[en] DISTRIBUTION GRID PLANNING WITH LINES INVESTMENT AND TOPOLOGY RECONFIGURATION FOR WILDFIRE RESILIENCE UNDER DECISION-DEPENDENT UNCERTAINTY

• Ano de defesa: 2024
• Autor(a) principal: FELIPE NEVES PIANCÓ
• Tipo de documento: Tese
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: eng
• Instituição de defesa: MAXWELL
• Palavras-chave em Português: [pt] SISTEMA DE DISTRIBUICAO; [pt] INCERTEZA ENDOGENA; [pt] RESILIENCIA A INCENDIOS FLORESTAIS; [pt] CONFIGURACAO DA TOPOLOGIA DE REDES; [pt] OTIMIZACAO SOB INCERTEZA; [en] DISTRIBUTION SYSTEM; [en] ENDOGENOUS UNCERTAINTY; [en] RESILIENCE TO FOREST FIRES; [en] NETWORK TOPOLOGY CONFIGURATION; [en] OPTIMIZATION UNDER UNCERTAINTY
• Link de acesso: https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=66145&idi=1; https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=66145&idi=2; http://doi.org/10.17771/PUCRio.acad.66145

[pt] Os incêndios florestais podem ser uma fonte de vulnerabilidade para sistemas de potência. Esses eventos podem afetar especialmente a operação de sistemas de distribuição, interrompendo o fornecimento de energia, aumentando os custos, e diminuindo a confiabilidade. Nesta dissertação, é considerada a relação entre as decisões operativas e a probabilidade de falha nas linhas sob o contexto de queimadas. Este tipo de estudo ainda não foi devidamente avaliado pelo meio acadêmico. Ao não reconhecer este aspecto, o funcionamento dos sistemas de potência pode estar sendo prejudicado. A modelagem adequada dessa dependência poderia reduzir a incidência de queimadas e perda de carga. Considerando este aspecto, um problema de otimização distributivamente robusto de dois estágios com incerteza endógena foi desenvolvido para considerar a operação multiperíodo de sistemas de distribuição. O primeiro estágio determina a topologia da rede e os investimentos nas linhas, e o segundo estágio avalia o custo operacional esperado no pior caso. Nessa estrutura, a incerteza é modelada de forma dependente das decisões do modelo, onde as probabilidades de falha da linha são em função do fluxo de potência das próprias linhas. Um método iterativo é proposto para resolver este modelo e uma análise fora da amostra é desenvolvida para validação através de diferentes estudos. Os resultados mostraram que, ao negligenciar a dependência da incerteza, uma maior perda de carga e um maior custo operacional são esperados. Ao considerar esta nova abordagem, a confiabilidade da rede pode ser melhorada e as consequências dos incêndios podem ser mitigadas com ações mais econômicas.