Projeto TransDist

 

 

Título do Projeto: OPERAÇÃO DE SISTEMAS DE TRANSMISSÃO E DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
Título do Projeto: Antonio José Alves Simões Costa
Instituição Executora: UFSC – Departamento de Engenharia Elétrica
Identificação da Chamada:

I – Pesquisa Básica ou Aplicada ou Desenvolvimeno Tecnológico

II – Nanotecnologia, Plasma, Supercondutividade e Fusão Nuclear

Edital: Edital CT-Energ/CNPq 01/2003

1. Objetivos e metas

1.1 Apresentação do Projeto

O projeto proposto agrega quatro subprojetos que tratam de temas de pesquisa de interesse atual no País na área da Operação de Sistemas de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica. Os subprojetos são:

1. Novas Metodologias e Aplicações de Fluxo de Potência Ótimo (FPO);

2. Operação de Sistemas de Distribuição;

3. Diagnóstico de Faltas em Equipamentos de Alta Tensão;

4. Melhoria do Perfil de Tensão em Sistemas Elétricos de Potência.

Estes subprojetos enquadram-se nas linhas de pesquisa do Grupo de Sistemas de Potência da UFSC, sendo a equipe executora formada por professores e pesquisadores do Grupo. As atividades do projeto serão desenvolvidas no Laboratório de Sistemas de Potência do Departamento de Engenharia Elétrica da UFSC.

1.2 Subprojeto 1: Novas Metodologias e Aplicações de Fluxo de Potência Ótimo

Este subprojeto tem como objetivo o desenvolvimento de ferramentas de resolução do problema de fluxo de potência ótimo que considerem aspectos importantes da operação de sistemas de potência sob condições impostas pelo aumento da demanda e pela reestruturação do setor elétrico. Os tópicos de pesquisa a serem desenvolvidos são descritos abaixo.

1.2.1 Soluções Não-Convergentes do Fluxo de Potência Ótimo

Um dos problemas mais comuns que o usuário de FPO enfrenta é a falta de informação em relação à não convergência do processo iterativo, em particular nos casos de inviabilidade da solução devido a carregamentos elevados. A falta de diagnósticos claros indicando quais restrições provocam a não convergência é um problema ainda pouco explorado.

Este tópico propõe a aplicação da técnica do multiplicador ótimo de Iwamoto e Tamura (1981) no problema de Fluxo de Potência Ótimo. Esta metodologia foi originalmente formulada para o problema de fluxo de potência convencional, visando evitar a divergência do processo iterativo. Um dos principais requisitos para a aplicação desta estratégia é a formulação do conjunto de equações não lineares a ser resolvido em coordenadas retangulares. A referência (TORRES E QUINTANA; 1999) mostra como a função objetivo e as restrições do problema de Fluxo de Potência Ótimo são modeladas, tal que o conjunto de equações não lineares resultante da aplicação das condições de otimalidade é expresso na forma apropriada para a aplicação do fator de passo proposto em (IWAMOTO E TAMURA; 1981).


1.2.2 Modelo Alternativo para Despacho Ótimo de Potência

Em mercados onde a energia elétrica é comercializada através de contratos bilaterais ou diretamente com a entidade coordenadora central (pool), no preço spot, é importante que o despacho de geração seja feito respeitando-se as restrições físicas e operacionais do sistema e segundo um critério satisfatório para todos os agentes. O critério de despacho depende se o mercado de energia tem ênfase nos modelos pool ou bilateral. No primeiro caso, o despacho é feito usando o critério de mínimo custo total, custo este baseado em lances de preços fornecidos pelos geradores. No segundo caso, deve-se despachar os contratos com um mínimo desvio dos valores acordados (ILIC et al.; 1998) Nos dois casos, idealmente a ferramenta computacional de despacho deveria ser capaz de fornecer meios para se analisar o impacto de cada usuário do sistema nos fluxos das linhas, perdas de transmissão e nos demais usuários. Além disso, para se garantir uma operação em regime permanente segura, deveria ser capaz de fornecer também a capacidade máxima de transmissão do sistema, isto é, o montante de transferência de potência que pode existir entre os compradores sem que as restrições de operação sejam violadas (EJEBE et al.; 1998). Este tópico de pesquisa visa a continuação de estudos para o desenvolvimento de tal ferramenta.

Propõe-se, neste sub-projeto de pesquisa, fazer uma extensão dos estudos publicados por FERNANDES e ALMEIDA (2002, 2003a e 2003b) para o desenvolvimento de um modelo alternativo de fluxo de potência ótimo multi-usuário que permita a discriminação dos vários participantes do mercado de energia, isto é, empresas de geração, de comércio e consumidores. Tal modelo faz uma discriminação das correntes e tensões criadas por cada usuário do sistema a partir do Teorema da Superposição. Dependendo do critério de otimização, o modelo é capaz de prover o despacho simultâneo de geração de acordo com o critério adotado pelo modelo pool ou pool-bilateral, ou ainda calcular a máxima transferência considerando todos os usuários do sistema. Mais especificamente, propõe-se utilizar esse modelo para estudos sobre o impacto dos diferentes agentes no perfil de tensão do sistema, possibilitando a extensão de estudos sobre colapso de tensão (VAN CUTSEM; 1998) a sistemas operando sob condições de mercado.

1.2.3 Despacho Ótimo de Energia e Reservas Operativas

O fornecimento dos serviços ancilares é uma questão técnica e econômica a ser considerada em todos mercados competitivos de energia elétrica. Para garantir o suprimento adequado destes serviços, torna-se necessário estabelecer modelos econômicos que incluam remuneração explícita pelos serviços ancilares, principalmente para os serviços de regulação de freqüência e provimento de reserva girante visando atender a contingências. Estes exigem reservas operativas de geração previamente programadas para uso em tempo real pelo operador do sistema. Portanto, estes megawatts de geração não devem ser transacionados no mercado de energia.

Um procedimento para remunerar os provedores de reservas operativas é considerar seus custos de oportunidade, custos de operação e manutenção e incentivos. Outro procedimento é estabelecer mercados de reservas, o que tende a ser mais simples e eficiente do ponto de vista econômico. Em algumas estruturas baseadas no modelo pool , os provedores fazem ofertas para o mercado de energia e para mercados de reservas (SINGH e PAPALEXOPOULOS; 1999 e DANAI et al.; 2001). Estas ofertas são liquidadas pelo operador do mercado, que estabelece a programação dos despachos de energia, a alocação de reservas e os preços a serem pagos.

MA e SUN (1998) analisam diferentes metodologias para liquidação dos mercados de energia e reserva girante, e através de exemplos comprovam que a solução ótima para ambos os mercados é obtida através da liquidação conjunta de energia e reserva. Outros trabalhos que adotam esta mesma premissa utilizam métodos de otimização para definir a programação do dia seguinte (ALVEY et al; 1998; CHEUNG et al.; 2000; MADRIGAL e QUINTANA; 2000; RASHIDINEJAD et al.; 2002 e WEN e DAVID; 2002). Estes trabalhos consideram estruturas de mercado com ofertas ditas “simples”, constituidas apenas por quantidade (em MW) e preço (em $/MW). Tais estruturas de mercado são consideradas intrinsecamente descentralizadas, uma vez que as decisões de alocação de unidades ( unit commitment ) são determinadas pelos próprios provedores.

A pesquisa proposta consiste em definir uma metodologia para determinar e analisar o despacho de energia e alocação de reservas operativas dentro de um horizonte de programação, ou mercado do dia seguinte , considerando um processo de liquidação conjunto para todos os mercados. As vantagens da alocação conjunta são:

¨ Leilões separados para energia e para reservas operativas não garantem a solução ótima global considerando todos os mercados, uma vez que através de leilões separados torna-se mais difícil levar em conta que energia e reservas utilizam a mesma capacidade de geração de uma determinada máquina e portanto estão sujeitas aos mesmos limites físicos (CHEUNG et al.; 2000);

¨ Os preços marginais de reservas obtidos a partir da abordagem conjunta cobrem os custos de oportunidade de geradores infra-marginais que não vendem sua energia por estarem atendendo aos requisitos de reserva. Desta forma, os provedores destas reservas operativas não precisam incluir o cálculo de seus custos de oportunidade nos preços de suas ofertas de reserva e são encorajados a fazer ofertas próximas de seus custos marginais reais.

O problema será formulado utlizando um arcabouço de Fluxo de Potência Ótimo Dinâmico (FPOD), o qual permite:

¨ Considerar as restrições de tomada de carga dos geradores, as quais influenciam a resposta das máquinas durante o despacho de energia;

¨ Considerar as restrições de tomada de carga no atendimento aos requisitos dos serviços ancilares;

¨ Representar a rede, tornando a programação resultante mais próximo do despacho em tempo real;

¨ Representar e analisar o efeito de congestionamento nos preços de mercado da energia;

¨ Incluir as restrições de atendimento ao requisito de reserva, considerando que as unidades geradoras estão distribuídas em zonas do sistema;

¨ Representar os consumidores e sua atuação no mercado através de seus lances para compra de energia, bem como suas restrições intertemporais de consumo. Desta forma é possível analisar a participação da demanda em resposta aos sinais de preços e considerar ofertas de redução de carga.

¨ Incluir os efeitos das perdas de transmissão, o que permitirá a obtenção de resultados mais realísticos, aproximando a programação do despacho em tempo real.

Pretende-se ainda generalizar o método proposto de modo a considerar vários tipos de reservas em uma mesma alocação ótima conjunta de energia e reservas operativas. Estas reservas atenderiam os serviços ancilares de Controle Automático de Geração (CAG), regulação terciária, que corresponde ao provimento de reserva girante para cobrir contingências, e reserva de substituição.

O tema de provimento de serviços ancilares tem sido objeto de interesse e intensos debates no Brasil (PRADA et al.; 2002; XAVIER DA SILVA; 2001 e GOMES et al.; 2003), visando a definição de uma metodologia a ser adotada pela ANEEL. Espera-se que o desenvolvimento do presente subprojeto possa fornecer subsídios à discussão de alternativas para o estabelecimento de tal metodologia.

1.3 Subprojeto 2: Operação de Sistemas de Distribuição

Enfoca-se especificamente a agregação de Geração Distribuída e de instrumentos de Gerenciamento de Carga ao ferramental de análise de concessionárias de distribuição de energia elétrica, visando o cumprimento dos requisitos mais severos ditados pelo novo modelo do Setor Elétrico Brasileiro. Adicionalmente, propõe-se o desenvolvimento de ferramentas inteligentes para a localização de defeitos em Sistemas de Distribuição. Serão abordados os tópicos descritos a seguir.

1.3.1 Gerenciamento de Demanda e Geração Distribuída

Programas de Gerenciamento de Carga (GC) constituem uma modalidade de Gerenciamento pelo Lado da Demanda em que uma concessionária de energia elétrica (EE) busca induzir seus consumidores a reduzir o consumo em período mais críticos e/ou estimulá-lo em períodos mais favoráveis (CIGRÉ; 1991). A concepção de estratégias visando induzir modificações no perfil de consumo dos consumidores passa em geral pela adoção de tarifas de energia elétrica variáveis ao longo do dia, em função das características da curva de carga. Como exemplo clássico temos as tarifas horo-sazonais (ANEEL; 2000), adotadas em vários países, inclusive no Brasil. Em nosso país, a importância de programas de GC foi recentemente reconhecida através do estabelecimento formal de marco legal que abre a possibilidade de adoção de estruturas tarifárias mais flexíveis que os esquemas horo-sazonais (MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA; 2002 e PRESIDÊNCIA DA REPÚBLICA; 2003).

No âmbito de uma concessionária de distribuição de energia elétrica, uma das formas mais comuns de GC é a que visa a redução de demanda sob solicitação da concessionária durante intervalos específicos de tempo, para solucionar problemas operacionais ou aumentar a oferta de energia. Embora existam outras modalidades de implementação deste tipo de GC, no âmbito deste subprojeto o interesse está voltado para contratos de fornecimento que determinam as condições sob as quais os consumidores devem reduzir sua demanda (CHEN e LEU; 1990). Estes recebem incentivos econômicos pela sua participação no programa, em geral através de descontos tarifários.

No caso brasileiro, os montantes de energia e potência (demanda) que as empresas de distribuição contratam para fornecer a seus consumidores são monitorados nos pontos de conexão (subestações) com as empresas de transmissão. Caso a potência efetivamente demandada pelo sistema de distribuição venha a se tornar maior que o valor contratado (o Montante de Uso do Sistema de Transmissão, MUST) , a concessionária está sujeita a uma pesada taxação sobre a potência excedente, da ordem de três vezes a tarifa normal. Tais situações podem ocorrer em conseqüência de previsões de carga pouco precisas e podem produzir impactos econômicos significativos para a empresa.

Outra situação de interesse no contexto deste subprojeto é a ocorrência de contingências ou sobrecarga na rede básica, levando à necessidade de redução de carga por parte da empresa distribuidora. O procedimento muitas vezes adotado hoje nestas situações é o corte compulsório de carga, o que tende a provocar impactos negativos na imagem da empresa, a deterioração dos índices de qualidade de suprimento de energia e outras conseqüências indesejáveis.

A adoção de um programa de gerenciamento de carga por parte de uma concessionária de distribuição inicia pela identificação dos consumidores que demonstrem predisposição em participar de um programa de GC mediante incentivos tarifários especificados nos respectivos contratos de suprimento de energia. No curto prazo, quando situações de risco potencial de ultrapassagem de limites, contingências ou sobrecarga forem detectadas, tornar-se-á necessário acionar o programa, que alocará as reduções de carga e determinará os montantes de redução.

Para cumprir os objetivos de curto prazo do GC, a proposta deste subprojeto é o desenvolvimento de uma ferramenta de análise para uso de concessionárias de distribuição tendo por base um Fluxo de Potência Ótimo Dinâmico. A função-custo a ser minimizada é a soma dos custos de compra de energia e de não-faturamento da concessionária, que é sujeita às restrições dadas pelas equações de balanço de potência, e das características típicas dos consumidores que aderem ao programa de GC. Dependendo do caso, o MUST também pode ser considerado como restrição.

O problema acima se caracteriza como um problema de Fluxo de Potência Ótimo Dinâmico (FPOD) (KIMBALL;1997 e NEJDAWI et al. 1998), já que as restrições dos consumidores devem ser intertemporais para prever a recuperação da energia reduzida em outros intervalos de tempo. Os resultados do aplicativo consistirão na lista de consumidores participantes do programa de GC que deverão reduzir sua demanda para eliminar ou aliviar as situações de risco, juntamente com os respectivos valores de redução de carga.

A presença de geração distribuída conectada à rede da empresa distribuidora, introduz um efeito complicador ao problema, dada a natureza aleatória e muitas vezes não despachável da energia produzida por fontes de pequeno porte dispersas pela rede, como PCHs, aerogeradores, autoprodutores utilizando biomassa (fábricas de celuloses, usinas de cana de açúcar, etc.), cuja energia excedente é injetada na rede da distribuidora (SESSÃO TÉCNICA ESPECIAL – SNPTEE; 2003).

Assim, para que a empresa distribuição consiga atender as metas de programação da energia a ser adquirida através de rede básica de transmissão, há a necessidade de não só efetuar o gerenciamento da demanda dos consumidores, como também da oferta de parte da geração distribuída, através da monitoração e imposição de limites de geração para satisfazer também os limites operativos, como os de tensão junto aos consumidores (KIM e KIM; 2001).

Este subprojeto se vale dos desenvolvimentos realizados em projeto em fase final de execução, patrocinado pelo CNPq, intitulado “Gerenciamento de Demanda e Geração Distribuída para alívio do Suprimento de Energia Elétrica” (ver item IV da Seção 4 deste documento).

1.3.2 Localização de Faltas em Sistemas de Distribuição

O diagnóstico de faltas é uma parte essencial da operação de sistemas de distribuição de energia elétrica em tempo real. Sistemas rápidos e precisos para o diagnóstico de faltas permitem acelerar o processo de restabelecimento das condições normais de operação dos sistemas. A automação do diagnóstico evita, ou pelo menos reduz de forma considerável, a necessidade de inspeção visual nos alimentadores por parte das equipes de manutenção das redes de distribuição.

O problema de diagnóstico de faltas em redes de distribuição de energia elétrica pode ser dividido em três sub-problemas, a saber (MOHAMED E RAO; 1995):

· Detecção de faltas: diz respeito à ocorrência ou não de uma falta em um circuito de distribuição;

· Classificação de faltas: em um circuito trifásico de distribuição existem dez tipos de falta possíveis de ocorrer, os quais constituem as diferentes combinações entre as três fases e a terra;

· Localização de faltas: determinação da distância em unidades de comprimento, a partir da subestação de distribuição que origina um circuito de distribuição, ao ponto de ocorrência de uma falta.

Existe certamente um número maior de trabalhos na literatura tratando do diagnóstico de faltas em redes de transmissão de energia elétrica, em comparação a redes de distribuição. Esse fato pode ser atribuído a duas razões principais: a maior complexidade na proteção dos sistemas de transmissão, dado que sistemas de distribuição são em geral radiais com alimentação apenas pela subestação de saída, e os avançados dispositivos de monitoração que são empregados primordialmente em redes de transmissão.

Após desligamentos com perda de carga, os centros de operação dos sistemas de distribuição recebem várias chamadas telefônicas de consumidores reclamando pela perda de energia elétrica e a partir delas o operador tenta inferir o ponto de desligamento. Em redes aéreas, a partir desta primeira informação equipes de manutenção são enviadas para inspecionar visualmente os alimentadores, para então serem tomadas as providências necessárias.

O tempo decorrido nesses casos, desde a ocorrência da falta até o diagnóstico do defeito, implica diversos problemas para as empresas distribuidoras de energia elétrica e para os consumidores. O mais sério desses problemas é certamente a não detecção de faltas que possam colocar em risco vidas humanas, como um condutor energizado caído, por exemplo. Além disso, o prejuízo por não estar fornecendo energia elétrica num dado período pode ser significativo para a empresa distribuidora. O padrão de qualidade do fornecimento aos consumidores é lesado, à medida que o restabelecimento do fornecimento de energia após as faltas é demorado.

O objetivo deste sub-projeto é estudar os métodos de diagnóstico e localização de faltas existentes (BO et al.; 1999; DAS et al.; 2000; MOHAMED E RAO; 1995; ZHU et al.; 1997) e tentar contornar algumas limitações freqüentemente encontradas nos mesmos, tais como, localização de faltas de alta impedância, inclusão de ramos laterais e não apenas do alimentador principal, além da consideração da presença de geração distribuída.

1.4 Subprojeto 3: Diagnóstico de Falhas em Equipamento de Alta Tensão

A implantação de subestações desassistidas é uma tendência que se verifica no setor elétrico brasileiro, tanto em sistemas de distribuição quanto de transmissão de energia elétrica. Esta tendência tem sido acompanhada pelo aperfeiçoamento dos sistemas de supervisão e controle e pela utilização crescente de sistemas específicos para monitoramento de equipamentos importantes à continuidade do fornecimento, tais como transformadores e disjuntores.

As penalidades existentes para indisponibilidade de equipamentos, mesmo quando a indisponibilidade não causa interrupção no fornecimento, têm levado as empresas a buscarem o uso da manutenção centrada na confiabilidade e não a simples e tradicional manutenção preventiva, em intervalos previamente definidos.

Dentro deste contexto, o desenvolvimento de ferramentas que utilizem informações advindas de sistemas de monitoramento on-line, assim como resultados de manutenções que não causem desligamentos, como por exemplo a análise cromatográfica do óleo mineral isolante, permite o uso destas informações para avaliação da necessidade de desligamentos ou postergação da manutenção.

Para este tipo de análise três fontes de informação seriam empregadas: a primeira seria a base de dados histórica sobre o equipamento, a segunda o sistema de supervisão e controle da rede e a terceira, quando disponível, obtida dos sistemas de monitoramento do equipamento. Serão consideradas informações existentes nas bases de dados históricos dos equipamentos os dados cadastrais e resultados de ensaios previstos nas normas ABNT e/ou IEC e IEEE para os equipamentos estudados.

Dando continuidade a este projeto, iniciado por ZIRBES (2003) para transformadores de força, serão estudadas as metodologias e implementados protótipos computacionais de sistemas para diagnóstico de transformadores de força e medição, pára-raios e chaves seccionadoras.

1.5 Subprojeto 4: Melhoria do Perfil de Tensão em Sistemas de Potência

São abordadas diferentes estratégias para garantir perfis de tensão adequados na operação de sistemas de potência, ao mesmo tempo em que se reduz o risco da ocorrência de condições operativas indesejáveis e instabilidade de tensão. Tais estratégias envolvem a implementação de esquemas de controle secundário de tensão e providências corretivas, incluindo corte seletivo de carga, além do estabelecimento de políticas adequadas para a provisão de serviços ancilares de suporte de potência reativa.

1.5.1 Controle Secundário de Tensão

O objetivo deste tópico é o estudo de ações para o controle de tensão e aumento da margem de estabilidade de tensão em sistemas de potência. O enfoque principal é o controle secundário de tensão, que objetiva manter as tensões em barras piloto, representativas de uma área de controle, em níveis especificados. O controle secundário de tensão requer a identificação de áreas de controle, de barras piloto representativas destas áreas e da determinação de geradores sob o controle secundário.

Os controladores, geralmente do tipo proporcional-integral, devem ter seus parâmetros ajustados para um bom desempenho transitório. Este tema já é objeto de desenvolvimento no âmbito do grupo de pesquisa (CASTRO SOARES; 2003), mas a proposta aqui apresentada amplia vários tópicos e introduz novos.

A identificação de áreas de controle, de barras piloto e geradores sob controle secundário será abordada através do fluxo de potência ótimo, usando-se multiplicadores de Lagrange como indicadores de sensibilidade, permitindo a determinação de agrupamentos homogêneos de barras, e, portanto a determinação de áreas sob controle, de barras piloto e dos geradores com maior efeito no controle de tensão nas barras piloto. Várias funções-objetivo deverão ser utilizadas e testadas.

O ajuste dos controladores deve ser objeto do presente projeto. Um dos objetivos específicos é testar diferentes estruturas de controle, além da estrutura hoje já implementada em alguns sistemas de potência europeus (MARTINS et al.; 2001), e já estudada no âmbito do grupo de pesquisa. A ferramenta a ser utilizada será inicialmente controle ótimo com restrições estruturais. Um aspecto a ser abordado é o efeito de retardos na malha do controle secundário de tensão. Ferramentas encontradas na teoria de controle serão utilizadas com este objetivo. Como parte final deste tópico, pretende-se testar e avaliar o controle secundário de tensão, no sistema sul do Brasil. Trabalhos preliminares nesta área já estão em andamento (CASTRO SOARES, 2003).

1.5.2 Análise de Metodologias de Tarifação do Suporte de Reativos

A restruturação do setor elétrico provocou a divisão das tarefas associadas à geração, transmissão e comercialização de energia e também a criação dos Serviços Ancilares. Entre estes serviços está o suporte de potência reativa. Mecanismos de comércio e tarifação de potência reativa são ainda incipientes. Diferentes metodologias, todas baseadas nos custos de oportunidade, foram propostas para a tarifação de reativos (BATTACHARYA e ZHONG; 2001 e GROSS et al.; 2002). Além disso, o problema da alocação de reativos às transações de potência vem sendo intensivamente estudado (CHICCO et al.; 2002 e FRADI ET AL.; 2001). Entretanto, há ainda várias questões a serem respondidas sobre o impacto desta tarifação no perfil de tensão da rede elétrica e no limite de máximo carregamento do sistema (RUEDA E ALMEIDA; 2001). Além disso, não estão claros os índices que definirão a quantidade ideal de suporte a ser fornecido pelos diferentes usuários da rede elétrica. Por outro lado, os trabalhos publicados até o momento se concentram na análise dos custos incorridos pelos geradores no fornecimento do suporte de tensão; não foram ainda quantificados os custos associados ao controle de tensão realizado pelos diversos dispositivos presentes na rede elétrica. É necessária uma pesquisa de maior profundidade sobre a tarifação do suporte de reativos e seu impacto na operação dos sistemas. Esta linha de pesquisa vem sendo desenvolvida com esse intuito.

Propõe-se dar continuidade aos estudos descritos em RUEDA E ALMEIDA (2001), feitos com base num programa de fluxo de potência ótimo parametrizado. O objetivo atual é estender o estudo à questão da reserva de reativo, considerando também funções custo para o suporte de reativos feito por equipamentos presentes no sistema de transmissão tais como compensadores síncronos e estáticos e dispositivos FACTS. Busca-se analisar a influência do custo de reserva de reativos e do suporte de reativos fornecido por diferentes equipamentos no perfil de tensão e na máxima capacidade de carregamento de um sistema.

1.5.3 Obtenção de Soluções Operativas Visando os Aspectos Econômicos das Restrições de Tensão

No passado, estratégias de corte de carga foram utilizadas para determinar soluções corretivas sob condições de emergência. Recentemente, a restruturação do mercado de energia elétrica trouxe um novo tipo de aplicação destas metodologias, no qual se deve levar em conta por exemplo, a porção da demanda de cada barra disponível para o corte de carga caso as restrições operacionais não sejam satisfeitas.

As primeiras metodologias propostas para a obtenção de soluções corretivas (OVERBYE; 1994) são extensões do método de Newton-Raphson convencional, não considerando as restrições operacionais tais como limites de tensão. Para elevados níveis de demanda, este tipo de restrição freqüentemente dificulta a determinação de soluções operacionais. Nas abordagens baseadas na aplicação de algoritmos de otimização apresentadas por BARBOZA e SALGADO (2001a e 2001b) e GRANVILLE et al. (1996) qualquer tipo de restrição pode ser modelado, o que constitui uma vantagem desse tipo de formulação.

Nesta linha de pesquisa, propõe-se a extensão da metodologia proposta em BARBOZA e SALGADO (2001a e 2001b), para obter soluções operacionais, priorizando os aspectos econômicos e operacionais, relativos à magnitude da tensão. Na abordagem proposta em BARBOZA e SALGADO (2001b) , o corte de carga é modelado como um problema de otimização de mínimos quadrados com restrições de igualdade e de desigualdade, resolvido através do método não-linear Primal-Dual de Pontos Interiores. A estratégia proposta neste tópico consiste em incluir na função objetivo, constituída das equações de balanço de potência das barras sujeitas ao corte de carga, uma ponderação que represente o custo do corte de carga para satisfazer os limites de tensão.

2. Metodologia

O Grupo de Sistemas de Potência da Universidade Federal de Santa Catarina vem há cerca de quinze anos realizando pesquisas na área de operação de sistemas elétricos de potência. Neste período, foi desenvolvida uma extensa gama de ferramentas que poderão ser usadas no projeto aqui proposto. Com base nesta experiência, propõe-se a seguintes etapas para constituir a metodologia a ser empregada:

I. Revisão bibliográfica;

II. Familiarização com métodos existentes;

III. Desenvolvimento de novos métodos e técnicas;

IV. Implementação computacional;

V. Testes preliminares e validação;

VI. Testes com sistemas realísticos;

VII. Documentação e divulgação dos resultados.

3. Resultados e impactos esperados

Estima-se obter os seguintes resultados no período de vigência do projeto:

- Desenvolvimento de Ferramentas Computacionais para Ensino e Pesquisa

- Formação de Pesquisadores:

· Defesas de Teses de Doutorado: 4

· Defesas de Dissertações de Mestrado: 8

· Orientações de Alunos de Iniciação Científica: 10

- Publicações:

· Publicações em Congressos Nacionais (SEPOPE, SENDI, SNPTEE, CBA, etc.): 20

· Publicações em Congressos Internacionais (Power Tech, PSCC, ISAP, General Meeting do IEEE, PMAPS, Bulk Power): 10

· Publicações em Periódicos Nacionais: 4

· Publicações em Periódicos Internacionais: 7

Quanto aos impactos esperados, podemos mencionar que praticamente todos os tópicos que constituem o projeto têm sido objeto de interesse da parte das diversas entidades de alguma forma ligadas à operação do Sistema Elétrico Brasileiro, tais como o Operador Nacional do Sistema (ONS) e a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), além das diversas concessionárias de transmissão e distribuição. Estas concessionárias estão presentemente sujeitas às exigências impostas pelo novo modelo de gestão do setor elétrico com relação a metas de programação energética e disponibilidade de equipamentos visando a operação segura, eficiente e contínua do sistema.

O interesse dos diversos agentes do setor elétrico nos tópicos abordados no projeto tem sido manifestado em concorridos debates nos eventos nacionais da área, tais como o SNPTEE, SEPOPE, etc.. Espera-se que as atividades do projeto possam fornecer novos subsídios para estes debates, sob a forma de contribuições e soluções alternativas para os problemas aqui abordados.

4. Outros projetos e financiamentos relacionados ao tema da presente proposta

I. “Simulador de Sistemas de Distruição na Presença de Geração Distribuída” – Projeto de P&D desenvolvido em convênio com as Centrais Elétricas de Santa Catarina (CELESC) no período de agosto de 2002 a julho de 2003 (Proj. 018/01).

II. “Projeto e Avaliação de Contratos de Interrupção dentro de um programa de Gerencimento pelo lado da Demanda”, projeto P&D desenvolvido em convênio com as Centrais Elétricas de Santa Catarina (CELESC), agosto 2002 a julho de 2003. (Proj. 028/01).

III. “Central de Monitoramento e Diagnóstico de Equipamentos de Subestações” - Projeto de P&D ANEEL da Eletrosul, tendo o CEPEL como entidade executora e a UFSC como consultora. (Período: 07/2003 a 06/2005)

IV. “Gerenciamento de Demanda e Geração Distribuída para Alívio do Suprimento de Energia Elétrica”, projeto em andamento com o apoio do CNPq e vigência até junho de 2004. (Proc. N. 551150/01-7)

V. “Gerenciamento de Carga e Alocação Conjunta de Energia e Reservas em Mercado de Energia Elétrica (GCERES)”, projeto de Bolsa de Produtividade em Pesquisa de Antônio José Alves Simões Costa, submetido ao CNPq em agosto de 2003 (Proc. N. 523252/96-0)

VI. “Representação de Transações Multilaterais de Potência em Modelos de Despacho Hidrotérmico” - Projeto Individual de Pesquisa (CNPq) Prof a . Katia Campos de Almeida. Vigência: 01/2002-12/2003.

VII. “Operação em Regime Permanente de Sistemas sob Mercados Tipo Pool-Bilateral” - Projeto de Bolsa de Produtividade em Pesquisa (CNPq) Prof a . Katia Campos de Almeida. Vigência: 03/2003-02/2005.

VIII. “Técnicas Avançadas de Controle Aplicadas a Sistemas Elétricos de Potência” – Projeto de Bolsa de Produtividade em Pesquisa ((CNPq) Prof. Aguinaldo Silveira e Silva. Vigência: 03/2003 a 02/2005 (Proc. N o 303969/2002-4).

5. Atendimento aos Critérios de Análise e Julgamento

O projeto descrito neste documento se enquadra nas diretrizes temáticas do CT-ENERG, uma vez que visa o desenvolvimento de ferramentas que possibilitem a redução nos custos de operação e aumento da confiabilidade dos sistemas de transmissão e distribuição de energia elétrica (Tema 6 das Diretrizes Temáticas do CT-ENERG). Adicionalmente, aborda-se a questão de inserção de geração distribuída em redes de distribuição (Tema 11), bem como o desenvolvimento de modelos e ferramentas computacionais para análise de problemas de mercado e tarifação (Tema 14).

Além do desenvolvimento dessas ferramentas que são de interesse tanto da sociedade quanto das empresas de transmissão e distribuição, o projeto contribui para a formação de recursos humanos na área de energia elétrica.

O Grupo de Sistemas de Potência da UFSC tem adquirido experiência na condução de pesquisas na área graças ao apoio do CNPq, CAPES, CT-ENERG, etc., a consultorias para o setor privado e também, mais recentemente, a projetos de P&D com a ELETROSUL e a CELESC.

6. Cronograma de execução

Todos os subprojetos descritos no item 1 seguirão as seguintes etapas básicas, já citadas no item 2, de Metodologia.

Etapa

1 o . Tri

2 o .

3 o .

4 o .

5 o .

6 o .

7 o .

8 o .

1 – Revisão Bibliográfica

2 – Familiarização com Métodos Existentes

3 – Desenvolvimento de Novos Métodos e Técnicas

4 – Implementação Computacional

5 – Testes Preliminares e Validação

6 – Testes com Sistemas Realísticos

7 – Documentação e Divulgação dos Resultados.

7. Referências bibliográficas

ALVEY, T.; MA, X.; SUN, D. -A Security-Constrained Bid-Clearing System for the New Zealand Wholesale Electricity Market, IEEE Transactions on Power Systems , vol. 13, n. 2, maio de 1998, p. 340-346.

ANEEL, Resolução N o 456: Condições Gerais de Fornecimento de Energia Elétrica, 29 de novembro de 2000.

BARBOZA, L.V. e SALGADO, R. - Restoring Solutions for Unsolvable Cases via Minimum Load Shedding for a Specified Direction, Anais do Power Industry Computer Applications (PICA) Conference , Sidney - Australia, Maio / 2001a, pgs. 374-379.

BARBOZA, L.V. e SALGADO, R. - Unsolvable Power Flow Analysis - An Approach Based on Interior Point Nonlinear Optimisation Methods, Anais do IEEE Porto PowerTech Conference , Porto - Portugal, Setembro / 2001b.

Battacharya, K. e Zhong , J. - Reactive Power as an Ancillary Service. IEEE Transactions on Power Systems , vol. 16, no. 2, maio, 2001, p. 294-300.

BO, Z. O.; WELLER, G.; REDFERN M. A. (1999) Accurate Fault Location Technique for Distribution System Using Fault-Generated High-Frequency Transient Voltage Signals. IEE Proceedings on Generation, Transmission and Distribution, Vol. 146, N. 1, January 1999.

Castro Soares, V. L. de - Método para a especificação e ajuste do controle secundário de tensão , Exame de Qualificação de Doutorado, PPGEEL, UFSC, maio 2003.

CHEN C. S. e Leu J.T. - Interruptible Load Control for Taiwan Power Company, IEEE Transactions on Power Systems v. 5, n. 2, pp.460-465, May 1990.

CHEUNG, K. W.; SHAMSOLLAHI, P.; SUN, D. - Energy and Ancillary Service Dispatch for the Interim ISO New England Electricity Market, IEEE Transactions on Power Systems , vol. 15, n. 3, agosto de 2000, p. 968-974.

Chicco, G.; Gross, G. e Tao , S. - Allocation of the Reactive Support Requirements in Multitransaction Networks, IEEE Transactions on Power Systems , vol. 17, no. 2, maio, 2002, p. 243-249.

CIGRÉ, Working Group 03 of Study Committee 37; 1991. The Potential Impact of Demand-Side Management on Future Electricity Demand. Electra , N o 138 (Oct.). p. 127-145.

DANAI, B.; KIM, J.; COHEN, A. I. - Scheduling Energy and Ancillary Service in The New Ontario Electricity Market, In: POWER INDUSTRY COMPUTER APPLICATIONS, PICA, Sydney, Australia, 2001.

DAS, R.; SACHDEV, M. S.; SIDHU, T. S. (2000) A Fault Locator for Radial Subtransmission and Distribution Lines. Power Engineering Society Summer Meeting. Proceedings, v. 1, p. 443-448.

Ejebe, G. C.; Tong, J; Waight, J.G; Frame, J. G.; Wang, X. e Tinney , W. F. -Available Transfer Capability Calculations, IEEE Transactions on Power Systems , vol. 13, pp. 1521-1527, Nov. 1998.

Fernandes, t. s. p. e Almeida , K. C. - Methodologies for Loss and Line Flow Allocation under a Pool-Bilateral Market, Proceedings of the 14 th Power System Computation Conference , Espanha, junho, 2002.

Fernandes, t. s. p. e Almeida , K. C. - A Methodology for Optimal Power Dispatch under a Pool-Bilateral Market, IEEE Trans. on Power Systems , Vol. 18, No. 1, pp.182-191, Feb. 2003a.

Fernandes, t. s. p. e Almeida , K. C. - A Study of Total Transfer Capacity and Transmission Costs via an Alternative Optimal Power Dispatch Model, Proceedings of the Bologna Power Tech , Itália, junho, 2003b.

Fradi; Brignone, S.; e WolleNberg , B. F. - Calculation of Energy Transaction Allocation Factors, IEEE Transactions on Power Systems , vol. 16, no. 2, maio, 2001, p. 266-272.

GOMES P., SARDINHA S., SOARES N. - O Desafio da Definição dos Serviços Ancilares para o Sistema Interligado Nacional: Aspectos Técnicos que Levaram à sua Identificação pelo ONS, XVII Seminário Nacional de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica , Uberlândia, MG, outubro de 2003, artigo GAT-28.

Granville, S.; Mello, J. C. O. e Melo , A. C. G. - Application of Interior Point Methods to Power Flow Unsolvability, IEEE Transactions on Power Systems , Vol. 11, no. 2, Maio 1996.

Gross, G.; Tao, S.; Bompard, E. e Chicco , G. - “Unbundled Reactive Support Service: Key Characteristics and Dominant Cost Component”. IEEE Transactions on Power Systems , vol. 17, no. 2, maio, 2002, p. 283-289.

Ilic, m.; Galiana, f. d.; Fink , E. L. - Power Systems Restructuring . Kluwer Academic Publishers, 1998.

Iwamoto, S. e Tamura, Y. - A Load Flow Calculation Method for Ill-Conditioned Power Systems, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems , Vol. 100, no. 4, Abril 1981.

Khalifa, m. (Editor) – High Voltage Engineering – Theory and Practice , Marcel Dekker, 1990.

KIM, T. E. e KIM, J.E. - A Method for Determining the Introduction Limit of Distributed Generation System in Distribution Systems , IEEE.PES Summer Meeting , Jul. 2001, vol.1, pp. 456-461.

KIMBALL, Lucy; 1997. Optimal Unit Commitment and Economic Dispatch with Transmission and Energy Constraints. WPI. Ph.D. Thesis, Department of Mathematics, Worcester Polytechnic Institute, Massachusetts, USA.

MA, X.; SUN, D. - Energy and Ancillary Service Dispatch in a Competitive Pool, Power Engineering Review , janeiro de 1998, pp. 54-56.

MADRIGAL, M.; QUINTANA, V. - A Security-Constrained Energy and Spinning Reserve Markets Clearing System Using an Interior-Point Method, IEEE Transactions on Power Systems , vol. 15, n. 4, novembro de 2000, p. 1410-1416.

Martins, N.; Ferraz, J. C. R.; Gomes Jr., S.; Quintão, P. M. E.; Passos Filho, J. A. - A Demonstration Example of Secondary Voltage Regulation: Dynamic and Continuation Power Flow Results , PES Summer Meeting, Vol. 2, páginas 791-796, julho 2001.

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, Resolução N o 12: Diretrizes para Celebração, Substituição e Aditamento de Contratos de Fornecimento de Energia Elétrica e para Política Tarifária e de Preços de Energia...”, 17 de setembro de 2002.

MOHAMED E. A.; RAO, N. D. (1995) Artificial Neural Network Based Fault Diagnostic System for Electric Power Distribution Feeders. Electric Power System Research 35. Elsevier Science S. A.

NEJDAWI, I. M., CLEMENTS, K. A e DAVIS, P. W. Dynamic Optimal Power Flow for Restructured Electricity Markets. Proc. da Bulk Power Systems Dynamics and Control Conference IV – Restructuring, Santorini, Grece August 24-28 de 1998.

Overbye , T. J. - A Power Flow Measure for Unsolvable Cases, IEEE Transactions on Power Systems , Vol. 9, no. 3, Agosto 1994.

PRADA, R.B., VELASCO C.J., SILVA, L.X., MELO, A. C.G. Mecanismo de Mercado para Aquisição e Revenda de Serviços de Reserva Operativa de Geração, VIII SEPOPE , Brasília, maio de 2002.

PRESIDÊNCIA DA REPÚBLICA, Decreto N o 4667: Normas Gerais para Celebração, Substituição e Aditamento de Contratos de Fornecimento de Energia Elétrica; para Tarifação e Preço de Energia Elétrica;...”, 04 de abril de 2003.

RASHIDINEJAD, M.; SONG, Y. H.; JAVIDI DASHT-BAYAZ, M. H. - Contingency Reserve Pricing via a Joint Energy and Reserve Dispatching Approach, Energy Conversion and Management , vol. 43, n. 4, março de 2002, p. 537-548.

Rueda, S. V. M. e Almeida , K. C. - Optimal Power Flow Solutions under Variable Load Conditions: Reactive Power Cost Modelling, Anais do Power Industry Computer Application – PICA , Sydney, Austrália, maio, 2001.

SESSÃO TÉCNICA ESPECIAL SNPTEE - O Impacto da Geração Distribuída no Sistema Elétrico Nacional, XVII SNPTEE , Urberlândia, out. 2003.

SINGH; H.; PAPALEXOPOULOS, A. - Competitive Procurement of Ancillary Services by an Independent System Operator, IEEE Transactions on Power Systems , vol. 14, n. 2, maio de 1999, p. 498-504.

Torres, G. L. e Quintana , V. H. - An Interior Point Method for Nonlinear Optimal Power Flow Using Voltage Rectangular Coordinates, IEEE Transactions on Power Systems , Vol. 13, no. 4, Novembro 1999.

Van CutseM , T. - Voltage Stability of Electric Power Systems . Kluwer Academic Publishers, 1998.

WEN, F.; DAVID, A. K. - Coordination of Bidding Strategies in Day-Ahead Energy and Spinning Reserve Markets, Electrical Power and Energy Systems , vol.24, n. 4, maio de 2002, p. 251-261.

XAVIER DA SILVA, L. Reserva Operativa como Serviço Ancilar: Mecanismo de Mercado para Aquisição e Revenda , Dissertação de Mestrado, PUC/RJ, julho de 2001.

Zirbes , R. - Desenvolvimento de um sistema especialista para diagnose e definição de estado de equipamentos , Dissertação de Mestrado (Profissional), Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, UFSC, SC, Março/2003

ZHU, J.; LUBKEMAN, D. L.; GIRGIS, A. A. (1997) Automated Fault Location and Diagnosis on Electric Power Distribution Feeders. IEEE Transactions on Power delivery, Vol. 12, N. 2, April 1997.

ELECTRICITY MARKET ACTIVITY RULES (abr. 2001), em http://www.omel.com/pdfs/EMrules.pdf.