BR102013028604A2

BR102013028604A2 - Dispositivo e método para determinar tensão e energia de cada fase de uma rede de tensão média

Info

Publication number: BR102013028604A2
Application number: BRBR102013028604-4A
Authority: BR
Inventors: Laetitia Message Thebaudeau; Christophe Mollier; Stephane Sinistro
Original assignee: Schneider Electric Ind Sas
Priority date: 2012-11-12
Filing date: 2013-11-06
Publication date: 2014-10-21
Also published as: RU2635849C2; BR102013028604B1; RU2013150222A; CN103809010A; EP2731220B1; PL2731220T3; CN103809010B; FR2998061A1; EP2731220A1; ES2564948T3

Abstract

DISPOSITIVO E MÉTODO PARA DETERMINAR TENSÃO E ENERGIA DE CADA FASE DE UMA REDE DE TENSÃO MÉDIA A presente invenção refere-se a parâmetros de corrente da rede elétrica de tensão média, isto é, a corrente e os vetores de fase de tensão e as potências, que são determinados com base em medições produzidas por sensores (12, 14, 16) comumente adaptados na rede elétrica (5, 7) ao nível do transformador (8). Em particular, a determinação do vetor de fase da ten-são em cada condutor da rede elétrica de tensão média (5) é realizada por meio de amplitude derivada a partir das medidas na rede elétrica de baixa tensão (7) e das medidas de ângulo de fase na rede elétrica de tensão média (5). Os pareamentos entre os vetores de fase da corrente de tensão média, os ângulos medidos em tensão média e amplitude derivada de tensão baixa são produzidos por meio de comparação com um fator de tensão cos f da rede elétrica.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "DISPOSITIVO E MÉTODO PARA DETERMINAR TENSÃO E ENERGIA DE CADA FASE DE UMA REDE DE TENSÃO MÉDIA".

Campo Técnico

A presente invenção refere-se à determinação da voltagem e ve

tores de fase de corrente em uma rede elétrica de tensão média em modo preciso sem necessitar de sensores sofisticados, e à determinação e ao monitoramento da tensão desenvolvida por cada um dos condutores usando meios em geral disponíveis nas redes elétricas de tensão média.

Estado da Técnica

Como ilustrado na figura 1, redes de energia elétrica 1 são em geral projetadas em diversos níveis, com uma primeira rede elétrica 2 para o transporte e distribuição de voltagens extra-altas e altas EHV/HVB (a partir de 35 a mais do que 200 kV), usadas para transportar ou distribuir energia 15 elétrica a partir de estações de produção de energia 3 em grandes distâncias. Após transformação 4, uma rede de distribuição de energia de tensão média HVA ou MV 5, em geral entre 1 e 35 kV, e mais precisamente 15 ou 20 kV na França, assume para o transporte em uma menor escala para clientes do tipo industrial 6 ou a redes elétricas de tensão baixa LV 7 (em parti20 cular 0,4 kV na França) por meio de outras subestações transformadoras 8. A rede elétrica de LV 7 abastece os clientes 9 com demandas de baixa energia. O fornecimento de energia convencional é assim um fluxo unidirecional de energia elétrica F.

O nível de equipamento das referidas redes elétricas 1 em ter25 mos de controle e monitoramento não é uniforme. As redes elétricas de HV 2 são relativamente bem equipadas em virtude de sua estrutura reduzida e de malha, e também à sua importância no que se refere ao equilíbrio entre a produção e o consumo da rede elétrica. As redes elétricas de LV 7 são também relativamente bem equipadas entre as medições no transformador se30 cundário das subestações de distribuição 8 e as que vêm a partir de medidores de faturamento 9. Redes elétricas de MV 5 por outro lado são principalmente proporcionadas com equipamento, o objetivo do qual é realizar proteção ou reconfiguração, sem proporcionar muitas medições.

Na rede elétrica 5, os sensores de corrente ou de tensão são portanto mais freqüentes do que não integrados em um equipamento que realiza outra função, tal como interrupção ou controle remoto de corrente, que pode condicionar a tecnologia do sensor, em geral definido em um contexto normativo. As subestações de distribuição 8 são, portanto, com frequência equipadas com equipamento de controle remoto, com sensores de corrente ao nível da MV de aceitável instalação e precisão. A captação de tensão de MV permanece, entretanto, problemática por questões de custo dos sensores e instalação intrusa que torna qualquer atualização das redes elétricas existentes 5 difícil. O controle e o monitoramento da rede elétrica de MV 5 implica em níveis de isolamento limitados entre os sensores e os dispositivos eletrônicos de baixo sinal cuja função é formatar e usar as referidas medições. As medições disponíveis, portanto, em geral não permitem que o monitoramento seja realizado em virtude de falta de precisão ou não anuência às necessidades normativas com relação às funções iniciais.

Parece, entretanto, necessário ser capaz de acessar suficiente e preciso monitoramento das redes elétricas de tensão média 5 no novo paradigma de redes inteligentes. A inserção de meios de produção descentrali20 zados tanto em MV como em LV, com painéis fotovoltaicos, fazendas de vento e pequenas estações de energia, podem levar a corrente reversa não tradicional e a fluxos de energia F’. É então necessário observar e controlar os fluxos de corrente F, F’ (para garantir a conformidade das correntes que transitam em diferentes condutores com relação às suas seções transversais 25 e suas correntes cotadas admissíveis), as voltagens em diversos pontos (para garantir a conformidade do esquema de tensão contratual), e as energias ativas, aparentes e reativas (para permitir que o monitoramento do fluxo de energia seja realizado).

Medições de energia de três fases convencional no principal de um transformador 8 requer que as três correntes principais e as três voltagens principais sejam medidas, as tensões sendo deduzidas por se multiplicar termo por termo. Para fazer isso, é portanto necessário ter sensores adequados disponíveis para as correntes e voltagens, assim como unidades de medição central. As soluções existentes usam elementos antieconômicos, e a atualização das redes elétricas 5 pode ser impossível por razões de acessibilidade.

Em uma subestação de transformador MV/LV 8, embora a medi

ção das três correntes principais seja facilmente realizada por meio de bobinas, que podem ser núcleos dotados de abertura, adaptados em cabos, a medição das três voltagens principais é de fato mais problemática, na medida em que os pontos de conexão não são sempre acessíveis ou disponíveis. 10 As medições que algumas vezes podem ser realizadas ao nível dos capacitores de mancai podem apresentar desequilíbrios entre as fases, em particular em virtude de envelhecimento dos referidos capacitores. Adicionalmente, esse tipo de medição apenas tem um baixo nível de precisão (por exemplo, desvios de valor na faixa de -25 a +25 % são admitidos na França). Em to15 dos os casos, os referidos dispositivos são com frequência volumosos e a instalação dos mesmos requer interrupção do fornecimento de energia da subestação envolvida.

Para se obter uma precisão aceitável das medições de tensão, e portanto das medições de tensão no lado principal, a presente invenção refere-se à recuperação das medições das voltagens de três fases e energias nas subestações de MV/LV, com a particularidade de ter recurso para a informação de voltagens medidas no lado de LV.

Sumário da Invenção

Entre outras vantagens, o objetivo da presente invenção é aliviar os inconvenientes do monitoramento existente das redes elétricas de tensão média e propor um sistema permitindo que os dispositivos de medição convencionais sejam usados para o monitoramento eficiente da rede elétrica.

A presente invenção, no que se refere ao método e ao dispositivo, é projetada para uma rede elétrica trifásica de tensão média tendo um fator de tensão, ou cosseno phi, que é maior do que 0,89, por exemplo, maior do que ou igual a 0,93 na França. A rede elétrica de tensão média é acoplada a uma rede elétrica trifásica de tensão baixa por meio de um transformador de tensão média/baixa, os parâmetros de transformação do qual são conhecidos e podem ser informados para realizar as determinações de acordo com a presente invenção.

Em particular, de acordo com uma de suas características, a presente invenção refere-se a um método para determinar a intensidade e a tensão da corrente de cada fase na referida rede elétrica de tensão média que compreende uma primeira etapa de determinação do vetor de fase de corrente, ou par de amplitude/ângulo, em cada um dos condutores de fase da rede elétrica de tensão média, do ângulo do vetor de fase de tensão em cada um dos condutores de fase da rede elétrica de tensão média, e do vetor de fase de tensão em cada um dos condutores de fase da rede elétrica de baixa tensão. As referidas determinações de vetores de fase são precedidas por medição de sinais representativos da corrente e da tensão em pelo menos uma fase da rede elétrica de tensão média, e da tensão em pelo menos uma fase da rede elétrica de baixa tensão, os referidos sinais sendo usados pelo método de acordo com a presente invenção que compreende a etapa preliminar de obter ou receber os referidos sinais. Preferivelmente, cada um dos referidos sinais representativos, ou possivelmente alguns dos referidos sinais, são medidos para cada condutor de fase. Alternativamente, os sinais representativos de uma outra fase não medida são obtidos por rotação angular de 120°e 240° em modo de operação normal.

O método então compreende o cálculo de três vetores de fase de tensão derivada para a tensão média por modificar os vetores de fase de tensão para a tensão baixa de acordo com os parâmetros do transformador. O método finalmente compreende o pareamento de um terceto

de três vetores de fase de corrente determinado na primeira etapa e de um terceto de três vetores de fase de tensão reconstituídos, o referido pareamento assim sendo associado com a reconstituição de um terceto de vetores de fase de tensão de tensão média ao substituir o ângulo, nos vetores de 30 fase de tensão derivada, por um dos ângulos determinados na primeira etapa diretamente com base no sinal representativo da tensão obtida. Essa etapa de pareamento/reconstituição compreende comparação, para cada componente dos pares de vetores de fase, de seu cosseno phi com o fator de tensão mínima da rede elétrica, e seleção do par de três vetores de fase o cosseno phi do qual é maior do que o referido fator de tensão. Preferivelmente, o cosseno phi de cada par é calculado por meio do cálculo das ten5 sões ativas e aparente e de sua relação para cada componente do par. Em uma modalidade preferida, o método é interrompido tão logo um par de três vetores de fase possa ser selecionado, e os índices de fase são reatribuídos ao referido par selecionado, e também aos vetores de fase de tensão de tensão baixa.

Vantajosamente, o método acima para determinar a intensidade

e a tensão da corrente de cada fase é usado em um método de monitoramento de acordo com a presente invenção no qual o acoplamento de vetor de fase de intensidade/tensão dos condutores é usado para proporcionar informação relativa às diferentes tensões que fluem na rede elétrica de ten15 são média e/ou em cada condutor ao usar as adequadas fórmulas de tensão, tal como a tensão ativa, reativa e aparente e o fator de tensão, não só total mas também por fase, e também os trânsitos de energia. Alternativamente ou como um complemento, a informação proporcionada pelos vetores de fase reindexados é usada para proporcionar informação com relação ao 20 monitoramento da rede elétrica, tal como os valores rms da corrente e tensão em cada condutor, as respectivas relações de distorção harmônica, os valores médio, mínimo e máximo nas janelas de tempo, ou mesmo os trânsitos de energia.

De acordo com outra característica, a presente invenção referese a um dispositivo para determinar a intensidade e a tensão da corrente de cada fase em uma rede elétrica como definida. O dispositivo pode também ser adaptado para monitoramento da rede elétrica.

O dispositivo, de acordo com a presente invenção compreende um módulo de aquisição para obter os vetores de fase com relação à tensão dos condutores da rede elétrica de tensão média, para a tensão dos condutores da rede elétrica de baixa tensão, e para a intensidade da corrente que flui nos condutores da rede elétrica de tensão média. Alternativamente, para a tensão de tensão média, apenas o ângulo do vetor de fase pode ser obtido. O módulo de aquisição também compreende meios para calcular três vetores de fase de tensão em uma rede elétrica de tensão média derivada a partir de vetores de fase de tensão da rede elétrica de baixa tensão.

O módulo de aquisição assim compreende meios para receber

um sinal representativo de cada quantidade da corrente para pelo menos um condutor, e preferivelmente para cada um dos três condutores. Os referidos sinais são vantajosamente filtrados e amostrados antes da determinação dos vetores de fase nos meios adequados. Preferivelmente, dispositivo, de acor10 do com a presente invenção compreende sensores para medir as quantidades correspondentes da corrente na rede elétrica e para proporcionar as mesmas ao módulo de aquisição.

O dispositivo, de acordo com a presente invenção adicionalmente compreende um módulo para a reconstituição e o pareamento para selecionar um par de três correntes e vetores de fase de tensão para os condutores da rede elétrica de tensão média. Os vetores de fase de tensão para o par são reconstituídos por meios do módulo de pareamento ao substituir o ângulo, em cada dos vetores de fase derivados, por um dos ângulos obtidos por meio do sinal representativo da tensão dos condutores de tensão média. O par selecionado pelo módulo de pareamento é tal que a qualidade da corrente que flui em cada condutor esteja em concordância com as características da rede elétrica, isto é, um fator de tensão ou cosseno phi de cada condutor é maior do que o valor limite da rede elétrica, em particular maior do que 0,89 ou 0,93. O módulo de pareamento assim compreende meios para calcular as tensões ativa e aparente dos diferentes pares de três vetores de fase, para comparar a relação dos mesmos com o mínimo cosseno phi da rede elétrica, e meios para selecionar um par que vá de encontro com os referidos critérios. Vantajosamente, se os meios para selecionar não proporcionarem qualquer resultado, o dispositivo, de acordo com a presente invenção, compreende meios de alarme indicando isso.

O dispositivo, de acordo com a presente invenção pode adicionalmente compreender um módulo para determinar os parâmetros de tensão para os condutores da rede elétrica de tensão média com base nos pares que se originam a partir do módulo de pareamento. Um módulo de monitoramento dos parâmetros da corrente fluindo nos condutores da rede elétrica pode também formar parte do dispositivo, de acordo com a presente inven5 ção usando os dados que se originam a partir do módulo de pareamento. O dispositivo, de acordo com a presente invenção, pode finalmente compreender uma interface para comunicar a informação proporcionada pelo módulo de monitoramento e/ou pelo módulo de determinação de tensão, por meio de meios de exibição ou de transmissão a uma unidade central.

Breve Descrição dos Desenhos

Outras vantagens e características se tornarão mais claramente aparentes a partir da descrição a seguir de modalidades particulares da presente invenção, dadas como ilustrativas e de modo algum restritivas do exemplo representadas nas figuras em anexo.

A figura 1, já descrita, representa uma rede de energia elétrica.

A figura 2 mostra um dispositivo de acordo com a modalidade preferida da presente invenção, fracionada em duas figuras 2A e 2B para melhor legibilidade.

Descrição detalhada da modalidade preferida Para evitar qualquer confusão, no restante da descrição, o termo

‘fase’ será usado para identificar uma fase no sentido de uma rede elétrica trifásica (fase A, B ou C); para designar um valor angular, o termo ‘ângulo’ será usado. Assim, de acordo com a terminologia definida, o vetor de fase de uma quantidade elétrica X é definido por sua amplitude Ax e o seu ângulo 25 θχ, isto é um vetor de fase de tensão na fase A corresponde ao par (Av a, Θ v_a), comumente representado pela fórmula Av ΑΖθν Α.

De modo a realizar um eficiente monitoramento da energia e para evitar ter que recorrer a sensores de tensão de custo proibitivo e para permitir a atualização de cada rede elétrica existente de MV 5 mesmo se a 30 acessibilidade for complexa, de acordo com a presente invenção, as medições são produzidas por meio de equipamentos que estão ou presentes na rede elétrica 5, ou facilmente adaptáveis a partir de ponto de vista não só industrial mas também econômico.

É aparente que a medição da tensão no lado LV do transformador 8 não apresente qualquer maior dificuldade, os condutores sendo facilmente acessíveis. A informação assim obtida pode facilmente ser escalada 5 por meio dos parâmetros característicos do transformador de MV/LV (acoplamento, relação de transformação e índice de tempo), para obter o vetor de fase de tensão MV derivada. Entretanto, se os sensores existentes permitem que uma tensão de LV e uma amplitude de MV derivada sejam determinadas com muito boa precisão, de cerca de 0,5 a 1 %, a informação com 10 relação ao ângulo de tensão não é muito precisa de modo algum.

De modo inverso, a informação com relação ao ângulo da tensão no lado de MV pode ser obtida com grande precisão pelos dispositivos existentes de divisor de capacidade ou o tipo de sistema indicador de presença de tensão VPIS presente nas subestações de MV/LV. Os referidos 15 dispositivos, entretanto, não permitem uma medição da amplitude com suficiente precisão.

De acordo com a presente invenção, as duas medições são usadas para reconstituir uma medição precisa dos vetores de fase de tensão de MV, tomando a amplitude derivada da medição de tensão de LV e o ân20 guio medido nos condutores de MV. É, entretanto, aparente que os condutores não sejam sempre marcados na subestação 8 de modo que a instalação dos sensores não possa garantir que a mesma fase seja mantida para as medições de lado de linha e lado de carga. Tem que ser garantido que os dois itens de informação sejam corretamente associados, considerando que 25 a medição é realizada em locais diferentes e em condutores diferentes.

A informação com relação às características da tensão é completada por se medir diretamente na rede elétrica de MV 5 a informação com relação à intensidade da corrente fluindo na rede. Aqui mais uma vez, o pareamento entre as fases com relação à tensão não é intrínseca, a tensão e 30 os sensores de corrente estando de modo convencional a uma distância um a partir do outro.

De modo a permitir a determinação eficaz do vetor de fase de tensão reconstruído e de seu pareamento com a intensidade, a presente invenção leva vantagem das condições normativas da rede elétrica 1 no que se refere à qualidade do fornecimento de corrente nas redes elétricas 2, 5, 7. De fato, em operação nominal da rede elétrica 1, isto é, sem quaisquer falhas, os fornecedores de eletricidade garantem que o ângulo entre a energia aparente Sea energia ativa P (no esquema de representação (P,Q)) não apresente um fator de tensão mais baixo do que um valor definido, e em particular que I cos φ | > 0,93 na França, e mais em geral | cos φ | > 0,9 na maior parte dos países Europeus. O referido cos φ que corresponde à relação entre as tensões ativa e aparente permite que a parte da energia reativa Q (usada para transportar energia de acordo com F enquanto que as unidades de produção 3 apenas enviam uma energia aparente S) seja limitada, e permite que a energia ativa P de fato faturada para o consumidor seja maximizada. O ângulo φ correspondente, que é um máximo de 21,56° no caso da França, é também o ângulo entre um vetor de corrente de fase e o vetor da tensão de linha para neutro entre a referida fase e o neutro associado, nos esquemas de vetor de fase de tensão/corrente. O cálculo da energia trifásica, que é o objetivo da presente invenção, é assim usado para dissipar a imprecisão nos pareamentos e nas reconstituições permitindo que esse resultado seja alcançado.

De acordo com a presente invenção, o pareamento da corrente de MV e dos vetores de fase de tensão é, portanto, realizado por meio do cálculo da relação de energia ativa P sobre a energia aparente S, o correto pareamento tendo que verificar a condição de que cos φ seja maior do que a 25 referência normatizada, em particular 0,9, que corresponde à corrente e a tensão associada estando dentro de um setor angular de ±25° se possível medição e os erros de cálculo forem considerados. Os referidos setores angulares não se sobrepõem.

Em particular, é possível fracionar o método para determinar pares de vetores de fase de intensidade de tensão de tensão média.

Etapa I

Em uma primeira etapa, três pares de amplitude/ângulo (A z Θ) são determinados para as correntes de MV, voltagens de MV e voltagens de LV, preferivelmente com:

- aquisição de sinais representativos das três correntes para cada um dos condutores de tensão média de fase R,S,T - Imt_r, Imt_s, Imt_t;

vantajosamente, os sinais representativos são filtrados e amostrados; os vetores de fase correspondendo às referidas correntes A i_mv_r z Θ i_mv_r, A i_mv_s z Θ i_mv_s, A i_mv_tz Θ i_mv_t são determinados;

- aquisição de sinais representativos das três voltagens para cada uma das fases U,V,W da rede elétrica de tensão média VMt_u, VMt_v,

VMt_w e extração da informação com relação a seus ângulos Θ v_mv_u, Θ v_mv_v, Θ v_mv_w; vantajosamente, os sinais representativos obtidos VMt_u, Vmt_v, VMt_w são filtrados e amostrados antes da determinação dos vetores de fase A v_mv_u z Θ v_mv_u, A v_mv_v z Θ v_mv_v, A v_mv_w z Θ v_mv_w ser realizada;

- aquisição de sinais representativos das três voltagens para ca

da um dos condutores de fase de tensão baixa Χ,Υ,Ζ - VBt_x,Vbt_y,VBt_z; vantajosamente os sinais representativos são filtrados e amostrados; os vetores de fase correspondentes A v_lv_x z Θ V-lv_x, Av_lv_y ζθ v-lv_y, A v_lv_z z Θ v_Lv_z são determinados.

Etapa Il

Em uma segunda etapa, um par derivado de amplitude/ângulo é calculado para a tensão de cada fase em tensão média, escalonamento e modificação dos vetores de fase de LV de tensão de acordo com os parâmetros característicos do transformador 8. Os referidos pseudovetores de fase

A v_mv_x z Θ v_mv_x, A v_mv_y z Θ v_mv_y, A v_mv_z z Θ v_mv_z correspondem aos tercetos de fases Χ,Υ,Ζ, o ângulo dos quais foi derivado de acordo com o índice de tempo e o tipo de acoplamento do transformador, a relação de transformação também sendo levada em consideração para a amplitude.

Etapa Ill

A terceira etapa refere-se à determinação para cada condutor de

fase de tensão média A,B,C da informação com relação ao vetor de fase de intensidade A i_mv_rstz Θ i_mv_rst, para a amplitude Av_mv_xyz que se origina a partir do pseudovetor de fase de tensão Av_mv_xyz z Θ V-mv_xyz, e para o ângulo Θ v_mv_uvw que se origina a partir do vetor de fase de tensão A v_mv_uvwz Θ v_mv_uvw. Na medida em que os sensores não são fisicamente instalados no mesmo lugar na subestação, não é garantido que a ordem de 5 sucessão das fases seja similar ou que a simples atribuição dos índices quando as medições são produzidas seja correto. Os pares de tercetos de intensidade/corrente são selecionados de modo que em cada condutor o desvio angular entre a tensão e a corrente como definido pelo distribuidor de eletricidade seja respeitado, isto é, eles apresentam um cosseno maior em 10 valor absoluto do que 0,93 na França. As referidas condições no cosseno dos desvios angulares dos pares de tensão/corrente são preferivelmente verificadas ao realizar o respectivo cálculo de energia ativa P e energia aparente S dos diferentes tercetos (A i_mv_rstz Θ i_mv_rst; Av_mv_xyz;

Θ V_MV_UVW)·

A energia ativa P, respectivamente energia reativa Q, da rede

elétrica trifásica 5 corresponde à soma das energias ativas Pj, respectivamente energias reativas Qj, de cada fase, com Pi = ViN ■ I, ■ cos φν,ι, respectivamente O, = ViN ■ Ii ■ sin φν,ι, onde ViN é a medição da tensão de linha para neutro, I, a medição da corrente na fase, e φν,ι o desvio angular entre a ten20 são e a corrente da fase. O cosseno phi ou o fator de tensão é a relação entre a energia ativa Pea energia aparente S, cos φ = P/S, com S = VP2 + Q2 .

Embora o número de possibilidades de reconstituições e pareamentos, isto é (3!)3 = 216, seja grande, de fato apenas um par de tercetos de vetor de fase vai de encontro ao critério de qualidade de corrente. A terceira etapa pode, portanto, ser interrompida tão logo o par testado tenha alcançado o critério mencionado.

O número de cálculos teóricos pode ser reduzido ao se proceder com iterações e checagens. Em particular, em uma primeira etapa, é possível realizar cálculos de tensão e cosseno phi referidos aos pares de vetores 30 de fase (A i_mv_rstz Θ i_mv_rst; A v_mv_xyzz Θ v_mv_uvw) nos quais a substituição do ângulo do par derivado foi realizada por escolha do ângulo “mais próximo”, entre os ângulos de tensão de MV medidos, isto é, por exemplo, por minimização dos desvios-padrão.

Se nenhum pareamento preenche as condições de cosseno phi no final da terceira etapa, um alarme pode ser emitido para recomendar a checagem dos ajustes e/ou parâmetros usados, e/ou checagem da instala5 ção, por exemplo, a operação e a instalação dos sensores. Do mesmo modo, se um pareamento provou estar correto, é vantajoso que o valor atribuído do cosseno seja testado: em caso de um valor negativo, uma recomendação pode ser emitida para checar a instalação dos sensores, em particular no que se refere à direção de sucessão das fases (sentido horário ou sentido 10 anti-horário), e/ou a escolha da convenção como na direção predefinida para o fluxo de energia.

Uma vez que os pares de vetor de fase de corrente/vetor de fase de tensão tenham sido reconstituídos para cada um dos condutores de tensão média, os índices dos vetores de fase são todos realinhados em um ter15 ceto de fases A,B,C escolhido como referência. Preferivelmente, a referência escolhida corresponde ao terceto R,S,T de medições da corrente em tensão média pelo fato de que os sensores estão para essa medição claramente associados com os condutores e diretamente identificáveis para qualquer ação no referido condutor.

Uma indicação de que a informação com relação à corrente e à

tensão fluindo em cada uma das fases da rede elétrica de MV 5 pode ser proporcionada, seja de modo passivo por meio de um display, ou seja transmitida a uma unidade de controle e/ou monitoramento.

Etapa IV

A presente invenção pode assim ser completada por uma quarta

etapa na qual os parâmetros permitindo o preciso monitoramento são determinados para cada quantidade, tal como a sua amplitude, o seu ângulo, o seu valor de raiz quadrada média RMS, a sua relação de distorção harmônica THD, etc., isto é, qualquer função como definida de acordo com o padrão 30 EN 50160. Alternativamente ou como um complemento, as medições das tensões e das energias podem ser calculadas em intervalos regulares para serem transmitidas ao usuário, seja por meio de display, por saída digital ou analógica a uma unidade de monitoramento, ou por transmissão (com fio ou não) a uma unidade de monitoramento central. O método de monitoramento pode naturalmente ser acompanhado por alarmes no caso de identificação de uma falha nos dados calculados e proporcionados com relação aos valores de referência.

O limite do método de acordo com a presente invenção se baseia na identificação de setores angulares distintos, isto é, que o máximo ângulo admissível entre tensão e intensidade seja 30° com a medição e uma precisão de cálculo de 100 %. Na medida em que um erro de cerca de 1 a 2° 10 é relativamente a norma com o método de acordo com a presente invenção, é importante que o cos phi seja maior do que 0,883, preferivelmente 0,89, na rede elétrica 5. Com essa reserva, pelo método de acordo com a presente invenção, é assim possível, sem um dispositivo antieconômico e com base no equipamento já presente na maioria das redes elétricas 5, realizar o mo15 nitoramento das energias ativa/reativas, supervisionar os trânsitos de tensão, incluindo a partir de produções descentralizadas, e trânsito de energia reativa ao mesmo tempo em que se respeita os acordos contratuais, e em particular para proporcionar:

- os dados de monitoramento das voltagens trifásicas reindexadas de LV (A,B,C) (amplitude, ângulo, RMS, THD..);

- os dados de monitoramento das voltagens trifásicas reindexadas de MV (A,B,C) (amplitude, ângulo, RMS, THD..);

- os dados de monitoramento das correntes trifásicas reindexadas de MV (A,B,C) (amplitude, ângulo, RMS, THD..);

- os dados de monitoramento das potências e energias reinde

xadas de MV (A,B,C) (potência ativa, potência reativa, potência aparente, energia ativa, energia reativa, etc.).

Para permitir que o método acima seja usado e para enviar a informação com relação ao monitoramento da rede elétrica de MV, um dispositivo 10 de acordo com a presente invenção, ilustrado na figura 2, pode ser instalado nas redes elétricas existentes 5, os parâmetros do transformador de MV/LV 8 dos quais são conhecidos. A rede elétrica 5 compreende meios de medição adequados, quais seja:

- meios 12 para medir um sinal representativo da corrente de cada fase de tensão média;

- meios 14 para medir um sinal representativo da tensão de cada fase de tensão média;

- meios 16 para medir um sinal representativo da tensão de cada fase de tensão baixa.

Em particular, os dispositivos 12, 14, 16 usados para o controle remoto e seus sensores são usados. Os referidos sensores são de fato simpies de instalar e implementar se os mesmos já não existirem na rede elétrica 5. Assim,

- núcleos de abertura 12 ou outros sensores são fáceis de instalar em cada condutor para realizar a medição da corrente de MV;

- VPIS 14 é um item compulsório de equipamento em um cubícuIo de subestação de acordo com o padrão IEC-61958 e permite que a medição da tensão de MV seja realizada; alternativamente, um divisor capacitivo e/ou resistivo pode ser localizado a nível do transformador 8;

- a tensão no lado LV pode ser obtida facilmente por medir os transformadores 16, ou outros sensores, supondo que os três condutores de

LV sejam acessíveis na saída a partir do transformador de MV/LV 8.

O dispositivo 10 de acordo com a presente invenção compreende um primeiro módulo 20 com pelo menos nove mais uma entrada, ou meios de recebimento, permitindo que os sinais representativos da corrente e tensão obtidos pelos sensores 12, 14, 16 sejam processados e os vetores de 25 fase correspondentes sejam determinados. Em particular, o primeiro módulo 20 para determinar os vetores de fase pode compreender os módulos 22, 24, 26, que são, por exemplo, similares, respectivamente associados a cada um dos tipos de sensores 12, 14, 16, e que vantajosamente compreendem meios de filtragem / dos sinais representativos transmitidos pelos sensores 30 12, 14, 16, meios de amostragem *, e meios 22’, 24’, 26’ para determinar os vetores de fase adequados com base nos sinais filtrados amostrados. Os módulos 22, 24, 26 podem ser localizados em proximidade imediata aos sensores 12, 14, 16, ou ser agrupados juntos no primeiro módulo 20 que é preferivelmente localizado na subestação do transformador 8.

O primeiro módulo 20 adicional compreende meios 28 para calcular o par de tensão derivada de MV com base no vetor de fase de LV proporcionado pelo módulo correspondente 26, e da quarta entrada correspondendo aos parâmetros do transformador 8.

O dispositivo 10 de acordo com a presente invenção compreende um segundo módulo 30 para a reconstituição de um vetor de fase de tensão e pareamento da corrente de MV e vetores de fase de tensão. O segundo módulo 30 compreende 9 entradas correspondendo ao par de amplitude/ângulos proporcionado pela corrente de MV e módulos de determinação de tensão 22, 24 e meios 28 para calcular o par derivado. O segundo módulo 30 compreende meios para calcular as potências ativa e aparente, para cada um dos tercetos, meios para determinar a relação entre as duas potências, meios para comparar a relação com um valor predefinido que é maior do que o mínimo cosseno phi da rede elétrica, por exemplo, 0,89 ou preferivelmente 0,93, e meios para selecionar os vetores de fase quando as relações são todas maiores do que o valor predefinido. Vantajosamente, o segundo módulo 30 compreende um sistema para realizar uma primeira seleção de tercetos com base na comparação angular de modo a limitar os números de cálculos.

O segundo módulo 30 preferivelmente compreende meios 32, por exemplo, um alarme, para indicar se nenhuma das comparações que se originam a partir dos meios correspondentes proporciona um resultado posi25 tivo. O segundo módulo também compreende meios para reatribuir um índice de fase com base no pareamento anterior a cada um dos vetores de fase proporcionado pelo primeiro módulo 20, e pode compreender meios 34 para indicar os pares correspondentes de intensidades/voltagens para cada fase.

Vantajosamente, o segundo módulo 30 é projetado para processar os dados a partir da tensão baixa. Em particular, ele compreende as três entradas correspondentes e meios 36 para reatribuir o mesmo índice de fase A,B,C ao par de amplitude/ângulos das voltagens medidas ao nível da tensão baixa.

O segundo módulo 30 pode ser fixamente preso ao primeiro módulo 20 ou ser localizado remotamente em uma unidade de medição e monitoramento.

O dispositivo 10 de acordo com a presente invenção pode ser

completado pelo terceiro módulo 40 para monitorar a rede elétrica de tensão média 5. Em particular, o terceiro módulo 40 pode compreender meios 42, 44 para determinar os parâmetros com relação aos valores médio, mínimo e máximo na janela de tempo, relação de distorção harmônica,... da corrente e 10 vetores de fase de tensão associados com cada fase, como proporcionado pelo segundo módulo 30. O terceiro módulo 40 pode também compreender meios similares 46 para monitorar a tensão da tensão baixa.

O dispositivo 10 de acordo com a presente invenção pode ser completado por um quarto módulo 50 realizando o cálculo e o monitoramen15 to das tensões da rede elétrica de tensão média 5. Com base na tensão reconstituída reindexada e nos vetores de fase de corrente, o quarto módulo 50 pode ser proporcionado com meios para calcular a energia ativa P, a energia reativa Q e/ou a energia aparente S, e fator de tensão FP, a nível global 3~ ou para cada condutor, assim como o trânsito de energia.

A diferente informação proporcionada pelos terceiro e quarto

módulos 40, 50 é comunicada a uma interface 60, que pode compreender meios de exibição 62 e/ou meios de transmissão 64 a uma unidade central. A interface 60 pode também compreender meios 66 para checagem de que a informação P, Q, ... corresponde às normas e, se necessário for, emitir um alarme indicando uma má função.

O dispositivo 10, de acordo com a presente invenção, de determinados módulos 40, 50, 60 do qual podem ser integrados em um monitoramento local da unidade de rede elétrica do tipo frontal RTU (Remote Terminal Unit) ou do tipo central SCADA (Supervisory Control and Data Aquisiti30 on), permite o monitoramento da rede elétrica 5 com uma precisão (o desempenho dos sensores não sendo considerado) de cerca de 1 a 5 % nas tensões e de 0,5 a 1 % nas correntes e voltagens apesar da cadeia de medição imprecisa, e a um menor custo do que as unidades dedicadas de monitoramento de energia central. Adicionalmente, a adaptação do dispositivo 10 de acordo com a presente invenção não apresenta quaisquer restrições no que se refere à ocupação do espaço na medida em que pode ter vantagem dos equipamentos de controle remoto existentes.

Se os desempenhos necessários para monitorar a rede elétrica 5 forem menores, é possível aliviar o método e o dispositivo 10 de acordo com a presente invenção, assim como o equipamento da rede elétrica 5, ao reduzir o número de sensores 12, 14, 16 e por derivar as quantidades faltan10 tes a partir das informações medidas por rotação angular. Em particular, é possível apenas considerar uma medição de corrente e tensão, e derivar o sinal representativo das duas outras fases por rotação angular através de 120° em modo de operação normal da rede elétrica. O primeiro módulo 20 então compreende meios para determinar os parâmetros correspondentes, 15 do lado de linha ou do lado de carga a partir da determinação dos vetores de fase. Essa opção minimiza a ocupação de espaço em virtude do número de sensores, assim como os custos do equipamento (sensores, mas também elementos eletrônicos de processamento, memória, etc.) e custos de instalação.

Entre os referidos dois extremos (presença de 9 sensores ou

presença de apenas 3 sensores), é possível medir a corrente de MV ou o terceto de tensão em apenas uma fase e deduzir as outras por rotação angular, enquanto que as medições da outra quantidade são todas realizadas (solução 3V & 11 ou 31 & 1V). Isso torna possível detectar uma operação “a25 normal” da rede elétrica 5 de falha, curto-circuito, desequilíbrio de tensão, tipo de desequilíbrio de corrente, etc. de modo a desabilitar as funções de monitoramento de tensão e/ou indicar a presença de uma má função por meio de um alarme. Em particular, a solução 3V&11 permite que uma implementação seja prevista em aplicações tal como derivação de fase ou geren30 ciamento do esquema de tensão, enquanto que a solução 3I&1V permite que uma implementação seja prevista em aplicações tais como detecção/localização de falha ou gerenciamento do desequilíbrio da fase.

Claims

1. Método para determinar a intensidade e a tensão da corrente de cada fase da rede elétrica trifásica de tensão média (5) acoplada por meio de um transformador de tensão média/baixa (8) a uma rede elétrica trifásica de tensão baixa (7), compreendendo: aquisição de um sinal representativo da corrente (Imt_r, Imt_s, Imt_t) fluindo em pelo menos uma fase da rede elétrica de tensão média (5) e determinação do par de amplitude/ângulo da corrente (A lmv_r z Θ lmv_r, A i_mv_s z Θ i_mv_s, A i_mv_tz Θ Lmv_t) em cada um dos condutores de fase com base dos referidos sinais; aquisição de um sinal representativo da tensão (VBTX, Vbt_y, Vbt z) fluindo em pelo menos uma fase da rede elétrica de tensão média (5) e determinação do ângulo da tensão (Θ v_mv_u, Θ v_mv_v, Θ v_mv_w) em cada um dos condutores de fase com base nos referidos sinais; - aquisição de um sinal representativo da tensão fluindo em pelo menos uma fase da rede elétrica de baixa tensão (7) e determinação do par de amplitude/ângulo da tensão (A v_lv_x z Θ v_lv_x, A v_lv_yz Θ v_lv_y, A v_lv_z z Θ v_lv_z) em cada um dos condutores de fase com base nos referidos sinais; - cálculo dos três pares de amplitude/ângulos da tensão derivada (A v_mv_x z Θ v_mv_x, A v_mv_y z Θ v_mv_y, A v_mv_z z Θ v_mv_z) para os condutores de fase da rede elétrica de tensão média por modificar os três pares de amplitude/ângulos (A v_lv_x z Θ v_lv_x, A v_lv_yz Θ v_lv_y, A v_lv_z z Θ v_lv_z) determinados na rede elétrica de baixa tensão de acordo com os parâmetros característicos do transformador (8); reconstituição dos pares de amplitude de tensão/ângulos (A v_mv_xz Θ v_mv_u, A v_mv_yz Θ v_mv_v, A v_mv_z z Θ v_mv_w) ao substituir O ângulo para o par derivado (A v_mv_x z Θ v_mv_x, A v_mv_yz Θ v_mv_y, A v_mv_z z Θ v_mv_z) por um dos ângulos de tensão de voltagem média respectiva determinada (Θ v_mv_u, Θ v_mv_v, Θ v_mv_w) e parear entre os referidos pares reconstituídos e a intensidade dos pares de amplitude/ângulos (A i_mv_r z Θ i_mv_r, A i_mv_s z Θ i_mv_s, A i_mv_t z Θ i_mv_t) para os condutores da rede elétrica de tensão média, por selecionar o par em que os três cossenos phi de cada par são maiores do que 0,89.

2.Método, de acordo com reivindicação 1, em que a aquisição de um sinal representativo da tensão (Vmtjj, VMt_v, VMt_w) fluindo em pelo menos uma fase da rede elétrica de tensão média (5) compreende a aquisição de três sinais representativos para cada um dos condutores de fase.

3.Método, de acordo com uma das reivindicações 1 ou 2, em que a aquisição de um sinal representativo da corrente (Imt_r, Imt_s, Imt_t) fluindo em pelo menos uma fase da rede elétrica de tensão média (5) compreende a aquisição de três sinais representativos para cada um dos condutores de fase.

4.Método, de acordo com uma das reivindicações 1 a 3, em que a aquisição de um sinal representativo da tensão (VBT-X, Vbt_y, Vbt z) fluindo em pelo menos uma fase da rede elétrica de baixa tensão (7) compreende a aquisição de três sinais representativos para cada um dos condutores de fase.

5.Método, de acordo com uma das reivindicações 1 a 4, em que a reconstituição do par de amplitude/ângulos de tensão (A v_mv_x∠ Θ v_mv_u, A v_mv_y ∠ Θ v_mv_v, A v_mv_z ∠ Θ v_mv_w) e o pareamento entre os referidos pares reconstituídos e a intensidade do par de amplitude/ângulos (A i_mv_r ∠ Θ i_mv_r, A i_mv_s ∠ Θ i_mv_s, A i_mv_T∠ 0 i_mv_T) compreende o cálculo das tensões ativa e aparente para os referidos pares em modo iterativo até que um par apresente um cos phi maior do que 0,89.

6. Método, de acordo com uma das reivindicações 1 a 5, adicionalmente compreendendo a reatribuição de um índice correspondendo às fases da rede elétrica ao par selecionado ((A v_mv_A ∠ Θ v_mv_a; A |_MV_A ∠ Θ |_MV_a), (A V_MV_B ∠ Θ V_MV_B; A |_MV_B ∠ Θ |_MV_b), (A v_mv_c ∠ Θ v_mv_c; A i_Mv_c ∠ Θ i_mv_c)) de tensão e par de amplitude/ângulos de corrente da rede elétrica de tensão média.

7. Método para determinar a tensão de cada fase da rede elétrica de tensão média usando a determinação dos pares de intensidade/tensão para cada fase como definida na reivindicação 6, e multiplicar os componentes de intensidade/tensão dos referidos pares reatribuídos para determinar pelo menos um dos parâmetros a seguir: as tensões ativa, reativa e aparente e um fator de tensão, não só total mas também por fase, e também os trânsitos de energia.

8. Método para monitorar os parâmetros da rede elétrica de tensão média usando a determinação de pares de intensidade/tensão para cada fase como definida na reivindicação 6, e compreendendo determinar a partir dos referidos pares de pelo menos um dos seguintes: os valores rms da corrente e tensão em cada condutor; as respectivas relações de distorção harmônica; os valores médio, mínimo e máximo da corrente e tensão em cada condutor.

9. Dispositivo (10) para determinar a intensidade e a tensão da corrente de cada fase da rede elétrica trifásica de tensão média (5) do cosseno phi da qual é maior do que 0,89 acoplado por meio de um transformador de tensão média/baixa (8) á rede elétrica trifásica de tensão baixa (7), compreendendo: um primeiro módulo de aquisição (20) compreendendo: o meios para receber sinais representativos da tensão (VBt_x, Vbt_y, VBt_z) da rede elétrica de baixa tensão (7), da corrente (Imt_r, Imt_s, Imt_t) e da tensão (VMt_u, VMt_v, VMt_w) da rede elétrica de tensão média (5); o meios (22’, 24’, 26’) para determinar, a partir dos sinais obtidos, o ângulo da tensão (Θ v_mv_u, Θ v_mv_v, Θ v_mv_w) de cada fase da rede elétrica de tensão média, a amplitude e o ângulo da intensidade (A i_mv_rz Θ i_mv_r, A i_mv_sz Θ i_mv_s, A i_mv_tz Θ i_mv_t) de cada fase da rede elétrica de tensão média, a amplitude e o ângulo da tensão (A v_lv_x z Θ v_lv_x, A v_lv_yz Θ v_lv_y, A v_lv_zz Θ v_lv_z) de cada fase da rede elétrica de baixa tensão; o meios (28) para derivar o par de amplitude/ângulos derivado (A v_mv_xz Θ v_mv_x, A v_mv_yz Θ v_mv_y, A v_mv_z z Θ v_mv_z) da tensão de cada fase da rede elétrica de tensão média a partir da amplitude e do ângulo da tensão de cada fase da rede elétrica de baixa tensão (A v_lv_xz Θ v_lv_x, A v_lv_yz Θ v_lv_y, A v_lv_z z Θ v_lv_z) determinada pelos meios adequados (26) e a partir dos parâmetros do transformador (8); um segundo módulo de pareamento (30) compreendendo: o meios para reconstituir o par de amplitude/ângulos da tensão (A v_mv_xz Θ v_mv_Uj A v_mv_yz Θ v_mv_v, A v_mv_zz Θ v_mv_w) de cada fase da rede elétrica de tensão média ao substituir o ângulo, em cada um dos referidos pares de amplitude/ângulos derivados (A v_mv_x z Θ v_mv_x, A v_mv_yz Θ v_mv_y, A v_mv_zz Θ v_mv_z), por um dos ângulos da tensão (Θ v_mv_u, Θ v_mv_v, Θ v_mv_w) de cada fase da rede elétrica de tensão média determinado com base nos cálculos; o meios para calcular a energia ativa (P) e a energia aparente (S) dos três componentes de um par composto de um par reconstituído de tensão de amplitude/ângulo (A v_mv_xz Θ v_mv_u, A v_mv_y z Θ v_mv_v, A v_mv_z z Θ v_mv_w) e de uma determinada intensidade de par de amplitude/ângulo (A |_MV_R Z Θ |_MV_R, A |_MV_S Z Θ |_MV_S, A |_MV_T Z Θ |_MV_t)í o meios para comparar a relação entre tensões ativa e aparente (P/S) para cada componente com o mínimo cosseno phi da rede elétrica de tensão média (5); o meios para selecionar, a partir dos referidos pares de pares, o par em que as três relações são maiores do que o mínimo cos φ e para atribuir um índice correspondendo aos condutores identificados de fase da rede elétrica de tensão média (5) para os componentes do referido par ((A V_MV_A Z Θ v_MV_a; A |_MV_A Z Θ |_MV_a), (A V_MV_B Z Θ V_MV_B; A |_MV_B Z Θ |_MV_b), (A V_MV_C Z Θ V_MV_CÍ A |_MV_C Z Θ |_MV_c))·

10. Dispositivo, de acordo com reivindicação 9, em que o segundo módulo (30) adicionalmente compreende meios (32) para indicar se nenhum par pode ser selecionado por conta de não concordância com a comparação com o cosseno phi de cada par.

11. Dispositivo, de acordo com uma das reivindicações 9 e 10, adicionalmente compreendendo um quarto módulo (50) para determinar pelo menos um parâmetro de energia (P) para cada um dos condutores de fase da rede elétrica de tensão média (5) a partir do par selecionado ((A V_MV_A Z Θ v_MV_a; A |_MV_A Z Θ |_MV_a), (A V_MV_B Z Θ V_MV_B; A |_MV_B Z Θ |_MV_b), (A V_MV_C Z Θ V_MV_CÍ A |_MV_C Z Θ |_MV_c))·

12. Dispositivo, de acordo com uma das reivindicações 9 a 11, adicionalmente compreendendo um terceiro módulo (40) para determinar os parâmetros de monitoramento da corrente da rede elétrica de tensão média (5) para cada um dos condutores de fase a partir do par selecionado ((A V_MV_A Z Θ v_MV_a; A |_MV_A Z Θ |_MV_a), (A V_MV_B Z Θ V_MV_B; A |_MV_B Z Θ |_MV_b), (A V_MV_C Z Θ V_MV_CÍ A |_MV_C Z Θ |_MV_c))·

13. Dispositivo, de acordo com uma das reivindicações 11 ou .12, adicionalmente compreendendo uma interface (60) para transmitir uma informação proporcionada pelo terceiro ou quarto módulo (40, 50) ao usuário.

14. Dispositivo, de acordo com uma das reivindicações 9 a 13, adicionalmente compreendendo meios (16) para medir os sinais representativos da tensão (VBTX, Vbt_y, VBt_z) da rede elétrica de baixa tensão (7), meios (12) para medir os sinais representativos da corrente de tensão média (Imt_r, Imt_s, Imt_t) e meios (14) para medir os sinais representativos da tensão (Vmtjj, VMt_v, VMt_w) da rede elétrica de tensão média (5).