A proteção de Sistemas de Distribuição (SDs) é de fundamental importância considerando as condições adversas de operação e faltas elétricas a que os mesmos podem estar submetidos. A crescente utilização de Geradores Distribuídos (GDs) conectados aos SDs e as possíveis operações em ilhamento promovem interferências consideráveis aos dispositivos de proteção. Dessa forma, evidencia-se a importância de estudos para esses novos cenários. Neste contexto, esta pesquisa tem como proposta analisar o desempenho do sistema de proteção, quando na presença de uma elevada contribuição de geração distribuída, e aprimorar a proteção tradicional, quando tem-se a mudança do cenário de operação para o modo ilhado. Sendo assim, evidencia-se através de simulações no Real-Time Digital Simulator (RTDS) os efeitos da perturbação nos Relés de Sobrecorrente (RSC). Na metodologia desenvolvida implementa-se um sistema de proteção adaptativo, cujos parâmetros são definidos por um algoritmo de otimização. Também são adicionadas as proteções associadas aos GDs, recomendadas por norma. Tal prática é dificilmente abordada em trabalhos correlatos a pesquisa, no entanto através dos resultados observou-se que esses dispositivos podem influenciar na respostas dos elementos de proteção implementados nos SDs. Como diferencial também buscou-se implementar todo o sistema de controle dos GDs e utilizou-se da simulação em malha fechada com relés comerciais, afim de aproximar a modelagem da realidade encontrada nos SDs. Por fim, evidenciou-se que a utilização de relés adaptativos pode viabilizar a operação em ilhamento. / The protection of Distribution Systems (DSs) is of fundamental importance, considering the adverse operating conditions and electrical faults to which they may be submitted. The increasing usage of Distributed Generators (DGs) connected to DSs, and possible islanded operations promote considerable interference to protective devices. Thus, it is evident the importance of studies for these new scenarios.This research aims to analyze the performance of the protection system, when in the presence of a massive contribution of distributed generation, and to improve the traditional protection when there is a change from the operating scenario to island mode. Thus, via simulations, carried out in the Real-Time Digital Simulator (RTDS), the effects of the disturbance on the Overcurrent Relays (OCs) were evident. The developed methodology implements an adaptive protection system, whose parameters are defined by an optimization algorithm. The protections associated with DGs were also added, as recommended by the standard. This practice is hardly approached in related studies however, through the results, it was observed that these devices could influence the responses of the protective elements implemented. The closed-loop simulations carried out considering the standard controls systems regarding DGs and commercial intelligent eletronic devices, ensuring the test bed verisimilitude to actual DSs. This approach is not standard on the literature related. Finally, it was evidenced that the use of adaptive relays can contribute to the islanded operation.

A produção de energia elétrica por fontes de geração distribuída (GD) vem se tornando cada vez mais presente no sistema elétrico de potência. De modo geral, os sistemas de GD conectados à rede de distribuição operam controlando potências ativa e reativa, enquanto que no modo isolado, a frequência e a tensão. Sendo assim, após a ocorrência de um ilhamento deve haver alteração no modo de operação da GD para garantir a estabilidade da frequência e da tensão no subsistema ilhado. Ainda, se o modo de operação não for alterado após o ilhamento, os dispositivos de proteção podem atuar desligando a GD. Portanto, o tempo decorrido até a alteração do modo de operação desempenha um papel importante na indicação se a GD permanecerá ou não em funcionamento após a ocorrência do ilhamento. Neste trabalho, são determinados os tempos máximos para chaveamento dos modos de operação de um grupo motor gerador diesel (GMG) operando como GD, utilizando controladores clássicos (CCs) e controladores fuzzy (CFs). Foram analisadas as influências do desbalanço entre as potências geradas e consumidas, do tipo de carga conectada ao subsistema ilhado e do comprimento do alimentador nos tempos máximos. Para evidenciar possíveis vantagens da estratégia de controle não linear, é utilizada uma metodologia na qual o ajuste dos ganhos dos CFs é realizado a partir dos ajustes de referência dos CCs. Devido ao ganho variável que a estratégia não linear adiciona às ações de controle, a utilização de CFs nas malhas do GMG permitiu maiores tempos de chaveamento para determinadas faixas de operação, quando comparado com a utilização de CCs. / Distributed generation (DG) is becoming more present in the electrical power system. In general, when a DG is connected to the grid, the DG works with the active and reactive power control loops. Therefore, after an islanding occurrence, the DG must change the operation control mode from power control to voltage and frequency control to maintain the system stability. If the operation mode is not changed after islanding, the protective devices are sensitized and the DG is disconnected. Therefore, the time elapsed until the operation mode changes has an important role in the indication if the DG remains in operation or not after islanding. In this work, the maximum times for switching the operating control mode of a diesel generator set, working as a DG, are analysed using a classical control strategy (CC) and a fuzzy control strategy (FC). The influence of the power imbalance, load types and the feeder distance on the maximum available time to switch the operation control mode is investigated. To highlight the advantages of a nonlinear control strategy, is used a methodology in which the tuning of the FCs gains is performed from the CCs which are used as reference. Due to the variable gain added by the nonlinear strategy, the FC allowed higher switching times than the CC.

One of the main concerns of the power utilities is secure, continuously supplying electric power to customers, thus meeting so satisfy these as to regulatory requirements. Thus, the proposed paper presents a method of restoring the electric power supply applying the concepts of automatic reconfiguration of the aggregate distribution networks the possibility of islanded operation of small hydro (SHP), since the use of PCH so islanded in certain circumstances, or becomes only, or the best solution to be adopted in a contingency situation in order to reduce the impact of unwanted interruptions. Since the intrinsic decision making process of reconfiguration of distribution networks involves multiple objectives and constraints, the proposed methodology uses the Analytic Hierarchy Process (AHP) method, which is a very useful tool for issues involving multicriteria decision taken. Additionally, case studies for analysis and validation of the proposed methodology are presented. / Uma das principais preocupações das empresas distribuidoras de energia elétrica é garantir, de forma contínua, o fornecimento de energia elétrica aos seus clientes, atendendo assim tanto a satisfação desses quanto às exigências regulatórias. Sendo assim, o trabalho proposto visa apresentar uma metodologia de restabelecimento do fornecimento de energia elétrica aplicando os conceitos de reconfiguração automática das redes de distribuição agregados a possibilidade de operação ilhada de pequenas centrais hidroelétricas (PCHs), uma vez que a utilização de PCH de forma ilhada, em determinadas circunstâncias, torna-se ou a única, ou a melhor solução a ser adotada em uma situação de contingência com o objetivo de reduzir o impacto causado por interrupções indesejadas. Visto que a tomada de decisão intrínseca ao processo de reconfiguração das redes de distribuição envolve vários objetivos e restrições, a metodologia proposta utiliza o método Analytic Hierarchy Process (AHP) que representa uma ferramenta muito útil para questões envolvendo tomadas de decisão multicriteriais. Adicionalmente, são apresentados estudos de caso para análises e validações da metodologia proposta.

A produção de energia elétrica por fontes de geração distribuída (GD) vem se tornando cada vez mais presente no sistema elétrico de potência. De modo geral, os sistemas de GD conectados à rede de distribuição operam controlando potências ativa e reativa, enquanto que no modo isolado, a frequência e a tensão. Sendo assim, após a ocorrência de um ilhamento deve haver alteração no modo de operação da GD para garantir a estabilidade da frequência e da tensão no subsistema ilhado. Ainda, se o modo de operação não for alterado após o ilhamento, os dispositivos de proteção podem atuar desligando a GD. Portanto, o tempo decorrido até a alteração do modo de operação desempenha um papel importante na indicação se a GD permanecerá ou não em funcionamento após a ocorrência do ilhamento. Neste trabalho, são determinados os tempos máximos para chaveamento dos modos de operação de um grupo motor gerador diesel (GMG) operando como GD, utilizando controladores clássicos (CCs) e controladores fuzzy (CFs). Foram analisadas as influências do desbalanço entre as potências geradas e consumidas, do tipo de carga conectada ao subsistema ilhado e do comprimento do alimentador nos tempos máximos. Para evidenciar possíveis vantagens da estratégia de controle não linear, é utilizada uma metodologia na qual o ajuste dos ganhos dos CFs é realizado a partir dos ajustes de referência dos CCs. Devido ao ganho variável que a estratégia não linear adiciona às ações de controle, a utilização de CFs nas malhas do GMG permitiu maiores tempos de chaveamento para determinadas faixas de operação, quando comparado com a utilização de CCs. / Distributed generation (DG) is becoming more present in the electrical power system. In general, when a DG is connected to the grid, the DG works with the active and reactive power control loops. Therefore, after an islanding occurrence, the DG must change the operation control mode from power control to voltage and frequency control to maintain the system stability. If the operation mode is not changed after islanding, the protective devices are sensitized and the DG is disconnected. Therefore, the time elapsed until the operation mode changes has an important role in the indication if the DG remains in operation or not after islanding. In this work, the maximum times for switching the operating control mode of a diesel generator set, working as a DG, are analysed using a classical control strategy (CC) and a fuzzy control strategy (FC). The influence of the power imbalance, load types and the feeder distance on the maximum available time to switch the operation control mode is investigated. To highlight the advantages of a nonlinear control strategy, is used a methodology in which the tuning of the FCs gains is performed from the CCs which are used as reference. Due to the variable gain added by the nonlinear strategy, the FC allowed higher switching times than the CC.

Microgrids are new challenging power systems under development. This report presents a feasibility study of microgrid development. This is an essential task before implementing microgrid systems. It is extremely important to know the number and size of distributed energy resources (DERs) needed and it is necessary to compare investment costs with benefits in order to evaluate the profitability of microgrids. Under the assumption that a large number of DERs improves the reliability of microgrids an optimization problem is formulated to get the accurate mix of distributed energy resources. Uncertainty in physical and financial parameters is taken into account to model the problem considering different scenarios.  Uncertainty takes place in load demanded, renewable energy generation and electricity market price forecasts, availability of distributed energy resources and the microgrid islanding. It is modeled in a stochastic way. The optimization problem is formulated firstly as a mixed-integer programming solved via branch and bound and then it is improved formulating a two stage problem using Benders’ Decomposition which shortens the problem resolution. This optimization problem is divided in a long-term investment master problem and a short-term operation subproblem and it is solved iteratively until it reaches convergence. Bender’s Decomposition optimization problem is applied to real data from the Illinois Institute of Technology (IIT) and it gives the ideal mix of distributed energy resources for different uncertainty scenarios. These distributed energy resources are selected from an initial set. It proves the usefulness of this optimization technique which can be also applied to different microgrids and data. The different solutions obtained for different scenarios are explained and analyzed. They show the possibility of microgrid implementation and determine the most favorable scenarios to reach the microgrid implementation successfully.  Reliability is a term highly linked to the microgrid concept and one of the most important reasons of microgrid development. Thus an analysis of reliability importance is implemented using the importance index of interruption cost (  ) in order to measure the reliability improvement of developing microgrids. It shows and quantifies the reliability improvement in the system.