Universidade Federal de Santa Catarina
Departamento de Engenharia Elétrica
Nas últimas décadas, a fisolofia para a operação de sistemas elétricos de potência tem se caracterizado pela incorporação de funções que visam a avaliação em tempo real da segurança do sistema. A coordenação destas funções é realizada nos Centros de Operação do Sistema (COS), onde são implementados os aplicativos computacionais avançados de apoio à operação em tempo real de sistemas de energia elétrica.
A avaliação da segurança da operação de sistemas de potência é feita basicamente a partir da execução de duas funções básicas: a Monitoração da Segurança e a Análise de Segurança. O desempenho destas funções depende da disponibilidade de informações confiáveis a respeito do ponto de operação atual da rede elétrica. Em outras palavras, é muito importante a disponibilidade de instrumentos para realizar a modelagem em tempo real do sistema elétrico. Este é o objetivo da Estimação de Estados em Sistemas de Potência (EESP).
Nos novos ambientes re-estruturados, que contemplam a competição entre vários participantes do mercado de energia elétrica, a Estimação de Estados assume um papel ainda mais importante. Este novo contexto contrapõe a crescente responsabilidade em garantir a segurança da operação, atribuída ao Operador Independente do Sistema (no caso brasileiro, o Operador Nacional do Sistema, ONS) à tendência de menor disponibilidade de informações prévias quanto às práticas operativas das empresas que participam do mercado. O Estimador de Estados permite que o Operador acompanhe as condições de operação do sistema a partir de dados objetivos, coletados em tempo real. Além disso, propicia a depuração destes dados, através da detecção e identificação de erros grosseiros, e pode ser dotado de ferramentas de análise de observabilidade e criticidade para avaliar a qualidade do plano de medição utilizado. Por este motivo, a Estimação de Estados é considerada hoje a ferramenta básica de apoio ao Operador do sistema elétrico.
O Estimador de Estados consiste em um conjunto de algoritmos para processar telemedidas realizadas em diversos pontos espalhados por toda a rede elétrica. Essas telemedidas são em geral redundantes e corrompidas por erros de medição, erros de conversão analógico-digital e ruídos de transmissão. O estimador processa essas observações com o objetivo de fornecer estimativas confiáveis para as variáveis de estado (definidas como as amplitudes e os ângulos das tensões nas barras) da rede elétrica. A partir delas, é possível determinar outras quantidades importantes para caracterizar o ponto de operação corrente, como o fluxo de potência nas linhas de transmissão e injeções de potência nas barras.
Um atributo essencial da Estimação de Estados é a capacidade de detecção e identificação de informações espúrias que inadvertidamente possam ser disponibilizadas pelo sistema de aquisição de dados para processamento por parte do estimador. Fazendo uso da redundância de medidas usualmente apresentada pelos planos de medição, testes estatísticos são empregados por aplicativos de detecção e identificação das informações espúrias com o objetivo de garantir que os resultados da estimação de estados não estão contaminados por erros. Assegura-se assim que decisões operativas confiáveis podem ser tomadas com base nestas informações.
A Análise de Observabilidade e Criticidade é outro problema correlato. Consiste em se verificar se a distribuição das medidas pela rede elétrica existente em um dado instante propicia um desempenho adequado do estimador, inclusive no que tange à manutenção da capacidade de processamento de erros grosseiros.
A apresentação a ser realizada como parte do Simpósio Tecnológico da 58a Reunião da SBPC abordará os diversos subproblemas associados à Estimação de Estados e o encadeamento das funções associadas. Serão também discutidas as respectivas formulações matemáticas e os principais métodos computacionais para estimação de estados, processamento de erros grosseiros e análise de observabilidade.