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Esta dissertação apresenta uma nova abordagem para a avaliação da estabilidade de tensão em sistemas de potencia aplicando-se a análise modal nos resultados obtidos pela estimação de estados (EE). Na metodologia proposta, medições são obtidas de redes elétricas monitoradas continuamente e essas são processadas por meio do método dos Mínimos Quadrados Ponderados (MQP), o qual ´e modificado a partir de uma abordagem híbrida em que medições sincronizadas e não sincronizadas são mescladas a fim de prover maior robustez ao estimador de estados. Dessa forma, medidores fatoriais sincronizados são utilizados conjuntamente a medidores inteligentes e sensores tradicionais do sistema SCADA (em inglês, Supervisory Control and Data Acquisition) a fim de determinar o estado operativo mais prov´avel de um sistema de potência monitorado. A partir da introdução do conceito de robustez estatística no método proposto, almeja-se suprimir o impacto de erros grosseiros, garantindo maior confiabilidade aos resultados, valendo-se de aplicações de testes de Qui-quadrada de Pearson, Máximo Resíduo Normalizado (MRN) e Algoritmo Genético (AG). A partir das estimativas de magnitudes de tensões e ˆângulos em todos os barramentos do sistema, ´e calculada uma matriz de sensibilidade das potências reativas em relação `as magnitudes de tensão estimadas por meio de equações algébricas. A análise modal ´e aplicada nessa matriz determinando seus autovalores e auto vetores os quais são utilizados para estimar fatores de participação para cada barra do sistema, indicando as mais críticas em relação ao problema da estabilidade de tensão. O sistema de 30 barras de transmissão, o de 33 barras de média tensão e um sistema de distribuição universitário que modela a rede elétrica da UFJF (Universidade Federal de Juiz de Fora) foram utilizados para a condução de casos de estudo a fim de validar o método através de métricas estatísticas. Ademais, apresentam-se estudos, análises e resultados acerca de erros grosseiros, formas de detectá-los, identificá-los e suprimi-los/corrigi-los para manter a confiabilidade da EE e, por consequência, garantir que estudos de estabilidade de tensão possam ser realizados na prática, reduzindo os impactos negativos de possíveis erros de medição. This dissertation presents a new approach to the evaluation of voltage stability in power systems using modal analysis applied to the results obtained using the State Estimation (SE) technique. In the proposed methodology, measurements are obtained from continuously monitored electrical networks and these are processed using the Weighted Least Squares (WLS) method, which is modified from a hybrid approach in which synchronized and unsynchronized measurements are merged in order to provide greater robustness to the State Estimators. Thus, synchronized phasor meters are used together with smart meters and traditional SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) system sensors in order to determine the most likely operating state of a monitored power system. From the introduction of the concept of statistical robustness in the proposed method, the aim is to suppress the impact of gross errors, ensuring greater reliability to the results, using Pearson’s Chi-square and Normalized Maximum Residue (MRN) tests. From the estimated values of voltage magnitude and angles in all buses in the system, it is possible to calculate a sensitivity matrix of the reactive powers in relation to the estimated voltage magnitudes using algebraic equations. Modal analysis is applied to this matrix, determining its eigenvalues and eigenvectors which are used to estimate participation factors for each bus in the system, indicating the most critical in relation to the voltage stability problem. The 30 transmission bus system, the 33 medium voltage bus system and a university distribution system that models the electrical network of the UFJF (Federal University of Juiz de Fora) were used to conduct case studies in order to validate the method through statistical metrics. Furthermore, studies, analyzes and results about gross errors are presented, ways to detect them, identify them and suppress/correct them to maintain the confidence of the SE and, consequently, ensure that voltage stability studies can be carried out in practice, reducing the negative impacts of possible measurement errors.

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.

Orientadora: Profa. Dra. Ahda Pionkoski Grilo Pavan Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do ABC, Programa de Pós-Graduação em Energia, Santo André, 2020. No passado, a predominância da geração em Sistemas Elétricos de Potência era através de geradores síncronos e a maioria das incertezas dos estudos estava na previsão de carga dos sistemas. Entretanto, atualmente forças motrizes intermitentes estão sendo utilizadas cada vez mais em geradores, o que também adiciona mais variáveis para a previsão de geração e dificulta os estudos do comportamento do sistema. O problema da estabilidade de tensão vem recebendo crescente atenção dos profissionais da área de análise e operação de sistemas de potência e estudado em várias perspectivas, já que a instabilidade de tensão é uma das principais causas de colapso de um sistema de potência. Devido à complexidade dos sistemas de energia, é extremamente difícil rastrear todos os eventos plausíveis para identificar os mais críticos. Normalmente, as abordagens mais comuns levam em conta os casos mais prováveis em análises de contingência, não contemplando os casos menos prováveis devida às dificuldades computacionais para esses tipos de estudo. Logo, o Método de Entropia Cruzada utilizado neste trabalho contribui para identificar, dentro de um conjunto extremamente grande de eventos definido a priori, aqueles que têm o potencial de comprometer a integridade do sistema e que sejam raros de acontecer, fornecendo um ganho computacional comparado a outros métodos. Portanto, para analisar um Sistema Elétrico do Potência com incertezas provenientes da geração e da carga deve-se sistematizar o estudo através de simulações. As simulações foram dividias em 3 casos, utilizando o Método de Entropia Cruzada, para o sistema 118 barras do IEEE modificado, com inserção de 3 usinas eólicas, para estudar o comportamento do sistema em relação à estabilidade de tensão, a partir da determinação da Margem de Estabilidade de Tensão. Além disso, foram feitas as modelagens das incertezas associadas às usinas eólicas. Os 3 casos estudados levaram em conta (i) a variação das incertezas associadas à geração eólica das 3 usinas, (ii) a variação da carga total do sistema e (iii) a variação da penetração de energia eólica. A partir das imulações e análises, percebeu-se que na maioria dos casos em que o sistema apresentou instabilidade de tensão, a usina eólica de maior potência instalada estava fornecendo potência acima da sua potência prevista. Portanto, conclui-se que o sistema estudado é mais propenso a apresentar instabilidade de tensão quando a usina de maior potência instalada contribui com potência maiores do que sua previsão. In the past, the predominance of generation in Electric Power Systems was synchronous generators and most of the uncertainties in the studies were in the forecasting of the systems load. However, currently intermittent driving forces are being used increasingly in generators, which also adds more variables to the generation forecast and complicates the study of the system behavior. The problem of voltage stability has been receiving increasingly attention from professionals in the area of analysis and operation of power systems and has been studied from several perspectives, since voltage instability is one of the main causes of a power system collapse. Due to the complexity of power systems, it is extremely difficult to track all plausible events to identify the most critical ones. Usually, the most common approaches take into account the most likely cases in contingency analyzes, not considering the least likely cases due to computational difficulties for these types of studies. Therefore, the Cross Entropy Method used in this paper helps to identify, within an extremely large set of events defined a priori, those that have the potential to compromise the integrity of the system and that are rare to happen, providing a computational gain compared to other methods. Therefore, to analyze an Electric Power System with uncertainties from generation and load, the study must be systematized through simulations. The simulations were divided into 3 cases, using the Cross Entropy Method, for the 118 bars system of the modified IEEE, with the insertion of 3 wind farms, to study the behavior of the system in relation to voltage stability, from the determination of the Margin of Voltage Stability. In addition, uncertainties associated with wind farms were modeled. The 3 cases studied took into account (i) the variation in the uncertainties associated with the wind generation of the 3 wind farms, (ii) the variation in the total load of the system and (iii) the variation in the penetration of wind energy. From the simulations and analyzes, it was noticed that in the majority of cases in which the system presented voltage instability, the wind farm with the highest installed power was supplying power above its expected power. Therefore, it is concluded that the studied system is more likely to present voltage instability when the wind farm with the highest installed power contributes with greater power than its forecast.

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.

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.

Submitted by Sheila MONTEIRO (sheila.monteiro@ufma.br) on 2019-03-13T14:32:37Z No. of bitstreams: 1 JARDELOLIVEIRA.pdf: 6337660 bytes, checksum: e5cc1e2ebae809a0e55431541dff8103 (MD5) Made available in DSpace on 2019-03-13T14:32:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 JARDELOLIVEIRA.pdf: 6337660 bytes, checksum: e5cc1e2ebae809a0e55431541dff8103 (MD5) Previous issue date: 2019-02-15 Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (Capes) Global demand for reducing carbon emissions has caused profound changes in several industry sectors, for example: electricity generation, heating/ cooling and transport. In transport sector, the main initiative to reduce the emission of pollutants is the use of Electric Vehicles (EV). The EV have a battery-powered propulsion system that is recharged by connecting the EV to electric grid. In some countries there are already targets for the replacement of all combustion vehicles by EV. However, high EV penetration will have major impacts on the operation of the electricity distribution network, for example: lifetime loss of power transformers, harmonics, long-term voltage variations and voltage instability. Voltage stability is defined as the ability of the system to keep voltages controllable after the occurrence a disturbance, for example: equipment failures and load variations. In conventional distribution networks, the occurrence of voltage stability problems is less frequent because there are few voltage control devices (on-load tap changing transformers, voltage regulators and capacitor banks), and the load growth is small in areas with high load density (urbanized and built). In contrast, modern distribution networks are more prone to voltage instability problems due to the following factors: (i) high penetration of conventional and renewable distributed generation (solar and wind) connected to the grid via inverters; (ii) coordination problems between conventional voltage control devices and distributed generators; (iii) sudden load increasing due to EV charging in urbanized areas. It is important to note that the output power of the renewable distributed generators and the demand of the electric vehicles are stochastic in nature due to the variability of the primary energy source and the charging habits of the consumers, respectively. Therefore, the voltage stability analysis in modern distribution networks is subject to uncertainties. In this way, it is not possible to use deterministic techniques to carry out a voltage stability assessment in distribution networks with massive insertion of EV and renewable distributed generation. This dissertation aims to carry out an assessment of the impact of EV on the voltage stability of distribution networks. This assessment will be carried out using probabilistic techniques to model uncertainties associated with: seasonal variations in load, intermittence of solar photovoltaic distributed generation and demand resulting of EV charging. The proposed probabilistic model is based on the combination of the following techniques: Sequential Monte Carlo simulation (to model uncertainties), power flow via Gauss-Zbus Method (to calculate nodal voltages) and D´ Matrix Method (to calculate the voltage stability margin). In addition, the effects of the following voltage control devices in the voltage stability margin are considered: on-load tap changing transformers and reactive power dispatch (of solar photovoltaic distributed generators and EV charging stations). The proposed methodology was tested in the UKGDS medium voltage system by comparing different modes of EV charging. The results showed that the recharge mode in private parking is less vulnerable to voltage instability problems compared to residential recharge due to the concentration of the load in less points, which can facilitate the operation of the voltage control and minimize the reinforcements in the distribution network. In this context, investing in the private recharge mode seems to be a more promising solution in relation to the voltage stability impacts of the distribution network. A demanda global pela redução das emissões de carbono tem causado mudanças profundas em diversos setores da indústria, por exemplo: geração de eletricidade, aquecimento/refrigeração e transportes. No âmbito dos transportes, a principal iniciativa para diminuir a emissão de poluentes é utilização de Veículos Elétricos (VE). Os VE possuem um sistema de propulsão baseado em baterias que são recarregadas conectando-se o veículo a rede elétrica. Em alguns países já existem metas para a substituição de todos os veículos a combustão por VE. Todavia, a penetração elevada de VE terá grandes impactos na operação da rede de distribuição de energia elétrica, por exemplo: perda de vida útil dos transformadores, harmônicos, variações de tensão de longa duração e instabilidade de tensão. A estabilidade de tensão é definida como a capacidade do sistema manter as tensões controláveis após a ocorrência de um distúrbio, por exemplo: falhas nos equipamentos e variações na carga. Em redes de distribuição convencionais, a ocorrência de problemas de estabilidade de tensão é menos frequente, pois há poucos dispositivos de controle de tensão (transformadores com comutação de tap sob carga, reguladores de tensão e bancos de capacitores chaveados) e o crescimento da carga é pequeno em áreas com alta densidade de carga (áreas urbanizadas e edificadas). Contrariamente, as redes de distribuição modernas são mais propensas a problemas de instabilidade de tensão devido aos seguintes fatores: (i) penetração elevada de geração distribuída convencional e renovável (solar e eólica) conectada à rede via inversores; (ii) problemas de coordenação entre os dispositivos de controle de tensão convencionais e os geradores distribuídos; (iii) aumento súbito da carga devido ao carregamento de VE mesmo em áreas urbanizadas. É importante destacar que a potência de saída dos geradores distribuídos renováveis e a demanda dos veículos elétricos tem natureza estocástica devido a variabilidade da fonte de energia primária e aos hábitos de carregamento dos consumidores, respectivamente. Portanto, a análise da estabilidade de tensão em redes de distribuição modernas está sujeita a incertezas. Desta forma, não é possível utilizar técnicas determinísticas para realizar uma avaliação da estabilidade de tensão em redes de distribuição com inserção massiva de VE e geração distribuída renovável. Esta dissertação tem como objetivo realizar uma avaliação do impacto de VE na estabilidade de tensão de redes de distribuição. Esta avaliação será realizada utilizando-se técnicas probabilísticas para modelar incertezas associadas com: variações sazonais na carga, intermitência de geração distribuída solar fotovoltaica e da demanda resultante carregamento de VE. O modelo probabilístico proposto se baseia na combinação das seguintes técnicas: Simulação Monte Carlo Sequencial (para modelar incertezas), fluxo de potência via Método de Gauss-Zbus (para calcular as tensões nodais) e Método da Matriz D´ (para determinar a margem de estabilidade de tensão). Adicionalmente, é também considerado o efeito dos seguintes dispositivos de controle de tensão na margem de estabilidade de tensão: transformadores com comutação de tap sob carga e despacho de potência reativa (de geradores solares fotovoltaicos e de estações de carregamento de VE). A metodologia proposta foi testada no sistema de média tensão UKGDS (United Kingdom Generic Distribution Systems) através da comparação de diversos modos de carregamento de veículos elétricos. Os resultados demonstraram que o modo de recarga em estacionamento privado é menos vulnerável a problemas de instabilidade de tensão com relação a recarga residencial devido a concentração da carga em menos pontos, o que pode facilitar a atuação do controle de tensão e minimizar os reforços na rede de distribuição. Nesse contexto, investir no modo de recarga privado parece ser uma solução mais promissora em relação aos impactos na estabilidade de tensão da rede de distribuição

Submitted by Rosivalda Pereira (mrs.pereira@ufma.br) on 2018-03-28T18:57:21Z No. of bitstreams: 1 AndressaSilva.pdf: 2210216 bytes, checksum: b6f5b47db8fbe34c64819fdf232903e9 (MD5) Made available in DSpace on 2018-03-28T18:57:21Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AndressaSilva.pdf: 2210216 bytes, checksum: b6f5b47db8fbe34c64819fdf232903e9 (MD5) Previous issue date: 2018-03-02 CAPES In the last two decades, environmental protection movements, increased energy consumption and scarce resources have stimulated the electric sector to seek innovations to make a more efficient use of energy resources. In this context, the concept of Smart Grids has emerged, that is, networks that make use of information technology to operate automatically with a high degree of efficiency and safety. One of the main objectives of the Smart Grids is to allow large-scale integration of generating units into the distribution system, the so-called distributed generation (DG). In this way, it is necessary for the Smart Grids to adopt a configuration that offers lower losses, better support for distributed resources, and greater reliability. These requirements are satisfied with the use of meshed network topology. Consequently, the natural tendency is to move from the typical radial topology of medium voltage distribution networks to meshed networks. Therefore, it is imperative that new tools are developed for the analysis of meshed distribution networks. Thus, this work proposes probabilistic methodologies to evaluate the indices of long duration voltage variations and voltage stability in distribution networks with meshed topology. This study is carried out considering the protection system response and the uncertainties associated with circuit failures and load chronological variation. The results achieved with the proposed model demonstrated that it has good computational performance and that the inclusion of these uncertainties and of the protection has a negative impact on the voltage stability and voltage conformity indices. Nas últimas duas décadas os movimentos de proteção ao meio ambiente, o aumento do consumo de energia e a escassez de recursos têm estimulado o setor elétrico a buscar inovações para aproveitar mais eficientemente os recursos energéticos existentes. Diante de tal contexto surgiu o conceito de Redes Elétricas Inteligentes (REI), ou Smart Grids, redes de distribuição que fazem uso de tecnologia da informação para operar de forma automática com alto grau de eficiência e segurança. Um dos principais objetivos das REI é permitir uma integração em larga escala de unidades geradoras no próprio sistema de distribuição, a chamada geração distribuída (GD). Por esse objetivo, é necessário que as REI adotem uma configuração que ofereça menores perdas, melhor suporte para os recursos distribuídos e maior confiabilidade. Essas exigências são atendidas com a utilização de redes com topologia malhada. Desse modo, acredita-se que a tendência natural seja a passagem da topologia radial, típica de redes de distribuição de média tensão, para redes de construção em malha. Por isso é imprescindível que novas ferramentas sejam idealizadas para análises em redes de distribuição de topologia malhada. Dessa forma, neste trabalho, propõe-se o desenvolvimento de metodologias probabilísticas para avaliar os índices de conformidade e estabilidade de tensão em redes de distribuição com topologia malhada. Esse estudo é realizado considerando a resposta do sistema de proteção e as incertezas associadas com as falhas nos circuitos e as variações cronológicas da carga. Os resultados obtidos com o modelo proposto demonstraram que ele tem bom desempenho computacional e que a inclusão destas incertezas e da resposta do sistema de proteção tem impacto negativo nos índices de estabilidade e de conformidade de tensão.

Orientador: Prof. Dr. Thales Souza Dissertação (mestrado) - Universidade Federal do ABC, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, Santo André, 2018. Este trabalho apresenta um estudo de estabilidade estática de tensão que utiliza o fluxo de carga continuado para determinação das curvas PV. A determinação das curvas PV permite a obtenção da margem de estabilidade de tensão que consiste na determinação da quantidade de carga adicional, a partir de um ponto de operação, que causaria o colapso de tensão no sistema. Ademais, com o objetivo de verificar a influência na rede elétrica, o estudo proposto considera a inserção de centrais geradoras eólicas como representação de energia renovável e intermitente. Nesse sentido, de maneira a buscar uma otimização computacional e numérica do algoritmo utilizado para o processo de simulação, é empregada a computação paralela como uma ferramenta de otimização computacional de forma que possam ser executadas em diferentes unidades de processamento ao mesmo tempo, reduzindo o tempo total de execução. Para tanto, é apresentada uma metodologia de programação paralela em Unidades de Processamento Gráfico (GPU), utilizando a plataforma de programação CUDA, aplicada ao fluxo de carga continuado nos cálculos computacionais intensivos e a CPU, encarregada de comandar a sequência do algoritmo e executar cálculos menores. Assim, a partir das simulações propostas, é realizada uma comparação de desempenho e precisão entre utilizar ou não o processamento paralelo, com fim de otimizar os estudos de estabilidade requeridos no planejamento e operação do sistema elétrico. This work is focused in a study of static voltage stability that uses the Continuation Power Flow (CPF) to determine the PV curves. The determination of the PV curves allows obtaining the Voltage Stability Margin, which consists in determining the amount of additional load from an operation point that would cause the voltage collapse in the system. In addition, the proposed study considers the insertion of Wind Energy Conversion Systems (WECS) as a representation of renewable energy, with the objective of verifying its influence in the electric network. In doing so, to achieve a computational and numerical optimization of the algorithm used for the simulation process, parallel computing is used as a computational optimization tool, so that it can be executed in different processing units simultaneously, reducing the total execution time. In this way, a methodology of parallel programming in Graphics Processing Units (GPU) is presented using the platform of programming CUDA, applied to the Continuation Power Flow in the intensive computational calculations and the CPU, in charge for commanding the sequence of the algorithm and performing smaller calculations. Thus, from the proposed simulations, a comparison of performance and precision parallel processing and non-parallel processing is performed, in order to optimize the stability studies required in electrical system planning and operation.

The insertion of Distributed Generation has become a strong attraction due to its characteristic advantages, such as the reduction of losses in the energy transportation due to the lack of extensive transmission lines, decongestion in the transmission and distribution systems, low environmental impact, reduction of investments for improvements in the traditional network, and proximity to the final consumers, which creates a greater reliability to the load service. Small hydro power plants (SHP) are part of the group of distributed generation sources, providing clean energy and a low environmental cost. Thus, SHP provides an interesting solution to the problems involving overloading of the electric power systems and the growing demand for electric energy. However, this innovation leads to changes in the electrical system that may provoke doubts about the security and safe operation. Therefore, the analysis and studies of the electric power system face to these new generations become a need. Among the several related issues, the study of voltage stability is of great interest, since it is a factor that directly influences the operational safety of the system. Voltage instability is capable of causing large load losses and collapses in significant parts of the system, even if they occur due to simple events such as changes in load profiles. Several factors may influence on the stability conditions, especially in systems that operate under stressful conditions, where large consumer centers are far from large power plants, thus requiring extensive transmission lines and equipment for voltage control and reactive compensation. In addition to these factors, the main cause of the occurrence of voltage instability is the inability of the system to provide an adequate support of reactive power throughout the electrical system. In this context, this work presents a methodology for analyzing the impact that SHPs may have on the voltage stability margin. The analysis is accomplished with the support of the computational tool ANAREDE, from the evaluation of the system conditions and curves surveys through the application of the continuous power flow. The main idea is to verify how the insertion of distributed generators can be useful and collaborate to maintain the voltage stability, even if it operates under critical conditions. A inserção de Geração Distribuída vem se tornando um forte atrativo em função de suas vantagens, tais como a redução de perdas no transporte de energia por dispensar extensas linhas de transmissão, descongestionamento nos sistemas de transmissão e distribuição, baixo impacto ambiental, e a proximidade com os consumidores finais, o que gera uma maior confiabilidade ao atendimento de carga. As pequenas centrais de geração hídrica (PCH) integram o grupo de fontes de geração distribuída, proporcionando energia limpa e a um baixo custo ambiental. Dessa forma, as PCHs também configuram uma interessante solução para os problemas envolvendo o sobrecarregamento dos sistemas elétricos de potência e a crescente demanda por energia elétrica. Porém, tornam-se cada vez mais necessários a análise e estudos do sistema elétrico de potência frente a essas novas gerações. Entre as diversas questões relacionadas, o estudo da estabilidade de tensão é de grande interesse, uma vez que se trata de um fator que influencia diretamente na segurança operacional do sistema. A instabilidade de tensão é capaz de causar grandes perdas de carga e colapsos em partes significativas do sistema, ainda que ocorram em função de eventos simples, como alterações nos perfis de carga. Diversos fatores podem influenciar nas condições de estabilidade, com destaque para sistemas que operam em condições estressantes, onde os grandes centros consumidores encontram-se distantes das grandes centrais geradoras, necessitando assim de extensas linhas de transmissão e equipamentos para controle de tensão e compensação de reativos. Além desses fatores, a principal causa da ocorrência de instabilidade de tensão é a inabilidade do sistema em prover um adequado suporte de potência reativa ao longo do sistema elétrico. Nesse contexto, esse trabalho apresenta uma metodologia para análise do impacto que as pequenas centrais hídricas de geração síncrona podem ter sobre a margem de estabilidade de tensão. Essa análise é feita com o auxílio da ferramenta computacional ANAREDE, a partir da avaliação das condições do sistema e levantamentos de curvas por meio da aplicação do fluxo de potência continuado. O objetivo é verificar de que maneiras a inserção de geradores distribuídos pode ser útil e colaborar para manter a estabilidade de tensão no sistema, ainda que este opere em condições críticas.

Made available in DSpace on 2018-12-11T17:31:15Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2016-12-01 In recent years, the concern for voltage stability issue has gained global highlighted when referring to the energy sector industry, this is because this issue is related to the operation and planning of electrical power systems. Factors such as the increasing energy demand, the transfer of large amounts of power to meet the consumption, combined with the economic and environmental requirements has led the systems operate in stressful conditions (close to their limits), i.e., with small margins of security that is a threat to its stable operating condition. The combination of these factors can be disastrous, enabling the vulnerability of electrical power systems, i.e., exposed to risk of a situation of instability. In the literature, a study to analyze stability and voltage instability is related to the P-V curve (power versus voltage magnitude) and the maximum loading point (MLP) (point on the curve that separates the stable operation of the unstable). The maximum loading point may be consequent to a saddle node bifurcation (SNB) related to transmission capacity limit in an electrical system where the Jacobian matrix is singular, or limit induced bifurcation (LIB), related the reactive power limit of the generator, where the matrix is not singular. In this sense, it is presented in this first part of the paper, an analysis of the modified Jacobian matrices (Jm) of the methods of continuation power flow (CPF) reported in the literature (parameterization methods), the study was developed in order to analyze the changes that the matrix conventional Jacobian (J) have to eliminate the singularity problems in the MLP and in the bifurcation points of each method. Departamento de Engenharia de Biossistemas UNESP Departamento de Engenharia de Biossistemas UNESP

Made available in DSpace on 2017-07-10T16:41:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dissertacao Alessandro Arjona Alves2 - Final.pdf: 1729270 bytes, checksum: eaef13266354526fc7d7558b8d6748d0 (MD5) Previous issue date: 2016-04-01 Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior The huge rise in electricity energy demand seen in recent decades, the growing interest in alternative and renewable energy sources have placed the distributed generation (DG) in evidence in the global energy landscape. This scenario brings a significant growth in the use of this energy source. Thus, different types of interface and primary sources of energy, with the possibility of allocating different points in the network and with different capabilities, distributed generation brings different impacts to the distribution systems, including power system voltage stability. The voltage stability in networks with distributed generation is the object of this study. To this end, it has been studied methods for power flow calculation, the fundamental concepts of voltage stability and methods of analysis. The aim of this research is to evaluate the distributed generation impact on the voltage stability. Therefore, it has been evaluated some technical aspects such as power factor, location and generation capacity. Through the development of the analysis it was possible to highlight the relationship between improvement in stability margin and the benefit in reducing losses caused by GD. Also it was found that, with a view to improving the margin of voltage stability, it is more efficient to inject power in the network with the same power factor of the system equivalent load. O grande aumento de demanda por energia elétrica verificado nas últimas décadas, o crescente interesse por fontes alternativas e renováveis de energia tem colocado a geração distribuída (GD) em evidência no panorama energético mundial. Esse cenário propiciou um grande crescimento do uso deste tipo de fonte de energia. Assim, com diferentes tipos de interface e de fontes primárias de energia, com a possibilidade de alocação em distintos pontos da rede e com diferentes capacidades, a geração a distribuída traz diferentes impactos às redes de distribuição, inclusive à estabilidade de tensão dos sistemas. A estabilidade de tensão em redes com presença de geração distribuída é o objeto de estudo desta dissertação de mestrado. Neste sentido, são estudados os métodos para cálculo de fluxo de potência, os conceitos fundamentais da estabilidade de tensão e métodos de análise. O objetivo deste trabalho de pesquisa é avaliar os impactos da geração distribuída na estabilidade de tensão. Para tanto, foram avaliados alguns aspectos técnicos como fator de potência, localização e capacidade de geração. Através das análises desenvolvidas foi possível destacar a relação entre melhora na margem de estabilidade de tensão e o benefício em redução de perdas ocasionado pela GD. Também constatou-se que, com vistas à melhora da margem de estabilidade de tensão, é mais eficiente injetar potência na rede com o mesmo fator de potência da carga equivalente do sistema.

CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior Este trabalho apresenta um estudo sobre alguns dos aspectos relacionados às microrredes em corrente contínua, uma alternativa para utilização de fontes renováveis de energia em sistemas de geração distribuída. Considerando que a manutenção da tensão no barramento principal das microrredes, no qual as fontes e as cargas são conectadas, é uma das questões mais importantes para a operação de modo satisfatório destes sistemas, um sistema de controle descentralizado de tensão integrando técnicas de controle por droop de tensão e de controle por modos deslizantes é proposto. Uma microrrede CC de 10 kW conectada à rede CA e composta por arranjos fotovoltaicos e bancos de baterias, dimensionada para atender uma parcela das cargas eletrônicas e de iluminação do Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia – Campus Juiz de Fora, é modelada e simulada em tempo real utilizando o conceito de simulação CHIL. Resultados experimentais utilizando controladores externos como dispositivos em teste são utilizados para analisar o comportamento do sistema em diferentes condições e para validação da metodologia proposta. Além disso, é apresentado um estudo das técnicas de análise de estabilidade de tensão para sistemas em corrente contínua. Por fim, é apresentada uma metodologia baseada em síntese de elementos reativos utilizando conversores estáticos para estabilização ativa de sistemas CC simplificados, contendo uma fonte e uma carga do tipo potência constante. This work presents aspects related to DC microgrids, an alternative way of using renewable energy sources in a decentralized fashion. Whereas the maintenance of the microgrid main bus voltage, in which the sources and loads are connected, is one of the most important issues for the satisfactory operation of these systems, a novel methodology for regulating DC bus voltage integrating voltage droop control and sliding mode control techniques is proposed. A grid-connected 10 kW DC microgrid containing photovoltaic arrays and a battery bank, sized to meet a portion of electronic and lighting loads of the Federal Institute of Education, Science and Technology - Campus Juiz de Fora, is modeled and simulated in real time using the concept of CHIL simulation. Experimental results using external controllers as hardware under test are used to analyze system behavior under different conditions and to validate the proposed methodology. Furthermore, a study regarding voltage stability analysis techniques applied to DC systems is presented. Finally, a methodology based on synthesis of reactive elements using static converters for active stabilization of simplified CC systems, containing one source and one constant power load, is presented.

CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior Neste trabalho são propostos dois índices eficientes baseados em Equivalentes de Thévenin para avaliação da segurança de tensão de Sistemas Elétricos de Potência de grande porte. Estes índices são denominados de Índice de Estabilidade de Tensão e Índice de Perda de Controle de Tensão e baseiam-se na característica de máxima transferência de potência de circuitos elétricos lineares. Neste sentido, propõe-se uma nova metodologia para a estimação da impedância de Thévenin baseada na técnica de Análise de Sensibilidade da matriz Jacobiana do problema de Fluxo de Potência. O Índice de Estabilidade de Tensão proposto pode ser calculado para todas as barras do sistema em um dado ponto de operação, fornecendo uma estimativa rápida do ponto de vista computacional da Margem de Carregamento e uma indicação das barras críticas do sistema. Por outro lado, o Índice de Perda de Controle de Tensão é calculado somente para as barras do tipo PV, fornecendo uma indicação dos geradores críticos para o controle de tensão da região em análise. Os índices propostos são avaliados através do estudo de sistemas tutoriais, de sistemas de médio porte e de um sistema de grande porte baseado no Sistema Interligado Nacional brasileiro. Sempre que possível procura-se validar os resultados obtidos através de comparações com as técnicas do vetor tangente do Método da Continuação e de menor Margem de Potência Reativa das Curvas V-Q, que são técnicas já consagradas para análise de estabilidade de tensão de Sistemas Elétricos de Potência. In this work are proposed two efficient indexes based on Thévenin equivalent for assessment of voltage safety of large Electric Power Systems. These indexes are called Voltage Stability Index and Voltage Control Loss Index and are based on the characteristic of maximum power transfer of linear electrical circuits. In this sense, we propose a new methodology to estimate the Thévenin impedance based on the Sensitivity Analysis technique of the Jacobian matrix of power flow problem. The Voltage Stability Index proposed can be calculated for all system buses at a given operating point, providing a quick estimate of the computational point of view of the Loading Margin and an indication of the critical buses of the system. On the other hand, the Voltage Control Loss Index is calculated only for the PV type buses and provides an indication of the critical generators for control of voltage of the region in analisys. The proposed indexes are evaluated by studying tutorials systems, medium size systems and a large system based on the brazilian National Interconnected System. Whenever possible looking up validate the results obtained through comparisons with the techniques of the tangent vector of the Continuation Method and of the smaller Reactive Power Margin of the V-Q curves, which already are established techniques of voltage stability analysis of Electric Power Systems.

A instabilidade de tensão geralmente manifesta-se de duas formas: insolubilidade das equações de fluxo de potência e a perda de controlabilidade. Entretanto, o último mecanismo não tem sido considerado na Análise Probabilística da Estabilidade de Tensão (APET). O objetivo deste artigo é apresentar um método para incluir a perda de controlabilidade e a insolubilidade na APET. O método proposto se baseia na combinação de três técnicas: Método Monte Carlo (MMC), Fluxo de Potência Ótimo (FPO) não-linear e o Método da Matriz D' (MMD). Os resultados dos testes demonstraram que a perda de controlabilidade é um mecanismo importante na APET. The voltage instability is usually characterized by two mechanisms: unsolvability of the power flow equations and controllability loss. However, the last mechanism has not been considered in the voltage stability probabilistic assessment. The objective of this paper is to present a method to include controllability loss and unsolvability in the voltage stability probabilistic assessment. The proposed method is based on the combination of three techniques: Monte Carlo Simulation Method, Nonlinear Optimal Power Flow and D' Matrix Method. The test results demonstrated that the controllability loss is an important mechanism in the voltage stability probabilistic assessment.

Made available in DSpace on 2014-06-11T19:30:50Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2010-02-18Bitstream added on 2014-06-13T20:07:53Z : No. of bitstreams: 1 matarucco_rr_dr_ilha.pdf: 2669428 bytes, checksum: c42a359efd2169b25baa0b6c3a967339 (MD5) Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) Este trabalho apresenta dois métodos para a análise estática de contingências em Sistemas Elétricos de Potência utilizando o Método da Continuação. No primeiro método a margem de carregamento pós-contingência é obtida a partir do ponto de máximo carregamento do caso base. A magnitude de tensão de uma barra qualquer é usada como parâmetro na etapa de parametrização do fluxo de carga continuado. O ramo selecionado para avaliação da contingência é parametrizado por um fator de escalonamento que possibilita a remoção gradual do ramo e assegura a convergência nos casos em que o método diverge para a retirada total da linha de transmissão. Em geral, para a maioria das contingências analisadas são necessárias poucas iterações para a determinação do ponto de máximo carregamento pós-contingência. Mostra-se que o método pode ser usado como uma técnica alternativa para a averiguação e até mesmo para a obtenção da lista de contingências críticas fornecida pela função de análise de segurança de sistemas elétricos. No outro método, o qual obtém o ponto de máximo carregamento de pós-contingência a partir do caso base, as variáveis ângulo de fase e magnitude de tensão de uma barra k qualquer, e a perda total de potência ativa, são propostas como parâmetros para a etapa de parametrização do fluxo de carga continuado utilizado na averiguação da lista de contingências críticas fornecida pela função de análise de segurança de sistemas elétricos. Nos casos em que há divergência do fluxo de carga, o método proposto possibilita confirmar se esta ocorre devido à deficiência numérica do método em si ou a inexistência de um ponto de operação factível de pós-contingência. O uso da perda total de potência ativa como parâmetro traz como vantagem a possibilidade da determinação de pontos além do ponto de singularidade sem a necessidade... This work presents two methods for static contingency analysis of electric power systems by using Continuation Methods. In the first the post-contingency loading margin is obtained from the base case maximum loading point. The voltage magnitude of any bus can be used as a parameter in the parameterization step of the proposed continuation power flow. The branch selected for contingency evaluation is parameterized by a scaling factor which allows its the gradual removal and assures the continuation power flow convergence for the cases where the method would diverge for the complete transmission line removal. In general, for most of the analyzed contingencies little iterations are necessary for the determination of the post-contingency maximum loading point. It is shown that the method can be used as an alternative technique to verify and even to obtain the list of critical contingencies supplied by the electric power systems security analysis function. In the other method, which obtains the maximum loading point from the base case, new parameters, namely the voltage magnitudes, phase angles and the total power losses, for evaluating the effects of branch outages. The approach can be used as a verification tool after a list of critical contingencies had been ranked according to their severities by the contingency selection functions. It is then possible to find whether the non-convergence of a power flow is due to a numerical problem or to an infeasible operating situation. The mains advantage of using the total real power losses as a parameter is that it is not necessary to change parameters during the solutions tracing until beyond the simple limit point, where the original Jacobian is singular. The proposed methods facilitate the development and the implementation of continuation methods for contingencies analysis

CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior Durante décadas, problemas relacionados à estabilidade de tensão ou, segurança de tensão, têm despertada a atenção crescente de pesquisadores do setor elétrico. O crescimento da economia e o aumento do consumo de energia elétrica, aliados à falta de investimentos nos setores de geração e transmissão, têm levado o sistema elétrico de potência a operar muito próximo de seus limites. Desta forma, a habilidade do sistema em manter um nível operacional satisfatório, após a ocorrência de alguma contingência, pode ficar comprometida. Este trabalho avalia a segurança de tensão através de um método simples, eficiente e rápido computacionalmente, além de propor ações de reforço para melhorar a margem de carregamento do sistema elétrico. A análise da rede é função dos caminhos de transmissão de potência ativa e um modelo matemático muito simples é utilizado. Quanto às ações de reforço, a análise de sensibilidade fornece as barras mais adequadas ao redespacho de potência ativa e reativa. Um processo iterativo é estabelecido com o intuito de recomendar ações de controle e fornecer condições de segurança de tensão menos severas. Os resultados apresentados para um sistema real de 34 barras demonstram a eficácia da metodologia desenvolvida. Voltage stability or voltage security analysis has motivated an expressive attention of power systems researchers. The economy growth and the increased electric energy consumption, allied to the lack of investments in generation and transmission areas, have led electrical power systems to operate very close to their limits. Therefore, they cannot be able to operate in a secure way after some contingencies. In this work, a simple and fast method evaluates voltage security and proposes conditions to improve the loading margin. System analysis is carried out in terms of active power transmission path. Sensitivity analysis provides the most adequate buses to active and reactive power redispatch. A sequential iterative methodology to reinforce system conditions is presented. The results for a real 34-bus system demonstrate the efficiency of proposed methodology.

Este artigo apresenta resultados de um estudo da atual condição de operação do sistema interligado brasileiro com relação à estabilidade de tensão. As análises são realizadas a partir de dados reais do planejamento e da operação. O sistema é dividido em 4 regiões: Norte, Nordeste, Sul e Sudeste/Centro-Oeste. A margem de estabilidade é obtida para cada uma destas regiões. Os resultados mostram que o sistema interligado brasileiro apresenta margem de estabilidade muito abaixo da sugerida pelos critérios existentes, a qual é limitada pela região Sudeste/Centro-Oeste. Uma análise detalhada para esta área crítica do sistema é realizada. Além de uma avaliação do comportamento da margem de estabilidade de tensão durante um dia típico de semana, esta trabalho apresenta uma análise de contingências. Utilizando a metodologia de análise modal verifica-se a abrangência das contingências, mensurando o impacto de cada contingência como local, de área ou sistêmico. This paper presents results of a study of the Brazilian system operation in respect to voltage stability criteria. The analyses are applied using real-life data from the operation and planning. The system is divided in 4 regions: North, Northeast, South and Southeast/West Center. System stability margin is evaluated for each one of these areas. The results show that Brazilian system has stability margin much lower than the existing voltage stability criteria, limited by the Southeast/West Center region. A detailed analysis of this critical area is performed. This paper also presents the stability margin behavior during a typical weekday curve and a contingency analysis. The contingency severity is verified by using the modal analysis technique assessing each contingency impact classifying as local, area or systemic.

Orientadores: Vivaldo Fernando da Costa, Luiz Carlos Pereira da Silva Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Eletrica e de Computação Resumo: O estressamento dos sistemas elétricos tem voltado o interesse de engenheiros e pesquisadores para a definição e avaliação de margens de segurança relacionadas a critérios dinâmicos. Neste trabalho é proposta uma ferramenta que permite a avaliação de quatro diferentes critérios de estabilidade: margem de amortecimento, margem oscilatória, margem de estabilidade de tensão e o ponto de máximo carregamento. A metodologia baseia-se em um fluxo de carga expandido que incorpora as características de regime permanente de dispositivos dinâmicos, fornecendo pontos de equilíbrio precisos e mais condizentes com a resposta "real" dos sistemas elétricos quando sujeitos a perturbações. As margens são calculadas através da análise modal aplicada aos pontos de equilíbrio de curvas PV. Além disso, estudos preliminares são conduzidos objetivando a expansão da análise modal estática, fornecendo fatores de participação para todas as barras do sistema, dos pontos de vista das potências ativa e reativa. Portanto, a plataforma não só permite a identificação dos pontos onde ocorreria o colapso do sistema, como fornece a indicação das medidas corretivas mais efetivas para evitar problemas de instabilidade Doutorado Energia Elétrica Doutor em Engenharia Elétrica

Orientadores: Carlos Alberto de Castro Junior, Luiz Carlos Pereira da Silva Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Eletrica e de Computação Resumo: Este trabalho apresenta uma nova e rápida metodologia para calcular a margem mínima de estabilidade de tensão de sistemas de potência. O cálculo da margem de estabilidade de tensão (MET) é normalmente requerido no planejamento e operação dos sistemas de potência. Usualmente, a carga é incrementada em uma direção predefinida baseada em históricos ou previsão da demanda (por exemplo, com fator de potência constante, seguido por um incremento proporcional nos MW da geração) até que o ponto de máximo carregamento (PMC) seja obtido. O cálculo da margem mínima METm, permite obter a pior direção de incremento de carga. Além disso, podem se apresentar situações onde incrementos de carga imprevistos em uma barra ou área conduzam a uma margem menor, arriscando a operação do sistema em modo seguro. O objetivo deste trabalho é apresentar uma metodologia nova e eficiente, do ponto de vista computacional, para obter a METm e a correspondente direção que é equivalente à pior direção de incremento de carga. Esta informação, com a margem que usualmente é calculada, permite que os operadores do sistema tomem medidas preventivas de controle para retornar ou manter o sistema em modo de operação seguro. Adicionalmente, é apresentado um estudo de áreas críticas para identificar as regiões ou barras que mais estão contribuindo a perda de estabilidade de tensão. É possível encontrar a melhor ação de controle, como corte de carga ou compensação reativa Abstract: This work presents a new and fast method for computing the minimum voltage stability margin of electric power systems. The computation of the voltage stability margin (VSM) is often required for the planning and operation of power systems. Usually, loads are increased along a predefined direction, which can be estimated based on historical data or load forecast (e.g. with constant power factor, followed by a proportional MW generation increase) up to the system's maximum loading point is reached. The computation of the minimum VSM (mVSM) allows obtaining the load increase worst scenario. Also, situations may occur where variations from the predefined load increase direction, as for example, an unexpected load increase at some bus or area, may result in smaller VSM, taking the system to an insecure operating state. The aim of this work is to propose a new and fast method to compute the mVSM? and the corresponding load increase direction for which it occurs. This information, along with the usual VSM, allows operators to take measures like preventive control actions to move the system to securer operating points. Also a general study of critical areas is shown in order to identify the weakest region and bus that are contributing to the loss of voltage stability. It is possible to _nd the best control actions, like load curtailment or reactive compensation Mestrado Energia Elétrica Mestre em Engenharia Elétrica

Do ponto de vista da segurança de tensão, barras críticas são: i) aquelas para as quais a transmissão de potência ativa e reativa se encontra perto de um máximo permissível e ii) aquelas onde ações de controle de tensão podem ter conseqüências opostas ao esperado. Uma vez detectadas a existência dessas barras críticas, pode ser recomendada a aplicação de ações de controle para tornar as condições de segurança de tensão menos severas. Este artigo apresenta uma metodologia seqüencial iterativa para reforçar as condições do sistema. Utilizando-se um sistema de 34 barras, mostra-se a eficácia da diminuição do fluxo de potência ativa no "ramo crítico" do "caminho de transmissão mais carregado", conceitos estes, introduzidos neste artigo. Maximum power transmission and inadequate voltage control are the two main aspects associated with voltage security analysis. Once critical buses are found by the assessment function, enhancement control actions may recommended. This paper presents a sequential iterative methodology to reinforce system conditions. A 34-bus system is used to show the adequacy and efficiency of the power flow reduction through the "critical branch" of the "most loaded transmission path". Both concepts are introduced in this paper.

Neste trabalho apresenta-se uma detalhada análise comparativa entre máquinas síncronas e de indução para uso em sistemas de geração distribuída. Os impactos desses geradores no desempenho de redes de distribuição são determinados e confrontados utilizando diferentes ferramentas e modelos de simulação computacional. As questões técnicas analisadas são perfil de tensão de regime permanente, perdas elétricas, estabilidade de tensão, estabilidade transitória, afundamento de tensão devido a faltas desequilibradas e correntes de curto-circuito. Os resultados de simulação mostram que a melhor decisão do ponto de vista técnico deve ser tomada baseada nas características da rede, i.e. dependerá da maior restrição operativa da rede referente ao aumento da capacidade de geração distribuída. This paper presents a detailed comparative analysis between synchronous and induction machines for distributed generation applications. The impacts of these generators on the performance of distribution networks are determined and compared by using different computational simulation tools and models.The technical factors analyzed are steady state voltage profile, electrical losses, voltage stability, transient stability, voltage sags due to unbalanced faults and short-circuit currents. The results show that the most suitable choice depends on the network technical characteristics, i.e. what are the main operating restrictions related to distributed generation.

Este trabalho propõe modelar o controle automático de tap e o controle secundário de tensão no problema do fluxo de potência continuado, bem como, avaliar os efeitos na estabilidade de tensão decorrentes da inserção destas estratégias de controle. Os limites operativos máximo e mínimo de cada um dos dispositivos de controle são considerados. Resultados de análise modal são utilizados com o objetivo de identificar as barras críticas do sistema. This paper proposes to model both the automatic tap control and the secondary voltage control in the continuation power flow problem, as well as, to evaluate the effects in the voltage stability due to the insertion of these control strategies. Maximum and minimum operative limits of each control device are taken into account. Modal analysis results are utilized in order to identify the system critical buses.