Os Sistemas de Distribuição são responsáveis pelo fornecimento da energia elétrica aos consumidores residenciais, industriais e comerciais com padrões de qualidade regulamentados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Assim, as concessionárias monitoram seu sistema para verificar o perfil de tensão na rede elétrica e as perdas técnicas do sistema. Este último critério de desempenho é extremamente relevante, pois representa o desperdício em energia e diminuição na capacidade de receita da empresa. Portanto, há interesse em fornecer a energia elétrica dentro das especificações regidas pela ANEEL e com as menores perdas elétricas possível. Contudo, técnicas como reconfiguração de linhas, recondutoramento, alocação de capacitores e geradores distribuídos são aplicadas. Em especial, a alocação de capacitores é uma técnica que visa identificar a quantidade, localização e tipo dos bancos de capacitores (BCs) que serão alocados no sistema com o intuito de minimizar as perdas, levando em consideração custos de implantação e operação. Para tal, métodos computacionais são utilizados para definir a melhor configuração dos BCs. As metaheurítiscas têm sido aplicadas na solução deste problema, cuja função objetivo é a minimização das perdas técnicas do sistema de distribuição. Desta forma, este trabalho tem o objetivo de propor uma abordagem de solução utilizando a metaheurística Entropia Cruzada implementada no software Python para redução das perdas de sistemas elétricos modelados no OpenDSS. A abordagem se mostrou uma importante ferramenta de análise de sistemas de distribuição, proporcionando resultados extremamente satisfatórios. / The distribution systems are responsible for providing electricity to residential, industrial and commercial consumers under quality standards regulated by the National Electric Energy Agency (ANEEL). Thus, utilities monitor the system to check the voltage profile in the grid and system technical losses. The latter quantity is an extremely important performance criterion, as it represents energy losses and decrease in revenue capacity of the company. Therefore, there is interest in providing electricity within specification stated by ANEEL with the lowest possible electrical losses. Techniques such as topology reconfiguration, reconductoring, allocation of capacitors and distributed generators are usually proposed in technical studies. Particularly, the allocation of capacitors is a technique that aims to identify the amount, location and type of capacitor banks (CBs), which are allocated in the system in order to minimize the losses, taking into consideration the implementation and operation costs. For this purpose, computational methods are used to determine the best configuration of CBs. Metaheuristics have been applied for the solution of this problem, with the objective to minimize the technical losses of distribution systems. This document shows the development of a solution method using the Cross Entropy metaheuristic implemented in Python programming language to reduce the losses of electrical systems modeled in OpenDSS program. The developed approach resulted in an important analysis tool for distribution systems, providing extremely satisfactory results.

Os Sistemas de Distribuição são responsáveis pelo fornecimento da energia elétrica aos consumidores residenciais, industriais e comerciais com padrões de qualidade regulamentados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Assim, as concessionárias monitoram seu sistema para verificar o perfil de tensão na rede elétrica e as perdas técnicas do sistema. Este último critério de desempenho é extremamente relevante, pois representa o desperdício em energia e diminuição na capacidade de receita da empresa. Portanto, há interesse em fornecer a energia elétrica dentro das especificações regidas pela ANEEL e com as menores perdas elétricas possível. Contudo, técnicas como reconfiguração de linhas, recondutoramento, alocação de capacitores e geradores distribuídos são aplicadas. Em especial, a alocação de capacitores é uma técnica que visa identificar a quantidade, localização e tipo dos bancos de capacitores (BCs) que serão alocados no sistema com o intuito de minimizar as perdas, levando em consideração custos de implantação e operação. Para tal, métodos computacionais são utilizados para definir a melhor configuração dos BCs. As metaheurítiscas têm sido aplicadas na solução deste problema, cuja função objetivo é a minimização das perdas técnicas do sistema de distribuição. Desta forma, este trabalho tem o objetivo de propor uma abordagem de solução utilizando a metaheurística Entropia Cruzada implementada no software Python para redução das perdas de sistemas elétricos modelados no OpenDSS. A abordagem se mostrou uma importante ferramenta de análise de sistemas de distribuição, proporcionando resultados extremamente satisfatórios. / The distribution systems are responsible for providing electricity to residential, industrial and commercial consumers under quality standards regulated by the National Electric Energy Agency (ANEEL). Thus, utilities monitor the system to check the voltage profile in the grid and system technical losses. The latter quantity is an extremely important performance criterion, as it represents energy losses and decrease in revenue capacity of the company. Therefore, there is interest in providing electricity within specification stated by ANEEL with the lowest possible electrical losses. Techniques such as topology reconfiguration, reconductoring, allocation of capacitors and distributed generators are usually proposed in technical studies. Particularly, the allocation of capacitors is a technique that aims to identify the amount, location and type of capacitor banks (CBs), which are allocated in the system in order to minimize the losses, taking into consideration the implementation and operation costs. For this purpose, computational methods are used to determine the best configuration of CBs. Metaheuristics have been applied for the solution of this problem, with the objective to minimize the technical losses of distribution systems. This document shows the development of a solution method using the Cross Entropy metaheuristic implemented in Python programming language to reduce the losses of electrical systems modeled in OpenDSS program. The developed approach resulted in an important analysis tool for distribution systems, providing extremely satisfactory results.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES / The search for a more diverse energy matrix, to decrease the fossil fuel consumption com-bined with the enhance concern of environmental impacts results in an increasing interest on the installation of distributed generators. Nevertheless, its technical impacts must be studied carefully to benefit electric energy distribution systems. Considering photovoltaic generators, the presence of clouds influences directly in the solar irradiance on Earth’s surface, what var-ies, in a significant way, the generation of energy throughout time. The continuous clouds movement above electrical grids that contain this kind of generation produces difficulty in the forecast variations of the generated power flow and voltage fluctuations on electrical grid im-pacting the consumer’s energy quality. Thus, this master dissertation proposes to rank real solar irradiance data according to satellite image processing, which counts on information referring to the different sort of clouds. The purpose is to investigate how the dynamic of clouds affects the energy production from photovoltaic generator and, consequently, the im-pact on the electrical grids that counts with it. At first, different types of clouds are ranked through image processing techniques, so that images were obtained in CPTEC. Weather Fore-casting and Climate Studies Center website using satellite GOES-13 data with 30 minutes periods. In comparison to image processing results, it is used measured data from a photovol-taic system installed on the roof of Block E from Santa Maria’s Polytechnic School to rate the shading influence, thus, the classification of measured data on: sunny, partially clouded and fully clouded days. Therefore, for the evaluation of impact of a photovoltaic systems on dif-ferent generation situations over an electric distribution grid, it was used the IEEE 34-bus feeder, through known analysis such as QuasiStatic Time-Series Analysis performed by the software Open Distribution System Simulator (OpenDSS). Different load profiles are also considered, such as constant and variating loads on weekdays and weekends. The results in each tested case are presented and is performed an analysis of information from the energetic point of view, observing the real and local generation capacity, and the quality of the energy provided by the system, in which is referred the voltage levels and operation of voltage regu-lators equipment. / A busca pela diversificação da matriz energética, diminuição na utilização de combustíveis fósseis para geração de energia elétrica, além da maior preocupação com os impactos ambientais, fazem com que se aposte cada vez mais na instalação de geradores distribuídos. Contudo, para que estes possam vir a beneficiar sistemas de distribuição de energia elétrica, seus impactos técnicos devem ser cuidadosamente estudados. Considerando geradores fotovoltaicos, a presença de nuvens influ-encia diretamente a irradiância solar que chega à superfície terrestre, variando de uma forma sig-nificativa ao longo do tempo a energia gerada. O movimento contínuo das nuvens sobre redes elétricas que contam com esse tipo de geração produz variações de difícil previsibilidade sobre o fluxo de potência gerado e flutuações de tensão na rede elétrica, acarretando em possíveis impac-tos na qualidade de energia fornecida aos consumidores. Assim, esta dissertação de mestrado pro-põe classificar dados reais de irradiância solar conforme o processamento de imagens de satélite que contam com informações referente a classificação de diferentes tipos de nuvens, com objetivo de investigar como a dinâmica de nuvens afeta a produção de energia através de geradores fo-tovoltaicos, e consequentemente redes de distribuição de energia elétrica que contam com a parti-cipação dos mesmos. Em um primeiro instante, através de técnicas de processamento de ima-gem dá-se a classificação dos diferentes tipos de nuvens, de modo que as imagens são obtidas através do site do CPTEC (Centro de Previsão do Tempo e Estudos Climáticos) com dados do satélite GOES-13 em períodos de 30 minutos. Em comparação aos resultados de processamento de imagem são utilizados dados medidos de um sistema fotovoltaico, instalado no telhado do Blo-co E do Colégio Politécnico de Santa Maria, para avaliar a influência do sombreamento, e assim classificação dos dados medidos em: dia ensolarado, parcialmente encoberto e encoberto. Logo, para a avaliação do impacto em uma rede de distribuição elétrica que conta com sistemas fotovol-taicos em diferentes situações de geração, considera-se o sistema IEEE 34 barras, a partir de aná-lises conhecidas como Quasi-Static Time-Series Analysis, realizadas pelo software Open Distri-bution System Simulator (OpenDSS). Também, são considerados diferentes perfis de carga, como por exemplo, cargas que não variam no tempo, e cargas que variam com características de dia de semana e fim de semana. Os resultados de cada caso testado são apresentados e é realizado uma análise de informações tanto do ponto de vista energético, observando-se a capacidade real e local de geração, além da qualidade de energia fornecida pelo sistema, no que se refere aos níveis de tensão e operação de equipamentos reguladores de tensão.

O emprego de geradores fotovoltaicos (FV) conectados ao sistema de distribuição de energia elétrica tem apresentado um crescimento significativo na última década. No Brasil, sua existência ainda é reduzida, entretanto a previsão é que esta aumente nos próximos anos em função das novas regulamentações estabelecidas pelas concessionárias de energia, com apoio da Agência Nacional de Energia Elétrica. O estudo das consequências trazidas pela conexão massiva de geradores FV possibilita o planejamento correto de operação do sistema de distribuição, evitando assim, a degradação da qualidade da energia elétrica fornecida aos consumidores. Dentro desse contexto, este trabalho possui como objetivo a análise da influência que um elevado nível de penetração de sistemas FV possui em um sistema de distribuição de energia elétrica. Durante as análises, foram considerados diversos geradores FV distribuídos aleatoriamente em dois sistemas de distribuição teste bastante distintos. O programa de simulação computacional empregado foi o OpenDSS. Os estudos consideraram situações de regime permanente e foram feitas abordagens empregando variações temporais, com o propósito de avaliar o comportamento e a interação entre os perfis de carga e geração FV. Os resultados mostraram a importância de considerar as variações temporais de demanda e de geração, e apontaram que o perfil de tensão em regime permanente, nível de desbalanço de tensão, perdas técnicas, regulação da tensão e desconexão dos geradores são fatores importantes que devem ser avaliados em estudos deste tipo. Além disso, mostrou-se que possíveis impactos negativos decorrentes da introdução massiva de geradores fotovoltaicos podem ser mitigados utilizando as soluções propostas ao final deste trabalho. / The employment of photovoltaic (PV) generators connected to the grid has increased significantly in the past decade. In Brazil, there are a few PV systems nowadays, but this scenario tends to change since new regulations have been established by the utilities with support of the Brazilian Electrical Energy Agency. The study of the effects caused by high penetration levels of PV generators enables the correct operation of the distribution networks and prevents the degradation of power quality provided to the consumers. In this context, the purpose of this research is to analyze the consequences caused by high-penetration levels of PV systems in distribution networks. Several distributed PV generators are considered and located randomly in two distinct distribution test feeders. The studies were carried out by using the software OpenDSS. The analysis focused on steady state studies and typical daily load and PV generation curves have been considered to evaluate the behavior and the interaction between loads and PV generation. The results have shown the importance of considering such load and power variation, and pointed out that voltage profile, voltage unbalance level, technical losses, voltage regulation and generators disconnection are important issues to be studied in situations like the ones analyzed in this work. Furthermore, possible negative impacts caused by high PV penetration levels can be mitigated by employing the potential solutions proposed in this dissertation.

O emprego de geradores fotovoltaicos (FV) conectados ao sistema de distribuição de energia elétrica tem apresentado um crescimento significativo na última década. No Brasil, sua existência ainda é reduzida, entretanto a previsão é que esta aumente nos próximos anos em função das novas regulamentações estabelecidas pelas concessionárias de energia, com apoio da Agência Nacional de Energia Elétrica. O estudo das consequências trazidas pela conexão massiva de geradores FV possibilita o planejamento correto de operação do sistema de distribuição, evitando assim, a degradação da qualidade da energia elétrica fornecida aos consumidores. Dentro desse contexto, este trabalho possui como objetivo a análise da influência que um elevado nível de penetração de sistemas FV possui em um sistema de distribuição de energia elétrica. Durante as análises, foram considerados diversos geradores FV distribuídos aleatoriamente em dois sistemas de distribuição teste bastante distintos. O programa de simulação computacional empregado foi o OpenDSS. Os estudos consideraram situações de regime permanente e foram feitas abordagens empregando variações temporais, com o propósito de avaliar o comportamento e a interação entre os perfis de carga e geração FV. Os resultados mostraram a importância de considerar as variações temporais de demanda e de geração, e apontaram que o perfil de tensão em regime permanente, nível de desbalanço de tensão, perdas técnicas, regulação da tensão e desconexão dos geradores são fatores importantes que devem ser avaliados em estudos deste tipo. Além disso, mostrou-se que possíveis impactos negativos decorrentes da introdução massiva de geradores fotovoltaicos podem ser mitigados utilizando as soluções propostas ao final deste trabalho. / The employment of photovoltaic (PV) generators connected to the grid has increased significantly in the past decade. In Brazil, there are a few PV systems nowadays, but this scenario tends to change since new regulations have been established by the utilities with support of the Brazilian Electrical Energy Agency. The study of the effects caused by high penetration levels of PV generators enables the correct operation of the distribution networks and prevents the degradation of power quality provided to the consumers. In this context, the purpose of this research is to analyze the consequences caused by high-penetration levels of PV systems in distribution networks. Several distributed PV generators are considered and located randomly in two distinct distribution test feeders. The studies were carried out by using the software OpenDSS. The analysis focused on steady state studies and typical daily load and PV generation curves have been considered to evaluate the behavior and the interaction between loads and PV generation. The results have shown the importance of considering such load and power variation, and pointed out that voltage profile, voltage unbalance level, technical losses, voltage regulation and generators disconnection are important issues to be studied in situations like the ones analyzed in this work. Furthermore, possible negative impacts caused by high PV penetration levels can be mitigated by employing the potential solutions proposed in this dissertation.

Este trabalho propõe uma avaliação quantitativa do efeito do desequilíbrio nos índices de operação do sistema de distribuição de energia elétrica. Os cenários apresentados contemplam os desequilíbrios existentes nos circuitos de média tensão e, também, os desequilíbrios na carga. Os desequilíbrios da rede consideram os efeitos da assimetria dos circuitos que provocam acoplamentos diferenciados entre os condutores. Para tanto, foram empregados dois sistemas, sendo um deles teórico e constituído por apenas um circuito e outro uma rede de distribuição padrão do IEEE. A primeira etapa da avaliação é realizada utilizando um modelo que reproduz um trecho fictício de linha de distribuição aérea trifásica com geometria e condutores típicos de redes de distribuição de energia de média tensão a cinco condutores, sendo um deles o condutor fictício de retorno pela terra. Os desequilíbrios de carga foram gerados aleatoriamente através do método de Monte Carlo, considerando variados índices de desequilíbrio. O desequilíbrio das correntes e as perdas do sistema foram determinados com o objetivo de quantificar o impacto das variações realizadas no trecho de linha. Para o sistema teste IEEE 34 Node Test Feeder, foram avaliados os erros decorrentes da consideração do acoplamento médio no cálculo das perdas de potência ativa e reativa, bem como os desequilíbrios de corrente, com o uso do software OpenDSS. Chega-se à conclusão de que o modelo que considera o acoplamento médio é capaz de determinar com muita fidelidade o desequilíbrio das correntes e das perdas para um circuito típico de distribuição em média tensão, não sendo necessária a representação exata das assimetrias dos condutores. / This Master Thesis proposes a quantitative evaluation of the effect of unbalance in the operational indexes of distribution networks. The scenarios comprehend the unbalance of medium voltage circuits and the unbalance in the load. The unbalances consider the effects of the asymmetry of circuits, that cause different couplings between the conductors. Therefore, two systems were implemented, one theoretical and the other a distribution network following the IEEE standard. The first stage of the evaluation is performed using a model that reproduces a fictitious section of a three-phase aerial distribution power line with five conductors considering earth return path, with geometry and typical conductors used in medium voltage energy distribution. The load unbalances were randomly produced using the Monte Carlo method, considering different unbalance rates. The current unbalance factor and the system losses were determined to quantify the impact of the variations in the line section. For the IEEE 34 Node Test Feeder system, the errors from considering the average coupling in the calculation of active and reactive power losses were evaluated, as well as the current unbalance factor. In conclusion, the model that considers the average coupling can successfully determine with a high degree of accuracy the imbalance of currents and the losses for a typical medium-voltage distribution circuit without the need of an exact representation of the asymmetries of the conductors.

This thesis investigates the effects from a grid connection of photovoltaics and electric vehicle charging in a low-voltage distribution grid. The study has taken place on behalf of Norrtälje Energi AB, and the object of study is a customer in one of their rural grids. Due to reported disturbances by the customer, a Magtech Voltage Booster (MVB) was installed at the point of common coupling. To evaluate the situation, three power quality measurements were analysed. Furthermore, a model of the distribution grid was developed in OpenDSS. The main conclusion of this thesis is that the disturbances seems to be caused by temporary voltage drops (below 195.5 V) during charging hours. This situation continues to create problems even though the MVB boosts and balances the voltage. The power quality measurements showed that the voltage unbalance, during charging hours, violated the limit both before and after the MVB-installation. Another significant conclusion in this thesis is that the MVB does not seem to improve the power quality, on the contrary it deteriorates the power quality with regards to rapid voltage change and harmonic content. Furthermore, the OpenDSS-model was able to predict the temporary voltage drops. And the model also resulted in voltage unbalance comparable to the measurements. The model also displayed how the voltage unbalance and harmonic content mitigated to other parts of the grid, and it became clear that it is only the closest neighbour that is in the risk of deteriorated power quality.

As renewable energy plays an increasingly important role in the power system, the addition of PV systems to the distribution network has become a major trend in the current power system development. However, if a PV system with excessive capacity is added to the distribution network, voltage problems may occur in the system. Hence, it is important to determine the capacity of the PV system that can be added at the distribution system. The thesis aims to identify the major factors that affect the PV hosting capacity of distribution systems. The thesis studies various scenarios for the IEEE-123 test network PV system and evaluates the PV hosting capacity of the distribution system based on simulation tools including Matlab and Opendss software.

Este trabalho propõe uma avaliação quantitativa do efeito do desequilíbrio nos índices de operação do sistema de distribuição de energia elétrica. Os cenários apresentados contemplam os desequilíbrios existentes nos circuitos de média tensão e, também, os desequilíbrios na carga. Os desequilíbrios da rede consideram os efeitos da assimetria dos circuitos que provocam acoplamentos diferenciados entre os condutores. Para tanto, foram empregados dois sistemas, sendo um deles teórico e constituído por apenas um circuito e outro uma rede de distribuição padrão do IEEE. A primeira etapa da avaliação é realizada utilizando um modelo que reproduz um trecho fictício de linha de distribuição aérea trifásica com geometria e condutores típicos de redes de distribuição de energia de média tensão a cinco condutores, sendo um deles o condutor fictício de retorno pela terra. Os desequilíbrios de carga foram gerados aleatoriamente através do método de Monte Carlo, considerando variados índices de desequilíbrio. O desequilíbrio das correntes e as perdas do sistema foram determinados com o objetivo de quantificar o impacto das variações realizadas no trecho de linha. Para o sistema teste IEEE 34 Node Test Feeder, foram avaliados os erros decorrentes da consideração do acoplamento médio no cálculo das perdas de potência ativa e reativa, bem como os desequilíbrios de corrente, com o uso do software OpenDSS. Chega-se à conclusão de que o modelo que considera o acoplamento médio é capaz de determinar com muita fidelidade o desequilíbrio das correntes e das perdas para um circuito típico de distribuição em média tensão, não sendo necessária a representação exata das assimetrias dos condutores. / This Master Thesis proposes a quantitative evaluation of the effect of unbalance in the operational indexes of distribution networks. The scenarios comprehend the unbalance of medium voltage circuits and the unbalance in the load. The unbalances consider the effects of the asymmetry of circuits, that cause different couplings between the conductors. Therefore, two systems were implemented, one theoretical and the other a distribution network following the IEEE standard. The first stage of the evaluation is performed using a model that reproduces a fictitious section of a three-phase aerial distribution power line with five conductors considering earth return path, with geometry and typical conductors used in medium voltage energy distribution. The load unbalances were randomly produced using the Monte Carlo method, considering different unbalance rates. The current unbalance factor and the system losses were determined to quantify the impact of the variations in the line section. For the IEEE 34 Node Test Feeder system, the errors from considering the average coupling in the calculation of active and reactive power losses were evaluated, as well as the current unbalance factor. In conclusion, the model that considers the average coupling can successfully determine with a high degree of accuracy the imbalance of currents and the losses for a typical medium-voltage distribution circuit without the need of an exact representation of the asymmetries of the conductors.

The growing uptake of wind and photovoltaic technologies requires further sources of system-level flexibility to avoid or defer significant investments. The ability to control, to some extent, customer demand (load management, LM) is one of these sources of flexibility. However, the direct involvement of a large number of customers makes the scalability of such approach a major challenge. A mostly unexplored solution to overcome the challenges of managing thousands or millions of customers is to leverage the positive correlation between voltage and demand. More precisely, Distribution Network Operators (DNOs) can control existing regulation devices to reduce customer voltages and so triggering a reduction in demand. This scheme, hereafter called voltage-led LM, avoids the direct involvement of customers overcoming one of the major barriers of traditional LM solutions. To understand whether this approach can be of any significance, a methodology able to quantify such reduction in demand need to be developed. However, the few methodologies available in the literature neglect the interactions across voltage levels and their influence on the benefits of the scheme. Moreover, time-varying demand profiles and load models are not always considered. Finally, the impact that the widespread adoption of distributed energy resources might have, is also neglected. This thesis addressed these gaps by developing a four-stage approach in which the time-varying volume of demand reduction that the scheme can unlock is quantified considering for the first time the influences among all voltage levels in distribution network. To reduce the complexity each voltage level is analysed separately whilst maintaining the corresponding dependencies. The methodology, also able to extrapolate the results at national scale, can quantify the impact that the uptake of residential scale PV units might have on the scheme. The methodology is demonstrated with a real UK case study where 10-min resolution time-series daily and seasonal analysis are performed. For the first time real network models across the whole distribution network, from 132 kV to 400 V, have been adopted. The interactions across voltage levels, the adoption of realistic load models, the variety of network models and the use of a time-varying approach, all aspects simultaneously considered for the first time in a case study, have shown to play a key role in the quantification. In Great Britain the scheme is expected to provide a significant volume of flexibility of around 1.8GW (60 GW of peak demand). The presence of PV, at least in the short term, has shown to have only a marginally effect on the benefits unlocked by the voltage-led LM scheme, making such scheme promising even in a low carbon future.