Resumo

Esta tese investiga novas estratégias para a construção de modelos em tempo real de Sistemas Elétricos de Potência. Busca-se a melhoria das funções de Estimação de Estado e aplicações correlatas por meio da consideração da medição fasorial sincronizada, fornecida por dispositivos PMUs, em ambientes onde as regiões monitoradas são de domínios de empresas diferentes e cuja distribuição geográfica apresenta distâncias consideráveis, como é o caso brasileiro. Uma das tarefas mais críticas dentro deste contexto é a representação adequada de sistemas não monitorados, que devem ser modelados de forma precisa, robusta e, preferencialmente, considerando dados que são acessíveis ao operador. A incorporação de redes externas em estimação multiárea é efetuada por uma etapa adicional de estimação ou embutida diretamente nos processos iterativos locais, mediante, neste último caso, a exigência de contínuos fluxos de dados entre áreas. No entanto, constata-se, neste estudo, que modelos clássicos de Equivalentes Externos reduzidos, particularmente os modelos tipo Ward, atendem satisfatoriamente aos requisitos computacionais e de precisão do problema, desde que sejam devidamente atualizados a cada mudança do ponto de operação. Desta forma, considerando sincrofasores de tensão e de corrente coletados por PMUs em regiões de fronteira, desenvolve-se um modelo de Estimação de Estado Descentralizada em que a etapa de pós-processamento por agentes externos independentes é removida, permitindo a obtenção do estado interconectado em um único passo, sem intercâmbio de dados operacionais em tempo real. Dois modelos são implementados, que diferem essencialmente na forma de tratamento dos dados de equivalentes externos. A metodologia é codificada em linguagem C++, sendo validada nos Sistemas IEEE de 14, 30 e 118 barras sob várias configurações de medição e de particionamento, mediante análise estatística e comparação de estimativas com valores de referência. Os resultados obtidos indicam a viabilidade da proposta para o fornecimento de modelos de estimação de estado mais confiáveis, adaptados à atual tendência de descentralização de redes elétricas, sem grandes alterações nas funções já existentes e sob um custo computacional reduzido. Sugerem também a factibilidade do tratamento conjunto das funções relacionadas a Estimação de Estado e Equivalentes Externos. / New approaches for the real time modelling of Power Systems are investigated in this work. The improvement of State Estimation and related functions is pursued with the aid of synchronized measurements gathered by PMU devices, in a multi-owner environment where utilities are independent and distributed across large distances, as in the Brazilian interconnected system case. One of the critical tasks on this subject is the correct representation of non-monitored networks in precise and feasible way, where less data traffic between operators is preferable. In Multiarea State Estimation, the incorporation of external networks is usually performed as the additional estimation phase or directly included in local estimation models by means of inter-area communication channels. This research shows that classic models of External Equivalents, specially Ward types, meet the computational and precision requirements of the problem if they are correctly updated after changes in the operating point. Thus, by using voltage and current synchrophasors measured by boundary PMUs, a Decentralized State Estimation model is developed, where the need for a post-processing higher coordination step is suppressed, allowing the interconnected state to be found rapidly, in a single step and with no real time data exchange. Two strategies of including on-line information about External Equivalents are proposed, taking it as regular measurements or constraints to be imposed in the classical formulation. A computational software coded in C++ language is built to support the models, which are validated with the IEEE-14, 30 and 118 test bed systems, under several placement strategies and split network schemes. A consistent statistical analysis of the results is also performed, where outcomes are compared with reference values of a regular estimator. Results indicate the feasibility to generate reliable and robust real time models, without significant changes in existing energy management applications, and also shows the greater benefits of integrating State Estimation and External Equivalents into a single framework.

Esta tese investiga novas estratégias para a construção de modelos em tempo real de Sistemas Elétricos de Potência. Busca-se a melhoria das funções de Estimação de Estado e aplicações correlatas por meio da consideração da medição fasorial sincronizada, fornecida por dispositivos PMUs, em ambientes onde as regiões monitoradas são de domínios de empresas diferentes e cuja distribuição geográfica apresenta distâncias consideráveis, como é o caso brasileiro. Uma das tarefas mais críticas dentro deste contexto é a representação adequada de sistemas não monitorados, que devem ser modelados de forma precisa, robusta e, preferencialmente, considerando dados que são acessíveis ao operador. A incorporação de redes externas em estimação multiárea é efetuada por uma etapa adicional de estimação ou embutida diretamente nos processos iterativos locais, mediante, neste último caso, a exigência de contínuos fluxos de dados entre áreas. No entanto, constata-se, neste estudo, que modelos clássicos de Equivalentes Externos reduzidos, particularmente os modelos tipo Ward, atendem satisfatoriamente aos requisitos computacionais e de precisão do problema, desde que sejam devidamente atualizados a cada mudança do ponto de operação. Desta forma, considerando sincrofasores de tensão e de corrente coletados por PMUs em regiões de fronteira, desenvolve-se um modelo de Estimação de Estado Descentralizada em que a etapa de pós-processamento por agentes externos independentes é removida, permitindo a obtenção do estado interconectado em um único passo, sem intercâmbio de dados operacionais em tempo real. Dois modelos são implementados, que diferem essencialmente na forma de tratamento dos dados de equivalentes externos. A metodologia é codificada em linguagem C++, sendo validada nos Sistemas IEEE de 14, 30 e 118 barras sob várias configurações de medição e de particionamento, mediante análise estatística e comparação de estimativas com valores de referência. Os resultados obtidos indicam a viabilidade da proposta para o fornecimento de modelos de estimação de estado mais confiáveis, adaptados à atual tendência de descentralização de redes elétricas, sem grandes alterações nas funções já existentes e sob um custo computacional reduzido. Sugerem também a factibilidade do tratamento conjunto das funções relacionadas a Estimação de Estado e Equivalentes Externos. / New approaches for the real time modelling of Power Systems are investigated in this work. The improvement of State Estimation and related functions is pursued with the aid of synchronized measurements gathered by PMU devices, in a multi-owner environment where utilities are independent and distributed across large distances, as in the Brazilian interconnected system case. One of the critical tasks on this subject is the correct representation of non-monitored networks in precise and feasible way, where less data traffic between operators is preferable. In Multiarea State Estimation, the incorporation of external networks is usually performed as the additional estimation phase or directly included in local estimation models by means of inter-area communication channels. This research shows that classic models of External Equivalents, specially Ward types, meet the computational and precision requirements of the problem if they are correctly updated after changes in the operating point. Thus, by using voltage and current synchrophasors measured by boundary PMUs, a Decentralized State Estimation model is developed, where the need for a post-processing higher coordination step is suppressed, allowing the interconnected state to be found rapidly, in a single step and with no real time data exchange. Two strategies of including on-line information about External Equivalents are proposed, taking it as regular measurements or constraints to be imposed in the classical formulation. A computational software coded in C++ language is built to support the models, which are validated with the IEEE-14, 30 and 118 test bed systems, under several placement strategies and split network schemes. A consistent statistical analysis of the results is also performed, where outcomes are compared with reference values of a regular estimator. Results indicate the feasibility to generate reliable and robust real time models, without significant changes in existing energy management applications, and also shows the greater benefits of integrating State Estimation and External Equivalents into a single framework.

Orientadores: Ariovaldo Verandio Garcia, Eduardo Nobuhiro Asada / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Eletrica e de Computação / Made available in DSpace on 2018-08-09T08:42:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Almeida_MadsonCortesde_D.pdf: 1655535 bytes, checksum: 2d7ea952e257cfd27e731d17f44651d1 (MD5) Previous issue date: 2007 / Resumo: Desde a sua introdução em 1969 por Fred C. Schweppe, J. Wildes e D. Rom, a estimação de estado em sistemas de energia elétrica tem sido largamente estudada. Atualmente, a estimação de estado vem evoluindo para uma modelagem mais completa, capaz de tratar variáveis não consideradas no modelo barra/ramo das redes. Entre os avanços mais significativos destaca-se a modelagem de chaves e disjuntores proposta em 1993 por A. J. Monticelli que deu origem à chamada estimação de estado generalizada. Neste trabalho, a estimação de estado generalizada é aplicada a redes trifásicas de energia elétrica nas quais os desbalanços nas cargas e os desequilíbrios na rede são considerados. A utilização dessa modelagem leva a um grau de detalhamento superior ao dos modelos por fase e, conseqüentemente, o estado estimado é mais preciso. Além disso, a modelagem trifásica permite que os sistemas de transmissão e distribuição sejam tratados indistintamente. Para a função estimador de estado foram implementados os métodos baseados na matriz ganho e no tableauesparso de Hachtel. As particularidades associadas à aplicação desses métodos ao modelo generalizado trifásico são apresentadas e discutidas. Na análise de observabilidade implementou-se o método baseado na fatoração da matriz ganho e um novo método baseado na solução de mínima norma do estimador de estado, que é uma das principais contribuições deste trabalho. Por fim, no problema da detecção e identificação de erros grosseiros foram implementados os métodos dos resíduos normalizados e dos multiplicadores de Lagrange normalizados / Abstract: Since its introduction in 1969 by Fred C. Schweppe, J. Wildes and D. Rom, the power system state estimation has been widely studied. The state estimation is evolving to a more detailed modeling, which considers state variables not commonly used in bus/branch system modeling. A generalized state estimation model, in which switches and circuit breakers are represented, was proposed in 1993 by A. J. Monticelli. In this work the generalized state estimation approach is applied to a three-phase power system model, where the unbalanced loads and the asymmetric nature of the system are considered. This treatment provides a more precise real-time model and, consequently, a more precise estimated state. Moreover, it allows that the same state estimation model be applied to both transmission and distribution systems. The three-phase state estimator has been implemented with gain matrix and Hachtel's sparse tableau approaches. Details about differences between the three-phase model and single-phase models are presented. In observability analysis a new method based on minimum norm solution has been introduced, and represents the main contribution of this work. The observability analysis based on gain matrix factorization have also been implemented for comparison purposes. Finally, in the bad data detection and identification, the normaIized residuaIs method and the normalized Lagrange multipIiers method have been implemented. / Doutorado / Energia Eletrica / Doutor em Engenharia Elétrica

No treinamento de Modelos Escondidos de Markov (MEMs) é necessário um sistema adequado de sensoriamento, pois são as leituras sensoriais que subentendem a sequência de estados do modelo. Muitas vezes sensores ruidosos, imprecisos ou pouco confiáveis, bem como a própria configuração das leituras sensoriais (tipo de sensor, quantidade de informações sensoriais utilizadas, incertezas do sistema de sensoriamento, etc.) pode gerar um número muito grande de diferentes possíveis símbolos de observação para cada estado do modelo, dificultando seu treinamento. Nesse trabalho é apresentada uma arquitetura de MEMs em cascata com a finalidade de treinar modelos que melhor representem as transições entre os estados do sistema real modelado. Na arquitetura em cascata, através da segmentação do conjunto de leituras sensoriais, a quantidade de símbolos de observação utilizados no treinamento pode ser reduzida facilitando o treinamento dos modelos. Experimentos usando ambas arquiteturas (monolítica e em cascata), aplicados à geração de mapas topológicos para robos móveis foram realizados utilizando leituras sensoriais reais e os resultados comprovaram que os mapas gerados pelo modelo em cascata são mais parecidos com do mapa real do ambiente porém, com maior custo computacional.

The employment of embedded cameras in navigation and guidance of Unmanned Aerial Vehicles (UAV) has attracted the focus of many academic researches. In particular, for the multirotor UAV, the camera is widely employed for applications performed at indoor environments, where are less access to the GNSS signal and higher electromagnetic interference. Nevertheless, in most researches, the images captured by the camera are usually adopted to aid in the linear position/velocity estimation, but not specifically for assisting in the attitude determination process. This dissertation proposes an attitude determination method for multirotor UAVs using pairs of vector measurements taken from one downward facing strapdown camera and angular velocity measurements from gyros. The method consists in three modules. The first detects and identifies landmarks from the captured images. The second module computes the vector measurements related to the direction between the landmarks and the camera. The third module executes the attitude estimation from the vector measurements given by the second module. The employed estimation method consists in a version of the Multiplicative Extended Kalman Filter (MEKF) with sequential update. The proposed method was evaluated via Monte Carlo simulations using Simulink 3D Animation. During the evaluation, the method presented effectiveness and satisfactory results in most of the simulated cases. Finally, future works are suggested for the potential continuation of this research.

O estimador de estado (EE) foi originalmente desenvolvido para lidar com sistemas de transmissão (ST). Desta maneira, sua aplicação em sistemas de distribuição (SD) exige que os métodos clássicos sejam repensados. Este trabalho teve como objetivo avaliar os métodos disponíveis na literatura para a estimação de estado em SD e explorar a fundo um método escolhido. A abordagem escolhida foi a que utiliza as correntes complexas nos ramos como variáveis de estado. Tal abordagem visa tirar proveito das características específicas dos SD, e apresenta um desempenho computacional superior se comparado a soluções que utilizam as tensões como variáveis de estado. Entretanto, tal método ainda se encontra pouco explorado na literatura, de modo que diversas limitações foram identificadas. A principal limitação encontrada foi no que tange à presença de transformadores no sistema, que foi negligenciada nos trabalhos encontrados na literatura. De modo a aumentar a confiabilidade da estimação, além das correntes em todos os ramos, foi considerada a possibilidade de se incluir no vetor de estado variáveis referentes à tensão na subestação (SE). Na presença de transformadores, tal expansão no vetor de estados gerou um acoplamento do modelo matemático. Neste trabalho, foram propostas soluções para lidar com diferentes conexões de transformadores utilizando o estimador com base nas correntes mantendo uma de suas principais características, que é o desacoplamento entre fases. Na ocasião da estimação da tensão na SE, um método de combinação ótima de variáveis de estado foi proposto de modo a contornar o acoplamento gerado no modelo matemático. Sistemas teste do IEEE foram utilizados para avaliar o desempenho do algoritmo implementado. Os resultados obtidos mostraram que a metodologia escolhida foi capaz de estimar o estado do SD com precisão adequada na presença de diferentes tipos de medidas e topologias. Os modelos propostos neste trabalho se mostraram eficazes na incorporação de transformadores com diferentes conexões na formulação do EE. Por fim, o método proposto para lidar com a estimação da tensão na SE de maneira desacoplada na presença de transformadores foi validado e se mostrou mais eficiente computacionalmente quando comparado ao seu análogo acoplado. / The state estimator (SE) was originally developed to deal with transmission networks (TN). Hence, its application in distribution networks (DN) requires the classical methods to be modified. The main aim of this work was to evaluate the methods available in the literature for state estimation in DN and to explore in depth a chosen method. The chosen approach was the one that uses the complex branch currents as state variables. This approach aims to take advantage of the specific characteristics of DN, and presents a superior computational performance when compared to solutions that use voltages as state variables. However, this method is still little explored in the literature, so that several limitations have been identified. The main limitation was in terms of the presence of transformers in the system, which was neglected in the papers found in the literature. In order to increase the reliability of the estimation, in addition to the branch currents, it was considered the posibility of including the substation voltage variables in the state vector. In the presence of transformers, such expansion in the state vector generated a coupled mathematical model. In this work, solutions were proposed to deal with different transformer connections using the branch current SE while keeping one of its main characteristics, that is the decoupling between phases. When the substation voltage is being estimated, an optimal combination of state variables was proposed in order to circumvent the coupling in the mathematical model. IEEE test systems were used to evaluate the performance of the implemented algorithm. The results showed that the chosen methodology was able to estimate the DN state with adequate accuracy in the presence of different types of measurements and topologies. The models proposed in this work proved to be effective in the incorporation of transformers with different connections in the SE formulation. Finally, the proposed method to decouple the branch current SE when dealing with substation voltage estimation in the presence of transformers was validated and proved to be computationally more efficient when compared to its coupled version.

O estimador de estado (EE) foi originalmente desenvolvido para lidar com sistemas de transmissão (ST). Desta maneira, sua aplicação em sistemas de distribuição (SD) exige que os métodos clássicos sejam repensados. Este trabalho teve como objetivo avaliar os métodos disponíveis na literatura para a estimação de estado em SD e explorar a fundo um método escolhido. A abordagem escolhida foi a que utiliza as correntes complexas nos ramos como variáveis de estado. Tal abordagem visa tirar proveito das características específicas dos SD, e apresenta um desempenho computacional superior se comparado a soluções que utilizam as tensões como variáveis de estado. Entretanto, tal método ainda se encontra pouco explorado na literatura, de modo que diversas limitações foram identificadas. A principal limitação encontrada foi no que tange à presença de transformadores no sistema, que foi negligenciada nos trabalhos encontrados na literatura. De modo a aumentar a confiabilidade da estimação, além das correntes em todos os ramos, foi considerada a possibilidade de se incluir no vetor de estado variáveis referentes à tensão na subestação (SE). Na presença de transformadores, tal expansão no vetor de estados gerou um acoplamento do modelo matemático. Neste trabalho, foram propostas soluções para lidar com diferentes conexões de transformadores utilizando o estimador com base nas correntes mantendo uma de suas principais características, que é o desacoplamento entre fases. Na ocasião da estimação da tensão na SE, um método de combinação ótima de variáveis de estado foi proposto de modo a contornar o acoplamento gerado no modelo matemático. Sistemas teste do IEEE foram utilizados para avaliar o desempenho do algoritmo implementado. Os resultados obtidos mostraram que a metodologia escolhida foi capaz de estimar o estado do SD com precisão adequada na presença de diferentes tipos de medidas e topologias. Os modelos propostos neste trabalho se mostraram eficazes na incorporação de transformadores com diferentes conexões na formulação do EE. Por fim, o método proposto para lidar com a estimação da tensão na SE de maneira desacoplada na presença de transformadores foi validado e se mostrou mais eficiente computacionalmente quando comparado ao seu análogo acoplado. / The state estimator (SE) was originally developed to deal with transmission networks (TN). Hence, its application in distribution networks (DN) requires the classical methods to be modified. The main aim of this work was to evaluate the methods available in the literature for state estimation in DN and to explore in depth a chosen method. The chosen approach was the one that uses the complex branch currents as state variables. This approach aims to take advantage of the specific characteristics of DN, and presents a superior computational performance when compared to solutions that use voltages as state variables. However, this method is still little explored in the literature, so that several limitations have been identified. The main limitation was in terms of the presence of transformers in the system, which was neglected in the papers found in the literature. In order to increase the reliability of the estimation, in addition to the branch currents, it was considered the posibility of including the substation voltage variables in the state vector. In the presence of transformers, such expansion in the state vector generated a coupled mathematical model. In this work, solutions were proposed to deal with different transformer connections using the branch current SE while keeping one of its main characteristics, that is the decoupling between phases. When the substation voltage is being estimated, an optimal combination of state variables was proposed in order to circumvent the coupling in the mathematical model. IEEE test systems were used to evaluate the performance of the implemented algorithm. The results showed that the chosen methodology was able to estimate the DN state with adequate accuracy in the presence of different types of measurements and topologies. The models proposed in this work proved to be effective in the incorporation of transformers with different connections in the SE formulation. Finally, the proposed method to decouple the branch current SE when dealing with substation voltage estimation in the presence of transformers was validated and proved to be computationally more efficient when compared to its coupled version.

Made available in DSpace on 2014-06-11T19:30:49Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2013-08-16Bitstream added on 2014-06-13T19:00:47Z : No. of bitstreams: 1 ruizflorez_ha_dr_ilha.pdf: 765375 bytes, checksum: a31eeace4b995b6afc0e32c135da6263 (MD5) / Neste trabalho é apresentado um Estimador de Estado para Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica desbalanceados que usa uma nova formulação do método de fluxo de carga de varredura Distflow junto com o método dos Mínimos Quadrados Ponderados para determinar o ponto de operação mais provável do sistema. Através desta formulação, é possível modelar facilmente as medidas de magnitude de corrente, assim como as medidas convencionais de magnitude de tensão, as injeções e os fluxos de potências ativa e reativa. Adicionalmente, é definido um novo conjunto de variáveis de estado que permite reduzir o número de incógnitas do problema e, portanto, reduzir o número de medidas necessárias para realizar a estimação de estado. Assim, o estimador de estado proposto busca demonstrar que, mediante o uso da nova formulação, é possível determinar satisfatoriamente o ponto de operação dos Sistema de Distribuição de Energia Elétrica com altos níveis de automação, usando um plano de medições com um número baixo de pseudomedidas. A metodologia proposta é testada e analisada através dos sistemas IEEE-37 e IEEE-123 disponíveis na literatura. / This work presents a State Estimation method for Unbalanced Power Distribution Systems, using a novel Distflow equations and the Weighted Least Squares method, in order to obtain the most likely state of the network. Through this formulation, it is possible to consider the line current magnitude measurements, as well as, conventional measurements: bus voltage magnitudes, bus power injections and line power flows. In addition, a new set of state variables is defined, which allows to reduce the number of variables, therefore, to reduce the number of measurements needed for state estimation analysis. The proposed state estimator deal to demonstrate that using the novel formulation is possible to successfully determine the operating conditions of a Power Distribution System with high level of automation, using a set of measurements with a low number of pseudomeasurements. The proposed methodology is tested on the IEEE-37 bus system and the IEEE-123 bus system available in the literature.

Orientador: José Roberto Sanches Mantovani / Coorientador: Marcos Júlio Rider Flores / Banca: Rubén Augusto Romero Lázaro / Banca: Carlos Roberto Minussi / Banca: João Bosco Augusto London Junior / Banca: Eduardo Nobuhiro Asada / Resumo: Neste trabalho é apresentado um Estimador de Estado para Sistemas de Distribuição de Energia Elétrica desbalanceados que usa uma nova formulação do método de fluxo de carga de varredura Distflow junto com o método dos Mínimos Quadrados Ponderados para determinar o ponto de operação mais provável do sistema. Através desta formulação, é possível modelar facilmente as medidas de magnitude de corrente, assim como as medidas convencionais de magnitude de tensão, as injeções e os fluxos de potências ativa e reativa. Adicionalmente, é definido um novo conjunto de variáveis de estado que permite reduzir o número de incógnitas do problema e, portanto, reduzir o número de medidas necessárias para realizar a estimação de estado. Assim, o estimador de estado proposto busca demonstrar que, mediante o uso da nova formulação, é possível determinar satisfatoriamente o ponto de operação dos Sistema de Distribuição de Energia Elétrica com altos níveis de automação, usando um plano de medições com um número baixo de pseudomedidas. A metodologia proposta é testada e analisada através dos sistemas IEEE-37 e IEEE-123 disponíveis na literatura. / Abstract: This work presents a State Estimation method for Unbalanced Power Distribution Systems, using a novel Distflow equations and the Weighted Least Squares method, in order to obtain the most likely state of the network. Through this formulation, it is possible to consider the line current magnitude measurements, as well as, conventional measurements: bus voltage magnitudes, bus power injections and line power flows. In addition, a new set of state variables is defined, which allows to reduce the number of variables, therefore, to reduce the number of measurements needed for state estimation analysis. The proposed state estimator deal to demonstrate that using the novel formulation is possible to successfully determine the operating conditions of a Power Distribution System with high level of automation, using a set of measurements with a low number of pseudomeasurements. The proposed methodology is tested on the IEEE-37 bus system and the IEEE-123 bus system available in the literature. / Doutor