Gerenciamento ótimo de recursos energéticos distribuídos e dispositivos de controle discretos em sistemas de distribuição

• Ano de defesa: 2026
• Autor(a) principal: Muniz, João Rodrigo da Silva
• Tipo de documento: Tese
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Biblioteca Digitais de Teses e Dissertações da USP
• Palavras-chave em Português: distributed energy resources; distribution grid operation; distribution systems; fluxo de potência ótimo; gerenciamento ótimo; operação de redes de distribuição; optimal management; optimal power flow; recursos energéticos distribuídos; sistemas de distribuição
• Link de acesso: https://teses.usp.br/teses/disponiveis/18/18154/tde-06042026-084325/

Os recursos energéticos distribuídos (REDs) são tecnologias de geração e armazenamento de energia elétrica próximas às unidades consumidoras em sistemas de distribuição, como a geração fotovoltaica distribuída, os sistemas de armazenamento de energia (SAEs) e veículos elétricos. A crescente inserção desses recursos aumenta a variabilidade operacional e pode causar inversão de fluxo de potência, com efeitos na qualidade da energia e na coordenação de proteção. Em um estágio intermediário de integração massiva de REDs, assume-se que o operador do sistema de distribuição (OSD) será responsável por gerenciar parte desses recursos em conjunto com dispositivos de controle discretos (DCDs) legado, que passaram a permitir atuação remota. Como as decisões ocorrem em escalas de tempo diferentes, a operação é organizada em dois estágios: planejamento day-ahead e operação em quasi-real-time. Contudo, devido ao tempo disponível para resposta, a otimização estocástica e multiperíodo torna-se computacionalmente proibitiva para uso direto em quasi-real-time, o que exige modelos adaptados em dois níveis. Assim, este trabalho propõe e avalia dois modelos complementares e uma estratégia para o tratamento das variáveis inteiras associadas. O primeiro corresponde a um modelo day-ahead multiperíodo e estocástico, considerando incertezas de carga e geração solar fotovoltaica e incorporando custos de degradação dos controles, a fim de reduzir o custo e o desgaste associados às atuações em cada intervalo de tempo. O segundo consiste em um modelo de operação em quasi-real-time que busca seguir o planejamento day-ahead quando viável, utilizando os controles e as medições do momento por meio da minimização do desvio em relação ao plano, de modo a reduzir atuações adicionais e preservar a disponibilidade dos recursos dentro de margens especificadas. Em síntese, a estratégia de tratamento das variáveis inteiras mostrou-se computacionalmente eficiente ao reduzir a complexidade do problema, e os modelos de dois estágios indicaram tendência de menor utilização dos DCDs quando considerados os custos de degradação.