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

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

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

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