Flexibilização da geração eólica na programação diária da operação hidrotérmica com vistas a minimizar o custo total

Detalhes bibliográficos
Autor(a) principal: Cotia, Beatriz Pamplona
Data de Publicação: 2018
Tipo de documento: Dissertação
Idioma: por
Título da fonte: Repositório Institucional da UFRJ
Texto Completo: http://hdl.handle.net/11422/11673
Resumo: Este trabalho se propõe a estudar a opção de restringir-se a injeção da geração eólica na rede de sistemas hidrotérmicos submetidos à alta penetração de geração intermitente, com o objetivo de otimização do despacho econômico do sistema. Para tanto é formulado um problema de Programação Diária da Operação – PDO com modelagem das usinas eólicas de forma que seus despachos sejam prioritários em relação aos das demais usinas, mas que suas injeções de energia na rede não sejam compulsórias. Foi utilizado um sistema baseado no IEEE Reliability Test System – RTS de 1 área. A variabilidade e a sazonalidade da disponibilidade de geração eólica foram representadas com a simulação de cenários, gerados a partir de fatores de capacidade verificados entre 2015 e 2017 no sistema brasileiro. Os resultados mostram que, mesmo sem a utilização de sistemas de armazenamento da energia eólica excedente, restringir a injeção de geração compulsória na rede pode reduzir o custo total de operação. Adicionalmente, é estudada a opção de Usinas Hidrelétricas Reversíveis - UHER para o consumo e armazenamento da energia eólica excedente.
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A variabilidade e a sazonalidade da disponibilidade de geração eólica foram representadas com a simulação de cenários, gerados a partir de fatores de capacidade verificados entre 2015 e 2017 no sistema brasileiro. Os resultados mostram que, mesmo sem a utilização de sistemas de armazenamento da energia eólica excedente, restringir a injeção de geração compulsória na rede pode reduzir o custo total de operação. Adicionalmente, é estudada a opção de Usinas Hidrelétricas Reversíveis - UHER para o consumo e armazenamento da energia eólica excedente.This dissertation studies the option to restrict wind generation injection into de power grid of hydrothermal power systems subjected to high penetration of intermittent sources of generation, as a means to optimize the system’s economic dispatch. To do so, the day ahead dispatch problem is formulated considering wind generation as prior in respect to traditional sources; however, its generation injection in the grid is not mandatory. The proposed modeling of wind generation is tested in a modified IEEE Reliability Test System – RTS with 1 area. The variability and seasonal behaviors of wind generation are considered through the simulation of scenarios obtained from capacity factors verified in the Brazilian power system between 2015 and 2017. The results show that, even without storage systems, to restrict wind generation injection in the grid can result in lower operational costs. Pumped storage is also studied as an option of consumption and storage of surplus wind generation.Submitted by Aglair Aguiar (aglair@ct.ufrj.br) on 2020-03-31T03:06:36Z No. of bitstreams: 1 888715.pdf: 2492906 bytes, checksum: 23c6775a4fcf19832850b9ea2c43105c (MD5)Made available in DSpace on 2020-03-31T03:06:36Z (GMT). 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