Made available in DSpace on 2014-06-11T19:30:49Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2009-08-29Bitstream added on 2014-06-13T19:40:16Z : No. of bitstreams: 1 oliveira_me_dr_ilha.pdf: 1452822 bytes, checksum: d810cdb7059cc5a2eb08ba3ffba50fe7 (MD5) / Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (FAPESP) / Nesta tese busca-se uma solução para o problema de cálculo de perdas elétricas para grande parte das empresas distribuidoras de energia elétrica. As perdas de energia em sistemas de distribuição vêm recebendo uma maior atenção por parte das empresas de energia elétrica de todo o mundo. Isto se deve principalmente aos elevados índices de perdas nãotécnicas (associadas a ligações ilegais, falhas na medição, etc.), em especial em países em desenvolvimento como o Brasil. Porém, para se chegar aos valores de perdas não-técnicas dos sistemas busca-se um método que calcule as perdas técnicas, e por subtração das perdas totais, obtê-las. O cálculo das perdas técnicas de forma precisa requer uma análise detalhada do sistema de distribuição, e consequentemente uma base de dados completa e atualizada, o que dificilmente as empresas possuem. Propõe-se, portanto, um método para o cálculo das perdas técnicas que identifique essas perdas de forma consistente, porém utilizando-se de uma base de dados de fácil obtenção em todas as empresas do setor. Dentre esses dados, têmse as curvas de carga medidas nas subestações (ou até mesmo nos alimentadores) através de medidores eletrônicos. Assim, com essas curvas é utilizado um método de alocação de carga que distribui o carregamento da subestação (ou alimentador) para os transformadores. Com a utilização do fator de perdas, também obtido pelas curvas de cargas medidas, têm-se as perdas técnicas de energia nas redes de distribuição. Os cálculos das perdas técnicas são realizados nos principais segmentos da rede: redes de média tensão, transformadores, circuitos de baixa tensão e outros (incorpora os demais segmentos e componentes em que as perdas ocorrem). Além da alocação de carga nos transformadores, outra característica importante do método proposto é a utilização... / This work is aimed at solving the problem of calculating electrical losses for distribution networks. Electrical losses have been and continue to be a concern for distribution network operators (DNOs) around the world. In many developing countries, such as Brazil, this concern is mainly due to non-technical losses (related to illegal connections, measurement errors, etc.). Consequently, to evaluate the non-technical losses of a given distribution system it is required a methodology that computes the technical losses, and then by subtracting them from the total losses the non-technical ones can be also obtained. To accurately calculate technical losses it is needed a detailed analysis of the distribution network, and therefore a complete and updated database. However, such a data is hardly available at distribution companies. Thus, here it is proposed a method for the calculation of technical losses that indentifies those non-technical ones in a consistent fashion, using those databases already available at most distribution companies. The data includes load curves measured at the substations (or the feeders) by electronic meters. With this load curves a load allocation method is used to distribute the aggregated load from the substation (or the feeder) among the distribution transformers. By using a loss factor, also obtained from the measured load curves, it is possible to compute the technical energy losses of the distribution networks. These calculations of technical losses are carried out at the main segments of the network: medium voltage networks, transformers, low voltage circuits and ‘others’ (including the remaining segments and components where the losses occur). In addition to the load allocation at the transformers, another important characteristic of the proposed methodology is the usage of a power flow algorithm for... (Complete abstract click electronic access below)

[pt] Nesta dissertação, é apresentado um procedimento estatístico para a estimação de perfis de curvas de carga por aparelhos para consumidores residenciais atendidos na BT (Baixa Tensão). O modelo desenvolvido utiliza informações de duas fontes distintas: PPHs (Pesquisas de Posses e Hábitos de Aparelhos Elétricos) e Medições de consumo com medidores eletrônicos com memória de massa que gravam leituras de consumo por aparelhos a cada 15 minutos. Através das PPHs desenvolvidas por Procel/Eletrobrás em 1996, obtêm-se um perfil aproximado da curva de carga do domicilio por aparelho. Entretanto, esta curva tende a ser imprecisa, pois é obtida por declarações de uso dos aparelhos. Para reduzir esta imprecisão, foi montado um experimento onde uma sub-amostra de domicílios auditados pelas PPHs, teve os principais aparelhos da residência medidos por medidores eletrônicos em intervalos de 15 minutos. A partir das curvas de utilização destes aparelhos, obtidas pelos dois procedimentos, utilizou-se um modelo estatístico de regressão linear para estimar coeficientes de ajustes para correção das curvas declaradas para cada hora do dia, para os principais eletrodomésticos do domicílio. Os resultados foram aplicados a duas distribuidoras do grupo ENDESA: AMPLA e COELCE. / [en] In this thesis, it is presented a statistical based model that allows the estimation of the load shape curve for appliances (end uses) for residential consumers that belong to low voltage group (BT clients), using information from two sources: PPHs (Energy Audit on Ownership and Usage of Electrical Appliances) and household measurements through specific devices that provide not only the total consumption (15 minute intervals) as well as the breakdown of this consumption for each device (end use) existing in the household. Through energy audits (PPHs) developed by Procel/Eletrobrás in 1996, one has a rough idea of the load shape curves by appliance. However, the curves obtained this way tend to be rather imprecise, as they are obtained by the consumer information of usage of the equipments on the surveys, which tend to be rather vague. In order to reduce such imprecision, an experiment was set where a subsample of the original survey sample is selected and the main appliances consumption measured by electronic meters at intervals of 15 minutes. The end use load shape obtained by these meters are then compared with the corresponding curve obtained by usage declaration. Using the linear regression model, the correction coefficients of the declarations are obtained for each hour of the day, for the main appliances. The results were applied to two distribution utilities of the ENDESA group: AMPLA and COELCE.

Submitted by Samira Prince (prince@ufpa.br) on 2012-06-04T13:43:11Z No. of bitstreams: 2 Dissertacao_MineracaoDadosBaseada.pdf: 5299530 bytes, checksum: ff357bf983c4b641d8b7fd5ed78b78e7 (MD5) license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) / Approved for entry into archive by Samira Prince(prince@ufpa.br) on 2012-06-04T13:43:48Z (GMT) No. of bitstreams: 2 Dissertacao_MineracaoDadosBaseada.pdf: 5299530 bytes, checksum: ff357bf983c4b641d8b7fd5ed78b78e7 (MD5) license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) / Made available in DSpace on 2012-06-04T13:43:48Z (GMT). No. of bitstreams: 2 Dissertacao_MineracaoDadosBaseada.pdf: 5299530 bytes, checksum: ff357bf983c4b641d8b7fd5ed78b78e7 (MD5) license_rdf: 23898 bytes, checksum: e363e809996cf46ada20da1accfcd9c7 (MD5) Previous issue date: 2011 / CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / As concessionárias de energia, para garantir que sua rede seja confiável, necessitam realizar um procedimento para estudo e análise baseado em funções de entrega de energia nos pontos de consumo. Este estudo, geralmente chamado de planejamento de sistemas de distribuição de energia elétrica, é essencial para garantir que variações na demanda de energia não afetem o desempenho do sistema, que deverá se manter operando de maneira técnica e economicamente viável. Nestes estudos, geralmente são analisados, demanda, tipologia de curva de carga, fator de carga e outros aspectos das cargas existentes. Considerando então a importância da determinação das tipologias de curvas de cargas para as concessionárias de energia em seu processo de planejamento, a Companhia de Eletricidade do Amapá (CEA) realizou uma campanha de medidas de curvas de carga de transformadores de distribuição para obtenção das tipologias de curvas de carga que caracterizam seus consumidores. Neste trabalho apresentam-se os resultados satisfatórios obtidos a partir da utilização de Mineração de Dados baseada em Inteligência Computacional (Mapas Auto-Organizáveis de Kohonen) para seleção das curvas típicas e determinação das tipologias de curvas de carga de consumidores residenciais e industriais da cidade de Macapá, localizada no estado do Amapá. O mapa auto-organizável de Kohonen é um tipo de Rede Neural Artificial que combina operações de projeção e agrupamento, permitindo a realização de análise exploratória de dados, com o objetivo de produzir descrições sumarizadas de grandes conjuntos de dados. / The energy utilities, for ensure that your network be reliable, need to perform a procedure for study and analysis based in your functions of delivery of energy in the points of the consumption. This study, generally called of systems planning of electric power distribution, is essential for ensure that variations in the energy demand doesn’t affect the system performance, that should whether keep operating of technique manner and viable economically. In these studies are generally analyzed, demand, typology of load curves, load factor and other aspects of the existing loads. Considering then the importance of the determining of the typologies of load curves for utilities in their planning process, the Electricity Company of Amapá (CEA) conducted a campaign of measures of load curves of the distribution transformers that were utilized for obtainment of the typologies of load curves that characterize your consumers. In this paper presents the satisfactory results obtained as from the utilization of Data Mining based in Computational Intelligence (Self-Organizing Maps of Kohonen) for selection of the typical curves and determination of the typologies of load curves of residential and industrial consumers for the city of Macapá, located in the state of Amapá. The self-organizing map of Kohonen is a type of artificial neural network that combines operations of projection and clustering, allowing the realization of exploratory data analysis, with the goal of producing summarized descriptions of large data sets.

This work presents the results from the analysis of the behavior of demand and energy consumption in the Campus of the Universidade Federal de Santa Maria to contribute to the adoption of strategic plans for demand side management. Presented are the basic concepts of electrical quantities, the definition of demand, as well as its available control and management techniques. The advantages of the demand side management option are highlighted. Two sets of load curves were collected : the load shapes of the campus as a whole, obtained from two years of demand records by the local electricity provider's energy meter; and the individual load curves of various buildings throughout the campus, obtained from measurements made with a multi-quantities electrical meter. Presented are the methods of obtaining their curves and highlighted the influence of temperature, business hours, school calendar and days of the week on them. Finally, a comparison is made between the whole university curve, with the individual load shapes. The set of information obtained forms the basics for demand side management on the campus, in near future. The results indicated that public educations buildings have peculiarities that should be taken into account when adopting measures to reduce consumption and load management. Such measures must take into account the presence of loads of different nature (purely academic through industrial, commercial and residential) and with different hours of use in comparison to similar off-campus loads. / Neste trabalho são apresentados os resultados obtidos a partir do estudo do comportamento da demanda e do consumo de energia elétrica no Campus da Universidade Federal de Santa Maria de forma a contribuir para a adoção de planos estratégicos de gerenciamento pelo lado da demanda. São apresentados os conceitos básicos das grandezas elétricas, a definição de demanda, bem como seu controle e técnicas de gerenciamento possíveis. As vantagens da opção do gerenciamento pelo lado da demanda são evidenciadas. Dois conjuntos de curvas de carga foram levantados: as curvas de carga do campus como um todo, obtidas a partir de dois anos de registros junto ao medidor de energia da concessionária local; as curvas de carga individuais de diversos prédios espalhados pelo campus, obtidas a partir de medições realizadas com um multimedidor de grandezas elétricas. São apresentados os métodos de obtenção das respectivas curvas e evidenciadas a influência da temperatura, horário de expediente, calendário letivo e dia da semana sobre as mesmas. Por fim, é feita a comparação entre a curva de carga geral da universidade, com as curvas de carga individuais. O conjunto de informações obtidas forma a base para um futuro gerenciamento pelo lado da demanda no campus. Os resultados obtidos permitiram concluir que os prédios públicos de ensino apresentam peculiaridades que devem ser levadas em conta quando se adotam medidas de redução do consumo e gerenciamento de carga. Tais medidas devem levar em conta a presença de cargas de diferentes naturezas (puramente acadêmicas, passando por industriais, comerciais e residenciais) e com horários de uso diferenciados em comparação a cargas idênticas fora do campus.

Orientador: Carlos Roberto Minussi / Resumo: Nesta pesquisa de doutorado, propõe-se o desenvolvimento de um sistema previsor de carga multinodal, via Redes Neurais Artificiais (RNAs). Trata-se da previsão que envolve vários pontos da rede elétrica, e.g., subestações de sistemas de distribuição, alimentadores, transformadores etc., bem como as barras dos sistemas de transmissão de grande porte. Na literatura especializada, há a prevalência de oferta de propostas visando à previsão da carga total (ou global) correspondente ao somatório de todo o consumo demandado no sistema, considerando-se um horizonte, por exemplo, 24 horas à frente. Nesta pesquisa, dar-se-á ênfase à previsão de carga multinodal. Visando realizar esta previsão, há necessidade de se dispor de um procedimento especializado que produza resultados que atendam os requisitos do setor elétrico (precisão desejada, confiabilidade e rapidez). Estes requisitos são os objetivos desta pesquisa, cujo modelo desenvolvido constitui-se num sistema neural inspirado na arquitetura neural da família ART (Adaptive Resonance Theory), mais especificamente, a RNA supervisionada ARTMAP-Fuzzy, a qual congrega a teoria da ressonância adaptativa e a teoria dos conjuntos fuzzy. O emprego da teoria dos conjuntos fuzzy confere, às RNAs da família ART, a aptidão de processar informações analógicas, binárias, assim como combinações dessas informações. A opção por esta RNA é em razão do seu atributo de ser estável e plástica. A estabilidade está associada à capacidade de produzir sempre... (Resumo completo, clicar acesso eletrônico abaixo) / Abstract: This research proposes to develop a multinodal load forecasting system by Artificial Neural Networks. This is a prediction for several points of the electrical network, e.g. distribution substations, feeders, transformers, etc., as well as busses of huge transmission systems. The literature offers proposals for total load forecasting (or global) corresponding to the sum of all demanded consumption considering a horizon of 24h ahead. This research emphasizes multinodal load forecasting. To perform this prediction, it is necessary to have a specialized procedure that provides results attending the requests of the electrical system (desired precision, reliability and velocity). These requests are the objective of this research, whose developed model is based on ART (Adaptive Resonance Theory) family, specifically the supervised Fuzzy ARTMAP neural network that uses the adaptive resonance theory and fuzzy logic theory. The option of this neural network is due to the attribute to be stable and plastic. The stability is associated to the capacity to produce always a solution. The plasticity (incremental training) is a propriety that is not observed in most of the neural network available on the literature. This is similar to what occurs with humans, as new information comes, the human being is more intelligent. Knowing the electrical load with precision and in advance is a primordial need. The studies about the operational modes of the system and the strategies used to attend conti... (Complete abstract click electronic access below) / Doutor

Submitted by Geandra Rodrigues (geandrar@gmail.com) on 2018-10-24T14:20:53Z No. of bitstreams: 1 igordelgadodemelo.pdf: 3776690 bytes, checksum: 47e7e8480e1ca6486c2b7b102f002e51 (MD5) / Approved for entry into archive by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br) on 2018-11-23T12:14:30Z (GMT) No. of bitstreams: 1 igordelgadodemelo.pdf: 3776690 bytes, checksum: 47e7e8480e1ca6486c2b7b102f002e51 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-11-23T12:14:30Z (GMT). No. of bitstreams: 1 igordelgadodemelo.pdf: 3776690 bytes, checksum: 47e7e8480e1ca6486c2b7b102f002e51 (MD5) Previous issue date: 2018-09-21 / CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / Este trabalho apresenta uma nova metodologia para a estimação de estados harmônicos em redes de distribuição de energia elétrica, a partir da modelagem de problemas de otimização, em uma abordagem estática. Assume-se que medições fasoriais sincronizadas são obtidas continuamente por um número reduzido de PMUs (Phasor Measurement Units) estrategicamente alocadas no sistema. Correntes harmônicas passantes em todos os ramos da rede elétrica são variáveis de estado a serem estimadas em coordenadas retangulares. Valendo-se do uso de leis de Kirchhoff, outras grandezas elétricas são calculadas como fasores de tensão, potências ativa e reativa. Os problemas de otimização são modelados para cada ordem harmônica individualmente e para cada intervalo de tempo em que o algoritmo for executado, com o objetivo de estimar estados harmônicos ao longo do tempo, considerando curvas diárias de carga. A função objetivo é determinada a partir do método dos mínimos quadrados ponderados, almejando minimizar o somatório das diferenças quadráticas entre os valores medidos e os valores correspondentes estimados pelo método proposto. Para as barras não monitoradas por PMUs, potências ativa e reativa são consideradas como restrições de desigualdade com limites inferiores e superiores definidos por fatores percentuais, assumindo incertezas sobre as variações de carregamento e componentes harmônicas a serem estimadas em intervalos de tempo regulares. Os problemas de otimização são resolvidos usando o método de pontos interiores com barreira de segurança adaptado, em que a solução ótima é dada sem violação de restrições, através da introdução de um parâmetro de relaxamento que permite que os valores inferiores e superiores das restrições que atingirem seus respectivos valores limites sejam relaxados para que a solução ótima seja encontrada. Sistemas teste de distribuição de energia elétrica trifásicos, topologicamente radial são utilizados para validação da metodologia proposta. Análises de sensibilidade são consideradas para avaliar o tempo computacional, número de PMUs alocadas, geração distribuída, filtro harmônico e parâmetros usados pelo algoritmo proposto. Vantagens deste trabalho incluem número limitado de PMUs a ser instalado, identificação de múltiplas fontes harmônicas, estimação de curvas diárias de carga e componentes harmônicas ao longo do tempo, com erros de estimação reduzidos. / This work presents a novel methodology for harmonic state estimation in electric power distribution networks, based on optimization problems formulation, in a static approach. It is assumed that synchronized phasor measurements are continuously obtained using a reduced number of PMUs (Phasor Measurement Units) strategically allocated into the system. Harmonic branch currents passing through the branches of the network are the state variables to be estimated in rectangular coordinates. Based on Kirchhoff’s laws, other electrical quantities are calculated, such as voltage phasors, active and reactive powers. An optimization problem is modelled for each harmonic order individually and for each time interval in which the algorithm is executed, with the objective of estimating harmonic states along the time, considering daily load curves. The objective function is determined based on the weighted least squares method, aiming to minimize the sum of the quadratic difference between measured and estimated values by the proposed method. For the buses which are not monitored by PMUs, active and reactive powers are considered as inequality constraints, with lower and upper limits defined by percentage factors, assuming uncertainties over daily load curves and harmonic components to be estimated in regular time intervals. The optimization problems are solved using the modified safety barrier interior point method, in which the optimal solution is provided with no constraints violation, by the introduction of a relaxation parameter which allows the upper and lower bounds of the constraints which reached their corresponding limits to be relaxed in such a way that the optimal solution is obtained. Three-phase electrical distribution test systems, with radial topology are used for the validation of the proposed methodology. Sensitivity analysis are considered in order to evaluate computational time, distributed generation, harmonic filter and parameters used by the proposed algorithm. Advantages of this work include limited number of PMUs to be installed, multiple harmonic sources identification, estimation of daily load curves and harmonic components along the time, with reduced estimation errors.