Metodologia para o rateio do bloco hidráulico no planejamento hidrotérmico de médio prazo

• Autor(a) principal: Ferreira, Marcus Augustus Alves
• Data de Publicação: 2010
• Tipo de documento: Dissertação
• Idioma: por
• Título da fonte: Repositório Institucional da UFJF
• Texto Completo: https://repositorio.ufjf.br/jspui/handle/ufjf/2558
• topic: CNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA ELETRICA; Sistemas hidrotérmicos; Planejamento da operação; Otimização; Programação não linear; Função de custo futuro esperado da operação; Hydrothermal systems; Operation planning; Optimization; Nonlinear programming; Expected operation cost to go function

A eficiência na operação de sistemas predominante hidrotérmicos, como o Sistema Interligado Nacional brasileiro (SIN), é estreitamente relacionada à execução de um planejamento da operação consistente. Os modelos de decisão estratégica usados em estudos de médio prazo são capazes de determinar a política operativa que minimiza os custos de operação e o risco de déficit usando uma modelagem a sistemas equivalentes de energia. Este trabalho trata de uma proposta para ser acoplada, pela função de custo futuro esperado da operação, a um modelo de decisão estratégica, de modo a permitir a desagregação dos subsistemas nos seus reservatórios individuais, para cada mês e seqüência hidrológica. Assim, a proposta é desenvolver um modelo que seja capaz de verificar se as metas globais da geração dos subsistemas, fornecidas pelos os modelos de decisão estratégica, são alcançáveis. Para tanto, a ferramenta desagrega a solução encontrada para os sistemas de equivalentes de energia na operação a usinas individualizadas. A metodologia possui dois módulos: no primeiro é realizado o despacho dos sistemas equivalentes de energia uma rotina iterativa de programação linear e achadas as metas globais de geração para cada um deles, considerando as funções de custo futuro esperado da operação e o intercâmbio da energia entre subsistemas. O segundo módulo é um otimizador não-linear do despacho mensal das usinas hidrelétricas de cada subsistema isoladamente, que tenta alcançar as metas de geração do módulo anterior, maximizando o volume armazenado dos reservatórios. A inovação deste modelo está no módulo de simulação a usinas individualizadas, que não é baseado em regras heurísticas, mas em uma rotina de programação não-linear (PNL). O uso de técnicas de otimização diminui a interferência do usuário no processo de simulação, uma vez que seu conhecimento é baseado na experiência adquirida ao longo do histórico da operação. Além disso, a proposta dispensa a adaptações quando novas políticas operativas forem adotadas. Assim, este modelo, quando estiver completo e validado, poderá despontar como uma alternativa ao modelo de simulação oficial utilizado pelo Setor Elétrico Brasileiro (SEB), cujo módulo de simulação a usinas individualizadas é baseado em uma política de operação paralela dos reservatórios.