Este capítulo discute as soluções geradas pela algorítmo que são apresentadas no Apêndice D. São apresentadas duas abordagens que podem ser adotadas baseadas em metas específicas, sendo estas a relação entre investimento e o custo de interrupção de energia, que busca uma maior segurança durante a operação da rede elétrica, e a relação entre o custo de investimento e o custo total de operação anual, que busca minimzar os custos do investidor.
Segundo as Tabelas 12 e 13, que representam as fronteiras de Pareto para as aborda- gens A e B obtidas, as soluções que determinam as fronteiras são as mesmas, mas as classificações quanto a objetivos são diferentes. A abordagem A aponta para a implementação da solução 35, já a abordagem B sugere a implementação da solução 07. Ambas são soluções corretas, cabendo ao investidor escolher o que é mais interessante para ele, minimizar o custo total, ou investir em equipamentos a fim de obter maior confiabilidade no sistema.
A Tabela 11 mostra que o nível de tensão em regime permanente tem um elevado impacto no custo global, com a penalidade representando 32% do custo total, e todas as soluções encontradas buscaram mantem o perfil de tensão em toda a rede dentro da faixa adequada, acima de 0,95 [p.u.], assim zerando o fator de penalização quanto à magnitude de energia, indicando um sucesso nesse aspecto. A alocação de GDs contribui para a redução das perdas elétricas no sistema, apresentando uma redução média 55%, o que também é uma contribuição significativa para a operação da rede.
Devido a dimensão do conjunto solução e a dependência dos elementos para as contribuições de confiabilidade, torna-se difícil a identificação de padrões na alocação das chaves, mas ainda é possível observar tendências para localização das GDs. O algorítmo busca fazer a alocação das GDs no fim dos trechos residenciais, no fim dos trechos comerciais, e no centro de carga. que são os mais extensos e mais afetados pela queda de tensão, também buscando contribuir para a redução das perdas.
Sendo aplicado uma ferramenta metaheurística, devido ao total de soluções possíveis, não é possível garantir que no conjunto de soluções obtidas apresente uma solução ótima, mas obteve-se bons resultados quando comparados com os custos de referência iniciais.
6 CONCLUSÕES
Este trabalho apresentou a modelagem, o desenvolvimento e a implementação por simulação computacional de um método de alocação otimizada de chaves elétricas e geração distribuída visando a formação de microrredes de fronteiras flexíveis para aumento da confia- bilidade de suprimento mediante condição de contingência. Mesmo havendo uma necessidade de investimento em equipamentos, o sistema como um todo é beneficiado através da redução das perdas elétricas, da melhoria no perfil de tensão da rede e principalmente através da redução do custo de energia interrompida, sendo o último o maior contribuidor para o custo anual de operação da rede.
A maior dificuldade encontrada na realização deste trabalho foi na aplicação de uma ferramenta de cálculo de indicadores de confiabilidade, considerando formação de microrredes com fronteiras flexíveis. Nos estudos iniciais, quando o algoritmo de otimização do sistema considerava a função Reliability Assessment disponível no PowerFactory, a qualidade dos resultados era bem reduzida devido à mitigação ou extrapolação da influência causada pelas unidades de geração inseridas no sistema.
Em um cenário de contingência, se um gerador acoplado à rede possui condições para atender uma carga local que se encontra desconectada da rede elétrica, este passa a ser a referência local. A função Reliability Assessment do PowerFactory não realiza um controle dessa geração, ignorando os limites operacionais da máquina gerando extrapolações nos estudos das fronteiras das possíveis microrredes, apresentando resultados errôneos para os indicadores de confiabilidade do sistema.
Durante os estudos realizados no software, percebeu-se esse problema e a neces- sidade de uma função de confiabilidade que faça um tratamento adequado da região jusante à isolação do trecho faltoso para aplicação na metaheurística. Foi desenvolvido em DPL um método offline, que trabalha utilizando os dados disponíveis da topologia da rede e condições do sistema operando em regime permanente, que leva em consideração a possibilidade de operação de GD quando isolada da rede elétrica e os limites dessa GD. São permitidas que essas unidades GD expandam as suas fronteiras, representadas pelas chaves elétricas alocadas no sistema, aten- dendo as regiões vizinhas que são determinadas utilizando critérios de prioridade seguindo uma hierarquia.
Dessa forma, os geradores alocados contribuem com os indicadores de confiabilidade de uma forma mais próxima da realidade. Por outro lado, isto afeta significativamente o espaço de
soluções e aumenta a complexidade do algoritmo de otimização. O tempo necessário para avaliar um único indivíduo aumentou de aproximadamente 0,13s para 1,1s, cerca de 10 vezes maior, limitando as fronteiras do estudo. Por exemplo, na solução 35 foram avaliados 20000 indivíduos, sendo para isso necessário aproximadamente 6 horas, enquanto a solução 08 que estuda 60000 indivíduos necessita de aproximadamente 18 horas, sem levar em consideração outros custos como memória e processamento contínuo. Estima-se que para gerar os 50 resultados foram avaliados um total de 1373000 indivíduos, sendo necessário aproximadamente 420 horas (17 dias e meio), sem considerar interrupções ou contingências.
Quando considerado o número de possíveis soluções, não é possível garantir uma solução ótima global através deste método, mas é possível obter boas soluções. Foram estudados ao todo 50 soluções, através de uma abordagem multiobjetiva, onde foi possível determinar as combinações mais interessantes para implementação, que são as soluções 07 e 35, que priorizam o custo anual de operação e o custo de interrupção da energia, respectivamente, cabendo ao investidor determinar qual solução será implementada. Nota-se em ambas as soluções uma grande redução nos custos de operação, mostrando de uma maneira clara a atratividade financeira do investimento, uma redução significativa nas perdas elétricas e também o nível de tensão em regime permanente se encontra dentro dos limites especificados.