Este estudo analisa a Resposta da Demanda (DR da sigla em inglês para Demand Response) e a Geração Distribuída Fotovoltaica (GDFV), visando o desenvolvimento de uma abordagem para modelá-las como recursos para o planejamento energético. A metodologia inclui o uso de uma prática típica de preço de energia no varejo como a Tarifa pelo Horário de Uso (THU) para DR de consumidores residenciais e o sistema de compensação de energia elétrica (net metering) para a microgeração distribuída provida por sistemas Fotovoltaicos (FV) do tipo rooftop. A metodologia proposta foi aplicada a um estudo de caso com diferentes níveis de DR e/ou GDFV, baseado no IEEE 8500-Node Test Feeder, com uma subestação de distribuição e 1177 consumidores em baixa tensão, utilizando-se o Open Distribution System Simulator (OpenDSS) para a solução do fluxo de potência e a obtenção de dados de demanda, consumo de energia, perdas e tensões. Os níveis mais elevados de DR e GDFV, em dia útil, em um grupo de Consumidores Residenciais Responsivos (CRR) cuja carga representa 26,6% da carga total do circuito de teste, resultaram em 6,3% de redução na demanda de ponta da subestação, 9,6% de redução no consumo diário de energia da subestação e 13,3% de redução nas perdas diárias de energia nas linhas e transformadores, comparando-se com o caso base com a tarifa convencional, sem DR e GDFV, e mantendo-se o consumo diário de energia dos CRR. Uma análise de sensibilidade foi realizada por meio de variações aleatórias nas curvas de carga dos consumidores e, nos cenários aplicáveis, na irradiância no plano inclinado e na temperatura dos conjuntos FV, respeitando uma distribuição normal. O estudo de caso foi complementado com a avaliação das variações na conta de energia de amostras de CRR, cujas maiores reduções, comparando-se com o caso base, foram 36,3% com os níveis mais elevados de DR e GDFV e 37,6% com os níveis mais elevados de GDFV e sem DR, indicando uma situação na qual mudanças regulatórias seriam necessárias para estimular DR e GD simultaneamente, como no caso da THU opcional chamada de tarifa branca no Brasil. A quantificação do potencial de DR e GDFV pode indicar tendências para o planejamento energético, contribuir para planos de eficiência energética e possibilitar a implementação de sistemas modernos e sustentáveis nos quais os consumidores possam participar de forma mais ativa. / This study analyses the Demand Response (DR) and Photovoltaic Distributed Generation (PVDG) for developing an approach to model them as resources for energy planning. The methodology includes the use of a typical retail pricing practice such as the Time-of-Use Tariff (TOU) for residential consumers\' DR and net metering for distributed micro-generation provided by rooftop Photovoltaic (PV) systems. The proposed methodology was applied to a case study with different levels of DR and/or PVDG, based on the IEEE 8500-Node Test Feeder, with a distribution substation and 1177 low-voltage consumers, using the Open Distribution System Simulator (OpenDSS) to obtain the power flow solution and demand, energy consumption, losses and voltages data. The highest levels of DR and PVDG on weekday in a group of Responsive Residential Consumers (RRC) whose load represents 26.6% of the total load in the test circuit resulted in 6.3% reduction in the substation peak demand, 9.6% reduction in the substation daily energy consumption and 13.3% reduction in the daily energy losses in lines and transformers, compared to the base case with flat tariff, without DR and PVDG, and maintaining the daily energy consumption of RRC. A sensitivity analysis was performed using random variations in load curves and, in the applicable scenarios, in plane-of-array irradiance and PV array temperature curves, using a normal distribution. The case study was complemented with the analysis of energy bill variations of samples of RRC, whose greatest reductions compared to the base case were 36.3% with the highest levels of DR and PVDG and 37.6% with the highest level of PVDG and without DR, indicating a situation in which regulatory changes would be necessary to stimulate DR simultaneously with PVDG, such as in the case of the optional TOU called white tariff in Brazil. The quantification of DR and PVDG potential can show trends to energy planning, contributes to energy efficiency plans and enables the implementation of modern and sustainable systems in which end users can participate more actively.

A comunidade internacional vem continuamente alertando sobre os riscos ambientais advindos da emissão de gases de efeito estufa. Considerada uma alternativa limpa, segura e de baixo impacto ambiental, a energia eólica tem se tornado uma alternativa para geração de eletricidade. No Brasil, tem-se realizado grandes investimentos na construção de parques eólicos e seu contínuo crescimento tem motivado a realização de estudos que proponham melhorias no funcionamento do sistema. Devido à característica inconstante do vento, os aerogeradores comerciais utilizados nos parques eólicos frequentemente possuem conversores de potência, desta forma, apresentam características diferentes em relação a sistemas de geração convencionais quando da ocorrência de faltas internas. Este estudo propõe a análise de transitórios eletromagnéticos em aerogeradores que utilizam geradores síncronos associados a conversores de potência, com ênfase nas faltas internas. Para tanto, foi realizado o equacionamento dinâmico do sistema que representa o aerogerador conectado à rede através do conversor back-to-back. A partir das funções de transferências obtidas, foram definidos os ajustes para os controladores através do método simétrico ótimo. Para a validação do sistema de controle foi elaborado o modelo computacional do sistema, a partir do qual foram gerados resultados que possibilitam melhor compreensão da atuação dos controladores e das formas de onda do sistema. Por fim, foram aplicadas faltas em diversos pontos do sistema, gerando como resultados gráficos que apresentam a interação entre as proteções dos conversores, local de ocorrência das faltas, resistência de falta e as grandezas analisadas. / The international community has been continuously warning of environmental risks arising from greenhouse gas emissions. For being considered as a clean, safe and low environmental impact alternative, wind energy has been considered attractive for electricity generation. Brazilian government have made great investments in the construction of wind farms, and its continued growth has motivated studies proposing improvements for the wind power generation systems. Commercial wind turbines used in wind farms, often employ power converters, behaving different from conventional electromechanical generation systems in the event of internal faults. This study proposes the analysis of electromagnetic transients in wind turbines that use synchronous generators in association with power converters, with emphasis in internal faults. For this, the dynamic behaviour of the system representing the wind turbine connected to the network through the backto-back converter was performed. Based on the transfer functions obtained, the settings for the controllers were defined by the optimal symmetric method. In order to validate the control system a computational model was elaborated, from which graphics were generated, allowing a better understanding of the controllers actuation and the waveforms of the system. Finally, faults were applied in multiple points of the system, generating as results, graphs that show the interaction between the protections of the converters, place of occurrence of faults, fault resistance and the parameters analyzed.

O grau de integração entre as áreas de planejamento da expansão e de planejamento da operação de concessionárias de distribuição de energia elétrica ainda é insuficiente, pelo menos no caso brasileiro. Isso significa que a área de planejamento da operação não pode explorar plenamente e implementar os resultados e as recomendações trazidas pela área de planejamento da expansão em seus estudos de planejamento da operação. Como consequência, uma quantidade considerável de trabalho torna-se redundante, a eficiência é reduzida e há perda de qualidade. Além disso, uma concessionária de distribuição de energia elétrica geralmente possui vários sistemas independentes para a análise de redes elétricas de acordo com seu tipo (equilibrado ou desequilibrado), nível de tensão (subtransmissão, distribuição primária ou distribuição secundária) e sua topologia (radial ou malha). Obviamente, essa falta de integração também implica grandes dificuldades na realização de estudos de planejamento e de operação, ainda mais com a disponibilidade dos dados hoje difundida. Este trabalho tem como objetivo melhorar essa integração por meio de uma nova metodologia e de um sistema computacional de apoio. Uma das características mais interessantes da ferramenta é precisamente a sua capacidade de analisar qualquer tipo de rede elétrica, independentemente dos parâmetros. Por meio de alguns estudos de casos, demonstra-se como uma melhor integração entre as duas áreas dentro de um banco de dados significa redução de tempo na execução de atividades de ambas as áreas, eliminação de retrabalho e melhor qualidade dos resultados, que são posteriormente enviados para o operador nacional do sistema (ONS). / The degree of integration between the expansion planning and the operational planning areas in electricity distribution utilities is still insufficient, at least in the Brazilian case. This means that the latter cannot fully exploit and implement results and recommendations brought about by the former in its planning studies. As a consequence, a considerable amount of work becomes redundant, with reduced efficiency and loss of quality. In addition, an electricity distribution utility usually possesses various independent systems for analyzing electrical networks according to their type (balanced or unbalanced), their rated voltage (subtransmission, primary feeder or low-voltage circuit) and their topology (radial or meshed). Obviously, this lack of integration also implies considerable difficulties when carrying out planning and operational studies, even more with today´s widespread data availability. This work focuses on improving such integration through a new methodology and a supporting computational system. One of the most interesting features of the software is precisely its ability to analyze any type of electrical network, regardless of the above parameters. Through some study cases, it is shown how a better integration between the two areas within a utility means reduced overall time, elimination of redundant work and better quality of results, which are later sent to the independent system operator (ISO).

O objetivo do desenvolvimento deste trabalho é tecer uma análise da viabilidade técnica - econômica da modernização do sistema de Proteção da Distribuição, comparando a utilização dos relés digitais aos quais foram incorporadas novas funções, em relação aos relés eletromecânicos e estáticos. As informações apresentadas nesse trabalho mostram que os relés digitais oferecem uma significante economia quanto ao custo de aquisição e implantação, no desenvolvimento dos projetos de aplicação e na manutenção destes equipamentos após instalados em campo. Os relés eletromecânicos tem sido largamente utilizados nos esquemas de proteção de consumidores industriais e residencias de grande porte e nos sistemas de proteção das companhias de eletricidade. Devido a quantidade de peças móveis e freqüentes re-ajustes que estes tipos de equipamentos necessitam, os mesmos demandam muitas horas dispendidas pelo pessoal de calibração e manutenção das empresas de eletricidade. A realização de Estudos de Proteção, com a parametrização destes relés muitas vezes torna-se inviável, sob o ponto de vista de sensibilidade e da coordenação das proteções, devido ao fato de que estes equipamentos possuem ajustes limitados tanto de valores de corrente de partida como na seleção de curvas tempo x corrente utilizadas para temporização das proteções, no caso de relés eletromecânicos de sobrecorrente. Durante os últimos anos, com o advento da evolução da indústria, da micro eletrônica e do desenvolvimento de softwares, os relés digitais veêm substituíndo os relés eletromecânicos e estáticos, tanto em instalações novas como também nas remodelações das instalações mais antigas, nos sistemas elétricos de proteção industrial e de empresas de eletricidade. Realizou-se uma análise quanto ao histórico dos relés de proteção, mostrando o seu desenvolvimento desde os relés mais antigos, tipos eletromecânicos, após os relés estáticos, que foram a evolução dos anteriores e finalmente estudando os relés digitais. Os relés digitais oferecem muitas vantagens se comparados com os relés eletromecânicos e estáticos, as quais serão abordandos em items específicos da revisão de literatura neste trabalho. O trabalho é finalizado com uma análise de casos, onde foram computados e analisados casos, como índices de fornecimento, custos de instalação de relés digitais em substituição à relés e sistemas eletromecânicos e estáticos, utilizados convencionalmente para a proteção em alimentadores de Subestações da Copel - Companhia Paranaense de Energia, com o objetivo de coletar-se e analisar-se, ao longo de 12 meses as reais vantagens e desvantagens da utilização destes equipamentos nos sistemas elétricos de proteção dos circuitos de distribuição de energia. / The purpose of this study is to carry out a technical and economic feasibility assessment of the updating of the Distribution Protection system, comparing the use of digital relays, to which new functions have been integrated, with electromechanical and static relays. Information hereby presented shows that digital relays are significantly cost-effective in terms of acquisition and implementation for developing application projects and in maintaining that equipment after it has been set up in the field. Electromechanical relays have been largely used in protection schemes for large-scale industrial and residential consumers, as well as in security schemes for power plant companies. Because of the large number of moving parts and frequent readjustments required by that type of equipment, many manhours must be put in by calibration and maintenance staff employed by power plant companies. Carrying out a Protection Study that establishes parameters for those relays is often unfeasible given the sensitivity and coordination of the protections, in that the equipment in question has limited adjustments, both in terms of pick-up currents values and of the selection of time curve vs. current used in the protection timer, in the case of overcurrent electromechanical relays. During the last years, with the rise of industrial evolution, microelectronics and software development, digital relays are replacing electromechanical and static relays in electrical security systems used by industrial and power plant company protection, both in new facilities and in refurbished facilities. A study was carried out on the history of protection relays showing how they developed from the older, electromechanical type after the static relays, which evolved form the former, and was concluded with the study of digital relay models. Digital relays provide significant advantages compared to electromechanical and static relays, which will be covered under specific revision items of the references provided herein. The study is concluded by assessing case studies that were accounted for and assessed, such as supply rates, installation costs of digital relays to replace electromechanical and static systems used traditionally to provide protection for COPEL´s (Power Company of the State of Paraná) Substations. The purpose was to collect and analyze, over a 12-month period, the actual advantages and disadvantages of using that type of equipment in electrical systems that provide circuit protection for power distribution.

Buscou-se refletir de que forma as decisões governamentais afetam o setor energético e como os agentes reagem ao modelo e à instabilidade das regras vigentes. O estudo compreende uma breve revisão da estrutura do atual modelo e dos principais riscos que envolvem a comercialização de eletricidade. Partiu-se do pressuposto que o preço é o maior risco presente no Setor Elétrico Brasileiro (SEB), uma vez que é o reflexo de uma somatória de riscos. Os preços analisados são: i) o preço de curto prazo de energia elétrica (PLD), sua relação com as usinas termoelétricas e o despacho fora da ordem de mérito; ii) a tarifa de energia elétrica no ambiente cativo e livre, as principais variáveis de influência e uma projeção dos valores futuros; e iii) o preço de longo prazo de energia elétrica, uma revisão do resultado dos leilões e a discussão sobre a prorrogação / licitação das concessões de geração pelo governo. Entendendo a estreita relação que existe entre os três preços discutidos (tarifa, PLD e contratação de longo prazo) propõe-se uma metodologia alternativa para formação de carteiras eficientes de recursos de geração com o objetivo de demonstrar a importância de promover a expansão através de um sólido planejamento de longo prazo. Demonstra-se a metodologia em um estudo de caso em que se discute os resultados alcançados. Por fim, três medidas de melhoria ao atual modelo do SEB são sugeridas: 1) O planejamento de longo prazo da expansão da geração ser feito de forma integrada, considerando aspectos sociais, políticos, ambientais e econômicos; 2) Desassociar o custo marginal de expansão do custo marginal de operação; e 3) Criar um mecanismo para que o próprio mercado possa estabelecer o preço de curto prazo da energia elétrica. / It is intended to reflect how the governmental decisions affect the energy sector, as the agents react to the model and the instability of the effective rules. The research understands a brief of the current electric sector model structure and the main risks that involve the electricity trade. It was assumed that the price is the largest present risk in the Brazilian Electric Sector (BES), because it is the consequence of a sum of risks. The prices analyzed are: i) the short term price of electric power, its relation with the thermoelectric plants and the out of merit order dispatch; ii) the tariff of electric power in the captive and free environments, the main influence variable and a projection of the future values; and iii) the long term price of electric power, an auctions results revision and the question of to renew or to bid the currents concessions for generation plants at the end of the granted period. Understanding the narrow relationships existent between the three argued prices (tariff, short and long term prices) it is proposed an alternative methodology to build efficient portfolio of generation resources to demonstrate the importance of long term plan to promote the expansion. The methodology is demonstrated in a study case where the results are discussed. Finally, three measures of improvement to the current model of the BES are suggested: 1) A long term plan to expand the generation resources based in an integrated methodology that involves social, ambiental politics and economics aspects; 2) To disassociate the operational marginal costs to the expansion marginal costs; and 3) To create a mechanism in order that the market itself can to establish the spot price of electric power.

Hoje em dia, com a privatização e aumento da competitividade no mercado elétrico, as empresas precisam encontrar formas de melhorar a qualidade do serviço e garantir lucratividade. A previsão de carga de curto prazo é uma atividade indispensável à operação que pode melhorar a segurança e diminuir custos de geração. A fim de realizar a previsão da carga, é necessária a identificação de padrões de comportamento de consumo e da sua relação com variáveis exógenas ao sistema tais como condições climáticas. Originalmente o problema foi resolvido de forma matemática e estatística através de técnicas tais como as séries numéricas, que fornecem bons resultados, mas utilizam processos complexos e de difícil modelamento. O surgimento das técnicas de inteligência artificial forneceu uma nova ferramenta capaz de lidar com a grande massa de dados das cargas e inferir por si mesmo a relação entre as variáveis do sistema. Notadamente, as redes neurais e a lógica fuzzy se destacaram como as técnicas mais adequadas, sendo que já vem sendo estudadas e utilizadas para a previsão de carga a mais de 20 anos. Este trabalho apresenta uma metodologia para a previsão da curva de carga diária de áreas elétricas através do uso de técnicas de inteligência artificial, mais especificamente as redes neurais. Inicialmente são apresentadas as principais técnicas de previsão sendo dado maior detalhamento as redes neurais e a lógica fuzzy. É feita a análise dos dados necessários à previsão e seu tratamento. Em seguida, o processo do uso de redes neurais e lógica fuzzy na previsão é descrito e é apresentado o desenvolvimento e resultados obtidos com o desenvolvimento e implementação de um sistema de previsão com redes neurais na concessionária CTEEP Transmissão Paulista. Como contribuição dessa tese, a transformada Wavelet é analisada como ferramenta para a filtragem e compactação de dados na previsão com redes neurais. / Nowadays, with privatization of utility companies and increase in competition in the energy market, companies must increase their service quality and ensure profits. Short term load forecasting is essential for operation of power systems and can increases security and reduces generation costs. Forecasting the load demands the identification of load patterns and its relations with exogenous variables such as weather. Originally, the problem was solved using mathematics and statistics with techniques such as time series, which produces good results but are complex and have a difficult modeling. With the advent of artificial intelligence techniques, new tools capable of dealing with large amounts of data and learn by themselves system variables relations were available. Artificial neural networks and fuzzy logic came up as the most suitable for load forecasting that have been tested and used for load forecasting for the last 20 years. This work presents a methodology for daily load forecasting of electrical areas using artificial intelligence techniques, specifically neural networks. At first, forecasting techniques are presented with emphasis on neural networks and fuzzy logic. Acquisition and treatment of data are analyzed. The load forecasting using neural networks and fuzzy logic is described and the results of the development and tests of a load forecasting system at CTEEP Transmissão Paulista presented. As contribution of this thesis, Wavelet transform is analyzed as a tool for denoising and data compression for neural network load forecasting.

Nos modernos centros de operação dos Sistemas Elétricos de Potência (SEP), as variáveis de estado estimadas, ao invés das medidas, constituem a base de dados para as ações de controle e operação em tempo real. Desta forma, o processo de estimação de estado é de fundamental importância para operação dos SEP. O sucesso do processo de estimação de estado depende do sistema de medição disponível, isto é, do número, tipo e localização dos medidores e das Unidades Terminais Remotas (UTRs), instalados no SEP. Desenvolveu-se, neste trabalho, uma metodologia para projeto e fortalecimento de sistemas de medição, para efeito de estimação de estado. A metodologia baseia-se em Algoritmos Evolutivos (AEs) e na estrutura da matriz H \'delta\'. Pela análise da estrutura dessa matriz, que é obtida via um processo de fatoração triangular da matriz Jacobiana, a metodologia desenvolvida possibilita a obtenção de sistemas de medição confiáveis (SMC), considerando a possibilidade de o sistema possuir diferentes topologias. Neste trabalho, um sistema de medição é considerado confiável se for observável e não possuir medidas críticas, conjunto crítico de medidas e UTRs críticas. Um AE foi desenvolvido para obtenção do melhor SMC, com custo mínimo de investimento. Essa abordagem utiliza uma função de fitness que mede o custo da instalação de medidores e UTRs para obtenção de um determinado SMC. Uma vantagem relevante da metodologia desenvolvida é a sua estratégia para a obtenção de SMCs. Uma codificação indireta do cromossomo, representando uma ordem preferencial de instalação de medidores, combinada com as propriedades da matriz H \'delta\', garante ao AE a geração somente de soluções viáveis, ou seja, SMCs. Para comprovar a eficiência da metodologia desenvolvida, vários testes foram realizados, utilizando os sistemas de 6, 14, 30 e 118 barras do IEEE, bem como o sistema de 61 barras da Eletropaulo. / In modern operating control centers, the estimated state variables, instead of the measured state variables, constitute the database used to set up power systems real-time control actions. Consequently, the state estimation process is essential for power system real-time operation. The success of the state estimation process depends on the available metering systems, that is, on the topological distribution of the established meters and Remote Terminal Units (RTUs) on the system. A methodology for metering system planning for state estimation purposes was developed in this work. The methodology is based on both Evolutionary Algorithms (EAs) and on the analysis of the called H \'delta\' matrix. By analyzing the structure of this matrix, which is obtained via a triangular factorization of the Jacobian matrix, the developed methodology can determine reliable metering systems (RMS), under many different topology scenarios. In this work a metering system is considered as reliable if it is observable and has no critical measurements, critical sets neither critical RTUs. An EA was developed to find the best RMS with minimal investment cost. The developed EA uses a fitness function that measures the installation cost of meters and RTUs from a given RMS. One relevant advantage of the developed methodology is its strategy to obtain RMS. An indirect chromosome encoding representing a preferential order of meters installation combined with properties of the H \'delta\' matrix guarantees the proposed EA generates only feasible solutions, i.e. RMSs. In order to validate the developed methodology, several tests were executed considering the IEEE 6, 14, 30 and 118 bus systems, as well as the real system with 61 buses from Eletropaulo.

O presente trabalho propõe a utilização conjunta dos conceitos de modelagem politópica e estabilidade quadrática para avaliação da robustez de desempenho de estabilizadores de sistemas de potência (ou PSSs, do inglês, Power System Stabilizers). Controladores de amortecimento do tipo PSS têm sido amplamente utilizados em sistemas elétricos de potência desde o final da década de 60. A maioria destes estabilizadores que hoje estão em operação foi projetada segundo uma abordagem clássica, que envolve a linearização das equações do sistema em torno de um ponto de equilíbrio e controle através de um compensador de avanço-atraso de fase. Este procedimento de projeto é bastante difundido devido à facilidade do uso de tais técnicas e ao baixo custo de implementação. No entanto, uma das principais desvantagens inerentes a essa abordagem vem justamente da linearização, pois a validade do controle projetado fica restrita a uma vizinhança do ponto de operação no qual o sistema foi linearizado. Sendo assim, não há garantia formal de desempenho satisfatório do controlador, uma vez que as condições operativas do sistema variam normalmente ao longo do dia. Mesmo que o desempenho seja verificado, após o projeto, para pontos de operação diferentes daquele no qual foi feito a linearização (procedimento que é tipicamente empregado em estudos de estabilidade a pequenas perturbações), o mesmo estará garantido formalmente apenas nas proximidades dos pontos verificados. A presente pesquisa busca o preenchimento desta lacuna referente à falta de garantia formal de desempenho em condições não nominais de operação. Com o intuito de garantir formalmente a robustez de desempenho dos controladores, utilizou-se o conceito de estabilidade quadrática associado a uma modelagem politópica do sistema de potência para verificação do fator de amortecimento mínimo dentre todos os modos de oscilação do sistema (o qual é usualmente adotado em sistemas de potência como critério de desempenho ou, equivalentemente, como indicador de margem de estabilidade a pequenas perturbações). A modelagem politópica é usada como alternativa para a obtenção de um modelo de sistema dinâmico que leva em conta as incertezas referentes ao ponto de operação. Neste tipo de modelagem, ao invés de se considerar apenas um ponto de operação nominal, leva-se em conta um conjunto particular de pontos de operação típicos do sistema (os quais comporão os vértices de um conjunto convexo, chamado de politopo). Posteriormente, com base no conceito de estabilidade quadrática, pode-se garantir que um controlador projetado para garantir um desempenho mínimo aos vértices de um politopo estenderá tal garantia também a qualquer ponto de operação que tiver uma descrição linearizada pertencente a este politopo. Os resultados obtidos demonstram que a associação desses dois conceitos fornece uma alternativa viável e vantajosa para a avaliação da robustez de estabilidade e desempenho em sistemas de potência. O procedimento proposto pode ser usado de maneira complementar ao cálculo de autovalores tipicamente empregado na indústria, estendendo a garantia formal de robustez a um conjunto mais amplo de pontos de operação. / The present work proposes the joint use of polytopic modeling and quadratic stability concepts to evaluate the performance robustness of power systems stabilizers (or PSSs). PSS-type damping controllers have been widely used in electric power systems since the end of 6th decade of this century. The majority of these stabilizers, which are in operation nowadays, were designed according to a classical control approach. This method involves linearization of the system equations around an equilibrium point and control through a lead-lag phase compensator. This procedure has a widespread application in power systems due to the simplicity of the technique and the low implementation cost. However, one of the main disadvantages inherent to this method lies exactly in the linearization, since the validity of the designed control is restricted to a neighborhood of the operation point in which the linearization has been done. Since the system operating condition changes throughout the day, we cannot have a formal guarantee of a satisfactory controller performance. Even if the controller performance is checked for different operating points after the design, the performance will be formally guaranteed only in the neighborhoods of the verified points. The present research aims to fill this gap associated to the lack of a formal performance guarantee in an off-nominal operation condition. With the objective of formally guaranteeing the controller performance, the concept of quadratic stability, associated to a polytopic modeling of the system, was used to check the minimum damping factor among all system modes of oscillation (which is usually adopted in power systems as a performance criteria or, equivalently, as an index of small-signal stability margin). The polytopic modeling is used as an alternative to obtain the dynamic system model that accounts for the uncertainty in the operating point. In this type of modeling, instead of considering only one nominal operating point, a particular set of typical system operating points is chosen (which will compose the vertices of a convex set, called polytope). Later, based on the quadratic stability concept, it is possible to guarantee that a controller designed to achieve a minimum performance index at the vertices of the polytopic set will extend this property to any operation point belonging to this set. The obtained results show that the association of these two concepts provides a viable and advantageous alternative for the evaluation of the stability and performance robustness in power systems. The proposed procedure can be used as a complement to the eigenvalue calculation used in the industry, extending the formal robustness guarantee to a broader set of operating points.

Submitted by Maria Aparecida (cidazen@gmail.com) on 2017-08-01T13:14:59Z No. of bitstreams: 1 Bruno Gomes Gerude.pdf: 3290960 bytes, checksum: 9bdd883476a85e1e8d0adcf47fa16ba2 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-08-01T13:16:59Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Bruno Gomes Gerude.pdf: 3290960 bytes, checksum: 9bdd883476a85e1e8d0adcf47fa16ba2 (MD5) Previous issue date: 2017-06-21 / As society's dependence on energy increases, the regulatory agencies' demands grow with the electric power concessionaires for quality and continuity. On the other hand, in particular, the Brazilian electrical system is much more complex due to the increase in other transmission lines, substations, direct current systems and the use of generation plants from different sources, which imposes on energy companies the adoption Strategies and procedures that guarantee greater reliability to these assets. The use of Intelligent Electronic Devices (IEDs) allows the operation of electric power systems to make faster and more assertive decisions, however, the maintenance and inspection strategies in these equipments are not even among the companies in the sector, and this has led to some professionals to abandon the idea of proactive inspection. In this work a broad approach is taken on the subject, from the perspective of manufacturers' manuals, Reliability Centered Maintenance theory (RCM) and under international norms and guidelines. It is presented a research with eight companies of the Brazilian electrical sector and a survey of information in two substations of the National Interconnected System, with evaluation of the performance of the installed IEDs which includes the construction of failure curves, stratification of defects by subsystems and comparison between the families of IEDs in these facilities. At the end, a plan of periodic inspection is proposed in these devices using a methodology based on multicriteria analysis to define periodicities. / À medida que a dependência de energia pela sociedade aumenta, crescem as exigências das agências reguladoras junto às concessionárias de energia elétrica por qualidade e continuidade. Por outro lado, em particular, o sistema elétrico brasileiro está muito mais complexo devido ao incremento de outras linhas de transmissão, subestações, sistemas de corrente contínua e a utilização de usinas de geração de diferentes fontes, o qual impõe às empresas de energia a adoção de estratégias e procedimentos que garantam maior confiabilidade a esses ativos. A utilização de Dispositivos Eletrônicos Inteligentes (IEDs) permite que a operação dos sistemas de energia elétrica possa tomar decisões mais rápidas e assertivas, no entanto, as estratégias de manutenções e inspeções nestes equipamentos não estão niveladas entre as empresas do setor, e isto tem levado alguns profissionais a abandonarem a ideia de inspeção proativa. Neste trabalho faz-se uma ampla abordagem sobre o tema, sob a ótica dos manuais de fabricantes, da teoria de Manutenção Centrada em Confiabilidade (RCM) e sob as normas e guias internacionais. É apresentada uma pesquisa com oito empresas do setor elétrico brasileiro e um levantamento de informações em duas subestações do Sistema Interligado Nacional, com avaliação do desempenho dos IEDs instalados a qual inclui a construção das curvas de falha, estratificação de defeitos por subsistemas e comparação entre as famílias de IEDs existentes nestas instalações. Ao final é proposto um plano de inspeção periódico nestes dispositivos utilizando uma metodologia baseada em análise multicritério para definição das periodicidades.

Submitted by Rosivalda Pereira (mrs.pereira@ufma.br) on 2017-08-14T18:59:08Z No. of bitstreams: 1 MauroSergioSilvaPinto.pdf: 1648622 bytes, checksum: 71f809c341318a8660df7cdd2182a4f0 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-08-14T18:59:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MauroSergioSilvaPinto.pdf: 1648622 bytes, checksum: 71f809c341318a8660df7cdd2182a4f0 (MD5) Previous issue date: 2016-07-01 / The Unit Commitment Problem (UC) in power generation is a difficult problem, traditionally modeled with a mixed-integer optimization formulation. What makes it especially difficult is the time-dependency of the generation decisions, caused by ramping limitation constraints applied mostly to thermal generation, as well as minimum shut down and start up times. The main types of uncertainty are usually taken in account: in the actual load values and the (un)reliability of the generators. The uncertainty in generator availability has been met with a specification of operational reserve policy. The uncertainty in load, taking in account that its magnitude is usually small, is in many cases simply ignored. With the significant inclusion of wind power in the portfolio of a county or region, it is no longer adequate to deal with the UC problem in the traditional way. The uncertainty in wind generation is at least one order of magnitude higher than the uncertainty in load. Moreover, the wind behavior includes the possibility of strong ramping, with important stressing effect on thermal generation. Dealing with such challenges in a business-as-usual manner is doomed to produce sub-optimal solutions and to put the system in jeopardy or cause substantial financial loss with costly emergency actions. The transition to models that take risk in account supposes a change in paradigm in the decisionmaking process in the UC process. Without clear guidelines, operators will tend to over-protect – while under commercial pressure, they may run excessive risks. To help in the transition to a UC decision-making process under uncertainty, this thesis contributes to the set of planning paradigms and makes an attempt to organize the comparative analysis and results and conclusions reached, from an illustrative case built around the IEEE RTS 30-bus system. The results show that the Pareto-optimal front, in a stochastic cost vs. risk space, may not be convex, which precludes the use of simplistic trade-off approaches. The conclusion, as a contribution from this thesis, is unmistakable: a stochastic programming approach is not adequately informative on the risks run as consequence of system operator decisions on unit commitment, in systems with a high penetration of wind power. Models that follow the Risk Analysis paradigm are necessary, in order to quantify the costs of hedging (protecting against adverse scenarios). Furthermore, by relying on an explicit multiple criteria representation, the thesis shows how this risk aversion perspective, in terms of undesired events, may be blended with a stochastic optimization perspective of average gain or expense On the planning matter, embedding the risk in the operating cost annually capitalized assists the decision-making in investments in system planning. / O problema do pré-despacho em sistemas de potência, conhecido na literatura como Unit Commitment -UC, é um problema não linear, tradicionalmente modelado como uma formulação de otimização inteira mista. Um dos pontos críticos deste processo é a sua interdependência temporal, além de restrições como tempos mínimos de parada e partida. Tradicionalmente, as fontes de incertezas no sistema são o valor atual da carga e a disponibilidade do fornecimento de potência por parte dos geradores, relacionando-se com a confiabilidade. A geração deve satisfazer a critérios que determinam um nível mínimo de reserva girante ou uma política de reserva operacional através de métricas determinísticas ou estocásticas. A incerteza da carga é menor e muitas vezes é desprezada no processo de pré-despacho. Em ambos os casos, o objetivo é transformar um problema com incerteza em um modelo determinístico. Devido à elevada integração de fontes eólicas na matriz energética, as abordagens tradicionais de pré-despacho se tornam inadequadas para lidar com as incertezas associadas a este tipo de fonte. O grau de incerteza das fontes eólicas é pelo menos maior em magnitude do que o grau de incertezas da carga. Além disso, o comportamento do vento inclui a possibilidade de fortes rajadas que podem se transformar em eventos de rampa não previstos. Diante disto, as formas usuais de tratar este problema podem produzir soluções sub-ótimas, colocando o sistema em risco ou causando perda financeira substancial por ações de correções técnicas dispendiosas. A transição para modelos que levam em conta o risco propõe uma mudança de paradigma no processo de tomada de decisão do problema do pré-desapcho. Desta forma, estes desafios exigem que novos modelos de decisão sejam elaborados levando em conta este novo quadro de incertezas e que forneçam soluções úteis para o planejamento da operação. Em particular, no que se refere à operação do sistema, são necessárias ferramentas que auxiliem os operadores na tomada de decisões levando em conta o risco decorrente do ambiente de incerteza presente no sistema. Esta tese vem contribuir no suporte ao processo de tomada de decisão, analisando um conjunto de paradigmas de planejamento quanto a sua capacidade/utilidade de fornecer soluções consistentes em sistemas com significativa integração eólica. Os resultados mostraram que a fronteira de Pareto das soluções ótimas não-dominadas em um espaço multicritério entre custo estocástico versus o risco pode não ser convexa, o que impede uma abordagem de análise simples de trade-off. Mostra-se, que o modelo tradicional estocástico pode não ser adequado para lidar com as incertezas geradas pelas fontes eólicas. Além disso, esta Tese mostra que eventos indesejados, sob uma perspectiva de risco em um espaço multicritério, podem ser negligenciados pela abordagem tradicional estocástica. No muito curto prazo, a abordagem de tomada de decisão com incertezas eólicas mostra que o simples despacho de mais reservas operacionais no sistema com alta penetração eólica pode ser insuficiente para lidar com as incertezas. Sob o aspecto do planejamento, a incorporação do risco nos custos de operação capitalizados anualmente auxilia a tomada de decisão de investimentos no planejamento do sistema.