Fluxo de potência ótimo trifásico linearizado multiperiodo para o despacho diário de microrredes sob incertezas

Detalhes bibliográficos
Autor(a) principal: Campos, Antonio Carlos de (Engenharia Elétrica)
Data de Publicação: 2022
Tipo de documento: Dissertação
Idioma: por
Título da fonte: Repositório Institucional da UFPR
Texto Completo: https://hdl.handle.net/1884/78131
Resumo: Orientador: Prof. Dr. Clodomiro UnsihuayVila
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spelling Campos, Antonio Carlos de (Engenharia Elétrica)Universidade Federal do Paraná. Setor de Tecnologia. Programa de Pós-Graduação em Engenharia ElétricaUnsihuay-Vila, Clodomiro, 1976-2022-10-26T15:17:00Z2022-10-26T15:17:00Z2022https://hdl.handle.net/1884/78131Orientador: Prof. Dr. Clodomiro UnsihuayVilaDissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa : Curitiba, 28/06/2022Inclui referênciasÁrea de concentração: Sistemas de energiaResumo: Com a ascensão dos recursos energéticos distribuídos (RED) no setor elétrico em nível mundial, as redes de distribuição convencionais estão evoluindo para redes ativas de distribuição (RAD). Com isso, as variabilidades da geração distribuída (GD), em especial das fontes de geração fotovoltaicas e eólicas, representam um enorme desafio para os operadores dos sistemas elétricos, o qual pode ser minimizado com o uso de microrredes, pois estas visam gerenciar de forma descentralizada as fontes de geração distribuídas em conjunto com os demais REDs dentro dela e por serem inerentemente desbalanceadas, deve-se considerar a representação trifásica em seus estudos operacionais e/ou de planejamento. Inicialmente foi modelado o fluxo de potência ótimo (FPO) trifásico linear para uso em redes de distribuição e microrredes, considerando as impedâncias mútuas e utilizando equações de fluxo de potência nas linhas, o que reduz consideravelmente as despesas computacionais por não ser necessário a construção da matriz de admitância trifásica do sistema. Na sequência foi modelado o despacho ótimo multiperíodo de uma microrrede conectada na rede de distribuição, considerando as incertezas das gerações fotovoltaicas e da demanda, utilizando para isso a técnica de otimização robusta. Por fim foi modelado o programa de resposta da demanda (RD) para a microrrede, considerando a metodologia baseada em preços. O objetivo central é a junção destas três modelagens que deu origem a uma programação linear inteira mista (MILP) com três níveis de otimização min-max-min, utilizada para o despacho robusto multiperíodo de microrredes trifásicas sob incertezas. Para viabilizar a resolução deste problema, foi necessário utilizar as condições de otimalidades de Karuch-Kuhn-Tucker (KKT), reduzindo o modelo original para um problema tratável de dois níveis de otimização min-max, sendo resolvido com a aplicação do algoritmo de geração de colunas e restrições (C&CG), conforme descrito na literatura. Foi utilizado um sistema teste de 34 barras do IEEE adaptado, simulando uma microrrede conectada na rede de distribuição, onde foram considerados nas simulações níveis de incertezas de 0%, 10% e 20%, tanto para geração fotovoltaica quanto para a demanda, sendo que para ambos os níveis de incertezas de 10% e 20%, a redução do total de geração fotovoltaica disponível com a elevação da demanda ocorreram simultaneamente nos períodos de tarifas elevadas, configurando assim o pior cenário possível para a realização das incertezas, o que é uma das premissas da otimização robusta. Também foram realizadas simulações para analisar a viabilidade da RD no modelo determinístico e robusto. Os resultados indicam que ao considerar a RD, independente do modelo ser determinístico ou robusto com diferentes níveis de incertezas, a microrrede passa a ter uma economia diária total de R$ 674,75 em ambos os cenários analisados, melhorando assim as receitas ou reduzindo os custos da operação diária da microrrede analisada.Abstract: With the rise of distributed energy resources (DERs) in the energy industry worldwide, conventional distribution networks are evolving into active distribution networks (ADNs). Consequentially, the variabilities of distributed generation (DG), in particular with wind and photovoltaic generation sources, represent a huge challenge for electrical system operators. This can be minimized by using microgrids, used to manage distributed generation sources in a decentralized way, along with its DERs. Since they are inherently unbalanced, a three-phase representation should be considered in the operational and/or planning studies. Initially, we modeled a linear three-phase optimal power flow (OPF) for distribution networks and microgrids, considering mutual impedances and using power flow equations in the lines, which considerably reduces computational expenses since it is not necessary to build the system three-phase admittance matrix. Next, we modeled the optimal multiperiod dispatch of a microgrid connected to the distribution network considering the uncertainties of photovoltaic generation and demand, using robust optimization. Finally, we modeled the demand response (DR) program for the microgrid using a pricing-based methodology. The main goal was to merge these three models, which resulted in a mixed integer linear programming (MILP) with three optimization levels, min-max-min, used for a robust multiperiod dispatch of uncertain three-phase microgrids. To solve this problem, we needed to use the optimization conditions of Karuch-Kuhn-Tucker (KKT), reducing the original model to a treatable problem of two optimization levels, min-max, which was solved using the column??and??constraint algorithm (C&CG) as described in the literature. An adapted IEEE 34-bus test system was used, simulating a microgrid connected to the distribution network and considering uncertainty levels of 0%, 10%, and 20%, both for photovoltaic generation and demand. For both levels of uncertainty, i.e.10% and 20%, the reduction of the total available photovoltaic generation with an increase in demand occurred simultaneously in periods of high tariffs, thus portraying the worst possible scenario of uncertainties, which is one of the premises of robust optimization. We also performed simulations to analyze the viability of DR in the deterministic and robust models. The results indicate that, when considering DR, for both deterministic and robust models and with different levels of uncertainty, the microgrid generates a total daily saving of R$ 674.75 in both scenarios analyzed, thus improving revenue or reducing the costs of daily operations of the microgrid analyzed.1 recurso online : PDF.application/pdfEnergia elétrica - DistribuiçãoRedes eletricasEngenharia ElétricaFluxo de potência ótimo trifásico linearizado multiperiodo para o despacho diário de microrredes sob incertezasinfo:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/masterThesisporreponame:Repositório Institucional da UFPRinstname:Universidade Federal do Paraná (UFPR)instacron:UFPRinfo:eu-repo/semantics/openAccessORIGINALR - D - ANTONIO CARLOS DE CAMPOS.pdfapplication/pdf3154901https://acervodigital.ufpr.br/bitstream/1884/78131/1/R%20-%20D%20-%20ANTONIO%20CARLOS%20DE%20CAMPOS.pdf07e501ae0d0a5923f3a019344e4a0bc5MD51open access1884/781312022-10-26 12:17:00.298open accessoai:acervodigital.ufpr.br:1884/78131Repositório de PublicaçõesPUBhttp://acervodigital.ufpr.br/oai/requestopendoar:3082022-10-26T15:17Repositório Institucional da UFPR - Universidade Federal do Paraná (UFPR)false
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