Seleção ótima de condutores em sistemas de distribuição com presença de comunidades energéticas locais

Abstract

As comunidades energéticas locais (CELs) têm ganhado destaque como uma forma de integração de geração distribuída renovável na rede elétrica. Essas comunidades são caracterizadas por agrupamentos de consumidores e produtores de energia que compartilham recursos energéticos em nível local, como painéis solares, turbinas eólicas e sistemas de armazenamento de energia. No entanto, com a integração das CELs, surgem novos desafios para o dimensionamento e operação da rede elétrica. A geração descentralizada e a troca de energia entre as CELs e a rede exigem uma abordagem mais dinâmica e flexível para garantir a estabilidade do sistema e otimizar as transações de energia. O problema de seleção ótima do condutor (SOC) surge como uma solução para melhorar o desempenho do sistema ao aumentar a capacidade deste para que possam melhorar as transações de energia. O objetivo é determinar as bitolas ideais dos condutores em diferentes trechos da rede, levando em consideração as características das CELs, as cargas, as restrições operacionais e os custos associados. Neste trabalho propõe-se um modelo de Programação Linear Inteira Mista baseada em injeções de corrente para resolver o problema de SOC. A formulação matemática leva em consideração as restrições operacionais, como limites de magnitude de tensão e corrente, bem como a presença das CELs. As incertezas da geração renovável presente nas CELs (associadas à irradiação solar) são representadas por meio de cenários. São abordados três enfoques distintos, considerando os objetivos específicos, tanto da concessionária quanto das CELs, otimizando os benefícios ao longo do horizonte de planejamento. Assim também, é proposto um novo método fundamentado na teoria de jogos cooperativos para dividir os custos de investimentos entre as CELs, o que leva a uma distribuição mais justa disso custos. Os modelos propostos foram implementados na linguagem de modelagem AMPL e resolvidos com o solver CPLEX. A fim de avaliar o método proposto neste trabalho, foi utilizado o sistema IEEE de 33 barras, considerando a presença de três CELs. Os resultados obtidos ao avaliar o reforço da rede definido pela SOC mostram uma redução na compra de energia na subestação e geram benefícios para as CELs. Assim também o método para alocação de custos de investimento definiu uma distribuição mais justa conforme os benefícios obtidos pelas CELs.

Local energy communities (LECs) have gained prominence as a means of integrating renewable distributed generation into the electrical grid. These communities consist of groups of energy consumers and producers who share local energy resources such as solar panels, wind turbines, and energy storage systems. However, the integration of LECs introduces new challenges in the sizing and operation of the electrical grid. Decentralized generation and energy exchange between LECs and the grid require a more dynamic and flexible approach to ensure system stability and optimize energy transactions. he optimal conductor selection (SOC) problem emerges as a solution to improve system performance by increasing system capacity so that energy transactions can be improved. The objective is to determine the optimal sizes of conductors in different sections of the network, taking into account the characteristics of LECs, load demands, operational constraints, and associated costs. In this work, a mixed-integer linear programming model based on current injections is proposed to solve the OCS problem. The mathematical formulation considers operational constraints such as voltage and current magnitude limits, as well as the presence of LECs. Uncertainties in renewable generation within LEC (associated with solar irradiation) are represented using stochastic scenarios. Three distinct approaches are addressed, considering the specific objectives of both the concessionaire and the CELs, optimizing benefits throughout the planning horizon. Likewise, a new method based on cooperative game theory is proposed to divide investment costs between CELs, which leads to a fairer distribution of these costs. The proposed models were implemented in the AMPL modeling language and solved with the CPLEX solver. In order to evaluate the method proposed in this work, the IEEE 33-bus system was used, considering the presence of three CELs. The results obtained when evaluating the network reinforcement defined by SOC show a reduction in the purchase of energy at the substation and generate benefits for the CELs. Likewise, the method for allocating investment costs shows a fairer distribution according to the benefits obtained by the CELs.