17.ago topázio 11.35_254_light

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17.ago topázio 11.35_254_light

  1. 1. Determinação do MUST Ótimo para Empresas de Distribuição de Energia Elétrica Anselmo Ribeiro Nascimento (LIGHT/UGF) José Wanderley Marangon Lima (FUPAI) Anderson Rodrigo de Queiroz (FUPAI) Luana Medeiros Marangon Lima (FUPAI)
  2. 2. Principais Relações Contratuais da Rede Elétrica Operador-ONS CUST Gerador-RB CPST Gerador-D CCD CUST CUST Con.Livre-RB RB - Rede Basica (Transmissora) Distribuidora Con.Livre-D CCT CCT CUSD CCD CUSD CCT CUST
  3. 3. SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO EM AT DA LIGHT SESA
  4. 4. Contratação do Uso da Rede Básica <ul><li>TARIFAÇÃO NODAL: </li></ul><ul><li>Definir um valor para cada Ponto de Conexão a contratar (F1 à F8) </li></ul><ul><li>Tolerância de 5 % em relação ao valor contratado </li></ul><ul><li>Ultrapassagem do valor contratado na Ponta e Fora de Ponta: 3 x Tarifa-Nodal </li></ul><ul><li>Não são cobradas ultrapassagens por redespachos solicitados pelo ONS ou emergências </li></ul>CÁLCULO DOS MONTANTES A CONTRATAR A CADA ANO LIGHT Mercado ( cativo + consumidores livres) Despacho de hidráulicas Despacho de térmicas Transportes ( F9 + F10) Configuração da RB Bombas REDE BÁSICA AMPLA ENERGISA MG F9 F10 CUSD CUSD F2 F1 CUST F3 F4 F5 F6 F7 F8
  5. 5. Metodologia Utilizada <ul><li>Por causa do número elevado de SE’s (87) e a existência de correlação entre elas, é utilizado nesse trabalho técnicas de clustering analisys para reduzir a amostra de dados. </li></ul><ul><li>Gera a função densidade de probabilidade para o fluxo de potência em cada PC com a RB utilizando Simulação de Monte Carlo . </li></ul><ul><li>Programação Estocástica é utilizada com o objetivo de determinar o valor ótimo do MUST a ser contratado em cada PC. </li></ul>
  6. 6. Geração de Cenários de Demanda <ul><li>É baseado no # de grupos formados. </li></ul><ul><li>Cálcula-se μ e σ para cada grupo. </li></ul><ul><li>Demanda Futura gerada como Normal( μ , σ ) </li></ul><ul><li>Gerados números aleatórios de uma uniforme (0,1) para cada grupo. </li></ul><ul><li>Gera o valor da Normal(0,1) para cada grupo </li></ul><ul><li>1000 cenários foram gerados </li></ul>
  7. 7. Geração de Cenários de Demanda (cont.) <ul><li>Em cada cenário é calculada a demanda de cada SE </li></ul><ul><li>Para cada mês o fluxo de potência ótimo é calculado utilizando as rotinas de fluxo linear do programa NODAL ( baseado nas demandas geradas ). </li></ul><ul><li>Para cada Normal gerada o processo é repetido m vezes (# de meses). Para 1.000 cenários, é necessário simular 12.000 casos fluxo de potência. </li></ul><ul><li>Os fluxos em cada PC é armazenado para gerar a função densidade de probabilidade, pdf de cada PC. </li></ul>
  8. 8. Formulação do Problema I - MILP
  9. 9. Formulação do Problema II - Estocástica <ul><li>A metodologia utilizada é baseada no problema do News Vendor da literatura de Programação Estocástica. </li></ul><ul><li>Utiliza o método da Bisseção para obter a solução ótima para o conjunto de cenários considerado. </li></ul>
  10. 10. Janela de Seleção dos Filtros para os Dados de Medição
  11. 11. Método de Agrupamento <ul><li>Foi utilizado o método K-means </li></ul><ul><ul><li>Reduzir o tamanho do problema </li></ul></ul><ul><ul><li>Agrupar SE’s semelhantes </li></ul></ul><ul><ul><li>Maximizar a Correlação dos elementos dos clusters </li></ul></ul>
  12. 12. Curvas de Carga de Subestações de Agrupamentos
  13. 13. Resultados Obtidos Resultados Obtidos Com Otimização Anual Custo Anual para o modelo de otimização anual MUST contratado pela LIGHT Economia Anual de Encargos MUST [MW] TUST [R$/kW.m ês ] ec [R$/ano] S. Jose 138kV 1.111,17 4,765 63.536.757,78 Adriano 138kV 1,51 4,752 86.334,34 Grajau 138kV 1.491,31 4,819 86.239.185,54 Jacarepagua 138kV 658,23 4,838 38.214.142,82 C. Paulista 138kV 99,47 4,668 5.571.743,47 Sta Cruz 138kV 101,32 4,798 5.833.830,62 Nilo Pe ç anha 138kV 35,75 4,802 2.060.173,25 Brisamar 138kV 72,81 4,776 4.172.886,72 Custo Anual 205.715.054,54 Penalidades 31.385.719,46 Solu ç ão Ó tima 237.100.774,00 MUST [MW] Valores contratados para 2007 TUST [R$/kW.mês] ec [R$/ano] S. Jose 138kV 1515,0 4,765 86.625.469,98 Adriano 138kV 1,5 4,752 86.792,81 Grajau 138kV 1753,0 4,819 101.372.484,00 Jacarepagua 138kV 695,0 4,838 40.348.920,00 C. Paulista 138kV 275,0 4,668 15.404.400,00 Sta Cruz 138kV 81,0 4,798 4.663.656,00 Nilo Pe ç anha 138kV 102,5 4,802 5.906.460,00 Brisamar 138kV 122,5 4,776 7.020.720,00 Custo Anual 261.428.902,79 Must Contratado R$ 261.428.902,79 Must Otimizado R$ 237.100.774,00 Redução de Encargo R$ 23.328.128,70

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