dc.creator | Schmitz, Magdiel | |
dc.date.accessioned | 2021-11-03T18:59:37Z | |
dc.date.available | 2021-11-03T18:59:37Z | |
dc.date.issued | 2020-12-21 | |
dc.identifier.uri | http://repositorio.ufsm.br/handle/1/22691 | |
dc.description.abstract | The main objective of the electric distribution system operators is to supply energy to the
loads at the lowest generation cost over a given time horizon, anticipating sudden changes
in demand and generation, a problem known as Dynamic Economic Dispatch (DED).
When coupling the DED objectives to the network operational constraints, such as voltage
levels and load limits of the lines, we have the problem known as Dynamic Optimal Power
Flow (DOPF). In an emergency scenario, with damaged lines or equipments, the healthy
regions of the network with Distributed Energy Resources (DERs) can operate islanding
from the main grid, using MicroGrid (MG) concepts. In this scenario, the demand
constraint is flexible and the DED follows a price signal, using inter-temporal technologies
to maximize the power utility’s profit; with the DOPF being known as Price-Based DOPF
(PB-DOPF). Due to limited generation or high attendance cost, load shedding can be
performed in specific moments. Simultaneously with the operation of MGs, repair crews
must be dispatched to affected locations to repair and restore the system to its normal
operating state, which is known as emergency order scheduling (EOS) problem. Although
PB-DOPF and EOS problems are interdependent in real-world applications, due to the
associated high computational complexity, they are traditionally addressed in decoupled
manner by utilities. Thus, this work proposes a mathematical model for the co-optimization
of these problems in order to minimize the cost of PB-DOPF in a horizon. The PB-DOPF
with EOS is formulated as a Mixed-Integer Linear Programming (MILP) model, with a
three-phase power flow. The linear modeling offers, among other advantages, a
high-speed calculation and allows to know the quality of the solution, critical factors in
emergency scenarios. An algorithm is also proposed to perform the PB-DOPF and the
repair crew dispatches over a given horizon, in both normal and emergency scenarios,
integrating a pre-scheduling step to deal with computational complexity. The route is
systematically released at each iteration and the evolution of the solution dynamically
monitored. The proposed model is tested on three-phase unbalanced IEEE 123-bus and
IEEE 8500-node distribution systems, both modified with additional DER systems. The
algorithm is also compared with two variations, with the results highlighting its
effectiveness. | eng |
dc.description.sponsorship | Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES | por |
dc.language | por | por |
dc.publisher | Universidade Federal de Santa Maria | por |
dc.rights | Attribution-NonCommercial-NoDerivatives 4.0 International | * |
dc.rights.uri | http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/ | * |
dc.subject | Sistema de distribuição | por |
dc.subject | Recursos energéticos distribuídos | por |
dc.subject | Fluxo de potência ótimo dinâmico baseado em preço | por |
dc.subject | Agendamento de ordens emergenciais | por |
dc.subject | Programação linear inteira mista | por |
dc.subject | Distribution system | eng |
dc.subject | Distributed energy resources | eng |
dc.subject | Price-based dynamic optimal power flow | eng |
dc.subject | Emergency orders scheduling | eng |
dc.subject | Mixed-integer linear programming | eng |
dc.title | Co-otimização de fluxo de potência ótimo dinâmico baseado em preço com agendamento de reparos | por |
dc.title.alternative | Co-optimization of price-based dynamic optimal power flow with repair scheduling | eng |
dc.type | Tese | por |
dc.description.resumo | O principal objetivo dos operadores do sistema elétrico de distribuição é o de suprir
energia às cargas ao menor custo de geração em um dado horizonte de tempo,
antecipando mudanças repentinas na demanda e na geração, problema conhecido como
Despacho Econômico Dinâmico (DED). Ao acoplar os objetivos do DED às restrições
operacionais da rede elétrica, tais como níveis de tensão e limites de carregamento das
linhas, têm-se o problema conhecido como Fluxo de Potência Ótimo Dinâmico (FPOD).
Em um cenário emergencial, com linhas ou equipamentos danificados, as regiões
saudáveis da rede com Recursos Energéticos Distribuídos (REDs) podem operar de
modo ilhado da rede principal, usando os conceitos de MicroGrid (MG). Nesse cenário, a
restrição de demanda é flexível e o DED segue um sinal de preço, usando tecnologias
intertemporais para maximizar o lucro da concessionária de energia; com o FPOD sendo
definido como FPOD Baseado em Preço (FPOD-BP). Devido à geração limitada ou ao
elevado custo de atendimento, o corte de carga pode ser realizado em momentos
específicos. Simultaneamente à operação das MGs, equipes de reparo devem ser
despachadas aos locais afetados para reparar e restaurar o sistema ao seu estado
operacional normal, problema conhecido como Agendamento de Ordens Emergenciais
(AOE). Apesar de os problemas de FPOD-BP e AOE serem interdependentes em
aplicações do mundo real, devido à elevada complexidade computacional associada, eles
são tradicionalmente tratados de maneira desacoplada pelas concessionárias. Sendo
assim, este trabalho propõe um modelo matemático para a co-otimização desses
problemas, com o objetivo de minimizar o custo do FPOD-BP em um horizonte. O
FPOD-BP com AOE é formulado como um modelo de Programação Linear Inteira Mista
(PLIM), com fluxo de potência trifásico desbalanceado. A modelagem linear oferece, entre
outras vantagens, uma elevada velocidade de cálculo e permite conhecer a qualidade da
solução, fatores críticos em cenários emergenciais. É proposto ainda um algoritmo para
realizar os despachos do FPOD-BP e das equipes de reparo em um dado horizonte, tanto
em cenários normais quanto emergenciais, integrando uma etapa de pré-agendamento
para lidar com a complexidade computacional. A rota é sistematicamente liberada a cada
iteração e a evolução da solução monitorada dinamicamente. O modelo proposto é
testado nos sistemas de distribuição trifásicos desbalanceados IEEE 123-barras e IEEE
8500-nós, ambos modificados com REDs adicionais. O algoritmo também é comparado
com duas variações, com os resultados destacando a sua eficácia. | por |
dc.contributor.advisor1 | Bernardon, Daniel Pinheiro | |
dc.contributor.advisor1Lattes | http://lattes.cnpq.br/6004612278397270 | por |
dc.contributor.referee1 | Lyra Filho, Christiano | |
dc.contributor.referee2 | Sperandio, Mauricio | |
dc.contributor.referee3 | Pfitscher, Luciano Lopes | |
dc.contributor.referee4 | Garcia, Vinícius Jacques | |
dc.creator.Lattes | http://lattes.cnpq.br/0915695672216496 | por |
dc.publisher.country | Brasil | por |
dc.publisher.department | Engenharia Elétrica | por |
dc.publisher.initials | UFSM | por |
dc.publisher.program | Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica | por |
dc.subject.cnpq | CNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA ELETRICA | por |
dc.publisher.unidade | Centro de Tecnologia | por |