Dissertations / Theses: 'Hydrothermal power system'

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Xiong, Min. "Short-term generation scheduling in a hydrothermal power system." Thesis, Durham University, 1990. http://etheses.dur.ac.uk/1182/.

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Paredes, Quiñones Miguel [UNESP]. "Metodologia para o planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos em mercado elétrico competitivo." Universidade Estadual Paulista (UNESP), 2012. http://hdl.handle.net/11449/87146.

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Abstract:

Made available in DSpace on 2014-06-11T19:22:33Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2012-02-17Bitstream added on 2014-06-13T20:09:45Z : No. of bitstreams: 1 paredesquinones_m_me_ilha.pdf: 1414308 bytes, checksum: 2da97bcc0006bca0f620b6c44bf8177e (MD5)
Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (FAPESP)
Neste trabalho foi desenvolvido um modelo baseado em programação linear inteira mista para determinar o custo mínimo da operação de um sistema hidrotérmico de longo prazo em um mercado elétrico competitivo. O modelo é capaz de encontrar os valores ótimos de operação para um período futuro nas usinas térmicas e hidroelétricas, considerando os limites normais e de emergência e as perdas de potência ativa nas linhas de transmissão, para diferentes níveis de carregamento, com múltiplos reservatórios de acumulação e de regulação. Adicionalmente, a previsão da hidrologia foi modelada mediante modelo SARIMA para o período de análise, considerando o histórico dos dados hidrológicos. O modelo foi implementado na linguagem de modelagem matemática GMPL. O problema de programação linear inteira mista foi resolvido usando o solver GLPSOL. As predições das hidrologias foram feitas na linguagem estatística R. Foi desenvolvida uma interface gráfica para gerenciar o modelo em GMPL, a previsão hidrológica em R e o solver GLPSOL na linguagem Qt. Desta forma é possível adicionar novos modelos, alterar dados do modelo e visualizar os resultados. Todas as linguagens e softwares usados são livres de distribuição e modificação. Para o modelo desenvolvido foram analisados os seguintes casos: sistema de 6 barras; sistema uninodal brasileiro e sistema interligado peruano. Os resultados obtidos foram comparados com os resultados encontrados na literatura com o objetivo de validar a proposta deste trabalho
In this work developed a model based on mixed integer linear programming to determine the minimum cost of operation of a hydrothermal system in a long-term competitive electricity market. The model is able to find the optimal values of operation for a future period in thermal and hydroelectric power plants, considering the normal and emergency limits and the active power losses in transmission lines, for different loading levels, with multiple storage reservoirs and dams. In addition, predicting the hydrology was modeled by the SARIMA model for the period of analysis, considering the hydrological historical data. The model was implemented in the language of mathematical modeling GMPL. The mixed linear integer programming problem was solved using solver GLPSOL. The predictions in the hydrology using the statistical language R. It was developed a graphical interface to manage the GMPL model, the hydrologic forecasting, and solver GLPSOL in Qt graphical language. By this way, is possible to add new models, change the data of the model and view the results. All languages and software used are free to distribute and modify. For the model developed the following cases were analyzed: 6 bar system; Brazilian uninodal system and Peruvian interconnected system. The results were compared with results in the literature in order to validate the proposal of this work

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Orero, Shadrack Otieno. "Power systems generation scheduling and optimisation using evolutionary computation techniques." Thesis, Brunel University, 1996. http://bura.brunel.ac.uk/handle/2438/4869.

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Abstract:

Optimal generation scheduling attempts to minimise the cost of power production while satisfying the various operation constraints and physical limitations on the power system components. The thermal generation scheduling problem can be considered as a power system control problem acting over different time frames. The unit commitment phase determines the optimum pattern for starting up and shutting down the generating units over the designated scheduling period, while the economic dispatch phase is concerned with allocation of the load demand among the on-line generators. In a hydrothermal system the optimal scheduling of generation involves the allocation of generation among the hydro electric and thermal plants so as to minimise total operation costs of thermal plants while satisfying the various constraints on the hydraulic and power system network. This thesis reports on the development of genetic algorithm computation techniques for the solution of the short term generation scheduling problem for power systems having both thermal and hydro units. A comprehensive genetic algorithm modelling framework for thermal and hydrothermal scheduling problems using two genetic algorithm models, a canonical genetic algorithm and a deterministic crowding genetic algorithm, is presented. The thermal scheduling modelling framework incorporates unit minimum up and down times, demand and reserve constraints, cooling time dependent start up costs, unit ramp rates, and multiple unit operating states, while constraints such as multiple cascade hydraulic networks, river transport delays and variable head hydro plants, are accounted for in the hydraulic system modelling. These basic genetic algorithm models have been enhanced, using quasi problem decomposition, and hybridisation techniques, resulting in efficient generation scheduling algorithms. The results of the performance of the algorithms on small, medium and large scale power system problems is presented and compared with other conventional scheduling techniques.

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Paredes, Quiñones Miguel. "Metodologia para o planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos em mercado elétrico competitivo /." Ilha Solteira, 2012. http://hdl.handle.net/11449/87146.

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Abstract:

Orientador: Rubén Augusto Romero Lázaro
Coorientador: Marcos Julio Rider Flores
Banca: Jose Roberto Sanches Mantovani
Banca: Secundino Soares Filho
Resumo: Neste trabalho foi desenvolvido um modelo baseado em programação linear inteira mista para determinar o custo mínimo da operação de um sistema hidrotérmico de longo prazo em um mercado elétrico competitivo. O modelo é capaz de encontrar os valores ótimos de operação para um período futuro nas usinas térmicas e hidroelétricas, considerando os limites normais e de emergência e as perdas de potência ativa nas linhas de transmissão, para diferentes níveis de carregamento, com múltiplos reservatórios de acumulação e de regulação. Adicionalmente, a previsão da hidrologia foi modelada mediante modelo SARIMA para o período de análise, considerando o histórico dos dados hidrológicos. O modelo foi implementado na linguagem de modelagem matemática GMPL. O problema de programação linear inteira mista foi resolvido usando o solver GLPSOL. As predições das hidrologias foram feitas na linguagem estatística R. Foi desenvolvida uma interface gráfica para gerenciar o modelo em GMPL, a previsão hidrológica em R e o solver GLPSOL na linguagem Qt. Desta forma é possível adicionar novos modelos, alterar dados do modelo e visualizar os resultados. Todas as linguagens e softwares usados são livres de distribuição e modificação. Para o modelo desenvolvido foram analisados os seguintes casos: sistema de 6 barras; sistema uninodal brasileiro e sistema interligado peruano. Os resultados obtidos foram comparados com os resultados encontrados na literatura com o objetivo de validar a proposta deste trabalho
Abstract: In this work developed a model based on mixed integer linear programming to determine the minimum cost of operation of a hydrothermal system in a long-term competitive electricity market. The model is able to find the optimal values of operation for a future period in thermal and hydroelectric power plants, considering the normal and emergency limits and the active power losses in transmission lines, for different loading levels, with multiple storage reservoirs and dams. In addition, predicting the hydrology was modeled by the SARIMA model for the period of analysis, considering the hydrological historical data. The model was implemented in the language of mathematical modeling GMPL. The mixed linear integer programming problem was solved using solver GLPSOL. The predictions in the hydrology using the statistical language R. It was developed a graphical interface to manage the GMPL model, the hydrologic forecasting, and solver GLPSOL in Qt graphical language. By this way, is possible to add new models, change the data of the model and view the results. All languages and software used are free to distribute and modify. For the model developed the following cases were analyzed: 6 bar system; Brazilian uninodal system and Peruvian interconnected system. The results were compared with results in the literature in order to validate the proposal of this work
Mestre

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Kadowaki, Makoto. "Modelo de programação da operação de sistemas hidrotérmicos predominantemente hidrelétricos . = Short term generation scheduling of hydro dominant hydrothermal systems." [s.n.], 2012. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/261160.

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Abstract:

Orientador: Takaaki Ohishi
Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação
Made available in DSpace on 2018-08-21T04:48:16Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Kadowaki_Makoto_D.pdf: 5665852 bytes, checksum: 8007a4e9bf74d78a3c83adc1271d30e0 (MD5) Previous issue date: 2012
Resumo: Esta tese apresenta um modelo para a programação da operação de sistemas hidrotérmicos predominantemente hidrelétricos. A formulação matemática adota uma representação detalhada das usinas hidrelétricas, do sistema de reservatórios, e leva também em conta requisitos de mercado e de operação. As usinas hidrelétricas são modeladas incluindo suas unidades geradoras (conjunto turbina-gerador), com os seus rendimentos representados pela curva colina, e considerando ainda os custos de partida/ parada das unidades geradoras. O sistema de reservatórios leva em conta a rede de reservatórios, considerando os tempos de viagem da água entre reservatórios, limites operativos de armazenamento, turbinagem e defluência, e considera também rampas de geração para atendimento de restrições ambientais. Em termos de mercado, o modelo considera a uma curva de carga global em base horária, e em termos de requisitos operativos considera restrições de reserva girante e conexão de usinas hidrelétricas a mais de um barramento. Como critério de otimização adota-se a minimização de perdas de geração na operação das hidrelétricas e dos custos de partidas e paradas de unidades geradoras. Como resultado desta modelagem, tem-se um problema de otimização determinístico não linear inteiro misto de grande porte. Este problema de otimização foi tratado por uma abordagem híbrida, combinando metodologias baseadas em Programação Dinâmica, Método de Newton, Método de Relaxação das Restrições, Método de Conjuntos Ativos e heurísticas. A metodologia foi aplicada a um estudo de caso baseado na programação de operação do Sistema Interligado Nacional, composto de 94 usinas hidrelétricas, 447 unidades geradoras e considerando um horizonte de uma semana
Abstract: This thesis presents a hydro unit commitment model for predominantly hydroelectric hydrothermal systems. The model employs a detailed representation of the hydro plants, the reservoir system, and taking into account the load demand and operational requirements. The hydro plants are modeling at hydro generation unit (turbine-generator set) level, in which its efficiency is represented by the hill curves, and also considering the hydro-unit start-up / shutdown costs. The reservoir system considers the network of reservoirs, the lead time of water displacement between reservoirs, the operational limits of storage, discharge, and generation ramp rate. The load demand is represented on hourly (or less) time base, the requirements of spinning reserve are taking into account, and the model also allows the representation of plants connected to more than one transmission sub-system. The mathematical formulation obtained is a mixed integer nonlinear optimization problem. The optimization problem is treated by hybrid method, combining methodologies based on Dynamic Programming, Newton Method, Active Set Method, and heuristics. The methodology is applied to a test system based on the Brazilian Interconnected System, composed of 94 hydro plants, with 447 hydro generation units, and considering a time horizon of one week
Doutorado
Energia Eletrica
Doutor em Engenharia Elétrica

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Ebert, Priscila Silveira. "Modelagem de sistemas hidrotérmicos interligados utilizando dinâmica de sistemas." Universidade Federal do Pampa, 2015. http://dspace.unipampa.edu.br:8080/xmlui/handle/riu/743.

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Abstract:

Submitted by Cátia Araújo (catia.araujo@unipampa.edu.br) on 2017-01-24T12:46:26Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) Modelagem de sistemas hidrotérmicos interligados utilizando dinâmica de sistemas.pdf: 1401994 bytes, checksum: 2d15d929f0a041f795111bbdb652abcb (MD5)
Approved for entry into archive by Cátia Araújo (catia.araujo@unipampa.edu.br) on 2017-01-24T12:47:27Z (GMT) No. of bitstreams: 2 license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) Modelagem de sistemas hidrotérmicos interligados utilizando dinâmica de sistemas.pdf: 1401994 bytes, checksum: 2d15d929f0a041f795111bbdb652abcb (MD5)
Made available in DSpace on 2017-01-24T12:47:27Z (GMT). No. of bitstreams: 2 license_rdf: 1232 bytes, checksum: 66e71c371cc565284e70f40736c94386 (MD5) Modelagem de sistemas hidrotérmicos interligados utilizando dinâmica de sistemas.pdf: 1401994 bytes, checksum: 2d15d929f0a041f795111bbdb652abcb (MD5) Previous issue date: 2015-08-28
A matriz de energia elétrica brasileira é composta predominantemente por geração hídrica, este fato faz com que o país dependa do regime de afluências. A fonte de geração complementar para suprir a demanda do país em períodos de baixa afluência é a geração de energia a partir de usinas termelétricas, porém cada vez que estas usinas entram em operação o custo marginal de curto prazo da energia sobe. O país possui um grande sistema elétrico interligado, em que é possível realizar o intercâmbio de energia entre as regiões, porém a decisão sobre o despacho e o intercâmbio de energia é tarefa complexa. Esta decisão é tomada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) com auxílio dos modelos Newave e Decomp, porém estes modelos são complexos e pouco flexíveis, além da lenta resposta a uma determinada ação. Devido a este fato, o presente trabalho busca uma alternativa para auxiliar no teste de ações e na obtenção de respostas futuras a partir de ações adotadas no presente, com um tempo rápido de resposta. Para isto é utilizada a técnica de Dinâmica de Sistemas que busca modelar as relações de causa-efeito realimentadas, visando compreender as implicações sobre o desempenho do sistema sob estudo. O modelo elaborado leva em consideração as principais variáveis que compõem o sistema elétrico brasileiro como Energia Natural Afluente (ENA), Geração Termo, Geração Hidro, Geração eólica, Carga de Energia, Energia armazenada e o Custo Variável Unitário (CVU) das unidades térmicas. Os principais objetivos são compreender o funcionamento do Sistema Interligado Nacional, auxiliar na decisão de utilizar a água dos reservatórios no presente ou economizar para o futuro, bem como obter as consequências dessa decisão no Preço de Liquidação das Diferenças(PLD) e no intercâmbio de energia entre os subsistemas, além de analisar a influência de diferentes cenários de ENA e Geração eólica no sistema.Com o modelo desenvolvido foi possível mostrar a importância do intercâmbio de energia entre os subsistemas a fim de evitar possíveis situações de déficit. A principal contribuição do modelo foi obtida com a aplicação de cenários de ENA e Geração Eólica, com um acréscimo de 10% na curva de ENA verifica-se a redução de diversas situações com déficit e do PLD, enquanto que com uma redução de 10% na curva de ENA os períodos com déficit e o PLD alto aumentaram significativamente.
The Brazilian energy matrix is composed predominantly hydroelectric generation, this fact makes the country dependent on the inflow regime. The source of additional generation to meet the country's demand in low peak times is the generation of energy from thermal power plants, but increasingly these plants become operational marginal cost of short-term energy rises. The country has a large interconnected power system, it is possible to carry out the exchange of energy between regions, but the decision about dispatch and exchange of energy is a complex task. This decision is made by the National Electric System Operator (ONS) with the help of Newave and Decomp models, but these models are complex and inflexible, besides the slow response to a particular action. Due to this fact, this paper seeks an alternative to aid in the stock test and obtaining future responses from actions taken in the present, with a fast response time. For this is used the system dynamics technique that seeks to model the relationships of cause and effect fed back, to understand its effects on the performance of the system under study. The elaborate model takes into account the main variables that make up the Brazilian electrical system as Energy Affluent Natural (ENA), Generation Instrument, hydro generation, wind generation, power load, stored energy and the Variable Cost per Unit (CVU) of thermal units. The main objectives are to understand the operation of the National Interconnected System, assist in the decision to use water from reservoirs in the present or save for the future and get the consequences of this decision in the Settlement of Differences Price (PLD) and energy exchange between subsystems, and analyze the influence of different scenarios of ENA and wind generation in the system. With the developed model was possible to show the importance of the exchange of energy between the subsystems in order to avoid possible deficit situations. The main standard contribution was obtained by applying ENA scenarios and Generation Wind, with a 10% increase in ENA curve was possible to eliminate various situations with deficit and reduce the PLD, whereas with a 10% reduction in the curve ENA periods with high deficit and the PLD increased significantly.

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Sales, Alexandra Lucio. "Perspectivas de evolução, a medio e longo prazos, do parque gerador de energia eletrica no Brasil." [s.n.], 2007. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/265521.

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Abstract:

Orientador: Sergio Valdir Bajay
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica
Made available in DSpace on 2018-08-14T08:34:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Sales_AlexandraLucio_M.pdf: 998470 bytes, checksum: 988d4fabf4b39a1195f5560161910d75 (MD5) Previous issue date: 2007
Resumo Neste trabalho é feita uma análise do planejamento da expansão do parque gerador de energia elétrica do Brasil, a partir da caracterização do cenário atual do setor elétrico brasileiro. Procurou-se resgatar o histórico dos estudos de médio e de longo prazos, realizados desde a década de 1960 e que serviram de premissas para expansão do setor. O planejamento de sistemas hidrotérmicos de potência pode ser representado matematicamente por uma função objetivo, que, sujeito à certas restrições, sinalize uma operação ótima desses sistemas e suas necessidades de expansão. Diversos tipos de modelos computacionais podem ser utilizados como valiosas ferramentas de auxílio à tomada de decisão na solução deste problema. Este trabalho discute as principais estratégias de solução que vêm sendo aplicadas neste contexto. Em uma outra parte deste trabalho, foram analisadas diversas bases de dados, nacionais e internacionais, que disponibilizam informações a respeito de custos e de tendências tecnológicas para a geração de energia elétrica. A partir destas análises, foi feito um levantamento dos parâmetros que formam o custo unitário de geração, que permitiu a formulação de três cenários: "baixo", "referência" e "alto", que simulam, através de planilhas econômico-financeiras, condições de formação de baixos custos unitários de geração, custos mais prováveis e altos custos unitários de geração, respectivamente. Por fim, são analisados os resultados obtidos da planilha sob o aspecto da competitividade das tecnologias que complementam o parque hidráulico brasileiro. O estudo desenvolvido neste trabalho mostra a importância dos parâmetros econômico-financeiros e das políticas energéticas adotadas para o setor, dado que estes afetam diretamente o custo de geração e, conseqüentemente, os preços praticados no mercado de energia elétrica.
Abstract: An evaluation is carried out in this thesis about medium and long-term generation planning in the Brazilian electric power system, since the 1960's. Planning of hydrothermal power systems can be represented mathematically by an objective function, which, subject to certain constraints, indicates an optimal operation of these systems and their expansion needs. Several types of computer models can be used as valuable tools in the decisions making process involved in the solution of this problem. The main solution strategies which have been applied so far are discussed here. In another part of this thesis, several data basis, both national and international, providing information about electricity generation costs and technological trends, have been assessed. From these analysis, the main parameters that form the generation unit cost were identified, allowing the formulation of three scenarios - "low", "reference" and "high", which simulate, through economic-financial data sheets, low, more likely and high unit costs, respectively. The results obtained from the data sheets provide valuable insights about the competitive positions of the technologies that complement hydro power in Brazil. This thesis highlights the importance of economic-financial parameters and the public policies adopted for the power sector, since they affect directly generation unit cost and, consequently, the prices practiced in the electricity market.
Mestrado
Mestre em Planejamento de Sistemas Energéticos

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Souza, Heverton Reis. "Impacto da representação da rede elétrica no planejamento da operação de médio prazo." Universidade Federal de Juiz de Fora, 2014. https://repositorio.ufjf.br/jspui/handle/ufjf/867.

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Abstract:

Submitted by Renata Lopes (renatasil82@gmail.com) on 2016-02-11T12:29:20Z No. of bitstreams: 1 hevertonreissouza.pdf: 2039435 bytes, checksum: 82a19bf494e9ac400021280fb64ec1ae (MD5)
Rejected by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br), reason: Renata, bom dia! Por favor, confirme se não tem acento no Júnior: Silva Junior, Ivo Chaves da on 2016-02-26T11:58:58Z (GMT)
Submitted by Renata Lopes (renatasil82@gmail.com) on 2016-02-26T12:02:02Z No. of bitstreams: 1 hevertonreissouza.pdf: 2039435 bytes, checksum: 82a19bf494e9ac400021280fb64ec1ae (MD5)
Approved for entry into archive by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br) on 2016-03-03T13:38:08Z (GMT) No. of bitstreams: 1 hevertonreissouza.pdf: 2039435 bytes, checksum: 82a19bf494e9ac400021280fb64ec1ae (MD5)
Made available in DSpace on 2016-03-03T13:38:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 hevertonreissouza.pdf: 2039435 bytes, checksum: 82a19bf494e9ac400021280fb64ec1ae (MD5) Previous issue date: 2014-02-28
CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior
O Sistema Interligado Nacional (SIN) possui características peculiares que o torna diferente de qualquer outro no mundo, como por exemplo, predominância de usinas hidrelétricas e uma extensa rede de transmissão. Estas características, aliadas a incerteza nas afluências futuras, conduz a necessidade da realização de vários estudos na área de planejamento da operação. O planejamento da operação energética tem por objetivo determinar metas de geração hidráulica e térmica, de forma a atender o mercado consumidor de energia, com confiabilidade e economicidade, utilizando da melhor forma possível os recursos energéticos disponíveis. Para este propósito são utilizados modelos matemáticos que buscam a minimização do custo total esperado de operação do sistema, dentro de um determinado horizonte de planejamento, utilizando diferentes níveis de detalhamento. O objetivo principal deste trabalho é avaliar alguns impactos da modelagem do sistema elétrico no problema de planejamento da operação de médio prazo. Neste sentido, o sistema de transmissão é representado em sua forma completa, através de equações não lineares que modelam os fluxos de potência ativa e reativa em cada circuito que compõe o sistema elétrico. Além disso, são considerados os limites de tensão nas barras, assim como o limite de carregamento dos circuitos para cada patamar de carga. As usinas hidrelétricas e termelétricas são representadas de forma individualizada, e a função de produtibilidade é modelada através de polinômios de quarto grau. O modelo proposto utiliza Funções de Custo Futuro (FCF) pré-calculadas por um programa de planejamento da operação de médio/longo prazo, baseado em sistemas equivalentes de energia. Neste trabalho foram utilizadas as FCF produzidas pelo programa Modelo de Despacho Hidrotérmico (MDDH), desenvolvido pela UFJF. Entretanto, é importante destacar que outro modelo de decisão estratégica, baseado em sistemas equivalentes de energia, poderia ser adotado para gerar as FCF utilizadas neste trabalho. A metodologia proposta neste trabalho foi avaliada através do estudo de casos tutoriais e de médio porte, objetivando demonstrar os impactos da representação do sistema de transmissão no custo total esperado de operação do sistema e diferenças na estratégia de operação do mesmo.
The Brazilian Interconnected System has unique characteristics that make it different of any other in the world, such as predominance of hydroelectric power plants and an extensive transmission system. These features, combined with uncertainty in future inflows, leads to necessity of conducting several studies on planning of the operation. The energy operation planning aims to determine targets for hydraulic and thermal generation to meet the consumer energy market with reliability and economy, as well as possible using the available energy resources. For this purpose mathematical models that aims to minimize the expected total cost of the system operation, within a given planning horizon, using different levels of detail are used. The main objective of this work is to evaluate some impacts of the transmission system modeling in the long-term operation planning problem. In this sense, the transmission system is included in its complete form, using nonlinear equations that model the active and reactive power flow in the electrical system. In addition, some operation limits are considered, such as bus voltage limits and power flow limits in the transmission lines and transformers, for each load level. The hydroelectric and thermoelectric plants are represented in an individual form and the producibility function is modeled by fourth degree polynomials. The proposed model uses cost-to-go functions calculated from a long term operation planning program based on equivalent energy systems. In this work the cost-to-go functions produced by MDDH program were used. This program was developed by the Federal University of Juiz de Fora (UFJF). However, it is important to point out that any other model of strategic decision, based on equivalent energy systems, could be used to generate the cost-to-go functions. The proposed methodology is evaluated and validated through the study of medium scale systems and tutorial systems. The main objective is to demonstrate the impact of the detailed transmission system modeling in the total system operating expected total cost and identify differences in operation strategy.

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Ramos, Tales Pulinho. "Modelo individualizado de usinas hidrelétricas baseado em técnicas de programação não linear integrado com o modelo de decisão estratégica." Universidade Federal de Juiz de Fora (UFJF), 2011. https://repositorio.ufjf.br/jspui/handle/ufjf/3039.

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Abstract:

Submitted by Renata Lopes (renatasil82@gmail.com) on 2016-12-22T11:28:06Z No. of bitstreams: 1 talespulinhoramos.pdf: 7323423 bytes, checksum: 8e91605d60fbb16fc971b4b13d056055 (MD5)
Approved for entry into archive by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br) on 2016-12-22T12:24:03Z (GMT) No. of bitstreams: 1 talespulinhoramos.pdf: 7323423 bytes, checksum: 8e91605d60fbb16fc971b4b13d056055 (MD5)
Made available in DSpace on 2016-12-22T12:24:03Z (GMT). No. of bitstreams: 1 talespulinhoramos.pdf: 7323423 bytes, checksum: 8e91605d60fbb16fc971b4b13d056055 (MD5) Previous issue date: 2011-03-28
FAPEMIG - Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de Minas Gerais
Nos horizontes de médio e longo prazo, o modelo computacional oﬁcial, denominado NEWAVE, para o planejamento da operação do Sistema Interligado Nacional (SIN) no Brasil é baseado na técnica de Programação Dinâmica Dual Estocástica (PDDE) e em sistemas equivalentes de energia. Para se produzir estimativas individualizadas das usinas hidrelétricas, omodelooﬁcialdoSIN,SUISHI-O,utilizaheurísticasoperativasbaseadasnabuscapelaoperação em paralelo por faixas dos reservatórios e consideração das não linearidades nas restrições operativas associadas ao problema. Ou seja, as decisões operativas geradas pela PDDE para os sistemasequivalentessãodesagregadasentreassuasusinashidrelétricas. OsdoismodeloscomputacionaisforamdesenvolvidospeloCentrodePesquisasdeEnergiaElétrica(CEPEL),sendo que o modelo NEWAVE produz Funções de Custo Futuro (FCFs) mensais através da técnica dePDDEeestasfunçõessãoutilizadaspelomodeloSUISHI-O,responsávelpeladesagregação das decisões associadas aos sistemas equivalentes entre as suas usinas hidrelétricas. Este trabalho propõe um Modelo Individualizado de Usinas Hidrelétricas (MIUH) baseado em programação não linear para o planejamento mensal da operação utilizando-se as FCFs produzidas pelo modelo NEWAVE ou outro modelo de decisão estratégica. O MIUH utiliza uma representação alternativa aos polinômios de quarto grau associados aospolinômioscota-vazãobaseadanafunçãologística,comoobjetivodeestabilizaroprocesso de convergência do modelo de otimização não-linear. Foi desenvolvida uma plataforma computacional robusta, capaz de utilizar o mesmo conjuntodedadosdosmodeloscomputacionaisoﬁciaisdoSIN,disponibilizadomensalmentepelo Operador Nacional do Sistema (ONS). Com isto, possibilitou-se a comparação dos resultados obtidospelomodeloSUISHI-OcomosobtidospeloMIUH.Paraisto,foramutilizadososdados referentes ao Programa Mensal de Operação de Janeiro de 2011. Esta plataforma está desenvolvida em C++/Java para os sistemas operacionais Windows e LINUX, sendo que utiliza o modelo LINGO para a solução dos problemas de otimização não linear. O MIUH é capaz de representar a maioria dos detalhes associados ao problema de planejamento da operação, como, por exemplo, a expansão dos parques térmicos e hidráulicos, o crescimentodomercado,asrestriçõesdevazãomínimaobrigatória,ovolumemínimoparavertimento nas usinas com reservatório, a geração de pequenas usinas, os limites de intercâmbio entre os subsistemas, os diversos patamares de déﬁcit de energia, a evaporação e o enchimento do volume morto.
On the horizons of long term,the ofﬁcial computing model to the planning of the operation of the National Grid (NG) in Brazil is based in the technique of Stochastic Dual Dynamic Programming (SDDP) and using equivalent systems of energy. In order to produce individual estimates of the hydro plants, NG’s ofﬁcial model uses operative heuristics which search for the operation in parallel of the reservoirs and consider the nonlinear and operative restrictions associated to the problem. In other words, the operative decisions generated by SDDP to the energy equivalent systems are disaggregated between its own hydro plants. Both computing models are developed by CEPEL. The model NEWAVE produces cost-togofunctionmonthlythroughSDDPtechniqueandthesefunctionsarealsousedbytheSUISHIO model (developed by CEPEL), responsible for the disaggregation of the decisions associated to the equivalent systems between its hydro plants. The aim of this thesis is to propose an Individualized Model of Hydro Plants (IMHP) based on nonlinear programming for the monthly planning of the operation using the cost-to-go functions produced by the NEWAVE model. IMHP uses an alternative representation of fourth degree polynomials associated to the outﬂow-level downstream relationship based on the logistic function in order to stabilize the convergence of the nonlinear optimization model. It has been developed a robust computing platform which is capable of using the same set of datas of the ofﬁcial computing models of NG, which is monthly available by the Independent System Operator (ISO). Consequently, it was possible to compare the results generated by SUISHI-O model with the ones generated by IMHP. In order to do that, the datas regarding the Monthly Program of Operation of January 2011 were used. This platform is developed in C++/Java to the operational systems Windows and LINUX, once that the model LINGO is used to solve problems of nonlinear optimization. IMHP is able to represent the majority of the details associated to the problem, such as, for example, the expansion of thermal and hydraulic parks, the market growth, and the minimum obligatory outﬂow restrictions, the minimum volume to be transfered in hydro plants with reservoirs, the generation of small hydro plants, the limits of exchange between equivalent systems of energy, various levels of deﬁcit of energy, the evaporation and the act of ﬁlling the dead volume.

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BRIGATTO, ARTHUR DE CASTRO. "ENSURING RESERVE DEPLOYMENT IN HYDROTHERMAL POWER SYSTEMS PLANNING." PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO DE JANEIRO, 2016. http://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/Busca_etds.php?strSecao=resultado&nrSeq=27876@1.

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Abstract:

PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO DE JANEIRO
COORDENAÇÃO DE APERFEIÇOAMENTO DO PESSOAL DE ENSINO SUPERIOR
CONSELHO NACIONAL DE DESENVOLVIMENTO CIENTÍFICO E TECNOLÓGICO
PROGRAMA DE EXCELENCIA ACADEMICA
Atualmente a metodologia correspondente ao estado da arte utilizada para o planejamento de médio-/longo-prazo da operação de sistemas elétricos de potência é a Programação Dual Dinâmica Estocástica (PDDE). No entanto, a tratabilidade computacional proporcionada por este método ainda requer simplificaçõeses consideráveis de detalhes de sistemas reais de maneira a atingir performaces aceitáveis em aplicações práticas. Simplificações feitas no estágio de planejamento em contraste com a implementação das decisões podem induzir políticas temporalmente inconsistentes e, consequentemente, um gap de sub-otimalidade. Inconsisência temporal em planejamento hidrotérmico pode ser induzida, por exemplo, ao assumir um coeficiente de produtividade constante para as hidrelétricas, ao agregar os reservatórios, ao negligenciar a segunda lei de Kirchhoff e neglienciando-se critérios de segurança em modelos de planejamento. As mesmas restrições são posteriormente consideradas na etapa de implementação do sistema. Esse fato pode estar envolvido com esvaziamento não planejado de reservatórios e entregabilidade inadequada de reservas girantes. Ambos podem levar a altos custos operacionais. Além disso, o sistema pode ficar exposto a um risco sistêmico de racionamento e em última instâcia, blackouts. O gap de sub-otimalidade pode também levar a distorções em mercados de energia. Assim, é razoável que as consequências da inconstência temporal em sistemas hidrotérmicos sejam estudadas. Nesse sentido, este trabalho propõe uma extensão de trabalhos já realizados relacionados à inconsistência temporal para medir os efeitos de simplificações de modelagem em modelos de planejamento resolvidos pela PDDE. A abordagem proposta consiste em usar um modelo simplificado para o planejamento do sistema, que é feito pela avaliação da função de recurso, e um modelo detalhado para a sua operação. Estudos de caso envolvendo simplificações em modelagem de linhas de transmissão e critérios de segurança são realizados. No entanto, o foco deste trabalho se dará na segunda fonte, já que a mesma apresenta maior complexidade na caracterização do efeito. No entanto, a incorporação de critérios de segurança é um grande desafio para operadores de sistemas elétricos, pois o tamanho do modelo tende a crescer exponencialmente quando critérios de segurança reforçados são aplicados. Motivado por isso, o principal objetivo deste trabalho é propor uma nova abordagem ao problema que permite que critérios de segurança possam ser incorporados em modelos de planejamento e consequentemente garantir a entregabilidade de reservas em políticas de planejamento. A formulação do problema é uma extensão multiperiodo e estocástica the modelos de Otimização Robusta Ajustável que já foram propostos na literatura para resolver o problema relacionado à dimensionalidade para um período. A metodologia de solução involve um algoritmo híbrido Robusto-PDDE que por meio do compartilhamento de estados de contingência ativos entre os períodos e cenários de afluência é capaz de atingir tratabilidade computacional. Com a nova abordagem proposta, é possível (i) resolver o problema de agendamento ótimo das reservas em sistemas hidrotérmicos garantindo a entregabilidade das reservas em um critério n - K e (ii) calcular o custo e os efeitos negativos de se negligenciar critérios de segurança no planejamento.
The current state of the art method used for medium/long-term planning studies of hydrothermal power system operation is the Stochastic Dual Dynamic Programming (SDDP) algorithm. The computational savings provided by this method notwithstanding, it still relies on major system simplifications to achieve acceptable performances in practical applications. Simplifications in the planning stage in contrast to the actual implementation might induce time inconsistent policies and, consequently, a sub-optimality gap. Time inconsistency in hydrothermal planning might be induced by, for instance, assuming a constant coefficient production for hydro plants, reservoir aggregation, neglecting Kirchhoff s voltage law, and neglecting security criteria in planning models, which are then incorporated in implementating models. Unaccounted for reservoir depletion and inadequate spinning reserve deliverability situations that were observed in the Brazilian power system might be induced by time inconsistency. And this can lead to higher operational costs. Both these consequences are utterly negative since they pose the system to a great systemic risk of energy rationing or ultimately, system blackouts. In addition, the suboptimility gap may also lead to energy markets distortions. Hence, it seems reasonable that further investigations on consequences of time inconsistency in hydrothermal planning should be undertaken. Along these lines, this work proposes an extension to previous work on the subject of time inconsistency to measure the effects of modeling simplifications in the SDDP framework for hydrothermal operation planning. The approach consists of using a simplified model for planning the system, which is done by means of the assessment of the recourse (cost-to-go) function, and a detailed model for its operation (implementation of the policy). Case studies involving simplifications in transmission lines modeling and in security criteria are carried out. Nevertheless, the focus of this work is on the later source as it is more difficult to address due to the complexity involved in the characterization of this effect. However, incorporating security criteria in planning models poses a major challenge to system operators. This is because the size of the model tends to grow exponentially as tighter security criteria are adopted. Motivated by this, the main objective of this work is to propose a new framework that allows security criteria to be incorporated in planning models and consequently ensure reserve deliverability in planning policies. The problem formulation is a multiperiod stochastic extension of Adjustable Robust Optimization (ARO) based models already proposed in literature to successfully address the dimensionality issue regarding the incorporation of security criteria n - K and its variants. The solution methodology involves a hybrid Robust-SDDP algorithm that by means of sharing active contingency states amongst periods and possible inflow scenarios in the SDDP algorithm is capable of achieving computational tractability. Then, with the proposed approach it is possible to (i) address the optimal scheduling of energy and reserve in hydrothermal power systems ensuring reserve deliverability under an n - K security criterion and (ii) assess the cost and side effects of disregarding security criteria in the planning stage.

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Dehnel, Morgan P. "Identification of weak nodes in power systems." Thesis, University of British Columbia, 1987. http://hdl.handle.net/2429/26693.

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Abstract:

This thesis describes a method for determining weak nodes in power systems which may cause divergence in Newton-Raphson loadflow methods. When divergence occurs in production loadflow programs, information related to the cause of divergence is not available. The "Weak Node Method" of this thesis provides such information by identifying one or more weak nodes. The development of the Weak Node Method required extensive experimentation with the Newton-Raphson method. The behaviour of the vectors and matrices of the Newton-Raphson method during divergence are discussed in an effort to familiarize the reader with observed trends. These trends suggested the techniques which comprise the Weak Node Method. With this method, a "quasi" solution is sought first, and, secondly, three analysis procedures are then used to pinpoint the weak nodes. The method was tested using three test cases which would normally have caused the Newton-Raphson loadflow method to diverge.
Applied Science, Faculty of
Electrical and Computer Engineering, Department of
Graduate

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Calderon, Giron L. Rodolfo (Luis Rodolfo). "Short-term coordination and fast-recoordination of hydrothermal systems : a new approach using the continuation method." Thesis, McGill University, 1985. http://digitool.Library.McGill.CA:80/R/?func=dbin-jump-full&object_id=74007.

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Brännlund, Håkan. "Network Programming Applied too Operation Planning of Hydrothermal Power Systems." Doctoral thesis, KTH, Elkraftteknik, 1986. http://urn.kb.se/resolve?urn=urn:nbn:se:kth:diva-197670.

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Abstract:

The objective of the project was to develop models and methods suitable for computer implementation. In particular, this work has been devoted to generation scheduling of a power system with a sizeable amount. of hydro energy. Optimal operation planning of hydrothermal power systems aims at minimizing incurred production costs while supplying customer demand. The planning horizon may vary from one day to several years and the associated planning problems are categorized as short term, seasonal and long term operation planning. The topic of this thesis is short term operation planning. In this planning, it is necessary to use detailed models of the different parts of the power system. These include models of cascaded reservoirs in a multi-river system as we11 as a representation of the nonlinear generating characteristics of the hydro plants. he thermal generating units are modelled using linear production cost curves and by recognizing various technical constraints associated with the operation of these plants. Effects on the optimal operating strategy caused by interregional transmission capacity limitations are also accounted for by the model. These constraints are modelled to main1y affect the hydro plant operation.

QC 20161207

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Dashti, Hossein, Antonio J. Conejo, Ruiwei Jiang, and Jianhui Wang. "Weekly Two-Stage Robust Generation Scheduling for Hydrothermal Power Systems." IEEE-INST ELECTRICAL ELECTRONICS ENGINEERS INC, 2016. http://hdl.handle.net/10150/622668.

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Abstract:

As compared to short-term forecasting (e.g., 1 day), it is often challenging to accurately forecast the volume of precipitation in a medium-term horizon (e.g., 1 week). As a result, fluctuations in water inflow can trigger generation shortage and electricity price spikes in a power system with major or predominant hydro resources. In this paper, we study a two-stage robust scheduling approach for a hydrothermal power system. We consider water inflow uncertainty and employ a vector autoregressive (VAR) model to represent its seasonality and accordingly construct an uncertainty set in the robust optimization approach. We design a Benders' decomposition algorithm to solve this problem. Results are presented for the proposed approach on a real-world case study.

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Ardekaaniaan, Rezaa. "Long-term optimal operation of hydro-thermal power systems /." *McMaster only, 1997.

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Olof, Nilsson. "Short Term Scheduling of Hydrothermal Power Systems With Integer Hydro Constraints." Doctoral thesis, KTH, Elkraftteknik, 1997. http://urn.kb.se/resolve?urn=urn:nbn:se:kth:diva-197640.

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Abstract:

The thesis presents models for short term planning (24 hours) of a hyro dominated hydrothermal power system. The purpose of the models is to minimizae the system operation costs to provide a forecasted load and keep enough spinning reserve.
This thesis presents models for short term planning (24 hours) of a hydro dominated hydrothermal power system. The purpose of the models is to minimize the system operation cost to provide a forecasted load and keep enough spinning reserve. The thesis focuses on two issues in hydro power modelling. The first issue is the relationship between water discharged and power generated. This relationship is a non-linear and non-convex function. If the plant has several units, the efficiency of the plant will have local maximums, so called local best-efficiency points. The second issue is to take into account the cost of start-ups of hydro units in the planning. The hydro model is mixed-integer. Discharg􀁐s are allowed at zero flow, the local best-efficiency points and on the continuous part between the local best-efficiency point with the highest flow and the point with maximum flow. This last continuous part is modelled as a linear function. In order to get data for the start-up cost a survey among the largest power producers in Sweden has been made, where three questions about start-ups of hydro power units has been asked: What causes the costs in the start-up?, How much does a start-up cost? and How do start-ups effect the short-term scheduling strategies of power producers in Sweden? The results show that a fair estimate of the start-up cost is about $3/MW nominal output. For the thermal plants a standard model with polynomial operation cost, start-up costs and ramp-rate constraints has been used. The model also includes the possibilities of purchasing and selling power to forecasted prices. The planning problem is formulated as a mathematical programming problem. The solution technique uses Lagrange relaxation to decompose the problem into subproblems. There will be one subproblem for each hydro and thermal plant. In order to find good feasible solutions a heuristic technique to change the integer variables in the hydro system has been developed. The Lagrange multipliers are updated with the subgradient method. The models are tested in three different load situations; a winter day (heavy load), an autumn day (medium load) and a summer day (light load). The result shows that the method gives near optimal schedules in reasonable computation time in cases with a normal part of the thermal units committed. The assumed start-up cost results in that hydro units almost never are started or stopped for one hour only.

QC 20161206

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Tsukrenko, V. V., A. K. Ruban, V. P. Red’ko, and E. V. Dudnik. "Characteristics of Nanocrystalline Zirconia Powder in the ZrO2- Y2O3-CeO2-Al2O3 system with 0.1wt.% СоО." Thesis, Sumy State University, 2013. http://essuir.sumdu.edu.ua/handle/123456789/35263.

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Abstract:

Matrix (mol%) 95ZrO2-3Y2O3-2CeO2 was produced by hydrothermal synthesis from a mixture of previously precipitated hydroxides. -Al2O3 and Co(NO3)3 were added by mechanical mixing. The properties of nanocrystalline powders with a complex chemical composition (wt.) [90 (ZrO2-CeO2-Y2O3)-10Al2O3]-(0,1Al2O3-0,1CoO) after heat treatment in the temperature range from 400 to 1300 °C were investigated by XRD phase analysis and BET measurements. During heat treatment powders retained in nanocrystallite state (primary particle size of the zirconia solid solution varies from 14 to 83 nm), and its specific surface area decreases from 99,7 m2/g to 1.51 m2/g. When you are citing the document, use the following link http://essuir.sumdu.edu.ua/handle/123456789/35263

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Harvey, Rosemarie Gail. "Synthesis and solubility of nickel and iron "hideout" reaction products with aqueous sodium and ammonium phosphate under steam generator conditions /." Internet access available to MUN users only, 2003. http://collections.mun.ca/u?/theses,155866.

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Toscano, Andre Emilio. "Comparação entre os modelos NEWAVE e ODIN no planejamento energetico do Sistema Interligado Nacional." [s.n.], 2009. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/259870.

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Abstract:

Orientador: Secundino Soares Filho
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Eletrica e de Computação
Made available in DSpace on 2018-08-13T19:42:40Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Toscano_AndreEmilio_M.pdf: 30584461 bytes, checksum: 8f532daf632ae90c9325c899608a0457 (MD5) Previous issue date: 2009
Resumo: Os modelos de planejamento energético aplicados ao Sistema Interligado Nacional (SIN) devem fornecer um despacho de geração hidrotérmica que atenda ao mercado de energia elétrica brasileiro de forma a assegurar o atendimento das demandas e a minimizar os custos operativos. Devido às características hidrelétricas predominantes no sistema brasileiro, o planejamento visa determinar o despacho hidrelétrico otimizado que minimiza a complementação termelétrica necessária ao atendimento das demandas de energia elétrica do SIN. O modelo de planejamento energético de longo prazo em vigor no sistema elétrico brasileiro é o NEWAVE, um modelo estocástico que representa o sistema através de subsistemas equivalentes de energia e que tem sua solução desagregada a usinas individualizadas por outros modelos, como o DECOMP ou SUISHI-O. O modelo ODIN é a metodologia de planejamento energético desenvolvida na UNICAMP, que trata a estocasticidade das vazões afluentes de forma indireta, por meio de um previsor de vazões e de um otimizador a usinas individualizadas, e que a cada intervalo de planejamento fornece as decisões de despacho hidrotérmico por usina considerando as vazões previstas e a otimização da geração hidráulica do sistema. Este trabalho apresenta a comparação de desempenho entre os modelos de planejamento energético NEWAVE e ODIN na obtenção do despacho hidrotérmico otimizado para o SIN
Abstract: The optimization models applied to hydrothermal scheduling on the Brazilian National Interconnected System (SIN) shall provide the order of hydrothermal generation that meets the Brazilian market of electric energy in a way that the demands of power are attended and the operating costs, minimized. Due to the hydroelectric predominant feature in the Brazilian system, the planning aim to determine the optimal hydroelectric generation that minimizes the thermoelectric supplementation necessary to attend the power demands of Brazilian SIN. The long-term hydrothermal scheduling plan model operating nowadays in the Brazilian electrical system is the NEWAVE, a stochastic model that represents the system by equivalent subsystems of energy, through composite reservoirs, and has its solution decompounded of individualized plants by other models, like the DECOMP and SUISHI-O. The ODIN model is the energy planning methodology developed at UNICAMP that treats indirectly the stochasticity of affluent flows. This is done by means of an inflow predictor and an optimizer for individual plants, thats provide the planning decisions at each interval to order the hydrothermal scheduling considering the provided flow generation for each plant and the optimization of the hydraulic generation of the system. This work presents a comparison of performance between the models of hydrothermal scheduling NEWAVE and ODIN, in their obtainment of optimized hydrothermal scheduling for the Brazilian SIN
Mestrado
Energia Eletrica
Mestre em Engenharia Elétrica

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Uong, Hoang. "The application of the ordered list method and the dynamic programming to the unit commitment." PDXScholar, 1989. https://pdxscholar.library.pdx.edu/open_access_etds/3948.

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Pastor, Humpiri Carolina Janet. "Estrategias evolutivas no planejamento energetico da operação de sistemas hidrotermicos de potencia." [s.n.], 2005. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/261841.

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Abstract:

Orientador: Secundino Soares Filho
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Eletrica e de Computação
Made available in DSpace on 2018-08-06T08:33:44Z (GMT). No. of bitstreams: 1 PastorHumpiri_CarolinaJanet_M.pdf: 2093723 bytes, checksum: 2ef978811ccdca91867a3a47544e6581 (MD5) Previous issue date: 2005
Resumo: O objetivo do Planejamento Energético da Operação de sistemas hidrotérmicos de geração é encontrar uma política operativa que forneça energia elétrica ao sistema, em um determinado período de planejamento, com confiabilidade e por um custo mínimo. Isto equivale a determinar um cronograma ótimo de geração para cada usina, a cada intervalo, de modo que o sistema atenda a demanda de forma confiável. Este trabalho faz uso de um dos paradigmas da Computação Evolutiva, as Estratégias Evolutivas (EEs), cuja característica principal é a auto-adaptação dos seus parâmetros durante o processo evolutivo, para a solução do problema de planejamento energético da operação. É feita uma comparação entre as abordagens por EEs e por Programação Não Linear baseada em Fluxo em Redes, para usinas do Sistema Elétrico Brasileiro. As EEs mostraram-se boas ferramentas para apurar a solução fornecida pela programação não linear devido ao elevado poder de exploração do espaço de soluções
Abstract: The objective of the energetic operation planning of hydrothermal generation systems is to find an operation policy that supplies electric energy to the system, during a given planning period, with reliability and by a minimum cost. This is equivalent determining an optimal scheduling of generation for each plant, at each interval, in such a way that the system load is attained with reliability. This work make use of one of the paradigms of Evolutionary Computation, Evolution Strategies (ES), whose main characteristic is the self-adaptation of its parameters during the evolution process, for the solution of the energetic operation planning. A comparison is performed for hydro plants of the Brazilian power system between the ES and the nonlinear network flow approaches. The ES approach turns to be a good tool to improve the solution obtained by the nonlinear programming approach due to its high potential to explore and exploit the solution space
Mestrado
Energia Eletrica
Mestre em Engenharia Elétrica

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Silva, Renato Mendes da. "Avaliação da operação otimizada de usinas hidrelétricas." Universidade de São Paulo, 2003. http://www.teses.usp.br/teses/disponiveis/18/18133/tde-29052017-133744/.

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Abstract:

Através da análise de estudos de otimização e simulação, considerando a operação energética das usinas existentes na cascata do rio Paranapanema, situada na região sudoeste do estado de São Paulo, mostrou-se que a operação do sistema, baseada em regras de operação obtidas através da otimização da cascata, resulta em ganhos significativos de geração e de energia armazenada, proporcionando, desse modo, uma melhor utilização de recursos hidrológicos, bem como uma condição final de armazenamento mais favorável, implicando uma operação mais eficiente e confiável de todo o sistema.
Through the analysis of optimization and simulation studies regarding the energy operation of the existing plants in the Paranapanema river, situated in the southwestern region of the state of São Paulo, Brazil, it was shown that the system operation, based on operation rules achieved considering the cascate optimization, yields significant gains of generation and stored energy in the system, therefore providing a better use of the available hydrologic resources, as well as a more favorable final storage level for each plant, which implies in a more efficient and reliable operation of the whole set.

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Piotto, Diego. "Estudo de poder de mercado em sistemas de geração de energia elétrica." reponame:Repositório Institucional do FGV, 2017. http://hdl.handle.net/10438/18705.

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Abstract:

Submitted by Diego Piotto (dpiotto@gmail.com) on 2017-08-28T18:15:31Z No. of bitstreams: 1 Diego Piotto_Final.pdf: 1609250 bytes, checksum: 9c276b0e7f775c9cb47d057087a1da5a (MD5)
Approved for entry into archive by Joana Martorini (joana.martorini@fgv.br) on 2017-08-28T18:21:48Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Diego Piotto_Final.pdf: 1609250 bytes, checksum: 9c276b0e7f775c9cb47d057087a1da5a (MD5)
Made available in DSpace on 2017-08-29T12:42:11Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Diego Piotto_Final.pdf: 1609250 bytes, checksum: 9c276b0e7f775c9cb47d057087a1da5a (MD5) Previous issue date: 2017-08-14
O sistema elétrico brasileiro sofreu grandes mudanças em sua regulação nas últimas décadas no intuito de aumentar a eficiência de mercado baseando-se no incentivo a competição entre os agentes. O incentivo a entrada de geradores privados tem gerado resultados significativos a competição e tem provocado uma reestruturação que tem modificado a operação antes totalmente centralizada para modelos descentralizados que estimulam a competição entre agentes. O objetivo deste trabalho é, partir do artigo de Barroso Et al. (2001), onde é obtido a ação de poder de mercado em sistemas hidrotérmicos para ambiente competitivo e de mínimo custo tanto para modelo estático como modelo dinâmico, desenvolver o modelo de comportamento dos agentes para situações de colusão entre agentes price makers tanto para o modelo estático como para o dinâmico. Além disso obter as taxas de juros limites para o desvio da colusão. Será demostrado que em mercados com poucos agentes, o benefício de se desviar da colusão somente ocorre para altas taxas de desconto. Com a inclusão de maior quantidade de agentes, identifica-se que o incentivo ao desvio da colusão possui taxas descrentes. Será apresentado que para modelos acoplados no tempo o comportamento de um possível conluio fará com que os agentes sustentem o preço spot mais elevado, mesmo em períodos de baixa afluência.
The Brazilian electrical system has undergone great changes in its regulation in the last decades in order to increase the efficiency of the market based on the incentive to the competition among the agents. The incentive to the entry of private generators has generated significant results the competition and has caused a restructuring that has modified the operation before totally centralized to decentralized models that stimulate the competition between agents. The objective of this work is to analyze the market power in hydrothermal systems that is, based on thermal and hydroelectric generation, using low cost models for centralized systems and Nash Cournot model for decentralized systems both decoupled in time in order to obtain the dispatch great. The analysis extends to the strategic behavior of the agents for time coupled systems using low cost models for centralized systems and Nash Cournot model using stochastic programming resources to determine the optimal dispatch of the agents of the market. It has been shown that in markets with few agents, the benefit of diverting from collusion only occurs at high discount rates. With the inclusion of a greater number of agents, it is identified that the incentive to the deviation of collusion has unbelievable rates. It will be shown that for time-coupled models the behavior of a possible collusion will cause the agents to sustain the higher spot price, even in periods of low affluence.

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Monte, Bruno. "Sistema de inferencia nebulosa ao planejamento da operação hidrotermica de medio prazo." [s.n.], 2009. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/259871.

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Abstract:

Orientador: Secundino Soares Filho
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Eletrica e de Computação
Made available in DSpace on 2018-08-13T03:22:09Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Monte_Bruno_M.pdf: 1808851 bytes, checksum: 7268c8ef4bb1363f9876841d3a0ce345 (MD5) Previous issue date: 2009
Resumo: O planejamento energético de sistemas hidrotérmicos caracteriza-se pela otimização dos recursos hidráulicos através da maximização da operação hidrelétrica e da minimização da operação térmica. Seu objetivo é garantir um atendimento à carga de maneira econômica e confiável durante todo o horizonte de estudo. Este problema pode ser caracterizado como de natureza complexa, dado que suas características o definem como um problema de grande porte, dinâmico, estocástico e não-linear. Não obstante muitas técnicas já terem sido propostas para solução deste problema, não existe, ainda, uma metodologia unânime que aborde todas essas características com eficiência. A Programação Dinâmica, que é uma das técnicas mais populares utilizadas, tem sua aplicação limitada em sistemas reais, dado que exige um elevado esforço computacional. Neste trabalho, foi proposta uma metodologia alternativa para abordagem do planejamento da operação de médio prazo de sistemas hidrotérmicos. A metodologia proposta é baseada em um Sistema de Inferência Neural-Nebulosa Adaptativo atuando em paralelo com um modelo de otimização determinístico com perfeita previsão de vazão. A informação do otimizador determinístico é utilizada no treinamento da rede, que gera uma base de regra de inferência nebulosa que reproduzirá o comportamento ótimo da usina através da definição da vazão turbinada, em cada estágio, em função das varáveis de entrada estipuladas. A performance da metodologia Neural Nebulosa proposta foi comparada com outras modelagens, como a Programação Dinâmica Determinística, a Programação Dinâmica Estocástica e o Controle de Malha Aberta, através de simulações em cinco usinas hidrelétricas do parque gerador brasileiro considerando as vazões afluentes do histórico. Os resultados indicaram que a metodologia Neural Nebulosa proposta apresentou desempenho similar a abordagens mais tradicionais e que se configuram computacionalmente menos eficiente.
Abstract: The long term hydrothermal scheduling lies in the optimization of the water resource usage through the maximization of the hydroelectric production and the minimization of the thermal plants operation. Its goal is to assure an economic and reliable load supply throughout the study stages. This problem can be characterized by exhibiting a complex nature, since its characteristics define it as a large scale, dynamic, stochastic and nonlinear problem. Although many optimization approaches have already been proposed to answer the hydrothermal scheduling problem, until now, there is no unanimous approach that is able to cope efficiently with all the problem issues. Dynamic Programming, which is one of the most commonly used techniques to deal with this problem, is limited regarding its application on real systems since its computational requirements tend to be heavy. In this work we proposed an alternative approach to deal with the long term hydrothermal scheduling. The proposed technique is based on an Adaptive Neuro-Fuzzy Inference System working in parallel with a deterministic optimization model with perfect inflows forecasting. The optimal operation information is processed by the network that produces fuzzy rules describing the optimal decisions of the plant through the definition of the amount of discharge in each stage and depending on the chosen input variables. The performance of the proposed Neuro-Fuzzy approach was compared to other policies, including Deterministic Dynamic Programming, Stochastic Dynamic Programming and Open- Loop Feedback Control, by simulation using historical inflow records of five different Brazilian hydroelectric power plants. The results demonstrated that the Neuro-Fuzzy approach provided similar and competitive performance to less computationally efficient and commonly used policies.
Mestrado
Energia Eletrica
Mestre em Engenharia Elétrica

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Tekaya, Wajdi. "Risk neutral and risk averse approaches to multistage stochastic programming with applications to hydrothermal operation planning problems." Diss., Georgia Institute of Technology, 2013. http://hdl.handle.net/1853/47582.

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Abstract:

The main objective of this thesis is to investigate risk neutral and risk averse approaches to multistage stochastic programming with applications to hydrothermal operation planning problems. The purpose of hydrothermal system operation planning is to define an operation strategy which, for each stage of the planning period, given the system state at the beginning of the stage, produces generation targets for each plant. This problem can be formulated as a large scale multistage stochastic linear programming problem. The energy rationing that took place in Brazil in the period 2001/2002 raised the question of whether a policy that is based on a criterion of minimizing the expected cost (i.e. risk neutral approach) is a valid one when it comes to meet the day-to-day supply requirements and taking into account severe weather conditions that may occur. The risk averse methodology provides a suitable framework to remedy these deficiencies. This thesis attempts to provide a better understanding of the risk averse methodology from the practice perspective and suggests further possible alternatives using robust optimization techniques. The questions investigated and the contributions of this thesis are as follows. First, we suggest a multiplicative autoregressive time series model for the energy inflows that can be embedded into the optimization problem that we investigate. Then, computational aspects related to the stochastic dual dynamic programming (SDDP) algorithm are discussed. We investigate the stopping criteria of the algorithm and provide a framework for assessing the quality of the policy. The SDDP method works reasonably well when the number of state variables is relatively small while the number of stages can be large. However, as the number of state variables increases the convergence of the SDDP algorithm can become very slow. Afterwards, performance improvement techniques of the algorithm are discussed. We suggest a subroutine to eliminate the redundant cutting planes in the future cost functions description which allows a considerable speed up factor. Also, a design using high performance computing techniques is discussed. Moreover, an analysis of the obtained policy is outlined with focus on specific aspects of the long term operation planning problem. In the risk neutral framework, extreme events can occur and might cause considerable social costs. These costs can translate into blackouts or forced rationing similarly to what happened in 2001/2002 crisis. Finally, issues related to variability of the SAA problems and sensitivity to initial conditions are studied. No significant variability of the SAA problems is observed. Second, we analyze the risk averse approach and its application to the hydrothermal operation planning problem. A review of the methodology is suggested and a generic description of the SDDP method for coherent risk measures is presented. A detailed study of the risk averse policy is outlined for the hydrothermal operation planning problem using different risk measures. The adaptive risk averse approach is discussed under two different perspectives: one through the mean-$avr$ and the other through the mean-upper-semideviation risk measures. Computational aspects for the hydrothermal system operation planning problem of the Brazilian interconnected power system are discussed and the contributions of the risk averse methodology when compared to the risk neutral approach are presented. We have seen that the risk averse approach ensures a reduction in the high quantile values of the individual stage costs. This protection comes with an increase of the average policy value - the price of risk aversion. Furthermore, both of the risk averse approaches come with practically no extra computational effort and, similarly to the risk neutral method, there was no significant variability of the SAA problems. Finally, a methodology that combines robust and stochastic programming approaches is investigated. In many situations, such as the operation planning problem, the involved uncertain parameters can be naturally divided into two groups, for one group the robust approach makes sense while for the other the stochastic programming approach is more appropriate. The basic ideas are discussed in the multistage setting and a formulation with the corresponding dynamic programming equations is presented. A variant of the SDDP algorithm for solving this class of problems is suggested. The contributions of this methodology are illustrated with computational experiments of the hydrothermal operation planning problem and a comparison with the risk neutral and risk averse approaches is presented. The worst-case-expectation approach constructs a policy that is less sensitive to unexpected demand increase with a reasonable loss on average when compared to the risk neutral method. Also, we comp are the suggested method with a risk averse approach based on coherent risk measures. On the one hand, the idea behind the risk averse method is to allow a trade off between loss on average and immunity against unexpected extreme scenarios. On the other hand, the worst-case-expectation approach consists in a trade off between a loss on average and immunity against unanticipated demand increase. In some sense, there is a certain equivalence between the policies constructed using each of these methods.

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Paredes, Romel Wiliams Jimenez. "Desenvolvimento de uma metodologia para a coordenação hidrotérmica de longo prazo em mercado elétrico competitivo." Universidade Federal do Maranhão, 2007. http://tedebc.ufma.br:8080/jspui/handle/tede/447.

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Abstract:

Made available in DSpace on 2016-08-17T14:53:12Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Romel Jimenez.pdf: 804071 bytes, checksum: 8f161d1f48519af0d6ee9068f4876a93 (MD5) Previous issue date: 2007-02-26
In this work a methodology based on linear programming for long-term hydrothermal scheduling of electric power systems is proposed. The objective of the hydrothermal scheduling is to find an optimal operation for a specific time interval and with high reliability and minimum cost. That is equivalent to determine an optimal generation scheduling for the power plants and for each time interval considered, in order to the power system satisfies the forecasted demand. Linear models of the power system components are adopted, and with the option to solve systems with multiple reservoirs and buses. It was implemented a computer program using MATLAB platform for application to small test power systems and configurations of real-size systems such as the interconnected Peruvian System and the Brazilian South-Souheast System. For the solution of the linear optimization problem was used the interior points method. From the analysis of the test systems results is concluded that the linear model may capture adequately the relevant characteristics of the real power system and it may be eficient and precise such as the detailed model.
Neste trabalho é proposta uma metodologia baseada em programação linear para a solução da coordenação hidrotérmica de longo prazo de sistemas de energia elétrica. O objetivo da coordenação hidrotérmica é encontrar uma política de operação ótima em um determinado período de tempo, com alta confiabilidade e custo mínimo. Isto equivale a determinar um cronograma ótimo de geração para cada usina, a cada intervalo de tempo, de modo que o sistema atenda a demanda prevista. Adotam-se modelos lineares dos componentes do sistema de potência, com a opção de resolver sistemas com múltiplos reservatórios e múltiplas barras. Foi implementado um programa computacional em MATLAB para a solução de sistemas teste de pequeno porte e configurações de sistemas de potência reais tal como o Sistema Interligado Peruano e o Sistema Brasileiro da Bacia Sul-Sudeste. Para a solução do problema de otimização linear foi utilizado o método de pontos interiores. Da análise dos resultados com os sistemas teste conclui-se que o modelo linear pode capturar adequadamente as características relevantes do sistema real e pode ser tão eficiente e preciso quanto o modelo detalhado.

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Zambelli, Monica de Souza. "Planejamento da operação energetica via curvas-guias de armazenamento." [s.n.], 2006. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/259877.

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Abstract:

Orientadores: Secundino Soares Filho, Marcelo Agusto Cicogna
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Eletrica e de Computação
Made available in DSpace on 2018-08-07T21:19:01Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Zambelli_MonicadeSouza_M.pdf: 1476300 bytes, checksum: 26436b0b3c9bd918ebd703de827d4906 (MD5) Previous issue date: 2006
Resumo: O setor elétrico brasileiro vem passando por sucessivas reformas na busca por um modelo institucional que permita a otimização do uso dos recursos energéticos, conciliada com o objetivo de se alcançar um desenvolvimento sustentável. O planejamento energético tem um papel fundamental neste contexto, de modo que estudos e pesquisas que forneçam suporte ao planejamento do setor energético e à elaboração de políticas energéticas de médio e longo prazo têm ganhado destaque entre as prioridades do setor elétrico brasileiro. A proposta deste trabalho é apresentar uma política operativa baseada no conceito de curvas-guias de armazenamento para o planejamento da operação energética de médio prazo. Essa política determina que, a cada estágio do período de planejamento, as decisões de vazão turbinada por cada usina hidrelétrica devem ser tais que mantenham seus reservatórios em níveis pré-estabelecidos por curvas-guias de armazenamento. A análise de desempenho dessa política operativa foi feita através de simulações da operação hidrotérmica, para sistemas de único reservatório e uma cascata do sistema elétrico brasileiro. Os resultados das simulações foram também comparados aos de políticas operativas mais robustas, incluindo o uso de programação dinâmica estocástica, técnica de solução já consolidada para o problema e utilizada atualmente no setor elétrico brasileiro. Os resultados demonstram que, apesar de simples e transparente, essa política operativa apresenta um desempenho competitivo para o planejamento da operação energética
Abstract: The Brazilian electric sector has been passing through successive reforms in the search for an institutional model that allows the optimization of the use of the energetic resources, concealed with the goal of achieving a sustaining development. The energetic planning plays a fundamental roll in this context, thus studies and researches designated to support planning in the energetic sector and elaboration of long term energetic policies have been gaining space among the Brazilian electric sector priorities. The proposal of this work is to present an operating policy based on the concept of storage guide-curves for the mid term hydrothermal scheduling. This policy determines that, at each stage of the planning period, the decisions of water discharged from each hydro plant must be such that keep their reservoirs at levels pre-determined by storage guide-curves. The performance analysis of this operating policy was done through operation simulation, considering different hydro plants of the Brazilian system. The simulation results were also compared to more robust operative policies, including the use of stochastic dynamic programming, a consolidated solution technique for the problem witch is actually in use by the Brazilian electric sector. The results demonstrate that, despite of simple and transparent, this operating policy presents a competitive performance for the hydrothermal scheduling
Mestrado
Energia Eletrica
Mestre em Engenharia Elétrica

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Zambelli, Monica de Souza. "Planejamento da operação energetica do sistema interligado nacional baseado em modelo de controle preditivo." [s.n.], 2009. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/261137.

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Abstract:

Orientador: Secundino Soares Filho
Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Eletrica e de Computação
Made available in DSpace on 2018-08-15T02:32:47Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Zambelli_MonicadeSouza_D.pdf: 4122152 bytes, checksum: 3256b0546520645ef065b43111b44374 (MD5) Previous issue date: 2009
Resumo: O planejamento da operação energética do Sistema Interligado Nacional (SIN) é uma tarefa complexa realizada por meio de uma cadeia de modelos de médio, curto e curtíssimo prazo acoplados entre si, cada um com considerações pertinentes à etapa que aborda. A proposta deste trabalho é apresentar uma alternativa para o planejamento da operação energética de médio prazo. Foi desenvolvida uma metodologia baseada em modelo de controle preditivo, abordando os aspectos estocásticos do problema de forma implícita pela utilização de valores esperados das vazões, e fazendo uso de um modelo determinístico de otimização a usinas individualizadas, que possibilita uma representação mais precisa do sistema hidrotérmico. A análise de desempenho é feita através de simulações da operação, considerando os parques hidrelétrico e termelétrico que compõem o SIN, com restrições operativas reais, em configuração dinâmica, com plano de expansão e a possibilidade de intercâmbio e importação de mercados vizinhos. Os resultados são comparados aos fornecidos pela metodologia em vigor no setor elétrico brasileiro, notadamente o modelo NEWAVE, que determina as decisões de geração por subsistema, e o modelo Suishi-O, que as desagrega por usinas individualizadas
Abstract: The long term hydrothermal scheduling of the Brazilian Integrated System (SIN) is a complex task solved by a chain of long, medium and short term coupled models, each one with considerations pertinent to the stage of operation that it deals with. The proposal of this work is to present an alternative for the long term hydrothermal scheduling. A methodology based on model predictive control was developed, implicitly handling stochastic aspects of the problem by the use of inflows expected values, and making use of a deterministic optimization model to obtain the optimal dispatch for individualized plants, what makes possible a more accurate representation of the hydrothermal system. The performance analysis is made through simulations of the operation, taking into consideration all the hydro and thermal plants that compose the SIN, with real operative constraints, in dynamic configuration, with its expansion plan and the possibility of interchange and importation from neighboring markets. The results are compared with those provided by the approach actually in use by the Brazilian electric sector, specifically the NEWAVE model, which defines the generation decisions for the subsystems, and the Suishi-O model, that disaggregates them for the individualized plants
Doutorado
Energia Eletrica
Doutor em Engenharia Elétrica

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Pereira, Augusto Cesar. "Procedimento de equilíbrio de mercados de energia e reserva com restrições de segurança em sistemas hidrotérmicos." Universidade Estadual Paulista (UNESP), 2017. http://hdl.handle.net/11449/152363.

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Abstract:

Submitted by Augusto Cesar Pereira (augusto.pereira@feb.unesp.br) on 2017-12-20T09:42:45Z No. of bitstreams: 1 Dissertação_Augusto_Repositorio.pdf: 2651783 bytes, checksum: 084f19f166b7161411ec58baa4ecf206 (MD5)
Approved for entry into archive by Maria Marlene Zaniboni null (zaniboni@bauru.unesp.br) on 2017-12-20T10:54:46Z (GMT) No. of bitstreams: 1 pereira_ac_me_bauru.pdf: 2651783 bytes, checksum: 084f19f166b7161411ec58baa4ecf206 (MD5)
Made available in DSpace on 2017-12-20T10:54:46Z (GMT). No. of bitstreams: 1 pereira_ac_me_bauru.pdf: 2651783 bytes, checksum: 084f19f166b7161411ec58baa4ecf206 (MD5) Previous issue date: 2017-12-18
Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES)
Este trabalho propõe um modelo de Procedimento de Equilíbrio de Mercado com Restrições de Segurança Estocásticas (PEMRSE) que pode ser utilizado como um modelo de leilão de energia e reserva do dia seguinte por operadores de sistemas hidrotérmicos. O modelo de PEMRSE tem o objetivo de minimizar o custo esperado da operação, considerando os custos associados aos excedentes de geração e consumo, partidas, contratação de reservas e a penalização econômica associada aos cortes involuntários de carga. O PEMRSE considera vários aspectos que dificultam a resolução de problemas de leilão: i) representação detalhada dos sistemas de geração hidrelétrico e termelétrico; ii) perdas na transmissão; e iii) restrições de segurança pré e pós-contingência. São propostas técnicas de linearização que não demandam o uso de variáveis binárias para a função de produção hidráulica e para as funções de potência e engolimento máximo de geradores hidrelétricos. A estrutura estocástica permite cortes involuntários de carga, isto é, o operador pode optar por não contratar a totalidade das reservas necessárias para cobrir as falhas associadas às contingências, ponderando sua decisão pela probabilidade de ocorrência destas falhas e pelo valor da penalização econômica associada ao corte de carga. Propõe-se também uma técnica para a resolução de modelos de PEMRSE em tempos computacionais menores com relação à sua resolução direta. Simulações em um sistema-teste de três barras e no sistema IEEE de 24 barras evidenciam a eficiência do modelo, das técnicas de linearização e da técnica de resolução propostos. As simulações também mostram os impactos dos aspectos complicadores nos resultados do leilão e no tempo computacional de resolução. O modelo de PEMRSE proposto pode ser resolvido de maneira eficiente por meio de pacotes computacionais disponíveis comercialmente por meio da técnica de resolução proposta.
This work proposes a Market Clearing Procedure with Stochastic Security Constraints (MCPSSC) model that can be used as an energy and reserve day-ahead auction model by hydrothermal systems operators. The MCPSSC aims to minimize the expected cost of the operation, considering the costs associated with the generation and consumption surpluses, start-ups, contracting of reserves and the economic penalization associated with involuntary load shedding events. The MCPSSC model considers several aspects that complicate the resolution of auction problems: i) detailed representation of the hydrothermal generating systems; ii) transmission losses; and iii) pre- and post-contingency security constraints. We propose linearization techniques that does not require the use of binary variables for the hydro production function and for the maximum power output and maximum water discharge functions of hydro generators. The stochastic structure allows some load shedding, ie, the operator can choose not to contract the total reserve requirements to cover the failures associated with the contingencies, weighting its decision by the probability of occurrence of these failures and by the value of lost load. We also propose a technique for the resolution of MCPSSC models in lower computational times regarding its direct resolution. Simulations in a three-bus test system and in the IEEE 24-bus system show the efficiency of the model, the linearization techniques and the resolution technique proposed. The simulations also show the the impact of the complicating aspects in the auction outcomes and in the computational time. The proposed MCPSSC model can be efficiently solved by commercially available solvers by means of the proposed resolution technique.

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Pereira, Andre Flavio Soares. "Planejamento da operação energetica e da manutenção no sistema hidrotermico de potencia brasileiro." [s.n.], 2006. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/264637.

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Abstract:

Orientadores: Sergio Valdir Bajay, Paulo Sergio Franco Barbosa
Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica
Made available in DSpace on 2018-08-08T23:23:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Pereira_AndreFlavioSoares_M.pdf: 1792951 bytes, checksum: a865e5b33783ba4a8f044bcff70f9809 (MD5) Previous issue date: 2006
Resumo: Nesta dissertação se avalia o estado da arte do planejamento da operação energética e da manutenção de usinas em sistemas hidrotérmicos de potência e se propõe algumas inovações. Neste contexto, se faz uma revisão crítica das metodologias de planejamento empregadas no setor elétrico brasileiro, incluindo as bases de dados que dão suporte a estas metodologias e dando destaque às práticas atuais do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS); várias propostas de avanços metodológicos são feitas ao longo desta parte do trabalho. Uma outra parte desta dissertação envolve a aplicação de um modelo de otimização, a médio prazo, da operação de algumas usinas do Sistema Interligado Nacional (SIN), pertencentes a uma concessionária geradora no Estado de São Paulo, satisfazendo as metas de geração impostas pelo planejamento centralizado do SIN, realizado pelo ONS, e restrições associadas ao uso múltiplo da água nos reservatórios destas usinas, dentre outras. Várias funções-objetivo podem ser utilizadas neste modelo, dependendo das finalidades a serem atingidas nas simulações. O modelo foi aplicado ao parque gerador hidrelétrico da empresa AES, nos rios Tietê e Pardo; algumas simulações foram feitas, discutindo-se os resultados alcançados
Abstract: The state-of-the-art of power plant scheduling and maintenance planning in hydro-thermal power systems is evaluated in this thesis and some innovations are proposed. In this context, a critical review of the planning methodologies employed in the Brazilian power sector is carried out, including the data bases which support these methodologies and pointing out the current practices of the National Operator of the Power System (ONS); several proposals concerning advances in these methodologies are put forward along this work. In another part of this thesis, the medium-term scheduling of some power stations of the National Interlinked System (SIN) belonging to a utility in the State of São Paulo are modeled through an optimization algorithm, which meets the generation targets imposed by the centralized planning of SIN, carried out by ONS, and constraints associated to multiple uses of water in the reservoirs of these plants, among other constraints. Several objective functions can be used in this model, depending on the purposes to be achieved in the simulations. The model was applied to the hydroelectric generation system of the company AES, in the rivers Tietê and Pardo; some simulations were carried out and their results are discussed in the thesis
Mestrado
Planejamento de Sistemas Energeticos
Mestre em Planejamento de Sistemas Energéticos

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Nazareno, Julia Sechi. "Um algoritmo de otimização determinístico para o estudo e planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos de potência." Universidade de São Paulo, 2005. http://www.teses.usp.br/teses/disponiveis/18/18133/tde-19052017-151953/.

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Abstract:

Este trabalho apresenta um algoritmo determinístico para o planejamento da operação de sistemas hidrotérmicos de potência com representação individualizada das usinas hidroelétricas. Este problema caracteriza-se por ser não-linear, não diferenciável e de grande porte. O modelo de otimização foi baseado em algoritmos de fluxo em rede não-linear e foi utilizado o método do gradiente reduzido para se encontrar a direção ótima e o método da razão áurea para a busca do tamanho do passo ótimo. A estrutura da rede hidráulica formada pelas equações de balanço de água foi explorada através da definição da base na matriz defluência básica. Testes no programa foram realizados em diversos sistemas compostos por usinas reais pertencentes ao sistema sudeste brasileiro. Esses estudos foram realizados visando apresentar os princípios básicos que regem a operação ótima dos reservatórios e validar o algoritmo implementado.
This work presents a deterministic algorithm for the operational planning of hydrothermal power systems where each plant is represented individually. This problem is characterized by non-linear, non-diferenciable and large scale. The optimization model was based in non-linear network flow algorithm and it was used the reduced gradient method to find the optimal direction and the golden ratio method to find the best step size. The structure of hydraulic network formed by the water balance equation was exploited through the definition of the base in the basic flow matrix. Many tests were done with some system composed by real plants located on brazilian southeast. This studies was done to show the basics principles that rule the optimal operation of reservoirs and to validate the algorithm implemented.

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Mummey, Juliana Ferrari Chade. "Uma contribuição metodológica para a otimização da operação e expansão do sistema hidrotérmico brasileiro mediante a representação estocástica da geração eólica." Universidade de São Paulo, 2017. http://www.teses.usp.br/teses/disponiveis/106/106131/tde-11072017-160542/.

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Abstract:

A participação da energia eólica na geração de energia elétrica tem apresentado incremento importante nos últimos anos e a tendência é de representar 11,6% da capacidade instalada brasileira em 2024, segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Hoje, nos modelos de otimização para o despacho das usinas no atendimento da carga de energia do sistema, a energia eólica, assim como as pequenas centrais hidrelétricas e a energia a biomassa, são abatidas da carga de forma determinística, não representando a incerteza na produção dessas usinas. Dada a variabilidade na geração de energia eólica, devido às variações nas velocidades dos ventos e considerando o aumento da participação eólica na matriz de eletricidade brasileira, fato que realça a relevância da fonte, este trabalho desenvolve uma representação estocástica da geração eólica a partir de dados históricos reconstruídos de velocidades de vento de 16 coordenadas do Brasil, em especial das regiões Nordeste e Sul. Os valores de velocidade de vento são transformados em energia eólica através de curvas de potência de turbinas e as usinas eólicas são representadas como se fossem usinas hidráulicas a fio d água no modelo de otimização Newave. A representação do histórico de geração eólica é feita através de vazões nos rios, considerando-se também a expansão no horizonte até 2020. O trabalho tem como base os dados do Newave oficial de agosto de 2016. Com a simulação do modelo considerando-se as séries históricas e sintéticas, o trabalho simula o despacho das usinas, o comportamento dos custos marginais, verificando-se as diferenças no comportamento dessas variáveis quando se utiliza uma representação estocástica para a energia eólica, em comparação com a modelagem determinística utilizada hoje.
Wind power has an increasing share of the Brazilian energy market and has the potential to represent 11.6% of the total capacity by 2024, according to Energy Research Company (EPE). The current optimization models, that dispatch power plants to meet demand, only optimize the demand using hydroelectric and thermal power plants. The remaining sources of generation including wind power, small hydroelectric plants and biomass plants, are not part of the optimization model and are included deterministically. There is variability in wind power generation because of wind speeds variations and considering the increase of the wind power share in the Brazilian electricity matrix, which stresses its importance, this work evaluates a stochastic representation for wind power generation through historical wind speed data of 16 coordinates from the Northeast and South of Brazil. It proposes to introduce wind power plants into the optimization model called Newave by proxy of run-of-river hydropower plants and their inflow. This study also considers wind power expansion in Brazil up to 2020 and the database is the official Newave as of August 2016. This work aims to verify the dispatches of the power plants and the marginal costs, considering the differences between the model used today and the stochastic model presented in the study.

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Bayuadri, Cosmas. "Stability of sodium sulfate dicarbonate (~2Na₂CO₃• Na₂SO₄) crystals." Thesis, Georgia Institute of Technology, 2006. http://hdl.handle.net/1853/11507.

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Abstract:

Research on salts species formed by evaporation of aqueous solution of Na2 in the early 1930s. The thermodynamic, crystallographic and many other physical and chemical properties of most of the species formed from this solution has been known for decades. However, there was no complete information or reliable data to confirm the existence of a unique double salt that is rich in sodium carbonate, up until five years ago when a research identified the double salt (~2Na ₂ CO ₃ • Na ₂ SO ₄) from the ternary system Na₂CO ₃Na₂SO ₄ H₂O. Crystallization of this double salt so called sodium sulfate dicarbonate (~2Na ₂ CO ₃ • Na ₂ SO ₄) is known to be a primary contributor to fouling heat transfer equipment in spent-liquor concentrators used in the pulp and paper industry. Therefore, understanding the conditions leading to formation of this double salt is crucial to the elimination or reduction of an industrial scaling problem. In this work, double salts were generated in a batch crystallizer at close to industrial process conditions. X-ray diffraction, calorimetry, and microscopic observation were used to investigate the stability of the salts to in-process aging, isolation and storage, and exposure to high temperature. The results show that care must be taken during sampling on evaporative crystallization. Two apparent crystal habits were detected in the formation of sodium sulfate dicarbonate; the favored habit may be determined by calcium ion impurities in the system. The results also verify that sodium sulfate dicarbonate exists as a unique phase in this system and that remains stable at process conditions of 115-200℃

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Pathak, Nikhil. "Discrete data automatic generation control of multi-area hydro-thermal power system under different operating conditions with AC-DC links." Thesis, 2018. http://localhost:8080/xmlui/handle/12345678/7630.

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Dissertations / Theses on the topic 'Hydrothermal power system'

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