Made available in DSpace on 2014-06-12T17:37:05Z (GMT). No. of bitstreams: 2 arquivo5314_1.pdf: 5108272 bytes, checksum: b9a316741b5b208712ad6ddf84c4fcd5 (MD5) license.txt: 1748 bytes, checksum: 8a4605be74aa9ea9d79846c1fba20a33 (MD5) Previous issue date: 2008 / Companhia Hidro Elétrica do São Francisco / Este trabalho apresenta uma metodologia que permite medir os parâmetros elétricos de linha, baseado na oscilografia dos registradores digitais de perturbação, e em seguida permite avaliar a precisão da metodologia desenvolvida em relação aos métodos de cálculo convencionalmente utilizados. A partir da metodologia proposta, foram desenvolvidas rotinas computacionais, utilizando-se o software MATLAB, que possibilitam aferir os parâmetros das linhas de transmissão, tendo como entrada de dados os registros de oscilografia dos registradores digitais de perturbação, desde que estes possuam suas medições e conversões analógico-digitais sincronizadas através de sistema de posicionamento global. A validação da metodologia utilizada e das rotinas computacionais desenvolvidas foi realizada através de simulações preliminares no software ATP. A partir de tais simulações, foi possível a geração de registros de oscilografia em dois terminais de uma linha de transmissão utilizada como teste. De posse desses registros, foram utilizadas rotinas computacionais desenvolvidas no MATLAB para aferição dos parâmetros. Em testes realizados em laboratório, foi validada a possibilidade de obtenção de fasores com erros inferiores a 0,1 graus elétricos em seus argumentos. Tal precisão representa a condição necessária para se obter os parâmetros elétricos de uma linha de transmissão com um erro inferior a três por cento. Como estudos de caso em campo, foram realizadas aferições dos parâmetros elétricos da LT da CHESF Messias-Recife II, de 500 kV.

Ingeniero Civil Eléctrico / En cualquier sistema eléctrico de potencia, sea éste complejo o no, existen perturbaciones o contingencias que pueden causar inestabilidad angular, de frecuencia y/o de tensión. El no poder recuperar el estado de equilibrio inicial se puede traducir en una segregación del sistema en dos o más partes, masivas pérdidas de suministro eléctrico o, lo que es peor aún, un apagón total. En los últimos años los sistemas de medición dinámica han experimentado un importante avance gracias a mediciones sincronizadas, éstas permiten adquirir varias muestras por segundo y proveer información coherente entre los ángulos de las medidas, haciéndolas comparables entre sí. Estas medidas otorgan información suficiente para evitar inestabilidades luego de ocurrida una perturbación, realizando acciones correctivas de protección sistémica tales como desprendimientos de carga, desprendimientos de generación y segregación en islas eléctricas de forma controlada. Considerando que esta tecnología puede ser aplicada en Chile, y particularmente en el sector sur del Sistema Interconectado Central (SIC), este trabajo propone un esquema de detección de inestabilidad para operación en isla eléctrica utilizando mediciones sincrofasoriales, con el objetivo de mantener el suministro eléctrico en la Isla Grande de Chiloé cuando el colapso del sistema es inminente luego de ocurrida una contingencia. El esquema verifica que tanto la diferencia angular, la primera y segunda derivada entre dos puntos del sistema permanezcan en una región estable o controlable. En caso de que alguna variable presente valores fuera de los límites establecidos se determina que el colapso del sistema es posible y que la segregación del sector seleccionado del resto de la red permitiría mantener el suministro eléctrico. Para la construcción de este esquema se simulan, en el software DIgSILENT y con la base del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del SIC actualizada a la fecha, tres contingencias reales y seis contingencias extremas para cuatro escenarios de operación. El esquema logra tener una exactitud de 88,9% y una sensibilidad de un 66,7% por otro lado, la operación en isla eléctrica sería posible en solo un escenario de operación, siendo necesaria la implementación de Esquemas de Desconexión de Carga y de Generación para que sea posible en otros dos.

Submitted by isabela.moljf@hotmail.com (isabela.moljf@hotmail.com) on 2016-08-12T12:25:16Z No. of bitstreams: 1 tamiresgomesmoreira.pdf: 4532594 bytes, checksum: 64d45fbe56c5ece94a7586a1d27d46df (MD5) / Approved for entry into archive by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br) on 2016-08-15T13:22:42Z (GMT) No. of bitstreams: 1 tamiresgomesmoreira.pdf: 4532594 bytes, checksum: 64d45fbe56c5ece94a7586a1d27d46df (MD5) / Made available in DSpace on 2016-08-15T13:22:42Z (GMT). No. of bitstreams: 1 tamiresgomesmoreira.pdf: 4532594 bytes, checksum: 64d45fbe56c5ece94a7586a1d27d46df (MD5) Previous issue date: 2016-03-10 / CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / Esta dissertação apresenta uma nova metodologia para detecção e identificação de erros grosseiros no processo de estimação de estados para sistemas de distribuição de energia elétrica com topologia radial, usando Unidades de Medição Fasorial, conhecidas como PMUs (Phasor Measurement Units). O algoritmo de estimação de estados considera todas as correntes passantes nas linhas do sistema, expressas em coordenadas retangulares, como estadosaseremestimados. Osvaloresmedidosserãofasoresdetensãoecorrenteaquisitados pelas PMUs. A fim de restaurar a observabilidade do sistema com poucas unidades de medição serão considerados dados históricos de potência ativa/reativa demandada para as barras não monitoradas por PMUs, disponibilizados pelas concessionárias de energia elétrica. Esses valores serão considerados como restrições de desigualdade variando entre limites mínimos e máximos em um problema de otimização não linear cujo objetivo é minimizar a soma dos quadrados dos resíduos, sendo esses a diferença entre o valor da grandeza medida pela PMU e o seu correspondente valor estimado, ponderado por suas respectivas covariâncias. Baseado nos valores de corrente estimados, outras grandezas elétricas podem ser calculadas utilizando leis de Kirchhoff. Considerando a topologia radial dos alimentadores de distribuição, a proposta para o processamento de erros grosseiros consiste na divisão da rede elétrica com topologia radial em vários subsistemas, visando reduzir o esforço computacional associado ao processo de estimaçãodeestados. Ametodologiaapresentadaserádivididaeabordadaemduasetapas. A primeira se refere à detecção de erros grosseiros, sendo avaliada pelo valor da FOB para cada subsistema, onde valores acima de um determinado valor limítrofe preestabelecido para cada uma das FOBs indicam a presença de medidas com erros grosseiros. Já a segunda, baseia-se na identificação da PMU responsável por aquisitar medições com erros grosseiros e pauta-se na abordagem por barras fictícias, barras estas em que a potência demandada é nula. Os resultados obtidos são validados através do uso de sistemas testes encontrados na literatura. O problema de otimização é solucionado pelo Método de Pontos Interiores com Barreira de Segurança (Safety Barrier Interior Point Method). / This dissertation presents a novel methodology for bad data detection and identification in the State Estimation process for electrical power distribution systems with radial topology, using Phasor Measurement Units (PMUs). The state estimation algorithm considers all branch currents of the system, expresssed in rectangular coordinates, as states to be estimated. The measured values will be phasors acquisited by the PMUs. In order to make the system fully observable with few measurement units, it will be considered historical data of active/reactive power demand for the non-monitored buses, provided by the electrical utilities. These values will be considered as inequality constraints varying between minimum and maximum limits in a non-linear optimization problem which aims to minimize the sum of the squared of the residuals considering the residual being the difference between the measured values by the PMUs and their corresponding estimated values, weighted by its corresponding covariances. Based on the estimated branch currents values, other electrical quantities can be calculated by Kirchhoff’s laws. Consideringtheradialtopology,theproposedapproachforthebaddataprocessingconsists on the electrical network partitioning into various subsystems, which aims to reduce the computational effort associated to the states estimation process. The methodology presented in this work for bad data processing will be divided and implemented into two steps. The first part refers to the bad data detection and it is evaluated by the objective function value for each subsystem, in which high values indicate the presence of bad data. The second part relies on the identification of the PMU which is responsible for acquisitioningbaddataanditisaddressedintwodifferentways. Thefirstoneisaddressed for a single subsystem (single feeder) and is based on the creation of fictitious buses, which will be buses with null power demand. The obtained results are validated by using test systems found in the literature. The optimization problem is solved by the Safety Barrier Interior Point Method.

Submitted by Geandra Rodrigues (geandrar@gmail.com) on 2018-04-10T14:04:24Z No. of bitstreams: 1 renatoribeiroaleixo.pdf: 11717772 bytes, checksum: 92418eff47ec8bfa0e099a19d849c068 (MD5) / Approved for entry into archive by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br) on 2018-04-10T14:22:50Z (GMT) No. of bitstreams: 1 renatoribeiroaleixo.pdf: 11717772 bytes, checksum: 92418eff47ec8bfa0e099a19d849c068 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-04-10T14:22:50Z (GMT). No. of bitstreams: 1 renatoribeiroaleixo.pdf: 11717772 bytes, checksum: 92418eff47ec8bfa0e099a19d849c068 (MD5) Previous issue date: 2018-03-01 / CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / Este trabalho tem como objetivo a proposta de uma Unidade de Medição Fasorial (do inglês, Phasor Measurement Unit)(PMU), de baixo custo, voltada para o monito-ramento da distribuição de energia elétrica. O medidor proposto pode ser conectado à rede de baixa tensão, possibilitando assim o monitoramento dos sistemas de dis-tribuição e transmissão de energia. O algoritmo de estimação fasorial que compõe o software embarcado do equipamento faz uso do filtro Savitzky-Golay como aproxima-ção da derivada, necessária no processo de estimação da frequência do componente fundamental do sinal. O hardware utilizado é composto pelo microprocessador ARM TM4C1294NCPDT da Texas Instruments, um módulo GPS NEO-6M da uBlox, um módulo Wi-Fi ESP8266, além de um circuito de condicionamento do sinal analógico. O sincronismo das medições realizadas é garantido graças ao sinal composto por um pulso por segundo fornecido pelo GPS. Para o envio dos dados gerados pelo medidor pro-posto, o protocolo definido na norma vigente para PMUs foi utilizado. As estimações podem ser armazenadas e vizualizadas em tempo real através de um software monitor de dados de sincrofasores. Os resultados contemplam os testes exigidos pela norma, avaliando-se o erro total da estimação do fasor, o erro de frequência e o erro de taxa de variação da frequência. Por último, a fim de se reafirmar o sincronismo existente entre as medições realizadas por mais de um equipamento, estimou-se os fasores e a frequência em pontos distintos do sistema 4 Barras do IEEE, simulado em tempo real no RTDS, onde pode-se observar a estimação correta da defasagem entre duas barras desse sistema. / The present work proposes of a low cost Phasor Measurement Unity (PMU), for monitoring the power distribution system. The proposed meter can be connected at the low voltage level, making possible the monitoring of the distribution system and the transmission system. The algorithm used to compute the phasor estimation that composes the embedded software in the equipment uses the Savitzky-Golay filter to approximate the differentiation process, necessary in the frequency estimation of the fundamental component of the signal. The hardware of the equipment is composed by a microprocessor AMR TM4C1294NCPDT of Texas Instruments, a uBlox GPS NEO-6M module, a Wi-Fi ESP8266 module and an analog conditioning circuit. The synchronism of the measurements is guaranteed due to a pulse per second signal from the GPS module. For the transmission of the data generated by the PMU, the protocol suggested by the standard is used. The estimated parameters can be visualized in real time through the Synchrophasor Data Monitor Software. The results contemplate the tests required by the IEEE standard C37.118.1 and the analyses of the total vector error, frequency error and rate of change of frequency error. Finally, to attest the synchronism between different PMUs, a test in a Real Time Digital Simulator (RTDS) was made, where the 4 bus IEEE system was simulated. The difference of the angles estimated for different buses was computed and the obtained values were according to the expected.