Rocha, Ednardo Pereira da, Almeida, Madson Cortes de, Almeida, Marcos Antônio Dias de, Pimentel Filho, Max Chianca, Bezerra, Ubiratan Holanda, and Medeiros Júnior, Manoel Firmino de
Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES O modo como as concessionárias de energia vem operando suas subestações e supervisionando seus alimentadores nas redes de distribuição passou por um grande processo de modernização nas duas últimas décadas. Na medida em que o número de consumidores e a extensão física da infraestrutura aumentavam, houve uma maior demanda por equipamentos e técnicas de monitoramento que garantissem a confiabilidade destes sistemas. Neste trabalho se apresenta o desenvolvimento de um novo algoritmo baseado em soma de correntes, para a implementação de uma formulação linear do problema de estimação de estado em redes de distribuição trifásicas, aplicado no regime normal de operação e sob condição de falta. No regime normal de operação, os módulos das correntes dos ramos e dos nós são estimados com base no método dos mínimos quadrados ponderados e em um algoritmo de ajuste de cargas, o que possibilita obter uma estimativa das perdas técnicas, fluxos de potência ativa e reativa e o perfil de tensão do sistema. Para validação, os dados de dois sistemas reais de distribuição de 13,8 kV foram utilizados. Os medidores localizados nos alimentadores analisados fornecem os valores das grandezas medidas e uma aproximação do fator de potência médio das cargas localizadas a jusante destes pontos de medição, enquanto pseudomedições são utilizadas para tornar o sistema observável. No método proposto foi implementado um algoritmo iterativo de reestimação baseado em varredura do sistema, onde os parâmetros estimados na primeira estimação são utilizados para atualização das cargas, das correntes dos ramos e das novas variâncias. Na segunda etapa desta tese, um algoritmo para localização de faltas, em redes radiais, foi desenvolvido utilizando um método de varredura do sistema associado ao estimador de estado proposto. Neste caso, além de considerar a corrente de curto-circuito medida na subestação, foram estimadas as correntes de cada carga durante o momento da falta, para verificar suas influências no processo de localização do defeito. Nesta condição, um sistema de distribuição real foi totalmente modelado no software ATP, com o objetivo de simular as tensões e correntes na subestação, e os módulos de tensão em outros medidores durante a falta. Fatores como a influência da resistência de falta, o tipo da falta, o carregamento do sistema e o local da falta foram testados. Os resultados obtidos mostram que o método desenvolvido é capaz de fornecer o estado do sistema com precisão adequada, mesmo para sistemas de distribuição com uma quantidade reduzida de pontos de medição ao longo do alimentador, além de apresentar um baixo tempo de processamento computacional e modelagem simplificada. Verificou-se também que os resultados obtidos pelo estimador proposto e o método de reestimação testado apresentaram erros semelhantes em todas as simulações realizadas, comprovando que, no contexto das redes analisadas, o processo de ajuste das cargas já fornece valores de pseudomedições próximos aos valores estimados. Sob condição de falta, o algoritmo se mostrou promissor em sua função, localizando defeitos com pequena margem de erro na maior parte das simulações. The way in which the energy companies have been operating their substations and supervising their feeders in the distribution networks has undergone a major modernization process in the past two decades. As the number of consumers and the physical extension of the infrastructure increased, there was a greater demand for equipment and monitoring techniques that would guarantee the reliability of these systems. This work presents the development of a new algorithm based on currents summation method, for implementation of a linear formulation of the state estimation problem in three-phase distribution networks, applied in the normal operation regime and under fault condition. In the normal operating regime, the modules of branch and node currents are estimated based on the weighted least squares method and a load adjustment algorithm, which makes it possible to obtain an estimative of technical losses, active and reactive power flows and the system voltage profile. For validation, data from two 13.8 kV real distribution systems were used to test the method. The meters located in the analyzed feeders provide the values of the measured quantities and an approximation of the average power factor of the loads located downstream from these measurement points, while pseudomeasures are used to make the system observable. In the proposed method, an iterative reestimation algorithm based on system scanning was implemented, where the parameters estimated in the first estimate are used to update the loads, branch currents and new variances. In the second stage of this thesis, an algorithm for fault location in radial DS was developed using a system sweeping method associated with the proposed state estimator. In this case, in addition to considering the short-circuit current measured at the substation, the currents of each load were estimated during the fault to verify their influence on the fault location process. In this condition, a real distribution system was modeled in the ATP software in order to emulate measurements of voltages and currents at the substation, and voltage magnitudes registered by other meters during the fault. Factors such as the influence of the fault resistance, the type of fault, the system loading and the fault location were tested. The results obtained show that the developed method is able to provide the system status with adequate precision for distribution systems with a reduced number of measurement points along the feeder, besides presenting a low computational processing time and simplified modeling. The obtained results show that the developed method can provide the state of the system with adequate precision for distribution systems with a reduced amount of measurement points along the feeder, besides presenting a low computational processing time and simplified modelling. The results obtained by the proposed estimator and the tested reestimation method showed similar errors in all the simulations performed, proving that, in the context of the analyzed networks, the load adjustment process already provides pseudo-measurement values close to the estimated values. Under a fault condition, the algorithm showed promise in its function, locating faults with a small error margin in most simulations.