O estimador de estado (EE) foi originalmente desenvolvido para lidar com sistemas de transmissão (ST). Desta maneira, sua aplicação em sistemas de distribuição (SD) exige que os métodos clássicos sejam repensados. Este trabalho teve como objetivo avaliar os métodos disponíveis na literatura para a estimação de estado em SD e explorar a fundo um método escolhido. A abordagem escolhida foi a que utiliza as correntes complexas nos ramos como variáveis de estado. Tal abordagem visa tirar proveito das características específicas dos SD, e apresenta um desempenho computacional superior se comparado a soluções que utilizam as tensões como variáveis de estado. Entretanto, tal método ainda se encontra pouco explorado na literatura, de modo que diversas limitações foram identificadas. A principal limitação encontrada foi no que tange à presença de transformadores no sistema, que foi negligenciada nos trabalhos encontrados na literatura. De modo a aumentar a confiabilidade da estimação, além das correntes em todos os ramos, foi considerada a possibilidade de se incluir no vetor de estado variáveis referentes à tensão na subestação (SE). Na presença de transformadores, tal expansão no vetor de estados gerou um acoplamento do modelo matemático. Neste trabalho, foram propostas soluções para lidar com diferentes conexões de transformadores utilizando o estimador com base nas correntes mantendo uma de suas principais características, que é o desacoplamento entre fases. Na ocasião da estimação da tensão na SE, um método de combinação ótima de variáveis de estado foi proposto de modo a contornar o acoplamento gerado no modelo matemático. Sistemas teste do IEEE foram utilizados para avaliar o desempenho do algoritmo implementado. Os resultados obtidos mostraram que a metodologia escolhida foi capaz de estimar o estado do SD com precisão adequada na presença de diferentes tipos de medidas e topologias. Os modelos propostos neste trabalho se mostraram eficazes na incorporação de transformadores com diferentes conexões na formulação do EE. Por fim, o método proposto para lidar com a estimação da tensão na SE de maneira desacoplada na presença de transformadores foi validado e se mostrou mais eficiente computacionalmente quando comparado ao seu análogo acoplado.

The state estimator (SE) was originally developed to deal with transmission networks (TN). Hence, its application in distribution networks (DN) requires the classical methods to be modified. The main aim of this work was to evaluate the methods available in the literature for state estimation in DN and to explore in depth a chosen method. The chosen approach was the one that uses the complex branch currents as state variables. This approach aims to take advantage of the specific characteristics of DN, and presents a superior computational performance when compared to solutions that use voltages as state variables. However, this method is still little explored in the literature, so that several limitations have been identified. The main limitation was in terms of the presence of transformers in the system, which was neglected in the papers found in the literature. In order to increase the reliability of the estimation, in addition to the branch currents, it was considered the posibility of including the substation voltage variables in the state vector. In the presence of transformers, such expansion in the state vector generated a coupled mathematical model. In this work, solutions were proposed to deal with different transformer connections using the branch current SE while keeping one of its main characteristics, that is the decoupling between phases. When the substation voltage is being estimated, an optimal combination of state variables was proposed in order to circumvent the coupling in the mathematical model. IEEE test systems were used to evaluate the performance of the implemented algorithm. The results showed that the chosen methodology was able to estimate the DN state with adequate accuracy in the presence of different types of measurements and topologies. The models proposed in this work proved to be effective in the incorporation of transformers with different connections in the SE formulation. Finally, the proposed method to decouple the branch current SE when dealing with substation voltage estimation in the presence of transformers was validated and proved to be computationally more efficient when compared to its coupled version.