O presente trabalho tem por objetivo a proposição de uma abordagem para gestão integrada da operação do sistema elétrico em tempo real pelo diagnóstico da interrupção e determinação de planos de atenuação dos efeitos pela definição da topologia do sistema, com propostas de cortes seletivos da carga em condições de esgotamento da capacidade de transferência. A metodologia proposta abrange sistemas elétricos de grande porte e de diferentes níveis de tensão, tais como sistemas de sub-transmissão e distribuição, simultaneamente e com geração distribuída. Como técnica de solução é aplicada a Busca Tabu para minimização do total de seções desconectadas (desenergizadas) e o número de manobras realizadas para atendimento em casos contingenciais, com atendimento de clientes prioritários e alívio de carga e geração distribuída. A codificação e estrutura de dados aplicados propiciam uma melhor eficiência computacional, favorecendo a aplicação em sistemas operacionais de tempo real. A modelagem proposta é avaliada em sistemas de testes adaptados da literatura, demonstrando a qualidade, robustez e eficiência computacional nos resultados obtidos da abordagem proposta. / The present work aims at proposing an automatic computational methodology to electrical systems operational management in real time via the interruption diagnosis and effect attenuation plan definition by means of system topology determination with load curtailment in load transference capacity exhaustion conditions. The proposed methodology tackles large electrical systems with different voltage levels, such as sub-transmission and distribution systems simultaneously with distributed generators. The Tabu Search is applied to minimize the out-of-service area and the number of switching operations during contingencies with priority customer, load curtailment and distributed generators. The software codification and data structure applied provide computational efficiency, favoring the application to electrical systems operation in real time and the proposed model is validated with test systems from the literature, ensuring the computational efficiency and quality of results.

Localizadores de faltas são dispositivos designados para determinar a localização do ponto de incidência de faltas em linhas de transmissão dos sistemas elétricos de potência. Esta localização possibilita uma restauração mais rápida da operação de um sistema elétrico, contribuindo assim para um alto grau de continuidade no fornecimento de energia. Este trabalho apresenta um estudo comparativo entre duas abordagens distintas para localização digital de faltas. Os métodos se distinguem quanto à natureza dos dados de entrada. Um dos métodos utiliza dados disponíveis apenas em um único terminal, enquanto que o outro, utiliza dados provenientes dos dois terminais da linha de transmissão. As teorias fundamentais de ambas as técnicas são estudadas e simulações computacionais das mesmas são extensivamente testadas utilizando-se dados provenientes de uma simulação das linhas de transmissão sob falta. / Fault locators are devices designed to pinpoint the location of the fault on transmission lines of electric power systems. This location allows a fast restoration of the power system operation, contributing to a high level of continuity on power delivery. This work shows a comparative study between two digital fault locator approaches. The methods differ on the nature of input data. One of the methods uses data available from only one end, while the other uses data from the both ends of the transmission line. The fundamental theories of the two techniques will be studied, and computacional simulations are extensively tested with data obtained from simulation of faulted transmission lines.

Neste trabalho propõe-se um método de análise de observabilidade para estimação de estados e parâmetros em sistemas elétricos de potência, baseado nas equações normais. O método fundamenta-se na fatoração triangular da matriz ganho aumentada e nos conceitos de caminhos de fatoração. O mesmo utiliza rotinas já existentes no processo de estimação, sendo simples, de fácil implementação, rápida execução e não exige a solução de equações algébricas. Para comprovar a sua eficiência vários testes foram realizados, utilizando os sistemas de 6, 14 e 30 barras do IEEE, tendo sido satisfatórios os resultados obtidos. / In this work we propose a method of observability analysis for states and parameters estimation in electric power systems, based on the Normal Equations. The method is based on triangular factoration of the augmented gain matrix and on the concepts of factoration paths. It uses routines that there exist in the estimation process. These routines are simple, of easy implementation, fast execution and it doesn\'t demand the solution of algebraic equations. To prove your efficiency several tests were accomplished, using the 6, 14 and 30-bus IEEE test systems. The obtained results were satisfactory.

Este trabalho apresenta a aplicação de Redes Neurais Artificiais (RNAs) como um classificador de padrões para as operações do relé de distância. As grandezas analisadas referem-se aos valores trifásicos de tensões e correntes do sistema elétrico, incluindo a seqüência zero. Para a obtenção dos valores amostrais da linha de transmissão em condição faltosa, valores estes utilizados como entradas para as arquiteturas de RNAs em seus processos de treinamento e teste, utilizou-se do software Alternative Transients Program - ATP. Para se observar o desempenho do relé de distância implementado, duas formas de análise dos valores trifásicos foram adotadas. Uma utilizando-se como entrada os cinco valores amostrados em meio ciclo pós-falta do sinal analisado e a segunda, pelo emprego da magnitude dos fatores de tensões e correntes, incluindo a seqüência zero. A função da rede neural implementada é de capturar o conhecimento da correta atuação do relé de distância, para posteriormente atuar com melhores resultados frente às situações de operações que por ventura venham a ocorrer. Para criar, treinar (obtenção dos pesos associados como saída) e testar as arquiteturas de RNAs, utilizou-se do software Stuttgard Neural Network Simulator (SNNS). Dos resultados encontrados comenta-se o desempenho do relé de distância implementado frente às duas abordagens anteriormente descritas. Do uso de RNAs como um classificador de padrões, observa-se uma melhora no desempenho do sistema de proteção, alcançando-se uma definição de 96% do comprimento da linha de transmissão como sendo a zona de proteção primária do relé de distância digital. / This work demonstrates the use of Artificial Neural Networks (ANNs) theory as a pattern classifier for a distance relay operation. The approach utilizes the magnitudes of the three phase voltage and current phasors (including the zero sequence) as inputs. The Alternative Transients Program (ATP) software is used to generate data for the transmission line in a faulted condition both for the training process and the tests. Two different types of ANN architecture, concerning the input data, are taken into account. The main objective was to analyse the relay performance considering each of them. One approach utilises the five post-fault samples as inputs. The other one employs the magnitudes of the three phase voltage and current phasors (including the zero sequence) as inputs. The implemented neural network should capture the knowledge for the correct relay operation facing the different network conditions. A comparison of how well the schemes performed is carried out. The Stuttgard Neural Network Simulator (SNNS) was used to create the ANN diagram, train it and obtain the weights as an output. An improvement concerning the use of ANNs for distance protection purposes is found. Through the use of ANN as a pattern classifier, a reach of 96% of the transmission line length as the relay primary protection zone was implemented in this work.

As regras de operação adotadas para cada reservatório de um sistema hidroelétrico composto por várias usinas em cascata podem alterar de forma significativa a quantidade total de energia produzida. A regra de operação de reservatórios (ROR) mais adotada atualmente é a da operação em paralelo, segundo a qual os reservatórios mantêm o mesmo percentual em volume de armazenamento. Esta regra é reconhecidamente inconveniente, não refletindo a realidade operativa das usinas. No sistema brasileiro adota-se também a regra de operação em paralelo por faixas, onde agora os reservatórios são divididos em faixas e dentro destas opera-se em paralelo. Este método gera o problema de se determinar faixas convenientes para as usinas, de acordo com suas posições na cascata, o que ainda não foi feito de forma eficiente. A determinação das ROR para usinas hidroelétricas em cascata tem uma grande importância para o planejamento da operação energética de sistemas hidrotérmicos de potência. Ela é necessária no procedimento de agregação para obtenção do reservatório equivalente de energia assim como para estabelecer políticas de defluência utilizadas nos modelos de simulação, tendo um papel importante na metodologia de operação do Sistema Brasileiro. Neste trabalho, faz-se uma análise do comportamento ótimo dos reservatórios em cascata através de um modelo determinístico de otimização não-linear a usinas individualizadas. A seguir propõe-se um método para a obtenção de regras de operação otimizadas de reservatórios que estabelece uma relação entre o estado individual de armazenamento dos reservatórios e o estado agregado de armazenagem do sistema. Estas regras são representadas por curvas ou equações que procuram refletir, em média, as condições de operação ótima do sistema, reproduzindo desta forma uma operação mais próxima da real. Finalmente, faz-se uma comparação das ROR\'s assim obtidas e a regra de operação em paralelo, através da simulação da operação de um subsistema do Sistema Sudeste Brasileiro, e também pela montagem de reservatórios equivalentes de energia com as duas regras, mostrando-se em ambos os casos a melhor adequação das novas regras. / The operation rules adopted for each reservoir of a hydroelectric system, compound by several power plants in cascade, can modify, in a significant way, the total quantity of produced energy. The parallel operation is nowadays the most used reservoir operation rule (ROR). By this all the reservoirs maintain the same percentage of the total volume. This is a recognized improper rule that does not represent the operation reality of the power plants. The determination of the ROR\'s for cascade hydroelectric power plants is of great importance for the energetic operation planning of the hydroelectric power systems. The ROR\'s are necessary in the aggregation process for obtaining the composite representation of a multireservoir hydroelectric system ad also to give the flow down decision in the simulation models. Therefore, these rules are very important in the Brazilian System operation methodology. In this work the optimal behavior of cascade reservoirs is analyzed through a deterministic non-linear optimization model with individual representation of the power plant. Then, a method for this acquisition of optimized ROR\'s is proposed. In these rules a relationship between the reservoirs\' storage individual state and the system storage aggregate state is found. These rules are represented by curves or equations that aim to reflect, in average, the conditions of the system optimal operation, in this way representing an operation closer to reality. Finally, using a subsystem of the Brazilian Southeast System, a comparison of the obtained ROR\'s and parallel rule is made. Also, a composite representation is made with the two rules. In both cases the better behavior of the new rules is demonstrated.

Transformadores de potência são equipamentos essenciais no sistema elétrico de potência, alterando os níveis de tensão para interligar os sistemas de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. Neste trabalho são relacionados e descritos os principais modos de falha normalmente verificados em transformadores, associados ao levantamento estatístico que compõe um banco de dados elaborado a partir de perícias realizadas entre os anos de 2.000 e 2.008 para companhias seguradoras. É apresentada e desenvolvida uma análise de falhas verificadas em cerca de uma centena de transformadores com diferentes tipos de aplicação, classes de tensão e níveis de potência. O objetivo do estudo é contribuir com um melhor entendimento de causas de falhas e os tipos de transformadores mais suscetíveis a cada uma delas. / Power transformers are essential equipment in the electric system by changing the voltage levels in order to connect generation, transmission and distribution systems of electric energy. In this study are related and described the most common failure modes in transformers, associated with the statistical statement that makes up a database developed from expertise held between the years 2000 and 2008 for insurance companies. It is presented and developed an analysis of failures found in around a hundred transformers with different types of application, classes of voltage and power levels. The objective of the study is to contribute to a better understanding of the causes of failures and the transformers types most susceptible to each one.

Growing demand and concern over climate change are key drivers for renewable sources of electricity and grid modernization. Grid modernization, or the so called smart grid, not only enables renewable sources but also opens the door to new applications with far-reaching impacts such as preventing or restoring outages (self-healing capabilities), and enabling consumers to have greater control over their electricity consumption and to actively participate in the electricity market. According to the Electric Power Research Institute (EPRI), one of the biggest challenges facing smart grid deployment is related to the cyber security of the systems. The current cyber-security landscape is characterized by rapidly evolving threats and vulnerabilities that pose challenges for the reliability, security, and resilience of the electricity sector. Power system state estimators (PSSE) are critical tools for grid reliability, under a system observable scenario, they allow power flow optimization and detection of incorrect data. In this work cyber-attacks are modeled as malicious data injections on system measurements, parameters and topology. The contributions of this work are twofold. First, a model for cyber-attack as a false data injection detection and identification is presented. The presented model considers the minimization of the composed measurement error while applying the Lagrangian relaxation. The presented contribution, enables false data injection attacks detection even if this belongs to the subspace spanned by the columns of the Jacobian matrix and in network areas with low measurement redundancy Second, state-of-the-art solutions consider correction of parameters or topology when measurements are free of error. However, how may one correct measurements if parameters or topology might be simultaneously in error? To solve this problem, a relaxed model is presented and solved iteratively in a continuous manner. Once identified and detected, cyber-attacks in parameters, topology and measurements are corrected. The proposed solution is based on a Taylor series relaxed, composed normalized error (CNE) hybrid approach with Lagrange multipliers. Validation is made on the IEEE-14 and IEEE-57 bus systems. Comparative results highlight the proposed methodology’s contribution to the current state-of-the-art research on this subject. Providing mitigation, response and system recovery capabilities to the state estimator with reduced computational burden, the proposed model and methodology have strong potential to be integrated into SCADA state estimators for real-world applications. / O aumento da demanda e a preocupação com as mudanças climáticas são importantes motivadores para as fontes de energia renováveis e a modernização da rede elétrica. A modernização da rede elétrica inteligentes (REI) ou smart grid, não somente possibilita as fontes de energia renováveis mas também abre portas à novas aplicações de grande impacto como a prevenção e restauração automática de falhas e a possibilidade dos consumidores terem grande controle sobre o consumo de eletricidade e atuação participativa no mercado de energia. De acordo com o Instituto Norte Americano de Pesquisas do Setor Elétrico, um dos principais desafios a ser enfrentado no desenvolvimento das REIs é relacionado a segurança cibernética dos sistemas. O cenário da segurança cibernética atual é caracterizado pela rápida evolução dos riscos e vulnerabilidades que impõe desafios para a confiabilidade, segurança e resiliência do setor elétrico. Neste contexto, estimadores de estado do sistema de potência são ferramentas críticas para a confiabilidade da rede, sob um cenário de observabilidade do sistema eles possibilitam o fluxo de potência do sistema e a análise de dados incorretos. Neste trabalho, ataques cibernéticos são modelados como injeção de dados incorretos em medidas, parâmetros e topologia do sistema. A metodologia proposta possibilita detecção de ataques mesmo se eles pertencerem ao subespaço ortogonal formado pelas colunas da matriz Jacobiana e em áreas do sistema com reduzida redundância de medidas. A solução proposta pelo estado da arte considera correções em parâmetros ou topologia quando medidas estão livres de erros. Porém, como pode-se corrigir medidas se parâmetros ou a topologia estão simultaneamente com erros? Para resolver este problema um modelo relaxado é proposto e resolvido iterativamente. Assim que detectado e identificado, ataques cibernéticos em parâmetros, topologia e/ou medidas são corrigidos. As contribuições específicas do trabalho são: cálculo do desvio padrão para pseudomedidas (iguais à zero) e medidas de baixa magnitude baseado em medidas correlatas e propriedades da covariância; modelo baseado em relaxação lagrangiana e erro composto de medida para identificação e detecção de ataques cibernéticos; estratégia hibrida de relaxamento iterativo (EHRI) para correção de ataque cibernético em parâmetros da rede de modo contínuo e com reduzido esforço computacional e metodologia baseada em ciclo holístico de resiliência para estimadores de estado sob ataques cibernéticos simultâneos em parâmetros, topologia e medidas. A validação é feita através dos sistemas de teste do IEEE de 14 e 57 barras, testes comparativos elucidam as contribuições da metodologia proposta ao estado da arte nesta área de pesquisa. Trazendo as capacidades de mitigação, resposta e recuperação ao estimador de estado com esforço computacional reduzido, o modelo e metodologia propostos tem grande potencial de ser integrado em SCADAs para aplicação em casos reais.

O presente trabalho tem por objetivo propor uma metodologia de estimação de estado (EE) para sistemas de distribuição de energia que auxilie na identificação das regiões de fornecimento das concessionárias de distribuição que possam conter perdas não técnicas, de modo a orientar as ações para sua redução. As perdas não técnicas de energia elétrica são um grande desafio não só no Brasil como também em outros países em desenvolvimento. Face à dificuldade e ao custo para fiscalizar anualmente toda a área de concessão, faz-se necessário um diagnóstico para avaliar em quais grupos de clientes e regiões encontram-se este tipo de perda. Destarte, fica evidenciada a necessidade do desenvolvimento de uma ferramenta que, além de tratar de uma modelagem completa do sistema, utilize informações provenientes de medições diversas. Para isso, a estimação de estado se torna a metodologia ideal. A metodologia utilizada na estimação de estados foi a dos Mínimos Quadrados Ponderados (do inglês, Weighted Least Squares - WLS) (Schweppe & Wildes, 1970) e algumas técnicas foram aplicadas para permitir a EE em sistemas de distribuição, tais como a utilização da corrente complexa dos trechos como variáveis de estado, que decompõe a estimação de estados em três subproblemas, um para cada fase, permitindo a utilização de uma modelagem trifásica da rede e a introdução de pseudomedidas obtidas dos dados de faturamento dos clientes através de um processo estatístico. O trabalho apresenta exemplos de aplicação, sendo estes em sistemas de distribuição reais, mostrando os resultados obtidos e termina destacando as principais vantagens da metodologia. / This work focuses on the development of a distribution system state estimation (SE) algorithm for application to radial distribution networks which assists the identification of regions of the distribution network containing non-technical energy losses, helping the electric utilities to evaluate and reduce it. Non-technical energy losses represent an important challenge for distribution companies in developing countries, such as Brazil. However, economical limitations and measurement problems make impossible to have a perfect picture of the complete system, then a diagnoses method is required to evaluate which group of consumers and the regions have that type of loss. Therefore, is evidenced the necessity of a tool development which, farther on using the complete system modeling, works with information from various measurement instruments. Consequently, the SE becomes the ideal method. The SE applied is the Weighted Least Square approach (WLS) (Schweppe & Wildes, 1970) and some techniques where applied to allow the SE for distribution systems, such as, using the branch currents as the system state, which decouples the state estimation problem into three sub problems, one for each phase, allowing the three phase system modelling and the introduction of pseudo measurements from historical load data produced based on customer billing data through statistical processes. This work shows the results obtained by applying the computational tool to a real distribution system. Such results are compared with the ones obtained by using other methodologies, and the main advantages of this new methodology are outlined.

O presente trabalho tem por objetivo propor uma metodologia de estimação de estado (EE) para sistemas de distribuição de energia que auxilie na identificação das regiões de fornecimento das concessionárias de distribuição que possam conter perdas não técnicas, de modo a orientar as ações para sua redução. As perdas não técnicas de energia elétrica são um grande desafio não só no Brasil como também em outros países em desenvolvimento. Face à dificuldade e ao custo para fiscalizar anualmente toda a área de concessão, faz-se necessário um diagnóstico para avaliar em quais grupos de clientes e regiões encontram-se este tipo de perda. Destarte, fica evidenciada a necessidade do desenvolvimento de uma ferramenta que, além de tratar de uma modelagem completa do sistema, utilize informações provenientes de medições diversas. Para isso, a estimação de estado se torna a metodologia ideal. A metodologia utilizada na estimação de estados foi a dos Mínimos Quadrados Ponderados (do inglês, Weighted Least Squares - WLS) (Schweppe & Wildes, 1970) e algumas técnicas foram aplicadas para permitir a EE em sistemas de distribuição, tais como a utilização da corrente complexa dos trechos como variáveis de estado, que decompõe a estimação de estados em três subproblemas, um para cada fase, permitindo a utilização de uma modelagem trifásica da rede e a introdução de pseudomedidas obtidas dos dados de faturamento dos clientes através de um processo estatístico. O trabalho apresenta exemplos de aplicação, sendo estes em sistemas de distribuição reais, mostrando os resultados obtidos e termina destacando as principais vantagens da metodologia. / This work focuses on the development of a distribution system state estimation (SE) algorithm for application to radial distribution networks which assists the identification of regions of the distribution network containing non-technical energy losses, helping the electric utilities to evaluate and reduce it. Non-technical energy losses represent an important challenge for distribution companies in developing countries, such as Brazil. However, economical limitations and measurement problems make impossible to have a perfect picture of the complete system, then a diagnoses method is required to evaluate which group of consumers and the regions have that type of loss. Therefore, is evidenced the necessity of a tool development which, farther on using the complete system modeling, works with information from various measurement instruments. Consequently, the SE becomes the ideal method. The SE applied is the Weighted Least Square approach (WLS) (Schweppe & Wildes, 1970) and some techniques where applied to allow the SE for distribution systems, such as, using the branch currents as the system state, which decouples the state estimation problem into three sub problems, one for each phase, allowing the three phase system modelling and the introduction of pseudo measurements from historical load data produced based on customer billing data through statistical processes. This work shows the results obtained by applying the computational tool to a real distribution system. Such results are compared with the ones obtained by using other methodologies, and the main advantages of this new methodology are outlined.

Este trabalho apresenta análises realizadas em sistemas elétricos de potência equipados com controladores de amortecimento de oscilações eletromecânicas projetados por diferentes metodologias. Foram utilizados três tipos de controladores de amortecimento. Um deles é projetado utilizando a metodologia clássica (usualmente conhecido como PSS, do Inglês, Power System Stabilizer) e os outros dois são projetados utilizando uma técnica de controle robusto, e são chamados neste texto de estabilizadores robustos. Uma das técnicas de projeto dos estabilizadores robustos utiliza o modelo Heffron-Phillips e a outra o modelo Multimáquinas. Ambos os estabilizadores robustos são baseados em uma modelagem politópica que permite modelar as incertezas do sistema através de um conjunto convexo, onde cada um dos vértices do conjunto representa um ponto de operação típico do sistema. A técnica de realimentação dinâmica de saída associada ao posicionamento regional de pólos é utilizada para garantir que os estabilizadores robustos atendam aos requisitos práticos impostos pelo problema. O texto apresenta uma revisão da modelagem de sistemas elétricos de potência e do problema de estabilidade a pequenas perturbações. Também é apresentada uma explicação detalhada dos esquemas de controle propostos e dos procedimentos de projeto utilizados. Os resultados, obtidos através das simulações não lineares e da análise modal do sistema em malha fechada, mostram que estabilizadores projetados por diferentes metodologias, operando simultaneamente em um mesmo sistema, nem sempre apresentam um bom desempenho. Entretanto, tal desempenho está diretamente associado à técnica de controle utilizada, ao modelo de sistema adotado e à aplicação de técnicas de coordenação. / This work presents an analysis carried out in electric power systems equipped with damping controllers designed by different methodologies. Three types of damping controllers were used. One of them is designed using the classical methodology (usually known as PSS, or power system stabilizer) and the other ones are designed using robust control techniques, and are called robust stabilizer in this text. One of the methodologies for the design of robust stabilizers uses the Heffron-Phillips model and the other utilizes the Multimachine model. Both robust stabilizers are based on a polytopic model that allows the modeling of uncertainties in the system through a convex set, where each vertex of the set represents a typical operating point of the system. The technique of dynamic output feedback associated to the regional pole placement is used to ensure that the robust stabilizers meet the practical requirements of the problem. The text presents an overview of power system modeling, as well as the problem of small signal stability. A detailed explanation of the proposed control schemes and the design procedures used is also presented. The results, obtained through nonlinear simulations and modal analysis of the closed loop system, show that stabilizers designed by different methodologies, operating simultaneously in a system, not always achieve a good performance. However, such performance is directly associated to the control technique used, to the system model adopted and to the application of coordination techniques.