A estimação de estado em sistemas de potência consiste na obtenção dos fasores (módulo e fase) das tensões em todas as barras de uma determinada rede, dado um conjunto de medições. As medições podem ser potência ativa e reativa injetadas nas barras (geração ou carga); potência ativa, potência reativa ou corrente circulando em trechos; ou módulo das tensões. Uma vez que todas as variáveis são determinadas, todos os outros parâmetros que descrevem um sistema de potência podem ser calculados imediatamente. Os diferentes erros que afetam as medições podem ser tratados através de medições redundantes. A aplicação da estimação de estado em sistemas de transmissão, nas quais pode-se assumir que rede e cargas são equilibradas, já está consolidada. Entretanto, o mesmo não pode ser dito para sistemas de distribuição devido a algumas razões: (i) a necessidade de uma representação trifásica da rede, uma vez que tanto a rede como as cargas não são equilibradas, (ii) a existência, em geral, de grande número de barras comparado aos sistemas de transmissão, o que impacta diretamente a estabilidade numérica da solução, e (iii) o fato da redundância de medições não ser normalmente garantida. Essa dissertação apresenta uma proposta de metodologia para solução do problema de estimação de estado em redes de distribuição extensas e desequilibradas. Para validar a metodologia são apresentadas aplicações em redes reais de distribuição, incluindo em uma rede subterrânea, e comparações com metodologias atualmente utilizadas pelas distribuidoras para incorporação de medições na modelagem da rede elétrica. Os resultados obtidos indicaram que a estimação de estado foi capaz de incorporar as medições no modelo da rede, de forma satisfatória. Dessa forma, ela mostrou que pode ser uma ferramenta importante para a evolução do setor de distribuição.

State estimation in power systems refers to the problem of evaluating voltage magnitudes and angles at all nodes given a set of measurements. Measured values can be active and reactive power at nodes (generation or load); active power, reactive power or current flowing through branches; and voltage magnitudes. Once all state variables are known, all other parameters that describe the power system can be determined immediately. The various types of error that affect measured values can be kept under control through measurement redundancy. The application of state estimation in transmission systems, where the assumption of balanced network and loads is customary, has already reached a mature stage of development. However, the same is not true for distribution systems, owing to a number of reasons: (i) the need for a three-phase representation, since neither loads nor network are balanced, (ii) the usually large number of nodes, much larger than the number of nodes in transmission systems, which have a considerable impact on the stability of the numerical solution, and (iii) the fact that redundancy is not normally guaranteed. This dissertation then represents an attempt to deal with the state estimation problem in large, unbalanced distribution systems. To validate the proposed methodology, it also presents applications on real distribution networks, including an underground network and comparisons to the actual methods used by utilities to include measurements on the network modelling. The results indicated that state estimation was able to properly include measurements on the network modelling. This way it could be an important tool for the evolution of power distribution sector.