A forte expansão da geração eólica é uma tendência mundial que altera a estrutura, o planejamento, a operação e a dinâmica dos sistemas de potência. Dessa forma, é importante que as unidades de geração eólica assumam responsabilidade pela confiabilidade e estabilidade do sistema de potência. Um bom desempenho transitório e uma boa margem de estabilidade para o sistema de potência dependem de estudos técnicos e da utilização de estratégias adequadas de controle. Nesse contexto, o presente trabalho propõe a inclusão de uma malha de controle suplementar em unidades eólicas de geração baseadas em gerador de indução duplamente alimentado. O objetivo da malha de controle suplementar proposta é melhorar a margem de estabilidade a pequenas perturbações de unidades eólicas e do sistema de potência. Controladores de amortecimento para a malha de controle suplementar proposta são projetados para amortecer as oscilações eletromecânicas causadas por unidades eólicas e por unidades de geração convencionais baseadas em gerador síncrono. Uma análise para definir a melhor entrada de controle para a inclusão da malha de controle suplementar da unidade de geração eólica é feita usando resíduos da função de transferência. As análises e testes são realizados usando dois sistemas diferentes: sistema composto por uma única unidade eólica conectada a um barramento infinito e sistema constituído por uma unidade eólica e uma unidade de geração convencional baseada em gerador síncrono conectadas a um barramento infinito. Duas diferentes metodologias são adotadas para o projeto/síntese do controlador da malha de controle suplementar. Uma metodologia de projeto é baseada na teoria de controle clássico e a outra metodologia baseia-se na teoria de controle modernorobusto. Os resultados obtidos mostram que a inclusão da malha de controle suplementar proposta foi eficaz na melhoria da margem de estabilidade a pequenas perturbações do sistema de potência. Esses resultados demonstram também que unidades eólicas baseadas em gerador de indução duplamente alimentado podem contribuir com a melhoria da margem de estabilidade do sistema de potência. / The strong expansion of wind generation is a global trend that changes the structure, planning operation and dynamics of power systems. Thus, it’s important that the units of wind generation take responsibility for the reliability and stability of power system. A good transient performance and good degree of stability for the power system depend of technical studies and of the use of appropriate strategy controls. In this context, this study proposes the inclusion of a additional control loop on generating wind turbines based on doubly fed induction generator. The purpose of the proposed additional control loop is to improve the stability margin to small perturbations of wind turbines and power system. Damping controllers for the proposes additional control loop are designed to damp the oscillations caused by the wind turbines and conventional generating units based on synchronous generator. An analysis to determinate the best control input for the inclusion of the control loop further wind power generation unit is performed using waste transfer function. The analyses and tests are performed using two different test systems: system comprising a single wind unit connected to a infinite bus and a system comprising a wind unit and a wind power generation based on the conventional synchronous generator connected to an infinite bus. Two different methods are adopted for the project / synthesis of the controller of the additional control loop. A project methodology is based on classical control theory and the other is based on modern-robust control theory. The obtained results show that the inclusion of additional control loop was efficient in improving the stability margin of small perturbations of the power system. These results also demonstrate that wind turbines based in doubly fed induction generator can contribute to improving the stability margin of the power system.

abstract: This research work describes the design of a fault current limiter (FCL) using digital logic and a microcontroller based data acquisition system for an ultra fast pilot protection system. These systems have been designed according to the requirements of the Future Renewable Electric Energy Delivery and Management (FREEDM) system (or loop), a 1 MW green energy hub. The FREEDM loop merges advanced power electronics technology with information tech-nology to form an efficient power grid that can be integrated with the existing power system. With the addition of loads to the FREEDM system, the level of fault current rises because of increased energy flow to supply the loads, and this requires the design of a limiter which can limit this current to a level which the existing switchgear can interrupt. The FCL limits the fault current to around three times the rated current. Fast switching Insulated-gate bipolar transistor (IGBT) with its gate control logic implements a switching strategy which enables this operation. A complete simulation of the system was built on Simulink and it was verified that the FCL limits the fault current to 1000 A compared to more than 3000 A fault current in the non-existence of a FCL. This setting is made user-defined. In FREEDM system, there is a need to interrupt a fault faster or make intelligent deci-sions relating to fault events, to ensure maximum availability of power to the loads connected to the system. This necessitates fast acquisition of data which is performed by the designed data acquisition system. The microcontroller acquires the data from a current transformer (CT). Mea-surements are made at different points in the FREEDM system and merged together, to input it to the intelligent protection algorithm that has been developed by another student on the project. The algorithm will generate a tripping signal in the event of a fault. The developed hardware and the programmed software to accomplish data acquisition and transmission are presented here. The designed FCL ensures that the existing switchgear equipments need not be replaced thus aiding future power system expansion. The developed data acquisition system enables fast fault sensing in protection schemes improving its reliability. / Dissertation/Thesis / M.S. Electrical Engineering 2011

abstract: Due to restructuring and open access to the transmission system, modern electric power systems are being operated closer to their operational limits. Additionally, the secure operational limits of modern power systems have become increasingly difficult to evaluate as the scale of the network and the number of transactions between utilities increase. To account for these challenges associated with the rapid expansion of electric power systems, dynamic equivalents have been widely applied for the purpose of reducing the computational effort of simulation-based transient security assessment. Dynamic equivalents are commonly developed using a coherency-based approach in which a retained area and an external area are first demarcated. Then the coherent generators in the external area are aggregated and replaced by equivalenced models, followed by network reduction and load aggregation. In this process, an improperly defined retained area can result in detrimental impacts on the effectiveness of the equivalents in preserving the dynamic characteristics of the original unreduced system. In this dissertation, a comprehensive approach has been proposed to determine an appropriate retained area boundary by including the critical generators in the external area that are tightly coupled with the initial retained area. Further-more, a systematic approach has also been investigated to efficiently predict the variation in generator slow coherency behavior when the system operating condition is subject to change. Based on this determination, the critical generators in the external area that are tightly coherent with the generators in the initial retained area are retained, resulting in a new retained area boundary. Finally, a novel hybrid dynamic equivalent, consisting of both a coherency-based equivalent and an artificial neural network (ANN)-based equivalent, has been proposed and analyzed. The ANN-based equivalent complements the coherency-based equivalent at all the retained area boundary buses, and it is designed to compensate for the discrepancy between the full system and the conventional coherency-based equivalent. The approaches developed have been validated on a large portion of the Western Electricity Coordinating Council (WECC) system and on a test case including a significant portion of the eastern interconnection. / Dissertation/Thesis / Ph.D. Electrical Engineering 2011

[pt] Este trabalho analisa o desempenho do Critério das Áreas Iguais Estendido na avaliação da estabilidade transitória de sistemas de potência. O Critério das Áreas Iguais Estendido consiste em representar o sistema multimáquina por um sistema equivalente de duas máquinas, que é, em seguida, reduzido a um sistema máquina-barra infinita, no qual é aplicado o conhecido critério das áreas iguais. A evolução no tempo do sistema máquina-barra infinita resultante é aproximada por uma série de Taylor truncada. As medidas de estabilidade calculadas, através de expressões algébricas simples, são o tempo crítico de eliminação de falta e a margem de segurança. A análise da estabilidade é feita, portanto, sem procedimentos de tentativa e erro. Os resultados são comparados com os obtidos utilizando um programa convencional de estabilidade transitória. / [en] This work evaluates the performance of the Extended Equal area Criterion for power system transient stability assessment. The Extended Equal Area Criterion consists in replacing the multimachine power system by an equivalent two machine system, which is further reduced to a one- machine-infinite-bus system. The well-know Equal Area Criterion is then applied to the latter system. The time evolution of the one-machine-infinite-bus system is approximated by a truncated Taylor s series. The stability measures are computed by simple algebraic expressions and the transient stability margin. These measures are computed by simple algebraic expressions and the stability analysis is performed without any trial and error procedures. The results are compared to those obtained using a conventional transient stability program.

[pt] Este trabalho apresenta uma comparação entre o desempenho dos estimadores dinâmicos e rastreador, em sistemas de potência operando sob condições quase-estacionárias, considerando suas características de previsão e filtragem. A partir desta comparação, propõe-se um estimador dinâmico que incorpora as principais vantagens dos estimadores previamente mencionados. Além disso, apresenta-se um novo esquema de detecção e identificação de anormalidades (erros grosseiros nas medidas, mudanças brusca no ponto de operação do sistema e erros na configuração da rede), esquema este apropriadamente construído para algoritmos de estimação dinâmica. Resultados numéricos ilustram o desempenho deste novo algoritmo sob diferentes condições operativas. / [en] This work presents a comparison between the performance of dynamic and tracking estimators, in power systems operating under quasi-static conditions, concerning their characteristics of forecasting and filtering. From this comparison, a new dynamic estimator which incorporates the main advantages of the previous estimators is proposed. Also, a new scheme of detection and identification of anomalies (gross errors in the measurements, sudden changes in the system operating point and errors in the network configuration) is presented. This scheme is properly built for dynamic algorithms. Numerical results showing the performance of the new algorithm under different operational conditions are discussed.

[pt] Este trabalho apresenta uma metodologia para a consideração das restrições de segurança no modelo de Análise de Confiabilidade Composta de Sistemas de Potência, obtendo índices que permitem avaliar a segurança da operação do sistema. A metodologia proposta é baseada na identificação das restrições críticas do sistema e relaxação das restrições não críticas durante a solução do problema de Fluxo de Potência Ótimo. São apresentados testes com sistemas realistas. / [en] This work presents a methodology for considering security constraints in Power Systems Composite Reliability Evaluation obtaining índices to evaluate system operation security. The proposed approach is based on the identification of system critical constraints and relaxation of non-critical constraints in the solution of the Optimal Power Flow problem. Some tests with realistic systems are presented.

The problem of optimum restoration after occurrence the outages in a distribution network is an important issue in smart grids. In this kind of networks remote-controlled switches, alternative sources and grid-connected distributed generators (DG) are employed. Therefore, the reliability of the system (corresponding to the frequency of failures and the duration of interruptions) is improved by operating the switches to resupply a part of interrupted system during the repair time. To evaluate the reliability indices in smart grids, neglecting the restoration during the repair time causes the wrong assessment of the network. Thus, considering the rerouting the power during the interruptions seems necessary to calculate the reliability indices. The problem of restoration is formulated as a non-linear integer programming problem with the assistance of the network graph. The circuit graph method is also used to pre-evaluate the feasible interchanging operations to enhance the efficiency of the computations. The topological and operational constraints in this formulation can be found and resolved with the assistance of fundamental cut-set matrix. The optimum restoration schemes is obtained by considering the optimal islanded mode of operation of the DGs which implies maximizing the loading of DGs while not violating their generation capacities. The optimum restoration policies lead us to find the optimum number and location of those manual switches that should be upgraded to the remote-controlled switches. This is a multi-objective problem that contains the contribution of each restoration policy in the reliability improvement and the cost of those switching operations. The proposed algorithm is applied to different standard test systems and the results are compared to the results obtained from other methods and algorithms.

[pt] Em muitos países, redes elétricas de grande porte são formadas pela interconexão de companhias de energia elétrica cada qual possuindo seu próprio centro de controle. Para supervisionar eficientemente tais sistemas de potência, técnicas de estimação hierarquizada de estado devem ser consideradas. Esta tese apresenta um novo algoritmo que utiliza conceitos hierárquicos para resolver o problema da estimação dinâmica de estado para sistemas de potência de grande porte em regime quase-permanente de operação. O processo de estimação é feito em dois níveis de cálculo de modo a se obter uma solução satisfatória do ponto de vista computacional para as etapas usuais da estimação dinâmica de estado: estimação dos parâmetros do modelo, previsão do estado e filtragem do estado. A nível local, algoritmos convencionais de estimação dinâmica de estado são executados simultanea e independentemente para todos os subsistemas. A coordenação dessas estimativas locais é obtida em um centro nacional de supervisão e controle, operacionalmente de hierarquia superior no sistema elétrico interligado. Resultados numéricos mostram o desempenho do algoritmo proposto em diferentes condições de operação: normal, mudança brusca do estado e presença de erros grosseiros. / [en] In many countries, huge power networks are formed from the interconnection of electric power companies each one having its own supervisory control center. In order to supervise efficiently such power systems, hierarchical state estimation techniques have to be considered. This dissertation presents a new algorithm using hierarchical concepts to solve the dynamic state estimation problem for large-scale electric power systems operating under quasi-static conditions. A two-level calculation is performed to give a satisfactory solution from the computational point of view for the usual steps of the dynamic state estimation procedure: model parameter estimation, state prediction and state filtering. At the local level, conventional dynamic state estimation algorithms are carried out simultaneously and independently for all subsystems. The coordination of these local estimations is obtained at a national center for supervision and control, which is at the top of operational hierarchy in the interconnected electrical system. Numerical results show the performance of the proposed algorithm under different operational conditions: normal, sudden variation of states and occurrence of bad data.

[pt] Vários trabalhos têm sido apresentados nos últimos anos abordando o problema de estimação de estado em sistemas de potência. Diferentes tipos de algoritmos - estáticos, rastreador e dinâmico - têm sido propostos junto com uma variedade de aplicações: detecção e identificação de erros grosseiros configurador de rede, etc. praticamente todos esses estudos foram efetuados para uma rede essencialmente de corrente alternada (CA). A presença de elos de corrente contínua (CC) em operação em vários sistemas de potência e a possibilidade futura da existência de redes, CC, fazem com que as técnicas de estimação de estado sejam estendidas para cobrir tais casos. Somente alguns trabalhos foram publicados até então abordando este tópico. O presente trabalho descreve um novo, simples e eficiente método de estimação estática de estado para sistemas mistos CA/CC. Basicamente o processo de estimação é feito de forma independente para as redes CA e CC, e posteriormente para a interconexão CA/CC. Tal característica faz com que o método proposto possa ser facilmente implementado em qualquer algoritmo de estimação de estado CA existente. O algoritmo proposto é aplicado a um sistema CC multiterminal integrado a um sistema CA e os resultados são discutidos. / [en] In the past few years, many papers have been published on state estimation applied to electric power systems. Different types of algorthms - static, tracking and dynamic - have been proposed aside with a variety of applications: detection and identification of bad data, networ configurator, etc. Most of such studies have been carried out for AC systems although there are some power systems around the world with DC links in operation. Moreover, engineers are now considering DC multiterminal networks as a feasible option. Therefore the state estimation techniques have to be extended to deal with such mixed AC/DC systems. So far, few papers have been published on this matter. This paper describes a new, simple and efficient method for the static state estimation of integrated HVDC/AC systems. Basically, the estimation process is carried out independently for the AC and DC networks, and then for the AC/DC interconnection system. Owing to the characteristics of the proposed method, it can be coupled to any existing AC state estimation algorithm. The proposed algorithm is applied to an integrated multiterminal DC/AC test systems and the results are discussed.

Made available in DSpace on 2016-03-07T19:21:00Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2015-08-28. Added 1 bitstream(s) on 2016-03-07T19:24:56Z : No. of bitstreams: 1 000859497.pdf: 1029193 bytes, checksum: bf9e875b887e62d258a1ab378a66993e (MD5) / O setor de distribuição de energia elétrica vem apresentando constantes mudanças para se adaptar à necessidade de atendimento das crescentes demandas com recursos financeiros e energéticos cada vez mais escassos. Concessionárias têm buscado eficiência operacional em seus processos através de tecnologias que visam atender a um consumidor cada vez mais exigente por qualidade na utilização da energia elétrica. Neste cenário, a utilização de equipamentos que flexibilizem a operação das redes de distribuição apresentam-se como alternativas menos onerosas quando comparadas com a realização de grandes investimentos na expansão. O uso de equipamentos de flexibilização nas redes de distribuição possui peculiaridade específicas que prevê adaptações de natureza elétrica e física no sistema. O compensador série controlado a tiristores apresenta-se como uma alternativa a ser considerada para aplicação em redes de até 36kV. Aspectos de robustez face a necessidade de flexibilização são discutidos de modo a analisar sua postergação de investimentos visando mitigar ou diminuir o impacto de grandes alterações em redes de distribuição. Tais adaptações são comparadas com a sua viabilidade econômica, a partir da adequação da relação custo-benefício. Os resultados das análises apontam para uma tendência favorável à utilização do compensador série controlado a tiristores na rede de distribuição (D-TCSC), quando considerados os valores de implantação, tempo de execução física, instituição de condições mais favoráveis para realização de manobras e retorno mais rápido na imobilização de cálculos de tarifas e retorno do capital investido / The electrical distribution system has presented constant changes to adapt to the growth in power demand with reducing financial and energetic resources availability. Utilities are looking for improvement in operating conditions using new technologies to attend to high power quality by the most demanding consumer. The use of equipment to improve the flexibility of distribution systems is an alternative which postpone large investments in system expansion. The thyristor-controlled series compensator is an attractive option for networks up to 36 kV. In this work, flexible solutions are discussed to postpone investments. Economical viability of a series controlled compensator in a distribution system is presented. The results take in account the initial cost, time of implementation, return on invested capital, among others