Modelo computacional para o problema da programação diária da operação integrada de sistemas hidrotérmico e eólico

Orientador : Prof. Dr. Clodomiro Unsihuay VilaDissertação (mestrado) - Universidade Federal do Paraná, Setor de Tecnologia, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. Defesa: Curitiba, 07/03/2014Inclui referênciasÁrea de concentraçãoResumo: Esta dissertação apresenta um modelo computacional para programação diária da operação energética considerando a inserção da geração eólica num sistema hidrotérmico. O problema do planejamento da operação energética em base horária num horizonte diário é um problema de programação não linear e inteira mista de alta complexidade. Para resolver este problema, estudou-se e implementou-se algumas técnicas utilizadas na otimização de problemas apresentadas na literatura, tais como a Relaxação Lagrangeana, Variáveis Artificiais, Método dos Feixes, Lagrangeano Aumentado e Lagrangeano Aumentado Inexato. Também é apresentada neste trabalho uma heurística para a solução de subproblemas da Relaxação Lagrangeana que apresentam características lineares na função objetivo, sendo esta metodologia denominada de Custo Quadrático Artificial. Em seguida é apresentado um modelo híbrido utilizando as técnicas já conhecidas na literatura e o Custo Quadrático Artificial. Das metodologias apresentadas, devido a seu bom desempenho, este trabalho utiliza o modelo híbrido que faz uma junção entre o método de Relaxação Lagrangeana juntamente com as Variáveis Artificiais, o Custo Quadrático Artificial e o Método dos Feixes numa primeira etapa. Na segunda etapa, utiliza-se a Relaxação Lagrangeana juntamente com as Variáveis Artificiais, o Lagrangeano Aumentado Inexato e o subgradiente para solucionar o problema da programação diária da operação eletroenergética, integrada de um sistema hidrotérmico-eólico em barra única, e um sistema formado por três barras para demonstrar os efeitos das restrições das linhas de transmissões. Devido à aleatoriedade e a intermitência da geração eólica e visando garantir a segurança do suprimento do sistema, propõem-se também o uso ótimo da reserva girante (para atender a penetração da energia eólica). Neste trabalho, apresenta-se uma formulação que permite que a totalidade da reserva girante (para atender a penetração da energia eólica), possa assumir valores diferentes dependendo do nível de confiabilidade exigida num dado sistema. Outros fatores importantes são dimensionados como, qual fonte será responsável por atender a reserva girante (para atender a penetração da energia eólica). Diferentes estudos são apresentados para mostrar o efeito no custo de operação quando a totalidade da reserva girante é atendida somente pelas hidrelétricas, somente pelas termoelétricas e outro caso onde ela possa ser atendida por ambas as fontes. Também são apresentados resultados incluindo as restrições de transmissão, utilizando o modelo de fluxo de linha linearizado. Os resultados mostram uma melhora na economia e na eficiência energética ao se considerar apropriadamente o despacho da geração eólica integrada ao problema do planejamento diário de sistemas hidrotérmicos. Esta operação ótima é viabilizada através de um gerenciamento ótimo da reserva girante (para atender a penetração da energia eólica), mitigando assim os riscos causados pela intermitência e aleatoriedade da geração eólica.Abstract: This thesis presents a computational model for the Electroenergetic Daily Operation Programming considering the inclusion of wind power in a hydrothermal system. The problem of the energetic operation planning on hourly basis on daily horizon is a mixed integer nonlinear programming problem of high complexity. To solve this problem, this work studied and implemented some techniques used in optimization problem presented in the literature, such as Lagrangian Relaxation, Artificial Variables, Bundles Method, Augmented Lagrangian and Inexact Augmented Lagrangian. Furthermore, this paper features a heuristic for solving the Lagrangian sub problems that have linear characteristic in the objective function, this methodology being called Quadratic Cost Artificial. Then a hybrid model is presented using techniques known in the literature and Quadratic Cost Artificial. Of the methodologies presented, due to its good performance, this work uses hybrid model which makes a junction between the method of Lagrangian Relaxation along with Artificial Variables, Quadratic Cost Artificial and the Bundles Method in the first step. In the second step, is used the Lagrangian Relaxation along with Artificial Variables, the Inexact Augmented Lagrangian and the sub gradient to solve the Electroenergetic Daily Operation Programming problem integrated hydrothermal-wind system single bus, and a system containing of three buses to demonstrate the effects of the restrictions of transmissions lines. Due to the randomness and intermittency of wind power and to ensure supply security system, this paper also propose the optimal use of spinning reserve (to meet the wind power penetration).This paper presents a formulation that allows the entire spinning reserve (to meet the wind power penetration), can take different values depending on the level of reliability required in a given system. Other important factors are dimensioned like the source that should be responsible for provide the spinning reserve (to meet the wind power penetration). Different studies are presented to show the effect on cost of operation when the entire spinning reserve is provided only by hydroelectric, thermoelectric and another case where it can be provided by both the sources. Also are presented result including restrictions on transmission, using the flow model linearized. The results show upgrading in the economic and energy efficiency when properly consider the dispatch of wind generation integrated into the daily planning problem of hydrothermal systems. This optimum operation is made possible through a great management of spinning reserve (to meet the wind power penetration), thus mitigating the risks caused by randomness and intermittency of wind generation