The constant growth in electricity consumption, combined with the use of alternative sources, results in a greater number of issues related to power quality. In addition, uncertainty about load, generation data makes it difficult to analyze electrical networks in real time. The importance of dealing with uncertainties in methods for evaluating power systems is directly related with decision-making in a control center, ensuring a panoramic and systemic view which strives for greater reliability and security for planning and operation. Within this context, this work aims to propose tools for interval analysis based on the calculation of Power Flow (PF) and Harmonic Power Flow (HPF) considering microgrids operating connected to the main grid and in islanded mode assuming uncertainties associated with the load and generation values. Due to the scarcity of related works that evaluate the introduction of uncertainties in microgrids, this work proposes the development of an interval power flow in voltage polar coordinates (magnitudes and angles) to evaluate the operation of these networks and their harmonic propagation. Based on the expansion to the second order terms of the Taylor series in which the derivatives of the algebraic equations of the PF are calculated with respect to a parameter of percentage uncertainty, the impact of uncertain data on the possible solutions of the PF is determined. The reason for using the Taylor series is related with the ease of manipulation of the equations to be implemented. Thus, the method uses, in addition to the Jacobian matrix containing the first order derivatives, the Hessian matrix referring to the PF and HPF equations, containing all the second order partial derivatives. In order to connect Distributed Generation units (DGs) to microgrids, voltage source inverters (VSIs) with their frequency control characteristics (Voltage Source Inverters) are considered with the purpose of evaluating not only the network operating state variables but also the impact of uncertainties on the frequency value, in Hz, of the microgrids. For the computational simulations, IEEE systems of 33 and 69 buses are used, modified by the inclusion of DGs and non-linear loads, modeled as harmonic current sources. The results demonstrate how the developed method allows calculating intervals associated with the magnitudes and voltage angles of a microgrid, as well as its frequency and harmonic distortions for each bus. To validate the proposed methodology, Monte Carlo (MC) simulations are conducted, attesting the compatibility between the solutions provided by them. As a main contribution, the proposed methodology determines the solution with less computational time and presents similar results since the calculations are performed directly without iterative characteristics.O constante crescimento do consumo de energia elétrica aliado à utilização de fontes alternativas resulta em um maior número de questões relativas à qualidade de energia. Além disso, a incerteza acerca dos dados de carga e geração em tempo real dificulta a análise de redes elétricas. A importância do tratamento de incertezas nos métodos destinados à avaliação de sistemas de potência está diretamente relacionada às tomadas de decisão em um centro de controle, garantindo uma visão panorâmica e sistêmica a qual prima por maior confiabilidade e segurança para o planejamento e operação. Dentro desse contexto, este trabalho tem como objetivo propor ferramentas para a análise intervalar baseadas no cálculo do Fluxo de Potência (FP) e Fluxo de Potência Harmônico (FPH) considerando microrredes operando conectadas à rede principal e de forma ilhada assumindo incertezas nos valores de carga e geração. Devido à escassez de trabalhos correlatos que avaliam a introdução de incertezas em microrredes, este trabalho propõe o desenvolvimento de um fluxo de potência intervalar em coordenadas polares de tensão (magnitude e ângulo) para avaliar a operação dessas redes e da propagação harmônica nas mesmas. Com base na expansão até os termos de segunda ordem da série de Taylor em que as derivadas das equações algébricas do FP são calculadas em relação a um parâmetro de incerteza percentual, determina-se o impacto de dados incertos nas soluções possíveis do FP. A razão do uso da série de Taylor está relacionada à facilidade de manipulação das equações a serem implementadas. Assim, o método utiliza, além da matriz Jacobiana contendo as derivadas de primeira ordem, a matriz Hessiana referente às equações de FP e FPH, contendo todas as derivadas parciais de segunda ordem. A fim de conectar unidades de Geração Distribuída (GDs) às microrredes, são considerados inversores do tipo fonte de tensão (do inglês, VSIs (Voltage Source Inverters)) com suas características de controle de frequência (do inglês, frequency droop control) com o propósito de avaliar não somente as variáveis de estado operativo da rede mas também o impacto das incertezas no valor da frequência, em Hz, das microrredes. Para as simulações computacionais, são utilizados os sistemas IEEE de 33 e 69 barras, modificados a partir da inclusão de GDs e cargas não lineares, modeladas como fontes de corrente harmônica. Os resultados demonstram, de maneira prática, como o método desenvolvido permite calcular intervalos associados às magnitudes e ângulos de tensão de uma microrrede bem como sua frequência e as distorções harmônicas em cada barra. Para validar a metodologia proposta, simulações de Monte Carlo (MC) são conduzidas, atestando a compatibilidade entre as soluções fornecidas pelas mesmas. Como principais contribuições, a metodologia proposta determina a solução com menor tempo computacional uma vez que os cálculos são efetuados de maneira direta sem característica iterativa e apresenta resultados semelhantes aos de MC.CAPES - Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior