BR102012020240A2

BR102012020240A2 - Sistema e método para identificação de fase

Info

Publication number: BR102012020240A2
Application number: BR102012020240-9A
Authority: BR
Inventors: Prasad Kulkarni; Amol Rajaram Kolwalkar
Original assignee: Gen Electric
Priority date: 2011-08-25
Filing date: 2012-08-13
Publication date: 2014-06-03
Also published as: JP2013044752A; NZ601881A; US8810233B2; EP2562554A2; US20130049732A1; EP2562554A3; AU2012216262A1; CA2786293A1

Abstract

SISTEMA E MÉTODO PARA IDENTIFICAÇÃO DE FASE Um sistema de identificação de fase (70) inclui uma estação de distribuição de energia (12) e um dispositivo de detecção de fase (140). A estação de distribuição de energia (12) inclui um dispositivo de distorção de fase (72) para gerar distorções de tensão de uma frequência harmônica conhecida em pelo menos um dentre três sinais de tensão de fase da estação de distribuição de energia (12). A detecção de fase é configurada para receber pelo menos um dos três sinais de tensão de fase distorcidos e identificar uma fase do sinal de tensão recebido. O dispositivo de detecção de fase (140) inclui um circuito de retardo (144) para gerar um sinal de tensão de fase trocada do sinal de tensão recebido e um módulo de transformação (142) para transformar o sinal de tensão recebido e o sinal de tensão de fase trocada em sinais d-q de tensão de domínio de um quadro de referência de frequência harmônica conhecida. Um módulo de determinação de fase (154) no dispositivo de detecção de fase (140) para determinar a fase do sinal de tensão recebido pela comparação de uma amplitude de uma harmônica da frequência harmônica conhecida no sinal de tensão recebido com um valor limite.

Description

“SISTEMA E MÉTODO PARA IDENTIFICAÇÃO DE FASE”

Fundamentos

A presente invenção se refere genericamente ao campo de redes de distribuição de energia trifásicas. Mais especificamente, a invenção se refere a um sistema e método de identificação da fase de uma linha de energia em uma rede de distribuição de energia trifásica.

Os sistemas de distribuição de energia modernos fornecem constantemente tensão trifásica para usuários. Isto é, uma linha de energia pode, por exemplo, incluir uma pluralidade de condutores, cada um designado como uma fase específica de tensão. Além disso, o sistema de distribuição de energia pode ser programado para operar de maneira que as cargas da linha de energia sejam equilibradas (por exemplo, a quantidade de energia extraída de cada saída de fase de, por exemplo, um transformador trifásico, é igual). Entretanto, ao longo do tempo, usuários podem ser acrescentados e removidos da rede, o que pode resultar em um desequilíbrio nas correntes de fase e no fluxo de tensão. Isto é, muitos usuários podem estar conectados a uma fase de tensão enquanto alguns poucos estão conectados a uma segunda e/ou terceira fase. Isso pode levar a uma utilização abaixo da ideal da infraestrutura existente. Uma maneira de superar esse desequilíbrio de carga pode ser instituir um reequilíbrio das cargas, por exemplo, passando clientes de uma fase de tensão muito usada para uma fase de tensão menos usada.

Entretanto, existem obstáculos na passagem dos clientes de uma fase de tensão para outra. Por exemplo, à medida que são acrescentados e retirados clientes de uma rede de distribuição de energia, 25 a fase de tensão à qual um determinado cliente está conectado pode ser difícil de determinar sem um rastreamento físico caro (tipicamente por um trabalhador de campo) de uma determinada linha de energia para a rede. Isto é, enquanto um desequilíbrio de carga pode ser detectado à distância, a fase à qual cada um dos usuários está ligado pode não ser imediatamente clara sem um rastreamento físico das linhas de energia de uma subestação para os respectivos locais de usuário. Portanto, seria vantajoso determinar a fase de tensão à qual um usuário está conectado 5 sem enviar uma pessoa para um ou mais sites de usuário para determinar fisicamente a fase de tensão sendo recebida nos vários sites. Além disso, identificar a fase correta das cargas permite diferenciar entre falhas monofásicas ou trifásicas e por sua vez permite a exatidão de sistemas de gerenciamento de interrupção de fornecimento que se baseiam em 10 informações sobre a fase.

Um dos métodos de identificação de fase é utilizando-se modems e linhas telefônicas para estabelecer um link de comunicação. Um sinal associado com a fase em um ponto na rede onde a fase da linha é conhecida (a linha de referência) é transmitido pelo link de comunicação para um ponto na rede em que a fase da linha não é conhecida (a linha que está sob teste). Em outro método, sinais de rádio são usados para comunicação, ao invés de modems e linhas telefônicas. Entretanto, ambas essas técnicas requerem que procedimentos de calibragem e treinamento especial sejam utilizados efetivamente. Um método adicional de medir a fase é por meio de medições de tempo precisamente gravadas (normalmente utilizando-se GPS) na subestação onde a fase é conhecida e no local à distância onde a fase é desconhecida. Estimando-se a diferença de fase entre os dois sinais, a fase no local à distância pode ser determinada. Entretanto, esse método precisa de comunicação ou informação nos dois sentidos em dois locais diferentes para identificar a fase.

Portanto, existe a necessidade de se proporcionar um aparelho e método aperfeiçoados para identificação da fase de linha de uma linha de energia em uma rede de distribuição de energia. Breve Descrição

De acordo com uma modalidade da presente invenção, é proporcionado um sistema de identificação de fase. O sistema inclui uma estação de distribuição de energia incluindo um dispositivo de distorção de fase 5 para gerar distorções de tensão de uma frequência harmônica conhecida em pelo menos um dentre três sinais de tensão de fase da estação de distribuição de energia. O sistema inclui ainda um dispositivo de detecção de fase configurado para receber um dos três sinais de tensão de fase e identificar uma fase dos sinais de tensão recebidos. O dispositivo de distorção de fase inclui 10 um circuito de retardo para gerar um sinal de tensão de fase trocada do sinal de tensão recebido, um módulo de transformação para transformar o sinal de tensão recebido e o sinal de tensão de fase trocada em sinais d-q de tensão do domínio de um quadro de referência de frequência harmônica conhecida. O dispositivo de detecção de fase também inclui um módulo de determinação de 15 fase para determinar a fase do sinal de tensão recebido pela comparação de uma amplitude de uma harmônica da frequência harmônica conhecida no sinal de tensão recebido com um valor limite.

De acordo com outra modalidade da presente invenção, é proporcionado um método de identificação de fase incluindo distorcer cada 20 uma das três tensões de fase de um sistema de distribuição de energia com uma frequência harmônica conhecida. O método também inclui receber pelo menos um dos três sinais de tensão de fase distorcidos de um sistema de distribuição de energia e gerar um sinal de tensão de fase trocada do sinal de tensão recebido retardando o sinal de tensão recebido. O método inclui ainda 25 transformar o sinal de tensão recebido e o sinal de tensão de fase trocada em sinais d-q de tensão do domínio de um quadro de referência de frequência harmônica conhecida, e determinar a fase do sinal de tensão recebido comparando-se uma amplitude de uma harmônica da frequência harmônica conhecida no sinal de tensão recebido com um valor limite.

Desenhos

Essas e outras características, aspectos, e vantagens da presente invenção serão melhor compreendidos quando a descrição detalhada a seguir for lida com referência aos desenhos anexos, nos quais caracteres semelhantes representam partes semelhantes ao longo dos desenhos, nos quais:

A Figura 1 é um diagrama de blocos de uma grade de energia, de acordo com uma modalidade da presente invenção;

a Figura 2 é um diagrama de blocos de um medidor da grade de

energia da Figura 1, de acordo com uma modalidade da presente invenção;

a Figura 3 é um diagrama de blocos de uma estação de distribuição de energia da grade de energia com um dispositivo de distorção de fase, de acordo com uma modalidade da presente invenção;

a Figura 4 é uma representação esquemática do dispositivo de

distorção de fase da Figura 3, de acordo com uma modalidade da presente invenção;

a Figura 5 é um diagrama de blocos de um controlador de conversor de acordo com uma modalidade da presente invenção; e a Figura 6 é um diagrama de blocos de um dispositivo de

detecção de fase.

Descrição Detalhada

Ao introduzir elementos de várias modalidades da presente invenção, os artigos “um”, “uma”, “o”, “a”, “referido”, “referida” se destinam a significar que existem um ou mais dos elementos. Os termos “compreendendo", “incluindo”, e “tendo” se destinam a ser inclusivos e significam que pode haver elementos adicionais diferentes daqueles listados.

Como usado aqui, o termo “módulo” se refere a software, hardware, ou firmware, ou qualquer combinação desses, ou qualquer sistema, processo, ou funcionalidade que desempenhe ou facilite os processos descritos aqui.

A Figura 1 ilustra um diagrama de blocos da grade de energia 10.

A grade de energia 10 transmite energia de uma estação de distribuição de energia 12 para a rede de distribuição de energia 16 via, por exemplo, uma ou mais linhas de energia 14. A estação de distribuição de energia 12 pode, por exemplo, incluir uma instalação de energia incluindo um ou mais geradores de energia que podem gerar tensão para transmissão na grade de energia 10. 10 Além disso, ou alternativamente, a estação de distribuição de energia pode incluir uma ou mais subestações de energia que podem incluir um ou mais transformadores que operam para transformar a tensão de uma tensão em outra (por exemplo, tensões diminuídas recebidas de, por exemplo, 100.000 volts para menos que 10.000 volts) e/ ou uma ou mais barras de distribuição 15 para roteamento adicional da energia.

Em uma modalidade, as linhas de energia 14 podem incluir uma pluralidade de trajetórias de transmissão para transmissão de energia da estação de distribuição de energia 12 para a rede de distribuição de energia 16. Por exemplo, as linhas de energia 14 podem transmitir tensão em três fases, 20 por exemplo, fases A, B e C. Além disso, as linhas de energia 14 podem incluir uma linha neutra além das trajetórias para transmissão das três fases de tensão.

A rede de distribuição de energia 16 pode distribuir a tensão trifásica para uma pluralidade de usuários. A rede de distribuição 16 inclui, por 25 exemplo, uma ou mais derivações 18. A derivação ou derivações podem operar para dividir uma ou mais das linhas de energia 14 para, por exemplo, uma rua lateral na qual um ou mais usuários residam. A derivação 18 pode assim operar para dividir uma ou mais das fases de tensão A, B e C (“A-C”) para os usuários nessa rua lateral. A rede de distribuição de energia 16 pode incluir também linhas de usuário 20. As linhas de usuário 20 podem operar como conexões diretas para as linhas de energia 14. Em uma modalidade, cada linha de usuário 20 pode incluir um transformador para diminuir a tensão de um nível 5 para outro. Os dois níveis de tensão podem ser de 7200 volts e 240 volts, por exemplo. Além disso, deve ser notado que cada uma das linhas de usuário 20 pode estar conectada a uma só fase de tensão. Isto é, cada linha de usuário 20 pode ser conectada à tensão da fase A, fase B, ou fase C. A tensão de 240 volts da fase A, fase B1 ou fase C pode ser transmitida para um usuário com 10 medidores 22A-22G conectados no circuito.

Cada um dos medidores 22A, 22B, 22C, 22D, 22E, 22F AND 22G (“22A-22G”) pode operar para monitorar a quantidade de energia sendo transmitida para um usuário em particular e consumida pelo mesmo. Em uma modalidade, um ou mais dos medidores 22A-22G pode ser uma parte de uma 15 infraestrutura de medição avançada (AMI), de modo que os medidores 22A- 22G podem medir e registrar dados de uso em quantidades específicas ao longo de períodos de tempo pré-determinados (tais como por minuto ou por hora), bem como transmitir a informação medida e registrada para a estação de distribuição de energia 12. Em outra modalidade, os medidores 22A-22G 20 podem permitir transmissão de informação adicional, tal como interrupções no fornecimento de energia, informação sobre fase de tensão, ou outra informação de infraestrutura, a ser enviada para a estação de distribuição de energia 12 para avaliação.

A Figura 2 ilustra um diagrama de blocos de um medidor 22, o qual pode ser representativo de quaisquer dos medidores 22A-22G. Como ilustrado, o medidor 22 pode incluir um sensor 24, um conjunto de circuitos para conversão de sinal 26, um ou mais processadores 28, o armazenador 30, e o conjunto de circuitos para comunicação 32. Em conjunto, o sensor 24, o conjunto de circuitos de conversão de sinal 26, um ou mais processadores 28, o armazenador 30, e o conjunto de circuitos para comunicação 32 permitem ao medidor 22 determinar e transmitir um sinal indicativo da fase de tensão sendo recebida no medidor 22. Dessa maneira, o medidor 22 pode operar como um 5 dispositivo de detecção de fase. O medidor 22, em uma modalidade, está fisicamente preso no local onde a energia está sendo usada. Além disso, ou alternativamente, o dispositivo de detecção de fase pode compreender um dispositivo de medição portátil, e a determinação e/ou a transmissão de um sinal indicativo da fase de tensão sendo recebido pode ser realizada pelo 10 dispositivo de medição portátil. Em uma modalidade, o sensor 24 pode incluir componentes elétricos para receber e medir a corrente e a tensão a partir da linha de usuário 20. Como observado acima, essa tensão pode estar em uma de três fases, fase A, fase B, ou fase C, cada uma com 120 graus de defasagem com relação à outra. O sensor 24 pode transmitir a tensão e/ou 15 corrente detectada como um sinal para o conjunto de circuitos de conversão de sinal 26. Além disso, o sensor 24 pode detectar distorções nos sinais de tensão no medidor 22. Como será discutido em maior detalhe a seguir, as distorções nos sinais de tensão podem ser usadas para se obter uma determinação da fase de tensão recebida no medidor 22.

O conjunto de circuitos de conversão de sinal 26 pode incluir, por

exemplo, um conjunto de circuitos de conversão de tensão para converter a tensão recebida do sensor 24 de 240 volts para aproximadamente 5 volts, por exemplo. Além disso, o conjunto de circuitos de conversão de tensão pode, por exemplo, incluir pelo menos um conversor de analógico em digital para 25 transformar sinais recebidos do sensor 24 (tais como sinais de tensão ou sinais injetados) de sinais analógicos em digitais para processamento por um ou mais processadores 28.

O processador ou processadores 28 proporcionam pelo menos parte da capacidade de processamento para o medidor 22. O processador ou processadores 28 pode incluir um ou mais microprocessadores, como um ou mais microprocessadores de “finalidades genéricas”, um ou mais microprocessadores com finalidade especial e/ou ASICS, ou alguma 5 combinação desses componentes de processamento. Além disso, programas ou instruções executadas pelo processador ou processadores 28 podem ser armazenadas em qualquer mídia adequada que inclua uma ou mais mídias legíveis por computador, tangíveis que pelo menos armazenem em conjunto as instruções ou rotinas adequadas, tais como, mas não apenas, o dispositivo de 10 armazenamento descrito a seguir. Como tal, o medidor 22 pode incluir programas codificados em um produto de programa de computador (tal como o armazenador 30), o qual pode incluir instruções que podem ser executadas pelo processador ou processadores 28 para permitir ao medidor 22 proporcionar várias funcionalidades, incluindo a determinação da fase de 15 tensão recebida no medidor 22 com base, por exemplo, em distorções no sinal de tensão.

As instruções e/ou dados a serem processados pelo processador ou processadores 28 podem ser armazenados em um meio legível por computador, tal como o armazenador 30. O armazenador 30 pode incluir uma 20 memória volátil, tal como memória de acesso aleatório (RAM), e/ou uma memória não-volátil, tal como a memória apenas para leitura (ROM). Em uma modalidade, o armazenador 30 pode armazenar firmware para o medidor 22 (tal como vários programas, aplicativos, ou rotinas que podem ser executadas no medidor 22). Além disso, o armazenador 30 pode ser usado para para 25 executar buffer ou cache durante a operação do medidor 22. O armazenador 30 pode incluir, por exemplo, memória flash, um disco rígido, ou qualquer outra mídia óptica, magnética, e/ou de estado sólido para armazenamento. O armazenador 30 também pode ser usado para armazenar informação para transmissão eventual via conjunto de circuitos de comunicação 32. A informação armazenada pode incluir a informação de fase que pode ser usada mais tarde como exemplo durante a leitura do medidor pela utilidade.

O conjunto de circuitos de comunicação 32 pode ser utilizado para 5 transmitir informação do medidor 22 para, por exemplo, a estação de distribuição de energia 12 (Figura 1). A informação pode, por exemplo, incluir um ou mais sinais indicando a fase de tensão sendo recebida no medidor 22, a utilização de tensão no medidor 22, e/ou outras informações relacionadas à operação do medidor 22. Assim, o conjunto de circuitos de comunicação 32 10 pode incluir, por exemplo, um transceptor para transmitir e receber informação com a estação de distribuição de energia 12 e/ou outros medidores (por exemplo, (22A-22G). O conjunto de circuitos de comunicação 32 pode, ao invés disso, incluir um transmissor, o qual pode permitir a transmissão de informação para, por exemplo, a estação de distribuição de energia 12 e/ou 15 outros medidores, mas não vai receber informação. O conjunto de circuitos de comunicação 32 pode incluir ainda elementos sem fio de transmissão e/ou transceptores para transmissão e/ou recepção sem fio de informação. Além disso, e/ou alternativamente, o conjunto de circuitos de comunicação 32 pode estar fisicamente acoplado à estação de distribuição de energia 12 através de 20 um modo de comunicação com fio, conjunto de circuitos de comunicação por portador de linha de energia (PLC), por exemplo. A despeito do meio de transmissão, através do uso do conjunto de circuitos de comunicação 32, o medidor 22 pode ser capaz de transmitir informação coletada incluindo a fase de tensão sendo recebida no medidor 22.

A Figura 3 é um diagrama de blocos 70 de uma estação de

distribuição de energia 12 com um dispositivo de distorção de fase 72 que pode ser utilizado em conjunto com os medidores 22 para determinar a fase de tensão que está sendo fornecida a um determinado usuário. A estação de distribuição de energia 12 pode operar para transmitir tensão trifásica ao longo das linhas de energia 14, de modo que a tensão da fase A possa ser transmitida através da linha 36, a tensão da fase B possa ser transmitida através da linha 38, e a tensão da fase C possa ser transmitida através da linha 5 40. Deve ser observado que a classificação de linha de fase para a fase A, fase B, e fase C com referência às linhas 36, 38 e 40 é apenas com finalidades exemplificativas. Em uma modalidade, o dispositivo de distorção de fase 72 inclui um conjunto de circuitos de corrente de derivação que é configurado para extrair uma corrente harmônica de qualquer uma das fases e distorcer os sinais 10 de tensão de fase no ponto de carga de uma rede de distribuição 16. Quando a corrente harmônica é extraída de uma fase, ocorre uma queda na tensão harmônica através da linha de transmissão que resulta em distorções no sinal de tensão de linha de energia daquela fase. Deve ser notado que mesmo embora apenas um dispositivo de distorção de fase 72 seja mostrado na Figura 15 3, em algumas modalidades cada uma das fases vai ter um dispositivo de distorção de fase separado 72 (isto é, dispositivos de distorção trifásicos para três fases).

Os sinais de tensão de linha de energia podem ser distorcidos por comando ou de acordo com um programa. Por exemplo, uma utilidade pode 20 iniciar uma distorção em resposta à quantidade de desequilíbrio visto na rede. Além disso, ou alternativamente, a distorção pode ser programada para ocorrer a uma frequência constante de ocorrência como, por exemplo, em uma determinada hora diariamente. A tensão de fase distorcida em uma fase particular ou em uma linha de energia é então transmitida por aquela linha de 25 energia específica, por exemplo, 36, 38 ou 40 e chega ao medidor 22 na rede de distribuição de energia 16, e o medidor 22 identifica a distorção e a partir dela a fase dependendo de uma característica da distorção recebida. Em uma modalidade, o medidor 22 também pode transmitir a informação sobre a fase identificada para a estação de distribuição de energia 12 (Figura 1).

A Figura 4 é uma representação esquemática do dispositivo de distorção de fase 72 da Figura 3 de acordo com uma modalidade da presente invenção. O dispositivo de distorção de fase é configurado para extrair correntes harmônicas de uma linha de energia 74 e inclui um transformador acoplável 80, um conversor monofásico de CC para CA 82, e um gerador de modulação de largura de pulso (PWM) 84 para fornecer sinais de comutação para o conversor monofásico de CC para CA 82. O transformador acoplável 80 iguala a tensão da linha de energia com a saída do conversor monofásico de CC para CA 82 e também proporciona isolamento entre a linha de energia e o conversor monofásico de CC para CA 82. O conversor monofásico de CC para CA 82 inclui um link CC 86 e comutadores semicondutores 88. Um enrolamento principal 76 do transformador acoplável 80 é conectado com derivação à linha de energia 74 (isto é, o enrolamento principal 76 está conectado entre a linha de energia 76 e uma conexão terra 75). Um enrolamento secundário 87 do transformador acoplável 80 está conectado através da saída do conversor monofásico de CC para CA 82. O gerador PMW 84 proporciona sinais de comutação ao conversor monofásico de CC para CA 82 com base em um sinal de tensão de referência Vref gerado por um controlador de conversor 100. A tensão de referência é determinada com base na quantidade de energia ativa que o conversor monofásico de CC para CA 82 requer e também no requisito de corrente harmônica para distorção da tensão. A energia ativa requerida pelo conversor monofásico de CC para CA 82 é utilizada para suportar perdas do conversor e também para manter a tensão do link CC 86.

Em uma modalidade, três diferentes frequências harmônicas podem ser extraídas de três diferentes fases e a distorção de tensão resultante pode ser analisada pelo medidor 22 em um ponto de carga (não mostrado). A análise da distorção de tensão pode então determinar a fase da linha de energia à qual a carga está conectada. Pode haver múltiplos métodos para analisar a distorção de tensão, um dos quais será descrito nos parágrafos a seguir.

A Figura 5 é um diagrama de blocos de um controlador de conversor 100 de acordo com uma modalidade da presente invenção. O controlador de conversor 100 gera tensão de referência para o conversor de CC para CA 82 da Figura 4 com base em uma corrente harmônica exigida a ser retirada da linha de energia. O controlador de conversor 100 recebe uma corrente ic, uma linha de tensão vc e uma tensão Vac de link CC como entradas e proporciona o sinal Vrefde tensão de referência como produto. A corrente ic é uma corrente real extraída pelo conversor de CC em CA 82 da linha de energia 74, enquanto a tensão vc é uma tensão da linha de energia 74. Os sinais de referência iref e Vdcref são determinados por um operador do sistema. A corrente de referência iref é uma corrente harmônica (por exemplo, 8a, 9a, 10a, etc.) que precisa ser extraída da linha de energia, enquanto a tensão de referência Vdcref é a tensão de link CC que precisa ser mantida para o conversor de CC para CA 82. A corrente de referência irefé trocada de fase em 90 graus por um primeiro módulo trocador de fase 102 e então a corrente de referência e a corrente de fase trocada são convertidas em componentes d-q idref e igret por um primeiro módulo 104 de transformação de domínio de α-β em d-q. Como será apreciado por aqueles especializados na técnica, o módulo 104 de transformação de domínio de α-β em d-q pode incluir uma matriz de transformação que transforma os sinais de tensão de um quadro de referência para outro quadro de referência com base em um sinal de fase de entrada. Em uma modalidade, a matriz de transformação pode ser dada como:

cos cot sin cot sin cot - cos ot

(1)

onde co é uma frequência em radianos/segundo e t é o tempo em segundos. O primeiro módulo 104 de transformação de domínio α-β em d-q recebe um sinal de onda serrilhada como o sinal de fase do módulo gerador de onda serrilhada 106 para converter as correntes de referência em correntes idref e igref. O sinal de onda serrilhada é sincronizado com o sinal de corrente de 5 referência e sua frequência é igual à do sinal de corrente de referência, isto é, a frequência harmônica.

A corrente ic real extraída pelo conversor de CC em CA 82 também é convertida em correntes iCd e icq de domínio d-q medidas por um segundo módulo trocador de fase 108 e um segundo meio ou matriz 110 de 10 transformação de domínio α-β em d-q. Sinais de erro iderror e iqerror representando uma diferença entre as correntes idref e iqref de referência de domínio d-q e as correntes de domínio d-q medidas e iCd e icq são então alimentados para dois controladores 112, 114 proporcionais-integrais (PI) para gerar sinais vdref e vqref de tensão de referência de domínio. Os controladores Pl 15 112, 114 basicamente geram sinais de tensão apropriados que devem ser gerados pelo conversor de CC em CA 82 para compensar diferenças entre a corrente real e a corrente de referência. Um módulo 116 de transformação de domínio d-q em α-β gera então uma primeira porção ou porção harmônica varef de uma tensão de referência vref para extrair a corrente de referência da 20 corrente harmônica iref da linha de energia. O módulo de transformação de domínio d-q em α-β inclui uma matriz de transformação inversa que pode ser igual ao inverso da matriz de transformação na equação 1.

Uma segunda porção ou porção fundamental vbref da tensão de referência vref é gerada por um circuito de tensão de link CC 118 que controla o fluxo 25 de energia ativo entre o conversor de CC para CA 82 e a linha de energia. O circuito de tensão 118 converte um erro Vdcerror entre uma tensão Vdoef de link CC de referência e a tensão Vdc de link CC real em um ângulo de fase δ através de um terceiro controlador Pl 120. O ângulo de fase δ representa um ângulo de retardo pelo qual uma onda de seno gerada por um módulo de onda de seno 124 deveria atrasar-se com relação à tensão de linha vc, de modo que uma quantidade desejada de energia ativa seja extraída para manter a tensão Vac de link CC igual à tensão Vdcrefde link CC. Um módulo de geração teta 122 determina uma fase Θ da tensão 5 de linha vc e o módulo de seno 124 utiliza os ângulos de fase δ e Θ para gerar uma forma de onda de seno apropriada representando a segunda porção vbref da tensão de referência vref. O acréscimo do vaerf e do Vbref gera então a tensão de referência Vref para o conversor 82 de CC em CA.

A Figura 6 é um diagrama de blocos de um dispositivo de detecção de fase 140 que determina uma fase da linha de energia na extremidade do usuário com base na tensão distorcida de acordo com uma modalidade da presente invenção. Por exemplo, quando três diferentes correntes de três frequências harmônicas diferentes são extraídas de três linhas de energia isso leva a distorções na tensão. O dispositivo de detecção de fase 140 em cada uma das linhas de energia irá então computar a amplitude de uma determinada tensão harmônica na linha de energia e determinar a fase (isto é, fase A, fase B, ou fase C) da tensão recebida ou a linha de energia se a amplitude computada for maior do que um respectivo valor limite. O dispositivo de detecção de fase 140 é utilizado no medidor 22 da Figura 3 e pode determinar a fase da linha de energia independentemente do método de distorção de tensão. Assim, o método de distorção de tensão pode incluir injetar tensões harmônicas em série na linha de energia ou extrair correntes harmônicas de uma linha de energia conforme descrito anteriormente.

O dispositivo de detecção de fase 140 inclui um módulo de transformação de domínio 142 que converte um sinal de entrada Va e um sinal de 25 entrada retardada Vp em sinais de domínio Vd e Vq. O sinal de entrada retardada Vp é gerado por um módulo de retardo 144. Em uma modalidade, o módulo de retardo retarda o sinal de entrada Va em um ângulo de retardo igual a 1/4 ou 90 graus de uma frequência harmônica, isto é, 0,00666 segundos para uma frequência de 600 Hz. Deve ser notado que o valor de 90 graus do ângulo de retardo tem finalidade meramente representativa e em uma modalidade diferente o valor do ângulo de retardo pode depender de uma frequência de amostragem do dispositivo de detecção de fase 140 e pode ser diferente de 90 graus. A matriz de transformação 5 de domínio utiliza um sinal de onda serrilhada representando a frequência harmônica de um módulo de geração de ângulo harmônico 146 para gerar sinais Vd e Vq de domínio d-q. A frequência harmônica é igual à frequência de uma das três correntes harmônicas extraídas das linhas trifásicas. Assim, a frequência do sinal de onda serrilhada pode ser mudada 2-3 vezes para detectar à qual fase a 10 linha de energia pertence. Por exemplo, as frequências harmônicas de tensões injetadas em cada uma das fases são conhecidas e são armazenadas no dispositivo de detecção de fase. Quando em uma das linhas de energia a amplitude do sinal de tensão harmônica específico excede um valor limite ele então indica a presença daquela distorção harmônica e então com base na 15 informação de frequência harmônica armazenada no dispositivo de detecção de fase, a fase da linha de energia pode ser facilmente identificada.

Os sinais Vd e Vq de tensão de domínio d-q da matriz de transformação de domínio 142 são então passados através dos filtros passa-baixa 148, 150 para eliminar quaisquer sinais harmônicos fundamentais ou mais altos e 20 para gerar sinais Vdfe Vqf harmônicos de domínio d-q. Como será observado pelos especialistas na técnica os filtros passa-baixa 148, 150 podem ser implementados em um domínio analógico ou domínio digital. Em uma modalidade, uma função de transferência G(s) do filtro passa-baixa pode ser dada como:

gW =---^ m

1 + αλ (s / COc) + a2 (s / coc) ^ ^

onde K, a1 e a2 são constantes e coc é a frequência cortada do filtro passa- baixa. Em uma modalidade, a frequência cortada ως do filtro passa-baixa é inferior à frequência fundamental e pode ser determinada de modo que o sinal de saída seja substancialmente um valor constante. A amplitude do sinal de tensão harmônica é então determinada por um módulo de cálculo de amplitude 152 que identifica a raiz quadrada da soma de valores quadrados de sinais α e β harmônicos de domínio d-q. Em uma modalidade, para reduzir a 5 complexidade de computação do módulo de cálculo de amplitude 152, valores absolutos de sinais α e β harmônicos de domínio d-q são primeiramente identificados e então os valores absolutos são adicionados para se obter a amplitude do sinal harmônico.

Em uma modalidade, o módulo de determinação de fase 154 compara a amplitude do sinal harmônico com um valor limite. Se a amplitude excede o valor limite então o módulo de determinação de fase 154 identifica que uma corrente harmônica foi extraída daquela fase. Para cada uma das linhas de energia, correntes harmônicas de diferentes freqüências são extraídas das linhas. Em uma modalidade, as frequências para cada uma das fases são fixadas e também são armazenadas no módulo de determinação de fase 154. Então quando o módulo de determinação de fase 154 daquela fase detecta a presença do respectivo sinal harmônico ele identifica a fase daquela linha de energia. Outras maneiras de determinar a fase podem incluir comparar o tempo pelo qual a amplitude do sinal harmônico excede o valor limite ou comparar o número de vezes em que a amplitude do sinal harmônico excede o valor limite.

Embora apenas certas características da invenção tenham sido ilustradas e descritas aqui, muitas modificações e alterações irão ocorrer àqueles especialistas na técnica. Deve, portanto, ser entendido que as reivindicações anexas se destinam a abranger todas essas modificações e alterações contanto que elas estejam dentro do verdadeiro sentido da invenção.

Claims

1. SISTEMA DE IDENTIFICAÇÃO DE FASE (70), sendo que o dito sistema compreende: uma estação de distribuição de energia (12) incluindo um dispositivo de distorção de fase (72) para gerar distorções de tensão de uma frequência harmônica conhecida em pelo menos um dentre três sinais de tensão de fase da estação de distribuição de energia (12); e um dispositivo de detecção de fase (140) configurado para receber pelo menos um dentre sinais de tensão trifásica distorcidos e identificar uma fase do sinal de tensão recebido, o dispositivo de detecção de fase (140) compreendendo: um circuito de retardo (144) para gerar um sinal de tensão de fase trocada do sinal de tensão recebido; um módulo de transformação (142) para transformar o sinal de tensão recebido e o sinal de tensão de fase trocada em sinais d-q de tensão do domínio de um quadro de referência de frequência harmônica conhecida; e um módulo de determinação de fase (154) para determinar a fase do sinal de tensão recebido pela comparação de uma amplitude de uma harmônica da frequência harmônica conhecida no sinal de tensão recebido com um valor limite.

2. SISTEMA DE IDENTIFICAÇÃO DE FASE, de acordo com a reivindicação 1, em que a frequência harmônica conhecida é diferente para sinais de tensão de fase diferentes.

3. SISTEMA DE IDENTIFICAÇÃO DE FASE, de acordo com a reivindicação 2, em que o valor limite é diferente para frequências harmônicas diferentes.

4. SISTEMA DE IDENTIFICAÇÃO DE FASE, de acordo com a reivindicação 1, em que o dispositivo de distorção compreende um circuito de distorção de tensão.

5. SISTEMA DE IDENTIFICAÇÃO DE FASE, de acordo com a reivindicação 4, em que o conjunto de circuitos de distorção de tensão compreende um circuito de injeção de tensão em série para injetar tensões harmônicas em energia da estação de distribuição de energia.

6. SISTEMA DE IDENTIFICAÇÃO DE FASE, de acordo com a reivindicação 4, em que em que o conjunto de circuitos de distorção de tensão compreende um conjunto de circuitos para corrente de derivação para extrair correntes harmônicas de uma linha de energia da estação de distribuição de energia.

7. SISTEMA DE IDENTIFICAÇÃO DE FASE, de acordo com a reivindicação 6, em que o conjunto de circuitos para corrente de derivação compreende um conversor monofásico de CC para CA para extrair uma corrente harmônica de referência da linha de energia da estação de distribuição de energia.

8. SISTEMA DE IDENTIFICAÇÃO DE FASE, de acordo com a reivindicação 1, compreendendo ainda um módulo de cálculo de amplitude para calcular a amplitude da harmônica da frequência harmônica conhecida no sinal de tensão recebido pela obtenção de uma raiz quadrada de valores quadrados dos sinais d-q de tensão de domínio.

9. SISTEMA DE IDENTIFICAÇÃO DE FASE, de acordo com a reivindicação 1, compreendendo ainda um módulo de cálculo de amplitude para calcular a amplitude da harmônica da frequência harmônica conhecida no sinal de tensão recebido pela adição de valores absolutos dos sinais d-q de tensão de domínio.

10. MÉTODO DE IDENTIFICAÇÃO DE FASE, compreendendo: distorcer (72) pelo menos um dos sinais de tensão trifásica de um sistema de distribuição de energia com um sinal de frequência harmônica conhecido; receber pelo menos um dos sinais de tensão trifásica distorcidos de um sistema de distribuição de energia; gerar um sinal de tensão de fase trocada do sinal de tensão recebido retardando (144) o sinal de tensão recebido; transformar (142) o sinal de tensão recebido e o sinal de tensão de fase trocada em sinais d-q de tensão do domínio de um quadro de referência de frequência harmônica conhecida; e determinar (154) a fase do sinal de tensão recebido comparando- se uma amplitude de uma harmônica da frequência harmônica conhecida no sinal de tensão recebido com um valor limite.