Defesa Pública da Tese de Doutorado da Mestra em Engenharia Elétrica BIBIANA MAITÊ PETRY FERRAZ
Data: 06/11/2020 – sexta-feira
Horário: 14h00min
A defesa será realizada através da plataforma MConf-UFRGS com acesso pelo link: https://mconf.ufrgs.br/webconf/gmasp-ufrgs
Link alternativo (em caso de problemas com Mconf): https://meet.google.com/xda-nrkf-qhd
Banca Examinadora:
Prof. Dr. Carlos Alberto de Castro Junior, PPGEE – PUC-CAMPINAS (Relator)
Prof. Dr. Osvaldo Ronald Saavedra Mendez, PPGEE – UFMA
Prof. Dr. Maurício Sperandio, PPGEE – UFSM
Prof. Dr. Alexandre Sanfelici Bazanella, PPGEE – UFRGS
Prof. Dr. Roberto Chouhy Leborgne, PPGEE – UFRGS
Orientador: Prof. Dr. Sérgio Luis Haffner – PPGEE-UFRGS
Coorientador: Prof. Dr. Flávio Antônio Becon Lemos – PPGEE-UFRGS
Título da tese: “MODELO LINEARIZADO PARA PROBLEMAS DE PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO CONSIDERANDO INCERTEZAS”
Resumo:
“Este trabalho apresenta um modelo linearizado para auxiliar no planejamento da operação de sistemas de distribuição de energia elétrica (SDEE) considerando incertezas. Com o objetivo de minimizar o custo de operação de SDEE com inserção de recursos energéticos distribuídos (REDs), o modelo contempla estratégias de controle descentralizado de volt-var com bancos de capacitores e reguladores de tensão. As alternativas foram escolhidas visando reduzir perdas, corrigir o fator de potência, melhorar o perfil de tensão e aumentar o fator de carga do SDEE. De acordo com a formulação proposta, os dispositivos de regulação tornam-se sensíveis a variações de carga a jusante, uma vez o modelo contempla variáveis explícitas de corrente para controlar bancos de capacitores automáticos, e compensar quedas de tensão ao longo da linha no controle de reguladores de tensão. As incertezas inerentes à presença de REDs e à demanda de energia elétrica são representadas por cenários de operação, selecionados com o algoritmo K-means clustering, visando preservar a cronologia dos dados históricos, bem como considerar a simultaneidade entre diferentes cargas e unidades de geração, com um número reduzido de avaliações necessárias para simular a operação da rede. Além disso, a abordagem proposta contempla o efeito de propagação das incertezas nos custos de operação, os quais estão associados às perdas ativas e penalidades pela violação dos limites de tensão. O ponto de operação em regime permanente do sistema é calculado por meio de um modelo linearizado da rede. Desta forma, o modelo de otimização proposto utiliza função objetivo linear, restrições lineares e variáveis contínuas e binárias, e pode ser representado por um problema de programação linear inteira mista, que pode ser resolvido por intermédio de métodos exatos, com garantia de otimalidade. O modelo é validado por meio da comparação dos resultados obtidos em inúmeros testes de dois sistemas e os resultados do fluxo de carga convencional. Os resultados do modelo linearizado apresentam uma boa concordância com o método do fluxo de potência não-linear. Além disso, os resultados evidenciam a importância da modelagem da cronologia da operação, permitindo representar diferentes níveis de cargas e REDs, mantendo a validade e o desempenho do modelo proposto, além permitir a avaliação do efeito da propagação das incertezas dos cenários nos custos de operação de sistemas de distribuição.
Palavras-chave: Planejamento da operação de sistemas de distribuição, Programação linear inteira mista, Incertezas, Controle volt-var, K-meansclustering “
