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The electric networks reconfiguration has as purpose: to reduce the energy losses, to improve the voltage profile for the customers, to increase the reliability levels or to re-establish the energy supply in contingency situations. In spite of the complexity of this combinatorial problem of large dimensions, there is an effort of the researchers in the direction of efficient optimization methods, once the classic methods present difficulties for its resolution. The disadvantage of these methods is that a major part of researchers ignores the totality of formal information that is available in the power utilities. The efficient solution should also consider the knowledge and experience of power utilities professionals that can be accomplished starting from the development of Specialist Systems. For these reason, it becomes more recommended to consider algorithms that make possible the use of formal and informal analysis methods. This context motivated this thesis whose proposal is the development of new methods and software for distribution networks reconfiguration starting from multiple criteria decision-making methods, aiming at a more adequate processing of all available information in power utilities. To solve the approached problem, this paper uses the Bellman-Zadeh s method that was shown efficient in the solution of several problems of multiple criteria decision, besides allowing the analysis, at the same time, of quantitative and qualitative criteria. In general, the reconfiguration can not be solved in an efficient way without the analysis of the following problems: the appropriate modeling of the equipments and electrical loads; the creation of algorithm for representation of the electrical topology that allows fast changes in the electric configuration; calculations of the load flow; the definition of composition and presentation forms for the target functions and restrictions; the development of optimization methods and software to define the best electric configuration in normal operation state and in contingency situations. The proposed methodologies were customized according to the power utilities needs, helping the operators in the decision-making process. Besides that the algorithms meet the demand for fast processing of the efficient solutions, which is fundamental mainly in the re-establishment of energy supply during contingencies. Among the several advantages of the developed software in relation to the conventional softwares, the most important are: the representation of the electric topology considers only the information of the connections that really exist, dispensing the use of matrixes; integration with the electric load modeling systems for maximum demand as for load typical curves; the use of the initial data reliability to coordinate the tranformers load; application of multiple criteria optimization algorithms for distribution networks reconfiguration, in normal operational state and in contingency situations; composition of the target functions and restrictions considering quantitative and qualitative characteristics; evaluation of the impact of the reconfiguration in the power systems energy losses. As results, case studies are presented with real data from the power utilities, in order to prove the efficiency of the proposed methods. A reconfiguração das redes elétricas tem como finalidade: reduzir as perdas de energia, melhorar o perfil de tensão para os consumidores, aumentar os níveis de confiabilidade ou restabelecer o fornecimento de energia em situações de contingência. Apesar da complexidade desse problema combinatorial de grandes dimensões, há todo um esforço, por parte dos pesquisadores, no sentido de buscar métodos eficazes de otimização, uma vez que os métodos clássicos apresentam dificuldades para sua resolução. A desvantagem destes trabalhos é que a maioria deles praticamente ignora a totalidade da informação formal, que está disponível nas concessionárias. No entanto, para uma solução eficiente, também deve-se considerar o conhecimento e a experiência dos profissionais das concessionárias, que pode ser realizado a partir do desenvolvimento de Sistemas Especialistas. Por essas razões, torna-se mais indicado desenvolver algoritmos que possibilitem reunir métodos de análise formais e informais. Essas constatações motivaram a realização deste trabalho. Nele, propõese o desenvolvimento de novos métodos e de uma ferramenta computacional para reconfiguração das redes de distribuição a partir de métodos de tomada de decisão multicriteriais, visando ao processamento adequado das fontes de informação disponíveis nas concessionárias. Para resolver o problema abordado, este trabalho utiliza o método de Bellman-Zadeh, que se mostrou eficiente para a solução de questões envolvendo múltiplos critérios, permitindo não apenas a análise de critérios quantitativos, mas também qualitativos. Em geral, a questão de reconfiguração não pode ser solucionada de forma otimizada, sem a análise dos seguintes problemas: modelagem adequada dos elementos pertencentes às redes de distribuição e das cargas elétricas; criação de algoritmo para representação da topologia das redes, que permita realizar rápidas alterações na configuração; cálculos do fluxo de potência; definição da composição e formas de apresentação para as funções objetivo e restrições; desenvolvimento de métodos de otimização e software para definir a configuração elétrica ideal, em regime normal de operação e em situações de contingência. As metodologias propostas foram customizadas de acordo com as necessidades das concessionárias, ajudando os operadores no processo de tomada de decisão. Além disso, os algoritmos atendem à exigência de processamento rápido na definição da solução eficiente, que é fundamental principalmente quando se tratar de restauração de energia em situações de contingência. Dentre as vantagens desse sistema em relação aos softwares convencionais, destacam-se as seguintes: representação da topologia elétrica das redes de distribuição, considerando somente a informação das ligações que existem de fato, dispensando o uso de matrizes; integração com os sistemas de modelagem da carga elétrica tanto por demanda máxima quanto por curvas típicas de carga; uso da confiabilidade dos dados iniciais para coordenação da carga dos transformadores de distribuição; aplicação de algoritmos de otimização e de análise multicriteriais para reconfiguração das redes, em regime normal de operação e em situações de contingência; composição das funções objetivo e restrições, considerando características quantitativas e qualitativas; avaliação do impacto das reconfigurações nas perdas elétricas dos sistemas de potência. Como resultados, são apresentados estudos de casos com dados reais das concessionárias de energia elétrica, com o objetivo de comprovar a eficiência dos métodos propostos.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES Non-technical losses, in the latest decades, have become one of the main bottlenecks of the main electric power utilities, since they directly affect the utilities income, as well as the quality of electricity supplied. The most common causes of non-technical losses indicated by utilities are clandestine connections, fraud and reading errors. Depending on the socioeconomic characteristics of an utilities concession, the concentration of non-technical losses may be located, mostly, in urban areas or in regions located inland, in rural areas. At this case, mainly producing and irrigating regions, the location of possible occurrences of non-technical losses is extremely complex, due to the large extension of the feeders and the difficult access to some locations. Therefore, this work presents a methodology for detecting non-technical losses in irrigated sugarcane producing areas, whose pilot region for application the study was the municipality of Barretos, located in São Paulo. The methodology applies a clustering technique, the DBSCAN algorithm, to estimate the electricity consumption of the formed clusters, where this estimate was performed in two ways: using full irrigation management and salvage irrigation management, posteriorly comparing with the consumption of the consumer units that belong to the certain clusters. The results of the case studies showed that the estimated consumption of electricity in the clusters, considering full irrigation, brought a higher consumption result when compared to the consumption of the UCs of the respective cluster, while when considering salvage irrigation, the results were very close to the real consumption of the consumer units of the respective clusters in certain months of the year, showing the low irrigation depth that is applied in sugarcane crops. As perdas não técnicas, nas últimas décadas, se tornaram um dos principais gargalos das grandes distribuidoras de energia elétrica, visto que afetam diretamente na sua receita, bem também como na qualidade de energia elétrica fornecida. As causas mais comuns das perdas não técnicas apontadas pelas distribuidoras de energia elétrica são ligações clandestinas, fraudes e erros de leitura. Dependendo as características socioeconômicas da concessão de uma distribuidora, a concentração de perdas não técnicas pode estar localizada, majoritariamente, nas zonas urbanas ou em regiões localizadas no interior, em zonas rurais. Nas zonas rurais, em regiões majoritariamente produtoras e irrigantes, a localização de possíveis ocorrências de perdas não técnicas são extremamente complexas, devido à grande extensão dos alimentadores e pelo difícil acesso a algumas localidades. Com isso, este trabalho apresenta uma metodologia de detecção de perdas não técnicas em áreas produtoras de cana-de-açúcar irrigada, cuja região piloto para aplicação do estudo foi o município de Barretos, no estado de São Paulo. A metodologia aplica uma técnica de agrupamento de dados em cluster, o algoritmo DBSCAN, para estimar o consumo de energia elétrica dos clusters formados, onde essa estimativa foi realizada de duas formas: utilizando o manejo de irrigação plena e o manejo de irrigação de salvamento, confrontando posteriormente com o consumo das unidades consumidoras que pertencem aos determinados clusters. Os resultados dos estudos de casos mostraram que a estimativa de consumo de energia elétrica dos clusters, considerando irrigação plena, trouxe um resultado de consumo muito acima quando comparado ao consumo das UCs do respectivo cluster, ao passo de que quando considerado irrigação de salvamento, os resultados se aproximaram muito do consumo real das unidades consumidoras dos respectivos clusters em determinados meses do ano, mostrando a baixa lâmina de irrigação que é aplicada nas lavouras de cana-de-açúcar.

Fundação de Apoio à Tecnologia e Ciência, FATEC, Brasil The arc flash is an event of stochastic behavior caused by the rupture of the dielectric strength between two or more conductors, from conditions that favor its appearance. Its high destructive potential and the resulting incident energy generates a high electrical risks to equipments and workers. Given the severity of this event, since 1980, there has been an increase in research and laboratory tests in the subject, which focused on a better understanding of the phenomenon and which allowed the creation of mathematical models for the estimation of incident energy, which enabled the arising of more effective safety measure against these events. Also, standards related to the subject were created, such as IEEE Std 1584-2018 and NFPA 70E, at the international ambit, and national standards, such as NR-6, NR-10 and ABNT NBR 16384:2020, with a more supperficial approach. Despite this, due to the great technical complexity and associated implementation costs, there are still few high-current laboratories in the world that carry out technical research related to electric arcs. Considering the different situations that can culminate in an arc f lash, there are still points that need to be clarified and that are not directly addressed in the current regulations, such as weather conditions (for example: humidity), besides more diversified configurations and gaps between electrodes. Thus, a laboratory with a structure to generate high short-circuit currents for arc flash tests was built at the Institute of Intelligent Networks (INRI) of UFSM, in a partnership with CPFL Energy group. The structure of the laboratory makes possible to establish the arc flash and control its extinction for times up to two seconds, and among its equipments, stands out a threephase transformer of 5 MVA and three single-phase reactors capable of controlling the levels of short-circuit currents, furthermore an incident energy measurement system that involves calorimeters with copper discs and a high-speed thermographic camera to record the temperature increase in the calorimeters. The results found certify that the laboratory succed to perform safely arc flash tests through the adopted laboratory’s procedures, and that the implemented measurement system can reliably estimate the incident energy, in order that on the horizon it will be possible to explore issues that are not addressed in the main current normative references. O arco elétrico é um evento de comportamento estocástico ocasionado pela ruptura da rigidez dielétrica entre dois ou mais condutores, a partir de condições que favoreçam o seu surgimento. O seu alto potencial destrutivo e a energia incidente decorrente geram elevados riscos elétricos a equipamentos e trabalhadores. Dada a gravidade deste evento, desde 1980, houve um aumento de pesquisas e ensaios laboratoriais no tema, que incidiram em uma melhor compreensão do fenômeno e que permitiram que fossem criados modelos matemáticos para a estimação da energia incidente, que possibilitaram o surgimento de medidas de segurança mais efetivos contra esses eventos. Ademais, foram criadas normas relacionadas ao assunto, como a IEEE Std 1584-2018 e a NFPA 70E, no âmbito internacional, além de uma abordagem superficial em normas nacionais, como as NR-6, NR-10 e a ABNT NBR 16384:2020. Apesar disso, devido à grande complexidade técnica e custos de implementação associados, ainda há poucos laboratórios de altas correntes no mundo que realizam pesquisas técnicas relacionadas aos arcos elétricos. Considerando as diversas situações que podem culminar em um arco elétrico, ainda há pontos a serem esclarecidos que não são diretamente abordados nas normas vigentes, como condições ambientais (por exemplo: umidade), além de configurações e espaçamentos entre eletrodos mais diversif icadas. Assim, foi construído no Instituto de Redes Inteligentes (INRI) da UFSM, em parceria com o grupo CPFL Energia, um laboratório com estrutura para gerar elevadas correntes de curto-circuito para ensaios de arcos elétricos. A estrutura do laboratório permite estabelecer o arco elétrico e controlar a sua extinção para tempos de até dois segundos, e dentre seus equipamentos, destacam-se um transformador trifásico de 5 MVA e três reatores monofásicos capazes de controlar os níveis das correntes de curto-circuito, além de um sistema de medição de energia incidente que envolve calorímetros com discos de cobre e uma câmera termográfica de alta velocidade para o registro de aumento de temperatura nos calorímetros. Os resultados encontrados certificam que o laboratório possui a capacidade de realizar ensaios de arcos elétricos de maneira segura através dos procedimentos laboratoriais adotados, e que o sistema de medição implementado consegue estimar a energia incidente de maneira confiável, para que no horizonte seja possível explorar questões que não são abordadas nas principais referências normativas atuais.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES Within the rural network, several factors can influence the difficulty on the part of distributors to locate fraudulent or irregular consumer units that may be causing non-technical losses, such as, for example, the difficulty in correlating the consumption of their irrigating customers with occurrences of divergent consumption. than expected, due to the necessary technical knowledge about the characteristics of each type of crop. Thus, this dissertation aims to present a methodology for detecting possible occurrences of non-technical losses for coffee irrigating consumer units that are CPFL Paulista's clients. For this, the study of the phenological characteristics of the coffee tree, management attributes of the irrigation system, and agrometeorological data essential for consumption estimates was carried out. Mapping the expected periods of irrigation system management, the clustering by Kmeans technique was used to group the consumer units, generating classes of consumption profiles based on their energy billing history and the period of billed energy registration (month). These classes and consumption (monthly) relationships are used as input to the implementation of a Random Forest model, used as the predictive model that classifies the units based on the most current consumptions and compares the predicted class with the class stored in the database. . The identification of customers that may be fraudulent occurs if the predicted class is of a lower level than the expected class for the same observed month. Complementing the methodology, since consumer units of lower classes would not change their Consumption Profile in the event of lower energy consumption, the consumption estimation method was used to detect possible occurrences of non-technical losses, comparing the real consumption with the estimated. The classification predictive model was able to detect changes in Consumption Profiles in a satisfactory way, and the estimation model shows that, for consumer units in the coffee growing area of São Paulo, the irrigation method is still used in a complementary way to the farm productivity. No âmbito da rede rural, vários fatores podem influenciar na dificuldade por parte das distribuidoras em localizar unidades consumidoras fraudulentas ou irregulares que possam estar causando perdas não técnicas, como por exemplo, a dificuldade em correlacionar os consumos de seus clientes irrigantes com ocorrências de consumos divergentes do esperado, devido ao conhecimento técnico necessário a respeito das características de cada tipo de lavoura. Dessa forma, essa dissertação tem como objetivo apresentar uma metodologia de detecção de possíveis ocorrências de perdas não técnicas para unidades consumidoras irrigantes de café clientes da CPFL Paulista. Para isso foi realizado o estudo das características fenológicas do cafeeiro, atributos de manejo do sistema irrigante, e de dados de agrometeorologia essenciais para as estimativas de consumo. Mapeando os períodos esperados de manejo do sistema de irrigação, foi empregado a técnica de clusterização por Kmeans para agrupar as unidades consumidoras, gerando classes de perfis de consumo com base em seus históricos de faturamento de energia e o período de registro da energia faturada (mês). Essas relações de classes e consumo (mensais), são utilizadas como entrada da implementação de um modelo Random Forest, utilizado como o modelo preditivo que classifica as unidades com base em consumos mais atuais e compara a classe predita com a classe armazenada na base de dados. A identificação de clientes que possam ser fraudulentos ocorre se a classe predita for de nível inferior à classe esperada para o mesmo mês observado. Complementando a metodologia, uma vez que unidades consumidoras de classes inferiores não teriam mudança de Perfil de Consumo na ocorrência de menor consumo de energia, foi utilizado o método de estimativa de consumo para detectar possíveis ocorrências de perdas não técnicas, comparando o consumo real com o estimado. O modelo preditivo classificatório mostrou-se capaz de detectar as mudanças de Perfis de Consumo de maneira satisfatória, e o modelo de estimativa mostra que, para as unidades consumidoras da zona cafeeira de São Paulo, o método de irrigação ainda é utilizado de maneira complementar à produtividade da fazenda.

The energy transition intensifies two limitations verified on traditional transmission cost allocation (TCA) methods employed around the world: 1) lack of coordination between transmission pricing and load evolution, and 2) lack of efficient signals to guide the generation expansion throughout the transmission system. This work presents a novel dynamic framework that overcomes such limitations, making tariff adjustments that reflect the responsibility of each user on transmission investment. The process undertaken by the framework for the transmission tariff formation captures two important aspects: the load evolution at each system bus and the optimal generation necessary to minimize the electrical losses into the transmission network. In terms of consumption, adjustments are made to raise the tariffs at buses with load growth and to reduce the tariffs at those buses with load decline. In relation to generation, the framework rewards generators that contribute to minimize the electrical losses, through the calculation of benefits that work as discounts in their tariffs. Both aspects are innovative and direct contributions to the power sector, as they are attributes not verified on traditional TCA methods. Furthermore, the transmission tariff formation is integrated with the reconfiguration of distribution networks that respond to this tariff, in order to minimize the global cost of distribution utilities. Thus, the work presents an integrated structure that allows analyzing the feedback between transmission tariffs and agents of electricity consumption and generation. The novel dynamic framework stimulates a more distributed load growth in the power system and incentivizes that generators increase their capacity at suitable locations in the system. The integration between transmission tariffs and distribution networks guarantees the raise of regulatory fairness between these power sector segments. Hence, the framework increases the economic efficiency of transmission tariffs, through individual, proportional and coordinated tariff adjustments, also ensuring the full recovery of the total transmission cost. The framework modeling is generic, which allows its application with any TCA method, with different power systems, and with distinct cost structures. Therefore, the framework is able to contribute to the provision of efficient economic signals, promoting a better use of system resources and launching new possibilities of tariff integration and operational coordination. A transição energética intensifica duas limitações verificadas nos métodos tradicionais de alocação dos custos de transmissão (ACT) empregados ao redor do mundo: 1) falta de coordenação entre precificação da transmissão e evolução da carga, e 2) falta de sinais eficientes para guiar a expansão da geração pelo sistema de transmissão. Este trabalho apresenta uma nova estrutura dinâmica que suplanta tais limitações, realizando ajustes tarifários que refletem a responsabilidade de cada usuário no investimento em transmissão. O processo empreendido pela estrutura para a formação de tarifas de transmissão captura dois aspectos importantes: a evolução da carga em cada barra do sistema e a geração ótima necessária para a minimização das perdas elétricas na rede de transmissão. Em termos de consumo, os ajustes realizados elevam as tarifas nas barras com aumento de carga e reduzem naquelas com diminuição de carga. Já em relação à geração, a estrutura recompensa os geradores que contribuem para a minimização das perdas elétricas, através do cálculo de benefícios que funcionam como descontos em suas tarifas. Ambos os aspectos são contribuições inovadoras e diretas ao setor elétrico, pois são atributos não verificados nos métodos tradicionais de ACT. Além disso, a formação de tarifas de transmissão é integrada à reconfiguração de redes de distribuição que respondem a estas tarifas, para a minimização do custo global das concessionárias de distribuição. Assim, o trabalho apresenta um esquema integrado que permite analisar o feedback entre as tarifas de transmissão e os comportamentos dos agentes de consumo e geração de eletricidade. A nova estrutura dinâmica estimula um crescimento mais distribuído do consumo no sistema de potência e incentiva que geradores aumentem sua capacidade de geração em locais adequados do sistema. Já a integração entre tarifas de transmissão e redes de distribuição garante o incremento da equidade regulatória entre tais segmentos do setor elétrico. Desta forma, a estrutura aumenta a eficiência econômica das tarifas de transmissão, através de ajustes tarifários individuais, proporcionais e coordenados, garantindo também a recuperação integral do custo total de transmissão. A modelagem da estrutura é genérica, o que permite sua aplicação com qualquer método de ACT, com diferentes sistemas de potência e com estruturas de custos distintas. Portanto, a estrutura se mostra apta a contribuir no fornecimento de sinais econômicos eficientes, promovendo um melhor uso dos recursos do sistema e abrindo novas possibilidades de integração tarifária e coordenação operacional.

Non-technical losses are one of the biggest problems faced by companies in the energy sector, since they directly affect the financial revenues of concessionaires, the security of electrical systems and the quality of electricity supply to consumers. They are associated with errors in readings and measurements, clandestine connections to the secondary distribution network and fraud in meters. In rural feeders, the problem of non-technical losses becomes more complex, as the large extensions of the distribution networks and the presence of consumers located in remote or difficult-to-access regions make it difficult for inspection teams to investigation. Furthermore, rural consumers are extremely relevant for concessionaires, as they represent a significant portion of electricity consumption, due to irrigation systems installed with pumps and motors with high active power and used practically continuously during the crop period. This work presents a proposal for the identification of non-technical losses in consumers located in rural areas with irrigated rice cultivation. The methodology developed in this study based on the correlation of electricity consumption patterns and the characteristics of planting areas and irrigation systems. The methodology employs in the structure of its algorithm, the k-Means and Random Forest methods, for the development of the data clustering and classification stages, respectively, being used as inputs, monthly records of billed energy from a set of rural consumers areas. Furthermore, the algorithm has the capacity to estimate the consumption of electricity, based on referential information of some variables that make up the irrigation systems and the cultivated planted areas for a certain crop. The validation of the proposed methodology was accomplished in a group of seven rural consumers located in the West Frontier Region of the state of Rio Grande do Sul. In order to verify for possible irregularities, indicators referring to the class and the comparison between actual and estimated consumptions for each consumer were evaluated. The results demonstrated the proper operation of the model, indicating five suspected cases of occurrences of non-technical losses. As perdas não técnicas são um dos maiores problemas enfrentados pelas empresas do setor energético, uma vez que, afetam diretamente as receitas financeiras das concessionárias, a segurança nos sistemas elétricos e a qualidade no fornecimento de energia elétrica para os consumidores. As mesmas, estão associadas a erros de leituras e medições, ligações clandestinas a rede secundária de distribuição e fraudes em medidores. Em alimentadores rurais, o problema das perdas não técnicas torna-se mais complexo, pois as grandes extensões das redes de distribuição e a presença de unidades consumidores alocadas em regiões remotas ou de difícil acesso, dificultam a fiscalização pelas equipes de inspeções. Além disso, os consumidores rurais são extremamente relevantes para as distribuidoras, pois representam uma parcela significativa do consumo de energia elétrica, devido aos sistemas de irrigação instalados com bombas e motores de elevada potência ativa e utilizados de maneira praticamente contínua durante o período da safra. Este trabalho apresenta uma proposta para a identificação de perdas não técnicas em unidades consumidoras localizadas em áreas rurais com cultivo de arroz irrigado. A metodologia desenvolvida nesse estudo, é baseada na correlação dos padrões de consumos de energia elétrica e das características das áreas de plantio e dos sistemas de irrigação. A metodologia emprega na estrutura de seu algoritmo, os métodos de k-Means e Random Forest, para o desenvolvimento das etapas de agrupamento e classificação de dados, respectivamente, sendo utilizados como entradas, registros mensais de energia faturada de um conjunto de consumidores rurais. Além disso, o algoritmo tem a capacidade de estimar o consumo de energia elétrica, a partir de informações referenciais de algumas variáveis que compõem os sistemas de irrigação e das áreas de plantio cultivadas para uma determinada safra. A validação da metodologia proposta foi realizada em um conjunto de sete unidades consumidoras rurais localizadas na Região da Fronteira Oeste do estado do Rio Grande do Sul. Para verificar possíveis irregularidades, foram avaliados indicadores referentes a classe e a comparação entre consumos reais e estimados para cada consumidor. Os resultados demonstraram a operação adequada do modelo, indicando cinco casos suspeitos de ocorrências de perdas não técnicas.

The market for electric vehicles (EV) in Brazil is still insignificant when compared to the existing fleet in countries in Europe, China and the United States, where there has been significant growth in recent years. Brazil represents an important automotive market, and it could be very significant in what concerns to opportunities for national and foreign investors, if a policy for electric vehicles were planned in the future, considering that one of the limiting factors for the growth of this market is related to the high price of the electric vehicle in the country. In what concerns the acquisition of EV, public agencies have the advantage of tax exemptions, which reduces the acquisition cost and provides significant savings with supply and maintenance when compared to their fleet of vehicles with internal combustion engines, when replaced by electric vehicles. The main motivation for this case study is the opportunity to reduce the fixed expenses of Public Agencies. The feasibility analysis of this case study demonstrates, by comparing combustion and electric vehicles, identifying the elements that can contribute to the decision regarding the replacement of the existing fleet, a significant saving in fuel expenses. The study addresses the case of the vehicle fleet of ALA 4 - Unit of the Air Base of Santa Maria, in which the transition from a fleet powered by internal combustion to an electric one is evaluated, considering only the energy aspects. Based on the data collected from these vehicles in the period from January to December 2019, a comparison between the costs of fueling diesel and gasoline with the costs for recharging the batteries of electric vehicles in the Military Base's electrical network will be presented. Two possibilities for recharging EVs will be presented as well. The first, through the electricity supplied by the Distributor and the second using the energy generated by the photovoltaic plant in the Military Unit. The reduction in expenses with the replacement of the fleet by EV are expressive in both scenarios, compared to the costs of supplying the internal combustion vehicles of the current fleet, with gasoline and diesel. O mercado de veículos elétricos no Brasil ainda é insignificante quando comparado com a frota existente em países da Europa, China e Estados Unidos, onde o crescimento tem sido significativo nos últimos anos. O Brasil é um importante mercado automotivo e poderia ser representativo em termos de oportunidades para investidores nacionais e estrangeiros, se uma política de adoção de veículos elétricos fosse adotada no futuro tendo em vista que um dos fatores limitantes para o crescimento desse mercado está relacionado com o elevado preço do veículo elétrico (VE) no país. No que toca à aquisição de VE, os órgãos públicos possuem o benefício de usufruir de isenções fiscais, reduzindo o custo de aquisição e proporcionando uma economia significativa com abastecimento e manutenção de suas frotas de veículos com motor a combustão interna, com a substituição por veículos elétricos. A Principal motivação para o estudo de caso é a oportunidade de redução de gastos fixos dos Órgãos Públicos. A análise de viabilidade deste estudo de caso demonstra, pela comparação entre veículos a combustão e elétricos, os elementos para decisão de eletrificação da frota existente, com uma redução expressiva de despesas com combustíveis. O estudo aborda o caso da frota veicular da ALA 4 - Unidade da Base Aérea de Santa Maria, na qual se avalia a transição de uma frota movida a combustão interna para a elétrica, considerando apenas os aspectos energéticos. A partir do levantamento de dados destes veículos no período de janeiro a dezembro de 2019 será apresentado o comparativo de custos de abastecimento com diesel e gasolina com os custos para recarga das baterias dos veículos elétricos na rede elétrica da Base Militar. Serão apresentadas duas possibilidades para a recarga dos VE. A primeira, através da energia elétrica fornecida pela Distribuidora e a segunda utilizando a energia gerada pela planta fotovoltaica existente na Unidade Militar. A redução de despesas mensais com combustíveis, decorrentes da substituição da frota por VE, são expressivas em ambos os cenários, comparado com os custos de abastecimento dos veículos a combustão da frota atual, com gasolina e diesel.

An electric arc occurs when the air’s ionization is sufficient to allow the passage of electric current and arises from two or more conductors separated by a given spacing subjected to a short-circuit, either by improper contact or insulation failure, or even during the routine operation of electrical equipment, such as in the process of opening and closing maneuvering devices. A series of risks are associated to electric arc, the thermal risk being accepted as the most significant, as accidents documented as caused by this type of phenomenon are predominantly burns. Large amounts of energy are released during the occurrence of an electric arc, the thermal energy being called incident energy. Within the arc flash risk assessment process, the incident energy analysis is employed to predict the incident energy levels generated in a possible arc flash event and, as result of this analysis, it is possible to determine the appropriate protective equipment for the work in that site, whether there is the need to employ incident energy mitigation techniques, and whether the work can actually be carried out in an energized location or whether it will be necessary for the point to be de-energized. In this work, an incident energy analysis is proposed for distribution grids, in which incident energy levels must be estimated, mitigation techniques proposed when necessary, and worker protection measures determined. The employed grids in the case studies are the IEEE 13-Node and IEEE 34-Bus grids, as they have points within the voltage range of the selected incident energy estimation guide, the IEEE Std 1584. Both 2002 and 2018 models are used to obtain a comparison among the results. The ATPDraw software is used to simulate bolted three-phase faults at the points of interest and the clothing and other pertinent protective equipment are chosen from NFPA 70E-2021. The results of the case studies confirm the direct relation between the incident energy and the arc duration, in addition to highlighting the difference among the results obtained using the 2002 and 2018 models as more expressive for scenarios with horizontally oriented conductors and in low voltage systems, mainly due to the arc current variation factor. For medium voltage systems, the spacing range considered in the IEEE Std 1584-2002’s empirical model is different from the IEEE Std 1584-2018 model, forcing the use of the theoretical model, based on the Lee model, which implies in more conservative results. Finally, considering the voltage ranges of both models, there is a limitation regarding their application in distribution systems, as they do not include all voltages used in medium and high voltage grids. A ocorrência de um arco elétrico se dá quando a ionização do ar é suficiente para possibilitar a passagem de corrente elétrica e decorre de dois ou mais condutores separados por um dado espaçamento submetidos a um curto-circuito, seja por contato indevido ou falha de isolamento, ou ainda durante a operação rotineira dos equipamentos elétricos, como no processo de abertura e fechamento dos dispositivos de manobra. Uma série de riscos estão associados ao arco elétrico, sendo o risco térmico aceito como o mais significante, visto que acidentes documentados como causados por esse tipo de fenômeno são predominantemente queimaduras. Grandes quantidades de energia são liberadas durante a ocorrência de um arco elétrico, sendo a energia térmica denominada energia incidente. Dentro do processo de avaliação do risco de arco elétrico, a análise de energia incidente é empregada para prever os níveis de energia incidente gerados em um possível evento de arco elétrico e, como resultado dessa análise, é possível determinar os equipamentos de proteção adequados para o trabalho naquele sítio, se há necessidade de empregar técnicas de mitigação de energia incidente e, ainda, se o trabalho poderá de fato ser realizado em local energizado ou se será necessário que o ponto seja desenergizado. Neste trabalho, uma análise de energia incidente é proposta para redes de distribuição, na qual se deve estimar os níveis de energia incidente, propor técnicas de mitigação quando necessário e determinar medidas de proteção ao trabalhador. As redes empregadas nos estudos de caso são as redes IEEE 13-Node e IEEE 34-Bus, pois contam com sítios dentro do intervalo de tensão do guia de estimativa de energia incidente selecionado, o IEEE Std 1584. Ambos os modelos de 2002 e de 2018 são empregados, a fim de se obter uma comparação entre os resultados. O software ATPDraw é utilizado para simular faltas trifásicas francas nos pontos de interesse e as vestimentas e demais equipamentos de proteção pertinentes são escolhidos a partir da NFPA 70E-2021. Os resultados dos estudos de caso confirmam a relação direta entre a energia incidente e a duração do arco elétrico, além de salientar a diferença entre os resultados obtidos empregando o modelo de 2002 e o de 2018 como mais expressiva para cenários com condutores orientados horizontalmente e em sistemas de baixa tensão, em função principalmente do fator de variação da corrente de arco. Para sistemas de média tensão, o intervalo de espaçamentos considerados no modelo empírico do IEEE Std 1584-2002 é distinto do modelo do IEEE Std 1584-2018, forçando o uso do modelo teórico, baseado no modelo de Lee, o que implica em resultados mais conservadores. Por fim, considerando-se o intervalo de tensão de ambos os modelos, há uma limitação quanto à aplicação deles em sistemas de distribuição, visto que não contemplam todas as tensões empregadas nas redes de média e alta tensão.

This dissertation presents a methodology for the classification and indication of replacement of ventilated lead acid batteries used in substations through the use of the operational fragility indicator composed of two criteria: equipment situation and operational situation. This indicator allows the recognition of which battery has replacement priority in a set of substations. The equipment situation criterion has the formation of the discharge capacity, conductance, operating time and terminal voltage drop. While the operational situation criterion represents the substation's characteristic as transformed power, existence of battery and backup diesel generator. The criteria that were chosen for decision making are divided into two groups: Equipment Situation Criterion (ESC) and Operational Situation Criterion (OSC). The ESC presents the electrical characteristics of the battery bank while the OSC presents the condition of the equipment with respect to location and backup equipment. The multicriterial analysis methods AHP and PROMETHEE were used in this work. The first to define the weights of the criteria, and the second to obtain the OFI. The operational fragility indicator has an important application in the corrective maintenance planning of the electric utility. The methodology is proven in a case study covering 25 battery banks installed in 18 substations of a Brazilian energy transmitter. Esta dissertação apresenta uma metodologia para a classificação e indicação de substituição de bateria de chumbo ácido ventilada usada em subestações através da utilização do indicador de fragilidade operacional composta por dois critérios: situação de equipamento e situação operacional. Este indicador permite o reconhecimento de qual bateria tem prioridade de substituição em um conjunto de subestações. O critério situação de equipamento tem a formação da capacidade de descarga, condutância, tempo de operação e queda de tensão terminal. Enquanto o critério situação operacional representa a característica da subestação como potência transformada, existência de bateria e gerador diesel reserva. Os critérios que foram escolhidos para a tomada de decisão são divididos em dois grupos: Critério Situação de Equipamento (CSE) e Critério Situação Operacional (CSO). O CSE apresenta as características elétricas do banco de baterias enquanto o CSO apresenta a condição do equipamento com relação a localização e equipamentos reservas. Os métodos de análise multicriterial AHP e PROMETHEE foram usados neste trabalho. O primeiro na definição dos pesos dos critérios, e o segundo para obtenção do IFO. O indicador de fragilidade operacional tem uma importante aplicação no planejamento de manutenção corretiva da concessionária de energia elétrica. A metodologia é comprovada em um estudo de caso abrangendo 25 bancos de baterias instaladas em 18 subestações de uma transmissora de energia brasileira.

This study presents a decision-making model for the dynamic reconfiguration of distribution networks after contingency situations based on formulations of the selfhealing problem with islanding. This work develops a three-stage algorithm. The first stage applies a greedy reconfiguration heuristic, which calculates the criteria values for each viable network configuration in each hour. To address the variety of criteria, the analytic hierarchy process method is applied to define the weights. The second stage addresses the problem statically to reduce the number of configurations and, therefore, the combinations of step 3. In the third stage, the problem is approached dynamically, generating the optimal sequence of topologies for the analyzed period, while considering the time-varying operational conditions of the system. The proposed heuristic significantly reduces the complexity of the problem while minimizing the following criteria: energy not supplied, losses, number of interrupted consumers and switch operations. The physical constraints of the power grid considered in the proposed model are the line limits, protective equipment settings, voltage limits, distributed generators (DG) limits and network radiality. The proposed model is analyzed in different scenarios in the IEEE 123-bus system, modified with the insertion of DGs. The proposed method is compared with a conventional benchmark model. Este estudo apresenta um modelo de tomada de decisão para a reconfiguração dinâmica de redes de distribuição após situações de contingência com base em formulações do problema de self healing com ilhamento. Este trabalho desenvolve um algoritmo de três estágios. O primeiro estágio aplica uma heurística gulosa de reconfiguração, que calcula os valores dos critérios para cada configuração de rede viável a cada hora. Para abordar a variedade de critérios, um processo de hierarquia analítica é aplicado para definir os pesos. A segunda etapa aborda o problema estaticamente para reduzir o número de configurações e, portanto, as combinações da etapa 3. Na terceira etapa, o problema é abordado de forma dinâmica, gerando a sequência ótima de topologias para o período analisado, considerando as condições operacionais do sistema que variam com o tempo. A heurística proposta reduz significativamente a complexidade do problema ao mesmo tempo em que minimiza os seguintes critérios: energia não suprida, perdas, número de consumidores interrompidos e operações de comutação. As restrições físicas da rede elétrica consideradas no modelo proposto são os limites da linha, configurações dos equipamentos de proteção, limites de tensão, limites dos Geradores Distribuídos (GD) e radialidade da rede. O modelo proposto é analisado em diferentes cenários no sistema IEEE 123-barras, modificado com a inserção de GDs. O método proposto é comparado com um modelo de referência convencional.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES The main objective of the electric distribution system operators is to supply energy to the loads at the lowest generation cost over a given time horizon, anticipating sudden changes in demand and generation, a problem known as Dynamic Economic Dispatch (DED). When coupling the DED objectives to the network operational constraints, such as voltage levels and load limits of the lines, we have the problem known as Dynamic Optimal Power Flow (DOPF). In an emergency scenario, with damaged lines or equipments, the healthy regions of the network with Distributed Energy Resources (DERs) can operate islanding from the main grid, using MicroGrid (MG) concepts. In this scenario, the demand constraint is flexible and the DED follows a price signal, using inter-temporal technologies to maximize the power utility’s profit; with the DOPF being known as Price-Based DOPF (PB-DOPF). Due to limited generation or high attendance cost, load shedding can be performed in specific moments. Simultaneously with the operation of MGs, repair crews must be dispatched to affected locations to repair and restore the system to its normal operating state, which is known as emergency order scheduling (EOS) problem. Although PB-DOPF and EOS problems are interdependent in real-world applications, due to the associated high computational complexity, they are traditionally addressed in decoupled manner by utilities. Thus, this work proposes a mathematical model for the co-optimization of these problems in order to minimize the cost of PB-DOPF in a horizon. The PB-DOPF with EOS is formulated as a Mixed-Integer Linear Programming (MILP) model, with a three-phase power flow. The linear modeling offers, among other advantages, a high-speed calculation and allows to know the quality of the solution, critical factors in emergency scenarios. An algorithm is also proposed to perform the PB-DOPF and the repair crew dispatches over a given horizon, in both normal and emergency scenarios, integrating a pre-scheduling step to deal with computational complexity. The route is systematically released at each iteration and the evolution of the solution dynamically monitored. The proposed model is tested on three-phase unbalanced IEEE 123-bus and IEEE 8500-node distribution systems, both modified with additional DER systems. The algorithm is also compared with two variations, with the results highlighting its effectiveness. O principal objetivo dos operadores do sistema elétrico de distribuição é o de suprir energia às cargas ao menor custo de geração em um dado horizonte de tempo, antecipando mudanças repentinas na demanda e na geração, problema conhecido como Despacho Econômico Dinâmico (DED). Ao acoplar os objetivos do DED às restrições operacionais da rede elétrica, tais como níveis de tensão e limites de carregamento das linhas, têm-se o problema conhecido como Fluxo de Potência Ótimo Dinâmico (FPOD). Em um cenário emergencial, com linhas ou equipamentos danificados, as regiões saudáveis da rede com Recursos Energéticos Distribuídos (REDs) podem operar de modo ilhado da rede principal, usando os conceitos de MicroGrid (MG). Nesse cenário, a restrição de demanda é flexível e o DED segue um sinal de preço, usando tecnologias intertemporais para maximizar o lucro da concessionária de energia; com o FPOD sendo definido como FPOD Baseado em Preço (FPOD-BP). Devido à geração limitada ou ao elevado custo de atendimento, o corte de carga pode ser realizado em momentos específicos. Simultaneamente à operação das MGs, equipes de reparo devem ser despachadas aos locais afetados para reparar e restaurar o sistema ao seu estado operacional normal, problema conhecido como Agendamento de Ordens Emergenciais (AOE). Apesar de os problemas de FPOD-BP e AOE serem interdependentes em aplicações do mundo real, devido à elevada complexidade computacional associada, eles são tradicionalmente tratados de maneira desacoplada pelas concessionárias. Sendo assim, este trabalho propõe um modelo matemático para a co-otimização desses problemas, com o objetivo de minimizar o custo do FPOD-BP em um horizonte. O FPOD-BP com AOE é formulado como um modelo de Programação Linear Inteira Mista (PLIM), com fluxo de potência trifásico desbalanceado. A modelagem linear oferece, entre outras vantagens, uma elevada velocidade de cálculo e permite conhecer a qualidade da solução, fatores críticos em cenários emergenciais. É proposto ainda um algoritmo para realizar os despachos do FPOD-BP e das equipes de reparo em um dado horizonte, tanto em cenários normais quanto emergenciais, integrando uma etapa de pré-agendamento para lidar com a complexidade computacional. A rota é sistematicamente liberada a cada iteração e a evolução da solução monitorada dinamicamente. O modelo proposto é testado nos sistemas de distribuição trifásicos desbalanceados IEEE 123-barras e IEEE 8500-nós, ambos modificados com REDs adicionais. O algoritmo também é comparado com duas variações, com os resultados destacando a sua eficácia.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES Conselho Nacional de Pesquisa e Desenvolvimento Científico e Tecnológico - CNPq The dynamics of power systems with time-varying and non-linear elements is a complex matter since it involves continuous adjustments among every part for a suitable and efficient performance. Small disturbances in the load variation procedure also routinely occur. Consequently, the controller parameters must be adjusted to the variable conditions. The non-linear autoregressive model with exogenous input (NARX) neural network (NN) has been used in many non-linear dynamic systems. This paper explores the NARX combined with a multiobjective optimization by using genetic algorithms (GAs) to damp local and interarea oscillation modes. The NN model is trained by using a historical database determined by the GA for several load levels. Subsequently, the model can change the stabilizer parameters in real time after the learning phase. This study is used to tune a power system stabilizer (PSS) in a two-area four-machine system. This study is to adjust for the IEEE PSS4b in a system of four machines and two areas. The results of the simulations in the case study demonstrated that the GA-NARX-PSS had the best effects in dampening the oscillations resulting from the disturbances compared to other stabilizer adjustment techniques found in the literature. It was observed that the GA-NARX-PSS damped as oscillations caused by a short circuit with a longer duration than that supported by the PSS tuned with both AG optimization and the whale optimization algorithm (WOA). A dinâmica dos sistemas de energia com elementos variáveis no tempo e não lineares torna muito complexo garantir uma operação estável, pois requisita um ajuste contínuo de cada elemento com a finalidade de se obter um desempenho adequado e eficiente. Grandes perturbações como curtos-circuitos, chaveamento de linhas, desconexão de gerador ou perda de grandes blocos de carga podem acarretar oscilações de potência. O controlador mais utilizado para contrapor a estas oscilações é o Power System Stabilizer (PSS). As redes neurais artificiais (RNA) têm sido utilizadas como controle em muitas plantas dinâmicas não lineares. Para tal, esta tese explora a rede neural nonlinear autoregressive exogenous model (NARX) combinada com uma otimização multiobjetivo com a aplicação de algoritmos genéticos (AG) para amortecer as oscilações de potência. O modelo RNA é treinado utilizando um banco de dados determinado pelo AG para vários níveis de carga. Posteriormente, a própria rede pode alterar os parâmetros do estabilizador em tempo real. Uma nova técnica de geração de dados para treinamento da NARX é proposta, a qual necessita de poucos pontos de operação para que a rede neural reconheça os padrões do sistema. Este estudo é aplicado para ajustar o IEEE PSS4b em um sistema de quatro máquinas e duas áreas. Os resultados das simulações no estudo de caso demonstraram que o GA-NARX-PSS apresentou melhores efeitos no amortecimento das oscilações decorrentes das perturbações comparado com outras técnicas de ajuste de estabilizadores presentes na literatura. Observouse que o GA-NARX-PSS amorteceu as oscilações provocadas por curto-circuitos com tempo de duração maiores que o suportado pelo PSS sintonizado tanto com otimização via AG como com o algoritmo whale optimization algorithm (WOA).

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES Companhia Estadual de Energia Elétrica - CEEE CPFL Energia The growing demands for electric energy have called attention of several nations about the environmental pollution caused by the sources of generation. In order to soften environmental these influences, many investments and incentives to the research, development and implementation of the generation of electric energy using natural resources, mainly wind, hydroelectric and solar. Photovoltaic technology is an increasingly and promising way to directly convert solar radiation into electrical energy without harming the environment in any sense. The insertion of this technology in large scales in several countries encouraged the expansion of studies trying to increase the performance of this technology, in terms of both construction and operating conditions. UFSM research group CEESP has developed a versatile prototype for this type research mostly related to photovoltaic modules. This prototype aims to increase the electrical performance of the photovoltaic modules, as well as the thermal utilization during its operation. This prototype allows experiments with fixed modules in adjustable positions, solar tracking in one and two axes, flat solar concentration and cooling with thermal storage either in water tanks or in with geothermal technology. This central is a completely automated installation, modular and reprogrammable. Based on the potentiality of this prototype, six lines of experimental research are proposed in this dissertation. The first one analyses the influence of the orientation and inclination angles on the electrical performance of the photovoltaic modules in monthly, seasonal and annual periods. The second line of study evaluates the performance of the photovoltaic modules installed on roofs to verify the influence of the operating temperature variation caused by the restrictions of natural thermal exchange due to proximity of the installation of the panel nearby or in direct contact with the roof. In the third line of research, are studied the effects of dirtiness from the photovoltaic power plant's location on the performance of modules conditioned to different cleaning routines were evaluated. The fourth line of research presents solar tracking under the condition of mostly cloudy skies, such as rainy and very cloudy weather. In the fifth line of study, it is investigated the influence of the mover step for solar tracking on one axis (East – West). The last line of research in this dissertation brought together solar tracking, solar concentration and panel cooling with thermal utilization as a means of enhancing the performance of photovoltaic modules. The experimental results of all these researches contribute technically to enhance the performance of photovoltaic modules. In addition, such results also can assist in decision making for the installation and use of photovoltaic modules, such as, for example, cleaning routine or positioning angle of fixed installations that aim to prioritize electrical performance at any specific period of the year. As crescentes demandas por energia elétrica têm preocupado as nações quanto à poluição ambiental causada pelas fontes de geração. Com o intuito de amenizar os impactos ambientais têm-se investido e incentivado a pesquisa, desenvolvimento e implantação da geração de energia elétrica provinda de recursos naturais, principalmente a eólica, a hidroelétrica e a solar. A tecnologia fotovoltaica tem se mostrado cada vez mais promissora por converter diretamente a radiação solar em energia elétrica sem agredir o meio ambiente nesta operação. A inserção desta tecnologia em grande escala em diversos países incentivou a ampliação de estudos para aumentar o desempenho desta tecnologia, tanto no aspecto construtivo quanto de suas condições de operação. O grupo de pesquisa CEESP da UFSM desenvolveu um protótipo versátil para pesquisas relacionadas aos módulos fotovoltaicos. Este protótipo tem por objetivo aumentar o desempenho elétrico dos módulos fotovoltaicos, bem como o aproveitamento térmico durante sua operação. Este protótipo permite experimentos com módulos fixos em posições ajustáveis, rastreamento solar em um e em dois eixos, concentração solar plana e arrefecimento com armazenamento térmico em reservatórios de água ou com a tecnologia geotérmica. Esta central é completamente automatizada, modular e reprogramável. Com base nas potencialidades deste protótipo propõem-se seis linhas experimentais de pesquisa nesta dissertação. A primeira analisa a influência dos ângulos de orientação e inclinação no desempenho elétrico dos módulos fotovoltaicos nos períodos mensais, sazonais e anual. A segunda linha de estudo avalia o desempenho dos módulos fotovoltaicos instalados em telhados para verificar a influência da variação da temperatura de operação causada pelas restrições da troca térmica natural devido à proximidade da instalação da placa próxima ou em contato direto com o telhado. A terceira linha de pesquisa avalia-se os efeitos da sujidade do local de instalação da central fotovoltaica no desempenho dos módulos condicionados à diferentes rotinas de limpeza. A quarta linha de pesquisa aborda o rastreamento solar sob a condição de céu majoritariamente nublado, como os chuvosos e muito enuviados. Na quinta linha de estudo averígua-se a influência do passo do movimentador no rastreio solar de um eixo (Leste – Oeste). A última linha de pesquisa desta dissertação reúne o rastreamento solar, concentração solar e arrefecimento com aproveitamento térmico como meios de potencializar o desempenho dos módulos fotovoltaicos. Os resultados experimentais de todas estas pesquisas contribuem tecnicamente para potencializar o desempenho de módulos fotovoltaicos. Além disso, tais resultados também auxiliam na tomada de decisão para a instalação e uso dos módulos fotovoltaicos, como por exemplo, rotina de limpeza ou ângulo de posicionamento de instalações fixas que almejem priorizar o desempenho elétrico em períodos específicos do ano.

In recent years, there has been an exponential growth in the number of photovoltaic installations, mainly in secondary distribution systems, as a result of the beginning of the modernization of the electricity sector, based on new regulations, government incentives and more accessible technologies. However, the vast majority of existing low voltage networks were not designed to absorb a large volume of distributed generation, mainly residential feeders, which have relatively low demand during the day, a period when photovoltaic generation reaches its peak, which can cause reversal of the energy flow in the feeder, resulting in a series of technical challenges for the energy distributors, mainly overvoltage and increase in the voltage imbalance index. Thus, there is a need to conduct studies on the hosting capacity of photovoltaic in Brazilian distribution networks, with the objective of guaranteeing quality electrical energy, without limiting the expansion of photovoltaic energy. This dissertation presents a method using Monte Carlo simulations (MMC) to analyze the main impacts associated with high photovoltaic insertion in secondary distribution networks, in order to estimate its hosting capacity. In short, the MMC consists of the generation of thousands of random scenarios, where the position of each photovoltaic system is established based on a pseudo-random number generated by the program. For each scenario generated, the power flow is calculated and the results of the impacts are collected, for later probabilistic analysis. The algorithm is implemented in Python programming language, which uses the OpenDSS COM interface for power flow calculations. A comprehensive case study is performed, using data from a typical Brazilian secondary distribution network, where different rates of photovoltaic insertion are applied to analyze the main associated impacts. Following the study, some network parameters, such as cable length and section, and loads, such as load and demand profile, are changed to assess their relationship with impacts. Nos últimos anos, tem-se observado um crescimento exponencial no número de instalações fotovoltaicas, principalmente nos sistemas de distribuição secundários, fruto do início da modernização do setor elétrico, a partir de novas normativas, incentivos governamentais e tecnologias mais acessíveis. No entanto, a grande maioria das redes de baixa tensão existentes não foi projetada para absorver um grande volume de geração distribuída, principalmente alimentadores residenciais, que apresentam demanda relativamente baixa durante o dia, período em que a geração fotovoltaica atinge seu pico, o que pode causar reversão do fluxo de energia no alimentador, resultando em uma série de desafios técnicos para as distribuidoras de energia, principalmente sobretensão e aumento no índice de desequilíbrio de tensão. Desta forma, surge a necessidade da realização de estudos de capacidade de hospedagem fotovoltaica das redes de distribuição brasileiras, com objetivo de garantir uma energia elétrica de qualidade, sem limitar a expansão da energia fotovoltaica. Esta dissertação apresenta um método utilizando simulações de Monte Carlo (MMC) para analisar os principais impactos associados à elevada inserção fotovoltaica em redes de distribuição secundária, de modo a estimar a capacidade de hospedagem da mesma. Resumidamente, o MMC consiste na geração de milhares de cenários aleatórios, onde a posição de cada sistema fotovoltaico é estabelecida a partir de um número pseudoaleatório gerado pelo programa. Para cada cenário gerado é calculado o fluxo de potência e coletado os resultados dos impactos, para posterior análise probabilística. O algoritmo é implementado em linguagem de programação Python, que utiliza a interface COM do OpenDSS para os cálculos de fluxo de potência. Um estudo de caso abrangente é realizado, utilizando dados de uma rede de distribuição secundária típica brasileira, onde diferentes taxas de inserção fotovoltaica são aplicadas para análise dos principais impactos associados. Na sequência do estudo são alterados alguns parâmetros da rede, como comprimento e seção dos cabos, e das cargas, como perfil de carga e demanda, para avaliar a relação destes com os impactos.

The complexity of electrical systems instigates the need for increasingly complete analysis of elements belonging to the network. With the addition of elements in the system, to optimize the energy services offered, also increase the probabilities of instability. Some typical scenarios in power systems can generate transients to the system, which provide impacts on current and voltage behavior. When considering that not only power transformers are of paramount importance in the context of electrical systems, but also other equipment relevant to their optimal operation, it is proposed to study the electromagnetic transients that occurred in the networks, which subject this equipment to current and voltage disturbances. This sudden oscillation can generate losses to both the transformer and the system in general, therefore, the studies and analyses performed around transients are fundamental. The objective includes an analysis of the impact and behavior of the current in the network that involves the Santo Antonio HPP, Jirau HPP and bipoles subsystem. Thus, a complex power system is modeled, mainly for the details of generating units and transformers used. It is possible to demonstrate a modeling performed in a permanent regime and transient proportion of events in the network. With the aid of the ATPDraw software, a computational tool that allows the modeling and analysis of transient effects, some scenarios are implemented in the high voltage system, considering the connection of the generating units to the transformer. From the proposed methodology, it becomes possible to observe the impact of the behavior of some quantities as current, in addition to analyzing the effects generated on the restrictions of operational limits of voltage and frequency in the wave profile. The allowable capacity of the equipment, as well as the generating capacities of the generating units, are also considered for restrictions. A complexidade dos sistemas elétricos desperta a necessidade de análises cada vez mais completas nos elementos pertencentes à rede. A partir do acréscimo de elementos no sistema, a fim de que sejam otimizados os serviços de energia oferecidos, também aumentam as probabilidades de instabilidades. Alguns cenários típicos em sistemas de energia são capazes de gerarem transitórios ao sistema, os quais propiciam impactos no comportamento de corrente e tensão. Ao considerar que não apenas os transformadores de potência são de suma importância no contexto dos sistemas elétricos, como também outros equipamentos relevantes para o seu funcionamento ideal, propõe-se o estudo dos transitórios eletromagnéticos ocorridos nas redes, que sujeitam esses equipamentos a perturbações de corrente e tensão. Essa oscilação brusca pode gerar prejuízos tanto ao transformador quanto ao sistema em geral, portanto, os estudos e análises realizados em torno dos transitórios são fundamentais. O objetivo engloba a análise do impacto e comportamento de corrente na rede que envolve o subsistema da UHE Santo Antônio, UHE Jirau e bipolos. Desse modo, realiza-se a modelagem do sistema de potência complexo, enfatizando principalmente os detalhes de unidades geradoras e transformadores utilizados. Nesse sentido, é possível demonstrar a modelagem realizada em regime permanente e propor eventos de situação transitória na rede. Com o auxílio do software ATPDraw, ferramenta computacional que permite a modelagem e análise dos efeitos transitórios, alguns cenários são implementados ao sistema de alta tensão, considerando a conexão das unidades geradoras ao transformador. A partir da metodologia proposta, se torna possível observar o impacto do comportamento de algumas grandezas como corrente, além de analisar os efeitos gerados sobre as restrições de limites operacionais de tensão e frequência no perfil de onda. Consideram-se também para restrições a capacidade admissível dos equipamentos tal como as capacidades de geração das unidades geradoras.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES The development of new technologies, needs and concepts, have led to numerous contributions to several fields of knowledge, one of which is the Electric Power Systems. Contained in this area, the Electricity Distribution Systems stand out, which have migrated from a traditional model to a more modern and contemporary structure, giving rise to the term smart grids. Smart meters, more dynamic monitoring mechanisms, extensive means of communication, storage, and data processing, among a vast number of variables, constitute the forming elements of Intelligent Electric Grids. Even with the evolution provided by all these factors, the errors inherent in this sector continue to be part of the operational reality and in the scope of planning. Within this context, the present work seeks to carry out the detection, identification, and classification of errors, taking as a scenario of study, analysis and implementation of the methodology, a real distribution network. Starting from the data provided by smart meters allocated throughout the network, we seek to acquire sufficient information to achieve observability. Through servers located in certain points of the base scenario, the aim is to store and process the collected measurements. After filtering the information, it is inserted in a computer platform that will be used for the physical implementation of the network under study, in which simulations, analyzes and diagnoses of the errors found will be carried out. The method used for the detection and identification of errors is at the discretion of state estimation that obtains a real-time model of the network, in view of the merging of remotely obtained measurements and pseudo-measures, derived from the calculation of the Power Flow. The State Estimator presents itself as a solution for the evaluation of errors associated with the measures, because, in addition to the steps of surveying the topology and observability analysis, it performs the processing of incorrect data, through the detection and identification of irregularities. Subsequently, this dissertation proposes two indices, one for individual deviation of meters and another for global deviation of the network, which will be responsible for the classification of errors found by the State Estimator, in pre-defined groups of possible sources that cause deviations. These indexes were developed for this work, aiming to attribute possibilities of the irregularities pointed out. Thus, the energy concessionaires, in addition to detecting and identifying inconsistencies in the network, can send teams previously instructed on the possible type of error to be minimized and/or eliminated, favoring the distributors and the final consumer. O desenvolvimento de novas tecnologias, necessidades e conceitos, levaram inúmeras contribuições a diversos campos do conhecimento, sendo um deles os Sistemas Elétricos de Potência. Contido nesta área, destacam-se os Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica, os quais tem migrado de um modelo tradicional para uma estrutura mais moderna e contemporânea, dando origem ao termo smart grids. Medidores inteligentes, mecanismos de monitoramento mais dinâmicos, amplos meios de comunicação, armazenamento e processamento de dados, dentre um vasto número de variáveis, constituem os elementos formadores das Redes Elétricas Inteligentes. Mesmo com a evolução proporcionada por todos esses fatores, os erros inerentes a este setor continuam a fazer parte da realidade operacional e no âmbito de planejamento. Dentro deste contexto, o presente trabalho busca realizar a detecção, identificação e classificação de erros, tomando-se como cenário de estudo, análise e implementação da metodologia, uma rede de distribuição real. Partindo-se dos dados fornecidos por medidores inteligentes alocados ao longo da rede, busca-se adquirir informações suficientes para alcançar a observabilidade. Por meio de servidores localizados em determinados pontos do cenário base, procura-se armazenar e processar as medidas coletadas. Após a filtragem das informações, insere-se as mesmas em uma plataforma computacional que será utilizada para a implementação física da rede em estudo, na qual serão efetivadas as simulações, análises e diagnósticos dos erros encontrados. O método empregado para a detecção e identificação dos erros, fica a critério da estimação de estados que obtém um modelo em tempo real da rede, perante a mesclagem de medidas obtidas remotamente e de pseudo-medidas, oriundas do cálculo do Fluxo de Potência. O Estimador de Estados se apresenta como solução para a avaliação de erros associados as medidas, pois, além das etapas de levantamento da topologia e análise de observabilidade, realiza o processamento dos dados incorretos, mediante a detecção e identificação de irregularidades. Na sequência, esta dissertação propõe dois índices, sendo um para desvio individual dos medidores e outro para desvio global da rede, os quais serão responsáveis pela classificação dos erros encontrados pelo Estimador de Estados, em grupos pré-definidos de possíveis fontes causadoras dos desvios. Estes índices, foram desenvolvidos para esse trabalho, visando-se atribuir possibilidades das irregularidades apontadas. Assim, as concessionárias de energia, poderão, além de detectar e identificar inconsistências na rede, enviar equipes previamente instruídas sobre o possível tipo de erro a ser minimizado e/ou eliminado, favorecendo as distribuidoras e o consumidor final.

In view of the continuous increase in the consumption of electricity in the country, due to the different climatic conditions due to the great territorial extension and the approximation of the maximum capacity of electric energy generation of its consumption, the electricity distributors were obliged to resort to thermoelectric plants to complement your amount of energy. Consequently, buying energy at a higher cost, being obliged to pass these values on to customers through the Tariff Flags, in addition to readjustments in the tariff itself. Concerned with the variation in the electricity tariff, many consumers have been looking for alternatives to reduce the economic impacts on their consumer units. Distributed microgeneration, in particular, photovoltaic solar energy is a relatively simple alternative and has been widely used by residential, commercial and even industrial consumers. The model known as net metering, used to regulate energy microgeneration systems in Brazil, together with the monomial tariff system, can generate a cross-subsidy between consumers from the same distributor. This phenomenon has generated discussions around the world, involving the application of a different tariff called binomial to microgenerators, in order to cover the fixed costs of distributors referring to these units. The eminent need for a revaluation of the tariff system due to new technologies implemented in the electricity sector, the proposed methodology considers a tariff model based on the maximum hourly demand, obtained by the load curves and divided by consumption classes. With data from typical homes, combined with the Hybrid Optimization Model for Eletric Renewables (HOMER) software, the main result is the technical and economic feasibility of applying the new tariff model, including data from consumers who own or intend to invest in Distributed Generation (GD). It should be noted that such analyzes are unprecedented in terms of the methodology developed and aim at financial balance between distributors and consumers. including data from consumers who own or intend to invest in Distributed Generation (GD). It should be noted that such analyzes are unprecedented in terms of the methodology developed and aim at financial balance between distributors and consumers. including data from consumers who own or intend to invest in Distributed Generation (GD). It should be noted that such analyzes are unprecedented in terms of the methodology developed and aim at financial balance between distributors and consumers. Diante do aumento contínuo do consumo de energia elétrica no país junto as distintas condições climáticas devido à grande extensão territorial e a aproximação da capacidade máxima de geração de energia elétrica de seu consumo, as distribuidoras de energia elétrica foram obrigadas a recorrer às usinas termoelétricas para complementar seu montante de energia. Por conseguinte, comprando energia com custo mais elevado, sendo obrigadas a repassar estes valores aos clientes através das Bandeiras Tarifárias, além de reajustes na própria tarifa. Preocupados com a variação da tarifa de energia elétrica, muitos consumidores vêm procurando alternativas para reduzir os impactos econômicos em suas unidades consumidoras. A microgeração distribuída, em especial a energia solar fotovoltaica é uma alternativa relativamente simples e vem sendo amplamente utilizada por consumidores residenciais, comerciais e até industriais. O modelo conhecido como net metering, utilizado para regular os sistemas de microgeração de energia no Brasil, em conjunto com o sistema de tarifa monômia, pode gerar um subsídio cruzado entre consumidores da mesma distribuidora. Esse fenômeno tem gerado discussões ao redor do mundo, envolvendo a aplicação de uma tarifa diferenciada chamada binômia aos microgeradores, de forma a cobrir os custos fixos das distribuidoras referentes a essas unidades. A eminente necessidade de reavaliação do sistema tarifário devido as novas tecnologias implantadas no setor elétrico, a metodologia proposta considera um modelo tarifário baseado na demanda máxima horária, obtido pelas curvas de carga e divididos por classes de consumo. Com os dados de residências típicas, aliadas ao software Hybrid Optimization Model for Eletric Renewables (HOMER), tem como principal resultado a viabilidade técnica e econômica quanto a aplicação do novo modelo tarifário, incluindo dados de consumidores que possuem ou pretendem investir em Geração Distribuída (GD). Ressalta-se que tais análises são inéditas quanto a metodologia desenvolvida e visam o equilíbrio financeiro entre as distribuidoras e os consumidores.

CPFL Energia This work presents a methodology to classify overhead medium voltage electric power distribution networks into categories for the selection of Personal Protective Equipment (PPE) in live line activities. A category of PPE is a parameter of how much protective equipment for the thermal risk of an electric arc supports Incident Energy (EI) on its surface without causing permanent damage to its user. NFPA 70E, in its most recent version of 2018, is the standard that establishes the two methods for the identification of EI. One of the methods presented is the use of tables with a set of pre-established technical parameters to which a specific EI is assigned. The second method consists estimating the EI through mathematical modeling of a specific condition under study. To calculate the EI, among the existing methods, the methodology of calculations and incident and energy standardized in the IEEE std 1584 guide of 2018 will be covered in detail. Both the table method and the EI calculation method do not fully meet all the needs of the activities of LV, either because the tables in some conditions present results that are very conservative and needlessly oversized the PPE, or because of the need calculate the EI for each new set of factors. With the proposed methodology, it was possible to estimate the EI with greater precision in relation to the tables, and without the need to estimate the EI for each condition, providing the users with better groupings in their studies, including options such as by protection zone, feeders, substations or even a set of substations. Este trabalho apresenta uma metodologia para classificar redes aéreas de distribuição de energia elétrica de média tensão em categorias para seleção de Equipamento de Proteção Individual (EPI) nas atividades de linha viva. A categoria de um EPI é parâmetro de quanto o equipamento de proteção para o risco térmico de um arco elétrico suporta de Energia Incidente (EI) em sua superfície sem causar dano permanente em seu usuário. A NFPA 70E, em sua versão mais recente, 2018, é a norma que estabelece dois métodos para a identificação da EI. Um dos métodos apresentados é a utilização de tabelas com um conjunto de parâmetros técnicos pré- estabelecidos aos quais uma determinada EI é atribuída. O segundo método consiste em estimar a EI através de modelamentos matemáticos de uma condição específica em estudo. Para calcular a EI, entre os métodos existentes, será abordada em detalhes a metodologia de cálculos e energia incidentes padronizados no guia IEEE std 1584 de 2018. Tanto o método por tabela quanto o de cálculo de EI não atendem plenamente todas as necessidades das atividades de LV (Linha Viva), seja porque as tabelas em algumas condições apresentam resultados que são muito conservadores superdimensionando desnecessariamente os EPI, seja pela necessidade de calcular a EI a cada novo conjunto de fatores. Com a metodologia proposta será possível estimar a EI com maior precisão em relação às tabelas, e sem a necessidade de estimar a EI a cada condição, proporcionando aos usuários realizarem melhores agrupamentos em seus estudos, incluindo opções como: por zona de proteção, alimentadores, subestações ou até mesmo conjunto de subestações.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES Operational performance analysis is a multidisciplinary tool that allows the engineering systems manager to control the quality of services provided, as needed. For this operational tool to be effective, it is necessary to know the details of the processes involved and mathematically model metrics that bring representative responses from the goals established for the qualification of the system. In this work, the quality metrics established for the Telecommunications systems and the continuity of the Electricity Distribution services, inspected by Anatel and Aneel, respectively, were analyzed. The two methods have differences in schedules, evaluated periods and mathematical relationships. The two methods have differences in schedules, evaluated periods and mathematical relationships. In addition, they have few indexes listing their indicators. Thus, Fuzzy Logic was selected as a mathematical tool to relate the indicators currently practiced in order to create more comprehensive indices that can compose a new methodology for the analysis of operational performance for Smart Grids (REI). This methodology starts from the union of the current sets with their respective metrics, being organized in four main axes: specific indices, instant monitoring indices, new indicators and customer satisfaction. From these groups, indicators and indexes were developed to assess the quality of REI. Then, for the first grouping: indexes of establishment and continuity of data connection (REI01) and guarantee of the contracted transmission rate (REI02) and infrastructure quality indicator (REI07); for the second: indices of instantaneous capacity of individual interruptions (REI03), of instantaneous ability to calculate the frequency of individual interruptions (REI04), of instantaneous capacity of collective interruptions (REI05), of instantaneous ability to calculate the frequency of interruptions individual (REI06); for the third: indicators of the instantaneous data transfer rate (SMP10i / SCM4i) and the average monthly individual data transfer rate (SMP11i / SCM5i); and, for the fourth: the union of several current indicators and indices that make up customer satisfaction, such as drop rate (SMP7), maximum duration of continuous interruption (DMIC), user complaints rate (REL), number repair requests (RAI), consumer satisfaction Aneel (IASC), satisfaction survey and perceived quality Anatel (SCM and SMP). Equal data with different goals per company (DIC, for example) were normalized through the Indicator Unit Value (VUI) created. Through the Fuzzy Logic it was possible to implement the evaluation of the inputs from the goals stipulated by the current regulations, in levels established as stages or equivalent numerical quality levels, being: very bad (0 - 0.3), bad (0.2 - 0 , 6), good (0.5 - 0.9) and excellent (0.8 - 1). The fuzzifiers and defuzzifiers were tested with a REI, found in the bibliography, and with real data from a Brazilian region with an implanted REI, showing adherence in the evaluations and results obtained. A análise de desempenho operacional é uma ferramenta multidisciplinar que permite ao gestor de sistemas de Engenharia uma forma de controlar a qualidade dos serviços prestados ou fornecidos, conforme a necessidade. Para que essa ferramenta operacional tenha efetividade é necessário conhecer os detalhes dos processos envolvidos e modelar matematicamente métricas que tragam respostas representativas a partir de metas estabelecidas para qualificação do sistema. Neste trabalho, foram analisadas as métricas de qualidade estabelecidas para os sistemas de Telecomunicações e de continuidade dos serviços de Distribuição de Energia Elétrica, fiscalizados por Anatel e Aneel, respectivamente. Os dois métodos possuem divergências em horários, períodos avaliados e relações matemáticas. Além disso, possuem poucos índices relacionando seus indicadores. Assim, foi selecionada a Lógica Fuzzy, como ferramenta matemática, para relacionar os indicadores atualmente praticados de forma a criar índices mais abrangentes que possam compor uma nova metodologia de análise de desempenho operacional para as Redes Elétricas Inteligentes (REI). Esta metodologia parte da união dos conjuntos atuais com suas respectivas métricas, sendo organizada em quatro eixos principais: índices específicos, índices de monitoramento instantâneo, indicadores novos e satisfação do cliente. A partir desses grupos, foram desenvolvidos indicadores e índices para avaliar a qualidade da REI. Então, para o primeiro agrupamento: índices de estabelecimento e continuidade da conexão de dados (REI01) e de garantia da taxa de transmissão contratada (REI02) e indicador de qualidade da infraestrutura (REI07); para o segundo: índices de capacidade instantânea de interrupções individuais (REI03), de capacidade instantânea de apurar a frequência de interrupções individuais (REI04), de capacidade de apuração instantânea de interrupções coletivas (REI05), de capacidade instantânea de apurar a frequência de interrupções individuais (REI06); para o terceiro: indicadores da taxa instantânea de transferência de dados (SMP10i/SCM4i) e da taxa média mensal de transferência de dados individual (SMP11i/SCM5i); e, para o quarto: a união de vários indicadores e índices atuais que compõem a satisfação do cliente, como taxa de queda de ligações (SMP7), duração máxima de interrupção contínua (DMIC), taxa de reclamações dos usuários (REL), número de solicitações de reparo (RAI), satisfação do consumidor Aneel (IASC), pesquisa de satisfação e qualidade percebida Anatel (SCM e SMP). Dados iguais com metas distintas por empresa (DIC, por exemplo) foram normalizados através do Valor Unitário de Indicador (VUI) criado. Através da Lógica Fuzzy foi possível implementar a avaliação das entradas a partir das metas estipuladas pelos regulamentos atuais, em níveis estabelecidos como estágios ou níveis de qualidade numéricos equivalentes, sendo: péssimo (0 – 0,3), ruim (0,2 – 0,6), bom (0,5 – 0,9) e excelente (0,8 – 1). Os fuzzificadores e defuzzificadores foram testados com uma REI, encontrada na bibliografia, e com dados reais de uma região brasileira com REI implantada, mostrando aderência nas avaliações e resultados obtidos.

The reconfiguration of distribution networks has been addressed in numerous scientific studies, developing or improving algorithms, using efficient techniques to deal with the problem, seeking mainly to mitigate: the loss of electricity in the distribution systems, the service voltage levels, not neglecting capacity of the feeder circuits. Despite advances in research, there are no references that deal with the subject globally, that is, that consider other factors that fall short of distribution systems. C ontributing to the evolution in the studies of distribution reconfiguration, from a new perspective, th is work seeks to address the classic problem of reconfiguration in the face of the optimization of the loading of distribution substations considering th e location al tariffs of the transmission system, and for that, it was developed a heuristic algorithm. The effectiveness of the distribution reconfiguration algorithm was confirmed through two test systems, the IEEE 33 and 69 nodes , where in both systems t he algorithm proved to be efficient, since it presented satisfactory results, mitigating the costs related to losses of energy, improving voltage levels throughout the network and respecting the maximum current capacity in the feeder circuits. The differen tial of this work is the consideration of aspects of the transmission system in the reconfiguration problem, and the proposed methodology is evaluated from the integrated modeling of the 54 nodes distribution test system to a 4 bus transmission system. The systems are modeled with the aid of the OpenDSS software to determine the power flow, and the network reconfiguration and transmission cost allocation algorithms were developed in a Matlab environment. To enable the analysis of the impact of any investments to marginally increase the capacity of the transmission system and the respective repercussions on the problem of reconfiguration of the distribution system, different scenarios of trans mission line capacity were created, presenting sufficient results to conclude the notorious efficiency of the algorithm, as it presented very low global costs (distribution / transmission) in three scenarios, showing the sensitivity of the TUSTs in the rec onfiguration problem And when there was not a marginal increase in the capacity of transmission lines, generating no need to expand the transmission , t he classic reconfiguration of distribution was obtained , considering only the minimization of energy los s costs and the operation and maintenance costs. In the presented context, the methodology assist s in the optimization of the existing structure, avoiding unnecessary investments both in the transmission and distribution system s , and thereby minimizing dir ectly impacts on the final consumer tariff. A reconfiguração de redes de distribuição vem sendo tratad a em inúmeros trabalhos científicos, desenvolvendo ou aprimorando algoritmos , utilizando técnicas eficientes para tratar o problema , buscando principalmente mitigar as perdas de energia elétrica n os sistemas de distribuição, os níveis de tensão de atendimento, não descuidando da capacidade dos circuitos alimentadores. Apesar do avanço nas pesquisas, não há refer ê ncias que tratem do assunto de forma global, ou seja, que considere m outros fatores aquém dos sistemas de distribuição. Contribuindo para a evolução nos estudos de reconfiguração da distribuição, a partir de uma nova visão, o trabalho busca tratar o problema clássico de reconfiguração frente à otimização do carregamento das subestações de distribuição considerando as tarifas locacionais do s istema de transmissão, e para isso, foi desenvolvido um algoritmo heurístico . A eficácia do algoritmo de reconfiguração da distribuição foi confirmada através de dois sistemas testes, o s IEEE 33 e 69 nós , sendo que em ambos sistemas o algoritmo mostrou se eficiente, uma vez que apresentou resultados satisfatórios , mitigando os custos relativo s às perdas de energia, melhora ndo os níveis de tensão ao longo da rede e respeitando a capacidade máxima de corrente nos circuitos alimentadores. O diferencial deste trabalho é a considera ção de aspectos do sistema de transmissão no problema de reconfiguração, e a metodologia proposta é avaliada a partir da modelagem integrada do sistema teste de distribuição 54 nós a o sistema de transmissão de 4 ba rras O s sistemas são modelados com auxílio do software OpenDSS para determinar o fluxo de potência, e o algoritmo que trata d a reconfiguração da rede e a alocação de custos de transmissão fo i desenvolvido em ambiente do Matlab . Para possibilitar a análise do impacto de eventuais investimentos para elevar marginalmente a capacidade do sistema de transmissão e as respectivas repercussões no problema de reconfiguração do sistema de distribuição, foram criados diferentes cenários de capacidade das linhas de tr ansmissão, apresentando resultados suficientes para concluir a notória eficiência do algoritmo, pois apresentou custou globais (distribuição / ínfimos em três cenários, mostrando a sensibilidade das TUSTs no problema de reconfiguração . E quando não houve o incremento marginal de capacidade de linhas de transmissão , não gerando necessidade de expansão da transmissão, efetuou a reconfiguração clássica da distribuição, considerando apenas a minimização dos custos de perdas de energia e de custos de operação e manutenção. No contexto apresentado, a metodologia auxilia na otimização da estrutura existente , evitando investimentos desnecessários tanto no sistema de distribuição quanto no sistema de transmissão , e com isso minimizando diretamente os impactos na tarifa do consumidor final .

Not long ago, the electricity system was organized into a generation system, away from consumption centers and a transmission system that carried energy for long periods until it reached the distribution system, where consumers are connected. In this format, the energy flow was always unidirectional, from the generation system to the loads. With the emergence of distributed generation (DG), mainly by photovoltaic energy (PV), the Brazilian distribution system goes through a transformation process, in which it starts to aggregate these generation sources, distributed along its extension, injecting energy into the network, which provides bidirectional energy flow. The GD of a renewable source has several benefits, mainly with regard to the contribution to meet the demand for energy; however, excessive penetration can cause reverse energy flow and negative impacts on the power quality of the network. Utilities are afraid of suffering the consequences of reduced revenues (due to the drop in energy sales), coupled with the need for network maintenance and new investments. In order to prevent operational limits from being violated and that utilities lose their reliability, it is important to know the capacity that each system has to host new network agents (PV). In this sense, this work proposes a methodology to maximize the insertion of photovoltaic generation in low voltage distribution networks, by determining the potential for insertion of photovoltaic generation (PI) of the network, technical parameters for the PV to benefit all agents of the distribution system. The methodology is implemented through an interface between MATLAB® and OpenDSS® software. The installed energy of the generation system for each consumer is considered to be proportional to its maximum demand. This percentage is the same for all consumers. Through the exhaustive search process, the best condition is found, which should indicate the greater generation capacity of consumers without affecting the voltage levels, power factor (pf) and network load. The proposed model proved to be more optimistic in the network's capacity to host PV systems in relation to methods that consider random PV insertion. Há pouco tempo o sistema elétrico de potência era organizado em um sistema de geração, afastado dos centros de consumo e um sistema de transmissão que transportava energia por longos trechos até chegar ao sistema de distribuição, onde estão conectados os consumidores. Nesse formato, o fluxo de potência era sempre unidirecional, do sistema de geração para as cargas. Com a ascensão da geração distribuída (GD), principalmente por energia fotovoltaica (PV), o sistema de distribuição brasileiro está passando por um processo de transformação, em que passa a agregar estas fontes de geração, distribuídas ao longo de seu comprimento, injetando potência na rede, o que proporciona, fluxo de potência bidirecional. A GD a partir de fonte renovável possui uma série de benefícios, principalmente no que diz respeito à contribuição ao atendimento a demanda de energia, entretanto, a penetração excessiva pode causar fluxo de potência reverso e impactos negativos para qualidade da energia da rede. As concessionárias temem sofrer as consequências da redução da receita (devido à queda na venda de energia) somada à necessidade de manutenção da rede e novos investimentos. Para evitar que os limites de operação sejam violados e que as concessionárias percam a confiabilidade, é importante conhecer a capacidade que cada sistema tem de hospedar os novos agentes da rede (PV), para melhor aproveitar o potencial de geração. Nesse sentido, este trabalho propõem uma metodologia para maximização da inserção de geração fotovoltaica em redes de distribuição de baixa tensão, através da determinação do potencial de inserção de geração fotovoltaica (PI) da rede, considerando parâmetros técnicos para que a PV beneficie todos os agentes do sistema de distribuição. A metodologia é implementada através de uma interface entre os softwares MATLAB® e OpenDSS®. Considera-se que a potência instalada do sistema de geração para cada consumidor é proporcional a sua demanda máxima. Esse percentual é igual para todos os consumidores. Através do processo de busca exaustiva se encontra a melhor condição, a qual deve indicar a maior capacidade de geração pelos consumidores sem afetar os níveis de tensão, fator de potência (fp) e carregamento da rede. O modelo proposto se demonstrou mais otimista na capacidade da rede em hospedar os sistemas PV em relação a métodos que consideram inserção aleatória de PV.

This doctoral thesis proposes a stochastic planning method to build multiobjective optimization models for planning and managing virtual plants (VPP) with distributed generation, simulating a set of features based on optimization algorithms to minimize total costs. These algorithms are based on the modeling of the equipment demanded by the VPP, comparing them with the implantation techniques and strategies that already exist in the world. In addition, this thesis presents a VPP model in the IBM ILOG CPLEX Optimization Studio environment to plan a number of distributed generation units (DG). Once a VPP concept was designed by simulation, comparisons were made between the different algorithms developed for the same functionality, highlighting the advantages and disadvantages of each one and evaluating the algorithms based on economic viability strategies. The final results are substantiated by a case study of a VPP composed of micro and mini energy producers and the necessary goals for each functionality are established. Esta tese de doutorado propõe um método de planejamento estocástico para construir modelos de otimização multiobjetivo para planejamento e gerenciamento de usinas virtuais (VPP) com geração distribuída, simulando um conjunto de funcionalidades baseadas em algoritmos de otimização para minimizar os custos totais. Estes algoritmos baseiam-se no modelamento dos equipamentos demandados pela VPP comparando-os com as técnicas e estratégias de implantação já existentes no mundo. Além disso, esta tese apresenta um modelo de VPP no ambiente IBM ILOG CPLEX Optimization Studio para planejar um número de unidades de geração distribuída (GD). Uma vez projetado um conceito de VPP por simulação, foram feitas comparações entre os diferentes algoritmos desenvolvidos para uma mesma funcionalidade destacando-se as vantagens e desvantagens de cada um deles e avaliando-se os algoritmos baseados em estratégias de viabilidade econômica. Os resultados finais são consubstanciados por um estudo de caso de uma VPP composta por micro e miniprodutores de energia e estabelecidas as metas necessárias para cada funcionalidade.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES Conselho Nacional de Pesquisa e Desenvolvimento Científico e Tecnológico - CNPq Energy storage systems plays a crucial role in the expansion of intermittent renewable sources in the search for a more sustainable energy matrix, since it enable this evolution to occur safely and reliably. In this context and with special attention to the increasing numbers of residential systems of distributed generation in Brazil observed in recent years, it is understood that the investigation of the trajectory and trends in the residential storage of electricity is essential to boost the advancement of these systems, and the Roadmap is an instrument that favors a comprehensive view that is necessary to understand the conjuncture and guide this development. Thus, inserted in the strategic project PD-2866-0462/2016 – “Small Residential Batteries Integrated with the HEM and GLD concept”, that answers the call 21/2016 of ANEEL, “Technical and Commercial Arrangements for the Insertion of Energy Storage Systems in the Brazilian Electrical Sector”, the Federal University of Santa Maria along with the COPEL Distribution Power Utility proposes a Roadmap for Residential Energy Storage Systems in Brazil. The work developed seeks to provide a discussion of the existing techniques for energy storage, as well as its applications and costs, identifying critical needs and/or gaps that need to be fulfilled. In addition, we want to understand the market maturation and the context of penetration of these systems, identifying regulatory aspects and public policies for the field of energy storage in Brazil. It also seeks to understand the political, economic and technological barriers to the development of energy storage systems and specific actions that can be taken against these obstacles. Sistemas de armazenamento de energia desempenham um papel crucial para a expansão de fontes renováveis intermitentes na busca por uma matriz energética mais sustentável, uma vez que viabilizam que essa evolução ocorra de forma segura e confiável. Neste contexto e com especial atenção à ascensão dos sistemas residenciais de geração distribuída no Brasil observado nos últimos anos, entende-se que a investigação acerca da trajetória e tendências do armazenamento residencial de energia elétrica é imprescindível para impulsionar o avanço destes sistemas, sendo o Roadmap Tecnológico um instrumento que favorece a visão abrangente necessária para compreender esta conjuntura e nortear esse desenvolvimento. Assim, inserido no projeto estratégico PD-2866-0462/2016 – “Baterias de pequeno porte residencial integradas ao conceito de HEM e GLD”, que atende a chamada 21/2016 da ANEEL, “Arranjos Técnicos e Comerciais para Inserção de Sistemas de Armazenamento de Energia no Setor Elétrico Brasileiro”, a Universidade Federal de Santa Maria juntamente com a Companhia Paranaense de Energia propõe este roadmap em Sistemas Residenciais de energia no Brasil. Neste sentido, o trabalho desenvolvido busca fornecer uma discussão das técnicas existentes para armazenamento residencial de energia, bem como suas aplicações e custos, identificando necessidades críticas e/ou lacunas que devam ser preenchidas. Além disso, quer-se entender a maturação do mercado e o contexto de penetração destes sistemas, identificando aspectos regulatórios e políticas pública para o campo do armazenamento residencial de energia no Brasil. Quer-se também compreender as oportunidades e as barreiras políticas, econômicas e tecnológicas para o desenvolvimento destes sistemas, bem como discutir ações específicas que possam ser tomadas frente a este cenário.

The electricity distribution system is becoming more complex, when compared to the transmission and generation ones. However, the arrival of new technologies, such as distributed generation and smart electricity grids, demands a change of vision regarding the simplicity of energy distribution. One of the technologies that has been studied and implemented throughout the world is the Advanced Metering Infrastructure. This work was dedicated to study and implement a system of the type, evaluating all the challenges and benefits that such technology can bring to a public institution. System requirements were defined, and based on that, the technologies used were defined. The proposed system consists of 60 smart energy meters installed in different buildings at the Federal University of Santa Maria, a long-range communication network that operates in an unlicensed band and a data management system based on open source technologies. The application makes it possible to carry out electrical energy quality analysis and individualization of the loads that make up the UFSM campus, providing a range of information to the maintenance teams and for guiding energy efficiency actions. The results obtained indicate some drawbacks in relation to the communication network, however, the feasibility of implementing the system was verified, with a survey of energy quality indicators and individualization of energy consumption and demand for various buildings during the month of December 2019. Finally, there was a list of suggestions for future work that may contribute to improve the performance of the implemented AMI. O sistema de distribuição de energia elétrica está se tornando mais complexo, quando comparado com os de transmissão e geração de energia elétrica. Porém a inserção de novas tecnologias, como a geração distribuída e as redes elétricas inteligentes demandam uma mudança de visão a respeito da simplicidade da distribuição de energia. Uma das tecnologias que vêm sendo estudada e implantada ao longo do mundo é a Medição Avançada de energia elétrica. Nesse trabalho, buscou-se o estudo e implantação de um sistema de medição avançada, avaliando todos os desafios e benefícios que tal tecnologia pode trazer para uma instituição pública. Foram definidos requisitos do sistema, e, baseado nisso, definidas as tecnologias utilizadas. O sistema proposto consiste em 60 medidores inteligentes de energia instalados em diferentes prédios e centros da Universidade Federal de Santa Maria, uma rede de comunicação de longo alcance que opera em banda não licenciada e sistema de gestão de dados baseado em tecnologias open source. A aplicação permite realizar análises de qualidade de energia elétrica e individualização das cargas que compõe o campus da UFSM, fornecendo uma gama de informações às equipes de manutenção e para o direcionamento das ações de eficiência energética. Os resultados obtidos indicam alguns gargalos com relação a rede de comunicação, porém, verificou-se a viabilidade de implantação do sistema, com levantamento de indicadores de qualidade de energia e individualização do consumo de energia e demanda de diversos prédios e centros durante o mês de dezembro de 2019. Por fim, realizou-se uma lista de sugestões para trabalhos futuros que venham a contribuir com a melhoria da performance do AMI implantado.

Conselho Nacional de Pesquisa e Desenvolvimento Científico e Tecnológico - CNPq The transformation of the electricity sector towards a more diversified and sustainable electricity production has spread the importance of generation distributed from renewable sources. Despite the national scenario of distributed generation having an exponential growth, in September 2019 Brazil accumulated 135 MW of installed power, distributed in more than 110 thousand consumption units. From this perspective, projections for 2026 expect that photovoltaic energy will reach 3.3 GWp of installed capacity at 770,000 units, which would be enough to supply 0.6% of total national electricity demand. In Brazil, the electric power generation systems connected to the electric network near the load center grow through the compensation of credits, a model that was only possible after ANEEL (National Electrical Energy Agency) 482/2012 Normative Resolution. Although the systemic benefits associated with the expansion of distributed electricity generation are evident, regarding the distribution utilities, it is important to assess the challenges arising from the increased diffusion rate of these facilities. Given this scenario, for the utilities to achieve adequate performance and defend strategic positions in the electricity market, it is necessary to know and understand the dynamics of the main players in the business, structural and systemic areas, permeated by indicators capable of measuring and evaluating, in fact, their specific reality. Therefore, the use of a performance measurement system built on mathematical modeling capable of measuring the utility's organizational performance level was developed based on the Balanced Scorecard precepts. Thirty-two criteria-objectives were selected through the integrative review methodology, associated with the Delphi method, and allocated to the BSC strategic map, divided into four traditional perspectives: Financial, Customer, Internal Process and Learning and Growth. The mathematical modeling proposed the use of the AHP method to differentiate the degree of importance of the criteria-objectives under judgment of four groups of experts in the area: representatives of ANEEL and AGERGS, researchers with a scientific focus on DG, managers of distribution utilities and clients and associations in the area. The conception of the formulation for performance measurement relates a performance indicator to the achievement of the goal established for each criterion-objective, in order to verify the company's performance in that aspect. The model developed was applied in four distribution utilities in Brazil. None of them achieved the regular performance level, nor did they have a satisfactory position in the management of DG. This is due to the fact that the distribution utilities perceive DG as a threat to their current business models, and do not see it as a potential and profitable market. When relating these results to the indicator data established by ANEEL, it was noticed that the regulator does not have structured performance indicators to identify the current scenario of DG in the distribution utilities. In order to contribute to the sector, 19 strategic performance indicators were suggested for future discussions on compensation in proportion to the results stated in the indicators under review. In addition, a computational tool, with offline availability, was built to guide DG's management decision making at the distribution utilities. With this study, it becomes clear that the improvement of DG's management processes would allow distribution utilities to have an excellent position before the regulatory body. Beneficial adaptation to new realities is accessible through the use of a strategic tool for developing new organizational forms for the creation, delivery and value capture of DG. A transformação do setor de energia elétrica em direção a uma produção mais diversificada e sustentável de eletricidade disseminou a importância da geração distribuída a partir de fontes renováveis. Apesar do cenário nacional da geração distribuída apresentar-se com um crescimento exponencial, em setembro de 2019 o Brasil acumulou 135 MW de potência instalada, distribuídos em mais de 110 mil unidades de consumo. Nessa perspectiva, as projeções para 2026 esperam que só a energia fotovoltaica atinja 3,3 GWp de capacidade instalada em 770.000 unidades, o que seria suficiente para suprir 0,6% da demanda nacional total de energia. No Brasil, os sistemas de geração de energia elétrica conectados à rede elétrica próximo ao centro de carga crescem através da compensação de créditos, modelo que só se tornou possível a partir da Resolução Normativa ANEEL 482/2012. Embora sejam evidentes os benefícios sistêmicos associados à expansão da geração distribuída de energia elétrica, no que tange as concessionárias de energia elétrica, é importante avaliar os desafios decorrentes do aumento da taxa de difusão dessas instalações. Diante deste cenário, para as concessionárias obterem um desempenho adequado e defender posições estratégicas no mercado de energia elétrica, é necessário conhecer e compreender a dinâmica dos atores nos âmbitos empresarial, estrutural e sistêmicos, permeados por indicadores capazes de mensurar e avaliar, de fato, sua realidade específica. Posto isso, a utilização de um sistema de medição de desempenho construído sobre uma modelagem matemática capaz de mensurar o nível de desempenho organizacional das concessionárias foi desenvolvido com base nos preceitos do Balanced Scorecard. Trinta e dois critérios-objetivos foram selecionados através da metodologia de revisão integrativa, associada ao método Delphi, e alocados no mapa estratégico do BSC, dividido nas quatro tradicionais perspectivas: Financeira, dos Clientes, Processos Internos e Aprendizagem e Crescimento. A modelagem matemática propôs o uso do método AHP para a diferenciação do grau de importância dos critérios-objetivos sob julgamento de quatro grupos de especialistas da área: representantes de Agências Reguladoras, pesquisadores com foco científico em GD, gestores de concessionárias de energia elétrica e clientes e associações da área. A concepção da formulação para mensusação do desempenho relaciona um indicador de desempenho ao cumprimento da meta estabelecida para cada critério-objetivo, de modo a verificar a performance da empresa naquele aspecto. O modelo construído foi aplicado em quatro concessionárias de energia elétrica do Brasil. Nenhuma delas atingiu o nível de desempenho regular, tampouco um posicionamento satisfatório na gestão da GD. Isso se deve ao fato de que as concessionárias percebem a GD como uma ameaça aos seus modelos de negócios atuais, e não a veem como um mercado potencial e rentável. Ao procurar relacionar esses resultados com os dados de indicadores estabelecidos pela ANEEL percebeu-se que a regulação não possui indicadores de desempenho estruturados para identificar o cenário atual da GD nas concessionárias. Com o propósito de contribuir com o setor, foram sugeridos 19 indicadores de desempenho estratégicos para discussões futuras sobre uma remuneração proporcional aos resultados declarados nos indicadores em comento. Ademais, foi construída uma ferramenta computacional, com disponibilidade off-line, para orientar a tomada de decisão gerencial da GD nas concessionárias. Com este estudo, torna-se claro que a melhoria dos processos de gestão da GD permitiria às concessionárias um posicionamento excelso ante ao órgão regulador. A adaptação benéfica às novas realidades é acessível com o uso de uma ferramenta estratégica para o desenvolvimento de novas formas organizacionais para a criação, entrega e captura de valor da GD.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES The reactive power management and voltage control enable voltage profile improvements. Maintain the voltage value within the appropriate ranges requires efficient techniques that consider joint and coordinated operation between reactive power devices and voltage regulating equipment. These techniques are referenced in the literature as Volt/Var Control (VVC). The main objective of this work is to develop a centralized volt/var control methodology that acts on regulators transformers, capacitor banks and photovoltaic smart inverters. The optimization technique is based on heuristic algorithm and works with the effectiveness of the control equipment to reduce the electrical power losses. The methodology was implement from the software OpenDSS e MATLAB. The control was applied in distribution test systems and in the UFSM network, where all result was satisfactory and met the quality and reliability requirements of the systems. The result of the same networks simulated by traditional controls were not promising, this fact reiterates the contributions of this work on volt/var control studies. Melhorias aos perfis de tensão são concedidas pelo correto gerenciamento do fluxo de potência reativa na rede e pelo controle direto de tensão. Manter a tensão dentro dos níveis adequados e estipulados por norma em todos os pontos do alimentador requer técnicas eficientes que considerem a operação conjunta e coordenada entre os equipamentos fontes de energia reativa e dispositivos reguladores de tensão. Tais técnicas são referenciadas na literatura como Controle Volt/Var (VVC, do inglês Volt/Var Control). Dentro desse contexto, este trabalho vem com o propósito de desenvolver uma metodologia de controle de tensão e potência reativa para redes de distribuição a qual atue de forma coordenada e centralizada no ajuste dos TAPs dos reguladores de tensão, bancos de capacitores e na variação gradual da potência reativa injetada/absorvida pelos inversores conectados junto aos geradores distribuídos fotovoltaicos. A técnica de otimização trabalha com métodos Heurísticos, onde direciona a busca pela solução com base na efetividade de atuação dos equipamentos na minimização das perdas técnicas totais do sistema. A metodologia desenvolvida foi implementada mediante interface entre dois softwares, OpenDSS e MATLAB, e aplicada em sistemas testes do IEEE e na rede interna da Universidade Federal de Santa Maria (UFSM). Os resultados obtidos nas simulações mostraram-se satisfatórios visto que atenderam a todos os requisitos de qualidade e confiabilidade na operação dos sistemas de distribuição, previamente estabelecidos na formulação do problema. Em contrapartida, confrontando estes resultados com as mesmas redes operando a partir de estratégias tradicionais, ainda muito utilizada pelas concessionárias de energia, os resultados não foram tão promissores. Tal fato reitera a contribuição desta presente dissertação na área de controle volt/var, trazendo ideias e dando sequência aos estudos, desenvolvimento e aplicações de novas técnicas.

The reliability improvement of the electricity distribution system is a recurring topic when it comes to the investments of an electric utility. Directly related to the response of the operations center, the maintenance and correction of occurrences of interruptions in the distribution system plays a fundamental role in improving reliability and user satisfaction indicators of the network. The approach proposed in this study presents the results of possible scenarios, which may help in the construction of maps of importance of the areas that stochastically present a higher probability of emergency occurrences and, therefore, generate contingency situations and impact on reliability indicators. Measured through the ratio of consumers reached, the duration of the faults and the frequency of each long outage, the impact caused by the outages can be prioritized, as the list of affected areas has different claims. This research tends to contribute to the decision-making process for dispatching occurrences to maintenance teams, as it analyzes the impact of past interruption scenarios, relating space x time and projecting possible future events. The scoring of locations that are more prone to events that generate interruptions in the distribution companies’ operating map tends to facilitate the orientation of operation centers and the prioritization of locations and orders. The application of this approach aims to ensure greater assertiveness by recognizing possible scenarios and locations predisposed to interruption of power supply, contributing both to the operator’s cognitive bias and the scenario and impact of their actions, as well as the possibilities to solve problems faster everyday. A melhoria da confiabilidade do sistema elétrico de distribuição é um tópico recorrente em se tratando dos investimentos de uma concessionária de energia elétrica. Relacionado diretamente à resposta do centro de operações, a manutenção e correção das ocorrências de interrupções no sistema de distribuição tem papel fundamental na melhoria dos indicadores de confiabilidade e satisfação do usuário da rede. A abordagem proposta neste estudo apresenta resultados de cenários possíveis, capazes de auxiliar na construção de mapas de importância das áreas que, estocasticamente, apresentam maior probabilidade de ocorrências emergenciais e, por este motivo, geram situações de contingência e impacto nos indicadores de confiabilidade. Medido através da relação dos consumidores atingidos, a duração das faltas e a frequência de cada interrupção longa, o impacto causado pelas interrupções é passível de priorização, visto que a relação de áreas atingidas apresenta diferentes sinistros. Esta pesquisa visa contribuir tanto no processo de tomada de decisão quanto ao despacho das ocorrências para as equipes de manutenção, uma vez que analisa o impacto dos cenários de interrupções passadas, relacionando “espaço x tempo” e projetando possíveis futuros eventos. A pontuação de locais que apresentam maior propensão aos eventos que geram interrupções no mapa de atuação das empresas de distribuição tende a facilitar a orientação dos centros de operação e na priorização de locais e ordens. A aplicação desta abordagem tem como direcionamento garantir então maior assertividade ao reconhecer cenários possíveis e localizações predispostas à interrupção do fornecimento de energia, contribuindo tanto no viés cognitivo do operador quanto ao cenário e impacto de suas ações, além das possibilidades de solucionar mais rapidamente problemas cotidianos do setor de manutenção.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES The parallelism of radial feeders of primary distributions networks is a technique that can be used to change the topology of the network under normal operating conditions, scheduled maintenance, or even in contingency cases. In this paper, contributions related to the study of parallelism in smart grids endowed with the capacity of self-healing are presented. Self-healing comprises automatic energy recovery systems capable of detecting and identifying different types of faults in the system, diagnosing the cause of the interruptions in supply, and quickly compensating the problem with the support of neighboring feeders. To minimize the time of interruptions, maximize the number of clients restored and reduce the defective area of the network, parallelism, which consists of temporarily connecting the system feeders in ring arrangement to transfer load between them, is a tool that can speed up the network recovery process. In this sense, the proposal of this work is the development of a methodology for the analysis of the technical feasibility of parallelisms in distribution networks to restore the electric energy to the largest possible number of consumers, with cascade transfers of loads between their feeders. The case under study covers a particularity of distribution systems, which happens when certain feeder cannot supply new loads without having part of its load relieved to another feeder. During the change of network topology, by opening and closing remote-controlled switching devices, such as automatic disconnecting switches or reclosers, undesirable electromagnetic transients in the voltage and/or current may occur, causing damage along the network. To make this analysis even more realistic, the proposed methodology in this work is tested in a case study in a distribution network with a Volt-Var control device and a dynamic model of distributed generation. The technical and operational feasibility of the maneuvers is verified through computational simulations in the ATPDraw program. The results show that this application is agile and efficient and meets the objectives of the self-reestablishment of distribution networks in a situation of contingency. O paralelismo de alimentadores radiais de redes primárias de distribuição é uma técnica que pode ser utilizada para alterar a topologia da rede em regime normal de operação, manutenções programadas ou mesmo em casos de contingência. Neste trabalho, apresentam-se contribuições referentes ao estudo de paralelismo em redes elétricas inteligentes (smart grids) dotadas da capacidade de self-healing. O self-healing compreende sistemas de restabelecimento automático de energia capazes de detectar e identificar diferentes tipos de faltas no sistema, diagnosticar a causa das interrupções no fornecimento e rapidamente compensar o problema com o apoio de alimentadores vizinhos. Para diminuir o tempo das interrupções, maximizar o número de clientes restabelecidos e reduzir a área defeituosa da rede, o paralelismo, que consiste em ligar temporariamente os alimentadores do sistema em anel para transferir carga entre eles, apresenta-se como uma ferramenta que pode agilizar o processo de recuperação da rede. Nesse sentido, a proposta deste trabalho é o desenvolvimento de uma metodologia para análise da viabilidade técnica dos paralelismos em redes de distribuição para restaurar a energia elétrica ao maior número possível de consumidores, com transferências em cascata das cargas entre seus alimentadores. Este estudo trata de uma particularidade dos sistemas de distribuição, quando determinado alimentador não pode suprir novas cargas sem ter parte de seu carregamento aliviado para outro alimentador. Durante a mudança de topologia da rede, através da abertura e do fechamento dos equipamentos de manobra telecomandados, como chaves seccionadoras ou religadores automáticos, transitórios eletromagnéticos indesejáveis na tensão e/ou na corrente podem ocorrer, provocando danos ao longo da rede. Para tornar esta análise ainda mais realística, a metodologia proposta neste trabalho é testada em um estudo de caso em uma rede de distribuição com dispositivo de controle Volt-Var e modelo dinâmico de geração distribuída. A viabilidade técnica e operacional das manobras é verificada a partir de simulações computacionais no programa ATPDraw. Os resultados obtidos demonstram que esta aplicação é ágil e eficiente e atende aos objetivos de auto restabelecimento de redes de distribuição em situação de contingência.

The need to know the real state of operation of the Electrical Systems is one of the most important aspects in the scope of Smart Grids. To accomplish this, obtaining real-time data from a comprehensive monitoring model is necessary since these data provide an accurate diagnosis of the operation. This acquisition of data in an ideal scenario requires a large scale of electric magnitude meters along the network. In very large distribution networks, this large-scale monitoring becomes practically impossible, and in this context, the State Estimator appears, which, as its name suggests, raises estimates of network states at points where there are no measurements. For the operation of the algorithms, the State Estimator needs measurements along the branches, in which an optimized distribution of the meters allows the reduction of uncertainties and associated errors in the estimation itself. In addition, better allocation of the meters increases bus observability of the buses. The knowledge of the actual point of operation of the Electrical System equipment, in this way, is of great importance and the state estimator can be an auxiliary tool to achieve this goal. One of the most important equipment of the system is the Distribution Transformer, which is usually the equipment that most suffers in times of critical demand. The operation of these equipment is correlated to the lifetime of the insulation, constituted, in general lines, by paper and oil. The durability of the transformer insulation is related to thermal supportability and the equivalent aging factor. Correlating, the temperature in the windings and the insulating oil is proportional to the transformer load, which can be obtained by the State Estimator. Thus, this work highlights a study of an application of the State Estimation Method in a Distribution System to determine the load of the transformers, and then, to verify its thermal performance during the 24 hours of a day. The thermal model was based on a normalized equation and it is widely accepted in the literature. In short, the use of the two studies can be interesting from the point of view of the system operation, and consequently, planning. The State Estimator, therefore, provides the precise state of operation and closer to the real, while the Thermal Model study presents the current condition of the transformers for the traced scenario. As case studies, firstly, models will be validated and subsequently applied in a distribution network. For this, two computational tools were used: one for the scenario application and the State Estimator, and another for the development of the Thermal Model equation. A necessidade de conhecer o estado real da operação dos Sistemas Elétricos é um dos aspectos mais importantes no âmbito das Smart Grids. Para isso, a obtenção de dados em tempo real a partir de um modelo de monitoramento abrangente é necessária, uma vez que estes dados oferecem um diagnóstico preciso da operação. Esta aquisição de dados em um cenário ideal necessita de uma grande escala de medidores de grandezas elétricas ao longo da rede. Em redes de distribuição suficientemente grandes, este monitoramento em grande escala se torna praticamente impossível, e neste contexto, surge o Estimador de Estados que, como o próprio nome sugere, levanta as estimativas dos estados da rede em pontos onde não há medição. Para o funcionamento de seus algoritmos, o Estimador de Estados precisa de algumas medições ao longo das ramificações, na qual, uma distribuição otimizada dos medidores permite a diminuição de incertezas e dos erros associados na própria estimação. Além disso, uma melhor alocação dos medidores possibilita o aumento da observabilidade das barras. O conhecimento do real ponto de operação dos equipamentos do Sistema Elétrico, dessa forma, possui grande importância e o estimador de estados pode servir como ferramenta auxiliar para sua obtenção. Um dos equipamentos mais importantes do sistema é o Transformador de Distribuição, que geralmente é o equipamento que mais sofre em momentos de demanda crítica. O funcionamento destes equipamentos está correlacionado ao tempo de vida do isolamento, constituído em linhas gerais de papel e óleo. A durabilidade do isolamento dos transformadores possui relação com a suportabilidade térmica e o fator de envelhecimento equivalente. Correlacionando, a temperatura dos enrolamentos e do óleo isolante é proporcional ao carregamento de potência nos transformadores, que pode ser obtido pelo Estimador de Estados. Assim, este trabalho destaca um estudo da aplicação do Método de Estimação de Estados, em um Sistema de Distribuição, para determinar o carregamento dos transformadores, e por seguinte, verificar o seu desempenho térmico ao longo de 24 horas de um dia. O modelo térmico foi baseado em um equacionamento normatizado e amplamente aceito pela literatura. Em suma, o uso dos dois estudos pode se tornar interessante, do ponto de vista da operação do sistema, e consequentemente do planejamento. O Estimador de Estados, portanto, fornece o estado de operação preciso e próximo do real, enquanto o estudo do Modelo Térmico apresenta a condição atual dos transformadores para o cenário traçado. Como estudos de caso, primeiramente, serão validados os modelos e, posteriormente, aplicado em uma rede distribuição. Para tanto, utilizaram-se duas ferramentas computacionais: uma para a aplicação do cenário e do Estimador de Estados, e outra para o desenvolvimento do equacionamento do Modelo Térmico.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES The knowledge of the operating conditions of power transformers in substations is of great relevance to the power system in order to improve their reliability. From the point of view of the concessionaires, it is necessary to promote better investment planning, helping in decision-making to replace and maintain these equipments. Therefore, this work has the objective of developing a new global methodology, through a multicriteria analysis, to verify the operating conditions and the importance of the power transformers currently installed in the high voltage substations. This methodology concomitantly considers the characteristics of life cycle (failure risk factor) and systematic importance (impact factor) of these equipments for the system in the process of prioritizing the replacement of transforming units. To achieve this objective, an analysis of the structural importance of each transforming unit for the system in which it operates is performed through composite reliability indexes (hierarchical level NH2 - generation / transmission). Additionally, a new methodology for calculating the Health Index for power transformers, practicable to different realities of Brazilian energy concessionaires, is used in this work. In addition, an analysis of the additional aging to which the transformer is being subjected is performed, based on the operating conditions of these equipments, such as loading curve, ambient temperature and physical characteristics of the transforming unit. Finally, the classification of the need for power transformers replacement is carried out with the aid of the multicriteria Analytic Hierarchy Process. In order to evaluate the performance of the methodology, power transformers were ranked through the proposed multicriteria methodology and only through the calculation methodology of the Health Index used in this work. The results demonstrate the importance of considering not only the risk of equipment failure, but also the systemic relevance of the transforming unit in the system in which it operates, in the process of prioritizing the replacement of power transformers in power substations. O conhecimento das condições de operação dos transformadores de potência em subestações é de grande relevância para o setor elétrico, a fim de melhorar sua confiabilidade. Do ponto de vista das concessionárias, é preciso promover um melhor planejamento de investimentos, auxiliando na tomada de decisão de substituição e manutenção desses equipamentos. Diante disso, este trabalho tem como objetivo o desenvolvimento de uma nova metodologia global, através de uma análise multicritério, para verificar as condições de operação e a importância dos transformadores de potência atualmente instalados nas subestações de alta tensão. Esta metodologia considera concomitantemente, no processo de priorização de substituição de unidades transformadoras, as características de vida útil (fator de risco de falha) e importância sistemática (fator de impacto) desses equipamentos para o sistema. Para alcançar este objetivo, uma análise da importância estrutural de cada unidade transformadora para o sistema em que opera é realizada através de índices de confiabilidade composta (nível hierárquico NH2 – geração/transmissão). Adicionalmente, uma nova metodologia de cálculo do Health Index para transformadores de potência, praticável a diferentes realidades de concessionárias de energia brasileiras, é utilizada neste trabalho. Além disso, é realizada uma análise do envelhecimento adicional a que está sendo submetido o transformador, com base nas condições de operação destes equipamentos, tais como, curva de carregamento, temperatura ambiente e características físicas da unidade transformadora. Por fim, o ranqueamento da necessidade de substituição dos transformadores de potência é realizado com o auxílio do método multicritério Analytic Hierarchy Process. Para avaliar o desempenho da metodologia, foram ranqueados transformadores de potência através da metodologia multicriterial proposta e apenas por meio da metodologia de cálculo do Health Index utilizada neste trabalho. Os resultados demonstram a importância de se considerar não somente o risco de falha do equipamento, mas também a relevância sistêmica da unidade transformadora no sistema em que opera, no processo de priorização de substituição de transformadores de potência em subestações de energia.

The present work developed a methodology that was applied in a study that had as a starting point the peak shaving of an electrical installation, aiming at the reduction of costs with the energy bill. To achieve this, the emergency and stand-by power generation systems were used, that has as main source the Diesel Generating Sets (gensets). The main focus was on the technical aspects that surround the parallelism of these machines with the electric power distribution network and also on the formation of microgrids in three moments of operation, parallel to the distribution network, isolated operation and parallelism between microgrids. After the development of the methodology, a real network of energy distribution was chosen for its application. The distribution system was modeled, as well as its gensets, into appropriate programs for simulations of power flow and dynamic stability. The simulations were carried out in a variety of cases, always taking into account the maximum demand already registered in the system, based on the highest load billed by the local utility. From the system model and the geographic arrangement of the generators, and by the considerable size of the network, there was a division in the feeders, so that the creation of microgrids was favored. Thus, the network was divided into six regions, and in three of them the load was very close to generation capacity, thus forming three distinct microgrids. All simulations focused on studying the transients that affect the frequency, magnitude and angle of the voltage, at the moments in-between the connection and disconnection of the microgrids with the distribution system. Some other aspects were also analyzed, such as the voltage levels presented in the network without and with the parallelism of the gensets and the electrical losses of the system in the same cases. The voltages of the base case were compared with those of the other cases. A specific case of overload of the microgrids has also been studied, aiming to observe what happens in this situation and the transients that the parallelism of them with the distribution system, without respecting the IEEE recommendations, can cause. O presente trabalho desenvolveu uma metodologia que foi aplicada em um estudo que teve como ponto de partida o controle de demanda em uma instalação elétrica, visando a redução de custos com fatura, utilizando para isso os sistemas de geração de backup, que possui como fonte principal os Grupos Motor Gerador (GMG’s). O foco principal se deu nos aspectos técnicos que circundam o paralelismo dessas máquinas com a rede de distribuição de energia elétrica e também na formação de microrredes em três momentos de operação, paralelo com a rede de distribuição, operação isolada e paralelismo entre microrredes. Após o desenvolvimento da metodologia, foi escolhida uma rede real de distribuição de energia para a sua aplicação. A partir disso, o sistema de distribuição foi modelado, assim como os seus GMG’s de backup, em programas apropriados para as simulações dos cálculos de fluxo de potência e desempenho dinâmico. Feito isso, as simulações foram realizadas para variados casos, sempre levando em consideração a demanda máxima já registrada no sistema tomado como base, ou seja, com o maior carregamento faturado pela concessionária de energia local. A partir do modelo do sistema e da disposição geográfica dos geradores, e pelo tamanho considerável da rede, houve uma divisão nos alimentadores de modo que a criação de microrredes fosse favorecida. Sendo assim, a rede foi dividida em seis regiões, sendo que, em três delas o carregamento ficou muito próximo da capacidade de geração, formando assim, três microrredes distintas. Todas as simulações se concentraram em estudar os transitórios que afetam a frequência, o módulo e ângulo da tensão, nos momentos que circundam a conexão e a desconexão das microrredes no sistema de distribuição. Alguns outros aspectos também foram analisados, como os níveis de tensão apresentados na rede sem e com o paralelismo dos GMG’s e as perdas elétricas do sistema nos mesmos casos. As tensões do caso base foram comparadas com as dos demais casos. Um caso específico de sobrecarga das microrredes também foi estudado, visando observar o que acontece nesta situação e os transitórios que o paralelismo das mesmas com o sistema de distribuição, sem respeitar o recomendado pelo IEEE, podem causar.

Conselho Nacional de Pesquisa e Desenvolvimento Científico e Tecnológico - CNPq The world's electricity consumption increases every day along with concerns about the environment. In order to supply the increase in the demand for electric power in Brazil there has been in recent years a great expansion in the generation of renewable sources of electric energy. These sources are mainly provided by photovoltaic panels (PVs) and wind turbines associated with a reduction in the number of new hydroelectric power plants. In this sense, a study aimed at the application and use of photovoltaic panels has great importance. This is relates to the increased power and efficiency of PV panels that can be optimized by tracking systems, solar concentrators, cooling mechanisms and heat utilization. This dissertation is the development of a systematic control and monitoring standard for photovoltaic plants that allows experimental studies on the radiation tracking, solar concentration and cooling of photovoltaic panels aiming at maximizing the resulting power and efficiency via a remote communication channel. In this development was used as a prototype the experimental PV power plant of CEESP/UFSM. For this research, the communication and actuation system was designed in a modular way with the use of microcontrollers in charge of five different functions. The first one is responsible for measuring the electrical power generation, the second is controlling the panel cooling down, the third and fourth controlled the panel movements in two distinct axes and the fifth makes the acquisition of meteorological data. The microcontrollers are connected to a communication network and a master microcontroller that coordinates the information flow with the necessary controls for this diversified photovoltaic plant. The monitoring of the energy generation variables in the PV panels, such as voltage, current and temperature, showed a very acceptable approximation rate of around 97%. The voltage and current measurements had very low errors, less than 0.5%. In the movement, the errors of performance were also quite reduced, of the order of 0.2 ° to 0.3 °. For the cooling of the PV panels using geothermal energy and closed circulation through a water reservoir, the temperature remained very stable in the PV plate, around 35 to 40 °C. Finally, practical tests were done to compare some configurations, such as fixed photovoltaic panels and with manual tracking. Photovoltaic panels with two-axis tracking gears achieved a power generation efficiency 32% higher than that obtained in the reference PV panel with an optimal fixed position at 30° thereby demonstrating the operation effectiveness of this proposal. O consumo de energia elétrica no mundo aumenta a cada dia juntamente com as preocupações com o meio ambiente. Para suprir o aumento da demanda de energia elétrica no Brasil está havendo nos últimos anos uma grande expansão na geração de energia elétrica a partir das fontes renováveis. Tais fontes são principalmente providas por painéis fotovoltaicos (PVs) e turbinas eólicas associadas ainda a uma redução do número de novas usinas hidroelétricas. Neste sentido, um estudo que vise à aplicação e aproveitamento dos painéis fotovoltaicos tem grande importância. Isto se relaciona ao aumento da potência e da eficiência de painéis PVs que podem ser otimizados por sistemas de rastreamento, concentradores solares, mecanismos de arrefecimento e aproveitamento de calor. Esta dissertação é o desenvolvimento de um padrão sistemático de controle e monitoramento para usinas fotovoltaicas que permita estudos experimentais sobre a movimentação, concentração solar e o arrefecimento de painéis fotovoltaicos visando à maximização de potência e eficiência via um canal de comunicação remoto. Como protótipo será utilizado a usina experimental do CEESP/UFSM. Para esta pesquisa, o sistema de comunicação e atuação foi projetado de forma modular com a utilização de microcontroladores encarregados de cinco especialidades diferentes. A primeira delas é responsável pela medição da geração de energia elétrica, a segunda realiza o controle do arrefecimento, a terceira e a quarta fazem o controle da movimentação dos painéis em dois eixos distintos e uma quinta faz a aquisição dos dados meteorológicos. Os microcontroladores estão conectados a uma rede de comunicação e a um microcontrolador mestre que coordena o fluxo de informações com os controles necessários para esta planta fotovoltaica diversificada. O monitoramento das variáveis da geração de energia nos painéis PVs, tais como tensão, corrente e temperatura apresentaram uma taxa de sucesso bastante aceitável, algo em torno de 97%. As medições de tensão e corrente tiveram erros baixíssimos, menores do que 0,5%. Na movimentação, os erros de atuação foram também bastante reduzidos, da ordem de 0,2° a 0,3°. Para o arrefecimento dos painéis PVs usando energia geotérmica e circulação fechada de água de reservatórios, a temperatura manteve-se bem estável na placa PV, em torno de 35 a 40°C. Por fim, fizeram-se testes práticos para comparação entre algumas configurações, tais como painéis fotovoltaicos fixos e com rastreamento manual. Os painéis fotovoltaicos com rastreamento em dois eixos atingiram uma eficiência de geração 32% maior do que aquela obtida num painel PV de referência com uma posição fixa ótima a 30° com isso demonstrando o efetivo funcionamento desta proposta.

In this work, it is presented a methodology for analyzing the insertion of energy storage systems in electric energy distribution networks. This methodology consists of modeling the current regulatory policy with its various topologies as input data, and as output data, the maximum possible cost that the energy storage system may have to be considered feasible by the potential investor. The proposed method allows the validation of which energy storage technologies are feasible or not, and which technological development they need to achieve considering the regulatory framework in which they are inserted and through simulations with standard distribution networks and using worldwide economical reference values. The main contribution of the work is to consider the economic and regulatory dynamics and its high flexibility in being applied in any region or country and thus propose new regulatory frameworks to encourage the installation of energy storage systems. Neste trabalho é apresentada uma metodologia de análise de inserção de sistemas de armazenamento de energia em redes de distribuição de energia elétrica. Esta metodologia consiste em modelar como dados de entrada a política regulatória vigente, com suas diversas topologias, e como dado de saída o custo máximo possível que o sistema de armazenamento de energia poderá possuir para ser considerado viável pelo potencial investidor. O método proposto permite validar quais tecnologias de armazenamento de energia são viáveis ou não, ou ainda qual deve ser o desenvolvimento tecnológico que necessitam atingir, considerando o arranjo regulatório em que estão inseridas e através de simulações com redes de distribuição padrões e valores econômicos de referência mundial. A grande contribuição do trabalho está em considerar a dinâmica econômica e regulatória e sua alta flexibilidade em ser aplicado em qualquer região ou país e assim propor novos marcos regulatórios para incentivar a instalação de sistemas de armazenamento de energia.

The presence of Distributed Generation is a reality in the Brazilian electric sector, with the prospect that increasingly the participation of these sources contributes to the energy matrix of our country. Faced with this imminent growth, it is necessary to study the impacts caused by the injection of active power in distribution networks and how to mitigate these effects. The solution to the quest for greater system stability may be in managing the reactive power that some of the distributed generations are able to offer. This work presents a methodology to evaluate the impacts caused in the voltage, and how the fluctuation of this magnitude changes the behavior of the traditional voltage regulators in the system under study, due to the different operating conditions of the solar inverter when it operates in the fixed mode of factor of power unit and within the limits of the ABNT NBR 16149 Brazilian standard. It is also evaluated the use of a solar inverter capable of supporting the grid voltage through the management of reactive energy, a resource that is not yet consented to be used in Brazil's distribution networks. The developed methodology was validated in an IEEE 123 nodes test system, which represents a distribution feeder, with some proposed modifications. In view of the analysis of the system responses to the different operating modes of the inverter, it was possible to indicate the method that causes the least impact on the voltage profile of the evaluated system, and consequently indicate which causes the least number of voltage regulator maneuvers, taking as reference the scenario in which the feeder under study does not have distributed generations. A presença da Geração Distribuída é uma realidade no setor elétrico brasileiro, havendo a perspectiva de que cada vez mais a participação dessas fontes contribua para matriz energética de nosso país. Diante desse eminente crescimento, faz-se necessário estudos dos impactos causados pela injeção de potência ativa nas redes de distribuição e como mitigar estes efeitos. A solução na busca por uma maior estabilidade do sistema pode estar no gerenciamento da potência reativa que algumas das gerações distribuídas são capazes de ofertar. Este trabalho apresenta uma metodologia para avaliar os impactos causados na tensão e como a flutuação desta grandeza altera o comportamento dos tradicionais reguladores de tensão existentes no sistema em estudo devido as diferentes condições de operação dos inversores dos sistemas fotovoltaicos, quando estes operam no modo fixo de fator de potência unitário e nos limites da norma brasileira ABNT NBR 16149. Também é avaliado o uso do inversor de sistema fotovoltaico capaz de dar suporte à tensão da rede através do gerenciamento de energia reativa, recurso este que ainda não tem o uso consentido nas redes de distribuição do Brasil. A metodologia desenvolvida foi validada em um sistema de testes IEEE 123 nós, o qual representa um alimentador da distribuição, com algumas modificações propostas. Diante da análise das respostas do sistema para os diferentes modos operativos do inversor, foi possível apontar o método que causa o menor impacto no perfil de tensão do sistema avaliado, e consequentemente indicar qual o que provoca o menor número de manobras dos reguladores de tensão, tomando como referência o cenário em que o alimentador em estudo não possui gerações distribuídas.

Electricity distribution companies have the purpose of providing reliable energy supply for its customers, fulfilling regulatory performance metrics. This paper aims to identify time profile incoming of customers’ requests, with focus on services of new connections requested by clients that were disconnected because of debt. To build a classification model for estimating new services requests is an essential conditional for a distribution company productive planning, measuring short time work hours necessities. It will be selected a city with huge commercial demands, displaying how challenging it is for a distribution company to perform processes metrics in accordance with regulatory expectations. The final product of this project is to bring a classification model able to estimate customer behavior when requesting services of new connections after a energy disconnection using clients features as inputs for model simulation. Empresas concessionárias de distribuição de energia elétrica possuem como missão organizacional prover um fornecimento de energia contínuo e confiável, cumprindo com rigorosos indicadores de desempenho regulatórios. Essa dissertação tem como objetivo abordar o perfil de tempo do ingresso de atendimentos das concessionárias, tendo como foco os serviços comerciais de ligação nova sem obra em unidades consumidoras que tiveram seu fornecimento interrompido devido a execução de corte comercial. O desenvolvimento de um modelo de classificação do perfil dos casos ingressos é condição essencial para poder estimar o montante a ser ligada em um curto prazo de execução, condição essa que influencia decisões sobre o planejamento produtivo da empresa, em especial a necessidade de equipes de campo necessárias. Para este trabalho, será escolhida uma localidade com ingresso significativo de serviços comerciais regulatórios, ilustrando a representatividade do desafio para uma distribuidora em conseguir garantir o atendimento aos prazos perante o ingresso significativo de novas solicitações. O objetivo final dessa dissertação é a entrega de um sistema capaz de, uma vez finalizado o fornecimento de energia em uma unidade consumidora, poder classificar quais casos tendem a ingressarem solicitações de ligação nova sem obra dentro de um curto prazo de execução, baseado em atributos característicos do consumidor residente na unidade consumidora.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES This doctoral thesis deals with the reconfiguration of photovoltaic interconnections linked to PV panel cooling by surface geothermal energy through water circulation to increase efficiency, power and lifetime of the modules. In this study, simulations are performed with a PV array based on its physical model to identify efficiency losses caused by shading and temperature variation. The reconfiguration strategies found in the literature do not consider the overall effects caused by temperature variation of the module. According to the experimental and simulated results, when PV panels connected in parallel presents a large temperature difference, power losses occur due to the voltage differences at the maximum power point (MPP). In relation to the performance of the reconfiguration strategies of PV panels found in the literature, these strategies use too many switches, either do not appreciably reduce shading losses, or use too many power converters, which increases the final cost and reduces the PV array efficiency when there are not shaded modules. Thus, this thesis proposes a new strategy of PV reconfiguration in conjunction with geothermal cooling, where the PV array MPP is very close to the MPP of each one of the modules in most cases, resulting in increased power, efficiency and lifetime. The reconfiguration strategy proposed in this thesis allows one or more lines of unshaded parallel modules to remain in the main PV total cross tied (TCT) sub-array and the other modules to be connected in an auxiliary PV TCT sub-array, where both arrays are composed by converters to obtain the PV array MPP. In this case, shading losses are minimized by PV current equalization even when there is only a single shaded module. The geothermal cooling of PV modules results in increased lifetime, output power and efficiency by reducing the operating temperature of each module closer to its nominal operating temperatures, allowing closer MPP PV voltage levels. Another advantage of the structure proposed by this thesis are the heat exchanges between the PV modules and the circulation water used to assist in the water pre-heating for electric showers to reduce the consumption of electric energy. Therefore, unlike the works found in the literature, only modules interconnections reconfiguration and photovoltaic modules cooled by geothermal energy proposed in this thesis allow the PV array to act at a MPP closer to or identical to each of the individual modules. A presente tese de doutorado aborda a reconfiguração das interconexões de painéis fotovoltaicos (PV) atrelados ao arrefecimento destes módulos com energia geotérmica superficial (EGS) por meio de circulação de água para aumentar a eficiência, a potência gerada e a vida útil dos módulos. Neste estudo foram feitas simulações numa planta PV baseadas nos modelos físicos dos painéis fotovoltaicos e do conjunto geotérmico para identificar as perdas de rendimento causadas pelo sombreamento e a variação de temperatura. As estratégias de reconfiguração empregadas na literatura não consideram os efeitos causados pela variação de temperatura dos módulos. Conforme os resultados experimentais e simulados obtidos, quando painéis PV são conectados em paralelo, eles apresentam grande diferença de temperatura com consequentes perdas devido à diferença da tensão no ponto de máxima potência (MPP). Em relação ao desempenho das estratégias de reconfiguração de painéis PV encontrados na literatura, tais estratégias utilizam muitas chaves, ou não reduzem apreciavelmente as perdas por sombreamento, ou usam muitos conversores de potência, encarecendo o custo final e reduzindo o rendimento da planta quando não há sombreamento. Portanto, esta tese propõe uma nova estratégia de reconfiguração dos módulos PV em conjunto com o arrefecimento geotérmico de tal forma que o MPP da planta PV como um todo se torne muito próximo do MPP de cada um dos módulos na maioria dos casos, resultando no aumento de potência, de eficiência e de vida útil. A estratégia de reconfiguração proposta nesta tese permite que um ou mais conjuntos de módulos em paralelo sem sombreamento permaneçam em uma planta PV “total cross tied” (TCT) principal e os demais módulos sejam conectados em uma planta TCT auxiliar, sendo que ambas as plantas são compostas por conversores utilizados para obter o MPP do conjunto fotovoltaico. Neste caso, as perdas por sombreamento são minimizadas pela equalização de corrente mesmo quando há apenas um único módulo sombreado. O arrefecimento de módulos PV por EGS apresentado nesta tese resulta no aumento da vida útil, da potência de saída e da eficiência tanto pela redução de temperatura quanto pela aproximação das temperaturas de operação dos módulos, permitindo que os painéis PV atuem com níveis de tensão mais próximos do seu MPP. Uma vantagem adicional da estrutura proposta nesta tese são as trocas térmicas entre os módulos PV e a água de circulação que poderão ser utilizadas para auxiliar no pré-aquecimento de água para chuveiros elétricos, com a consequente redução do consumo de energia elétrica. Ressalta-se que diferentemente dos trabalhos encontrados na literatura, somente o conjunto proposto nesta tese que é formado pela reconfiguração de interconexões dos módulos e pelo arrefecimento geotérmico permite que a planta PV atue com MPP próximo ou idêntico ao dos módulos individuais.

The concept of Smart Grid (SG) modified the way of operation and planning of electrical systems, encouraging automation, distributed generation, among others. As a result of this new system design, a series of applications were proposed with a view to optimizing the management of assets both in permanent and in contingency situations. In this sense, this work proposes a methodology for the analysis of the coordination and selectivity of the protection devices in contingency situations, performing the necessary parameterizations in the automated equipment in real time. As a case study, analyzes will be presented in real electrical systems, with the purpose of analyzing the protection system in contingency situations, where they had their topological and electrical characteristics altered. In the case of maneuvers between the electrical networks, the symmetrical and asymmetric short-circuit current values change, as well as the impedance and the power, which can represent a condition of non-coordination and selectivity of the protection equipment, a fact that can propagation of faults and improper actions. The study is based on the distribution network (DN) topology of the Coprel Cooperativa de Energia, which is located in the southern region of Brazil. It is proposed to use the Heuristic method through the Depth Search Strategy to analyze the possibilities of feedback of the loads in the event of a defect, regarding the coordination and selectivity of the protection devices for this new configuration. In this way, the methodology seeks, through a certain failure, to define the new adjustments that can be implemented, if necessary, in order to ensure coordination and selectivity from the new network configuration. With the result, it is expected to guarantee the protection and selectivity of the devices through analysis and calculations of the system in contingency. The new adjustments provided by the calculation will enable fast and secure service to the largest possible number of consumers. The great benefit is related to real-time operation of the system, allowing the parameterization of the protection settings even in emergencies, also guaranteeing the coordination and selectivity of the devices in the system's contingency. The benefits are also compounded by the automatic recomposition of distribution systems in the event of any defect, through automated equipment will automatically calculate the best and fastest way of serving a certain number of consumers. O conceito de Smart Grid (SG) modificou a forma de operação e planejamento dos sistemas elétricos, incentivando a automação, a geração distribuída, entre outros aspectos. A partir dessa nova concepção de sistema, propiciou-se uma série de aplicações com vistas à otimização da gestão dos ativos tanto em regime permanente como em situações de contingências. Nesse sentido, este trabalho propõe uma metodologia para análise da coordenação e seletividade dos dispositivos de proteção em situações de contingência, realizando as parametrizações necessárias nos equipamentos automatizados em tempo real. Como estudo de caso, serão apresentadas análises em sistemas elétricos reais, com o intuito de examinar o sistema de proteção em situações de contingências, quando teve suas características topológicas e elétricas alteradas. No caso de manobras entre as redes elétricas, os valores da corrente de curto-circuito simétrica e assimétrica se alteram, bem como a impedância e a potência, podendo representar uma condição de não coordenação e seletividade dos equipamentos de proteção, fato que pode possibilitar a propagação de falhas e atuações indevidas. O estudo é baseado na topologia de redes de distribuição (RDs) da permissionária Coprel Cooperativa de Energia, que está situada na Região Sul do Brasil. Propõe-se a utilização do método heurístico através da estratégia de busca em profundidade, para análise das possibilidades de realimentação das cargas em caso de defeito, quanto à coordenação e seletividade dos dispositivos de proteção para essa nova configuração. Dessa forma, a metodologia busca, através de determinada falha, definir os novos ajustes que poderão ser implementados, caso necessários, buscando garantir a coordenação e a seletividade a partir da nova configuração de rede. Com o resultado, espera-se garantir a proteção e seletividade dos dispositivos através das análises e cálculos do sistema em regime de contingência. Os novos ajustes fornecidos pelo cálculo possibilitarão, de forma rápida e segura, o atendimento ao maior número possível de consumidores. O grande benefício está relacionado à operação em tempo real do sistema, possibilitando a parametrização dos ajustes da proteção mesmo em situações de emergência, garantindo também a coordenação e seletividade dos dispositivos na contingência do sistema. Os benefícios se somam ainda à recomposição automática de sistemas de distribuição no caso da ocorrência de algum defeito, através de equipamentos automatizados que calcularão automaticamente a melhor e mais rápida forma de atendimento a um determinado número de consumidores.

Conselho Nacional de Pesquisa e Desenvolvimento Científico e Tecnológico - CNPq With the advent of smart grid, it is expected a new design for operation and planning of the electrical systems, changing the way how we manage and relate to the distribution systems. The term Smart Grid is used as an approach to characterize a series of techniques, methodologies and process that seek to respond to the new demands and challenges of the electrical systems. With the gradual automation of networks and monitoring is necessary to the development of applications that optimize the use of these resources. One of them is the use of the State Estimator as a tool to provide the knowledge of the electrical network status in real time more accurately. Additionally, the concepts involving smart metering provide more effective use of data for the energy distributors. All these aspects when analyzed together make up a large database, that can be used for the analysis of the energy balance of the electric distribution system. Energy balance analysis of electric system involves concepts that allow to obtain the amount of lost energy in the process of transmission, transformation and distribution of energy by concessionaires from energy billed and energy provided. Referring to the energy balance is important to the total electrical losses approach, technical and non-technical losses. Thus this paper proposes a methodology for analysis of energy balance of distribution networks using State Estimator to analysis the power flow. The tool can also be used to support the identification of non-compliance of meters, identification of errors between measures obtained from readings and calculated measures by the estimator in each equipment. In addition to providing a better use of the available measurements. The simulations are performed using a real network available by a distributor of energy. Com o advento das redes elétricas inteligentes, espera-se uma nova concepção para operação e planejamento dos sistemas elétricos, mudando a forma como se gerencia e se relaciona com os sistemas. O termo Smart Grid é utilizado como forma de caracterizar uma série de técnicas, metodologias e procedimentos que procuram responder às novas demandas e desafios dos sistemas elétricos. Com o gradual monitoramento e automação das redes é necessário o desenvolvimento de aplicações que otimizem o uso destes recursos. Uma delas é o uso do estimador de estados de modo a proporcionar o conhecimento do estado elétrico da rede em tempo real de forma mais precisa. Adicionalmente, os conceitos envolvendo medidores inteligentes proporcionam uma utilização mais efetiva de dados para as distribuidoras de energia. Todos esses aspectos quando analisados em conjunto compõem uma grande base de dados que pode ser utilizada para a análise do balanço energético do sistema elétrico de distribuição. A análise do balanço energético do sistema elétrico envolve conceitos que permitem obter os montantes de energia perdida no processo de transmissão, transformação e distribuição de energia pelas concessionárias a partir da energia faturada e da energia fornecida. Referente ao balanço energético é importante a abordagem das perdas elétricas totais, perdas técnicas e perdas não técnicas. Assim, este trabalho propõe uma metodologia para análise do balanço energético de redes de distribuição utilizando um estimador de estados para análise do fluxo de potência. A ferramenta também pode ser utilizada como apoio na identificação de não conformidades de medidores, identificação de erros entre medidas obtidas a partir de leituras e medidas calculadas pelo estimador em cada equipamento, além de proporcionar um melhor aproveitamento das medições disponíveis. As simulações serão realizadas utilizando uma rede real disponibilizada por uma distribuidora de energia.

FAPEMA In distribution networks planning, proper selection of quantity and position of switches provides a significant reduction in reliability indices and operating costs. For that, historical failure data is used. However, it is a stochastic process, and future failures may diverge much from what has already occurred, causing off-programmed indices. In this sense, Monte Carlo simulation emerges as a tool to address uncertainties, creating a range of possible future scenarios. Although problem and technique are well established, few papers have dealt with them for equipment allocation problems. Thus, this dissertation proposes a robust methodology for the allocation of automatic switches in a distribution system, considering the stochastic effect of the failures. The methodology of switches allocation was based on a Genetic Algorithm that used a Logical-Structural Matrix associated to a non-sequential Monte Carlo simulation to diffuse different scenarios evaluated in its objective function. The results are presented in terms of costs considering the current Brazilian regulations. Two test systems were used. The first is widely recognized in the reliability studies, which allows the comparison of the results of this work with other future methodologies applied to the topic. This is important for the development of the field, considering some characteristics that were not addressed in this work, such as transient faults and distributed generation. The second one comprises a real system of the metropolitan region of Florianópolis, its characteristics show the suitability of the tool to large systems. To understand the future behavior of the system a sequential Monte Carlo simulation was included. Several reliability indices are predicted in terms of their mean value and confidence interval. No planejamento de redes de distribuição, a seleção adequada de quantidade e posição de chaves de manobra proporciona uma redução significativa nos índices de confiabilidade e nos custos operacionais. Para tanto, são usados dados históricos de falha. Porém, é um processo estocástico, e as falhas futuras podem divergir muito do que já ocorreu, ocasionando índices fora do programado. Nesse sentido, a simulação de Monte Carlo surge como uma ferramenta para tratar incertezas, criando uma gama de possíveis cenários futuros. Apesar de problema e técnica serem bem estabelecidos, poucos trabalhos têm se ocupado deles para problemas de alocação de equipamentos. Dessa forma, esta dissertação propõe uma metodologia robusta para a alocação de chaves automática em um sistema de distribuição, considerando o efeito estocástico das falhas. A metodologia de alocação das chaves foi baseada em um Algoritmo Genético que utilizou uma Matriz Lógico-Estrutural associada a uma simulação de Monte Carlo não-sequencial para difundir diferentes cenários avaliados em sua função objetivo. Os resultados são apresentados em termos de custos considerando a atual regulamentação brasileira. Foram utilizados dois sistemas testes. O primeiro é amplamente reconhecido nos estudos sobre confiabilidade, o que permite a comparação dos resultados deste trabalho com outras futuras metodologias aplicadas ao tema. Isso é importante para o desenvolvimento do tema, considerando algumas características que não foram abordadas neste trabalho, como faltas transitórias e geração distribuída. Já o segundo compreende um sistema real da região metropolitana de Florianópolis, suas características mostram a adequação da ferramenta a sistemas de grande porte. Para entender o comportamento futuro do sistema foi incluída uma simulação de Monte Carlo sequencial. Vários índices de confiabilidade são previstos em termos de seu valor médio e intervalo de confiança.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES High impedance fault location still represents a challenge for protection engineers of electric power utilities. Such a challenge remains a very critical point and of great concern to utilities, as this type of fault can cause serious damage. This work presents an analytical formulation for the location of high impedance faults in power distribution systems, based on the estimation of the system parameters using the voltage and current signals recorded in the substation bus by the digital protection relay. The proposed method is based on models in the frequency domain, considering the representation of the behavior of the high impedance fault through DC sources, antiparallel diodes, and an electric arc resistance. The proposed model is an overdetermined algebraic system formed by nonlinear equations, in which the solution is obtained through a weighted least squares estimator. A control variable for residual analysis is proposed and applied for the selection of the best estimates. The proposed method considers in the mathematical formulation the capacitive effect of the aerial distribution networks. The proposed technique for identifying the faulted section is based on the behavior of the distance estimates of the fault, where through the calculated coefficient of determination (R2), the correct section is identified based on the low adherence of the estimates to the coefficient. The validation is performed through numerical simulations using the 13-bus and 34-bus IEEE test systems, a real distribution system of the RGE Sul Power Utility and a real high impedance fault recorded from a digital relay. Comparative test results with state-of-the-art models highlight the accuracy of the proposed technique, indicating potential for application in real systems. Mean errors below 0:500% were obtained in the estimation of the fault distance considering the presence of phase-to-ground linear faults, while for high impedance faults the mean error was below 1:678%. The variability in high impedance faults and the effects of line capacitances in the system modeling and applied mathematical equations were considered. A localização de faltas de alta impedância ainda representa um desafio para os engenheiros de proteção das distribuidoras de energia elétrica. Tal desafio permanece como um ponto bastante crítico e de forte preocupação para as empresas, uma vez que este tipo de falta pode provocar sérios danos. Este trabalho apresenta uma formulação analítica para localização de faltas de alta impedância em sistemas de distribuição de energia, com base na estimação dos parâmetros do sistema utilizando os sinais de tensão e corrente registrados na barra da subestação pelo relé digital de proteção. O método proposto baseia-se em modelos no domínio de frequência, considerando a representação do comportamento da falta de alta impedância através de fontes DC, diodos em antiparalelo, e uma resistência de arco elétrico. O modelo proposto é um sistema algébrico sobredeterminado formado por equações não lineares, em que a solução é obtida através de um estimador de Mínimos Quadrados Ponderados. Uma variável de controle para análise residual é proposta e aplicada para a seleção da melhores estimativas. O método proposto considera no equacionamento matemático o efeito capacitivo das redes de distribuição aéreas. A técnica proposta para identificação da seção faltosa baseia-se no comportamento das estimativas de distância da falta, onde através do coeficiente de determinação (R2) calculado, identifica-se a seção correta com base na baixa aderência das estimativas ao coeficiente. A validação é feita através de simulações numéricas utilizando o sistema teste de 13 barras e 34 barras do IEEE, um sistema de distribuição real da Distribuidora de Energia RGE Sul e uma falta real de alta impedância registrada a partir de um relé digital. Resultados de testes comparativos com modelos disponíveis no estado-da-arte destacam a exatidão da técnica proposta, indicando potencial para a aplicação em sistemas reais. Foram obtidos erros médios na estimativa da distância da falta abaixo de 0; 500% considerando a presença de faltas lineares fase-terra, enquanto que para faltas de alta impedância o erro médio ficou abaixo de 1; 678%. Foram considerados a variabilidade existente na falta de alta impedância e os efeitos das capacitâncias de linha na modelagem do sistema e nos equacionamentos matemáticos aplicados.

The growing global energy consumption, the search for reduction in carbon emissions and climate problems highlight the importance of investment in low environmental impact energy systems. In this sense, the Generation and Storage Systems of Electrical Energy based on Hydrogen (AEH2) are a promising alternative technology, besides being a clean energy source, and acting as a bridge between the different energy sectors (electricity, heat and fuel). However, the overall efficiency of an AEH2’s is too limited. Due to hydrogen’s properties, a considerable portion of power is drained by storage system and another important portion is converted into heat by the AEH2’s equipments. In this research, it is intended to increase the efficiency of an AEH2 through theoretical and experimental study of the use of heat of its components. The AEH2 of this research is composed of an alkaline electrolyzer, a metal hydrides hydrogen storage and a PEM fuel cell stack. An experimental plant was conceived with this type of equipment for data acquisition, testing and research. The internal structure of each part of the equipment was built and a detailed description of its operation was carried out. Also, it was developed the mathematical modeling and equating of the AEH2’s components based on the experimental plant equipment. The computational models were validated from experiments. The interconnection between the models made it possible to simulate the hydrogen charging and discharging cycles taking into account the use of heat of AEH2’s components. From the results of the simulations it was estimated the potentials of power generation and the impact of the heat recovery on the overall efficiency of the AEH2. In addition, a new method was developed to monitor the temperature distribution in fuel cell itself, which allows an improved control of its temperature and contributes to the increase of its efficiency. O crescente consumo mundial de energia, a busca pela redução nas emissões de carbono e os problemas climáticos realçam a importância dos investimentos em sistemas de energia de baixo impacto ambiental. Neste sentido, os Armazenadores de Energia Elétrica utilizando Hidrogênio (AEH2) têm se mostrado uma alternativa tecnológica promissora, pois além de serem fontes de energia limpa, atuam como ponte entre os diferentes setores de energia (eletricidade, calor e combustível). No entanto, a eficiência global dos AEH2’s é muito limitada. Devido às propriedades do hidrogênio, uma parcela considerável de potência é consumida no armazenamento e outra importante parcela é convertida em calor pelos equipamentos do AEH2. Nesta tese, busca-se aumentar a eficiência dos AEH2 através do estudo teórico e experimental do aproveitamento de calor de seus componentes. O AEH2 desta pesquisa é composto por um eletrolisador alcalino, um armazenador de hidrogênio na forma de hidretos metálicos e uma pilha de células a combustível do tipo PEM. Uma planta experimental foi montada com estes equipamentos para levantamento de dados, realização de ensaios e pesquisa. A estrutura interna de cada equipamento foi levantada e realizada uma descrição detalhada sobre a sua operação. Ainda, foram desenvolvidos o equacionamento e a modelagem matemática dos componentes do AEH2 baseados nos equipamentos da planta experimental. Os modelos computacionais foram validados através da realização de experimentos. A interligação entre os modelos possibilitou a simulação dos ciclos de carga e descarga do hidrogênio levando em consideração o aproveitamento de calor dos componentes do AEH2. A partir dos resultados das simulações estimou-se o potencial de geração de potência e o impacto do reaproveitamento térmico na eficiência total do AEH2. Além disso, foi desenvolvido um novo método para o monitoramento da distribuição de temperatura ao longo da célula a combustível, o que possibilita um melhor nível de controle de sua temperatura e contribui para o aumento de sua eficiência.

This work presents contributions to the study and development of Voltage and Reactive Power Control (Volt/VAr control or VVC) for intelligent distribution systems. Currently, the use of VVC is considered one of the most important and desired functions in the context of distribution systems modernization, in view of the rise of communication technologies and new controllable equipment. In this sense, some commercial solutions have been proposed in the last years for the implementation and optimization of VVC in the distribution networks. However, studies and propositions of adequate techniques are still necessary, since most of these solutions have not yet considered the possibility of controlling voltage levels by frequency inverters, excluding the participation of distributed generation, static reactive compensators and other electronic equipment with potential benefits of VVC in distribution networks. In this context, this work proposes a new VVC methodology to coordinate the traditionally equipment actions with power electronics equipment, ensuring the voltage control at adequate levels mainly with operational gains in relation to the reduction of the number of commutations of conventional devices. For this, a coordinated centralized VVC strategy is proposed in the substation that considers the limitations of the different equipment and the commutations proportionality without impairing the voltage levels. The methodology was applied in two distribution systems based on real IEEE networks, which was implemented through an interface between the software MATLAB® and OpenDSS® with satisfactory results. Este trabalho apresenta contribuições ao estudo e ao desenvolvimento de estratégias de Controle de Tensão e Potência Reativa (Controle Volt/VAr ou VVC, do inglês volt/var control) para sistemas de distribuição inteligentes. Atualmente, o emprego do VVC é considerado uma das funções mais importantes e desejadas no contexto de modernização de sistemas de distribuição, tendo em vista a ascensão de tecnologias de comunicação e novos equipamentos controláveis. Neste sentido, foram propostas nos últimos anos algumas soluções comerciais para a implementação e a otimização do VVC nas redes de distribuição. Contudo, ainda são necessários estudos e proposições de técnicas adequadas, pois a maioria destas soluções ainda não considerara a possibilidade de controle dos níveis de tensão por inversores de frequência, excluindo a participação da geração distribuída, compensadores estáticos de reativos e outros equipamentos eletrônicos com potenciais benefícios na realização do VVC em redes de distribuição. Neste contexto, este trabalho propõe uma nova metodologia de VVC para coordenar as ações de equipamentos tradicionalmente utilizados em conjunto com equipamentos eletrônicos, garantindo o controle da tensão em níveis adequados, principalmente com ganhos operacionais em relação a redução do número de chaveamentos dos dispositivos convencionais. Para isso é proposta uma estratégia de VVC coordenado centralizado na subestação, que utiliza lógica fuzzy para determinar o equipamento que atuará na correção das violações de tensão, bem como o ajuste necessário, incluindo as limitações dos diferentes equipamentos e a proporcionalidade entre seus chaveamentos sem prejudicar os níveis de tensão. A metodologia foi aplicada para dois sistemas teste de distribuição baseados em redes reais da IEEE, sendo implementada através de uma interface entre os softwares MATLAB® e OpenDSS® com resultados que atendem ao objetivo proposto.

Aiming at maximizing the potential growth of Distributed Generation for the residential market, the National Agency of Electrical Energy published the normative resolutions that establishes the general terms for connection of DG systems in distribution systems. Based on that, the consumers are allowed to play an active role in the power system by generating their own energy. On this matter, the solar photovoltaic generation (PV) is the most promising generation system for the low voltage consumers, especially for the residential sector, due to its easy installation. However, despite its potential benefits, photovoltaic generation may introduce uncertainties on distribution system planning studies, since the decision about connecting a PV system to the grid relies on the subjective judgement of each individual. Regarding that, this thesis presents a new methodology for projection of the diffusion of PV Systems in low voltage residential consumers considering two dimensions: throughout time and throughout space. It is considered that consumer’s decision in connecting a PV System to the grid is based on several aspects, which were classified in five groups: economical, management, political, social and technical. From that, there is the determination of barriers. From that, the system dynamics technique, combined with the Bass model, is applied to perform the projection of the diffusion of PV Systems throughout time. Then the projection throughout space is modeled. This methodology may be applied to strategic planning and to energy policies. In order to evaluate the performance and efficiency of the methodology, different scenarios of diffusion of PV systems are tested. Results demonstrate that the diffusion of PV systems depends on several factors such as the costs of PV panels, the energy tariff, incentives for adoption of PV systems (funding streams, incentive programs, service charges, microcredit, import taxes, interest rate policies and subsidies, feed-in tariffs, net metering and education campaigns) and the adoption by other consumers. Com o objetivo de potencializar o crescimento da Geração Distribuída (GD) no setor residencial brasileiro, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) publicou Resoluções Normativas (RN), que estabelecem as condições gerais para o acesso da GD aos sistemas de distribuição de energia elétrica. Através dessas RN, o consumidor pode investir em um sistema próprio de geração, sendo a energia solar a fonte mais promissora para GD em Baixa Tensão (BT), principalmente para os consumidores residenciais. Para os estudos de planejamento do sistema, a adoção da GD pelos consumidores residenciais introduz um fator de incerteza no planejamento, pois a decisão em adquirir GD passa pelo juízo de subjetividade de cada indivíduo. Nesse contexto, esta tese propõe uma nova metodologia para projeção da difusão de sistemas fotovoltaicos em consumidores residenciais de BT em duas dimensões: ao longo do tempo e ao longo do espaço, levando em conta que a decisão do consumidor em adquirir aos sistemas fotovoltaicos depende de diversos fatores, dentre os quais se propõe a divisão em cinco aspectos: econômico, gestão, político, social e técnico. A partir da determinação das barreiras, a técnica de dinâmica de sistemas, em conjunto com o modelo de Bass, é utilizada para realizar a projeção dos sistemas fotovoltaicos ao longo do tempo. Desse modo, após a distribuição ao longo do tempo, é modelada a propagação dos sistemas fotovoltaicos ao longo do espaço. A metodologia desenvolvida pode ser usada no planejamento estratégico e em politicas energéticas. Para avaliar o desempenho e a eficiência da metodologia, foram testados diferentes cenários de projeção da difusão de sistemas fotovoltaicos. Os resultados demonstram que a difusão dos sistemas fotovoltaicos depende de diversos fatores, por exemplo, o preço dos sistemas fotovoltaicos, a tarifa de energia elétrica, incentivos para adoção de sistemas fotovoltaicos (financiamento, programas de incentivo, taxa de serviço, microcrédito, imposto de importação, política de juros baixos e subsídio, tarifas feed-in, net metering e campanhas de educação) e adoção por outros consumidores.

The electric distribuition system is constantly evolving, in which new strategies, methods and technologies are added to improve its functionality, examples of this are smart grids and distributed generation. But these changes directly influence the way of study, analysis, planning and operation of all areas, including protection, which is essential for the operation, both for the safety of people and equipment and for reliability indicators. In this sense, this work has as objective an evaluation of the coordination and selectivity of the protection devices and also to suggest adjustments in the parameterization of the equipment when the standards are not met. For the adjustments search is considered a methodology of depth-first heuristic search, because its characteristics meet the needs of the problem, finding a solution in a simpler and faster way, which satisfies the defined conditions. As a differential in the evaluation of protection, reliability will also be analyzed, considering the withdrawal of protection devices when it is not possible to meet the established rules, or it do not present great importance, verifying their impact on the indicators. To validate the proposed methodology case studies of real networks will be presented. The results found showed the effectiveness of the method managing to find solutions for most cases. It also shows that there is a variation in the impact on the reliability indicators in the withdrawal of different protection equipment, which will be influenced by variables such as the protected network extension and the total number of protection devices of the set. Finally, the methodology was valid for application in power utilities, where solutions were found for the selectivity and coordination of protection devices. O sistema de distribuição de energia elétrica está em constante evolução, onde inserem-se novas estratégias, métodos e tecnologias para aprimorar sua funcionalidade, exemplos claros disso são as redes elétricas inteligentes e geração distribuída. Porem essas mudanças influenciam diretamente na forma de estudo, análise, planejamento e operação de todas áreas, entre elas a de proteção, que é essencial para a operação, tanto pelas questões de segurança das pessoas e equipamentos, quanto pelos indicadores de confiabilidade. Nesse sentido, este trabalho tem como objetivo a avaliação da coordenação e seletividade dos dispositivos de proteção e também sugerir ajustes na parametrização dos equipamentos quando os padrões não forem atendidos. Para a busca de ajustes é utilizado uma metodologia de busca heurística em profundidade, pois suas características atendem as necessidades do problema, encontrando uma solução de maneira mais simples e rápida, satisfazendo as condições definidas. Como diferencial na avaliação da proteção também será analisada a confiabilidade, considerando a retirada de dispositivos de proteção quando não for possível atender as regras estabelecidas ou não apresentarem grande importância, verificando seu impacto nos indicadores. Para validar a metodologia proposta são considerados estudos de casos de redes reais. Os resultados encontrados mostraram a eficácia do método, encontrando soluções para a maioria dos casos. Demonstra também que há uma variação no impacto nos indicadores de confiabilidade na retirada de diferentes equipamentos de proteção, que será influenciado por variáveis como a extensão de rede protegida e o número total de dispositivos de proteção do conjunto. Por fim, foi comprovado que o método é válido para aplicação em concessionárias, onde foram encontradas soluções para a seletividade e coordenação dos dispositivos de proteção.

The main objective of the electric power utility is the uninterrupted supply of energy, however, this is not always possible due to the actions of nature, or even from equipment or human failures. These interruptions are called emergency orders, which must be serviced by repair crew in order to restore normal operation of the electrical system. Given a set of emergency orders, the operations center must find a crew scheduling in order to attend all orders and minimize the total cost of service. Before the system repair step, the restoration step is performed, in order to supply the de-energized loads belonging to the healthy parts of the network. One of the ways to supply them is through distributed generation (DG), such as solar and wind, with high penetration in the electric system in recent years, operating in islanded mode. The island operation plays an important role in the restoration step of the electric power system, as it allows to reduce the total interruption time. It allows analyzing the impact of customer cost, with interrupted power supply, depending on the time of day, varying with the capacity of the DG generation curve and the load curve. In this way, this work proposes a new matheuristic for emergency response for the emergency orders scheduling problem (EOSP) of the electric distribution systems, considering unforeseen islanding. The model has the objective of minimizing the total attendance cost, being for this model the costs of energy not supplied and those related to the penalties, associated to the importance of consumers. The matheuristic will serve as a management tool for decision-makers to determine an appropriate scheduling strategy. In this work the computational implementation of the proposed model is presented, with the realization of two case studies in the IEEE 33-bus system, modified with DGs insertion. Computational results show the effectiveness of the model developed by reducing the total attendance cost in relation to the case without islanding and the feasibility for applications in other distribution systems. A concessionária de energia tem como objetivo principal o suprimento ininterrupto de energia, porém isto nem sempre é possível devido às ações da natureza, ou ainda, oriundas de falhas de equipamentos ou humanas. Essas interrupções são chamadas de ordens emergenciais, devendo ser atendidas por equipes de reparo de modo a restaurar a operação normal do sistema elétrico. Dado um conjunto de ordens emergenciais, o centro de operações deve encontrar um agendamento das equipes de forma a atender todas as ordens e minimizar o custo total de atendimento. Antes da etapa de reparo do sistema têm-se a etapa de restauração, visando atender as cargas desenergizadas pertencentes aos trechos saudáveis da rede. Uma das formas de atendê-las é através do suprimento por geração distribuída (GD), como solar e eólica, com grande penetração no sistema elétrico nos últimos anos, operando de forma ilhada. A operação ilhada desempenha um papel importante na fase de restauração do sistema elétrico, pois permite reduzir o tempo total de interrupção. Ela permite analisar o impacto do custo dos consumidores, com fornecimento de energia interrompido, em função do período do dia, variando com a capacidade da curva de geração GD e da curva de carga. Neste sentido, este trabalho propõe uma heurística matemática para resposta emergencial para o problema de agendamento de ordens emergenciais (PAOE) dos sistemas de distribuição de energia elétrica, considerando ilhamento imprevisto com GD. O modelo tem como objetivo a minimização do custo total de atendimento, sendo para isso modelados os custos da energia não suprida e os relacionados às penalidades, associadas à importância dos consumidores. A heurística matemática servirá como uma ferramenta gerencial para que os tomadores de decisão determinem uma estratégia de agendamento apropriada. Neste trabalho apresenta-se ainda a implementação computacional do modelo proposto, com a realização de dois estudos de caso no sistema IEEE 33-barras modificado com a inserção de GDs. Resultados computacionais mostram a eficácia do modelo desenvolvido ao reduzir o custo total do atendimento em relação ao caso sem ilhamento e a praticabilidade para aplicações em outros sistemas de distribuição.

This work presents a methodology for technical and economic analysis for the attendance of residential loads, with different demands and located in the rural area, with the use of distributed generation sources that can work isolated, connected, or even in a mixed way, with the conventional electric power grid, in other words, partially isolated and partially connected to the power network. Through the methodology, it is possible to reduce generation costs and define the best network topology, as well as the positioning of distributed generation sources. The methodology consists of using the data related to the distributed generation sources and the data related to the distribution network, in order to find the minimum net present value between the sources and the optimal network topology. Different sources of distributed generation will be evaluated in three different scenarios, to be then calculated the generation source to be used among the analyzed ones and for the best possible configuration to be found. The solutions demonstrate that just as the type of land affects decisions, the type of energy source also affects, since its current costs in R$/kWh still differ greatly from one to another. In areas with major impediments, such as rivers and forests, transmission networks tend to suffer drift, since it directly affects the cost. Finally, several aspects are important in a study involving sources of distributed generation, since in a rural area, we find from rivers and hills interfering in the construction of transmission networks, as large pasture fields present themselves to facilitate the construction of their own. Thus, through the methodology employed, the final result is the best network configuration and the best selection of energy source to attend the loads. Este trabalho apresenta uma metodologia para análise técnica e econômica para o atendimento de cargas residenciais, com diferentes demandas e situadas na zona rural, com a utilização de fontes de geração distribuídas que podem trabalhar isoladas, conectadas ou ainda, de forma mista com a rede convencional de energia elétrica, isto é, parcialmente isolada e parcialmente conectada à rede de energia. Através da metodologia é possível reduzir custos de geração e definir a melhor topologia de rede, assim como o posicionamento das fontes de geração distribuída. A metodologia consiste em utilizar os dados referentes às fontes de geração distribuída e os dados referentes à rede de distribuição, para, através dos custos de suprimento de energia elétrica e dos custos da rede de distribuição, encontrar o valor presente líquido mínimo entre as fontes e a topologia de rede ótima. Diferentes fontes de geração distribuída serão avaliadas em três diferentes cenários, para então ser calculada a fonte de geração a ser utilizada dentre as analisadas e para a melhor configuração possível ser encontrada. As soluções demonstram que, assim como o tipo de terreno afeta as decisões, o tipo de fonte de energia também afeta, pois seus custos atuais em R$/kWh ainda diferem muito de uma para outra. Em terrenos com grandes impedimentos, como rios e florestas, as redes de transmissão tendem a sofrer desvios, uma vez que impacta diretamente no custo. Por fim, diversos aspectos se apresentam importantes em um estudo que envolve fontes de geração distribuída, uma vez que em uma zona rural, encontramos desde rios e colinas interferindo na construção de redes de transmissão, como grandes campos de pastagem se apresentam para facilitar a construção das mesmas. Desta forma, através da metodologia empregada obtém-se como resultado final a melhor configuração de rede e a melhor seleção de fonte de energia para o atendimento das cargas.

The transient stability in distribution systems has received special interest due to the continuous increase of the distributed generation connected to the network. Besides the dynamic behavior of the generation system, distribution networks have extensive branches, uneven charges and a specific set of equipment that complicate the numerical analysis of the transient stability. This complexity increases the need for a specific analysis way in the time domain of the distribution systems, where the following contributions are highlighted: Network simplification technique to transient stability studies, creating a representative model for dynamic analysis; Selection criteria of the bus for simulations, considering protection devices that are typical in distribution systems; Representation of dynamic models with specific parameters to distributed generation in distribution networks; Assessment of single-pole operation of protection equipment in distribution systems; Control systems adjustments in unstable conditions. The proposed methodology has shown to be efficient and important to the distribution systems with distributed generation assessment, and its usage is presented in a real network usage. A estabilidade transitória nos sistemas de distribuição ganhou interesse especial devido ao aumento contínuo da geração distribuída conectada à rede. Além do comportamento dinâmico do sistema de geração, as redes de distribuição possuem extensos ramais, cargas desequilibradas e um conjunto específico de equipamentos que dificultam a análise numérica da estabilidade transitória. Esta complexidade aumenta a necessidade de uma forma especifica para a análise no domínio do tempo dos sistemas de distribuição. Neste contexto, este trabalho desenvolve uma metodologia de análise de estabilidade transitória em sistemas de distribuição, com destaque para as seguintes contribuições: Técnica de simplificação de rede para estudos de estabilidade transitória, criando um modelo representativo para análise dinâmica; Critério de seleção das barras para simulações, considerando os dispositivos de proteção característicos dos sistemas de distribuição; Representação de modelos dinâmicos com parâmetros específicos para geração distribuída em redes de distribuição; Avaliação de operação monopolar dos equipamentos de proteção em sistemas de distribuição; Ajustes dos sistemas de controle em condições de instabilidade. A metodologia proposta se mostra eficiente e importante na avaliação de sistemas de distribuição com geração distribuída e sua aplicação é demonstrada em uma aplicação em rede real.

Erasmus Mundus - Projeto Euro-Brazilian Windows +, EBW+, Portugal The main premise for the countries that have adopted the competition model to generation and energy market is the decentralization of activities of the generation, transmission and distribution of energy. In this structure, the investments in expansion of generation, transmission and distribution systems is performed by distinct agents. On this regard, the proper allocation of network costs through locational pricing is essential to the development of electricity sector agents. The main goal of applying locational use of system tariffs is providing an appropriate remuneration of transmission system companies. The definition of this tariffs takes into consideration the “extension of the use” of each user based on its location. Among many attributes, such tariffs promote a more rational use of transmission assets as well as the reduction of operational costs. However, the locational signal price from Transmission Network Use of System (TNUoS) is not yet systematically explored in the distribution system planning context. Regarding that, this thesis presents the development of a model for distribution system expansion planning that includes the transmission tariffs. It is proposed the minimization of costs of use of transmission system, investments, operation and Expected Energy Not Supplied (EENS). The expansion alternatives consist of: installation and repowering of substations; allocation of switching devices; and the construction of interconnection circuits between feeders. The allocation of switching devices and construction of interconnection circuits aim at providing more flexibility to the operation in order to mitigate the impacts of outages in the network. The model is formulated as a Mixed Integer Nonlinear Program (MINLP) and the metaheuristic GRASP (Greedy Randomized Adaptive Search Procedure) is adopted as solution algorithm. The methodology is developed in AMPL (A Modeling Language for Mathematical Programming) and the solver (Nonlinear Interior-point Trust Region Optimizer) is used as optimization tool. The validation tests are performed using IEEE System Tests of 23, 54 and 182 buses. The results demonstrate the potentials of the proposed methodology, which obtained reduction in expansion costs. In addition, the developed methodology provide subsidies to the distribution companies, allowing to establish agreements to use the transmission system. Nos países que adotaram o modelo de competição nos segmentos de geração e de comercialização de energia elétrica, tem-se a desverticalização das atividades de geração, transmissão e distribuição como premissa básica. Nesta estrutura, os investimentos na expansão da geração, da transmissão e da distribuição são realizados por agentes distintos. Desse modo, a alocação apropriada dos custos de uso das redes, através de tarifas locacionais, revela-se um aspecto fundamental para o desenvolvimento dos agentes do setor elétrico. As tarifas locacionais de uso da rede visam proporcionar a adequada renumeração das empresas provedoras de serviços de transmissão. A definição dessas tarifas leva em consideração a “extensão de uso” de cada usuário, em função da sua localização. Dentre outros atributos, tais tarifas estimulam a utilização racional dos ativos de transmissão, bem como a redução de custos operacionais. Entretanto, embora a importância desses estímulos, os custos de uso do sistema de transmissão, ainda, não se encontram sistematicamente explorados no âmbito do planejamento da expansão da distribuição. Neste sentido, esta Tese apresenta uma nova perspectiva para o problema da expansão do sistema de distribuição, ao considerar a sinalização econômica locacional da tarifação da transmissão. Propõe-se a minimização de custos de uso do sistema de transmissão, investimentos, operação e Energia Não Suprida Esperada (ENSE). As alternativas de expansão consideradas compreendem: a instalação e a repotencialização de subestações; a construção e o recondutoramento de circuitos; a alocação de dispositivos de manobra; e a construção de circuitos de interconexão entre alimentadores. A alocação de dispositivos de manobra e a construção dos circuitos de interconexão visam proporcionar maior flexibilidade à operação, de modo a mitigar os impactos de faltas permanentes na rede. Este modelo é formulado como um problema de programação não linear inteiro misto (PNLIM) e a metaheurística GRASP (Greedy Randomized Adaptive Search Procedure) é adotada como algoritmo de solução. A metodologia é desenvolvida em linguagem AMPL (A Modeling Language for Mathematical Programming) e o solver KNITRO (Nonlinear Interior-point Trust Region Optimizer) é utilizado como ferramenta de otimização. Os testes de validação são realizados utilizando sistemas testes de 23, 54 e 182 barras. Os resultados demonstram as potencialidades da metodologia proposta, obtendo-se reduções nos custos de expansão. Verifica-se, ainda, que a metodologia desenvolvida fornece subsídios às distribuidoras, para que estas possam definir as contratações de uso do sistema de transmissão.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES Magnetic and electric field levels monitoring in overhead transmission lines (TL) of power plants and substations (SEs) has been established by Brazilian Resolution 616/2014. It was observed in procedures to carry out SEs magnetic and electric field levels measurements, that it is necessary to have a methodology that allows levels continuous monitoring generated by power equipment. This monitoring procedure must be carried out in such a way that levels recording will be accomplished without occupational public exposure that will perform electromagnetic irradiation studies in the courtyard where equipment and machines that generate electric power system are located. The methodology for measuring magnetic field levels of overhead TLs will be carried out through a sensors network, whose values will be transmitted to a supervisory scheme. Simultaneously, an antenna designed to read the generated field, will collect the levels following a movement that must cover TL monitored area. The antenna was positioned at a distance specified by work safety area. Recorded data were acquired, processed, compared and analyzed in such a way that areas with high irradiation levels, so forth areas with acceptable levels and safe areas could be determined. This thesis aims to acquire remotely magnetic flux density levels produced around the TL, reducing the implementing monitoring costs and providing information to occupational public of existing irradiation levels by continuous recording of electromagnetic levels in TL area near generating units and SE installations where magnetic field highest levels are found. O monitoramento dos níveis dos campos magnético e elétrico em linhas de transmissão de alta tensão (LT), usinas geradoras e subestações (SEs) são estabelecidos na Resolução da ANEEL 616/2014. Basedado nela, observou-se os procedimentos para realização das medições dos níveis de campos magnético e elétrico das SEs, assim como das LT e a necessidade de se dispor de procedimentos seguros para o monitoramento de forma contínua dos níveis gerados pelos equipamentos de potência. Este monitoramento deve ser realizado para que o registro dos níveis seja feito sem a necessidade de exposição da equipe escalada para executar os estudos da irradiação eletromagnética. Tais registros de níveis são feitos tanto no pátio onde ficam localizados os equipamentos e máquinas geradoras do sistema elétrico de potência como nos vãos das LT. A metodologia usada nesta tese para medir os níveis de campo magnético das LT de energia elétrica foi realizada através de um levantamento dos níveis eletromagnéticos em torno de uma LT e da compilação de um esquema supervisório. Simultaneamente, foi projetada uma antena especial para realizar a leitura do campo gerado, com a qual coletou-se os níveis eletromagnéticos seguindo um movimento que cobre a área monitorada. A antena foi posicionada a uma distância especificada pela área de segurança do trabalho e indicado pela norma vigente ABNT NBR25415. Os dados registrados foram adquiridos, processados, comparados e analisados de tal forma que se possa determinar as áreas com níveis mais intensos de irradiação, áreas com níveis aceitáveis e áreas seguras. Esta tese visa adquirir de forma remota os níveis da densidade dos fluxos magnéticos produzidos no em torno da LT, reduzindo os custos de implantação de pontos de monitoramento. Este estudo permite fornecer informações ao público ocupacional acerca dos níveis de irradiação existentes através do registro continuado dos níveis eletromagnéticos no vão da LT próximas das unidades geradoras e das instalações de SEs onde são encontrados os níveis mais elevados de campo magnético.

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.