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O objetivo básico do planejamento de mais curto prazo da operação de um sistema hidrotérmico é determinar, para cada intervalo (semana/mês) as metas de geração de todas as usinas em cada patamar de carga, de forma a minimizar o valor esperado do custo de operação ao longo do horizonte de planejamento, levando em consideração também critérios de aversão ao risco. Este custo é composto por gastos com combustível das usinas térmicas, compra de energia de outros subsistemas e penalidades pelo não atendimento à demanda.

Sistemas com elevada capacidade de geração hidrelétrica podem utilizar a energia “grátis” armazenada nos reservatórios, evitando, assim, gastos com combustível nas unidades térmicas. Entretanto, a disponibilidade de energia hidroelétrica está limitada pela capacidade de armazenamento dos reservatórios, o que gera uma dependência entre as decisões de operação atuais e suas consequências futuras (Figura 3). Figura 3 – Processo de decisão para sistemas hidrotérmicos

Como é impossível prever com exatidão as vazões afluentes, o problema é essencialmente estocástico. A existência de múltiplos reservatórios interconectados, de restrições de transmissão e a necessidade de se fazer uma otimização multiperíodo, caracterizam esse problema como de grande porte. Por isso, a solução é obtida em etapas, nas quais são utilizados modelos com diferentes graus de detalhe para representação do sistema, abrangendo períodos de estudos com horizontes distintos, denominados de médio prazo, curto prazo e programação diária.

No médio prazo, o horizonte é de até cinco anos à frente, discretizados em etapas mensais, e o objetivo é calcular a política operativa, com a qual é possível definir, em diferentes cenários futuros, quais serão as parcelas de geração hidráulica, geração térmica e intercâmbio que minimizam o valor esperado do custo de operação. Essa análise leva em consideração a medida de risco CVaR e pode empregar uma representação agregada do sistema hidrelétrico, por meio de reservatórios equivalentes de energia.

No curto prazo, com horizonte de até 12 meses discretizados em etapas semanais e mensais, determinam-se as metas individuais de geração das usinas hidráulicas e térmicas do sistema, bem como os intercâmbios de energia entre subsistemas, considerando o custo esperado de operação até o final do horizonte, obtidas na etapa de médio prazo, e também considerando a medida CVaR. Na etapa da programação diária, define-se a geração horária que atenda às metas estabelecidas na etapa anterior, sujeita às condições operacionais da rede elétrica.

Objetivo e aplicações oficiais do DECOMP

O modelo DECOMP foi desenvolvido pelo Cepel para o planejamento da operação de sistemas hidrotermo-eólicos de curto prazo, e constitui-se na ferramenta oficial para a elaboração dos programas mensais de operação do sistema brasileiro (PMO) pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), e para estabelecimento do preço de liquidação de diferenças (PLD), pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). É formulado como um problema de programação linear, representando as características físicas e as restrições operativas das usinas hidroelétricas de forma individualizada. A estocasticidade das afluências é considerada através de cenários de afluências às usinas do sistema, produzidos pelo modelo GEVAZP  e representados por uma árvore de afluências, com probabilidades de ocorrência associadas a cada ramo (Figura 1).

A estrutura do problema permite sua decomposição em subproblemas menores, para cada nó da árvore de cenários. A integração desses subproblemas, baseada na técnica de decomposição de Benders aplicada a problemas estocásticos, resulta na solução iterativa de uma sucessão de subproblemas de despacho econômico, em que é possível estimar, com precisão crescente, por meio de uma função de custo futuro, as consequências  das decisões operativas de um determinado nó nos períodos/nós seguintes. Essa função representa o valor esperado do custo de operação da etapa seguinte até o fim do horizonte considerado e permite comparar o custo de utilizar os reservatórios em uma etapa, por meio da energia turbinada (função de custo imediato), ou “guardar” a água para uma utilização futura. Ao final do seu horizonte, o modelo DECOMP considera a função de custo futuro produzida pelo modelo de planejamento da operação de longo e médio prazo NEWAVE .

Visando proporcionar flexibilidade em termos de formulação do problema, o modelo DECOMP incorpora as seguintes características:

 Horizonte e discretização temporal

  • períodos semanais, com a representação da curva de carga em patamares;
  • períodos mensais a partir do segundo mês, com representação das incertezas nas afluências, por meio de uma árvore de cenários, com horizonte de até um ano;
  • integração com modelos de planejamento da operação de médio prazo (NEWAVE), através de sua função custo futuro;
  • revisão da política ótima do mês inicial, a partir de qualquer semana.

Operação dos reservatórios

  • balanço hídrico nos reservatórios para cada período e cenário, considerando o tempo de viagem da água entre aproveitamentos e evaporação nos reservatórios;
  • restrições para operação dos reservatórios, como deplecionamento mínimo/máximo, limites de armazenamento, vazão afluente/defluentes mínima/máxima e retiradas / retornos de água devido a outros usos;
  • Volume de espera para amortecimento de cheias;
  • Configuração dinâmica, para representar a entrada em operação de novas unidades geradoras no sistema durante o período em estudo, levando em conta o enchimento de volume morto.

Geração hidrelétrica

  • produtividade das usinas hidroelétricas variável com a queda, representada através de uma função de produção hidroelétrica aproximada (FPHA) acurada para cada usina hidroelétrica, levando em consideração, de forma individual, os impactos do armazenamento, turbinamento e vertimento na geração da usina;
  • representação das eficiências das turbinas e geradores em função da queda e da vazão turbinada;
  • representação das perdas nos condutos em função da vazão turbinada;
  • representação dos cronogramas de manutenção programada dos grupos turbina-gerador, através de taxas de indisponibilidade.

Geração térmica e outras fontes

  • inflexibilidade de geração térmica, considerando-se um valor mínimo de geração, restrições de despacho antecipado para usinas a GNL e gerações provenientes de outras fontes de energia;
  • contratos de importação/exportação de energia com submercados externos.

Sistema de transmissão

  • restrições elétricas especiais que traduzem limitações de geração em conjuntos de usinas, para considerar pontos no sistema elétrico que merecem especial atenção;
  • representação da capacidade de transporte de energia entre subsistemas, considerando o intercâmbio entre os mesmos como uma variável de decisão.

A versão atual do programa DECOMP é processada em ambiente Linux, utilizando processamento paralelo em ambiente de cluster ou na nuvem, o que leva a uma grande redução de tempo de processamento.

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