SANTOS FILHO, F. G. Diagnóstico de faltas em sistemas elétricos baseado em redes de Petri coloridas e técnicas de sistemas especialistas. 95 f. 2007. Dissertação (Mestrado em Engenharia Elétrica) - Centro de Tecnologia, Universidade Federal do Ceará, Fortaleza, 2007. / Submitted by Marlene Sousa (mmarlene@ufc.br) on 2016-03-15T19:00:20Z No. of bitstreams: 1 2007_dis_fgsantosfilho.pdf: 1234264 bytes, checksum: 5eaa9615cc11c88f7d3283ba67587b31 (MD5) / Approved for entry into archive by Marlene Sousa(mmarlene@ufc.br) on 2016-03-18T17:58:34Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2007_dis_fgsantosfilho.pdf: 1234264 bytes, checksum: 5eaa9615cc11c88f7d3283ba67587b31 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-03-18T17:58:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2007_dis_fgsantosfilho.pdf: 1234264 bytes, checksum: 5eaa9615cc11c88f7d3283ba67587b31 (MD5) Previous issue date: 2007-07-30 / When a fault occurs in an electrical system often an avalanche of information is made available to the System Operation Center making it difficult to the operator to identify the cause of the fault. The great deal of information provided by the supervisory system is of any value if it does not make easy to the operator, to take a right and prompt decision to bring the system back to normal operation. Based on the SCADA information a Fault Diagnosis System (SDF) was developed, which uses the Colored Petri Nets (CPN) method to filter out the large amount of information made available by the SCADA system and then to give the fault diagnosis. The drawback of the SDF is that the fault diagnosis is developed off line from the CPN final markings for all the likely fault conditions on the power system. In this work an Expert Program is developed to automatically convert the CPN final markings into the system fault diagnosis. The Expert Program interprets the results of the CPN model independent of the monitored electrical system, it diagnosis events that occur in substations as much as the transmission lines that connect the substations, providing a fast and concise diagnosis with common format and language to the operator. / Quando o sistema elétrico experimenta qualquer distúrbio uma avalanche de alarmes é reportada ao Centro de Operação do Sistema (COS) dificultando ao operador na identificação da causa do distúrbio. O grande volume de informações disponibilizado pelos sistemas supervisórios em condição de falta no sistema elétrico é de pouco valor se não possibilitar um rápido diagnóstico, para uma pronta e correta tomada de decisão e restabelecimento à condição normal de operação. Usando como entrada os dados informados pelo SCADA foi desenvolvido um Sistema de Diagnóstico de Faltas (SDF), baseado em Redes de Petri Coloridas (RPC), que filtra as informações do SCADA e é capaz de fornecer em tempo real aos operadores o diagnóstico para as faltas no sistema. O diagnóstico é obtido a partir da simulação off-line de um expressivo número de possíveis faltas no sistema em que a marcação final da RPC para cada falta é convertida em diagnóstico. Um Programa Especialista foi desenvolvido para a interpretação da marcação final fornecida pela RPC para geração automática do diagnóstico de falta. O Programa Especialista interpreta os resultados do modelo RPC independente do sistema elétrico monitorado, diagnosticando os eventos que ocorrem tanto em uma subestação quanto nas linhas de transmissão que ligam as subestações, fornecendo um diagnóstico rápido, sucinto, e com formato e linguagem comuns ao operador.

O presente trabalho apresenta uma nova metodologia de localização de faltas em sistemas de distribuição de energia. O esquema proposto é capaz de obter uma estimativa precisa da localização tanto de faltas sólidas e lineares quanto de faltas de alta impedância. Esta última classe de faltas representa um grande problema para as concessionárias distribuidoras de energia elétrica, uma vez que seus efeitos nem sempre são detectados pelos dispositivos de proteção utilizados. Os algoritmos de localização de faltas normalmente presentes em relés de proteção digitais são formulados para faltas sólidas ou com baixa resistência de falta. Sendo assim, sua aplicação para localização de faltas de alta impedância resulta em estimativas errôneas da distância de falta. A metodologia proposta visa superar esta deficiência dos algoritmos de localização tradicionais através da criação de um algoritmo baseado em redes neurais artificiais que poderá ser adicionado como uma rotina adicional de um relé de proteção digital. O esquema proposto utiliza dados oscilográficos pré e pós-falta que são processados de modo que sua localização possa ser estimada através de um conjunto de características extraídas dos sinais de tensão e corrente. Este conjunto de características é classificado pelas redes neurais artificiais de cuja saída resulta um valor relativo a distância de falta. Além da metodologia proposta, duas metodologias para localização de faltas foram implementadas, possibilitando a obtenção de resultados comparativos. Os dados de falta necessários foram obtidos através de centenas de simulações computacionais de um modelo de alimentador radial de distribuição. Os resultados obtidos demonstram a viabilidade do uso da metodologia proposta para localização de faltas em sistemas de distribuição de energia, especialmente faltas de alta impedância.

O presente trabalho apresenta uma nova metodologia de localização de faltas em sistemas de distribuição de energia. O esquema proposto é capaz de obter uma estimativa precisa da localização tanto de faltas sólidas e lineares quanto de faltas de alta impedância. Esta última classe de faltas representa um grande problema para as concessionárias distribuidoras de energia elétrica, uma vez que seus efeitos nem sempre são detectados pelos dispositivos de proteção utilizados. Os algoritmos de localização de faltas normalmente presentes em relés de proteção digitais são formulados para faltas sólidas ou com baixa resistência de falta. Sendo assim, sua aplicação para localização de faltas de alta impedância resulta em estimativas errôneas da distância de falta. A metodologia proposta visa superar esta deficiência dos algoritmos de localização tradicionais através da criação de um algoritmo baseado em redes neurais artificiais que poderá ser adicionado como uma rotina adicional de um relé de proteção digital. O esquema proposto utiliza dados oscilográficos pré e pós-falta que são processados de modo que sua localização possa ser estimada através de um conjunto de características extraídas dos sinais de tensão e corrente. Este conjunto de características é classificado pelas redes neurais artificiais de cuja saída resulta um valor relativo a distância de falta. Além da metodologia proposta, duas metodologias para localização de faltas foram implementadas, possibilitando a obtenção de resultados comparativos. Os dados de falta necessários foram obtidos através de centenas de simulações computacionais de um modelo de alimentador radial de distribuição. Os resultados obtidos demonstram a viabilidade do uso da metodologia proposta para localização de faltas em sistemas de distribuição de energia, especialmente faltas de alta impedância.

Submitted by Johnny Rodrigues (johnnyrodrigues@ufcg.edu.br) on 2017-09-13T17:03:25Z No. of bitstreams: 1 Dissertacao Geração de manobras finais.pdf: 4641365 bytes, checksum: 7510c97c05590ec2f85789b4b018a86a (MD5) / Made available in DSpace on 2017-09-13T17:03:25Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dissertacao Geração de manobras finais.pdf: 4641365 bytes, checksum: 7510c97c05590ec2f85789b4b018a86a (MD5) Previous issue date: 2015-02-25 / No contexto da Companhia Hidro-Elétrica do São Francisco (CHESF), a recomposição do sistema elétrico está sujeita a falhas causadas por erros na interpretação, durante a execução em tempo real, das IOs (Instruções de Operação). Uma IO é um documento normativo que descreve o plano de recomposição de uma subestação; IOs são documentos complexos, caracterizados pelo uso de linguagem natural e estrutura limitada, o que possibilita a presença de ambiguidades no texto e favorece a ocorrência de erros de interpretação durante a execução. Qualquer instrução executada erradamente pode causar graves danos à rede elétrica, o que tende a atrasar ainda mais o processo de recomposição. A demora na restauração do sistema, porsuavez, causa enorme prejuízoà sociedade e perda de receita à companhia, em virtude da interrupção no fornecimento de energia elétrica. Este trabalho tem como objetivo propor uma solução inovadora para diminuir a quantidade de erros operacionais durante a execução de uma IO. A solução desenvolvida é composta por três passos fundamentais: (i) estruturação dos planos de recomposição da companhia utilizando uma linguagem de alto nível criada para este propósito; (ii) tradução dos planos estruturados em manobras de recomposição,compostas apenas por comando satômicos e (iii) exportação das manobras para uma ferramenta capaz de controlar a execução destas e auditá-as através do sistema SCADA da companhia. A validação da pesquisa foi conduzida em parceria com especialistas na recomposição do sistema elétrico da CHESF. Ao todo, seis IOs da CHESF foram convertidas para o modelo proposto, com o intuito de verificar a corretude da nova abordagem. Além disso,dois engenheiros da companhia analisaram e aprovaram o modelo de solução apresentado. Entre os principais benefícios da solução apontados pelos especialistas, destacam-se: (i) diminuição do esforço de manutenção dos planos de recomposição, (ii) diminuição dos erros de caráter técnico e de digitação na elaboração dos planos de recomposição e na interpretação das manobras e (iii) introdução de auditoria no fluxo de execução da manobra, o que automatiza parcialmente a tarefa e elimina a necessidade de análises em tempo real pelo operador. / In the context of the Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (CHESF), power system restoration is subject to failures by virtue of mis interpretation,during real-time execution,of the OIs (Operation Instructions). An OI is a normative document that describes the power restoration plan of a electrical substation; OIs are complex documents, characterized by the use of natural language and poor structure, thus the text may contain ambiguities and the probability of misinterpretation is higher. Misinterpreting OI instructions during execution can severely harm the electrical grid, which tends to slow down the restorationprocess. The delay in this activity may cause enormous damage to the society and financial losses to the company, due to power supply interruption. Concerning this problem, this work presents an innovative approach to reduce operational errors when restoring the system. Our solution consists of three fundamental steps: (i) power restoration plans are structured through a high-level language created to serve this purpose; (ii) we translate these structured plans into switching sequences, composed of atomic commands and (iii) we export these final switching sequences to another existing tool, responsible for managing the execution of OIs in real time and auditing them by accessing the company’s SCADA system. The research was validated in partner ship with CHESF’s power system restoration specialists. Altogether, six CHESF’s operating OIs were converted to this approach, aiming to verify its correctness. Besides that, we presented the solution model to two engineers of the company, which analyzed and approved the proposed solution. As main advantages of the technique pointed out bythe specialists,standout: (i) itlowers themaintenance effortofthe power restoration plans; (ii) it decreases the number of technical errors and typographical errors on the power restoration plan generation and interpretation; (iii) it introduces auditing in the execution flow of the power restoration switching sequences, which partially automates the task and eliminates the need of real-time analysis by the operators.

Este trabalho apresenta um modelo linearizado para ser utilizado em problemas de planejamento da expansão de sistemas de distribuição de energia elétrica (SDEE) com geração distribuída (GD), em um horizonte de curto prazo. O ponto de operação em regime permanente é calculado através de um modelo linearizado da rede, sendo as cargas e geradores representados por injeções constantes de corrente, o que torna possível calcular as correntes nos ramos e as tensões nas barras através de expressões lineares. As alternativas de expansão consideradas são: (i) alocação de bancos de capacitores; (ii) alocação de reguladores de tensão; e (iii) recondutoramento. Ainda, o modelo considera a possibilidade de seleção do tap dos transformadores de distribuição como alternativa para a redução das violações de tensão. A flexibilidade do modelo permite obter soluções considerando a contribuição das GDs no controle de tensão e potência reativa sem a necessidade de especificar uma tensão para a barra da subestação. O modelo de otimização proposto para a solução destes problemas utiliza uma função objetivo linear, além de restrições lineares e variáveis contínuas e binárias. Dessa forma, o modelo de otimização pode ser representado como um problema de programação linear inteira mista (PLIM) A função objetivo considera a minimização dos custos de investimento (aquisição, instalação e remoção de equipamentos e aquisição de condutores) e dos custos de operação, que correspondem aos custos anuais de manutenção somados aos custos das perdas de energia e das violações dos limites de tensão. A variação da carga é representada através de curvas de duração, sendo que os custos das perdas e das violações são ponderados pela duração de cada nível de carregamento. Utilizando uma abordagem de PLIM, sabe-se que existem condições suficientes que garantem a otimalidade de uma dada solução factível, além de permitir que a solução seja obtida através de métodos de otimização clássica. O modelo proposto foi implementado na linguagem de programação OPL e resolvido utilizando o solver comercial CPLEX. O modelo foi validado através da comparação dos resultados obtidos para cinco sistemas de distribuição com os resultados obtidos utilizando um fluxo de carga convencional. Os casos analisados e os resultados obtidos demonstram a precisão do modelo proposto e seu potencial de aplicação. / This work presents a linearized model to be used in short-term expansion planning problems of power distribution systems (PDS) with distributed generation (DG). The steady state operation point is calculated through a linearized model of the network, being the loads and generators modeled as constant current injections, which makes it possible to calculate the branch currents and bus voltages through linear expressions. The alternatives considered for expansion are: (i) capacitor banks placement; (ii) voltage regulators placement; and (iii) reconductoring. Furthermore, the model considers the possibility of adjusting the taps of the distribution transformers as an alternative to reduce voltage violations. The flexibility of the model enables solutions that includes the contribution of DGs in the control of voltage and reactive power without the need to specify the substation voltage. The optimization model proposed to solve these problems uses a linear objective function, along with linear constraints, binary and continuous variables. Thus, the optimization model can be represented as a mixed integer linear programming problem (MILP) The objective function considers the minimization of the investment costs (acquisition, installation and removal of equipment and acquisition of conductors) and the operation costs, which corresponds to the annual maintenance cost plus the costs related to energy losses and violation of voltage limits. The load variation is represented by discrete load duration curves and the costs of losses and voltage violations are weighted by the duration of each load level. Using a MILP approach, it is known that there are sufficient conditions that guarantee the optimality of a given feasible solution, besides allowing the solution to be obtained by classical optimization methods. The proposed model was written in the programming language OPL and solved by the commercial solver CPLEX. The model was validated through the comparison of the results obtained for five distribution systems with the results obtained through conventional load flow. The analyzed cases and the obtained results show the accuracy of the proposed model and its potential for application.

Este trabalho apresenta um modelo linearizado para ser utilizado em problemas de planejamento da expansão de sistemas de distribuição de energia elétrica (SDEE) com geração distribuída (GD), em um horizonte de curto prazo. O ponto de operação em regime permanente é calculado através de um modelo linearizado da rede, sendo as cargas e geradores representados por injeções constantes de corrente, o que torna possível calcular as correntes nos ramos e as tensões nas barras através de expressões lineares. As alternativas de expansão consideradas são: (i) alocação de bancos de capacitores; (ii) alocação de reguladores de tensão; e (iii) recondutoramento. Ainda, o modelo considera a possibilidade de seleção do tap dos transformadores de distribuição como alternativa para a redução das violações de tensão. A flexibilidade do modelo permite obter soluções considerando a contribuição das GDs no controle de tensão e potência reativa sem a necessidade de especificar uma tensão para a barra da subestação. O modelo de otimização proposto para a solução destes problemas utiliza uma função objetivo linear, além de restrições lineares e variáveis contínuas e binárias. Dessa forma, o modelo de otimização pode ser representado como um problema de programação linear inteira mista (PLIM) A função objetivo considera a minimização dos custos de investimento (aquisição, instalação e remoção de equipamentos e aquisição de condutores) e dos custos de operação, que correspondem aos custos anuais de manutenção somados aos custos das perdas de energia e das violações dos limites de tensão. A variação da carga é representada através de curvas de duração, sendo que os custos das perdas e das violações são ponderados pela duração de cada nível de carregamento. Utilizando uma abordagem de PLIM, sabe-se que existem condições suficientes que garantem a otimalidade de uma dada solução factível, além de permitir que a solução seja obtida através de métodos de otimização clássica. O modelo proposto foi implementado na linguagem de programação OPL e resolvido utilizando o solver comercial CPLEX. O modelo foi validado através da comparação dos resultados obtidos para cinco sistemas de distribuição com os resultados obtidos utilizando um fluxo de carga convencional. Os casos analisados e os resultados obtidos demonstram a precisão do modelo proposto e seu potencial de aplicação. / This work presents a linearized model to be used in short-term expansion planning problems of power distribution systems (PDS) with distributed generation (DG). The steady state operation point is calculated through a linearized model of the network, being the loads and generators modeled as constant current injections, which makes it possible to calculate the branch currents and bus voltages through linear expressions. The alternatives considered for expansion are: (i) capacitor banks placement; (ii) voltage regulators placement; and (iii) reconductoring. Furthermore, the model considers the possibility of adjusting the taps of the distribution transformers as an alternative to reduce voltage violations. The flexibility of the model enables solutions that includes the contribution of DGs in the control of voltage and reactive power without the need to specify the substation voltage. The optimization model proposed to solve these problems uses a linear objective function, along with linear constraints, binary and continuous variables. Thus, the optimization model can be represented as a mixed integer linear programming problem (MILP) The objective function considers the minimization of the investment costs (acquisition, installation and removal of equipment and acquisition of conductors) and the operation costs, which corresponds to the annual maintenance cost plus the costs related to energy losses and violation of voltage limits. The load variation is represented by discrete load duration curves and the costs of losses and voltage violations are weighted by the duration of each load level. Using a MILP approach, it is known that there are sufficient conditions that guarantee the optimality of a given feasible solution, besides allowing the solution to be obtained by classical optimization methods. The proposed model was written in the programming language OPL and solved by the commercial solver CPLEX. The model was validated through the comparison of the results obtained for five distribution systems with the results obtained through conventional load flow. The analyzed cases and the obtained results show the accuracy of the proposed model and its potential for application.

Este trabalho apresenta um modelo linearizado para ser utilizado em problemas de planejamento da expansão de sistemas de distribuição de energia elétrica (SDEE) com geração distribuída (GD), em um horizonte de curto prazo. O ponto de operação em regime permanente é calculado através de um modelo linearizado da rede, sendo as cargas e geradores representados por injeções constantes de corrente, o que torna possível calcular as correntes nos ramos e as tensões nas barras através de expressões lineares. As alternativas de expansão consideradas são: (i) alocação de bancos de capacitores; (ii) alocação de reguladores de tensão; e (iii) recondutoramento. Ainda, o modelo considera a possibilidade de seleção do tap dos transformadores de distribuição como alternativa para a redução das violações de tensão. A flexibilidade do modelo permite obter soluções considerando a contribuição das GDs no controle de tensão e potência reativa sem a necessidade de especificar uma tensão para a barra da subestação. O modelo de otimização proposto para a solução destes problemas utiliza uma função objetivo linear, além de restrições lineares e variáveis contínuas e binárias. Dessa forma, o modelo de otimização pode ser representado como um problema de programação linear inteira mista (PLIM) A função objetivo considera a minimização dos custos de investimento (aquisição, instalação e remoção de equipamentos e aquisição de condutores) e dos custos de operação, que correspondem aos custos anuais de manutenção somados aos custos das perdas de energia e das violações dos limites de tensão. A variação da carga é representada através de curvas de duração, sendo que os custos das perdas e das violações são ponderados pela duração de cada nível de carregamento. Utilizando uma abordagem de PLIM, sabe-se que existem condições suficientes que garantem a otimalidade de uma dada solução factível, além de permitir que a solução seja obtida através de métodos de otimização clássica. O modelo proposto foi implementado na linguagem de programação OPL e resolvido utilizando o solver comercial CPLEX. O modelo foi validado através da comparação dos resultados obtidos para cinco sistemas de distribuição com os resultados obtidos utilizando um fluxo de carga convencional. Os casos analisados e os resultados obtidos demonstram a precisão do modelo proposto e seu potencial de aplicação. / This work presents a linearized model to be used in short-term expansion planning problems of power distribution systems (PDS) with distributed generation (DG). The steady state operation point is calculated through a linearized model of the network, being the loads and generators modeled as constant current injections, which makes it possible to calculate the branch currents and bus voltages through linear expressions. The alternatives considered for expansion are: (i) capacitor banks placement; (ii) voltage regulators placement; and (iii) reconductoring. Furthermore, the model considers the possibility of adjusting the taps of the distribution transformers as an alternative to reduce voltage violations. The flexibility of the model enables solutions that includes the contribution of DGs in the control of voltage and reactive power without the need to specify the substation voltage. The optimization model proposed to solve these problems uses a linear objective function, along with linear constraints, binary and continuous variables. Thus, the optimization model can be represented as a mixed integer linear programming problem (MILP) The objective function considers the minimization of the investment costs (acquisition, installation and removal of equipment and acquisition of conductors) and the operation costs, which corresponds to the annual maintenance cost plus the costs related to energy losses and violation of voltage limits. The load variation is represented by discrete load duration curves and the costs of losses and voltage violations are weighted by the duration of each load level. Using a MILP approach, it is known that there are sufficient conditions that guarantee the optimality of a given feasible solution, besides allowing the solution to be obtained by classical optimization methods. The proposed model was written in the programming language OPL and solved by the commercial solver CPLEX. The model was validated through the comparison of the results obtained for five distribution systems with the results obtained through conventional load flow. The analyzed cases and the obtained results show the accuracy of the proposed model and its potential for application.

Submitted by Lúcia Helena Rodrigues de Carvalho (luciahelena@ons.org.br) on 2018-08-17T15:01:29Z No. of bitstreams: 1 Lucia Helena - Dissertação - 2018-08-06- Versão final da Banca.docx: 1827062 bytes, checksum: 2d10465c736c43991f60068fdb3e65ee (MD5) / Approved for entry into archive by Diego Andrade (diego.andrade@fgv.br) on 2018-08-28T16:33:17Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Lucia Helena - Dissertação - 2018-08-06- Versão final da Banca.docx: 1827062 bytes, checksum: 2d10465c736c43991f60068fdb3e65ee (MD5) / Made available in DSpace on 2018-09-12T14:08:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Lucia Helena - Dissertação - 2018-08-06- Versão final da Banca.docx: 1827062 bytes, checksum: 2d10465c736c43991f60068fdb3e65ee (MD5) Previous issue date: 2018-08-06 / O presente estudo de caso tem por principal objetivo analisar a evolução das ações de Responsabilidade Social Empresarial (RSE) do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a partir de sua estrutura singular: seu tecnicismo; suas características estatutárias; as legislações socioambientais; boas práticas de RSE; e os conceitos teóricos sobre a temática. Destaca-se, também, o repertório da organização no que diz respeito à sustentabilidade e à gestão da integridade. O estudo propõe, para além do estabelecido pela legislação brasileira, uma nova atuação do ONS com os públicos interessados, sugerindo um novo espaço para o diálogo, especialmente, com entes governamentais, de forma que a sua atuação não enfraqueça o papel do Estado, conforme fundamentado pelos autores Cheibub e Locke. / The main objective of this case study is to analyze the evolution of the Corporate Social Responsibility (CSR) actions of the National Electric System Operator (ONS), based on its unique structure: its technicality; its statutory characteristics; socio-environmental legislation; good CSR practices; and theoretical concepts on the subject. It also highlights the organization's repertoire in terms of sustainability and integrity management. The study proposes, in addition to what is established by the brazilian legislation, a new ONS action with stakeholders, suggesting a new space for dialogue, especially with governmental entities, so that their performance does not weaken the role of the State, as based on the authors Cheibub and Locke

Submitted by Renata Lopes (renatasil82@gmail.com) on 2016-03-31T11:52:12Z No. of bitstreams: 1 weltonverly.pdf: 5589535 bytes, checksum: 96641c94e2ec5ff93e75eec9e51a3089 (MD5) / Approved for entry into archive by Adriana Oliveira (adriana.oliveira@ufjf.edu.br) on 2016-04-24T02:56:27Z (GMT) No. of bitstreams: 1 weltonverly.pdf: 5589535 bytes, checksum: 96641c94e2ec5ff93e75eec9e51a3089 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-04-24T02:56:27Z (GMT). No. of bitstreams: 1 weltonverly.pdf: 5589535 bytes, checksum: 96641c94e2ec5ff93e75eec9e51a3089 (MD5) Previous issue date: 2013-08-26 / Este trabalho propõe uma ferramenta computacional integrada que auxilia o engenheiro projetista durante a elaboração dos projetos de redes de distribuição industrial na fase de projeto conceitual e básico, apresentando uma metodologia para análise técnica e econômica de sistemas elétricos aplicados a refinarias de petróleo. Dentro deste contexto destacam-se os seguintes pontos: construção de base de dados estruturada, dimensionamento dos equipamentos principais (painéis e transformadores), definição da topologia da rede primária de distribuição, modelagem detalhada dos cabos da rede primária a partir da aplicação da norma IEC 60287-1, análise de perdas, otimização dos CDs (Centros de Distribuição) com aplicação de AG (Algoritmo Genético), levantamento de quantitativo e estimativa de custo do projeto. A metodologia é aplicada em um sistema real de uma refinaria composta por 24 subestações de unidades de processo. / This work proposes an integrated computational tool to support the designer engineer during the elaboration of projects of industrial distribution networks during the conceptual and basic design, presenting the methodology for a technical and economic analysis of electrical systems applied to oil refineries. In this context the following points are highlighted: building a structured database, sizing of major equipment (panels and transformers), definition of the primary distribution network topology, detailed modeling of cables of the primary network based on the IEC 60287-1 standard, loss analysis, optimization of DCs (Distribution Center) applying GA (Genetic Algorithm), project cost, equipments and materials estimation. The methodology is applied to a real system of a refinery, with 24 substations of process units.

O reator IEA-R1 do Instituto de Pesquisas Energéticas e Nucleares (IPENCNEN/ SP) é um reator de pesquisa tipo piscina aberta, projetado e construído pela empresa norte-americana \"Babcock & Wilcox\", tendo, como refrigerante e moderador, água leve deionizada e berílio e grafite como refletores. Até cerca de 1988, os sistemas de segurança do reator recebiam alimentação de uma única fonte de energia. Nos anos de 1989 e 1990, uma reforma de modernização do sistema elétrico para aumentar a potência do reator e, também, para atender às normas técnicas da Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN) e da Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) foi realizada. Este trabalho tem o objetivo de mostrar a relação entre o sistema de energia elétrica e a segurança do reator IEA-R1. Além disso, ele demonstra que, caso ocorra alguma interrupção de energia elétrica durante a operação do reator, esta ocorrência não irá começar um evento de acidente. / The IEA-R1 reactor of the Nuclear and Energy Research Institute (IPENCNEN/SP) is a research reactor open pool type, designed and built by the U.S. firm \"Babcock & Wilcox\", having, as coolant and moderator, deionized light water and beryllium and graphite, as reflectors. Until about 1988, the reactor safety systems received power from only one source of energy. In the years 1989 and 1990, a reform of the electrical system upgrading to increase the reactor power and, also, to meet the technical standards of the National Commission of Nuclear Energy (CNEN) and of Brazilian Association of Technical Standards (ABNT) was carried out. This work has the objective of showing the relationship between the electric power system and the IEA-R1 reactor security. Also, it demonstrates that, should some electrical power interruption occur during the reactor operation, this occurrence would not start an accident event.