AVALIAÃÃO DA CONFIABILIDADE COMPOSTA BASEADA EM ...

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Para efeito de comparação, também foi proposta uma representação em que o vento foi considerado constante, forçando a usina a sempre gerar o máximo, a menos das falhas nas turbinas, que foram mantidas. Os índices obtidos são apresentados na Tabela 22. Índice 3 Estados de Vento 10 Estados de Vento 165 Estados de Vento Vento Constante Gerando 100% LOLP 7.31 % (0.003) 7.20% (0.005) 7.35% (0.008) 5.19% (0.038) EPNS 16.50 MW (0.028) 16.29 MW (0.032) 16.57 MW (0.023) 10.74 MW (0.040) EENS 144540 MWh 140948 MWh 145153 MWh 94082.4 MWh LOLF 134.0 oc/ano (005) 133.5 oc/ano (0.05) 138.2 oc/ano (0.05) 74.95 oc/ano (0.10) LOLD 4.78 horas 4.72 horas 4.66 horas 6.06 horas Passos Simulados 28856 14645 40107 38700 Tempo Total 41 min 19 min 57 min 49 min Tabela 22– Índices do Sistema, Caso 5b A diferença mais acentuada entre os tipos de representação está no número de passos necessários para a convergência, o que repercute no tempo de simulação. A representação com convergência mais rápida é a representação de 10 patamares de vento. A representação de 165 patamares tem a convergência mais lenta, como era esperado. A convergência da representação de 3 patamares está entre as duas outras, sendo mais demorada que a de 10 e mais rápida do que a de 165 patamares, o que contraria o que seria esperado intuitivamente. Os índices obtidos para o caso de vento constante apresentam o sistema bem mais confiável do que no caso da consideração do vento, como era esperado, uma vez que a grande incerteza das usinas eólicas está relacionada ao comportamento do vento e não às falhas nas turbinas. Observa-se que a LOLP obtida para esta análise de vento constante, de aproximadamente 5% está de acordo com a análise feita no caso 3b, em que, teoricamente, aumentar a capacidade de geração em 150 MW levaria a eliminação da quantidade de 3% nesta probabilidade de falha. O aumento da energia não suprida, em relação ao caso do vento constante, é de aproximadamente 49% quando se considera a curva de vento. A Tabela 23 apresenta os erros relativos da comparação da simulação seqüencial com as simulações não seqüencial. 118
Índice Erro Relativo 3 Estados Erro Relativo 10 Estados Erro Relativo 165 Estados LOLP 1.4% 2.9% 0.9% EPNS 1.4% 2.6% 1.0% EENS 1.4% 2.6% 1.0% LOLF 1.5% 1.8% 1.6% LOLD 0.2% 1.5% 2.7% Tabela 23– Comparação Índices do Sistema, Simulação Não Seqüencial x Seqüencial, Caso 5 A comparação dos erros obtidos para cada agrupamento, em comparação com a simulação seqüencial, mostra que o comportamento do vento é bem representado neste caso por qualquer um dos 3 tipos de representação, uma vez que todos os erros são inferiores a 3%. A.3.11 Caso 5c: Sistema RTS com Representação de Carga (120% do valor nominal) e Geração Eólica (300MW – Dobra Número de Turbinas) - Simulação Não Seqüencial Neste caso, foi simulado o dobro de capacidade para a usina proposta no caso 5b. Este aumento foi proporcionado pela duplicação do número de turbinas na usina. Os índices obtidos são apresentados na Tabela 24. Índice 3 Estados de Vento 10 Estados de Vento 165 Estados de Vento Vento Constante Gerando 100% LOLP 5.97 % 6.08% 6.03% 2.83% EPNS 13.38 MW 13.52 MW 13.48 MW 5.41 MW EENS 117208.8 MWh 118435.2 MWh 118067.3 MWh 47391.6 MWh LOLF 143.7 oc/ano 144.1 oc/ano 148.6 oc/ano 44.36 oc/ano LOLD 3.64 horas 3.70 horas 3.55 horas 5.58 horas Passos Simulados 24705 14621 33145 51150 Tempo Total 18 min 22 min 47 min 1 h 3 min Tabela 24– Índices do Sistema, Caso 4c Como esperado, a confiabilidade do sistema foi melhorada, com a LOLP caindo de aproximadamente 7.3% para aproximadamente 6%, com a EPNS seguindo a mesma 119
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