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Análise de Sistemas de Potência I Prof. Sergio Escalante, DSc. slescalante@ieee.org Pre-requisito: Circuitos III • Circuitos trifásicos equilibrados e desequilibrados. • Correção do fator de potência. • Sistema por unidade. • Diagramas unifilares, componentes simétricos. • Cálculo através de técnicas de circuitos, de curtocircuito • equilibrado e desequilibrado. Ementa: ASP - I • Introdução. • Representação dos componentes do sistema; • valor por unidade; • Estudo de sistema de energia elétrica em regime permanente; • Modelagem do sistema e análise do fluxo de potência; • aspectos computacionais do fluxo de potência. Bobliografia • Electric Energy Systems Theory: An Introduction - O. I. Elgerd; • Computer Methods in Power System Analysis - G.W. Stagg and A. H. El-Abiad; • Solution of Large Networks by Matrix Methods - H.E. Brown • A. Monticelli, Fluxo de Carga em Redes de Energia Elétrica, Edgar Blucher, 1983 (Cap. 1-6). Operação Econômica de Sistemas de Potência Operação Econômica • A operação econômica de um sistema de potência: – “A operação do sistema elétrico de potência, para qualquer condição de carga, requer que a contribuição de cada unidade geradora seja determinada de modo a que o custo da potência fornecida seja mínimo”. • A programação da geração consiste em estabelecer metas de geração de cada unidade para diferentes horizontes de tempo, de modo que o custo seja mínimo. • Os fatores levados em consideração para a programação da geração: – Econômico (custo da geração); – Capacidade do sistema de transmissão; – Segurança (confiabilidade do suprimento, mínimo risco de falta de energia elétrica). • Plurianuais (5 a 10 anos); • Diárias; • Anuais; • Horárias (despacho na próxima hora); • Mensais; • Instantâneo (despacho econômico). Características das unidades geradoras • 1) Unidades térmicas a carvão, óleo, ou gás natural; – a) Custo da operação depende diretamente da potência gerada; – b) Não há, a princípio, limitação na quantidade de potência gerada em um período de tempo. • 2) Unidades nucleares; – a) O custo de operação é praticamente constante para qualquer potência gerada – a maior parte do custo é para a manutenção; – b) Usadas como usinas de base. • 3) Unidades hidrelétricas. – a) O custo de operação é praticamente zero, pois só depende do custo de manutenção; – b) Decisões operativas (quanto despachar na máquina) possuem acoplamento temporal, isto é, decisão tomada agora influi em decisão futura. A previsão da vazão dos rios é feita por séries históricas; – c) Usinas em cascata; – d) Afluência de rios; – e) Grandes reservatórios (regulação plurianual). Usina que é normalmente operada para atender à demanda de energia de base, sendo operada sob carga constante. Operação Econômica de SEP • Problema da programação da geração no SISTEMA TERMICO: • a) Comissionamento de unidades (unit commitment); • Devido ao fato da carga total de um sistema elétrico de potência variar no decorrer do dia e atingir diferentes valores de pico de um dia para o outro, a concessionária de energia elétrica tem que decidir com antecedência quais geradores serão ligados, quando conectá-los ao sistema e também a sequência em que os geradores devem ser desligados e por quanto tempo. – i) Decidir quais unidades estarão 'on-line'; – ii) Questão do custo do 'start up' e 'shutdown'; – iii) Questão de reserva girante; iv) Horizonte de 24 horas; • b) Despacho econômico. – i) Decidir qual a melhor (custo mínimo) repartição de carga para as unidades 'on-line', – ii) Levar em consideração as perdas do sistema de transmissão e outras restrições operativas (segurança, confiabilidade etc). Operação Econômica de SEP • Problema da programação da geração no SISTEMA HIDRO-TERMICO: – a) Solucionar o mesmo problema para as unidades térmicas. – b) Solucionar o problema aumentado para as unidades hidrelétricas, no qual é preciso minimizar o custo acrescido do risco de falta de água. – Despacho econômico • Despacho econômico em sistemas térmicos • Existe relação entre a vazão de combustível H ou C e a potência elétrica de saída Pe. A Figura mostra a curva entrada-saída ou 'Heat-rate characteristic‘. Turbina P G T B Aux Caldeira Alternador Serviços Auxiliares H 2cba)( PPPH H : Potência térmica de entrada P : Potência eléctrica de saída a, b, c : Parâmetros característicos do grupo Custos • Custo de produção relativo ao combustível (Fig. A) • Custo marginal de produção (Fig. B) • Custo médio de produção (Fig. C) Pmin Pmax C us to d e pr od uç ão C (P ) [€ /h ] Potência eléctrica P [MW] C : Custo de produção F : Custo do combustível Pmin Pmax C us to m ar gi na l C '( P ) [€ /M W h] Potência eléctrica P [MW] Pmin Pmax C us to m éd io C (P )/ P [ €/ M W h] Potência eléctrica P [MW] P* ( )C P P F p P a b c '( ) 2C P P F b c 2( )C P P P F a b c Fig. A Fig. B Fig. C Despacho econômico • Despacho econômico em sistemas térmicos • Curva: ‘Heat-rate characteristic’. • Como a curva varia incrementalmente, qual a relação ΔP×ΔC , ou seja, qual a curva de custo incremental. • é o custo marginal em $/MWh, modelo do mercado atacadista de energia (MAE) • Despacho econômico • Caso particular de 2 geradores sem perda na transmissão • O problema consiste em minimizar o custo da geração das duas máquinas, sujeito a restrição • P1 + P2 − PD = 0 , o que consiste em resolver o seguinte problema de otimização: • min( f ) = C (P1,P2 )= C1 (P1) +C2 (P2) , função objetivo, sujeito a • h = P1 + P2 − PD = 0 , função restrição. • A solução do problema são os valores de P1 e P2 de custo mínimo e que satisfaz ao conjunto de restrições. • Despacho econômico • Caso particular de 2 geradores sem perda na transmissão • O problema consiste em minimizar o custo da geração das duas máquinas, sujeito a restrição • Despacho econômico • Caso particular de 2 geradores sem perda na transmissão • Propriedades do gradiente de uma função: • a) É sempre perpendicular à curva de nível da função. – Definição do gradiente da função vetorial f: • b) O gradiente aponta para a direção de máximo crescimento local. – No ponto ótimo (mínimo) a curva de nível da função objetivo é tangente à curva da função restrição. – No ponto ótimo o gradiente da função objetivo ∇f está alinhado com a função restrição ∇h (mesma direção), logo são linearmente dependentes: – ∇f −λ ×∇h = 0 , que é a expressão que rege o processo de otimização. λ é conhecido como multiplicador de Lagrange. Método dos multiplicadores de Lagrange • a) Construir a função (objetivo ou custo) aumentada ou Lagrangeano. • L = f −λ × h • b) A solução ótima ocorre quando ∇L = 0 – Interpretação da solução para o caso dos dois geradores. ∇L = 0 – Resolvendo: – Método dos multiplicadores de Lagrange • b) A solução ótima ocorre quando ∇L = 0 – Interpretação da solução para o caso dos dois geradores. ∇L = 0 – Caso geral: L = f −λ × h – A condição necessária para que um ponto de operação seja de custo mínimo é que os custosincrementais dos geradores sejam iguais a um valor λ, que por sua vez pode ser calculado pelo método dos multiplicadores de Lagrange. Método dos multiplicadores de Lagrange • b) A solução ótima ocorre quando ∇L = 0 – Caso geral: L = f −λ × h – Exemplo • A Figura mostra dois geradores que alimentam carga de 500,0 MW no próprio barramento do gerador. Determinar o custo total mínimo de geração CT (mínimo). • Considere que não há perdas na transmissão Solução • Determinar o custo total mínimo de geração CT (mínimo). – Colocando-se o sistema em forma matricial: • Solução • Determinar o custo total mínimo de geração CT (mínimo). • Solução • Determinar o custo total mínimo de geração CT (mínimo). • Solução do sistema: • Custo mínimo total: • Outras restrições • Outras restrições que devem ser consideradas no processo de otimização: – Capacidade da máquina; – Perdas na transmissão; – Capacidade da transmissão. • Se a otimização envolver perda reativa, o problema fica não linear. Será, portanto necessário usar um programa de fluxo de potência ótimo, que consiste em rodar um load flow sujeito a restrições, como mínima perda nas linhas e mínimo custo de geração. Extensão para o caso de n geradores • Sistema de n geradores sem perdas na transmissão – Solução: – Solução ótima: Com de limite na capacidade de geração • Entende-se por limite na capacidade de geração se pelo menos uma das máquinas não puder atender à geração para ela especificada. • Não se pode usar o multiplicador de Lagrange com esta formulação, pois este só funciona para igualdade nas equações de restrição. Com de limite na capacidade de geração • Estratégia de solução: • onde são positivos e são chamadas de variáveis de folga. • O problema fica agora com 3×n variáveis e pode-se usar o método dos multiplicadores de Lagrange. • Rodar o problema sem se considerar as restrições. Se pelo menos um gerador ultrapassar o limite, estes têm a geração fixada no limite. Os demais geradores são despachados obedecendo a regra dos custos incrementais iguais. Pode-se também ajustar máquina a máquina. • . 2 2 1 2 e i is s Com de limite na capacidade de geração • Solução considerando as restrições: • Exemplo • Determinar λ para diferentes condições de carga. • Sejam duas máquinas ligadas ao mesmo barramento da carga, isto é, sem perdas, e que todas as máquinas estão o tempo todo ligadas. • Condição de carga mínima: PD = 250,0 MW • Condição de carga máxima: PD = 1250,0 MW • Condição de carga : 250,0 < PD < 1250,0 MW Solução • (a ) Condição de carga mínima: PD = 250,0 MW: • Montando o sistema matricialmente: • Solução • (a ) Condição de carga mínima: PD = 250,0 MW: • Solução: • P1 passou do limite inferior que é de 100,0 MW → P1 = 100,0 MW, • P2 deve ser ajustado para P2 = 250,0 – 100,0 → P2 = 150,0 MW Solução • (a ) Condição de carga mínima: PD = 250,0 MW: – P1 = 100,0 MW e P2 = 150,0 MW • Solução • Determinação do custo Solução • (a ) Condição de carga máxima: PD = 1250,0 MW: • Montando o sistema matricialmente: • Solução • (a ) Condição de carga mínima: PD = 250,0 MW: • Solução: • P2 passou do limite superior que é de 625,0MW → P2 = 625,0 MW, • P1 deve ser ajustado para P1 = 1250,0 – 625,0 → P1 = 625,0 MW Solução • (a ) Condição de carga mínima: PD = 250,0 MW: – P1 = 625,0 MW e P2 = 625,0 MW • Solução • Tomada de carga para valores: 250,0 < PD < 1250,0 – Se preciso de 1,0 MW, a máquina 2 é que deve suprir esta potência pois tem custo menor. Isto ocorre até λ = 8,8. (parte a do problema) – i) De PD > 250,0 MW até λ2 = λ1 = 8,8 que corresponde a PD = 350,0 MW → P2 supre demanda. – λ2 = 8,8⇒ P2 = 250,0 MW. – ii) Se PD = 350,0 MW, λ2 = λ1 = 12,4 que corresponde a PD = 1.175 MW → P1 e P2 suprem demanda juntos com o mesmo λ. – λ1 = 12,4 → P1 = 550,0 MW. – iii) De PD > 1.175,0 MW, até 1.250,0 MW → P1 supre a demanda. • Solução • Resumo do despacho de carga nas várias condições de carga: Exemplo A • Considere que um sistema de potência é alimentado por três unidades geradoras térmicas, cujas funções de taxa de calor H e limites de geração são dados na Tabela. O combustível para a unidade 1 é carvão, enquanto que as unidades 2 e 3 são a óleo. Sabendo-se que os preços destes combustíveis são: fcarvao = 1,10 $/MBtu e fóleo = 1,00 $/MBtu e que a carga a ser alimentada é PL = 850 MW, determine o despacho econômico das três unidades. • Solução • >> parte-se da premissa de que as três unidades devem estar em operação, conforme previamente determinado pela função de Alocação de Unidades. • Isto significa que cada uma delas deve no mínimo gerar uma potência igual ao seu limite mínimo de geração. • A partir dos preços dos combustíveis e dos dados da Tabela, e • podemos determinar as funções-custo em $=h das três unidades, que são dadas na Tabela ao lado. fcarvao = 1,10 $/MBtu fóleo = 1,00 $/MBtu Solução • Para determinar o despacho econômico, ignoraremos por enquanto os limites de geração, supondo portanto que todas as máquinas estão livres. • De acordo com as condições de otimalidade, teremos neste caso que satisfazer as condições: • Além disso, a restrição de balanço de carga deve ser satisfeita, • Despacho com Funções-Custo Lineares • Despacho Econômico com Funções-Custo Lineares por Partes: • Algumas empresas representam as funções- custo de seus geradores como funções formadas por múltiplos segmentos lineares, como mostrado no na Figura • Neste caso, o procedimento para determinar o despacho econômico pode ser consideravelmente simplificado. • Este procedimento é frequentemente referido como empilhamento. Despacho com Funções-Custo Lineares • Considerando todas as unidades que estão em serviço, começamos coma de menor custo incremental a partir de • Quando o custo da unidade de menor custo incremental atinge o limite superior de seu segmento linear, ou se atinge , procuramos a unidade com o próximo custo incremental mais baixo e aumentamos sua geração; • Chegaremos …finalmente à situação em que a geração de uma unidade está sendo aumentada e o total de toda a potência gerada iguala a carga (ou carga + perdas de transmissão). • Neste ponto, esta última unidade é parcialmente carregada (sobre o segmento respectivo). Se houver duas unidades com o mesmo custo incremental, simplesmente dividiremos igualmente a carga entre as mesmas. Despacho com Funções-Custo Lineares • Este procedimento pode ser operacionalizado com o auxílio de uma tabela contendo cada segmento de cada unidade e sua respectiva contribuição em MW (isto é, a potência do extremo direito do segmento menos a potência do extremo esquerdo). • Em seguida, esta tabela é organizada em ordem crescente dos custos incrementais de todas as unidades disponíveis para despacho. • A busca de cima para baixo na tabela proporciona a solução do problema de despacho econômico de forma bastante e…ficiente. Exemplo • Considere o caso deduas unidades geradoras cujos custos incrementais em $/MWh são dadas nos gráfi…cos da Figura. Supondo carregamentos variáveis desde 70 a 380 MW, construa uma tabela que forneça, para cada carregamento, o despacho mais econômico. • Solução • A partir das características de custo incremental, podemos construir a Tabela • Solução • Com a tabela podemos determinar o despacho ótimo para uma dada carga. – Por exemplo, para um carregamento PL = 300 MW, a tabela indica que a unidade 2 deverá gerar 125 MW, enquanto que a unidade 1, que é a unidade que acompanha o crescimento da carga na faixa de 275 a 325 MW, deve gerar 175 MW. – O custo marginal do sistema para este carregamento é igual ao custo incremental da unidade 1, ou seja, = 10 $=MWh. Solução • Este método é particularmente útil nos casos em que a operação do sistema é baseada em ofertas de energia feitas pelos agentes geradores, – Operador do sistema vai selecionando as ofertas de geração de forma a se obter a operação mais econômica possível. • Neste caso, cada agente gerador oferta blocos de energia com preços crescentes com o nível de potência, em uma configuração similar à descrita pelas curvas de custo incremental de geração. O procedimento adotado pelo ONS é essencialmente o empilhamento das ofertas em função dos respectivos preços. Exercício • [Hadi Saadat, Ex. 7.4, página 271] Os custos de produção em $/h de três unidades térmicas são dados por • sendo P1, P2 e P3 dados em MW. A carga total, PD, é 800 MW. Desconsiderando as perdas nas linhas e os limites de produção dos geradores, determinar o despacho ótimo das unidades e o custo total em $/h – usando um método analítico – utilizando um método gráfico Parte da Solução • Curva do custo incremental Exercício • [Hadi Saadat, Ex 7.6, página 277] Os custos de produção em $/h e os limites de três unidades térmicas são dados por • sendo P1, P2 e P3 dados em MW. A carga total, PD, é 975 MW. Desconsiderando as perdas nas linhas, determinar o despacho ótimo das unidades e o custo total em $/h. Exercício • [William Stevenson, Ex. 9.4, página 263] Uma usina tem dois geradores suprindo o barramento da usina, e a nenhuma delas é permitido operar abaixo de 100 MW ou acima de 625MW. Os custos incrementais com P1 e P2 dados em megawatt são: • Encontre da usina para um despacho econômico com: • (a ) P1 + P2 = 200 MW • (b ) P1 + P2 = 500 MW Programa computacional • NEWAVE - Modelo de Planejamento da Operação de Sistemas Hidrotérmicos Interligados de Longo e Médio Prazo • Custo de alguma usinas térmicas
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