Carvalho, José António Beleza2021-05-052021-05-052020http://hdl.handle.net/10400.22/17895Nos Sistemas Elétricos de Energia (SEE), as tensões, as correntes e o trânsito de energia em todas as linhas do sistema de transmissão estão continuamente a ser monitorizadas pelos operadores do sistema. Estes dados são usados em modelos do sistema elétrico que incluem as linhas, transformadores, geradores e cargas. Estes modelos são conhecidos como estimadores de estado, e os seus resultados são o estado estimado do sistema. O Estado de um sistema elétrico de energia é uma “amostragem” das tensões e correntes do sistema, que de uma só vez os operadores usam para avaliar a condição do sistema e, se necessário, tomarem ações e intervir no seu funcionamento. Por exemplo, os operadores podem usar os resultados do modelo para identificar anomalias nas condições de funcionamento do sistema, no despacho da produção e para evitar que os limites de estabilidade e limites térmicos sejam violados. Como acontece com qualquer modelo, o resultado do estimador de estado é apenas uma aproximação do verdadeiro e real estado do sistema. Uma razão é que as medições obtidas no sistema, e que chegam aos centros de controlo através do sistema de Supervisão Controlo e Aquisição de Dados (SCADA), não são enviadas no mesmo instante; os dados enviados podem-se prolongar por um período de vários segundos e, portanto, os valores do ângulo de fase das tensões não podem ser observados. Outra situação, é que esses dados nem sempre são precisos. Os estimadores de estado contornam esta situação recorrendo à redundância de medições efetuadas em todo o sistema. Os estimadores de estado usam um algoritmo iterativo, e o estado estimado do sistema é obtido após várias iterações até convergir para uma solução. O algoritmo não é perfeito, e os estimadores de estado apresentam problemas para estimar um estado do sistema durante situações anómalas ou de emergência, infelizmente quando são mais necessários.porjournal article10.34630/neutroaterra.vi26.4422