Fluxo de potência ótimo estocástico considerando geração eólica

Detalhes bibliográficos
Autor(a) principal: Gris, Bruno Rafael
Data de Publicação: 2014
Tipo de documento: Dissertação
Idioma: por
Título da fonte: Repositório Institucional da UFSC
Texto Completo: https://repositorio.ufsc.br/xmlui/handle/123456789/129457
Resumo: Dissertação (Mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, Florianópolis, 2014
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spelling Fluxo de potência ótimo estocástico considerando geração eólicaEngenharia elétricaEnergia eólicaRelaxação LagrangeanaFluxo de potência ótimoSistemas de energia elétricaDissertação (Mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, Florianópolis, 2014A introdução de fontes renováveis com capacidade variável, tais como usinas eólicas e fotovoltaicas, traz grandes desafios para a operação dos sistemas de energia elétrica. São necessárias ferramentas computacionais capazes de realizar a análise da condições operativas dos sistemas na presença dessas novas fontes de geração. O presente trabalho apresenta uma ferramenta computacional que otimiza os custos da operação de um sistema elétrico incorporando o comportamento aleatório da geração eólica. As equações que fornecem o ponto de operação em regime permanente de usinas eólicas são inseridas no problema de fluxo de potência ótimo (FPO), sendo a aleatoriedade do vento representada através de cenários de velocidade de vento equiprováveis. O problema FPO é formulado de maneira que a complementação da geração eólica seja feita pelas usinas hidrelétricas, enquanto que as usinas termelétricas mantêm constantes suas gerações nos diferentes cenários de vento. Utilizam-se conceitos da relaxação Lagrangenana e da programação dual para viabilizar a resolução do problema. Com o intuito de melhorar o desempenho da ferramenta computacional as restrições relaxadas são adicionadas a função objetivo através de um termo linear e um termo quadrático, resultando em um Lagrangeano Aumentado. O problema é resolvido através do Método dos Multiplicadores com Direção Alternada (MMDA). A eficácia da ferramenta computacional é avaliada através de simulações em três sistemas elétricos, sendo eles: os sistemas teste do IEEE de 14 e 30 barras e um equivalente do sistema da Região Sul com 192 barras. Os resultados obtidos mostram a aplicabilidade do modelo FPO e a eficiência do método de resolução.<br>Abstract: The use of renewable energy sources, with variable generation capacity, brings new challenges to power system operation. Computational tools used in the analysis of the system must be updated in order to properly represent the impact of this new type of generation on system. This work describes a computational tool to minimize operational costs of hidrothermal systems considering the random behavior of wind power generation. The equations that express the steady state operation of wind farms are incorated in a estochastic optimal power flow (OPF) problem that represent the variability of wind through a set of equiprobable scenarios. The OPF problem is formulated in a way that wind power generation is complemented by hydro generation, while the thermoelectric plants maintain the same dispatch in every scenario of wind. The Lagrangian Relaxation is used solve the problem. In order to improve the performance of the solution algorithm, the relaxed constraints are introduced into the OPF objective function by linear and quadratic penalties, which results in a Aungmented Lagrangian. The problem is solved by the Alternating Direction Method of Multpliers (ADMM). The efficiency of the computacional tool is evaluated through simulations using the IEEE test systems with 14 and 30 buses and an equivalent of the Brazilian Southern Region system with 192 buses. The results demonstrate the applicability the OPF model proposed and the efficiency of the solution method.Almeida, Katia Campos deUniversidade Federal de Santa CatarinaGris, Bruno Rafael2015-02-05T21:07:09Z2015-02-05T21:07:09Z2014info:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/masterThesis176 p. | il., grafs., tabs.application/pdf329082https://repositorio.ufsc.br/xmlui/handle/123456789/129457porreponame:Repositório Institucional da UFSCinstname:Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC)instacron:UFSCinfo:eu-repo/semantics/openAccess2015-02-05T21:07:09Zoai:repositorio.ufsc.br:123456789/129457Repositório InstitucionalPUBhttp://150.162.242.35/oai/requestopendoar:23732015-02-05T21:07:09Repositório Institucional da UFSC - Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC)false
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