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CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior Este trabalho apresenta uma abordagem trifásica e descentralizada para a Estimação Estática de Estados em redes de distribuição. Nesta tese, a estimação de estados é formulada como um problema de otimização com restrições não lineares, cujo objetivo é minimizar o somatório das diferenças quadráticas entre os valores medidos por PMUs (Phasor Measurement Units) e os valores calculados correspondentes. Os valores fasoriais medidos são correntes nas linhas diretamente conectadas às unidades de medição e tensões nas barras nas quais PMUs forem instaladas. As grandezas fasoriais serão tratadas em coordenadas retangulares, representando o fasor obtido pela PMU. Para as barras não monitoradas pelas PMUs, as equações de potência ativa e reativa serão representadas por restrições de desigualdades cujos limites inferiores e superiores são determinados pelas estimativas de carga obtidas para um instante de tempo anterior, ‘t-1’. Esses valores poderão excursionar entre um valor mínimo de demanda até um valor máximo, possibilitando que o estado da rede seja estimado em qualquer instante rastreando a curva de carga do sistema, variante ao longo do tempo. Para resolver o problema de otimização, o Método de Pontos Interiores com Barreira de Segurança foi modificado de tal forma que as cargas não monitoradas, para cada fase, são o mais próximo possível dos seus respectivos limites, mas nunca atingem os valores da barreira e, caso necessário, esses limites são relaxados durante o processo iterativo, sendo essa uma importante contribuição do trabalho. Além disso, a rede de distribuição também é dividida em subsistemas considerando um procedimento de alocação de PMUs no qual cada alimentador lateral tem seus estados operativos estimados individualmente, possibilitando uma abordagem descentralizada em que o tempo computacional pode ser reduzido através do uso de técnicas de processamento paralelo. Com base na técnica de estimação desenvolvida, é proposta uma nova metodologia para detecção, identificação e correção de erros grosseiros presentes em medições de PMUs. A etapa de detecção é realizada por meio do monitoramento da função objetivo de cada subsistema, onde a cada intervalo de tempo t analisado, o valor dessa é comparado com o seu respectivo valor limite que é determinado pelo método de Monte Carlo assumindo incertezas em relação à carga e erros aleatórios inerentes à instrumentação. A etapa de identificação do erro grosseiro é realizada por meio do cálculo do maior resíduo quadrático aliado à proposição de um novo índice que avalia as variações entre diferentes instantes de tempo de estimação através de uma abordagem estatística. Por fim, é proposta uma etapa de correção do erro grosseiro baseada no valor medido no instante ‘t-1’ o qual, por sua vez, é corrigido com base nas variações de carga entre os instantes t e ‘t-1’. Simulações computacionais são efetuadas em sistemas de 33 barras e 70 barras a fim de validar o método proposto e ressaltar suas contribuições. This work presents a decentralised three phase approach for the Static Stet Estimation in power distribution systems. In this thesis, the state estimation is formulated as an optimisation problem with non linear constraints with the objective of minimising the sum of the quadratic dierences among the PMU (Phasor Measurement Units) measured values and their corresponding estimated ones. The measured phasors are branch currents directly connected to the measurement units and voltages in buses in which PMUs are installed. The phasor quantities are treated in rectangular coordinates, representing the phasor obtained by a PMU. For the non-monitored uses, their active and reactive power equations are handled as inequality constraints being the upper and lower limits determined by previous estimated loads obtained for a previous time interval, ‘t-1’. These values can be expanded between a minimum power demand until a maximum value, allowing the system state to be determined for any instant, tracking the time-varying load curve of the system. In order to to solve the optimisation problem, the Safety Barrier Interior Point Method was modified in such a way that the non monitored loads, for each phase, are the closest to their respective limits but never reaching their barrier values and, if necessary, these limits are relaxed during the iterative process, representing an important contribution of the work. Moreover, the distribution system is divided into subsystems considering a PMU allocation procedure in which each lateral feeder have their system states estimated individually, allowing a decentralised approach in which the computational time can be reduced using parallel processing techniques. Based on the developed state estimation method, a novel methodology is proposed for PMUs bad data detection, identification and correction. The detection procedure is based on the analysis of the objective function value of each subsystem, in which each time interval t being the value compared with a corresponding threshold value which is determined by the Monte Carlo method assuming uncertainties with respect to the loads and aleatory errors inherent to the instrumentation. The bad data identification step is performed based on the determination of the largest quadratic residual together with a new index which evaluates the variations between dierent time instants based on a statistical approach. Finally, a correction step is proposed based on the measured value at time interval ‘t-1’ which is corrected based on the load variations between the time intervals t and ‘t-1’. Computational simulations are carried out using the 33-bus ad 70-bus test systems to validate he proposed method and highlight their contributions

Este trabalho apresenta duas novas metodologias determinísticas para encontrar a máxima capacidade de hospedagem (MCH) de geração distribuída (GD) em sistemas de distribuição. Na abordagem proposta, um problema de otimização é formulado a fim de se calcular o máximo montante de potência a ser acomodado em uma rede elétrica de média tensão sem violar limites operacionais. Para a formulação proposta, as equações do método de injeção de correntes são consideradas como restrições de igualdade para se computar o fluxo de potência ótimo (FPO) proposto. Como restrições de desigualdade, consideram-se os limites máximos e mínimos de magnitudes de tensão, de potências geradas em cada barra e da possibilidade de ocorrência de reversão do fluxo na subestação principal da concessionária. Ainda como contribuição desta pesquisa, propõe-se uma nova metodologia para se determinar a MCH em sistemas multifásicos desequilibrados em que, através de modificações no FPO, almeja-se determinar a máxima quantidade de potência a ser hospedada em redes trifásicas, multiaterradas, a quatro fios. Para isso, restrições de desigualdade incorporam limites associados às magnitudes de tensão em cada fase, fator de desequilíbrio e tensão de neutro. Equações do método de injeção de correntes trifásico a quatro fios são tratadas como restrições de igualdade. O problema de otimização é resolvido via método de pontos interiores. Adicionalmente, a fim de considerar incertezas nos métodos propostos, as cargas do sistema são modeladas através da função de densidade de probabilidade Gaussiana, considerando uma dispersão estatística em relação a seus valores nominais com o objetivo de se avaliar impacto de incertezas nos valores de carga nos valores de MCH. Simulações computacionais são conduzidas utilizando dois sistemas: o equivalente monofásico da rede de distribuição da Universidade Federal de Juiz de Fora, composto de 23 barras e o sistema trifásico desequilibrado de 33 barras do IEEE. Diversas análises são efetuadas considerando as unidades de geração distribuída alocadas de maneira dispersa nas redes a serem avaliadas. Ainda, a fim de validar as metodologias propostas, os resultados são comparados à trabalhos correlatos da literatura, mostrando versatilidade e aplicabilidade das metodologias propostas nesta dissertação. This work presents a novel deterministic methodology to determine the maximum distributed generation capacity in power distribution systems. In the proposed approach, an optimization problem is formulated to calculate the maximum amount of power to be accommodated in a power system without violating operational limits. For the proposed formulation, the current injection method equations are considered as equality constraints to compute the optimal power flow solution. Maximum and minimum limits for the voltage magnitudes are considered as inequality constraints, as well as the powers at each busbar and the reverse power flow at the utility substation. Also as a contribution of this research, a new methodology is proposed to determine the MCH in unbalanced multiphase systems in which, through modifications in the optimal power flow, the aim is to determine the maximum amount of power to be hosted in three-phase four-conductor system. For this, inequality constraints incorporate limits associated with the voltage magnitudes on each phase, voltage unbalance factor and neutral voltage. Equations of the three-phase four-conductor current injection method are treated as equality constraints. The optimization problem is solved via interior-point method. Additionally, in order to account for uncertainties in the proposed methods, the system loads are modeled using Gaussian probability density functions considering a statistical dispersion with respect to their nominal values in order to evaluate the impact of uncertainties on the load values in the MCH values. Computational simulations are conducted using two systems: the single-phase equivalent distribution system of the Federal University of Juiz de Fora, composed of 23 buses, and the unbalanced three-phase IEEE system of 33 buses. Several analyses are carried out, considering the generation units allocated dispersedly in the grid to be evaluated. Still, in order to validate the proposed methodologies, the results are compared to related works in the literature, proving the versatility and applicability of the methodologies proposed in this dissertation.

Modelos hidrológicos são ferramentas essenciais para prever ou gerar cenários da disponibilidade de recursos hídricos, usados para planejar a operação de sistemas elétricos de curto a longo prazo. No entanto, há um empasse ao escolher um determinado modelo. Modelos complexos, como modelos distribuídos, podem fornecer bons resultados por procedimentos analíticos, otimizações robustas e dados sofisticados. Já modelos mais simples, como os concentrados, oferecem resultados razoáveis com abordagens de ajuste muito mais fáceis. Para melhorar a qualidade de modelos mais simples, este trabalho propõe o acoplamento do modelo hidrológico Soil Moisture Accounting Procedure (SMAP) com uma arquitetura Deep Learning baseada em camadas Conv3D-LSTM. Na metodologia proposta, o SMAP é primeiramente otimizado para obter parâmetros gerais da bacia hidrográfica. Este modelo recebe um ajuste local, baseado no algoritmo Twiddle, usado como entrada para a arquitetura Conv3D-LSTM. Este modelo de estimativa de caixa cinza pode gerar resultados rápidos e precisos. Estudos, visando prever a vazão natural com sete dias de antecedência, foram realizados em duas grandes hidrelétricas brasileiras para validar o método. Os resultados obtidos pela arquitetura híbrida são melhores que os obtidos com as técnicas desacopladas. Hydrological models are essential tools to generate scenarios or forecast water resources availability, which are used to plan the short-term electrical systems operation. However, there is a trade-off when choosing a given model. Complex models may provide good results depending on very complicated analytical and optimization procedures beyond sophisticated data, whereas simpler models offer reasonable results with much more amenable tuning approaches. To improve the quality of simpler models this work proposes the coupling of the Soil Moisture Accounting Procedure (SMAP) hydrological model with a Deep Learning architecture based on Conv3D-LSTM. In the proposed methodology, the SMAP is first optimized to obtain general parameters of the hydrographic basin. This optimized model’s output is used as input to the Conv3D-LSTM estimator to provide the final results. This gray estimator model can generate fast and accurate results. Studies with the goal of forecast the natural flow seven days ahead are carried out for two large Brazilian hydroelectric plants to validate the method. The results obtained by the architecture are better than those obtained with decoupled techniques.

Essa dissertação apresenta técnicas de co-simulação para simulação de sistemas de transmissão dinâmicos acoplados a sistemas de distribuição. A estratégia da co-simulação permite que sistemas complexos e heterogêneos sejam divididos em subsistemas menores, cuja modelagem e solução podem ser implementadas em plataformas especializadas. Porém, é de vital importância garantir a compatibilidade entre as interfaces do sistema. Nesse âmbito, será utilizada a interface padronizada FMI (Functional Mock-up Interface), que permitirá a troca de informações de modelos dinâmicos embutidos em FMUs (Functional Mock-up Units). Uma vantagem que a co-simulação oferece é a possibilidade da integração de modelos de domínios diferentes. Além disso, essas unidades podem ser distribuídas como bibliotecas de acesso dinâmico compiladas, que podem ser compartilhadas enquanto a propriedade intelectual é protegida. Embora a co-simulação não tenha sido amplamente explorada para estudos dinâmicos de sistemas de potência, a técnica pode ser eficaz para estudos dinâmicos de sistemas acoplados. Nesse contexto, sistemas de transmissão e distribuição podem ser simulados em diferentes plataformas computacionais, com suas técnicas mais eficientes, que trocam dados entre si de forma cíclica. Dessa forma, cinco técnicas de co-simulação serão apresentadas nesse trabalho. Serão apresentados testes de co-simulação, utilizando a metodologia da linha fictícia, entre sistemas modelados em Modelica e embutidos em FMUs. Os resultados mostraram que a co-simulação replicou de forma bastante fiel os resultados de simulações para o mesmo sistema modelado de forma completa, sem partições, obtidos no OpenModelica. Além disso, a estratégia proposta apresentou tempos computacionais reduzidos e, em algumas situações, se mostrou como a única alternativa para simular os estudos propostos. Nesse trabalho também foram reportadas metodologias para a co-simulação entre FMUs e sistemas de distribuição modelados no OpenDSS. Atrasos observados nas estratégias baseadas em linhas fictícias e no método com atraso foram eliminados completamente através de métodos iterativos alternados. Esses métodos também possibilitaram a redução do tempo computacional ao mesmo tempo que mantiveram a precisão dos resultados. This master thesis presents co-simulation techniques for simulating dynamic transmission systems coupled to distribution systems. The co-simulation strategy allows complex and heterogeneous systems to be divided into smaller subsystems, whose modeling and solution can be implemented on specialized platforms. However, it is vitally important to ensure compatibility between system interfaces. In this context, the standardized FMI interface Functional Mock-up Interface will be used, which will allow the exchange of information from dynamic models embedded in FMUs (Functional Mock-up Units). Furthermore, as FMUs can be distributed as compiled dynamic-access libraries, they can be shared while intellectual property is protected. Although co-simulation has not been widely explored for dynamic studies of power systems, the technique can be effective for dynamic studies of coupled systems. In this context, transmission and distribution systems can be simulated on different computational platforms, with their most efficient techniques, that exchange data between them in a cyclical way. Thus, five co-simulation techniques will be presented in this work. Co-simulation tests will be presented, using the ficticious line methodology, between systems modeled in Modelica and embedded in FMUs. The results showed that the co-simulation quite faithfully replicated the simulation results for the same modeled system completely, without partitions, obtained in OpenModelica. In addition, the proposed strategy presented reduced computational times and, in some situations, proved to be the only alternative to simulate the proposed studies. In this work, methodologies for co-simulation between FMUs and distribution systems modeled in OpenDSS were also reported. Delays observed in the ficticious-line-based strategies and in the delayed method were completely eliminated through alternating iterative methods. These methods also made it possible to reduce computational time while maintaining the accuracy of the results.

CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior Este trabalho apresenta uma nova metodologia para análise da estabilidade de tensão em sistemas elétricos de potência considerando distorções harmônicas. Um fluxo de potência ótimo é formulado considerando o impacto da inserção de cargas com características não-lineares em redes elétricas, para determinar o ponto de máximo carregamento de um sistema. Magnitudes de tensão, potências ativas e reativas demandadas e geradas, limites de distorções harmônicas individuais e totais são considerados como restrições de desigualdade. O problema de otimização proposto é resolvido pelo método de pontos interiores. Baseando-se nos multiplicadores de Lagrange encontrados pela solução do problema, índices de estabilidade de tensão são estabelecidos, objetivando identificar as barras do sistema mais sensíveis em relação à degradação da qualidade da energia e instabilidade de tensão, sendo esta a principal contribuição deste trabalho. Simulações computacionais são conduzidas utilizando o sistema teste IEEE 30 barras, considerando a inserção de cargas não-lineares para mostrar a aplicabilidade dos índices desenvolvidos para a avaliação da estabilidade de tensão e distorções harmônicas. Os resultados obtidos são comparados com o método tradicional da análise modal a fim de validar a metodologia proposta para a identificação da barra crítica do sistema. This work presents a novel methodology for power systems voltage stability assessment considering harmonic distortions. An optimal power flow is formulated considering the impact of the insertion of loads with non-linear characteristics into electrical networks, to quantify the maximum loadability point of a power system. Voltage magnitudes, demand and generated active and reactive powers, individual and total harmonic distortion limits are considered as inequality constraints. The proposed optimization problem is solved by interior point method. Based on the Lagrange multipliers determined by the solution of the problem, voltage stability indices are established, aiming to identify the most sensitive buses in the system due to power quality degradation and voltage instability, which is the main contribution of this work. Computational simulations are carried out using the IEEE 30-bus test system, considering the insertion of non-linear loads to show the applicability of the indices for evaluating voltage stability and harmonic distortions. The results obtained are compared with the traditional modal analysis method to validate the proposed methodology for identifying the critical bus of the system.

Orientadores: Carlos Alberto Castro Júnior, Manfred Fritz Bedriñana Aronés Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação Resumo: Esta dissertação de mestrado apresenta um método prático para o cálculo do ponto de máximo carregamento (PMC) de sistemas elétricos de potência baseado nas propriedades geométricas do problema, e na utilização de um fluxo de carga de Newton-Raphson com otimização de passo (FCOP). O PMC é obtido considerando uma margem de erro aceitável ?%, sendo esta margem uma informação prática que pode ser definida pelo operador da rede. É também realizado um equacionamento apropriado para aplicação do método prático em áreas previamente definidas. São apresentados resultados de simulações para sistemas de transmissão teste do IEEE, sistemas de distribuição e sistemas reais incluindo o Sistema Interligado Nacional (SIN) com mais de 4.500 barras. Foram realizadas inúmeras simulações com o método proposto a fim de avaliar a sua robustez, tendo sido estipuladas margens de erro aceitáveis de 0,1% até 10% e carregamento inicial para as redes partindo do caso base até valores muito altos, que geralmente correspondem a situações de infactibilidade Abstract: This thesis presents a practical method for calculating power systems¿ maximum loading points (MLP) based on the geometric properties of the problem, an on the use of a Newton-Raphson load flow with step size optimization (LFSSO). The MLP is obtained by considering an acceptable error margin ?%, where this margin is a practical information that can be defined by the network operator. A formulation for practical application of the method to previously defined areas is also presented. Simulation results are presented for IEEE test transmission systems, distribution systems and realistic systems including the National Interconnected System (NIS) with over 4,500 buses. A large number of simulations have been carried out for evaluating its robustness, with acceptable errors ranging from 0.1% to 10%, and initial loadings starting from the base case up to very high values, which generally correspond to infeasibility situations Mestrado Energia Elétrica Mestre em Engenharia Elétrica

Essa dissertação apresenta uma metodologia para incluir restrições de segurança no problema de Fluxo de Potência Ótimo (FPO), visando fornecer ao Sistema Elétrico de Potência (SEP) uma operação em uma região segura. A região operacional proposta é formada por envoltórias elípticas que englobam os estados operacionais seguros de acordo com dados históricos do sistema, incluindo diversos cenários de demanda e geração eólica. As envoltórias são obtidas através de um problema proposto de Programação Não Linear (PNL) que define o formato da elipse usando tensões fasoriais de barramentos de interesse. Além disso, a abordagem proposta fornece ao operador as ações necessárias para retornar o sistema ao estado seguro e determina o risco operativo, ou seja, o risco de um estado operacional deixar a região de segurança, aplicando um método de relaxamento. A metodologia proposta é testada no sistema de 39 barras New England e no sistema teste IEEE-118 barras. Os resultados mostram que as envoltórias elípticas são eficazes por englobar os estados operacionais seguros e manter o sistema operando em uma região segura. This work presents an approach to include security constrints in the Optimal Power Flow (OPF) problem to provide a power system operation in a safe region. The proposed security region is formed by elliptical wraps that enclose historical and safe system operative states, which include wind power generation and demand scenarios. The elliptical wraps are obtained through a proposed non-Linear Programming (NLP) problem that defines the ellipse’s shape by using nodal voltages at buses of interest. In addition, the proposed approach provides the operator with the necessary actions to return the system to the safe state and determines the operational risk, that is, the risk of an operational state leaving the security region, applying a relaxation method. The proposed methodology is tested in the 39-bus New England system and 118-IEEE test system. The results show that the elliptical wraps are effective to enclose the secure operational states and maintain the system within a safe region.

O planejamento da expansão de sistemas de transmissão de energia elétrica consiste na determinação de reforços a serem construídos, dentro de um conjunto pré-definido de reforços candidatos à expansão, a fim de suprir a demanda de um sistema de potência, de forma a minimizar os custos de investimento e de operação em um horizonte de planejamento. Este problema de otimização é de difícil resolução por apresentar algumas particularidades: (i) várias soluções possíveis, o que leva grande parte dos algoritmos a convergirem para soluções ótimas locais; (ii) natureza inteira-mista e combinatória das opções de investimento; (iii) grande porte dos sistemas de transmissão, referindo-se à sistemas reais; e (iv) existência de sistemas elétricos não conexos. Estas particularidades referem-se às principais dificuldades no desenvolvimento de algoritmos eficientes. A elaboração de algoritmos/técnicas capazes de conciliar a obtenção de soluções de qualidade, independente do tamanho do sistema, e baixo esforço computacional é um campo atrativo de pesquisa e desenvolvimento. Sendo assim, na presente pesquisa é proposto um novo algoritmo heurístico construtivo. Essa nova técnica, além de manter todas as vantagens inerentes a essa classe de algoritmos, difere das heurísticas construtivas existentes na literatura por: (i) Apresentar dois estágios de busca, sendo estes proporcionados pela representação adotada (função tangente hiperbólica e variações de sua inclinação) para as variáveis de decisão. A estratégia de busca em dois estágios possibilita uma melhor exploração da região de solução e, consequentemente, uma maior assertividade na solução final obtida; (ii) Utilizar um indicador de desempenho inédito para especificar as expansões a serem realizadas no sistema de transmissão de energia elétrica. Analisando os resultados encontrados percebe-se que a estratégia heurística proposta traz uma interessante contribuição para área, uma vez que a mesma conseguiu, para os sistemas analisados, atender dois requisitos importantes e perseguidos por grande parte das metodologias empregadas na resolução do problema aqui abordado que são o baixo esforço computacional e a qualidade das soluções finais obtidas. The transmission network expansion planning of electric energy consists of determining the reinforcements to be built, within a pre-defined set of reinforcements that are candidates for expansion, for supply the demand for a power system, in order to minimize investment and operating costs in a planning horizon. This optimization problem is difficult to solve because it presents some particularities: (i) several possible solutions, which leads most of the algorithms to converge to local optimal solutions; (ii) mixed-integer and combinatorial nature of investment options; (iii) large size of transmission systems, referring to real systems; and (iv) existence of non-connected electrical systems. These particularities refer to the main difficulties in the development of efficient algorithms. The development of algorithms/techniques capable of reconciling the achievement of quality solutions, regardless of the size of the system, and low computational effort is an attractive field of research and development. Therefore, in this research, a new constructive heuristic algorithm is proposed. This new technique, besides maintaining all the advantages inherent to this class of algorithms, differs from the constructive heuristics in the literature by: (i) presenting two-stage of search, these being provided by the adopted representation (hyperbolic tangent function and variations of slope) for decision variables. The two-stage search strategy allows for a better exploration of the solution region and, consequently, greater assertiveness in the last gotten solution; (ii) Use an unprecedented performance indicator to specify the expansions to be carried out in the electricity transmission system. Analyzing the results found, the proposed heuristic strategy brings an interesting contribution to the area, since it has managed, for the analyzed systems, to meet two important requirements and pursued by most of the methodologies used in solving the problem addressed here that are the low computational effort and the quality of the final gotten solutions.

CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior Esta dissertação tem como objetivo principal apresentar o desenvolvimento de técnicas avançadas para construção de Regiões de Segurança Estática (RSEs), revisando as metologias disponíveis na literatura e apresentando uma ferramenta computacional para análise de redes, implementada em linguagem Python, com foco na construção automatizada de RSEs. Primeiramente, é realizada uma revisão detalhada a respeito dos principais conceitos necessários para o entendimento adequado do cenário em que estão inseridas as RSEs. Nesta revisão, são abordados temas como a estabilidade em sistemas de potência e os estados de operação a que um sistema pode estar sujeito. Ainda na revisão, são introduzidos os sistemas de Avaliação de Segurança Estática e Dinâmica em tempo real, conhecidos como sistemas on-line SDSA (Static and Dynamic Security Assessment). Também é realizada uma revisão bibliográfica de trabalhos que têm relação, direta ou indireta, com as RSEs. Após a revisão e contextualização do tema, é apresentado o processo de construção de RSEs, em que é introduzida a ferramenta de análise de redes desenvolvida. Tal ferramenta foi implementada com foco na eficiência computacional, possuindo, inclusive, a capacidade de construir RSEs com a utilização de processamento paralelo. Após o detalhamento do processo de construção das RSEs, são apresentadas as técnicas elaboradas com o intuito de aprimorar os recursos disponíveis em uma RSE. A primeira técnica insere a monitoração de perdas elétricas no processo construtivo de uma RSE, tornando possível a observação da variação das perdas de um sistema, através de um mapa de calor, ao longo de uma região segura. A segunda técnica trata da inserção de um novo limite de segurança, chamado limite de geração intermitente, a fim de tornar possível a monitoração do impacto da geração eólica através de RSEs. Visando à redução no tempo de construção da RSE, levando em conta sua utilização prática, é proposto um novo método de construção, chamado de Método Adaptativo. Tal método foi baseado no método de construção convencional de RSEs e tem como premissa a utilização de informações de RSEs associadas a pontos de operação anteriores para acelerar o processo de construção de uma RSE em um novo ponto de operação. É demonstrado que o Método Adaptativo é capaz de gerar resultados com a mesma qualidade que método o convencional, porém, com uma redução considerável no tempo computacional. Além disso, é avaliada a aplicação do Controle Secundário de Tensão em conjunto com RSEs, a fim de aumentar as margens de segurança do sistema. Por fim, são avaliadas e validadas as técnicas propostas neste trabalho através de resultados de simulações em sistemas teste. This master’s thesis has as main goal to present the development of advanced techniques for the construction of Static Security Regions (SSRs), reviewing the methodologies available in the literature and presenting a computational tool for network analysis, implemented in Python language, focusing on the automated construction of SSRs. First, a detailed review is carried out regarding the main concepts necessary for the proper understanding of the scenario in which SSRs are inserted. In this review, topics such as power systems stability and the operating states to which a power system may be subject are addressed. The on-line Static and Dynamic Security Assessment (SDSA) is also introduced in the review section. A bibliographic review of works that have a direct or indirect connection with SSRs is also carried out. After reviewing and contextualizing the theme, the SSR construction process is presented, in which the developed network analysis tool is introduced. Such a tool was implemented with a focus on computational efficiency and even having the ability to build SSRs using parallel processing. The techniques developed to improve the resources available in an SSR are presented after detailing its construction process. The first technique includes the assessment of electrical losses in the construction process of an SSR, making it possible to observe the variation in the losses of a system, through a heat map, over a safe region. The second technique deals with the insertion of a new security limit, called the intermittent generation limit, to make it possible to evaluate the impact of wind generation through SSRs. To reduce the SSR’s construction time, taking into account its practical use, a new construction method, called Adaptive Method, is proposed. This method was based on the conventional SSR construction method and uses SSR’s information associated with previous operation points to accelerate the process of building an SSR at a new operating point. It is demonstrated that the Adaptive Method is capable of generating results with the same quality as the conventional method, but with a considerable reduction in computational time. In addition, the application of secondary voltage control combined with SSR is evaluated to increase the security margins of the system. Finally, the techniques proposed in this work are evaluated and validated through the results of simulations in test systems.

A integração de sistemas de geração de energia proveniente de fontes renováveis e alternativas se tornou possível com o advento de novas tecnologias. A energia eólica é uma das fontes que vêm apresentando um expressivo crescimento ao longo dos últimos anos e com boas perspectivas para os próximos anos, tanto em empreendimentos onshore, quando instalados sobre o continente, ou offshore, quando instalados no mar. A ausência de obstáculos, que proporcionam melhor aproveitamento do parque, e a menor poluição visual e sonora proporcionaram um crescente interesse por parte de investidores na construção de empreendimentos offshore. Devido ao local de instalação, as tecnologias necessárias para a implantação de parques eólicos em ambientes offshore requerem um investimento maior, quando comparado ao das tecnologias onshore. Este fato torna ainda mais necessária a etapa de planejamento que vise à obtenção de um parque que consiga extrair o máximo de potência possível e, ao mesmo tempo, seja viável economicamente, apresentando redução de custos com cabeamento e de perdas elétricas. Para a definição do posicionamento ótimo das turbinas (layout) foi considerado o wake effect para a determinação da velocidade de vento incidente em uma turbina e naquelas que estão localizadas em regiões que sofrerão interferência devido a essa interação. Para a otimização do sistema coletor, buscou-se a redução das perdas elétricas e dos custos com aquisição de cabos e restringiu-se o problema para que não houvesse cruzamentos de cabos e aerogeradores muito próximos a conexões. Além disso, também foram considerados os limites de ampacidade e o posicionamento da subestação offshore. Para a resolução de ambos os problemas foram utilizados o PSO, o GWO, o Bat-Algorithm (BA) e uma versão deste algoritmo com modificações propostas. Os resultados obtidos demonstraram que as modificações realizadas sobre o BA fizerem com que a técnica apresentasse um melhor desempenho na obtenção de soluções desses problemas. Além disso, os resultados demonstraram que as técnicas foram eficazes na obtenção de soluções viáveis de acordo com os objetivos de cada simulação, que são ótimas estratégias para a resolução de problemas dessa natureza e que auxiliam a tomada de decisão na etapa de planejamento de parques eólicos. The integration of energy generation systems from renewable and alternative sources became possible with the advent of new technologies. Wind energy is one of the sources that has been showing significant growth over the past few years and with good prospects for the coming years. This growth is verified for onshore projects, when installed on the continent, or offshore, when installed on the ocean. The absence of obstacles, which provide better use of the wind farm, and less visual and noise pollution have led to a growing interest on the part of investors in the construction of offshore projects. The technologies used for the deployment of wind farms in offshore environments require a greater investment when compared to onshore technologies. This fact makes the planning stage even more necessary, in which the objective is to obtain a wind farm that extracts the maximum power and, at the same time, is economically viable, presenting a reduction in cabling costs and electrical losses. Jensen’s wake effect model was used to define the optimum positioning of the turbines (layout). The model determines the incident wind speed in a turbine that is located in regions that have interference due to the interaction between the wind and a turbine located upstream. The optimization of the collector system aimed to reduce electrical losses and costs with the acquisition of cables. Cable crossings, the occurrence of wind turbines very close to connections, the ampacity limits and the positioning of the offshore substation were considered as restrictions of the problem. PSO, GWO, Bat Algorithm (BA) and a modified version of BA were the techniques used to solve both problems. The results obtained showed that the modifications implemented on BA make the technique perform better in obtaining solutions to these problems. In addition, the results demonstrated that all techniques were effective in obtaining viable solutions according to the objectives of each simulation. Thus, the techniques are great strategies for solving problems of this nature and assist decision making in the planning stage of wind farms.

CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior Este trabalho apresenta os algoritmos desenvolvidos para resolução do problema de Planejamento da Expansão de Sistemas de Transmissão de Energia Elétrica (PET). O trabalho inclui no PET as incertezas relativas à geração de energia eólica e demanda. Adicionalmente, o critério de segurança "N-1" e o suporte de potência reativa são considerados na formulação não-linear inteira mista característica do problema PET. Para tanto, foi desenvolvido um Algoritmo Híbrido Eficiente (AHE), que consiste em um Redutor do Espaço de Busca (REB) e um Algoritmo Modificado Bioinspirado no comportamento de morcegos (AMB). Complementarmente, foi desenvolvido um algoritmo Heurístico CC-CA (HCCCA) para resolver o problema do PET considerando a rede CA e o suporte de potência reativa. O HCCCA resolve o PET utilizando o modelo CC de rede e o planejamento de reativo é resolvido utilizando o modelo de rede CA. O PET vai sendo ajustado iterativamente até que o sistema CA opere sem corte de carga e dentro dos limites operativos. Os sistemas Garver, IEEE 24-Barras e o sistema Sul equivalente brasileiro são utilizados para mostrar o desempenho dos métodos desenvolvidos. This work presents the obtained results and experiences to solve the problem of Transmission Expansion Planning (TEP). The work includes in TEP the uncertainties related to wind power generation and the active power demand. Additionally, the safety criterion "N-1" and the reactive power support are considered in the mixed integer nonlinear formulation that is the main characteristic of the TEP problem. For that, an Efficient Hybrid Algorithm (EHA) was developed, which consists of a Search Space Reducer (SER) and a Modified Bioinspired Algorithm based on in bat behavior (MBA). In addition, a Heuristic CC-AC algorithm (HCCAC) was developed to solve the TEP problem considering the AC network and the reactive power support. HCCAC solves TEP using the CC network model and reactive planning is solved by using the AC network model. The TEP is being adjusted iteratively until the AC system operates without load shedding and within the operating limits. The Garver systems, IEEE 24-Bus and the equivalent Brazilian South system are used to show the performance of the proposed methodology

CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior Este trabalho aborda, em uma primeira etapa, o controle de tensão e frequência em redes elétricas contendo geração eólica. Para tanto, quatro tipos distintos de geradores eólicos são modelados matematicamente e então incluídos em uma formulação de fluxo de potência capaz de representar a regulação primária de frequência da rede. Além disso, uma estratégia de Controle Coordenado da Tensão terminal para fazendas eólicas compostas por Geradores Síncronos de Imãs Permanentes é apresentada. Esta estratégia permite controlar a magnitude da tensão terminal dessas fazendas eólicas e ajustar as gerações de potência reativa desses geradores eólicos. Para isso, fatores de participação são utilizados nesta estratégia de controle. Eles são calculados com base nos limites máximos de geração de potência reativa das máquinas que participam do controle de tensão. Estudos de casos mostram que os geradores eólicos podem ajudar na regulação primária de frequência dos sistemas e que a estratégia de controle de tensão proposta pode evitar a violação prematura dos limites de geração de potência reativa dos Geradores Síncronos de Imãs Permanentes. Este trabalho avalia, em uma segunda etapa, o impacto da característica intermitente da geração eólica na estabilidade de tensão dos Sistemas Elétricos de Potência. Para tanto, sensibilidades lineares e quadráticas da Margem de Carregamento com relação à velocidade do vento são calculadas. Estas sensibilidades baseiam-se nas equações inseridas em uma formulação do fluxo de potência capaz de representar a regulação secundária de frequência. Com estas sensibilidades, alterações na Margem de Carregamento devido a perturbações na velocidade do vento nas fazendas eólicas podem ser estimadas. Além disso, uma sensibilidade das variáveis de estado no Ponto de Máximo Carregamento do sistema com relação à velocidade do vento é também obtida durante o cálculo da sensibilidade quadrática. Com esta sensibilidade das variáveis de estado, a geração de potência ativa dos geradores síncronos após perturbações na velocidade do vento nas fazendas eólicas pode ser estimada. Nas análises efetuadas nesta segunda parte do trabalho dois tipos de geradores eólicos são considerados, os Geradores de Indução Duplamente Alimentados e os Geradores Eólicos de Velocidade Fixa Regulados por Stall (do inglês: travamento). Estimativas precisas da Margem de Carregamento são obtidas nos estudos de casos em redes contendo estes tipos de geradores eólicos, demonstrando a eficácia da metodologia proposta. This work addresses, in a first step, the voltage and frequency control in electrical networks containing wind generation. To this end, four distinct types of wind generators are mathematically modeled and then included in a power flow formulation capable of representing the primary frequency regulation of the grid. In addition, a Coordinated Voltage Control strategy for wind farms composed of Permanent Magnet Synchronous Generators is presented. This strategy allows controlling the magnitude of the terminal voltage of these wind farms and adjusting the reactive power generations of these wind generators. For this purpose, participation factors are used in this control strategy. They are calculated based on the maximum limits of reactive power generation of the machines that participate in the voltage control. Case studies show that wind generators can assist in the primary frequency regulation of the systems and that the proposed voltage control strategy can avoid the premature violation of the reactive power generation limits of the Permanent Magnet Synchronous Generators. This work evaluates, in a second stage, the impact of the intermittent characteristic of the wind generation on the voltage stability of the Electric Power Systems. For this purpose, linear and quadratic sensitivities of the Loading Margin with respect to the wind speed are calculated. These sensitivities are based on the equations inserted into a power flow formulation capable of representing the secondary frequency regulation. With these sensitivities, changes in the Loading Margin due to wind speed perturbations in the wind farms can be estimated. In addition, a sensitivity of the state variables at the system Maximum Loading Point with respect to the wind speed is also obtained during the calculation of the quadratic sensitivity. Based on this sensitivity, the active power generation of the synchronous generators after wind speed perturbations in the wind farms can be estimated. In the analyses performed in this second part of the work two types of wind generators are considered, the Doubly Fed Induction Generators and the Stall Regulated Fixed Speed Wind Generators. Precise estimates of the Loading Margin are obtained in the case studies in networks containing these types of wind generators, demonstrating the effectiveness of the proposed methodology.

Este trabalho apresenta duas metodologias alternativas do processo de construção das Regiões de Segurança Estática (RSE). Esta ferramenta é amplamente utilizada para a avaliação da segurança de sistemas elétricos de potência, principalmente no ambiente de tempo real. Neste contexto, o principal objetivo deste trabalho é aprimorar a metodologia de obtenção das RSE, que são utilizadas em diversos programas comerciais como, por exemplo, o programa de análise de redes ANAREDE, desenvolvido pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL), no Brasil. A primeira metodologia apresentada neste trabalho consiste em adicionar um indicador de estabilidade de tensão as RSE convencionais, com base nos cálculos das impedâncias de Thévenin e de carga. As RSE avaliam simultaneamente uma quantidade significativa de limites físicos e operacionais da rede, como: nível de tensão, limites térmicos nas linhas de transmissão e transformadores, entre outros. Contudo, atualmente as metodologias de obtenção das RSE não utilizem especificamente um indicador da condição de estabilidade de tensão do sistema analisado. Por outro lado, atualmente os sistemas elétricos operam perto de seus limites operacionais. Isto ocorre devido ao aumento continuo da carga e às restrições (econômicas, ambientais etc.) que limitam expansões adequadas, aproximando os sistemas das condições de instabilidade de tensão. Portanto, adicionar um indicador de instabilidade de tensão nas RSE torna-se um recurso útil e necessário para a ferramenta. A segunda técnica proposta neste trabalho visa reduzir significativamente o esforço computacional da metodologia convencional, criando um novo procedimento baseado no algoritmo “Particle Swarm Optimization” (PSO). Uma série de modificações e ajustes dos parâmetros usados no algoritmo PSO é necessária para adaptá-lo à construção das RSE. Os resultados mostram que a metodologia proposta é confiável, uma vez que o impacto da aleatoriedade usada no algoritmo PSO não tem um impacto significativo na qualidade das RSE, e também demonstra que a metodologia proposta apresenta um ganho computacional significativo quando comparado com a metodologia convencional de obtenção das RSE. This paper presents two alternative methodologies of the Steady-State Security Region (SSSR) construction process. This tool is widely used for security assessment of electric power systems, especially in the real-time environment. In this context, the main objective of this work is to improve the methodology for obtaining SSSRs, which is used in several commercial programs, such as the network analysis software ANAREDE, developed by the Electric Energy Research Center (CEPEL), in Brazil. The first methodology presented in this paper consists on adding a voltage stability indicator to the conventional SSSR, based on the Thévenin and load impedance computations. The SSSR simultaneously evaluate a significant amount of physical and operational limits of the network, such as voltage level, thermal limits on transmission lines and transformers, among others. However, the current methodologies for obtaining the SSSR do not specifically possess an indicator of the voltage stability condition of the analyzed system. On the other hand, electric power systems currently operate near their operating limits. This is due to the continuous increase in load and the restrictions (economic, environmental etc.) that limit proper expansions, bringing systems closer to voltage instability conditions. Therefore, adding a voltage instability indicator in the SSSR becomes a useful and necessary feature for the tool. The second technique proposed in this work aims to significantly reduce the computational effort of the conventional methodology, creating a new procedure based on the Particle Swarm Optimization (PSO) algorithm. A series of modifications and adjustments to the parameters used in the PSO algorithm are required to adapt it to the construction of SSSRs. The results show that the proposed methodology is reliable, since the impact of the randomness used in the PSO algorithm does not have a significant impact on the quality of SSSRs, and also demonstrate that the proposed methodology presents a significant computational gain when compared to the conventional methodology used for obtaining the SSSRs.

CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior Devido às crescentes questões relacionadas ao meio ambiente e ao esgotamento de fontes de energia convencionais, as fontes alternativas de energia, principalmente as renováveis, estão recebendo mais atenção do que nunca. Nesse sentido, a energia eólica é uma das que apresentam maior destaque na conjuntura de investimentos em fontes renováveis no cenário brasileiro e mundial. Em alguns casos, as regiões com alto potencial de geração eólica estão longe dos centros de carga e localizadas em ambiente marítimo; em situações como essa, torna-se interessante a instalação de parques eólicos em ambiente offshore. Nesse cenário, é necessária uma análise abrangente para se determinar o ponto ótimo de conexão de Parques Eólicos Offshore (PEO) à rede principal que garanta a máxima penetração de geração eólica, de forma segura e eficiente, levando-se em consideração questões como o perfil de carga, as gerações convencionais de energia existentes no sistema, os impactos causados pela inserção de fontes de energia renováveis intermitentes na operação da rede, as restrições relacionadas às capacidades das linhas de transmissão e o comportamento da velocidade do vento de todas as regiões potenciais em estudo. Nesse contexto, este trabalho tem por objetivo propor duas metodologias para a determinação do ponto ótimo de conexão de PEO a sistemas interligados considerando a maximização da capacidade de geração de energia. Na primeira metodologia é proposta uma formulação baseada em Programação Não Linear associada a um Fluxo de Potência Linearizado (PNL-CC), em que é possível observar a trajetória de penetração de geração eólica ao sistema até se obter o valor máximo viável, considerando-se a minimização de perdas no sistema de transmissão e apresentando uma estratégia eficiente para a incorporação das restrições ativas referentes ao critério de segurança “N-1”. O segundo método aborda um problema de otimização computacionalmente mais eficiente, em que se propõe uma formulação dividida em duas etapas, ambas baseadas em Programação Não Linear e com uma abordagem de Fluxo de Potência CA (PNL-CA), que determina o ponto ótimo de conexão do PEO, com seus respectivos valores máximos de penetração de geração eólica e de capacidade de geração, considerando-se todos os cenários de contingência (critério de segurança “N-1”), modelados através da técnica de Decomposição Matemática de Benders. As metodologias propostas são aplicadas a sistemas-testes de pequeno, médio e grande porte, de forma a explorar suas características e suas contribuições. Os estudos realizados em sistemas de pequeno e médio porte permitem uma análise do problema com cunho mais tutorial, enquanto que o estudo de sistemas reais de grande porte são capazes de demonstrar a aplicabilidade e eficácia das metodologias propostas em casos práticos. Due to growing environmental issues and depletion of conventional energy sources, alternative energy sources, especially renewable ones, are receiving more attention than ever. In this sense, wind energy is one of the most prominent in the context of investments in renewable sources in Brazil and globally. In some cases, regions with high potential for wind generation are far from load centers and are located in a maritime environment; in such situations, it makes sense to install wind farms in an offshore environment. In this scenario, a comprehensive analysis is required to determine the optimal connection point for Offshore Wind Farms (OWF) to the network to ensure maximum wind generation penetration safely and efficiently, taking into account such aspects as load profile, conventional system power generations, impacts caused by intermittent renewable energy sources in grid operation, capacity constrains of the transmission line and wind speed behavior of all the potential regions under study. In this context, this paper aims to propose two methodologies for determining the optimum OWF connection point to interconnected systems while considering how to maximize the capacity for power generation. The first methodology proposes a formulation based on Nonlinear Programming with Linear Power Flow (NLP-DC), where it is possible to observe the wind generation penetration path to the system until the maximum viable value is obtained, considering the minimization of losses in the transmission system and presenting an efficient strategy for the incorporation of active restrictions regarding the “N-1” safety criterion. The second method addresses a computationally efficient optimization problem, which proposes a two-step formulation, both based on Nonlinear Programming (NLP) with a Nonlinear Power Flow approach, which determines the optimum OWF connection point, with their respective maximum wind generation penetration and generating capacity values, considering all contingency scenarios (“N-1” safety criterion), modeled here with the help of the Benders Mathematical Decomposition technique. The proposed methodologies are applied in small, medium and large test systems in order to explore their characteristics and their contributions. Studies in small and medium-sized systems allow for a more tutorial analysis of the problem, while studies of real large systems are able to demonstrate the applicability and effectiveness of the proposed methodology in practical cases.

CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior O problema de planejamento da operação de sistemas de energia hidrotérmicos de grande porte é complexo devido à necessidade de se considerar as incertezas inerentes às afluências às usinas hidroelétricas. Para a solução deste problema várias metodologias podem ser aplicadas, entre elas a Programação Dinâmica Dual (PDD), que é uma estratégia de decomposição capaz de resolver problemas de otimização estocástica multi estágio. Para problemas reais como o do Sistema Interligado Nacional (SIN) do Brasil, esta metodologia pode demandar um esforço computacional elevado devido ao número de reservatórios e horizonte de estudo. Este trabalho apresenta uma nova metodologia que visa a redução de tempo computacional da PDD. A metodologia implementada propõe um aprimoramento no algoritmo de processamento paralelo assíncrono para a PDD através de um agrupamento ótimo dos nós da árvore de cenários em subproblemas, por meio de algoritmo genético. Estas estratégias fazem melhor uso dos recursos disponíveis ao contornar algumas restrições de sincronismo da PDD que podem ser muito prejudiciais ao paralelismo. A eficiência da metodologia proposta é mostrada para um conjunto de usinas hidroelétricas do SIN. The hydrothermal coordination problem of real systems is complex due to the need to con sider the uncertainties inherent in the inflow to hydroelectric plants. To solve this problem, several methodologies can be applied, including the Dual Dynamic Programming (DDP), which is a decomposition strategy capable of solving multi-stage stochastic optimization problems. For real problems such as Brazil’s National Interconnected System (SIN), this methodology may require a high computational effort due to the number of reservoirs and study horizon.This masters dissertation presents a new methodology that aims to reduce the computational time of DDP. The implemented methodology proposes an enhancement in asynchronous parallel processing algorithm for DDP, including an optimal grouping of scenario tree nodes into subproblems by genetic algorithm. These strategies make the best use of available resources bypassing some DDP synchronization restrictions that can be very detrimental to parallelism. The efficiency of the proposed methodology is shown for a set of SIN hydroelectric plants.

Para que ocorra o desenvolvimento social e econômico de um país é imprescindível a existência de um Sistema Elétrico de Potência que opere de forma segura e confiável. Tais condições de operação, associadas à necessidade de desenvolvimento a um custo cada vez menor, fizeram com que os estudos na área eletroenergética e posterior melhoria do setor fossem suporte para a organização da sociedade atual. Consequentemente, com o crescimento da demanda, foram necessários estudos para a antecipação de ações que permitissem que o sistema suprisse os consumidores e se adaptasse às novas tecnologias. Nesse contexto de desenvolvimento, o termo “microgrid” surge como um recurso capaz de integrar múltiplas unidades de geração, incluindo cargas e sistemas de armazenamento de energia, capazes de operar conectados à rede principal ou de forma autônoma, mantendo os padrões de segurança e confiabilidade exigidos em sistemas elétricos. A partir deste contexto, o principal objetivo desse trabalho de pesquisa será apresentar a modelagem conjunta do Controle Coordenado de Tensão e de inversores com sistema de controle em droop através da inserção de novas equações ao problema de fluxo de potência resolvido pelo Método Full Newton. Adicionalmente, através dessa modelagem será possível calcular o comportamento do valor da tensão de referência V0 dos controladores. Para validação da metodologia proposta são obtidos resultados em duas microgrids, o sistema 38 barras e a rede U.K. GDS EHV1 e comparados aos obtidos pelo programa ANAREDE, ferramenta amplamente utilizada na análise de sistemas elétricos de potência em regime permanente no setor elétrico. Esquemas de controle em regime permanente são propostos e ganhos são obtidos em termos de redução de perdas, aumento da margem de carregamento da rede e diminuição da variabilidade do perfil de tensão. For the social and economic development of a country, having an Electric Power System that operates safely and reliably is essential. Such operational conditions, requiring the development at an ever lower cost, have led to the studies needed on the electric energy area and the subsequent improvement of the sector, which have become a support for the organization of the present society. Consequently, with increasing demands, studies were necessary for anticipating the actions which would enable the system to supply the consumers and adapt to new technologies. In this development context, the term “microgrid” emerges as a resource capable of integrating multiple generation units, including loads and power storage systems, capable of operating connected to the main grid or operating in an autonomous way, maintaining the required safety and reliability standards in electrical systems. From this context, the main objective of this research work will be to present the joint modeling of the Coordinated Voltage Control and of inverters with control system in droop through the insertion of new equations to the power flow problem solved by the Full Newton Method. In addition, through this modeling, it will be possible to calculate the behavior of the reference voltage value V0 of the controllers. For validation of the proposed methodology, results are obtained in two microgrids, the 38 bus system, and the U.K. GDS EHV1 network. These results are compared to those obtained by the ANAREDE program, which is widely used in the steady-state analysis of power systems in the Brazilian electricity sector. Steady-state control schemes are proposed, and gains are obtained in terms of reduction of electrical losses, increasing the loading margin and decrease of the variability of the voltage profile.

O problema de otimização do layout de parques eólicos consiste na determinação de sua configuração ótima sob os pontos de vista de maximização da potência total ex-traída e minimização dos custos relacionados ao empreendimento. O presente trabalho propõe avaliar o efeito de regimes de ventos, através de diferentes cenários associados com direções distintas e suas probabilidades, no problema de otimização de layout. Para alcançar este objetivo, utilizou-se diferentes técnicas de otimização denominadas Bat Algorithm (BA), Grey Wolf Optimizer (GWO) e Sine Cosine Algorithm (SCA), de modo a aferir a técnica mais eficiente ao problema. Devido a complexidade, no que diz respeito ao número total de combinações possíveis do problema de layout, consequentemente região de soluçao com mínimos locais, e aplicado no ajuste dos parâmetros de busca dos métodos de otimização o recurso denominado mapa caótico para beneficiar as etapas de busca global/local. O desempenho entre as metodologias básicas e caóticas s˜ao comparadas quanto à convergência e qualidade das soluções. A metodologia proposta considera o efeito de enfraquecimento de ventos para determinar o número e a localização de aero-geradores em um parque eólico offshore. Um estudo de caso da literatura é usado para avaliar a metodologia proposta. The wind farms layou optimization problem consists in determinate their optimum configuration considering the maximization of total power extracted and minimization of costs related to the project. The present work proposes to evaluate the effect of winds, through different scenarios associated with different and their probabilities, in the layout optimization problem. Intending to this objective, were used different optimization techniques, such as Bat Algorithm (BA), Grey Wolf Optimizer (GWO) and Sine Cosine Algorithm (SCA), in order to identify the most efficient technique. Due to the complexity, related to the maximum number of possible combinations of the layout problem, consequently region of solutions with local minimums, the resource called chaotic map is applied in the adjust of the search parameters of the optimization methods in order to help the global/local search steps. The performance between basic and chaotic methodologies are compared in terms of convergence and quality of solutions. The proposed Methodology considers the wake effect to determine the number and location of wind turbines in a offshore wind farm. A case study of literature is used to evaluate the proposed methodology. Keywords: Wind farms, Optium layout, Wind direction, Probabilities, Bat Algorithm, Grey Wolf Optimizer, Sin Cos Algorithm, Chaotic Map.

Este trabalho apresenta uma análise do comportamento dos perfis de tensão de sistemas de distribuição resultantes de diferentes níveis de penetração fotovoltaica (PV). Além disso, o trabalho apresenta toda a modelagem do Conversor CC/CA Fonte de Tensão (VSC) (Converter Source Voltage) de um único estágio, com suas respectivas malhas de controle, o circuito de sincronismo (SRF-PLL) (Synchronous Reference Frame Phase- Locked- Loop) e o rastreador de máxima potência (MPPT) (Maximum Power Point Tracking). As simulações são realizadas em tempo real, utilizando o RTDS (Real Time Digital Simulation) e o dSPACE(Digital Signal Processing and Control Engineering) em uma simulação Hardware In The Loop (HIL) para um sistema teste do IEEE - IEEE 13 Node Test Fedder, onde sua modelagem é desenvolvida no softwaredo RTDS, o RSCAD. Os controles são processados externamente no dSPACE. Outro sistema, Europeu de 18 Barras obtido do Cigré, também é modelado no RSCAD e seus controles são embarcados em um bloco de programação na linguagem "C"do próprio software. O conceito de inversor inteligente é introduzido no trabalho para este sistema, com a utilização do controle Volt-Var-Watts (VVW), a fim de se evitar sobretensão no Ponto de Acoplamento Comum (PAC) e seu consequente desacoplamento da rede. A atuação Volt-Watt desenvolvida para atuar no algoritmo de MPPT é uma possível contribuição do trabalho, visto que na literatura não se específica sua forma de atuação no sistema. Perfis de cargas residenciais, curvas de radiação solar e temperatura são discretizadas com base horária durante um período diário, cuja utilização visa tornar as simulações mais realistas. Estas são separadas em dois cenários, sendo o primeiro definido para o sistema IEEE 13 barras em Média Tensão (MT), onde o controle do perfil de tensão é feito por um Regulador de Tensão (RT) presente na subestação. O segundo, por sua vez, é definido para o sistema Cigré 18 barras em Baixa Tensão (BT), utilizando o conceito dos inversores inteligentes. O uso de inversores distribuídos é investigado como alternativa economicamente viável para se evitar o aumento de investimento em infraestrutura por parte da concessionária e auxiliar no controle da tarifa de energia repassada aos consumidores, considerando ainda que apenas o RT pode não ser suficiente para manter a tensão de sistemas com alta penetração local de renováveis na modalidade de Geração Distribuída (GD). Os resultados obtidos com o RT são satisfatórios, entretanto, para altos níveis de penetração PV, e dependendo da distância do PAC para o centro de carga da rede de distribuição, o mesmo não é capaz de manter a tensão em níveis aceitáveis. O controle Volt-Var-Watt demonstrou-se promissor para controle local na rede para até 20% de penetração fotovoltaica, acima desse percentual, em instantes de tempo esporádicos ocorreu sobretensão em algumas barras do sistema. This work presents a voltage analysis in distribution systems with different levels of PhotoVoltaic (PV) penetration. In addition, the work brings modeling of a single-stage converter, based on a Voltage Source Converter (VSC) topology with its respective control loops. Synchronous Reference Frame Phase-Locked Loop (SRF-PLL) and Maximum Power Point Tracking (MPPT) are also discussed and applied. Simulations are performed in real time using Real Time Digital Simulation (RTDS). For the IEEE 13 Node Test Feeder, modeling is developed in the RTDS software and the control is processed externally in dSPACE, resulting in a Hardware In The Loop (HIL) simulation. The European 18 Bus system obtained from Cigré is also modeled in RSCAD software and its controls are embedded in a programming block in the software’s own "C" language. The smart inverter concept is introduced in the work for the European system, using the Volt-Var-Watts control, in order to avoid overvoltage at the Common Coupling Point (PCC) and its consequent uncoupling from the network. The Volt-Watt performance developed to act in the MPPT algorithm is a possible contribution of the work, since in the literature its form of actuation in the system is not specific. Residential load profiles, solar radiation curves, and temperature are discretized on an hourly basis over a daily period, the purpose of which is to make the simulations more realistic. Simulation results are separated into two scenarios, the first being defined for the IEEE system 13 buses in Medium Voltage (MV), where the control of the voltage profile is done by a Voltage Regulator (VR) present in the substation. The second is defined for the system Cigré 18 buses in Low Voltage (LV), using the concept of smart inverters. The use of distributed inverters is investigated as an economically viable alternative to avoid the increase of investment in infrastructure by the concessionaire and to assist in the control of the energy tariff passed on to consumers, considering that only the RT may not be enough to maintain the voltage of systems with high local penetration of renewables in the form of Distributed Generation (DG). The results obtained with RT are satisfactory, however, for high levels of PV penetration, and depending on the distance from the PAC to the load center of the distribution network, it is not able to keep the voltage at acceptable levels. The Volt-Var-Watt control was promising for local control in the network for up to 20 % of PV penetration, above this percentage, at sporadic times of time overvoltage occurred in some buses of the system.

CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior Este trabalho está dividido em dois estudos aplicados a Sistemas Elétricos de Potência (SEP) em regime permanente. O primeiro é uma análise dos impactos de alocação de geração eólica em SEP e o segundo é um estudo da aplicação da regulação primária de frequência no problema de fluxo de potência linearizado. No primeiro estudo, são propostas três formulações que avaliam a escolha do barramento para instalação e o dimensionamento da capacidade instalada de geradores eólicos em SEP. São consideradas equações que descrevem o comportamento intermitente da geração eólica e a variação da carga nas três metodologias. A primeira metodologia proposta é baseada em uma otimização totalmente linear (PL–CC) usando um modelo de fluxo de potência linearizado, a segunda é um modelo de otimização não-linear com fluxo de potência não-linear (PNL–CA) e a terceira é uma otimização inteira não-linear que considera o fluxo de potência não-linear (IPNL–CA). As três metodologias desenvolvidas são capazes de estimar o máximo nível de penetração de energia eólica de forma segura para a rede. Entende-se nível de penetração de energia eólica como a máxima capacidade (MW) instalada do(s) gerador(es) eólico(s), visto que não é considerado o armazenamento dessa energia pelas três metodologias, que respeitem o equilíbrio carga/geração e os limites de segurança do sistema. A metodologia PL–CC e PNL–CA almejam atingir esse máximo nível através do dimensionamento (MW) de geradores eólicos pré-instalados no sistema. Já a formulação IPNL–CA realiza uma análise de dimensionamento em conjunto com alocação, escolha do barramento ótimo a ser instalada a geração eólica, para alcançar o máximo nível de penetração seguro. Os resultados obtidos mostram as vantagens e desvantagens da utilização de cada formulação proposta na análise de geração eólica em sistemas elétricos de potência. O segundo estudo é baseado nas características de estado estacionário da regulação primária de frequência de geradores combinadas com uma nova formulação do modelo de fluxo de potência CC. A abordagem proposta consiste em incluir as equações que representam a resposta de estado estacionário da regulação primária de frequência na modelagem de fluxo de potência CC. Assim, os desequilíbrios entre carga e geração são distribuídos entre os geradores em função do estatismo e da potência de referência de cada máquina. A metodologia proposta é validada em três sistemas: dois de pequeno porte e um sistema de médio porte. O primeiro é um sistema tutorial de 6 barras, o segundo é o sistema de 11 barras com duas áreas distintas, e o terceiro é o sistema de energia New-England de 39 barras. Os resultados apresentados validam e indicam a eficácia da formulação proposta. This work is divided into two studies applied to Electric Power Systems (EPS) in steadystate assessment. The first one is an analysis of the impacts of wind power allocation on EPS and the second one is a study of the application of primary frequency regulation in the linearized power flow problem. In the first study, three formulations are proposed to evaluate the choice of the bus for the installation and sizing of the installed capacity of wind generators in EPS. Equations describing the intermittent wind generation behavior and the load variation in the three formulations are considered. The first proposed methodology is based on fully linear programming (PL–CC) approach using a linearized power flow model, the second is a non-linear optimization model considering a non-linear power flow (PNL–CA) formulation, and the third one is an integer nonlinear programming approach (IPNL–CA). The three methodologies developed are able to safely estimate the maximum penetration level of wind power in the grid. The wind power penetration level is the maximum installed power (MW) of the wind turbine(s) since it is not considered to store this energy by the three methodologies, which respect the load/generation balance and the system limits of security. The methodology PL–CC and PNL–CA aim reaches this maximum level by (MW) wind turbines pre-installed in the system. The formulation IPNL–CA performs a sizing analysis in conjunction with the allocation, choosing the ideal bus to be installed in wind generation, to reach the maximum level of safe penetration. The results obtained show the advantages and disadvantages of the use of each formulation proposed in the analysis of wind power generation in electric power systems. In the second study, the steady-state characteristics of the primary frequency regulation of generators are combined with a new formulation of the DC power flow model. The proposed approach consists of including the equations representing the steady-state response of the primary frequency regulation in the original DC power flow modeling. Thus, the imbalances between load and generation are distributed among the generators as a function of the speed-droop and the reference power of each machine. The proposed methodology is validated in three systems: two are small-scale and one medium-scale test system. The first one is a 6-bus tutorial system, the second is the 11-bus system with two distinct areas, and the third is the 39-bus New-England power system. The results presented validate and indicate the effectiveness of the proposed formulation.

O presente trabalho apresenta uma metodologia para a alocação de unidades de Geração Distribuída no Sistema de Distribuição de Energia Elétrica visando a melhoria dos indicadores de confiabilidade da rede. O objetivo é avaliar qual o melhor ponto do sistema para realizar a inserção da unidade GD. Realiza-se também a análise de como essa alocação afeta os indicadores de qualidade e as perdas elétricas do sistema em estudo. A inclusão de limite para um indicador de qualidade considerado na distribuição de energia elétrica é explorada neste trabalho, verificando que a inserção de geração distribuída na rede pode fazer com que tal restrição seja atendida. A metodologia proposta é baseada nas técnicas meta-heurísticas Sistema Imunológico Artificial e Algoritmo Genético afim de comparar os resultados obtidos por ambas as técnicas. A função objetivo avaliada é composta por um somatório dos custos de confiabilidade, custos de investimento em geração distribuída e os custos das perdas elétricas do sistema; buscando assim sempre minimizar estes custos. Os algoritmos propostos são testados em sistemas conhecidos da literatura. The present work presents a methodology for the allocation of Distributed Generation units in the Electric Energy Distribution System aiming at the improvement of network reliability indicators. The objective is to evaluate the best point of the system to perform the insertion of the GD unit. An analysis of how this allocation affects the quality indicators and the electrical losses of the system under study is also carried out. The inclusion of a limit for a quality indicator considered in the distribution of electric energy is explored in this work, verifying that the insertion of distributed generation in the network can cause that such restriction is met. The proposed methodology is based on the metaheuristic techniques Artificial Immune System and Genetic Algorithm in order to compare the results obtained by both techniques. The objective function evaluated is composed of a sum of the costs of reliability, costs of investment in distributed generation and the costs of the electrical losses of the system; always seeking to minimize these costs. The proposed algorithms are tested in systems known in the literature.

A análise de fluxo de potência visa calcular as tensões nas barras e as correntes nos ramos, para um dado cenário pré-estabelecido de geração e carga. É uma ferramenta essencial na operação e no controle dos sistemas elétricos de potência. Na análise tradicional, os parâmetros são tratados como quantidades determinísticas. Contudo, na prática, esses parâmetros podem apresentar incertezas associadas à medição ou à variação inerente ao longo do tempo. Em adição, o crescimento da participação de fontes intermitentes, como eólica e solar, em redes elétricas, aumenta o grau de incerteza e, portanto, estudos específicos de fluxo de potência devem ser desenvolvidos no sentido de tratar esta possível variabilidade de dados. Neste contexto, este trabalho investiga um método, publicado na literatura, que modela o fluxo de potência sujeito a incertezas associadas às cargas ativa e reativa das barras. A idéia básica deste método é proceder a expansão completa, em termos da série de Taylor, das equações de potência expressas em coordenadas retangulares das tensões nas barras. O método é implementado em MATLAB, considerando diferentes incertezas aplicadas aos sistemas IEEE 57 barras e brasileiro de 107 barras. Os resultados são, então, comparados com aqueles gerados pela matemática intervalar e pela simulação de Monte Carlo. De forma geral, a qualidade dos intervalos gerados pelo método em estudo é melhor que aquela apresentada pela matemática intervalar. The power flow analysis aims to calculate bus voltage and current in branches, for a given pre-established scenario of generation and load. It is an essential tool in electrical power systems operation and control In traditional analysis, the parameters are treated as deterministic values. However, in practice, these parameters may present uncertainties associated with measurement as well as their inherent variation over the time. In addition, the growth of intermittent sources participation, such as wind and solar, into power grids has increased the uncertainties level, which demands the development of specific power flow studies in order to deal with data variability. In this context, this work investigates a method published in literature, that models the power flow subject to uncertainties associated with active and reactive bus loads. The basic idea of this method is to carry out the complete expansion of power equations, in terms of Taylor series, expressed in rectangular coordinates of bus voltages. The method is implemented in MATLAB, considering different uncertainties applied to IEEE 57 bus and Brazilian 107 bus. The results are then compared with those generated by interval mathematics and Monte Carlo simulation. In general, the quality of this method generated intervals is better than that presented by interval mathematics.

Este trabalho, realiza uma revisão da metodologia tradicional, de representação dos limites de geração de potência reativa, na solução do problema de fluxo de potência, em coordenadas polares, pelo método de Newton-Raphson. Apresenta uma nova modelagem para o tratamento destes limites, baseada em uma formulação full Newton do problema. Para tanto, utiliza-se um conjunto de chaves sigmoides, que incorporam novas equações à matriz Jacobiana, de acordo com a geração de potência reativa da barra. De forma a tornar o sistema possível e determinado, a geração de potência reativa, é tratada como uma nova variável de estado do problema, corrigida a cada iteração do método de Newton. A formulação proposta, utiliza duas chaves sigmoides para o tratamento dos limites de geração de potência reativa, em barras PV e, duas chaves, que consideram o procedimento de retomada do controle (conhecido como estratégia de backoff ), das barras que atingiram limites, caso necessário. Dessa forma, não há uma mudança explícita no tipo da barra, como na metodologia tradicional, e a dimensão da matriz Jacobiana é mantida constante. Neste trabalho, todo o equacionamento e formulação, foi desenvolvido através do programa Matlab, e os resultados foram validados, utilizando-se o programa de análise de redes – ANAREDE, versão acadêmica, disponibilizada pelo Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL). São avaliados alguns sistemas benchmark IEEE e os resultados obtidos, demonstram a eficácia das formulações propostas. This work, presents a review of the traditional methodology, of representing the limits of reactive power generation, in the solution of the power flow problem, in polar coordinates, by the Newton-Raphson method. Presents a new modeling for the treatment of these limits, based on a formulation full Newton of the problem. For this purpose, a set of sigmoid switches is used, to incorporate new equations to the Jacobian matrix, according to the generation of reactive power of the bus. In order to produce a system possible and determined, reactive power generation, is treated as a new problem state variable, corrected at each iteration of the Newton’s method. The proposed formulation, use two sigmoid switches for the tratment of reactive power generation limits, in PV buses and also, two switches, that consider the procedure of resumption of control (procedure known as backoff strategy), of the buses that reached some limit, if necessary. Thus, there is no explicit change in the bus type, as in traditional methodology, and the Jacobian matrix dimension is kept constant. In this work, all equation and formulation, were developed through Matlab software, and the results were checked, using the network analysis program – ANAREDE, academic version provided by Electrical Energy Research Center (CEPEL). Some IEEE benchmark systems are evaluated, and the results obtained, demonstrates the efficacy of the proposed formulations.

Submitted by Aglair Aguiar (aglair@ct.ufrj.br) on 2020-03-20T23:36:02Z No. of bitstreams: 1 887760.pdf: 3010199 bytes, checksum: 3e90e8349af4e8dd5a156c7a22b6ffde (MD5) Made available in DSpace on 2020-03-20T23:36:02Z (GMT). No. of bitstreams: 1 887760.pdf: 3010199 bytes, checksum: 3e90e8349af4e8dd5a156c7a22b6ffde (MD5) Previous issue date: 2018-03 Este trabalho apresenta um estudo sobre o impacto da ativação de limitadores de sobrexcitação (OELs) na segurança dinâmica de sistemas de energia elétrica. As análises concentram-se na avaliação da estabilidade transitória, levando em consideração diferentes modelos de OEL, incluindo o somador e o sobreposição. Para tanto, o princípio de operação dos limitadores de sobrexcitação é descrito, e seus modelos detalhados. Inicialmente, a margem de estabilidade transitória para um sistema Máquina x Barra Infinita é calculada, considerando a presença dos dois tipos de OELs. Em seguida, o limite de intercâmbio entre duas áreas de um sistema teste é calculado, mostrando como esse limite pode ser afetado conforme a representação dos OELs. Posteriormente, demonstra-se o impacto de OELs ativos na região de segurança dinâmica de um sistema elétrico a partir de uma análise comparativa com o sistema modificado New England (IEEE 39 Barras). Por fim, a análise de segurança dinâmica é aplicada a um caso do Sistema Interligado Nacional. Os resultados dos casos analisados mostraram que a ativação de limitadores de sobrexcitação pode resultar em uma redução significativa da margem de estabilidade transitória, da capacidade de transferência e, consequentemente, da região de segurança dinâmica. This work analyzes the influence of overexcitation limiters (OELs) activation on power system’s dynamic security assessment. The work focuses on transient stability evaluation, taking into account different OEL models, including the takeover and summed types. For this purpose, the operating principle of the overexcitation limiters is described and their models detailed. Initially, the transient stability margin is calculated considering the two types of OELs. Then, the transfer capacity between two areas of a test system is analyzed, showing how this limit can be affected according to the OELs representation. After that, comparative security regions are mapped to the modified New England system. Finally, the dynamic security analysis is applied to a case of the Brazilian Interconnected Power System. The results have shown that the activation of overexcitation limiters can result in a significant reduction in the stability margin, transfer capability and dynamic security region.

A alocação de Geração Distribuída (GD) em sistemas de distribuição de energia elétrica consiste em determinar os barramentos para conexão destas unidades geradoras, e o montante de potência a ser injetado, visando um ou mais objetivos, que podem ser: redução das perdas de potência ativa, melhorias no perfil de tensão, minimização dos custos operacionais, maximização da geração de energia, ganhos ambientais, dentre outros. O principal objetivo considerado neste trabalho é a minimização das perdas de potência ativa, mantendo as tensões dos barramentos dentro de limites recomendados. Para alcançar este objetivo, uma metodologia de otimização é proposta, tratando separadamente os problemas de localização das unidades geradoras no sistema, e o dimensionamento destas unidades. A determinação das barras com conexão de GD é realizada através de uma nova técnica de otimização metaheurística, implementada no MATLAB, denominada Metaheurística Empírica Discreta (MED). Já o dimensionamento das unidades de GD é realizado de duas formas distintas, a depender do tipo de sistema de distribuição analisado. No caso dos sistemas cujos dados são equivalentes monofásicos, o montante de potencia é determinado por um Fluxo de Potência Ótimo implementado no software comercial LINGO. A segunda estratégia de determinação da potência despachada é empregada no caso dos testes realizados com sistemas trifásicos desbalanceados, cujo dimensionamento é feito pelo método do gradiente descendente e o cálculo do fluxo de potência é realizado pelo software OpenDSS. Os três sistemas equivalentes monofásicos utilizados são compostos por 33, 69 e 476 barras, enquanto os dois trifásicos desequilibrados possuem 34 e 123 barras. A qualidade da metodologia proposta na resolução do problema de alocação de geração distribuída é avaliada através de comparações com a literatura especializada, comparações com outras metaheurísticas e testes de robustez. Os resultados provenientes de simulações com alocação de três e quatro unidades de GD em sistemas de distribuição de energia elétrica mostram que a metodologia proposta é eficiente, sendo capaz de produzir resultados com significativas reduções nas perdas de potência ativa e perfis de tensão adequados. The optimal Distributed Generation (DG) allocation problem consists in choosing the best locations of those distributed power plants at the distribution system, and to define its amount of power injection. The approach can be either single or multiobjective. The main objectives are: minimization of total power loss, voltage profile improvement, operational cost minimization, maximization of distributed generation capacity, environmental gains, among others. In this work, the main goal pursued is the total power loss minimization of the distribution system, keeping the buses voltages within the predetermined limits. To achieve this goal, an optimization methodology is proposed. This approach treats separately the location problem and the power dispatched by the generation units. The busbars connected to distributed generation are determined through a new metaheuristic algorithm, implemented in MATLAB, named Empirical Discrete Metaheuristic (EDM). The amount of power injection is solved by an Optimum Power Flow implemented in the commercial software LINGO, or by the Steepest Descent Method in the MATLAB environment. The first strategy to determine the DG dispatch is used on simulations with single phase equivalents systems. The second one is employed in the amount of power determination in unbalanced three phase systems, which the power flow is carried out by the open source software OpenDSS. The three single phase equivalent test systems analyzed are composed by 33, 69 and 476 buses, while the two systems with three phases have 34 and 123 buses, each. To evaluate the proposed methodology quality, comparisons to published works in the specialized literature are made. Also, robustness tests and comparisons to other well succeed metaheuristics are carried out. The results were obtained from simulations with three and four DG units in electric power distribution systems. These results consistently show that the proposed methodology is efficient, providing DGs configurations that significantly reduces the active power losses and keep the voltages at adequate levels.

O planejamento da operação do Sistema Interligado Nacional constitui-se uma tarefa de alta complexidade, seja pela quantidade acentuada de usinas hidrelétricas e termelétricas distribuídas nos quatro submercados interligados, ou pelas características marcantes da operação das hidrelétricas, no que diz respeito às incertezas dos cenários hidrológicos futuros e aos acoplamentos espacial e temporal. O objetivo deste planejamento é a determinação de uma política ótima de despacho das usinas do sistema de modo a minimizar o valor esperado dos custos operativos no horizonte considerado. Uma importante restrição do problema é o suprimento da demanda de energia elétrica, dado pela diferença entre a carga efetiva de cada submercado e a geração das usinas não simuladas, esta última composta pela energias alternativas (eólica, solar, biomassa), pequenas centrais hidrelétricas, entre outros. Entretanto, a crescente penetração da geração renovável, aliada às incertezas das fontes naturais como eólica e solar (pois dependem de fatores climáticos e por isso são imprevisíveis), contribui com a necessidade de representação da demanda em diversos cenários para um correto despacho das usinas e uma operação do sistema mais confiável. Sabendo que os modelos oficiais atuais tratam apenas as incertezas oriundas dos cenários hidrológicos, devido à dificuldade de implementação e alocação de memória na consideração de outras incertezas na Programação Dinâmica Dual Estocástica, o trabalho desenvolvido nesta dissertação propõe metodologias que incluem os diversos cenários de demanda, além de representar com maior detalhe a geração das hidrelétricas. Além disso, são propostos algoritmos de representação analítica da Função de Custo Imediato em sistemas isolados e com múltiplas áreas na busca por uma redução das dimensões do problema tratado. Finalmente, são realizados testes em sistemas tutorias e os resultados são analisados para avaliar as performances computacionais das metodologias propostas. The operation schedulling of Brazilian System constitutes a task of high complexity, either due to the large number of hydro and thermal plants distributed in the four interconnected submarkets, or due to the outstanding characteristics of the hydro plants, with respect to the uncertainties in the hydrological scenarios future and due to spatial and temporal couplings. The objective of this planning is the determination of an optimal dispatch policy of plants that minimizes the expected value of the operating costs in the considered horizon. An important constraint is the supply of demand, which is obtained by the difference between the effective load of each submarket and the generation of non-simulated plants, composed of renewable energies (wind, solar, biomass), small hydropower plants, and others. However, the growing penetration of renewable generation, coupled with the uncertainties of natural sources such as wind and solar (because they depend on climatic factors and are therefore unpredictable), contributes to the need to represent demand in different scenarios for a correct dispatch of the plants and a more reliable system operation. Knowing that the current official models deal only with the uncertainties arising from the hydrological scenarios, due to the difficulty of implementation and memory allocation in the consideration of other uncertainties in Stochastic Dual Dynamic Programming, this work proposes methodologies that include the several scenarios demand, besides representing in greater detail the generation of hydroelectric plants. In addition, algorithms are proposed for analytical representation of the Immediate Cost Function in isolated systems with multiple areas in the search for a reduction of the dimensions of the problem. Finally, tests are performed on tutorial systems and the results are analyzed to evaluate the computational performances of the proposed methodologies.

A inserção de geração distribuída em sistemas de potência do mundo todo vem crescendo em ritmo acelerado nos últimos anos. Grandes investimentos em fontes limpas e renováveis, especialmente a eólica e solar, estão sendo feitos pelos países com o objetivo de minimizar os impactos ambientais causados pela geração de energia a partir de combustíveis fósseis. A conexão de uma geração distribuída utilizando fontes intermitentes pode trazer algumas vantagens para o funcionamento do sistema de distribuição, como melhora dos níveis de tensão, aumento da confiabilidade e redução de perdas elétricas. Porém, do ponto de vista do sistema de transmissão, a conexão desse tipo de geração em algumas áreas do sistema pode acabar tendo um impacto negativo em sua operação, causando variações de tensão que podem afetar alguns equipamentos da rede e aumentar a complexidade de sua operação. Além disso, deve ser avaliado seu impacto no controle de frequência de carga e controle de tensão entre outros aspectos. Desta forma, pode-se verificar que esse tipo de conexão deve ser estudado com um maior nível de profundidade. A partir deste contexto, neste trabalho serão analisados os impactos sistêmicos da conexão de uma geração solar em sistemas elétricos de potência, avaliando os níveis de perdas elétricas e variações nos níveis de tensão. Duas metodologias de solução do fluxo de potência na presença de incertezas são avaliadas. As incertezas consideradas estão nos dados de geração e também de carga do sistema. A primeira metodologia é baseada na solução do fluxo de carga determinístico sequencial ao longo da curva de carga. Para esta metodologia são consideradas curvas de carga e de geração, obtidas através do Sistema Teste de Confiabilidade IEEE24 barras e do Laboratório Solar da UFJF, respectivamente. São analisados os impactos nos níveis de perdas elétricas, assim como a variação dos níveis de tensão nas barras para diferentes situações de geração. A segunda metodologia avaliada é baseada na utilização de aritmética affine para determinação dos impactos destas incertezas. Os resultados de perdas obtidos serão tratados considerando-se o ponto médio dos intervalos para fins de comparação com outras metodologias. Os resultados das duas metodologias são comparados aos obtidos pelas Simulações de Monte Carlo, com o objetivo de serem validados. The insertion of distributed generation into worldwide power systems has been increasing at a rapid pace in the last few years. Large investments in clean and renewable sources, especially wind and solar, are being made by countries to minimize the environmental impacts caused by fossil fuel power generation. Connecting a distributed generation using intermittent sources can bring some benefits for the operation of the distribution system, such as improved voltage levels, increased reliability and reduction of electrical losses. However, from the point of view of the transmission system, the connection of this type of generation in some areas of the system can end up having a negative impact on its operation, causing voltage variations which can affect network equipments and increase the operation complexity. In addition, impacts on the load frequency control and voltage control among other aspects must be evaluated. Thus, this type of connection must be studied with greater level of depth. In this context, the systemic impacts of the connection of a solar plant to electrical power systems, evaluating the levels of electrical losses and variations in voltage levels are analysed. Two methodologies for solving the power flow in the presence of uncertainties are evaluated. The uncertainties considered are the generation and system load data. The first methodology is based on sequential Newton power flow solutions along the load curve, in which load and generation curves obtained from the IEEE24 Bus Test System and from the UFJF Solar Laboratory, respectively. The impacts on the electrical losses are analyzed, as well as the variation on bus voltage levels in the bars for various generation conditions. The second methodology is based on the use of affine arithmetic to determine the impacts of these uncertainties. The results of losses obtained will be treated considering the average point of the intervals for comparisons with other methodologies. The results obtained from the two methods are compared with those obtained by the Monte Carlo Simulations, in order to validate them.

Submitted by Aglair Aguiar (aglair@ct.ufrj.br) on 2019-01-31T15:50:22Z No. of bitstreams: 1 866009.pdf: 2225738 bytes, checksum: 62b42860d4d8881b362b96e14ba5b8e4 (MD5) Made available in DSpace on 2019-01-31T15:50:22Z (GMT). No. of bitstreams: 1 866009.pdf: 2225738 bytes, checksum: 62b42860d4d8881b362b96e14ba5b8e4 (MD5) Previous issue date: 2017-08 Este trabalho apresenta uma revisão dos principais conceitos relacionados à estabilidade eletromecânica de sistemas de potência e das características associadas às avaliações de segurança de tensão, transitória e a pequenos sinais (VSA, TSA e SSA). A última é o foco desta pesquisa. O desenvolvimento de novas ferramentas de avaliação de segurança a pequenos sinais e suas implementações computacionais no programa PacDyn, do Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL), são descritos. Um método para determinação de redespacho mínimo em sistemas de potência usando sensibilidades de geração (CSBGRES) é proposto. Este é um método de otimização que considera um fator de amortecimento desejado para modos de oscilação como restrição. O método CSBGRES pode ser utilizado para a determinação de margens de segurança a pequenos sinais ou de medidas corretivas, visando a melhoria do comportamento dinâmico de sistemas de potência. This work presents a review of the main concepts related to electromechanical stability of power systems and of characteristics associated to the voltage, transient and small-signal security assessments (VSA, TSA and SSA). The last one is the focus of this research. The development of new tools for small-signal security assessment and their computational implementations in software PacDyn, from Electrical Energy Research Center (CEPEL), are described. A method for determining minimum redispatch for power systems using generation sensitivities (CSBGRES) is proposed. This is an optimization method that considers a desired damping factor for oscillation modes as constraint. The CSBGRES method can be utilized for the determination of small-signal security margins or of corrective measures, aiming at the dynamic behavior improvement of power systems.

O Controle de Intercâmbio de Potência Reativa (CIPR) é uma metodologia cujo principal objetivo é manter o intercâmbio de potência reativa de uma área em um determinado valor especificado. Tal esquema tem potencial para subsidiar o estudo do suporte de potência reativa fornecido ou requerido por uma determinada área e seu impacto na operação do sistema. Além disso, tal estratégia de controle foi elaborada visando o desacoplamento de controle de tensão e potência reativa da área, de forma a permitir uma maior eficiência de estratégias de controle coordenado de tensão. A sistemática básica da formulação matemática que será apresentada, foi inspirada especialmente no método de controle de intercâmbio de potência ativa entre áreas, onde múltiplos geradores contribuem para controlar o intercâmbio de potencia ativa em valores especificados, conforme descrito em [1]. A principal contribuição deste trabalho está associada a uma nova formulação aumentada, onde apenas uma equação adicional é utilizada para representação do controle de intercâmbio de potência reativa. A metodologia propicia uma grande flexibilidade, permitindo não só a aplicação no CIPR, mas também na modelagem de outros tipos de controles que necessitam representar vários equipamentos simultaneamente. Para a aplicação deste trabalho, a metodologia representa os vários geradores participantes do CIPR, com acréscimo de apenas uma linha e uma coluna na matriz jacobiana, sendo esta a principal contribuição deste trabalho. Adicionalmente, a metodologia apresenta grande versatilidade na incorporação e/ou retirada dos equipamentos responsáveis pelo controle, representando de forma eficiente as limitações reais dos equipamentos. O modelo matemático proposto foi testado em diversos sistemas testes, obtendo-se bons resultados. As simulações realizadas foram validadas usando o programa Anarede de propriedade do Centro de Pesquisa de Energia Elétrica (CEPEL). Os modelos de fluxo de potência e o núcleo principal da metodologia proposta foram desenvolvidos em MATLAB, auxiliadas por diversos programas para formulação e verificação dos resultados. Sendo os principais destes: Mathematica, Anarede, PSIM, linguagem R, Rstudio. Reactive Power Interchange Control (RPIC) is a methodology whose main objective is to maintain the reactive power interchange of an area at a specified value. Such a scheme has the potential to support the study of the reactive power support provided or required by a given area and its impact on the operation of the system. In addition, such control strategy was elaborated aiming at the decoupling of tension control and reactive power of the area, in order to allow greater efficiency of coordinated voltage control strategies. The basic mathematical formulation, which will be presented, was inspired by the method of control of active power interchange between areas, where multiple generators contribute to control the active power exchange in specified values, as described in [1]. The main contribution of this work is associated with a new augmented formulation, where only one additional equation is used to represent the reactive power exchange control between two areas. The methodology provides great flexibility, allowing not only the application in the RPIC, but in other to generally model control strategies, in which the contribution of more than one device for a given control strategy is required. For the application of this work, the modelling represents the various generators participating in the RPIC, in which only one additional line and column in the Jacobian matrix is required, being this formulation the main contribution of this work. In addition, the methodology presents great flexibility in the incorporation or removal of a control device, which has reached its corresponding limit. The proposed mathematical model was tested in several test systems, obtaining good results. The simulations were validated using the ANAREDE program owned by the Electric Energy Research Center (CEPEL). The power flow models and the main core of the proposed methodology were developed in MATLAB, aided by several programs for formulating and verifying the results. The main ones being: Mathematica, ANAREDE, PSIM, R language, Rstudio.

O sistema de produção de energia elétrica brasileiro é um sistema hidrotérmico de grande porte com forte predominância de usinas hidrelétricas. O planejamento e operação do sistema é realizado considerando diversos fatores, tais como, estocasticidade das afluências, usinas hidrelétricas em cascata e acoplamento temporal da operação. A resolução deste tipodeproblemaéfeitaconsiderandodiversoshorizontesdeplanejamento. Oplanejamento da operação de médio prazo compreende um período de 5 anos de estudo, e este período é discretizado em base mensal. O presente trabalho apresenta uma metodologia alternativa para resolução do problema de planejamento da operação de médio prazo de sistemas hidrotérmicos utilizando a Programação Dinâmica Estocástica (PDE) com discretização dointercâmbiodeenergiaentreossubsistemas(PDE-INT).Alémdisso, utiliza-seatécnica de sistemas equivalentes de energia e o algoritmo de fechos convexos (convex hull) para obtenção da função de custo futuro a partir dos pontos obtidos pela PDE-INT. Nesta abordagem, para cálculo da política energética, os subsistemas são considerados isolados, e desta forma, as variáveis que compõem o espaço de estados que são discretizadas são a energia armazenada e o intercâmbio líquido entre os subsistemas. Inicialmente, para análise e avaliação da metodologia proposta na resolução do problema de planejamento hidrotérmico, criou-se um sistema tutorial, composto por dois subsistemas. Em seguida, a metodologia foi utilizada considerando todo o sistema elétrico brasileiro, representado por quatro subsistemas ou submercados. Os resultados mostraram que com a técnica de separação dos subsistemas há uma redução significativa no tempo computacional quando comparados com as técnicas tradicionais que utilizam programação dinâmica. Desta forma, a metodologia proposta pode ser utilizada para uma análise rápida e inicial do caso em estudo, servindo como base para estudos e refinamentos posteriores. The Brazilian power production system is a large scale hydrothermal system with a strong predominance of hydroelectric power plants. The electric power system operation planning must take into consideration several factors, such as uncertainty of the water inflows, hydroelectric plants in cascade and temporal coupling. This problem is solved considering different planning horizon. The long-term operation planning problem is generally solved by a chain of computational models that consider a period of 5 years ahead with monthly discretization. This work presents an alternative strategy to solve hydrothermalsystemsoperationplanningbyStochasticDynamicProgramming(SDP)with discretization of energy interchange between subsystems (SDP-INT). Under the presented approach, the hydroelectric plants are grouped into energy equivalent subsystems and the expected operation cost functions are modeled by a piecewise linear approximation, by means of the convex hull algorithm. Also, under this methodology, the subsystems are solved isolated, but the net energy interchange (export – import) between subsystems is set as a state variable of the cost function, together with the energy storage Initially, for the analysis and evaluation of the proposed methodology applied on solving the hydrothermalplanningproblem, themethodologyisusedinatutorialsystem, composedof two subsystems. Next, a simulation with the whole Brazilian electrical system considering four subsystems is presented. The results have shown that this subsystems separation technique reduces significantly the computation time when compared with the traditional techniques, demonstrating the effectiveness of the proposed methodology. Thus, the proposed methodology can be used for a fast and initial analysis of the case study, serving as a basis for further studies.

Este trabalho objetiva explorar a generalização e flexibilização da modelagem matemáticaparasimulaçãonuméricadasdinâmicasdecurtoelongoprazodoscomponentes dos sistemas elétricos de potência. Para isto, é apresentada uma metodologia que busca explicitar os elementos integradores mostrando como estes podem ser manipulados visando tornar a solução das dinâmicas em sistemas de potência mais flexível. Ao explicitar o elemento integrador é possível flexibilizar a escolha do método de integração, o cálculo das condições iniciais para as variáveis de estado e, inclusive, a estratégia para eliminação de dinâmicas dependendo do estudo a ser realizado. O método empregado para a solução do conjunto de equações algébrico-diferenciais é o simultâneo, ou seja, a rede é solucionada juntamente com as equações que modelam os equipamentos. Este conjunto é obtido através da conversão das equações diferenciais em equações das diferenças, empregando o método de integração trapezoidal, formando um único conjunto algébrico e não linear, que é resolvido pelo método de Newton-Raphson. Todos os aspectos discutidos neste trabalho referentes a modelagem matemática são empregados no desenvolvimento de uma ferramenta de simulação flexível utilizando a linguagem de programação Python. Por fim, a metodologia proposta e a ferramenta são avaliadas através do estudo de três sistemas teste. Os resultados obtidos são comparados aos do programa ANATEM e, na sequência, é realizada uma análise do desempenho computacional. This work aims to explore the generalisation and flexibility of mathematical modelling to numerical simulation of dynamic short and long-term components of electric power systems. Thus, it is presented a methodology that seeks to clarify the integrating elements showing how these can be manipulated in order to make the solution of dynamics in power systems more flexible. After the integrating element be explained, it is possible to make the choice of integration method flexible, the calculation of initial conditions for the state variables and even the strategy for eliminating dynamics depending on the study to be performed. It was used the simultaneous method to solve the set of algebraic-differential equations. In other words, the network and the equations that model the equipment are solved in a single set of equations and simultaneously. It was used the trapezoidal integration method to convert the differential equations into difference equations. This process generates a non-linear algebraic set, which is solved by the Newton-Raphson method. Every aspect discussed in this work regarding the mathematical modelling are employed in the development of a flexible simulation tool using the Python programming language. Finally, the proposed methodology and the tool are evaluated by studying three different test systems. The obtained results are compared to the ANATEM program, following a computational efficiency analysis.

Este trabalho apresenta uma nova estratégia visando à redução do espaço de busca e à inicialização do processo de otimização multimodal para resolução do problema de planejamento estático da expansão de sistemas de transmissão de energia elétrica. Para tanto, a metodologia proposta faz uso de um algoritmo heurístico construtivo baseado em índices de sensibilidade, no qual as decisões de expansão são relaxadas e representadas através da função tangente hiperbólica. Através da consideração de diferentes inclinações da função tangente hiperbólica, dentro de um intervalo previamente determinado, associadas aos principais índices de sensibilidade existentes na literatura é possível extrair um conjunto reduzido de alternativas de expansão. Sendo assim, com base nas informações heurísticas obtidas, é utilizado um algoritmo bioinspirado visando obter de um plano final de expansão para sistemas de transmissão de energia elétrica. A rede de transmissão de energia elétrica é representada por um modelo linearizado de fluxo de carga. Os planos finais de expansão obtidos pela metodologia proposta foram satisfatórios, mostrando que a utilização da função tangente hiperbólica agregada às heurísticas adotadas resultaram em uma estratégia eficiente de decisão. Foram analisados os sistemas Garver, IEEE 24 barras, Sul Brasileiro de 46 barras, e o Colombiano de 93 barras. Os resultados obtidos pela a metodologia proposta foram satisfatórios e de excelente qualidade. This thesis presents a new strategy aimed at the search space reduction and initialization of the multimodal optimization process to solve the problem of static expansion planning of electric power transmission systems. The proposed methodology uses a constructive heuristic algorithm based on sensitivity indices, in which the expansion decisions are relaxed and represented through the hyperbolic tangent function. By considering different slopes of the hyperbolic tangent function, within a predetermined range, associated with the main existing sensitivity indices in the literature, it is possible to extract a reduced set of expansion alternatives. Thus, based on the heuristic information obtained, a bio-inspired algorithm is used to obtain a final expansion plan for electric power transmission systems. The electric power transmission network is represented by a linear load flow. The final expansion plans obtained by the proposed methodology were satisfactory, showing that the use of the hyperbolic tangent function added to the adopted heuristics yielded an effective decision strategy. The Garver system, IEEE 24 bus system, real equivalent system in southern Brazil 46 bus and real Colombian system 93 bus were analyzed. The results obtained by the proposed method were satisfactory with excellent quality.

A análise de faltas, também conhecida como análise de curto-circuito, é imprescindível tanto no âmbito de planejamento quanto na operação de um sistema elétrico de potência. Essa análise é geralmente realizada de forma determinística, para dados valores em um instante de tempo. Contudo, o sistema de potência é dinâmico e seus parâmetros estão sujeitos a variações. Desta forma, a utilização do modelo determinístico se torna inviável face as inúmeras simulações necessárias no sentido de representar todas as possíveis combinações das variações envolvidas no problema. Este trabalho propõe incorporar a matemática intervalar na análise de faltas, de modo a possibilitar a representação das incertezas dos parâmetros na forma de intervalos e, por conseguinte, gerar resultados intervalares de tensão e corrente na barra de falta, refletindo tais incertezas. Portanto, o objetivo básico é modelar e implementar um método para análise de faltas intervalar. Dois sistemas testes, um de 5 barras e outro de 14 barras, são utilizados para gerar as tensões e correntes intervalares no ponto de falta. Tais resultados são validados pela simulação de Monte Carlo. Fault Analysis, also known as short-circuit analysis, is essential both in the planning and the operation of an electric power system. This analysis is usually done in a deterministic way for data values in an instant of time. However, the power system is dynamic and his parameters are subject to variations. Thus, using the deterministic model has become inaccurate face the numerous simulations required to represent all the combinations of possibles variations involved in the problem. This paper proposes to incorporate interval mathematics to fault analysis, in a way to represent the parameter uncertainties as intervals and therefore generate interval results of voltage and current in the short-circuited bar, reflecting these uncertainties. Therefore, the basic objective is to model and implement a method for interval fault analysis. Two test systems, one with 5 bars and the other with 14 bars, are used to generate voltages and currents interval in the fault point. These results are validated by Monte Carlo simulation.

Os Estabilizadores de Sistemas de Potência (ESP) têm sido usados por décadas para fornecer amortecimento às oscilações eletromecânicas através do controle de excitação dos geradores síncronos. No presente trabalho, são propostas metodologias para o projeto de estabilizadores por meio do ajuste de ganho e fase. O ajuste é realizado de forma simultânea (coordenada), considerando múltiplos pontos de operação com o objetivo de garantir a robustez dos controladores. Duas estruturas são consideradas: a descentralizada, que utiliza somente sinais locais, e a hierárquica, que utiliza sinais remotos. A dinâmica do sistema elétrico de potência é modelada em espaço de estados e o procedimento de ajuste é formulado como um problema de otimização para a maximização do coeficiente de amortecimento do autovalor dominante do sistema em malha fechada considerando todos os pontos de operação. As metodologias, aqui abordadas, são baseadas em métodos de otimização bioinspirados no comportamento de enxames: Enxame de Partículas e Eco-localização de Morcegos. São desenvolvidas metodologias híbridas baseadas no acoplamento dos métodos bioinspirados com o Método do Gradiente Descendente para o refinamento dos ganhos dos controladores de forma a melhorar a busca local do processo de otimização. Com o objetivo de manter a diversidade da população, estratégias baseadas em multipopulações também são propostas. As metodologias propostas foram validadas através da simulação de sistemas teste de pequeno e médio porte, que são normalmente utilizados na literatura especializada. Os resultados são considerados promissores e acredita-se que as metodologias propostas possam ser de grande valor nessa área de conhecimento. Power system stabilizers have been used for decades in order to provide the necessary damping of power system oscillations through generators excitation control. In this thesis, methodologies for stabilizers design (gain and phase compensation tuning) are presented. All stabilizers are simultaneously designed (coordinated design) taking into account a set of pre-specified operating conditions in order to ensure robustness. Two control structures are considered: decentralized (based on the use of local signals) and hierarchical (that uses remote signals). The power system dynamic is modeled in state space and the tuning procedure is formulated as an optimization problem in order to maximize the damping coefficient associated to the dominant pole in closed-loop operation for all operating conditions. The proposed methodologies are based on optimization algorithms bio-inspired in swarm behavior: Particle Swarm Optimization and Bat Algorithm. Hybrid methodologies are developed through coupling bio-inspired methods to the Steepest Descent method in order to enhance the local search procedure during the optimization process (only the stabilizers gain are adjusted in the local search). Multipopulational approaches are also developed in order to prevent the population diversity lost. The proposed methodologies are validated by using small and medium-sized benchmark power systems. The results are considered to be promising and the proposed methodologies are found of a great value in this research field.

CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior Esta dissertação apresenta uma nova metodologia para detecção e identificação de erros grosseiros no processo de estimação de estados para sistemas de distribuição de energia elétrica com topologia radial, usando Unidades de Medição Fasorial, conhecidas como PMUs (Phasor Measurement Units). O algoritmo de estimação de estados considera todas as correntes passantes nas linhas do sistema, expressas em coordenadas retangulares, como estadosaseremestimados. Osvaloresmedidosserãofasoresdetensãoecorrenteaquisitados pelas PMUs. A fim de restaurar a observabilidade do sistema com poucas unidades de medição serão considerados dados históricos de potência ativa/reativa demandada para as barras não monitoradas por PMUs, disponibilizados pelas concessionárias de energia elétrica. Esses valores serão considerados como restrições de desigualdade variando entre limites mínimos e máximos em um problema de otimização não linear cujo objetivo é minimizar a soma dos quadrados dos resíduos, sendo esses a diferença entre o valor da grandeza medida pela PMU e o seu correspondente valor estimado, ponderado por suas respectivas covariâncias. Baseado nos valores de corrente estimados, outras grandezas elétricas podem ser calculadas utilizando leis de Kirchhoff. Considerando a topologia radial dos alimentadores de distribuição, a proposta para o processamento de erros grosseiros consiste na divisão da rede elétrica com topologia radial em vários subsistemas, visando reduzir o esforço computacional associado ao processo de estimaçãodeestados. Ametodologiaapresentadaserádivididaeabordadaemduasetapas. A primeira se refere à detecção de erros grosseiros, sendo avaliada pelo valor da FOB para cada subsistema, onde valores acima de um determinado valor limítrofe preestabelecido para cada uma das FOBs indicam a presença de medidas com erros grosseiros. Já a segunda, baseia-se na identificação da PMU responsável por aquisitar medições com erros grosseiros e pauta-se na abordagem por barras fictícias, barras estas em que a potência demandada é nula. Os resultados obtidos são validados através do uso de sistemas testes encontrados na literatura. O problema de otimização é solucionado pelo Método de Pontos Interiores com Barreira de Segurança (Safety Barrier Interior Point Method). This dissertation presents a novel methodology for bad data detection and identification in the State Estimation process for electrical power distribution systems with radial topology, using Phasor Measurement Units (PMUs). The state estimation algorithm considers all branch currents of the system, expresssed in rectangular coordinates, as states to be estimated. The measured values will be phasors acquisited by the PMUs. In order to make the system fully observable with few measurement units, it will be considered historical data of active/reactive power demand for the non-monitored buses, provided by the electrical utilities. These values will be considered as inequality constraints varying between minimum and maximum limits in a non-linear optimization problem which aims to minimize the sum of the squared of the residuals considering the residual being the difference between the measured values by the PMUs and their corresponding estimated values, weighted by its corresponding covariances. Based on the estimated branch currents values, other electrical quantities can be calculated by Kirchhoff’s laws. Consideringtheradialtopology,theproposedapproachforthebaddataprocessingconsists on the electrical network partitioning into various subsystems, which aims to reduce the computational effort associated to the states estimation process. The methodology presented in this work for bad data processing will be divided and implemented into two steps. The first part refers to the bad data detection and it is evaluated by the objective function value for each subsystem, in which high values indicate the presence of bad data. The second part relies on the identification of the PMU which is responsible for acquisitioningbaddataanditisaddressedintwodifferentways. Thefirstoneisaddressed for a single subsystem (single feeder) and is based on the creation of fictitious buses, which will be buses with null power demand. The obtained results are validated by using test systems found in the literature. The optimization problem is solved by the Safety Barrier Interior Point Method.