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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