied to several arrangements used by distributors in order to provide adequate management of the allocation of RASs. Keywords: Allocation. Reclosers. Distribution Networks. Genetic Algorithms. Fines. Return of Investment.

Orientadora: Profa. Dra. Thelma Solange Piazza Fernandes Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa : Curitiba, 15/07/2020 Inclui referências: p. 119-125 Resumo: As principais ferramentas para operação e planejamento dos sistemas elétricos de potência (SEP) são o Fluxo de Potência (FP) e Fluxo de Potência Ótimo (FPO). Contudo, em grande parte, a análise feita por estas ferramentas entregam valores determinísticos, ou seja, desconsiderando as eventuais incertezas que ocorrem nos sistemas elétricos. Tais incertezas que alteram a solução de um FP ou FPO são causadas principalmente por erro de dados de linhas e transformadores, previsão de demanda e de geração distribuída. Uma estratégia para incorporar essas incertezas nas ferramentas citadas é através da Matemática Intervalar (MI), que permite a inclusão de intervalos de dados ao invés de um único ponto garantindo uma maior abrangência de estados possíveis do sistema. Além disso, a análise é realizada de uma única vez, ao contrário de métodos probabilísticos que executam exaustivas simulações. Dessa forma, o objetivo deste trabalho é incorporar a Matemática Intervalar no Fluxo de Potência Ótimo Multiperíodo e no Fluxo de Potência Ótimo Trifásico (ferramentas clássicas para análise e otimização de redes ativas de distribuição), a fim de se considerar incertezas de dados de carga e geração. A Matemática intervalar é aplicada como um problema de pós-otimização, ou seja, após uma otimização determinística são acrescentados faixas de incertezas nos parâmetros da rede para que assim possa ser utilizado o método de Krawczyk para a determinação de uma faixa ótima de operação da rede. O método proposto foi comparado com resultados obtidos a partir de 200 simulações que geraram valores aleatórios de carga e geração solar, dentro de uma faixa pré-especificada. Através de simulações feitas com o sistema IEEE de 34 Barras, os resultados obtidos foram próximos aos valores da análise aleatória, com uniformidade na faixa de valores dos resultados independentemente da incerteza utilizada e baixo esforço computacional. Palavras-chave: Fluxo de potência ótimo trifásico. Fluxo de potência ótimo multiperíodo. Matemática intervalar. Método de Krawczyk. Incerteza de geração e carga. Abstract: The main tools for the operation and planning of electrical power systems (EPS) are the Power Flow (PF) and the Optimal Power Flow (OPF). However, the analysis made by these tools generally results in deterministic values, in other words, disregarding any uncertainties that occur in electrical systems. These uncertainties that alter the solution of an OPF or PF are caused mainly by data errors from lines and transformers, as well as the inaccurate demand forecast and distributed generation. In addition, possible failures or unavailability of generators may be considered. A strategy, in order to incorporate these uncertainties in EPS analysis tools, is the Interval Mathematics (IM), which allows the inclusion of data ranges instead of a single point ensuring a wider range of possible states of the system to be analyzed at once, as opposed to deterministic methods that perform exhaustive simulations. In addition, with the increase of Distributed Generations (DGs), storage systems and the improvement of distribution networks have affected the planning and operation of Distribution Lines (DLs), since it is necessary to coordinate these devices in networks that were designed to operate with unidirectional power flows. Thus, the objective of this work is to incorporate Interval Mathematics in the Multiperiod Optimal Power Flow and in the Three Phase Optimal Power Flow, in order to consider uncertainties in load and generation data. The Interval mathematics is applied as a post-optimization problem, that is, after a deterministic optimization, ranges of uncertainties are applied to the network parameters so that the Krawczyk method can be used to determine an optimal range of operation of the network. The proposed method was compared with results obtained from 200 simulations that generated random values of load and solar generation, within a pre-specified range. Through simulations made with the IEEE 34 Bus system, the results obtained were close to the values of the random analysis, with uniform results obtained regardless of the uncertainty used and low computational power. Keywords: Three-phase optimal power flow. Multiperiod optimal power flow. Interval mathematics. Krawczyk Method. Load and generation uncertainty.

Orientador: Dr. Marcelo Rodrigues Bessa Coorientadora: Dra. Thelma Solange Piazza Fernandes Tese (doutorado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Recursos Hídricos e Ambiental. Defesa : Curitiba, 26/06/2020 Inclui referências: p. 113-126 Resumo: Diversos sistemas elétricos da atualidade cogitam em fazer a transição das respectivas matrizes de geração de energia elétrica objetivando uma maior participação de fontes de energia renováveis, principalmente a partir do emprego de fontes eólica e solar. Esta estratégia também exige a introdução de medidas de armazenamento de energia nos respectivos sistemas, sendo as Usinas Hidrelétricas Reversíveis uma das opções consideradas. Neste contexto, as Usinas Hidrelétricas Reversíveis fornecem serviços essenciais para garantia dos requisitos de qualidade dos sistemas elétricos, desempenhando assim um mecanismo de hedge operacional. O Brasil é um dos países que se destaca por apresentar uma matriz de geração de energia elétrica predominantemente renovável e com significativa capacidade de armazenamento de energia mediante reservatórios de usinas hidrelétricas instalados em diversas bacias hidrográficas. A expansão indicativa de seu parque gerador, no entanto, aponta para a crescente participação de fontes renováveis não controláveis e sem adição de capacidade de armazenamento de energia. Esta tendência serve de motivação para perspectivas sobre a implantação de Usinas Hidrelétricas Reversíveis no sistema brasileiro. O Brasil não possui experiência no emprego de Usinas Hidrelétricas Reversíveis e as características operacionais do sistema brasileiro são singulares, o que dificulta a simples comparação da questão com as soluções consideradas nos demais sistemas elétricos. Porém, apresenta condições favoráveis em seu território para a construção deste tipo de usina, configurando um potencial recurso natural estratégico para atender diversos atributos demandados pelo sistema elétrico. O presente estudo tem por objetivo ampliar as investigações em relação ao assunto, mapeando conjunturas sistêmicas em que as Usinas Hidrelétricas Reversíveis possam beneficiar o desempenho global do sistema brasileiro e, consequentemente, alimentar alternativas para o planejamento de sua infraestrutura. O problema é analisado sob a ótica da programação diária da operação do sistema, alocando de forma ótima o despacho das Usinas Hidrelétricas Reversíveis de acordo com determinadas circunstâncias sistêmicas previamente definidas. Para tanto, o sistema é modelado em um Fluxo de Potência Ótimo linear, considerando a influência da malha de transmissão na alocação dos recursos energéticos disponíveis e os custos marginais de operação das Usinas Hidrelétricas Reversíveis nulos. Os resultados mostram que, nas condições estudadas, o sistema brasileiro pode absorver uma elevada participação de geração de fontes renováveis não controláveis sem que haja a necessidade de se tomar medidas urgentes de armazenamento adicional. Adicionalmente, o emprego de Usinas Hidrelétricas Reversíveis pode oferecer sinergias no tocante ao escoamento dos recursos hidrelétricos do subsistema Norte, descongestionamento de fluxos na rede, geração renovável em cenários hidrológicos severos e políticas de expansão de termelétricas na base e de fontes renováveis com sazonalidade complementar à estação seca do regime hidrológico do sistema. O modelo proposto também consolida avanços no desenvolvimento de ferramentas para avaliação integrada de estudos energéticos e elétricos, com perspectivas positivas para o aprimoramento do planejamento da operação do sistema elétrico brasileiro. Palavras-chave: Usina Hidrelétrica Reversível. Sistema Interligado Brasileiro. Planejamento da Operação. Fontes Renováveis. Abstract: Presently, several electrical systems are taking actions in order to make the transition from their matrices of electricity generation into renewable ones, mainly incorporating wind and solar sources. This strategy also requires the introduction of energy storage measures in the respective systems, such as the Pumped Hydro Storage Plants. In this context, the Pumped Hydro Storage Plants provide essential services to ensure electrical systems standard requirements, thus performing an operational hedge mechanism. Brazil is one of the countries that stands out for having a predominantly renewable electricity generation matrix and with significant energy storage capacity through hydroelectric plants reservoirs installed in several watersheds. The indicative expansion of its generating park, however, points to the growing participation of uncontrollable renewable sources and no addition of energy storage capacity, which is the reason why it awakens perspectives on the implantation of Pumped Hydro Storage Plants in the Brazilian system. Brazil has no experience in the use of Pumped Hydro Storage Plants and the operational characteristics of the Brazilian system are unique, which makes it difficult to compare the issue with the solutions considered in other electrical systems. However, it has potential in its territory for the construction of this type of plant, representing a strategic natural resource to meet several electrical systems attributes. The present study aims to expand the investigations in relation to the subject, comprehensively mapping systemic conjunctures in which the Pumped Hydro Storage Plants can benefit the global performance of the Brazilian system and, consequently, offering alternatives for its infrastructure planning. The problem is analyzed from a daily schedule system operation perspective, allocating optimally the Pumped Hydro Storage Plants dispatch according to certain previously defined system circumstances. Therefore, the system is modeled on a linear Optimal Power Flow, considering the influence of the transmission grid on the allocation of available energy resources and Pumped Hydro Storage Plants marginal operation costs as null. The results showed that the current operational flexibility of the Brazilian system can absorb a high share of generation from uncontrollable renewable sources without urgent measures for additional storage. Additionally, the use of Pumped Hydro Storage Plants can offer synergies in terms of the North subsystem hydroelectric energy flow, transmission grid flows decongestion, renewable generation in severe hydrological scenarios and expansion policies regarding base thermoelectric plants and seasonality complementary renewable sources to the season drought of the system hydrological regime. The proposed model also consolidates advances in the tools development for the integrated assessment of energy and electrical studies, with positive prospects for improving the operation planning of the Brazilian electrical system. Keywords: Pumped Hydro Storage. Brazilian Interconnected System. Operation Planning. Renewable Sources

Orientadora: Prof.a Dr.a Thelma Solange Piazza Fernandes Tese (doutorado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa : Curitiba, 19/06/2020 Inclui referências Resumo: As redes ativas de distribuição e desbalanceadas devem operar adequadamente a geração distribuída, resposta da demanda, equipamentos de armazenamento de energia e penetração de veículos elétricos. Para diferentes níveis de carga e diferentes recursos distribuídos de energia, um importante requisito operacional é a manutenção do perfil de tensão dentro de limites padronizados. Para tanto, essa tese propõe um Fluxo de Potência Ótimo Trifásico Multiperíodo (FPOTM) que planeja a regulação de tensão de redes de distribuição ativas, desbalanceadas e que são submetidas a diferentes cenários operacionais. Esse FPOTM encontra pontos de operação viáveis através de ajustes de taps de reguladores de tensão e de transformadores de distribuição, além de dimensionar banco de capacitores aderentes aos taps ajustados. A característica diferenciadora dessa formulação é que, além do ajuste tradicional dos reguladores de tensão de uma rede ativa trifásico, ela também ajusta os taps de transformadores de distribuição e dimensiona potência reativa injetada por bancos de capacitores. Para o ajuste dos taps, utilizase a representação dos transformadores de distribuição pelo modelo de injeção de potência, de modo a atender simultaneamente vários cenários de carga e geração distribuída. O problema de otimização é resolvido pelo Método dos Pontos Interiores versão Primal-Dual. A validação dos resultados é feita comparando os resultados obtidos pelo FPOTM proposto com os obtidos por um Fluxo de Potência Ótimo Trifásico Parametrizado. O sistema IEEE-34 barras é usado para ilustrar dimensionamento dos bancos de capacitores, em que é possível analisar a influência que os bancos capacitores com valores de susceptância capacitiva diferentes entre as fases tem na regulação do desequilíbrio de tensão. Os sistemas IEEE-123 barras e 90 barras são usados para ilustrar os ajustes dos taps dos transformadores de distribuição (FD), sendo que o modelo FPOTM ajusta os taps dos TDs satisfazendo vários patamares de cargas, de insolação e penetração da geração fotovoltaica (GFV). Já o FPOTP atua de forma positiva na minimização do desequilíbrio de tensão entre as fases e no despacho de reativo da GFV. Outro ganho perceptível no sistema, comparando-se os transformadores de distribuição com seus taps ajustados contra TAPs no valor nominal, é a redução das perdas totais do sistema. A formulação proposta mostrou-se uma importante ferramenta de planejamento e análise para sistemas de distribuição. Palavras-chave: Fluxo de Potência Ótimo Trifásico Multiperíodo. Redes de distribuição. Transformadores de distribuição. Banco capacitores. Regulador de tensão. Abstract: Active and unbalanced distribution networks must operate distributed generation, demand response, energy storage equipment and electric vehicle penetration properly. For different load levels and different distributed energy resources, an important operational requirement is to maintain the voltage profile within standard limits. To this end, this thesis proposes a Multiperiod Optimal Three-Phase Power Flow (FPOTM) that plans the voltage regulation of active, unbalanced distribution networks that are subjected to different operational scenarios. This FPOTM finds viable operating points through adjustments of taps of voltage regulators and distribution transformers and measures reactive power injected by capacitor banks. The differentiating characteristic of this formulation is that, in addition to the traditional adjustment of the voltage regulators of a three-phase active network, it also adjusts the taps of distribution transformers and dimension reactive power injected by capacitor banks. For the taps adjustment, the representation of the distribution transformers uses the power injection model that simultaneously meet various scenarios of load and distributed generation. The optimization problem is solved by the Primal-Dual version Interior Points Method. The validation of the results is done by comparing the results obtained by the proposed FPOTM with those obtained by an a Parametric Optimal Three-Phase Power Flow. The IEEE-34 bus system is used to illustrate the design of capacitor banks, in which it is possible to analyze the influence that capacitor banks with different capacitive susceptibility values between phases have on the regulation of voltage imbalance. The IEEE-123 bus and 90 bus systems are used to illustrate the tap settings of the distribution transformers (DT), being that the FPOTM model adjusts the taps of the DTs to satisfy various levels of loads, insolation and penetration of the photovoltaic generation (GFV ). The FPOTP acts positively in minimizing the voltage imbalance between the phases and in the GFV reactive dispatch. Another noticeable gain in the system, comparing the distribution transformers with their taps adjusted against taps at nominal value, is the reduction of the total losses of the system. The proposed formulation proved to be an important planning and analysis tool for distribution systems. Keywords: Optimal Three-phase Multi-period Power Flow. Distribution networks. Distribution transformers. Capacitor bank. Voltage regulator.

Orientadora: Prof.ª Drª. Thelma Solange Piazza Fernandes Coorientador: Prof. Dr. Marcelo Bessa Tese (doutorado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa : Curitiba, 26/11/2020 Inclui referências: p. 158-164 Resumo: O Brasil dispõe de uma matriz elétrica de origem predominantemente renovável, sendo que a fonte hídrica é a mais representativa. Esta predominância hídrica traz consigo características sazonais específicas, pois os objetivos de manter os reservatórios em níveis elevados de forma a garantir uma maior produtividade e reduzir os vertimentos - energia desperdiçada - são conflitantes. Essas características fazem do Sistema Interligado Nacional (SIN) único em âmbito mundial pela sua complexidade. A fim de aprimorar os estudos de operação e planejamento inerentes ao SIN, este trabalho objetiva analisar o impacto do emprego de uma representação da rede elétrica em mais detalhe por meio de equações de balanço de potência ativa e reativa, que permitem a consideração não só de gargalos de transmissão, mas também de magnitudes de tensão no horizonte de curto prazo. Além disso, em face do aumento da participação da fonte eólica na matriz energética brasileira, vislumbra-se a necessidade de alocar convenientemente reserva girante entre as usinas para assegurar maior confiabilidade no atendimento da carga. Para tanto, essa alocação é também inserida nos estudos de planejamento de curto prazo. O problema de despacho hidrotérmico eólico, problema energético, proposto é resolvido por técnicas de Inteligência Artificial Algoritmos Genéticos (AGs) e Evolução Diferencial (ED) sendo que o despacho de potência e alocação de reserva girante com inclusão de restrições elétricas não lineares, problema elétrico, são modelados via Fluxo de Potência Ótimo, o qual é resolvido pelo Método dos Pontos Interiores. O método proposto é testado em um sistema de 33 barras e 1768 barras que correspondem ao SIN reduzido com representação das usinas hidráulicas e térmicas individualizadas. Verificou-se que o uso da técnica ED proporciona reprodutibilidade em relação aos despachos obtidos via AGs e possui boa aderência ao problema de coordenação hidrotérmica. Concluiu-se que para o sistema de menor porte, 33 barras, a inclusão das restrições não lineares da rede elétrica influenciou de forma significativa o despacho hidrotérmico eólico e elevou de forma significativa o tempo computacional. Para essa formulação também ficou evidenciado que essas restrições não lineares e a inclusão da reserva elevam o acionamento de térmicas o que afeta substancialmente o custo do despacho. Para o SIN não foi possível convergir a formulação não linear clássica portanto fez-se a formulação de um FPO linear alternativo onde aproximações lineares permitiram o monitoramento do perfil de tensão das barras associadas aos geradores de potência. Essa formulação se mostrou adequada e promissora para convergência de problemas de grande porte onde se têm o interesse em monitorar as variáveis supracitadas. Palavras-chave: Planejamento da Operação. Despacho Hidrotérmico. Fluxo de Potência Ótimo. Evolução Diferencial. Usinas individualizas. Restrições elétricas. Abstract: Brazil has an electrical matrix of predominantly renewable origin, with the water source being the most representative. This water predominance brings with it specific seasonal characteristics, as the objectives of maintaining the reservoirs at high levels in order to guarantee greater productivity and reduce spills - wasted energy - are conflicting. These characteristics make the National Interconnected System (SIN) unique worldwide due to its complexity. In order to improve the operation and planning studies inherent to the BIPS, this work aims to analyze the impact of the use of a representation of the electric grid in more detail through active and reactive power balance equations, which allow the consideration not only of transmission bottlenecks, but also of magnitudes of tension in the short term horizon. In addition, in view of the increased share of the wind source in the Brazilian energy matrix, there is a need to conveniently allocate a rotating reserve between the plants to ensure greater reliability in handling the load. To this end, this allocation is also included in short-term planning studies. The problem of wind hydrothermal dispatch, energy problem, proposed is solved by techniques of Artificial Intelligence Genetic Algorithms (AGs) and Differential Evolution (ED) and the dispatch of power and allocation of rotating reserve with inclusion of non-linear electrical restrictions, electrical problem, are modeled via Optimal Power Flow, which is solved by the Interior Point Method. The proposed method is tested in a system of 33 bars and 1768 bars that correspond to the reduced SIN with representation of individualized hydraulic and thermal plants. It was found that the use of the ED technique provides reproducibility in relation to orders obtained via AGs and has good adherence to the hydrothermal coordination problem. It is concluded for the smaller system, 33 buses, the inclusion of the non-linear restrictions of the electric grid significantly influenced the wind hydrothermal dispatch and significantly increased the computational time. For this formulation it was also evidenced that these nonlinear restrictions and the inclusion of the spinning reserve increase the activation of thermal plants, which substantially affects the cost of dispatch. For the SIN, it was not possible to converge the classic non-linear formulation, so the formulation was made for an alternative linear FPO where linear approximations allowed the monitoring of the voltage profile in the buses associated with the power generators promising for the convergence of large problems where there is an interest in monitoring the variables mentioned above. Keywords: Operation Planning. Hydrothermal dispatch. Optimal Power Flow. Differential Evolution. Individual plants. Electrical restrictions.

Conselho Nacional do Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq) Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) Financiadora de Estudos e Projetos (FINEP) Fundação Araucária de Apoio ao Desenvolvimento Científico e Tecnológico do Paraná Secretaria da Ciência, Tecnologia e Ensino Superior (SETI) Um crescente aumento da participação da energia elétrica na matriz energética mundial vem ganhando importância e apresentando alternativas para atender o aumento da demanda de energia. Dentro das diversas opções, a energia eólica e a energia solar são as que mais se destacam, fomentadas pelo avanço de tecnologias, a preocupação com sustentabilidade e por apresentarem custos cada vez mais competitivos. O Brasil segue, de maneira geral, essas mesmas tendências internacionais em relação ao desenvolvimento energético. Através, de incentivos fiscais, econômicos e políticas públicas que estimulam o crescimento das fontes renováveis, a geração solar fotovoltaica distribuída vem se destacando, com um significativo aumento da sua participação na matriz de energia elétrica brasileira. Entretanto, esse aumento carrega consigo uma necessidade de estudos que analisem os possíveis impactos que esse fato pode trazer para os sistemas de distribuição de energia elétrica existentes, para os consumidores finais e para as distribuidoras. Portanto, esse estudo visa analisar os principais impactos em regime permanente em uma rede de distribuição de energia elétrica real brasileira considerando análises probabilísticas. Para isso, foi realizada uma revisão na literatura desses impactos. Em seguida, foi escolhido o software de análise de fluxo de potência OpenDSS®, que em certos momentos foi controlado via Matlab®. Com isso, foi caracterizada e modelada uma rede hipotética e um alimentador real brasileiro. Para a rede hipotética foram realizadas análises determinísticas. Nos cenários elaborados para o alimentador real foram realizadas análises probabilísticas baseadas em Monte Carlo, em que foram utilizadas variáveis aleatórias. Assim, foram apresentados o comportamento da média das violações dos impactos com o crescimento dos fatores de penetração e de alocação. Sendo observado que quando foram consideradas mais variáveis aleatórias, as violações ocorreram para menores fatores de penetração e de alocação. Os impactos analisados foram na tensão, corrente, perdas, fator de potência e desequilíbrio de tensão. An increase in the share of electric energy in the world has been gaining importance and presenting alternatives to meet the increase in energy demand. Within the various options, wind energy and solar energy are the most outstanding, encouraged by the advancement of technologies, concern for sustainability and increasingly competitive costs. Brazil follows, in general, these same international trends in relation to energy development. Through fiscal, economic and public policies that stimulate the growth of renewable sources, distributed solar photovoltaic generation has been highlighted, with a significant increase of its participation in the Brazilian electric energy generation. However, this increase requires studies that analyze the possible impacts that this may have on existing electricity distribution systems, for final consumers and distributors. Therefore, this study aims to analyze the main impacts in steady-state in a Brazilian real feeder considering probabilistic analyzes.For this, a literature review of these impacts was carried out. Then, OpenDSS® power flow analysis software was chosen, which at certain times was controlled via Matlab®. With this, a hypothetical grid and an real Brazilian feeder were characterized and modeled. Scenarios were elaborated, which led to the hypothetical grid to the deterministic analyzes. In the scenarios elaborated for the real feeder, probabilistic analyzes were performed based on Monte Carlo, in which random variables were used. Thus, the behavior of the average of the violations of the limits of the impacts with the growth of the penetration factor and allocation factor were presented. It was observed that when more random variables were considered, the violations occurred for lower penetration and allocation factors. The analyzed impacts were on voltage, current, losses, power factor and voltage unbalance.

Orientador: Prof. Dr. Clodomiro Unsihuay-Vila Coorientadora: Prof.a Dr. a Thelma Solange P. Fernandes Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa : Curitiba, 29/08/2019 Inclui referências: p. 127-133 Área de concentração: Sistema de energia Resumo: A frota de veículo elétrico (VE) cresce rapidamente no mundo, em 2018 já superou a marca de 5,1 milhões. A inserção de VE nas redes ativas de distribuição significa uma evolução nos sistemas de energia elétrica, mas essa evolução requer avanços no planejamento da operação, de maneira a considerar o aumento da complexidade que esses novos elementos podem causar na rede. Por isso, se faz necessário ferramentas computacionais que permitam analisar os impactos que o VE causa na operação de redes ativas de distribuição, de maneira a auxiliar na definição de estratégias operativas apropriadas e garantir a otimização de todos os recursos energéticos do sistema. Dessa forma, nesta dissertação foi desenvolvido um modelo computacional, formulado como um problema de otimização capaz de determinar a programação diária da operação de redes ativas de distribuição, considerando a inserção do VE na rede. O problema foi abordado através de um Fluxo de Potência Ótimo (FPO) multiperíodo. A intertemporalidade do problema é formulada através da introdução de uma função de acoplamento representada pela energia armazenada pelas baterias do VE. A resolução do FPO foi através do Métodos dos Pontos Interiores versão Primal-Dual. O horizonte de planejamento é de 24 períodos, divididos em horas. Também é considerado a geração distribuída fotovoltaica e um sistema de tarifação horária de energia. O veículo elétrico é incorporado no problema por meio da adição de uma variável de otimização à função objetivo que além de alterar as restrições de balanço de potência também é usada para monitorar a energia armazenada nas baterias. Como resultado, têm-se um FPO multiperíodo que busca, além da minimização dos custos operativos e perdas de transmissão, também a maximização da energia armazenada nas baterias dos veículos elétricos conectados à rede visando a injeção ótima de energia à rede ativa. Nas simulações realizadas, foram utilizados cenários determinísticos de conexão do VE para avaliar seus impactos nas perdas, custos operacionais e perfil de tensão do sistema elétrico. Os resultados de simulações demonstraram que, no cenário de perfil residencial, que possibilitam o carregamento/descarregamento, é perceptível uma melhora no perfil de tensão do sistema. Isso mostra que a apropriada operação dos VEs com possibilidade de injeção de energia à rede podem ser uma boa alternativa para deslocar picos de carga e reduzir custos operacionais da rede ativa de distribuição. Para o perfil comercial, é perceptível uma redução do perfil de tensão para o seu instante de conexão. Entretanto, esse comportamento pode ser complementado através de uma geração fotovoltaica, que apresenta seus picos de geração nos mesmos instantes em que o VE carrega. Para os cenários que consideram uma alta inserção de VE na rede, os impactos no perfil de tensão do sistema são bastante significativos, demonstrando que para que a rede seja capaz de atender uma grande frota de VEs devem ser feitos investimentos na infraestrutura da rede de distribuição. O impacto da inserção do VE à rede pode aumentar em até 40% as perdas do sistema. Os impactos no custo de operação são significativos, podendo aumentar em até 19%, para cenários de alta penetração de VE. Palavras-chave: Planejamento da Operação. Redes Ativas de Distribuição. Veículo Elétrico. Fluxo de Potência Ótimo. Método dos Pontos Interiores versão Primal-Dual. Armazenamento de energia em baterias. Abstract: The electric vehicle (EV) fleet is growing rapidly in the world, by 2018, it has already surpassed the 5.1 million mark. The insertion of EV into active distribution grids means an evolution in power systems, but this evolution requires advances in operation planning in order to consider the increased complexity that these new elements in the grid may cause. Therefore, computational tools are needed to analyze the impacts that EV has on the operation of active distribution networks, in order to help define appropriate operating strategies and ensuring the optimization of all energy resources in the system. Thus, in this dissertation a computational model was developed, formulated as an optimization problem capable of determining the daily programming of the active distribution networks operation, considering the insertion of the EV in the network. The problem was addressed through a Multi-Period Optimal Power Flow (OPF). The intertemporality of the problem is formulated by introducing a coupling function represented by the energy stored by LV batteries. The resolution of the OPF was through the Primal-Dual Interior Point Method. The planning horizon is 24 periods, divided into hours, under the influence of photovoltaic generation and an hourly energy hourly charging system. The electric vehicle is incorporated into the problem by adding an optimization variable to the objective function which in addition to changing the power balance restrictions is also used to monitor the energy stored in the batteries. As a result, there is a MultiPeriod OPF that seeks, in addition to minimizing operating costs and transmission losses, also maximizing the energy stored in the batteries of electric vehicles connected to the grid for optimal injection of power to the grid at peak hours. In the simulations performed, deterministic EV connection scenarios were used to assess their impacts on losses, operating costs and voltage profile. Simulation results showed that, in the residential profile scenario, which enables loading / unloading, an improvement in the system voltage profile is noticeable. Showing that appropriate EV operation can be a good alternative for shifting power generation from light load moments of the system to high load moments, optimizing the use of system energy resources, reducing operating costs of active distribution. For the commercial profile, a reduction of the voltage profile is noticeable for its connection time. However, this behavior can be complemented by a photovoltaic generation, which presents its generation peaks at the same time that the EV charges. For scenarios that consider a high insertion of EV in the grid, the impacts on the system voltage profile are quite significant, demonstrating that for the grid to be able to serve a large fleet of EVs, investments in the distribution network infrastructure must be made. The impacts of EV insertion into the network can increase system losses by up to 40%. The impacts on operating costs are significant and may increase by up to 19% for high EV penetration scenarios. Keywords: Operation Planning. Active Distribution Networks. Electric Vehicle. Optimal Power Flow. Primal-Dual Interior Point Method. Energy storage in batteries.

Orientadora: Prof. Dra. Thelma S. P. Fernandes (UFPR) Coorientadores: Prof. Dr. Alexandre Rasi Aoki (UFPR), Prof. Dr. Daniel Navarro Gevers (THI) Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa : Curitiba, 03/02/2020 Inclui referências Resumo: A operação das redes de distribuição mudou nos últimos anos devido à inserção de recursos energéticos distribuídos. Esses sistemas ativos consistem em sistemas de geração, como sistemas fotovoltaicos, ou mesmo sistemas de armazenamento, como baterias. Uma vez que as redes de distribuição não foram projetadas considerando a presença de sistemas de geração e armazenamento, é necessário verificar o impacto desses elementos quando conectados ao sistema elétrico em diferentes níveis de penetração. Para avaliar os impactos desses novos elementos, foram realizados estudos de fluxo de potência, permitindo compreender o comportamento da rede elétrica distribuída considerando um estado operacional definido. Para essa análise, foi utilizada a ferramenta de software OpenDSS, sendo considerados diferentes níveis de penetração, calculados de acordo com dois critérios diferentes: um baseado na relação da potência instalada da carga e da geração e outros baseado na capacidade de suporte do alimentador. Para realizar o planejamento da rede de distribuição, considerando o horizonte de um dia à frente, foi proposto o aprimoramento do fluxo ótimo de energia por períodos múltiplos, também chamado de fluxo ótimo de energia dinâmico. A formulação clássica ideal de fluxo de energia multiperíodo é normalmente usada para resolver o despacho de energia e o gerenciamento do lado da demanda. Portanto, foi necessário propor modelagem estendida, na qual foi possível inserir o modelo correspondente ao funcionamento da bateria. Esse novo fluxo de energia ideal de vários períodos tem o objetivo de minimizar as perdas de energia elétrica e os custos operacionais do sistema e da bateria. As simulações realizadas compreenderam duas etapas: na primeira, o impacto dos elementos ativos nas redes de distribuição foi avaliado por simulações de fluxo de potência com diferentes níveis de penetração nos sistemas de geração, e a segunda consistiu na simulação do fluxo de potência ideal. prorrogado por vários períodos para avaliar o planejamento da operação da rede e do sistema de baterias de acordo com as previsões de geração e demanda para o dia seguinte. Nos dois casos, a rede de distribuição foi modelada considerando a presença de bancos de capacitores e também a operação de reguladores de tensão, uma vez que esses dispositivos já existem na rede de distribuição, mesmo antes da inserção dos elementos ativos. Dessa forma, os resultados encontrados evidenciaram os impactos da inserção de recursos energéticos distribuídos nas redes de distribuição, principalmente quando os níveis de penetração são maiores, reduzindo, neste caso, as perdas de energia do sistema. Em relação ao planejamento da operação do sistema, verificou-se que as descargas das baterias ocorrem durante o pico da carga, a propósito, que os períodos de carregamento variam de acordo com a disponibilidade de geração fotovoltaica. As abordagens propostas destacam a possibilidade de avaliar e planejar a operação ideal dos sistemas de distribuição existentes, considerando a inserção de novos elementos. Palavras-chave: Fluxo de Potência Ótimo Multi-Período. Fluxo de Potência. Sistemas Ativos de Distribuição. Baterias. Sistemas Fotovoltaicos. Níveis de Penetração. Abstract: The operation of the distribution networks has changed over the last years due to the insertion of distributed energy resources. These active systems consist of generation systems, such as photovoltaic systems, or even storage systems, such as batteries. Since distribution networks were not designed considering the presence of generation and storage systems, it is necessary to verify the impact of these elements when connected to the electrical system at different penetration levels. In order to evaluate the impacts of these new elements, power flow studies were performed, allowing to undestand the behavior of the electric distributed network considering a defined operating state. For this analysis, the OpenDSS software tool was used, being considered different penetration levels calculated according to two different criteria: one based on the relation of the installed power of the load and the generation, and others based on the feeder supportability. In order to carry out the planning of the distribution network, considering the horizon of a day ahead, it was proposed the enhancement of multi-period optimum power flow, also called dynamic optimum power flow. The classical multi-period optimal power flow formulation is normally used to solve energy dispatch and demand-side management. Therefore, it was necessary to propose an extended modeling, in which it was possible to insert the model corresponding to the operation of the battery. This new multi-period optimal power flow has the objective to minimize the electrical power losses and system and battery operating costs. The simulations carried out comprised two stages: in the first one, the impact of the active elements in distribution networks was evaluated by power flow simulations with different levels of penetration of generation systems, and the second one consisted on the simulation of the optimal power flow multi-period extended to evaluate the planning of the network operation and the battery system according to the forecasts of generation and demand for the day ahead. In both cases, the distribution system was modeled considering the presence of capacitor banks and also the operation of voltage regulators, since these devices already exist in the distribution system, even before the insertion of the active elements. In this way, the results found evidenced the impacts of the insertion of distributed energy resources in the distribution networks mainly when the penetration levels are higher, reducing, in this case, the power losses of the system. Regarding the planning of system operation, it was verified that the battery discharges happen during the peak of the load, by the way, that the charging periods vary according to the availability of photovoltaic generation. The proposed approaches highlight the possibility to evaluate and plan the optimal operation of existing distribution systems considering the insertion of new elements. Keywords: Multi-period Optimum Power Flow. Batteries. Photovoltaic Systems. Penetration Levels.

Orientador: Prof. Dr. Clodomiro Unsihuay Vila Coorientadora: Profa. Dra. Thelma Solange Piazza Fernandes Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa : Curitiba, 01/06/2018 Inclui referências: p.113-117 Área de concentração: Sistemas de Potência Resumo: O sistema de distribuição de energia elétrica está sofrendo mudanças significativas na sua infraestrutura e consequentemente na sua operação e planejamento. Neste contexto, um dos temas mais abordados recentemente é o das redes inteligentes. O conceito de redes inteligentes reside em proporcionar habilidades ao sistema para torná-lo mais sustentável, seguro, confiável, eficiente e econômico. Dentro desse amplo contexto destacam-se a geração distribuída e capacidade de self-healing da rede. A inserção desses novos componentes no sistema elétrico impacta tanto em seu custo de operação, quanto em seus índices de confiabilidade. Então, é desejável que a geração distribuída, capacidade de self-healing da rede e a análise de confiabilidade estejam presentes no planejamento da expansão do sistema de distribuição de energia elétrica, mesmo que esses fatores aumentem sua complexidade. Sendo assim, este trabalho propõe o desenvolvimento de uma metodologia computacional para o planejamento da expansão multiestágio e multiobjetivo do sistema de distribuição de energia elétrica considerando critérios de confiabilidade, geração distribuída, assim como instalação de linhas, alocação de chaves e de capacitores, em cenários que a rede elétrica está operando no contexto das redes inteligentes. O objetivo é encontrar uma solução que reduza o custo total (investimento, operação e relacionado à confiabilidade) e o tempo médio de interrupção de energia elétrica. Para tanto, neste trabalho, o planejamento da expansão proposto é formulado como um problema de otimização não-linear inteiro misto, solucionado através da combinação de metaheurísticas (NSGA-II), técnicas de simulação de processos estocásticos (Simulação de Monte Carlo) e fluxo de potência ótimo com corte de carga (método dos pontos interiores). Sendo o NSGA-II responsável por alocar os componentes do plano de expansão, gerando indivíduos, enquanto a Simulação de Monte Carlo, em conjunto ao fluxo de potência ótimo, são responsáveis por calcular a confiabilidade e as funções objetivos de cada indivíduo. A metodologia proposta foi testada em uma versão modificada do sistema teste IEEE-RBTS BUS 2 e em um sistema teste de 90 barras. Os resultados obtidos apresentaram uma redução de mais de 20% no custo da operação do sistema e uma redução de mais de 70% no tempo médio de interrupção, para os dois sistemas testes. Também foram testados cenários desconsiderando ora geração distribuída, ora self-healing e ora a análise de confiabilidade, ficando evidente o quanto a inserção dessas variáveis no planejamento impacta o resultado, chegando a aumentar em 50% o valor da função fitness nos testes realizados. Ademais, foi realizada uma análise dos resultados no planejamento da expansão utilizando os métodos Minimal Cut Set e Minimal Cut Set with Load Shedding, além da Simulação de Monte Carlo, para se estimar os índices de confiabilidade. Sendo que a Simulação de Monte Carlo se apresentou a mais indicada para o sistema de 90 barras, porém, para sistemas menores as outras técnicas podem ser mais vantajosas. Por fim, foi realizada uma análise de repetidos testes com a metodologia proposta, apresentando uma variação pequena entre os resultados, 18 resultados iguais em 30 testes realizados e desvio padrão de 1% no valor da função fitness de todos os testes, demonstrando a robustez do método proposto. Ficou evidente que os temas abordados não podem mais estar fora do planejamento da expansão do sistema de distribuição. Palavras-chave: Geração distribuída. Planejamento multiestágio de sistemas de distribuição. Confiabilidade. Smart grids. Self-healing. Abstract: The electrical power distribution system has been changing significantly in its infrastructure and in its way of operating and planning. In this context, one of the most discussed topics is the Smart Grids. Smart Grids lies in providing the system skills to make it smarter, safer, more reliable, more efficient and economical. Among the many topics related to Smart Grids, the distributed generation and self-healing are the most discussed topics. The insertion of these new components into the electrical system impacts both its operating cost and its reliability indexes. Therefore, distributed generation, self-healing and reliability analysis should be present in the distribution expansion planning, even if these subjects increase its complexity. Thus, this work proposes a computational methodology to solve the multi-period and multi-objective distribution expansion planning considering reliability indexes, distributed generation, as well as branches, switches and capacitor placement, where the power grid is operating in the smart grids context. The objective is find a solution which decreases the total cost (investment, operation and reliability) and the average time of electrical energy interruption. So, in this work, the proposed expansion planning is formulated as a mixed integer nonlinear optimization problem, solved through the combination of metaheuristics (NSGA-II), stochastic simulation techniques (Monte Carlo simulation) and optimum power flow with load shedding. The NSGA-II is responsible for placing the components of the expansion planning, generating new individuals, while the Monte Carlo Simulation, along with the optimum power flow, is responsible for calculating the reliability indexes and the objective functions of each individual. The proposed method was applied in a modified version of the IEEE-RBTS BUS 2 test system and a 90-BUS test system. The obtained results showed a reduction of more than 20% in the operating cost and more than 70% in the average interruption time, for both test system. In addition, it was performed scenarios not including distributed generation, self-healing and the reliability analysis, individually. It was evident the impact in the results by including a new variable in the expansion planning, increasing up to 50% in the value of the fitness function for the performed tests. Furthermore, it was performed an analysis using other methods to estimate the reliability indexes, the Minimal Cut Set and Minimal Cut Set with Load Shedding methods. Showing that the Monte Carlo Simulation is recommended for the 90-bus test system, however, for smaller systems, such as IEEE-RBTS BUS 2, other techniques may be more useful. Finally, an analysis of repeated tests was performed with the proposed methodology, presenting a small variation between the results, 18 equal results in 30 tests performed within 1% of standard deviation in the value of the fitness function of all tests, showing the robustness of the proposed method. It became evident that the covered topics can no longer be outside the distribution expansion planning. Keywords: Distributed generation. Multi-period distribution expansion planning. Reliability. Smart grids. Self-healing.

Orientadora: Profa. Dra. Thelma Solange Piazza Fernandes Coorientador: Prof. Dr. João Américo Vilela Junior Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Ciências Exatas, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa : Curitiba, 10/08/2018 Inclui referências: p.174-187 Área de concentração: Sistemas de Energia Resumo: O planejamento de reativo das redes de distribuição, principalmente com a alocação de bancos de capacitores, já é um assunto bastante discutido e consolidado na literatura. Existem diversas técnicas que propõem resolver de forma otimizada este problema, que pode se apresentar de maneira isolada ou de forma híbrida considerando outros equipamentos, como reguladores de tensão, para corrigir problemas de tensão na rede. Entretanto, com a crescente penetração de geração distribuída na rede de distribuição, principalmente a geração solar fotovoltaica, o planejamento de reativo deve ser atualizado para minimizar os problemas oriundos da massiva penetração deste tipo de geração, principalmente em termos de fator de potência. Os trabalhos atuais na área consideram a geração fotovoltaica como mais um sistema a ser alocado, porém, à princípio, é o consumidor que decidirá instalar um sistema de geração distribuída em sua propriedade, ou seja, esta unidade de geração não será previamente alocada, a menos que seja de posse da concessionaria. Sendo assim, o diferencial deste trabalho consiste em estudar os impactos provenientes da forte penetração de geração fotovoltaica na alocação simultânea de bancos de capacitores e reguladores de tensão. Para isso, considerando a tecnologia dos inversores de eletrônica de potência disponíveis, este trabalho tem por objetivo modelar, em um Fluxo de Potência Ótimo, o despacho de potência reativa destes geradores para atuarem como compensadores de potência reativa ao longo de todo o dia, mesmo no período noturno quando não existe geração de potência ativa. De forma a orientar este despacho das unidades de geração fotovoltaica, é proposto uma nova função objetivo para o Fluxo de Potência Ótimo que consiste em minimizar o desvio do fator de potência da subestação de valores especificados. O processo de alocação é resolvido por meio de Algoritmos Genéticos modelado de forma a permitir a alocação de bancos de capacitores em barras de média tensão e de baixa tensão, enquanto que reguladores de tensão são alocados apenas na rede de média tensão. Os resultados demonstram que com este tipo de abordagem elimina-se a necessidade da utilização de bancos de capacitores fixos na rede de distribuição, sendo necessário apenas a utilização de bancos de capacitores automáticos nos períodos de máxima geração de potência ativa, dependendo do nível de penetração de geração fotovoltaica. Outros resultados mostram que a combinação de bancos de capacitores, reguladores de tensão e geração fotovoltaica com capacidade de despacho de potência reativa é extremamente eficiente para resolver os problemas de qualidade de energia elétrica, minimizando as perdas elétricas sistêmicas. Todas as simulações foram realizadas em cinco cenários com diferentes níveis de penetração de geração fotovoltaica e operação de bancos de capacitores automáticos, considerando um sistema teste de 90 barras, sendo 70 barras de média tensão e 20 barras de baixa tensão acopladas por transformadores típicos de distribuição. Palavras-chave: Despacho de geração fotovoltaica. Regulação de fator de potência. Operação noturna de inversores. Planejamento de reativo. Sistemas de distribuição. Abstract: The reactive planning of distribution systems, mainly with the allocation of capacitor banks, is already a consolidated and much-discussed subject on the literature. There are several techniques that propose to solve this problem in an optimized way, which can be presented in an isolated or hybrid way considering others equipment, such the voltage regulator. However, with the increasing penetration of distributed generation on the distribution systems, mainly the solar photovoltaic generation, the reactive planning must be updated to mitigate the problems arising from the massive penetration of this kind of generation, mainly in terms of power factor. The current works on this subject consider the photovoltaic generation as another system to be allocated, however, at first, is the consumer who will decide to install a distributed generation system in his property, in other words, this generation unity won't be previously allocated unless it is owned by the utility. Therefore, the differential of this work consists to study the impacts from the photovoltaic generation penetration on the simultaneous allocation of capacitor banks and voltage regulators. For this, considering the current available power electronics technology, this work aims to model, in an Optimum Power Flow, the reactive power dispatch of these generators to act as reactive power compensators all day long, even at night period when haven't active power generation. To guide the dispatch of photovoltaic generation units, a new objective function for the Optimum Power Flow is proposed in this work which consists to minimize the power factor deviation of the substation from specified values. The allocation process is solved through Genetic Algorithms modeled to allow the allocation capacitors banks in medium voltage and low voltage buses, while the voltage regulator is allocated only on the medium voltage network. The results show that this approach eliminates the need for the use of fixed capacitor banks on the distribution system, requiring only the use of automatic capacitor banks during the maximum active power generation periods, depending on the penetration level of photovoltaic generation. Others results show that the combination of capacitor banks, voltage regulators and photovoltaic generation with reactive power dispatch capability is extremely effective to solve electric energy quality problems on the system, minimizing systemic electrical losses. The simulations were performed on five canaries with a different penetration level of photovoltaic generation and automatic capacitor banks operation, considering a 90 buses test system, with 70 medium voltage buses and 20 low voltage buses coupled with typical distribution transformers. Keywords: Dispatch of photovoltaic generation. Power factor regulation. Night operation of inverters. Reactive planning. Distribution systems

Orientadora : Profª. Drª. Thelma Solange Piazza Fernandes Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa: Curitiba, 14/12/2017 Inclui referências : f. 114-117 Resumo: Em estudos relacionados a análise e operação de sistema elétricos de potência (SEP) tais como, fluxo de carga (FC), fluxo de potência ótimo (FPO), cálculo de curto-circuito e outros, as incertezas provêm dos parâmetros dos transformadores e linhas de transmissão, da previsão da demanda assumida para as barras de carga do sistema, da disponibilidade de potência gerada e possíveis falhas nos geradores. Para incorporação destas incertezas em estudos de SEP, este trabalho utiliza a Matemática Intervalar para inserção de incerteza em problemas de FPO. A solução de um FPO se aplica apenas para um determinado ponto de operação e em um determinado instante de tempo. No entanto, ao invés de se considerar apenas um determinado instante de tempo, pode-se considerar uma gama de possíveis situações que podem ser assumidas ao longo de um intervalo de tempo determinado. Sendo assim, os valores de carga, de tensão e de geração não são valores únicos, mas sim intervalos onde a solução pode ser encontrada. Assim, após a aplicação da matemática intervalar é possível se obter valores de intervalares (superior e inferior) de geração de potência ativa, tensões nodais e custo marginal de operação após processo de otimização. Basicamente, a Matemática Intervalar engloba conjunto de métodos para manipulação de intervalos numéricos que aproximam dados incertos. Estes métodos baseiam-se na definição da Aritmética Intervalar e do produto escalar ótimo. Esta técnica evita que se realizem simulações e estudos exaustivos de viabilidade de todas as condições, a fim de garantir que todas as combinações sejam capazes de descrever as condições do sistema com precisão. Da mesma forma é possível diminuir o esforço computacional, evitando os cálculos de inversão e fatoração de matrizes durante o processo iterativo, diminuindo o tempo computacional do processo e os erros numéricos que podem ser agregados. Os resultados serão apresentados para sistemas de 30 e 70 barras. Palavras-chave: Fluxo de Potência Ótimo, Matemática Intervalar, Incerteza da carga. Abstract: In studies related to the analysis and power systems operation (PSO) such as load flow (LF), optimum power flow (OPF), short-circuit calculation and others, the uncertainties come from the parameters of the transformers and lines, the demand for the load bars of the system, the availability of power generation and possible failures in the generators. To incorporate those uncertainties into SEP studies, this study uses the Interval Mathematics to insert uncertainty into OPF problems. The solution of an OPF applies only to a certain point of operation and at a certain instant of time. However, instead of considering only a certain instant of time, the scenario could consider a range of possible situations that can be assumed over a given time interval. Thus, the values of the charge, voltage and generation are not single values, but intervals where the solution can be found. After the application of the interval mathematics, it is possible to obtain values of intervals (upper and lower) of active power generation, nodal voltages and marginal cost of operation after optimization. Interval mathematics is a set of methods for manipulating numerical intervals that approximate uncertain data. Those methods are based on the definition of Interval Arithmetic and the optimal scalar product. The application of this technique avoids simulations and exhaustive feasibility studies of all conditions to ensure that all combinations are capable of accurately describing system conditions. It is possible to reduce the computational effort, avoiding the matrix inversion and factorization calculations during the iterative process, reducing the computational time of the process and the numerical errors that could be added. The results will be showed using system of 30 and 70 buses. Key words: Optimal Power Flow, Interval Mathematics, Load Uncertainty.

Orientadora : Profa. Dra. Thelma Solange Piazza Fernandes Coorientador : Prof. Dr. Alexandre Rasi Aoki Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa: Curitiba, 26/05/2017 Inclui referências : f. 124-130 Resumo: Para o problema de alocação simultânea de banco de capacitores (BCs) e reguladores de tensão (RTs) em redes de distribuição, os critérios de otimização tradicionalmente utilizados são os relacionados ao perfil de tensão, perdas elétricas e custo de equipamentos. Este trabalho introduz novos critérios de otimização a este problema, que são o máximo carregamento e a estabilidade de tensão. A solução é obtida via Algoritmos Genéticos (AG) e Fluxo de Potência Ótimo (FPO). Para avaliar a estabilidade de tensão são aplicados dois índices de barra conhecidos na literatura, ambos formulados a partir do determinante da equação de tensão. O cômputo do máximo carregamento é feito via FPO. As simulações realizadas em sistemas teste de 11 e 70 barras revelam que os benefícios da inserção dos BCs e RTs são compartilhados com as novas funções, sem que essa vinculação resulte em custos excessivos de equipamentos. O trabalho constata que a partir do efeito combinado da alocação de BCs e RTs é possível também ajustar bons intervalos de variação para o índice de estabilidade de tensão. Palavras-chave: Estabilidade de Tensão. Máximo Carregamento. Algoritmos Genéticos. Banco de Capacitores. Reguladores de Tensão. Abstract: To the problem that allocates capacitors banks and voltage regulators in distribution networks, the traditional optimization criteria are related to the voltage profile, electric losses and equipment costs. This work introduces new criteria to this problem, which are maximum loadability and voltage stability. The solution is obtained via Genetic Algorithms and Optimal Power Flow. Two bus indices known by the literature are applied to evaluate the voltage stability, both indices formulated from the determinant of the voltage equation. The computation of the maximum load is done via Optimal Power Flow. The simulations, performed using 11 and 70 bus systems, reveal that the benefits of insertion of the capacitors banks and voltage regulators are shared with the new functions, without this linkage resulting in excessive equipment costs. The work shows that from the combined effect of the allocation of capacitors bank and voltage regulators, it is also possible to adjust good intervals for the voltage stability index. Key-words: Voltage Stability. Maximum Loadability. Genetic Algorithms. Capacitors Bank. Voltage Regulators.

Orientadora : Profª. Drª. Thelma S. Piazza Fernandes Coorientador : Prof. Dr. Clodomiro Unsihuay Villa Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa: Curitiba, 28/04/2017 Inclui referências : f. 84-88 Resumo: Tendo em vista a crescente diversificação da matriz energética brasileira, que tem aumentado sua participação térmica e eólica, deve-se dar redobrada atenção ao provimento de reserva girante, pois a intermitência e natureza aleatória dos ventos resulta em um grande desafio para coordená-la a um sistema hidrotérmico de grande porte. Isto exige aumento da disponibilidade de reserva girante como solução para diminuir o risco de déficit nos momentos de quedas na geração eólica, o que resulta em um custo operativo maior. Assim, este trabalho propõe modelo computacional de apoio à decisão para despacho de potência e reserva para diferentes níveis de penetração de energia eólica e diversidade hidrológica. Para tanto, foi modelado um Fluxo de Potência Ótimo não linear e intertemporal, que além de realizar o despacho de potência ativa e reativa de um sistema hidrotérmico (incluindo restrições elétricas e energéticas) para um horizonte de uma semana ou um dia a frente, é capaz também de fazer alocação ótima de reserva girante (hidráulica e térmica). O modelo foi testado em um sistema de 33 barras que representa o sistema sul equivalente do Brasil. Os resultados obtidos para diferentes cenários hidrológicos e diferentes níveis de penetração eólica são capazes de identificar diferentes despachos de potência e de reserva distribuídos entre as fontes hidroelétricas e térmicas,assim como identificar diferentes custos operacionais envolvidos. Palavras chave:Reserva girante, geração eólica, despacho eólio hidrotérmico Abstract: In view of the increasing diversification of the Brazilian energy matrix, which has increased its thermal and wind participation, attention should be paid to the provision of spinning reserve, because the intermittency and random nature of the winds result in a great challenge to coordinate it with a large hydrothermal system.This requires increasing the availability of spinning reserve as a solution to reduce the risk of deficits at times of wind power downtime, which results in a higher operating cost. Thus, this paper proposes a computational decision support model for power dispatch and reserve for different levels of wind energy penetration and hydrological diversity. In order to do so, a nonlinear and intertemporal Optimal Power Flow was modeled which, in addition to performing the active and reactive power dispatch of a hydrothermal system (including electrical and energy restrictions) for a horizon of one week or one day ahead, is capable also to allocate optimal spinning reserve (hydraulic and thermal). The model was tested in a system of 33 buses that represents the south equivalent system of Brazil.The results obtained for different hydrological scenarios and different levels of wind penetration are able to identify different power and reserve dispatches distributed between hydroelectric and thermal sources, as well as to identify different operational costs involved. Key words: Spinning reserve, wind generation, hydropower

Orientador : Prof. Drª. Thelma Solange Piazza Fernandes Coorientador : Prof. Dr. Marcelo Bessa Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa: Curitiba, 18/03/2016 Inclui referências : f. 111-114 Área de concentração: Sistemas energia Resumo: O uso da fonte de geração de energia eólica tem sido incentivado pelos agentes dosetor elétrico e se disseminando no Brasil, pois os grandes potenciais hidrelétricos estãodiminuindo levando à diversificação da matriz energética, através da formação de umconjunto diversificado de geração com forte predominância hidrelétrica, térmicas e renováveiscomo eólica, solar, biomassa e etc. Assim, é preciso incorporar nos estudos de planejamentoda operação hidrotérmica também o planejamento da operação de fonte de geração eólica afim de bem utilizar as vantagens de cada tipo de geração. Tendo em vista esta tendência, estetrabalho objetiva analisar a influência de se incorporar a geração eólica, levando emconsideração sua sazonalidade, a um problema de despacho de energia elétrica via AlgoritmosGenéticos onde as restrições elétricas são incluídas através de um Fluxo de Potência Ótimolinear que é resolvido mês a mês ao longo do período de 1 ano de planejamento. O métodoproposto foi testado em um sistema de 34 barras. Foram propostas diversas formas parainserir a geração eólica ao longo de patamares de carga. A representação que modela períodosde carga pesada, média e leve com ou sem geração eólica, operando a plena carga, é arepresentação que se mostrou mais adequada para esse sistema teste, pois é a que identificoulinhas de transmissão com capacidade de transmissão máxima atingidas, mostrou também overtimento de unidades hidráulicos sendo influenciados pela inserção da geração de fonteeólica, sendo portanto, a mais representativa.Palavras-chave: Planejamento da operação. Despacho eólio hidrotérmico.Algoritmos Genéticos. Abstract: The use of wind power generation source has been encouraged by the agents of the electricity sector and is spreading in Brazil, as the great hydroelectric potential is decreasing leading to the diversification of energy sources, creating a diverse set of generation with strong hydroelectric presence, thermal and renewable predominance such as wind, solar, biomass, etc. Thus, it is necessary to incorporate the studies of hydrothermal operational plan to the wind power source operational plan, in order to take advantage of each type of generation. Aiming to contribute to this field, this paper seeks to analyze the influence of incorporating wind generation, taking into account its seasonality, to a dispatch problem of electricity via Genetic Algorithms where electrical restrictions are included through an linear Optimal Power Flow that it is solved by month over the period of 1 year plan. The proposed method was tested on a 34-bar system. It was proposed several ways to introduce the wind power over load steps. The heavy, medium and light load representation of periods are modeled, with or without wind power, and operating at full capacity; this representation was more appropriate for this test system. This was the only representation that identified transmission lines with maximum transmission capacity and also showed spillage of hydraulic units being influenced by insertion of wind power generation, and thus being the most representative model. Keywords: Operation Power Planning. Hydro thermal wind dispatch. Genetic Algorithm.

Orientador : Prof. Dr. Alexandre Rasi Aoki Co-orientadora : Profª Drª Thelma S. Piazza Fernandes Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa: Curitiba, 26/02/2015 Inclui referências Área de concentração: Sistema de energia Resumo: Os avanços tecnológicos na área de sistemas de potência possibilitaram a inclusão de um novo conceito no setor elétrico com o qual mudaria da visão tradicional, adotada durante anos, para um novo sistema elétrico. Nesta nova visão, o setor elétrico passa a ser automático, robusto e ativo. Tal conceito é conhecido como redes elétricas inteligentes. Dentro desse conceito se encontram diversas linhas de pesquisas como automação da rede, autorrecuperação, gerenciamento pelo lado da demanda, microrredes, entre outros. Devido ao tema deste trabalho, coloca-se em foco somente as redes elétricas inteligentes para redes de distribuição, as quais em diversos países já são bem difundidas e aplicadas. Entretanto, no Brasil, nota-se que o cenário de redes elétricas inteligentes ainda está no começo, sendo enfocada na automação para em um próximo passo, se desenvolver técnicas de autorrecuperação para tornar o sistema de distribuição mais resiliente a falhas de fornecimento. Sendo assim, este trabalho compreende a elaboração de uma nova metodologia para resolver o problema de autorrecuperação em sistemas de distribuição, considerando o limite regulatório de tempo estabelecido de três minutos e sem extrapolar os limites de fluxo de potência e de perfil de tensão do alimentador. Logo, para se alcançar tais objetivos, decidiu-se realizar inicialmente estudos de técnicas de busca em grafos e de otimização. Em razão disso elaborou-se dois métodos de autorrecuperação com a finalidade de encontrar o melhor chaveamento para recompor o sistema: o primeiro uma adaptação do algoritmo de Dijkstra, e o segundo método, uma nova formulação da função objetivo para ser usada com a otimização por enxame de partículas com representação binária, visando atingir três objetivos: à maximização das cargas; a minimização das perdas sistêmicas; e a minimização do número de chaveamentos. De forma a dar subsídios a esses dois métodos elaborou-se um processador topológico para pré-processar os dados elétricos e o desenvolvimento de um método para isolar o local da falta, retirando os trechos defeituosos do espaço de busca. Além disso, para que a autorrecuperação consiga restabelecer o sistema sem prejudicar os consumidores, considerou-se o método de fluxo de potência ótimo para a aplicação do corte de carga, para que o sistema fique dentro das normas estabelecidas. Assumiu-se como cenário de teste dos métodos, um sistema de distribuição real urbano, com alta concentração de carga, composto por duas subestações e cinco alimentadores. A validação dessas duas técnicas criadas se deu através da avaliação de quatro casos testes, sendo os três primeiros casos, a aplicação de faltas simultâneas e o último caso, a aplicação de três faltas sequenciais. Os dois métodos resolveram o problema de maneira coerente e dentro dos limites estabelecidos, sendo que o método por enxame de partículas binário apresentou melhores resultados nos casos de faltas simultâneas enquanto o método pelo algoritmo de Dijkstra adaptado foi melhor em faltas sequenciais. Outrossim, o corte de carga por meio do fluxo de potência ótimo se mostrou uma ferramenta de auxilio ideal para se trabalhar em conjunto com sistemas de autorrecuperação, por conseguir manter o sistema seguro após o restabelecimento do sistema. Palavras-chave: Redes Elétricas Inteligentes. Autorrecuperação. Algoritmo de Dijkstra. Otimização por Enxame de Partículas Binário. Fluxo de Potência Ótimo. Corte de Carga. Abstract: The technological progress in power systems allowed the inclusion of a new concept, changing the traditional view. In this new vision, the power systems would be smart, automatic, robust and active. Therefore, this concept was known as smart grid. Within this concept, there are several researches areas, such as, grid automation, self-healing, demand side management, microgrid, and other. Smart Grids for distribution systems in many countries are already well spread and applied. However in Brazil, it is noted that the scenario is still at an early stage, where the first technology progress is apply automation to control and measure the distribution system and as a next step, the development of self-healing techniques to make the system become more resilient and prevent damages against the final consumers. Therefore, several researches were started in order to resolve the self-healing problem, so, the matter of this work comprehend the formulation of a new methodology to resolve this problem in distribution systems, maintaining it under the limit of three minutes and without exceeding the power flow and voltage constraints of the feeder, avoiding a bad energy supply for the consumers. So, to achieve these objectives, it was decided to conduct an initial study about techniques of search in graph and optimization. By this reason, two self-healing methods were developed to find the best switching to recover the system: the first one is an adaptive Dijkstra algorithm, and the second one is a new objective function to be used with a binary particle swarm optimization. This objective function has three objectives: load maximization; system loss minimization; and switching number minimization. In order to make allowances for these two methods are elaborated a topological processor for pre-processing the electric data and the development of a method to isolate the fault location, removing defective sections of the search space. So, to restore the system with this methodology without damaging the consumers, it was used an optimal power flow to apply the load shedding and maintain the system within the standardized limits. As a test scenario for the methods it has been chosen an urban distribution system with high load density, five feeders and two substations, The methodology validation has been made by the analysis of four case studies. The first three was applied simultaneous faults and the last one was applied three sequential faults. Both methods proposed consistent solutions, regarding the operation limits. Wherein, the binary particle swarm optimization had better results for simultaneous faults, while the adaptive Dijkstra algorithm was better in sequential faults. Furthermore, the load shedding through optimal power flow proved to be a good tool to complement the self-healing, by keeping the system stable after the restoration. Key words: Smart Grid. Self-Healing. Dijkstra Algorithm. Binary Particle Swarm Optimization. Optimal Power Flow. Load Shedding.

Orientador : Prof. Dr. Roman Kuiava Co-orientadora : Profª. Drª. Thelma Solange Piazza Fernandes Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa: Curitiba, 30/03/2015 Inclui referências : f. 146-15 Área de concentração: Sistemas energia Resumo: Fluxo de Potência Ótimo com Restrições de Estabilidade Transitória Angular se apresenta como um dos problemas mais difíceis de serem resolvidos na operação de sistemas de energia devido à alta complexidade computacional. Para lidar com restrições de estabilidade transitória em problemas de otimização geralmente se associa um método de discretização numérica com o Método dos Pontos Interiores, o que soluciona problemas envolvendo programação não-linear de grande escala. A discretização numérica é adotada para converter as equações diferenciais, que descrevem o comportamento de oscilação eletromecânica dos geradores associados no sistema elétrico, num conjunto de equações algébricas, as quais são inseridas como restrições no problema de Fluxo de Potência Ótimo convencional. No entanto, a formulação resultante de tal problema de otimização se torna bastante complexa do ponto de vista matemático justamente por apresentar restrições dinâmicas altamente não-lineares, além de demonstrar uma elevada dimensionalidade na quantidade de variáveis de otimização dependendo do intervalo de tempo adotado. Em decorrência disso, a solução do problema leva um tempo computacional e consumo de memória consideráveis para sua convergência, mesmo em se tratando de sistemas de pequeno porte. Com o intuito de reduzir a dimensão do problema e, com isso, aliviar a carga computacional, este trabalho propõe uma nova abordagem para resolução do Fluxo de Potência Ótimo com Restrições de Estabilidade Transitória Angular via Método dos Pontos Interiores (versão Primal-Dual) baseado no conceito de estabilidade transitória até a primeira oscilação do ângulo do rotor dos geradores, considerando um pequeno número de passos de discretização numérica acrescentados no período pós-falta. Uma vez resolvido o problema de Fluxo de Potência Ótimo com Restrições de Estabilidade Transitória Angular para a trajetória do ângulo do rotor até o primeiro pico de oscilação, um método de integração numérica é aplicado para calcular o restante da trajetória no período pós-falta. Os resultados numéricos são obtidos para uma rede de distribuição contendo nove barras, de forma a determinar a operação ótima da rede e o dimensionamento ótimo das unidades de geração distribuída (em regime permanente), bem como, verificar o desempenho eletromecânico ideal dos geradores síncronos (em regime transitório) frente à uma perturbação severa no sistema. A partir dos testes e simulações, é possível constatar que o algoritmo proposto responde de maneira satisfatória com relação aos resultados ótimos para diferentes cenários e prioridades diversas na função multi-objetivo associada ao problema de otimização. Além disso, contribuições importantes do novo algoritmo proposto são verificadas na análise dos resultados. Uma delas se dá por um processo de atualização no cálculo das cargas modeladas como impedância constante, o que proporciona uma melhor precisão nos resultados obtidos pelo algoritmo proposto. Outro procedimento de atualização na inicialização das variáveis traz um aumento significativo na velocidade de convergência do problema, o que permite constatar a eficiência da nova abordagem com relação ao procedimento tradicionalmente realizado para solução do Fluxo de Potência Ótimo com Restrições de Estabilidade Transitória Angular. Palavras-chave: Fluxo de potência ótimo. Estabilidade transitória. Método dos pontos interiores. Análise da estabilidade no primeiro pico de oscilação. Abstract: Transient Stability Constrained Optimal Power Flow remains one of the most difficult problems in power systems operation because of its computational complexity. A common approach to deal with transient stability constraints in optimization problems is the combination of a numerical discretization method with Interior Point Method for solving large-scale nonlinear programming. The numerical discretization is adopted to convert the differential equations that describe the electromechanical oscillation behavior of generators associated in the electrical system, in a series of algebraic equations to be included into a conventional Optimal Power Flow problem. However, the formulation resulting from the optimization problem becomes quite complex from the mathematical point of view precisely because of the highly nonlinear dynamic constraints, besides the high dimensionality in terms of number of optimization variables, depending on the time interval adopted. As a result, the solution of the problem takes a considerable computational time and high memory consumption for the convergence of the algorithm, even for small systems. In order to reduce the size of the problem and thereby relieve the computational burden, this work proposes a new approach for solving the Transient Stability Constrained Optimal Power Flow via Interior Point Method (Primal-Dual version) based on the concept of first-swing stability of the rotor angle generator, whereas a small number numerical discretization steps is added in post-fault period. If the Transient Stability Constrained Optimal Power Flow is solved for the rotor angle first-swing stability, an numerical integration method is applied to calculate the rest of the trajectory in the post-fault period. The numerical results are obtained for a nine bus distribution system in order to determine the network optimal operation and the optimum sizing of the distributed generation (in steady state), as well as to verify the optimal performance of the electromechanical synchronous generators (in transient state) regarding a severe disturbance in the system. From tests and simulations, it can be concluded that the proposed algorithm responds satisfactorily with respect to optimal results for different scenarios and priorities of the multi-objective function associated in optimization problem. In addition, important contributions of the new proposed algorithm are verified in the results analyses. One of them is caused by updating the calculation of the loads as constant impedance, which provides better accuracy of the results obtained by the proposed algorithm. Another update procedure in the variables inicialization brings a significant increase in convergence speed of the problem, which reveals the efficiency of the new approach compared with the traditional procedure for Transient Stability Constrained Optimal Power Flow solution problem. Key words: Optimal power flow. Transient stability. Interior point method. Stability analysis in the first peak of oscillation.

Orientadora : Profª Drª Thelma Solange Piazza Fernandes Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa: Curitiba, 20/03/2015 Inclui referências : fls. 144-149 Área de concentração: Sistemas de energia Resumo: Este trabalho apresenta um modelo computacional para solução do problema do prédespacho de potência ativa e reativa de sistemas hidrotérmicos, considerando o gerenciamento da demanda para cargas pré-selecionadas. O problema de otimização é resolvido pelo Método dos Pontos Interiores versão Primal-Dual, que procura otimizar a demanda das cargas selecionadas ao longo de um horizonte de curto prazo, de modo a utilizar a energia hidrelétrica disponível e atender outras condições, tais como minimização do custo da geração termelétrica e minimização das perdas de transmissão. O gerenciamento da carga é feito por meio do remanejamento horário de parte dessas cargas (por exemplo, parte das cargas dos horários de carga pesada é remanejado para os horários de carga leve). Quando somente o gerenciamento não é suficiente para atender às restrições do problema, parte da carga é cortada. São apresentados resultados para um sistema de 33 barras abstraído do subsistema Sul, para três cenários de carga: a) despacho diário no período úmido, considerando patamares horários; b) despacho horário no período seco, também considerando patamares horários; c) despacho semanal considerando patamares de carga leve, média e pesada. Para cada cenário são analisados resultados tais como o despacho das usinas, o gerenciamento das cargas em função da tensão mínima e a energia cortada. Para os cenários (a) e (c), em particular, são ainda feitas comparações dos resultados do modelo com aqueles obtidos por meio de um modelo convencional que utiliza geradores fictícios nas barras das hidrelétricas. As diferenças na energia cortada, nos cenários nos quais a comparação pode ser feita, são inferiores a 4%. Palavras-chave: Pré-Despacho. Gerenciamento pelo Lado da Demanda. Pontos Interiores. Abstract: This work presents a computational model for solving the problem of active and reactive power pre-dispatch of hydrothermal systems, considering the demand management of pre-selected loads. The optimization problem is solved by means of the Primal-Dual Interior Points Method, which tries to optimize the demand of selected loads through a short run horizon, using the hydroelectric energy available and meeting other conditions, such as the minimization of thermoelectric generation costs and the minimization of transmission losses. Load management is done relocating part of these loads (as for an example, part of the peak-time load is relocated to the light-time load hours). When only the management is not enough to meet the problem constraints, load is partially cut. Results are presented for a 33 bus system abstracted from the Brazilian South subsystem, for three load scenarios: a) daily dispatch for a wet period; b) daily dispatch for a dry period; c) weekly dispatch, considering light, medium and heavy load hours. For each scenario, results such the power plants dispatch, load management as a function of minimum voltage and energy curtail are analyzed. For scenarios (a) and (c), in particular, comparisons of the results of the proposed model with those obtained using a conventional model using fictitious generators in hydroelectric bars are made. Differences in the energy curtail, in scenarios where this comparison can be made, are shown to be less than 4%. Key words: Pre-Dispatch. Demand Side Management. Interior Points.

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, Florianópolis, 2015. Neste trabalho é apresentado um modelo de despacho ótimo de potência ativa e reativa baseado na minimização do somatório dos desvios quadráticos da potência ativa fornecida pelos geradores, quando estes provêm reativos para o sistema, em relação à potência ativa gerada por estes mesmos geradores quando não precisam gerar reativos. Os desvios quadráticos são ponderados pelos preços marginais das barras, os quais dependem das ofertas dos geradores, e pela capacidade dos geradores. O modelo foi expresso como um problema do Fluxo de Potência Ótimo não-linear de dois níveis. Os objetivos deste trabalho são adaptar o modelo proposto por SENNA (2009) ao caso brasileiro, analisar os resultados obtidos através deste modelo e buscar uma forma alternativa de resolver o problema de otimização de dois níveis. Como técnica de solução, o problema do nível inferior foi modelado como um conjunto de restrições do problema de nível superior. Assim o problema binível tornou-se um problema de otimização de um único nível, que foi resolvido através do método primal-dual de pontos interiores utilizando as condições necessárias de Fritz-John (FJ) normalizadas. Foram feitas simulações para exemplos de 2 e 5 barras e para os sistemas de 30 e 118 barras do IEEE e os resultados numéricos obtidos mostram que a metodologia apresenta bom desempenho. Abstract : This work presents an optimal active and reactive power dispatch model based on the minimization of the sum of the square deviations of the active power provided by generators, when supplying reactive power, with respect to the active power generation when reactive power generation is not needed. The square deviations are weighted by the bus marginal prices, which depend on the offers made by the generators, and by the generator capacities. The model is expressed as a bilevel nonlinear optimal power flow problem. This bilevel problem is transformed into a single level problem by substituting the optimality conditions of the lower level problem into the upper level one. A normalized set of Fritz-John conditions is used to represent the optimal solutions of the single level problem, and the primal-dual interior point method is employed to obtain its solutions. Simulations were carried out with 2-bus and 5-bus examples, and also with the IEEE 30 and 118-bus test systems, indicating the good performance of the method.

Orientadora : Profª. Drª. Thelma S. Piazza Fernandes Co-orientador : Prof. Dr. Alexandre Rasi Aoki Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa: Curitiba, 07/08/2015 Inclui referências : f. 127-136 Área de concentração: Sistemas ede energia Resumo: Os sistemas de distribuição apresentam particularidades que impedem as simplificações adotadas em sistemas de transmissão, demandando análises diferenciadas como a representação trifásica, que possibilita analisar a influência das impedâncias mútuas e das cargas desbalanceadas. Além disso, com o advento das redes elétricas inteligentes, é possível observar um novo conjunto de aplicações que permitem as concessionárias planejarem soluções mais eficientes, de modo a resolver os problemas diagnosticados e otimizar os recursos adotados. Dentre estas aplicações, destacam-se a minimização das perdas e o controle de qualidade da energia elétrica, que são pontos levantados ao se planejar os sistemas de distribuição. Estes pontos podem ser melhorados com a alocação de bancos de capacitores e reguladores de tensão. Contudo, a estratégia comum de alocação é o uso da representação simplificada da rede e reguladores com comutação trifásica dos taps. Sendo assim, este trabalho apresenta uma metodologia otimizada de alocação desses dispositivos, considerando um cenário de redes elétricas inteligentes desbalanceadas a fim de melhorar a qualidade do fornecimento de energia, através de técnica metaheurística e simulação computacional. Na abordagem proposta, o algoritmo de otimização binária por enxame de partículas forneceu as melhores localizações e especificações de ambos os equipamentos. O OpenDSS resolveu o problema de fluxo de carga e permitiu a modelagem da topologia trifásica desbalanceada dos sistemas de teste do IEEE de 34 e 123 barras, bem como possibilitou os bancos de capacitores e os taps dos reguladores de tensão (por fase) comutarem para uma curva de carga que varia nas 24 horas de diferentes tipos de dias (dias úteis, sábados e domingos/feriados). A partir dos resultados obtidos, comparado aos sistemas sem alocação, observou-se que houve minimização de todas as metas da função objetivo. Também houve melhora do desempenho da utilização dos dispositivos de controle em comparação com à configuração original. Palavras-chaves: Banco de capacitores. OpenDSS. Otimização binária por enxame de partículas. Rede elétrica inteligente. Regulador de tensão. Sistema trifásico desbalanceado. Abstract: Distribution systems have features which prevent the simplifications adopted in transmission systems, requiring a different analysis like the three-phase representation, which allows to analyze the influence of mutual impedance and unbalanced loads. In addition, with the advent of smart grids, it is possible to observe a new set of applications which allow the utilities to plan more efficient solutions, in order to solve the diagnosticated problems and optimize the adopted resources. Among these applications, there are the minimization of losses and electrical power quality, which are raised points when planning distribution systems. These points can be improved by placement of capacitor banks and voltage regulators. However, the common strategy for allocation is using a simplified representation of the network, and regulators with three-phase tap changers. Therefore, this work presents an optimized methodology for the allocation of such devices, when considering a scenario of unbalanced smart grids in order to improve electrical power supply quality, through metaheuristic techniques and computational simulations. In the proposed approach, the binary particle swarm optimization algorithm provided the best locations and specifications for both equipment. OpenDSS solved the load flow problem and allowed the modeling of unbalanced three-phase topology for the 34 and 123 buses IEEE test systems, as well as permitted the capacitor banks and voltage regulator taps (per phase) to switch for a load curve which varies within 24 hours on different days (weekdays, Saturdays and Sundays/holidays). From the results obtained, compared to systems without allocation, it was observed that there was minimization of all the targets of the objective function. There was also a performance improvement in the control devices compared to the original configuration. Key-words: Binary particle swarm optimization. Capacitors bank. OpenDSS. Smart grid. Unbalanced three-phase system. Voltage regulator.

Orientadora : Profª Drª Thelma Solange Piazza Fernandes Co-orientador : Prof. Dr. Marcelo Bessa Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa: Curitiba, 14/03/2014 Inclui referências Área de concentração: Sistemas de potência Resumo: O planejamento da operação do sistema elétrico brasileiro se constitui num grande desafio técnico devido à natureza predominantemente hidrelétrica do mesmo. Sua operação exige um cuidadoso planejamento para conciliar os objetivos conflitantes de minimizar vertimento no período de chuvas e minimizar o risco de desabastecimento no período seco. Os modelos de otimização do despacho hidrotérmico atualmente utilizados para operação de grandes sistemas não incorporam a rede elétrica no cálculo das metas energéticas, o que resulta numa operação nem sempre econômica. Assim este trabalho, objetiva modelar o problema de otimização da geração de energia elétrica via Algoritmos Genéticos onde as restrições elétricas são inclusas através do Fluxo de Energia Ótimo que é resolvido mês a mês ao longo do período de planejamento. O fitness é composto por funções objetivo que procuram utilizar os reservatórios da melhor forma possível, como minimizar as perdas por vertimento em épocas chuvosas, custos de produção, economizar água em períodos de seca, atender à demanda por barra e os limites de intercâmbio entre subsistemas da rede. A metodologia proposta foi testada em um sistema de 33 barras. Abstract: The operation planning of the Brazilian power system is a big challenge given its predominantly hydroelectric nature. Its operation requires a careful planning to reconcile the some conflicting goals like, minimizing spillage in the rainy season and minimize the risk of shortages during the dry season. The optimization models for hydrothermal systems currently being used to operate large systems do not incorporate the network in the calculation of energy targets. Thus this work aims to model the optimization problem of power generation via genetic algorithms where the electrical constraints were included through the Optimal Energy Flow which is solved monthly over the planning horizon. The fitness function is composed of objective functions that seek to use the reservoirs as well as possible, minimizing spillage during rainy season, production costs, storing water during the dry season, attending the load and limits of energy exchange between subsystems. The methodology was tested using the 33 buses system.

Resumo: O constante crescimento do parque gerador e transmissor exige a realização contínua do cálculo.dos níveis de corrente de curto-circuito que circulam pelos disjuntores instalados nas subestações a fim de se sinalizar os que estão superadosNo entanto, as metodologias existentes para cálculo das correntes de curto-circuito utilizam o convencional modelo barra-ramo que impede a análise dos componentes internos às subestações, e que quando necessários devem ser feitos a parte, num processo dispendioso de tempo e de precisão. Para contornar estas questões, este trabalho propõe uma extensão da tradicional formulação matemática para cálculo de curto-circuito, de forma a torná-la capaz de processar redes modeladas no nível de subestação. Visando obter soluções para contornar as superações dos disjuntores internos às subestações, o trabalho também apresenta uma ferramenta para a alocação otimizada de dispositivos limitadores de corrente de curto-circuito - DLCCs, que são alocados neste trabalho através da utilização dos Algoritmos Genéticos Multiobjetivos - AGM, juntamente com a formulação do cálculo de curto-circuito no nível de subestação. Assim, o trabalho tem a capacidade de sinalizar os disjuntores superados e de informar a dimensão e disposição dos DLCCs para solucionar o problema de superação destes disjuntores.Esta metodologia foi testada no sistema de 5 barras e no sistema real de 291 barras, referente ao sistema elétrico do estado do Paraná.

Resumo: Bancos de Capacitores automáticos são utilizados em redes de distribuição de maneira a compensar a energia reativa demanda pelas cargas de rede de distribuição de energia elétrica, reduzir perdas elétricas, melhorar perfil de tensão e reduzir custos operacionais e de manutenção. Considerando que as cargas estão sujeitas a variações ao longo do dia, a operação destes equipamentos, sem ajustes otimizados, pode não ser suficiente para prover a compensação reativa necessária. Para tanto, existem diversas metodologias propostas na literatura a fim de realizar o controle ótimo da operação dos bancos de capacitores em sistemas de distribuição. Estas metodologias podem ser divididas em três tipos: as que utilizam métodos clássicos de programação inteira-mista; inteligência artificial (IA) e técnicas matemáticas tradicionais ajustadas ao problema. Neste trabalho, o foco principal é implementar, comparar e aprimorar técnicas matemáticas tradicionais, pois elas apresentam bom desempenho computacional, o que é ideal para soluções em redes elétricas inteligentes que operam através de sistemas corretivos e que demandam soluções rápidas. Utilizando um Fluxo de Potência Ótimo Parametrizado com o objetivo de promover a manutenção nos níveis aceitáveis de tensão, três abordagens diferentes foram avaliadas: inclusão de função penalidade; inclusão de função sigmoidal e ajustes heurísticos. A validação destas metodologias foi realizada comparando-se os resultados obtidos através de uma busca exaustiva num sistema de 70 barras, com curvas de carga parametrizadas. Os resultados obtidos foram bastante consistentes para os vários casos testados e mostram alternativas rápidas e eficientes para o controle de reativo no sistema elétrico.

Resumo: O Gerenciamento pelo Lado da Demanda (GLD) é o planejamento e implementação de atividades para influenciar o uso de eletricidade do consumidor de maneira que produza mudanças desejadas na curva de carga de um sistema elétrico. Embora seja um tema discutido desde meados da década de 1980, o advento de redes elétricas inteligentes traz, devido a uma maior integração da Tecnologia da Informação e Comunicação (TIC) com Sistemas Elétricos de Potência (SEP), simultaneamente novas oportunidades e desafios para o GLD, possibilitando uma efetiva extensão das atividades da concessionária de energia para o cliente e abrindo uma nova dimensão do planejamento e operação da distribuição de energia elétrica. Análises criteriosas são fundamentais quando do planejamento de um programa de GLD para que a concessionária obtenha benefícios técnico-econômicos tais como a postergação de investimentos e alívio de sobrecarga, mas não perca receita desnecessariamente. A fim de auxiliar concessionárias no planejamento de programas de Resposta à Demanda com Base em Tarifas (RDBT) (uma das alternativas para o GLD), essa dissertação propõe um sistema para otimização desses programas que foca na seleção de clientes residenciais em um alimentador. Para isso, foram desenvolvidas duas abordagens: híbrida e heurística. A primeira contou com duas técnicas distintas, Fluxo de Potência Ótimo (FPO) para determinação inicial de reduções por barra seguido de otimização binária por enxame de partículas (do inglês, Binary Particle Swarm Optimization (BPSO)) para a seleção dos clientes via otimização global ou por barra. A segunda realizou otimização global somente com BPSO. O sistema foi testado utilizando curvas de carga de clientes residenciais, dados de um alimentador de distribuição radial, matrizes de elasticidade dos clientes perante sinais tarifários, assim como a tarifa branca. Os principais resultados apontam que o sistema é de grande valia para concessionárias de energia analisarem e otimizarem programas de RDBT. A abordagem híbrida com otimização por barra apresentou o melhor compromisso entre custo computacional e atingimento do objetivo de redução. A abordagem heurística apresentou resultados melhores no atingimento da meta de redução, todavia com custo computacional que pode inviabilizar sua aplicação em concessionárias. As diferentes abordagens desenvolvidas apresentam um panorama para compreensão da utilização de técnicas de otimização de seleção de clientes e permitem visualização de aplicações futuras.

Orientador : Prof. Dr. Gustavo Henrique da Costa Oliveira Coorientador : Profª. Drª. Thelma Solange Piazza Fernandes Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa: Curitiba, 12/08/2013 Inclui referências : f. 102-106 Área de concentração Resumo: Em alimentadores de distribuição com cargas leves e pesadas e reguladores de tensão conectados ao longo do seu tronco principal e de seus ramais, após a ocorrência de interrupções de energia, quando as cargas que possuem proteções locais (geralmente pesadas) são desconectadas por suas proteções, há uma mudança no perfil de cargas conectado ao alimentador no momento do restabelecimento de energia. Na ocorrência de interrupções de energia, a tensão na entrada dos reguladores de tensão é nula e os tap's destes equipamentos permanecem fixos na posição que se encontravam previamente à interrupção. Nestes casos, os tap's dos reguladores de tensão ajustados previamente às interrupções podem não ser mais adequados ao novo perfil de cargas no momento do restabelecimento do sistema. Este ajuste inadequado pode acarretar elevações de tensão de curta duração a jusante da localização desses equipamentos, nas instalações elétricas daquelas cargas que não possuem proteções locais e consequentemente não foram desconectadas do alimentador (geralmente consumidores residenciais). Sendo assim, esta dissertação apresenta um método que adiciona um controle supervisório em paralelo ao controle convencional dos reguladores de tensão e que efetua a seleção ótima dos seus tap's em situações de interrupção de energia, através da execução de um Fluxo de Potência Ótimo, para o momento do restabelecimento do sistema. O método permite a mudança a priori da posição previamente ajustada (antes da interrupção de energia), para a posição ótima identificada para o momento do restabelecimento, e, posteriormente a este o ajuste de tap's volta a ser realizado pelo controle convencional dos reguladores de tensão. Com isso, tem-se a mitigação das elevações de tensão de curta duração geradas na rede de distribuição. O método proposto é validado com estudos de caso em ambiente de simulação. Nos estudos de caso realizados verificou-se que a solicitação tema da dissertação é efetiva, sendo geradas elevações de tensão de curta duração de até 33% no sistema em função do ajuste inadequado dos tap's dos reguladores de tensão quando são avaliados alimentadores que contam com reguladores de tensão conectados em série. Quando o método proposto é implementado estas elevações de tensão são eliminadas ou mitigadas, demostrando a eficiência do método. Palavras-chave: Regulador de Tensão. Fluxo de Potência Ótimo. Interrupções de Energia. Abstract: In distribution feeders with light and heavy loads and voltage regulators connected along its main trunk and its branches, upon the occurrence of power interruptions, when the loads that have local protections (usually heavy) are disconnected for their protections, there is a change in the profile of loads connected to the feeder at the time of restoring power. In the event of power outages, the input voltage of the voltage regulators is null and tap these equipment's remain fixed in the position they were in prior to stopping. In these cases, the tap of the voltage regulator's previously adjusted to disruption may not be most suitable to the new profile of loads upon system reset. This improper adjustment can cause voltage swells downstream of the location of equipment in the electrical loads that do not have those local protections and consequently were not disconnected by feeder (usually residential). Thus, this work presents a method that adds a supervisory control in parallel to the conventional control of voltage regulators and effecting optimal selection of your tap's in situations of power interruption, through the execution of Optimal Power Flow, to the time of restoration the system. The method allows changing a prior position previously set (before power failure) for the optimum position identified for the time of restoration, and subsequently this setting tap's turn to be carried out by conventional control of the voltage regulators . With this, there is the mitigation of swells generated in the distribution network. The proposed method is validated with case studies in simulation environment. In the case studies it was found that the request dissertation topic is effective, being generated swells by up to 33% in the system due to improper adjustment of the tap's of voltage regulators when evaluating feeders that rely on regulators voltage connected in series. When the proposed method is implemented these swells are eliminated or mitigated, demonstrating the efficiency of the method. Keywords: Voltage Regulator. Optimal Power Flow. Power Interruptions.

Orientador : Prof Dr Alexandre Rasi Aoki Co-orientadora : Profª. Drª. Rhelma S. P. Fernandes Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa: Curitiba, 29/08/2013 Inclui referências Área de concentração: Sistema de energia Resumo: O gerenciamento pelo lado da demanda (DSM – Demand-Side Management) se caracteriza por um conjunto de medidas para controle da carga do usuário com o objetivo de operar o sistema elétrico de forma mais equilibrada. Este gerenciamento é discutido há mais de 20 anos, mas agora com o desenvolvimento das redes elétricas inteligentes (smart grid) que trabalha com sistemas integrados de medição, controle e supervisão inteligentes, pode ter sua atuação e implementação efetiva. Este trabalho tem como principal objetivo propor um micromedidor inteligente de energia para o gerenciamendo pelo lado da demanda, utilizando os conceitos de redes elétricas inteligentes, de forma a minimizar o custo do consumo de energia. O sistema de gerenciamento pelo lado da demanda é constituído por micromedidores de energia (smart plugs) que coletam os dados de um determinado eletrodoméstico ou circuito elétrico em uma residência, geram um histórico desses dados e através de um algoritmo implementa os métodos de gerenciamento pelo lado da demanda, como corte de carga em horários de tarifa alta e corte de stand-by. Os micromedidores inteligentes de energia desenvolvidos neste trabalho atuam como medidores de energia, computando o consumo individualizado de cada carga a ele conectado, assim como, através do protocolo ZigBee, possibilita o corte da carga via comando remoto, via agendamento ou devido a sobrecarga, agindo assim como um elemento importante na implantação prática dos métodos de gerenciamento pelo lado da demanda. Finalmente são apresentados os dados coletados e as simulações realizadas com valores de tarifas convencional e branca. Os micromedidores inteligentes de energia foram testados em uma residência unifamiliar a fim de validar a aplicação dos micromedidores desenvolvidos para implementação do gerenciamento pelo lado da demanda visando as redes elétricas inteligentes. Como resultado final verificou-se uma economia para o consumidor, a conscientização do consumidor sobre a forma de utilização da energia e a geração de um histórico de consumo que pode ser usado para diversos estudos. Abstract: The demand side management (DSM) is characterized by a set of measures to control the user load in order to operate the electric system more evenly. This management is discussed for over 20 years, but now with the development of smart grid working with integrated systems for measurement, control and intelligent supervision, may have its operations and effective implementation. This paper aims to propose an intelligent smart plug for demand side management, using the concepts of smart grids, in order to minimize the cost of energy consumption. The management system on the demand side consists of smart plugs that collect data from a particular appliance or electrical circuit in a residence, a historic generate such data through an algorithm and implements the methods of side management demand, as load shedding schedules in high cutting rate and stand-by. Smart plugs developed in this work is the energy meters, computing the individual consumption of each load connected to it as well as by the ZigBee protocol, enables the cutting load by remote control via scheduling, or due to overload acting as an important element in the practical implementation of management methods on the demand side. Finally the collected data and the simulations with values of conventional and white rates are presented. Smart plugs were tested in a single family residence in order to validate the application of smart plugs developed for implementation of demand side management targeting smart grids. As final result there was a savings to the consumer, consumer awareness on how to use energy and generate a history of consumption that can be used for various studies.

Resumo: Linhas de transmissão aéreas estão expostas a diversos riscos associados ao meio, às alterações de características construtivas e às variações climáticas. Muitas vezes, estes riscos podem trazer sérios danos, incorrendo em quedas de estruturas. A queda de uma estrutura pode causar a interrupção do fornecimento de energia de uma localidade por longo período, bem como gera custos associados na reconstrução de trechos do sistema elétrico, no lucro cessante da concessionária e em indenizações decorrentes da falta de energia. Devido à importância das linhas aéreas, uma análise quantitativa de suas características com o intuito de identificá-las e mitigá-las tem muito a contribuir para o planejamento, operação e manutenção de linhas. Portanto, este trabalho tem como objetivo avaliar a suscetibilidade das estruturas quanto a quedas a partir da análise de bancos de dados de estruturas e de informações sobre as que sofreram danos utilizando a Teoria de Conjuntos Aproximados (Rough Sets) e o Método de Regressão Logística. A partir da aplicação destas técnicas, pretendese extrair conhecimento sobre quais parâmetros e variáveis influenciam o comportamento mecânico das linhas em operação e podem ser utilizados para diagnosticar possíveis quedas de torres. Estas informações podem se tornar uma base para direcionar os investimentos de reforço de estruturas, evitando a ocorrência de longos desligamentos e altos custos por decorrência de danos em torres de linhas de transmissão. Os resultados são obtidos utilizando o histórico de duas mil estruturas metálicas atualmente em operação no estado do Paraná, a partir das quais se geram regras a fim de identificar a suscetibilidade das estruturas quanto a quedas. A partir dos resultados encontrados é possível fazer uma comparação entre os métodos e concluir sobre sua capacidade de apresentar dados suficientes para a realização de projetos de melhorias nas estruturas apontadas.

Resumo: A crescente demanda de energia elétrica sobrecarrega o sistema de transmissão que requer constantes ampliações para não prejudicar o desenvolvimento. Porém a construção de novas instalações de transmissão vem enfrentando diversos obstáculos em função da dificuldade de constituir novas faixas de servidão e pela necessidade de redução dos impactos ambientais. Uma solução que se apresenta muito vantajosa a estes problemas é a recapacitação da linha de transmissão. Dentre os vários métodos existentes para tal, destaca-se a substituição dos cabos condutores, cujos fabricantes têm investido onstantemente em novos materiais e ligas. Além disto, observa-se que linhas recém recapacitadas já apresentam problemas de superação de ampacidade, exigindo-se assim, o desenvolvimento de uma metodologia multicriterios que pondere adequadamente os objetivos envolvidos no processo de escolha de um cabo, calcule os parâmetros dos cabos disponíveis e selecione a melhor opção de cabo a ser instalado. Os critérios utilizados neste trabalho são maximização de altura cabo-solo, maximização da ampacidade, maximização da sobrevida da linha em função da ampacidade excedente, minimização dos custos de implantação, perdas e acréscimo de esforços nas estruturas. O problema de otimização envolvido é resolvido pelo Método do Critério Global Ponderado. Os resultados da metodologia são apresentados ara duas linhas de transmissão de 230 kV instaladas no estado do Paraná.

Resumo: A aplicação de bancos de capacitores nos sistemas de distribuição é realizada de maneira a compensar a energia reativa da rede, contribuindo com a redução das perdas elétricas, com a melhoria do perfil da tensão, e propiciando, menores custos operacionais do sistema. Além dessas melhorias, buscam-se também a redução dos custos operacionais, a redução dos investimentos para instalação de novos equipamentos, redução dos custos de manutenção e a extensão de sua vida útil. Dessa maneira, o problema do planejamento e operação de bancos de capacitores engloba a determinação da alocação ideal do equipamento na rede de distribuição, definindo seu tipo e tamanho até o problema de definição do tipo de controle e o ajuste do equipamento. Considerando que as cargas estão sujeitas a variações não simultâneas ao longo do dia, a operação do equipamento, com ajustes fixados do dispositivo de controle, pode não ser suficiente para prover a compensação reativa necessária. Portanto, o objetivo principal desse trabalho é o desenvolvimento de uma metodologia de controle e ajuste do chaveamento de bancos de capacitores automáticos aplicados a alimentadores de distribuição de energia elétrica baseado na utilização do Fluxo de Potência Ótimo Parametrizado para minimização do número de chaveamentos dos bancos de capacitores, redução das perdas elétricas e manutenção do perfil de tensão nos alimentadores da rede de distribuição. Foi estudado um sistema de 70 barras, curvas de carga discretizadas em patamares de 10 min nas quais foram aplicadas duas metodologias: de curtíssimo prazo (decisão ON LINE) e de curto prazo (planejamento da operação) obtendo desempenho satisfatório em ambas as aplicações.

Resumo: Em 2004, foi implantado um modelo de comercialização de energia elétrica baseado em leilões públicos e em contratação de energia por licitação conjunta do montante necessário para todas as distribuidoras participantes dos leilões. O modelo estabeleceu novas regras de comercialização de energia com a obrigatoriedade para as distribuidoras de energia, de contratar 100% do seu mercado cativo com antecedência de até 5 (cinco) anos. Estipulou penalidades financeiras se as distribuidoras ficarem sub ou sobrecontratadas, impõe limites de repasse do valor da energia às tarifas dos consumidores finais e estabelece mecanismos de descontratação e reposição da energia contratada para minimizar os riscos na compra da energia. Dessa forma, faz-se necessário o desenvolvimento de ferramentas que dêem suporte para o estabelecimento de estratégias de compra de energia em leilões públicos e que minimizem os riscos da distribuidora. Assim, o objetivo desse trabalho é apresentar uma formulação matemática do problema de otimização envolvido na compra de energia, descrevendo-se seus critérios de otimização e restrições impostas pela legislação. A solução deste problema de otimização fornece, para cada tipo de contrato existente no mercado de energia, os valores que devem ser contratados ao longo de 5 anos a frente do ano de referência. Esses valores são limitados pelas regras de mercado e otimizados de modo a se minimizar os custos de aquisição e de penalidades por sub ou sobrecontratação. O problema é resolvido pelo Método dos Pontos Interiores, cuja aplicação neste contexto é inovadora, pois desde a implantação desse modelo de comercialização de energia, técnicas de Inteligência Artificial (IA) vêm sido utilizadas prioritariamente. Os resultados, obtidos através de simulação de diversos cenários de mercado de empresas padrão, apresentam respostas adequadas e compatíveis com as estratégias adotadas e um excelente desempenho computacional, que pode ser um ótimo recurso para as distribuidoras, da mesma forma que outras ferramentas de otimização utilizadas, tais como IA, servindo como opção para certificar as estratégias de exposição nos respectivos leilões de energia.

Inclui apęndices Orientadora : Thelma Solange Piazza Fernandes Co-orientador : Alexandre Rasi Aoki Dissertaçăo (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduaçao em Engenharia Elétrica. Defesa: Curitiba, 2008 Inclui bibliografia

Orientadora : Elizete Maria Lourenço Co-orientadora : Thelma Solange Piazza Fernandes Inclui bibliografia

Orientadora : Thelma Solange Piazza Fernandes Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduaçao em Engenharia Elétrica. Defesa: Curitiba, 2007 Inclui bibliografia

Inclui apêndices Orientadora : Thelma Solange Piazza Fernandes Co-orientador : Alexandre Rasi Oaki Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduaçao em Engenharia Elétrica. Defesa: Curitiba, 2007 Inclui bibliografia e anexo