BR102017018565B1

BR102017018565B1 - Sistema de energia elétrica e comutador de derivação para um transformador

Info

Publication number: BR102017018565B1
Application number: BR102017018565-6A
Authority: BR
Inventors: Eva-Maria Baerthlein; Eva Bernal Serra; Marianne Luise Susanne Hartung; Ara Panosyan; Luca Parolini
Original assignee: General Electric Company
Priority date: 2016-09-19
Filing date: 2017-08-30
Publication date: 2023-04-11
Also published as: EP3297114A1; US10048709B2; BR102017018565A2; JP2018050450A; CN107846025A; US20180081380A1; CN107846025B; EP3297114B1; MX2017011969A; JP7009125B2

Abstract

SISTEMA [EE EP^EFGCSAi ELÉTRICA E COMUTADOR LEE DERIVAÇÃO PARA UM TRANSFORMADOR. Trata-se de um sistema de energia elétrica (500) que inclui um transformador de OLTC (550) que inclui uma pluralidade de enrolamentos primário (554) e secundário (556) acoplados de modo indutivo um ao outro. O sistema de energia elétrica inclui pelo menos um comutador de derivação em carga (600) acoplado a pelo menos um dentre os enrolamentos primário e secundário que é configurável de modo seletivo para regular a porção dos enrolamentos primário e secundário acoplados de modo indutivo um ao outro. O sistema de energia elétrica também inclui uma pluralidade de barramentos (2 a 6) acoplados ao transformador e são posicionados a jusante do mesmo. O sistema de energia elétrica inclui adicionalmente pelo menos um processador (1/5) acoplado ao comutador de derivação configurado para regular uma largura de banda de tensão do comutador de derivação como uma função de valores de tensão estimados de pelo menos um barramento conforme estimado com base em valores a priori de energia/corrente transmitidos através de cada barramento. Os valores a priori têm substancialmente como base transmissão de energia/corrente medida através do comutador de derivação em carga.

Description

CAMPO DA INVENÇÃO

[001] O campo da invenção refere-se, em geral, a sistemas de energia elétrica e, mais particularmente, a sistemas de distribuição de energia elétrica que incluem transformadores com comutadores de derivação e seus métodos de operação.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

[002] Pelo menos alguns sistemas de energia elétrica conhecidos incluem transformadores elétricos configurados para regular tensões através do uso de comutadores de derivação em carga. Um transformador de comutação de derivação em carga (OLTC) tem diversos pontos de conexão, denominados “derivações”, ao longo de pelo menos um de seus enrolamentos. Com cada uma dessas posições de derivação, um determinado número de voltas é selecionado. Visto que a tensão de saída do transformador de OLTC é determinada pela razão de voltas dos enrolamentos primários versos os enrolamentos secundários, a tensão de de saída pode ser variada selecionando-se derivações diferentes. A posição de derivação para conectar é determinada por um controlador adequado e a seleção de derivação é trocada através de um dispositivo de comutação de derivação em carga. Visto que altas tensões estão envolvidas, e as derivações são comutadas enquanto o transformador de OLTC está em carga, cada vez que uma derivação é comutada, arco elétrico ocorre. O arco elétrico facilita a deterioração dos materiais associados, tendendo, desse modo, a diminuira vida de serviço dos mecanismos de comutador de derivação. Portanto, é tipicamente desejável trocar derivações com a menor frequência possível. Entretanto, não é incomum ter dezenas de comutações de derivação em um período de 24 horas, especialmente com um compartilhamento crescente de geração distribuída (DG) e cargas variáveis e intermitentes no sistema de energia elétrica. Os operadores do sistema de energia elétrica determinam as implicações entre a frequência e o número de comutações de derivação em carga com o desgaste subsequente no comutador de derivação e a qualidade da tensão na porção do sistema mantido pelo transformador de OLTC afetado.

[003] Muitos sistemas de energia elétrica conhecidos incluem um compartilhamento crescente de geração distribuída (DG), tais como usinas fotovoltaicas (PV) em telhados residenciais, e cargas, tais como veículos elétricos (EV), sendo conectadas a sistemas e redes de energia elétrica de baixa tensão (LV) e média tensão (MV). Como tal, esses pontos de carga e DG adicionais aumentam de modo significativo a variabilidade da tensão na porção do sistema mantido pelo transformador de distribuição de OLTC afetado, aumentando, desse modo, a frequência de comutações de derivação comandadas. Nesses casos, a tensão crítica a ser regulada (normalmente localizada em extremidades de alimentador remotas) é espacialmente deslocada do OLTC, que é localizado na cabeça de alimentador. Muitas extremidades de alimentador remotas não incluem tensão, corrente e instrumentos de medição de energia devido aos custos significativos. Portanto, as tensões nas extremidades de alimentador remotas são tipicamente controladas regulando-se a tensão no OLTC na cabeça de alimentador. Alguns sistemas de distribuição elétrica conhecidos se estabeleceram e, em muitos casos, faixas regulatórias para regulação de tensão nas extremidades dos alimentadores, por exemplo, dentro de +/- 5% ou dentro de +/- 10% de limites estabelecidos. Como tal, a tensão no OLTC é regulada dentro de uma banda apertada o bastante para ajudar a manter a tensão de extremidade de alimentador dentro de parâmetros estabelecidos, em que a banda precisa ser dimensionada para regular as tensões de extremidade de alimentador sem o auxílio de instrumentação de tensão nas extremidades de alimentador.

[004] Muitos sistemas de controle de OLTC conhecidos não são configurados para regular as tensões de alimentador remoto e manter um número inferior de operações de comutação de derivação para grandes quantidades de DG e cargas dispersas através do alimentador. Por exemplo, alguns sistemas de controle de OLTC conhecidos implantam uma largura de banda variável em que a banda de tensão permissível no OLTC é continuamente ajustada com base nas condições de rede de corrente conforme indicado pelo fluxo de energia ou corrente medido através do OLTC. Entretanto, esse método presume elevações de tensão e quedas de tensão de pior caso para fluxo de energia ou corrente medido nos alimentadores associados. Por exemplo, até mesmo a meia noite, uma elevação de tensão de pior caso da maior usina elétrica PV é presumida. Essas presunções de pior caso limitam a faixa da banda de tensão variável no OLTC, que pode levar a operações de comutação de derivação desnecessárias para facilitar manter as tensões nas extremidades de alimentador remotas com uma margem satisfatória para parâmetros de equipamento, isto é, alguns sistemas de distribuição elétrica conhecidos têm faixas para a tensão na extremidade do alimentador dentro de +/- 5% ou dentro de +/-10% dos limites estabelecidos.

DESCRIÇÃO DA INVENÇÃO

[005] Em uma realização, um sistema de energia elétrica é fornecido. O sistema de energia elétrica inclui um transformador de comutação de derivação em carga (OLTC) que inclui uma pluralidade de enrolamentos primários e uma pluralidade de enrolamentos secundários. Pelo menos uma porção dos enrolamentos primários e pelo menos uma porção dos enrolamentos secundários são acoplados de modo indutivo uma à outra. O pelo menos um comutador de derivação em carga é acoplado a pelo menos um dentre a pluralidade de enrolamentos primários e a pluralidade de enrolamentos secundários. O pelo menos um comutador de derivação em carga é configurável de modo seletivo para regular a pelo menos uma porção dos enrolamentos primários e a pelo menos uma porção dos enrolamentos secundários que são acopladas de modo indutivo uma na outra. O sistema de energia elétrica também inclui uma pluralidade de barramentos acoplados ao transformador de OLTC. A pluralidade de barramentos é posicionada a jusante do transformador de OLTC. O sistema de energia elétrica inclui adicionalmente pelo menos um processador acoplado a pelo menos um comutador de derivação em carga. O pelo menos um processador é configurado para regular uma largura de banda de tensão do comutador de derivação em carga como uma função de valores de tensão estimados de pelo menos um barramento dentre a pluralidade de barramentos conforme estimados com base em valores a priori de um dentre energia e corrente transmitida através de cada barramento dentre a pluralidade de barramentos. Os valores a priori de um dentre energia e corrente são substancialmente baseados em uma transmissão de energia medida e corrente medida através do comutador de derivação em carga.

[006] Em uma realização adicional, um comutador de derivação para um transformador de comutação de derivação em carga (OLTC) é fornecido. O transformador de OLTC inclui uma pluralidade de enrolamentos primários e uma pluralidade de enrolamentos secundários. O transformador de OLTC também inclui uma pluralidade de derivações. Cada derivação dentre a pluralidade de derivações é acoplada a uma porção diferente de pelo menos um dentre a pluralidade de enrolamentos primários e a pluralidade de enrolamentos secundários. O transformador de OLTC é acoplado a uma pluralidade de barramentos a jusante do transformador de OLTC. O comutador de derivação inclui um dispositivo de seleção de derivação configurado para engatar de modo seletivo uma porção dentre a pluralidade de derivações. O dispositivo de seleção de derivação também inclui um dispositivo de acionamento acoplado ao dispositivo de seleção de derivação. O dispositivo de seleção de derivação inclui adicionalmente pelo menos um processador acoplado ao dispositivo de acionamento. O pelo menos um processador é configurado para regular uma largura de banda de tensão do comutador de derivação em carga como uma função de valores de tensão estimados de pelo menos um barramento dentre a pluralidade de barramentos conforme estimados com base em valores a priori de um dentre energia e corrente transmitida através de cada barramento dentre a pluralidade de barramentos. Os valores a priori de uma dentre energia e corrente são substancialmente baseados em uma dentre transmissão de energia medida e corrente medida através do transformador de OLTC.

[007] Em outra realização, um método de regular uma tensão em pelo menos uma porção de um sistema de distribuição elétrica é fornecido. O sistema de distribuição elétrica inclui pelo menos um transformador de comutação de derivação em carga (OLTC) que inclui uma pluralidade de enrolamentos primários e uma pluralidade de enrolamentos secundários. O sistema de distribuição elétrica também inclui um comutador de derivação configurado para regular um acoplamento indutivo entre a pluralidade de enrolamentos primários e a pluralidade de enrolamentos secundários. O comutador de derivação inclui pelo menos um processador. O transformador de OLTC é acoplado a uma pluralidade de barramentos a jusante do transformador de OLTC. O método inclui medir um dentre fluxo de energia elétrica e fluxo de corrente elétrica transmitido através do transformador de OLTC e medir uma tensão próxima aos enrolamentos secundários. O método também inclui regular uma largura de banda de tensão do comutador de derivação, através do pelo menos um processador, como uma função de valores de tensão estimados de pelo menos um barramento dentre a pluralidade de barramentos conforme estimados com base em valores a priori de uma dentre energia e corrente transmitida através de cada barramento dentre a pluralidade de barramentos. Os valores a priori de uma dentre energia e corrente são substancialmente baseados em uma dentre transmissão de energia medida e corrente medida através do transformador de OLTC.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[008] Essas e outras funções, realizações e vantagens da presente invenção serão mais bem entendidas quando as seguintes descrições detalhadas forem lidas com referência aos desenhos anexos, nos quais caracteres semelhantes representam partes semelhantes ao longo dos desenhos apresentados no presente documento: a Figura 1 é um diagrama de blocos de um dispositivo de computação ; a Figura 2 é um diagrama de blocos de uma porção de um sistema de monitoramento e controle que pode incluir o dispositivo de computação mostrado na Figura 1; a Figura 3 é um diagrama esquemático geral de uma rede de energia elétrica que inclui tanto uma rede de transmissão e um sistema de distribuição de energia elétrica com geração distribuída (DG); a Figura 4 é um diagrama esquemático expandido de uma porção do sistema de distribuição de energia elétrica mostrado na Figura 3 e obtido na área 4; a Figura 5 é um diagrama esquemático de um dispositivo de comutador de derivação que pode ser usado com o sistema de distribuição de energia elétrica mostrado nas Figuras 3 e 4; a Figura 6 é um diagrama de blocos de um sistema de estimativa de estado de sistema que pode ser usado com o sistema de monitoramento e controle mostrado na Figura 2; a Figura 7 é um diagrama esquemático de uma pluralidade de barramentos de distribuição em uma primeira configuração que pode ser no sistema de distribuição de energia elétrica mostrado nas Figuras 3 e 4; a Figura 8 é uma representação gráfica de correntes de barramento a priori e os valores de incerteza associados para a pluralidade de barramentos de distribuição mostrados na Figura 7 para determinar as correntes de barramento a priori e os valores de incerteza associados; e a Figura 9 é uma representação gráfica de uma curva de dia claro e perfil fotovoltaico (PV) medido para um dia de verão com névoas que podem ser usados para a pluralidade de barramentos de distribuição mostrados na Figura 7 para determinar as correntes de barramento a priori e os valores de incerteza associados.

[009] A menos que indicado de outra maneira, as figuras fornecidas no presente documento se destinam a ilustrar funções de realizações da invenção. Acredita-se que essas funções devam ser aplicáveis em uma ampla variedade de sistemas que compreendem uma ou mais realizações da invenção. Como tal, os desenhos não se destinam a incluir todas as funções convencionais conhecidas por aqueles técnicos no assunto que devem ser exigidas para a prática das realizações reveladas no presente documento.

DESCRIÇÃO DE REALIZAÇÕES DA INVENÇÃO

[010] No relatório descritivo a seguir e nas reivindicações, a referência será feita a uma quantidade de termos, que devem ser definidos como tendo os significados a seguir.

[011] Ss forcas ningulares “um”,“uaa” s “c/a”incluemsuferênciss plurais a menos que o contexto dite claramente de outra maneira.

[012] “Opciêual”cu“opciênelmente” nignifica cue o euento cu circunstância descrita subsequentemente pode ou não ocorrer, e que a descrição inclui casos em que o evento ocorre e casos em que não ocorre.

[013] A linguagem de aproximação, conforme usado no presente documento ao longo do relatório descritivo e reivindicações, pode ser aplicada para modificar qualquer representação quantitativa que possa variar de modo permissível sem resultar em uma mudança na função básica à qual está relacionada. Assim, um valor modificado por um termo ou termos, tais como “cerca de”, “aproximadamente” e “substancialmente”, não deve ser limitado ao valor preciso especificado. Em pelo menos alguns casos, a linguagem de aproximação pode corresponder à precisão de um instrumento para medição do valor. Aqui e ao longo do relatório descritivo e reivindicações, as limitações de faixa podem ser combinadas e/ou alternadas, tais faixas são identificadas e incluem todas as sub-faixas contidas na mesma a menos que o contexto ou linguagem indique de outra maneira.

[014] Conforme usado no presente documento, os termos “processador” e “computador” e termos relacionados, por exemplo, “dispositivo de processamento”, “dispositivo de computação” e “controlador” não são limitados a apenas aqueles circuitos integrados referidos no estado da técnica como um computador, mas se referem, de modo amplo, a um microcontrolador, um microcomputador, um controlador lógico programável (PLC) e circuito integrado de aplicação específica, e outros circuitos programáveis, e esses termos são usados alternadamente no presente documento. Nas realizações descritas no presente documento, a memória pode incluir, porém, sem limitações, uma mídia legível por computador, tal como uma memória de acesso aleatório (RAM) e uma mídia não volátil legível por computador, tal como uma memória flash. Alternativamente, um disco flexível, um disco compacto de memória somente de leitura (CD-ROM), um disco magneto-óptico (MOD) e/ou um disco versátil digital (DVD) também podem ser usados. Também, nas realizações descritas no presente documento, os canais de entrada adicionais podem ser, porém, sem limitações, periféricos de computador associados a uma interface de operador, tal como um mouse e um teclado. Alternativamente, outros periféricos de computador também podem ser usados e podem incluir, por exemplo, porém, sem limitações, um digitalizador. Adicionalmente, na realização , canais de saída adicionais podem incluir, porém, sem limitações, um monitor de interface de operador.

[015] Adicionalmente, conforme usados no presente documento, os termos “software” e “firmware” são intercambiáveis e incluem qualquer armazenamento de programa de computador em memória para execução por computadores pessoais, estações de trabalho, clientes e servidores.

[016] Conforme usaoo no lei^esente occumento, otermo “míaias legíveis por computador não transitórias” é destinado a representar qualquer dispositivo com base em computador tangível implantado em qualquer método de tecnologia para armazenamento a curto prazo ou a longo prazo de informações, tais como instruções legíveis por computador, estruturas de dados, módulos e submódulos de programa ou outros dados em qualquer dispositivo. Portanto, os métodos descritos no presente documento podem ser codificados como instruções executáveis incorporadas em um meio legível por computador tangível, não transitório, que inclui, mas sem limitação, um dispositivo de armazenamento e/ou um dispositivo de memória. Tais instruções, quando executadas por um processador, fazem com que o processador realize pelo menos uma porção dos métodos descritos no presente documento. Ademais, conforme usado no presente documento, o termo “mídias legíveis por computador não transitórias” inclui todas as mídias legíveis por computador tangíveis, incluindo, mas sem limitação, dispositivos de armazenamento em computador não transitórios, incluindo, mas sem limitação, mídias voláteis e não voláteis, e mídias removíveis e não removíveis tais como firmware, armazenamento físico e virtual, CD-ROMS, DVDs e qualquer outra fonte digital tal como uma rede ou a Internet, bem como meios digitais a serem ainda desenvolvidos, com a única exceção de ser sinal de propagação, transitório.

[017] Ademais, conforme usado no presente documento, o termo “em tempo real” se refere a pelo menos um dentre o tempo de ocorrência dos eventos associados, o tempo de medição e coleta de dados predeterminados, o tempo para processar os dados, e o tempo de uma resposta de sistema para os eventos e o ambiente. Nas realizações descritas no presente documento, essas atividades e eventos ocorrem de modo substancialmente instantâneo.

[018] Além disso, conforme usado no presente documento, os termos “faixa de tensão permissível” e “banda de tensão permissível” são usados alternadamente no presente documento e se referem, de maneira ampla, àquelas bandas/faixas de tensão, isto é, largura de banda associada com comutadores de derivação em carga (OLTCs) dentro de sistemas de distribuição de energia elétrica para regular as tensões em um ou mais barramentos críticos de alimentador, e inerentemente, os barramentos entre o transformador e os barramentos críticos. Além disso, conforme usado no presente documento, o termo “limites de tensão estabelecidos” se refere, de modo amplo, àquelas bandas/faixas de tensão e parâmetros associados com qualquer barramento nos sistemas de distribuição de energia elétrica, em que tais bandas, faixas e parâmetros são tipicamente baseados em um ou mais dentre exigências regulatórias, preferências de operador de sistema elétrico e capacidade nominal de equipamento. Portanto, os limites de tensão estabelecidos para os barramentos críticos definem pelo menos parcialmente a largura de banda de tensão permissível nos OLTCs.

[019] As realizações de esquemas de controle para os comutadores de derivação embutidos dentro dos transformadores de comutação de derivação em carga (OLTC) dentro de sistemas de distribuição de energia elétrica, conforme descrito no presente documento, superam um número de deficiências de sistemas de controle conhecidos e fornecem um método de custo eficaz para regular tensão em tais sistemas de distribuição. Especificamente, as realizações descritas no presente documento substituem esquemas de controle conhecidos que têm larguras de banda variáveis em que a banda de tensão permissível no transformador de OLTC é continuamente ajustada com base nas condições de rede atuais conforme indicado pela transmissão de corrente ou fluxo de energia medido através do comutador de derivação, em que tais esquemas conhecidos presumem elevações de tensão e quedas de tensão de pior caso nos alimentadores associados para cada respectivos valores de fluxo de energia ou corrente medidos no transformador de OLTC. Isso leva a operações de alteração de derivação desnecessárias. Mais especificamente, informações adicionais são usadas para alcançar uma aproximação mais realista e precisa para o presente estado de rede. As informações tais como informações de carga real, dados de tempo de dia e dados de dia claro solar são usadas para gerar valores a pioip aaaa apresente demanaa deaagaa e geraãõo narede.aais valores a priori incluem incertezas, que também são calculadas. Tais incertezas associadas aos valores a priori são restringidas através do uso das informações descritas acima. Com base nesses valores a priori, as incertezas associadas, e a corrente/energia medida no OLTC, as correntes em cada barramento na rede são estimadas, e com base nessas correntes estimadas e nas incertezas (isto é, covariância) para tais correntes de barramento estimadas, as tensões em cada barramento na rede são estimadas com incertezas de tensão estimada associadas, incluindo inferir a tensão crítica. Quanto menor a incerteza nas correntes a priori, menor a incerteza nas estimativas de tensão de barramento. Essas estimativas de tensão e suas incertezas são usadas para computar a banda de tensão permissível no comutador de derivação. Essa abordagem de estimativa permite a obtenção de uma estimativa mais precisa do estado de rede prevalecente em vez de presumir invariavelmente o pior caso conforme é feito na abordagem de largura de banda variável básica. As estimativas mais precisas de fluxos de energia/corrente através do sistema de alimentador e, portanto, o comutador de derivação, facilitam restrições de relaxamento. Isso, por sua vez, irá ampliar a faixa de tensão permissível no transformador de OLTC levando a menos operações de comutação de derivação.

[020] Portanto, as realizações descritas no presente documento regulam de modo dinâmico e adaptativo tensão enquanto diminui comutações de derivação em relação à maioria dos sistemas de controle de comutador de derivação conhecidos, facilitando, desse modo, o controle de tensão contínuo e estável nos alimentadores a jusante do transformador independentemente de condições elétricas variáveis devido a rápidas variações em cargas e geração distribuída (DG). O número reduzido de comutações de derivação facilita estender a vida de serviço dos comutadores de derivação e aperfeiçoa a regulação de tensão em redes de distribuição elétrica.

[021] A Figura 1 é um diagrama de blocos de um dispositivo de computação 105 que pode ser usado para realizar monitoramento e/ou controle de um sistema de distribuição de energia elétrica e, mais especificamente, um dispositivo de comutador de derivação associado a um transformador de distribuição (nenhum mostrado na Figura 1). Além disso, na realização , o dispositivo de computação 105 monitora e/ou controla qualquer peça de equipamento, qualquer sistema, e qualquer processo associado ao sistema de distribuição de energia elétrica, por exemplo, sem limitação, reguladores de tensão, pelo menos uma porção de geração distribuída (DG), e dispositivos de monitoramento (nenhum mostrado na Figura 1). O dispositivo de computação 105 inclui um dispositivo de memória 110 e um processador 115 acoplado de modo operativo ao dispositivo de memória 110 para executar instruções. Em algumas realizações, as instruções executáveis são armazenadas no dispositivo de memória 110. O dispositivo de computação 105 é configurável para realizar uma ou mais operações descritas no presente documento através da programação do processador 115. Por exemplo, o processador 115 pode ser programado codificando-se uma operação como uma ou mais instruções executáveis e fornecendo-se as instruções executáveis no dispositivo de memória 110. Na realização , o dispositivo de memória 110 é um ou mais dispositivos que possibilitam armazenamento e recuperação de informações, tais como, instruções executáveis e/ou outros dados. O dispositivo de memória 110 pode incluir um ou mais mídias legíveis por computador.

[022] O dispositivo de memória 110 pode ser configurado para armazenar medições operacionais que incluem, sem limitação, valores de tensão de alimentador e transformador históricos e em tempo real (lado alto e lado baixo), comutações de derivação e/ou quaisquer outros tipos de dados. Além disso, o dispositivo de memória 110 inclui, mas sem limitação, dados, algoritmos e comandos suficientes para facilitar o monitoramento e controle dos componentes dentro do sistema de distribuição de energia elétrica associado.

[023] Em algumas realizações, o dispositivo de computação 105 inclui uma interface de apresentação 120 acoplada ao processador 115. A interface de apresentação 120 apresenta informações, tal como uma interface de usuário e/ou um alarme, a um usuário 125. Em algumas realizações, a interface de apresentação 120 inclui uma ou mais dispositivos de exibição. Em algumas realizações, a interface de apresentação 120 apresenta um alarme associado ao sistema de distribuição de energia elétrica associado que está sendo monitorado e controlado, tal como usando-se uma interface homem máquina (HMI) (não mostrada na Figura 1). Também, em algumas realizações, o dispositivo de computação 105 inclui uma interface de entrada de usuário 130. Na realização , a interface de entrada de usuário 130 é acoplada ao processador 115 e recebe entrada a partir do usuário 125.

[024] Uma interface de comunicação 135 é acoplada ao processador 115 e é configurada para ser acoplada em comunicação com um ou mais outros dispositivos, tais como um sensor ou outro dispositivo de computação 105, e para realizar operações de entrada e de saída em relação a tais dispositivos ao realizar um canal de entrada. A interface de comunicação 135 pode receber dados a partir de um ou mais dispositivos remotos e/ou transmitir dados para os mesmos. Por exemplo, uma interface de comunicação 135 de um dispositivo de computação 105 pode transmitir um alarme à interface de comunicação 135 de outro dispositivo de computação 105.

[025] Na realização , o controle de um comutador de derivação para um transformador (nenhum mostrado na Figura 1) é realizado com dispositivos de controle locais, isto é, um dispositivo de computação localizado 105. Alternativamente, o controle de tais comutadores de derivação é realizado como uma porção de um sistema maior, mais compreensivo, conforme discutido adicionalmente abaixo.

[026] A Figura 2 é um diagrama de blocos de uma porção de um sistema de monitoramento e controle, isto é, um sistema de Controle de Supervisão e Aquisição de Dados (SCADA) 200 que pode ser usado para monitorar e controlar pelo menos uma porção de um sistema de distribuição de energia elétrica 500. Conforme usado no presente documento, o termo “sistema de SCADA” se refere a qualquer sistema de controle e monitoramento que pode monitorar e controlar o sistema de distribuição de energia elétrica 500 através de múltiplos sítios, sítios remotos e distâncias grandes. O sistema de SCADA 200 inclui pelo menos uma unidade de processamento central (CPU) 215 configurada para executar algoritmos de monitoramento e controle e lógica de monitoramento e controle. A CPU 215 pode ser acoplada a outros dispositivos 220 por meio de uma rede de comunicação 225. Em algumas realizações, a CPU 215 é um dispositivo de computação 105. Em outras realizações, a CPU 215 é um controlador.

[027] A CPU 215 interage com um primeiro operador 230, por exemplo, sem limitação, por meio de interface de entrada de usuário 130 e/ou de interface de apresentação 120. Em uma realização, a CPU 215 apresenta informações sobre sistema de distribuição de energia elétrica 500, tais como alarmes, para o operador 230. Outros dispositivos 220 interagem com um segundo operador 235, por exemplo, sem limitação, por meio de interface de entrada de usuário 130 e/ou de interface de apresentação 120. Por exemplo, outros dispositivos 220 apresentam alarmes e/ou outras informações operacionais ao segundo operador 235. Conforme usado no presente documento, o termo “operador” inclui qualquer pessoa em qualquer capacidade associada com a operação e manutenção de sistema de distribuição de energia elétrica 500, incluindo, mas sem limitação, equipe de operações de troca, técnicos de manutenção e supervisores de instalação de despacho elétrico.

[028] O sistema de distribuição de energia elétrica 500 inclui um ou mais sensores de monitoramento 240 acoplados à CPU 215 através de pelo menos um canal de entrada 245. Os sensores de monitoramento 240 coletam medições operacionais que incluem, sem limitação, tensões e correntes CA geradas dentro e transmitidas através de sistema de distribuição de energia elétrica 500. Os sensores de monitoramento 240 repetidamente, por exemplo, periodicamente, continuamente, e/ou mediante solicitação, transmitem leituras de medição operacional no tempo de medição. A CPU 215 recebe e processa as leituras de medição operacional. Em uma realização, tais dados podem ser transmitidos através da rede 225 e podem ser acessados por qualquer dispositivo que tenha a capacidade de acessar a rede 225 incluindo, mas sem limitação, computadores do tipo desktop, computadores do tipo laptop e assistentes digitais pessoais (PDAs) (nenhum mostrado).

[029] Embora a Figura 2 descreva uma realização alternativa, alguns componentes descritos para a Figura 2 podem ser usados com o dispositivo de computação autônomo 105 (mostrado na Figura 1), por exemplo, sem limitação, sensores de monitoramento 240. Como tal, o dispositivo de computação 105 inclui, sem limitação, dados, algoritmos, e comandos suficientes para facilitar, de modo independente, controle de tensão de sistema de distribuição de energia elétrica 500 conforme descrito no presente documento, tornando, desse modo, o sistema SCADA 200 e rede de comunicações 225 desnecessários.

[030] A Figura 3 é um diagrama esquemático geral de uma rede de potência elétrica 300. Em geral, rede de potência elétrica 300 tipicamente inclui uma porção de geração e transmissão 400 acoplada para um sistema de distribuição de potência elétrica 500. A porção de transmissão e geração 400 inclui uma pluralidade de usinas elétricas 402 que geram e transmitem potência elétrica para uma rede de transmissão 403, que inclui uma rede de transmissão de tensão extra-alta 404 e uma rede de transmissão de alta tensão 406 através da qual a potência é transmitida para o sistema de distribuição de potência elétrica 500. Na realização , rede de tensão extra-alta 404 inclui tensões maiores do que aproximadamente 265 quilovolts (kV) e rede de transmissão de alta tensão 406 inclui tensões entre aproximadamente 110 kV e aproximadamente 265kV. Alternativamente, rede de tensão extra-alta 404 e grande de transmissão de alta tensão 406 têm quaisquer tensões que possibilitam a operação de sistema de distribuição de energia elétrica 500 conforme descrito no presente documento. Alguns clientes de potência elétrica, tal como facilidades industriais de potência intensa, por exemplo, e sem limitação a, fábrica 408, são acopladas à rede de transmissão de alta tensão 406. A rede de potência elétrica 300 pode incluir, sem se limitara, qualquer número, tipo e configuração de usinas elétricas 402, redes de transmissão de tensão extra-alta 404, redes de transmissão de alta tensão 406, fábricas 408, e sistemas de distribuição de potência elétrica 500.

[031] Além disso, na invenção , o sistema de distribuição de potência elétrica 500 inclui consumidores de potência baixa 502 e consumidores de potência industrial média 504. O sistema de distribuição de potência elétrica 500 também inclui geração distribuída (DG) 506. Tal DG 506 inclui, sem se limitar a, uma usina elétrica urbana 508, uma usina solar 510 e uma usina eólica 512. Embora o sistema de distribuição de potência elétrica 500 seja mostrado com um número e tipo de geradores distribuídos 506, o sistema de distribuição de potência elétrica 500 pode incluir qualquer número e tipo de geradores distribuídos 506, incluindo, sem limitação, geradores a diesel, microturbinas, arranjos coletores solares, arranjos fotovoltaicos e turbinas eólicas.

[032] A Figura 4 é um diagrama esquemático expandido de uma porção de sistema de distribuição de energia elétrica 500 obtida na área 4 (mostrada na Figura 3) que usa o dispositivo de computação 105 (mostrado na Figura 1). Um eixo geométrico y 520 e um eixo geométrico x 522 são identificados com distâncias em unidades arbitrárias. O sistema de distribuição de energia elétrica 500 inclui um barramento de alimentador de baixa tensão 524, denominado neste documento a cabeça do alimentador 524. A cabeça do alimentador 524 é acoplada a uma pluralidade de segmentos de linha de alimentador 526. Muitos dentre segmentos de linha de alimentador 526 incluem um ou mais barramentos de distribuição (não mostrados na Figura 4) que incluem uma pluralidade de cargas 528 e arranjos PV solares 530 que são ambos configurados com vários tamanhos. As cargas maiores 528 e arranjos PV 530 são mostrados com círculos de diâmetro maior. As cargas 528 variam entre 0,1 kilowatts (kW) e 20 kW. Os arranjos PV solares 530 variam entre 3 kW e 85 kW. Alternativamente, as cargas 528 e arranjos PV solares 530 têm qualquer mistura de capacidades nominais que possibilita a operação de sistema de distribuição de energia elétrica 500 conforme descrito no presente documento. Em uma realização, pelo menos um transformador potencial (PT) 532 pode ser acoplado a uma extremidade de alimentador 534 para medir tensão de alimentador após a maior parte da queda de tensão ser induzida. O PT 532 mede tensão na extremidade de alimentador 534 e transmite sinais representativos da tensão. A instrumentação tal como PT 532 não é tipicamente disponível em extremidades de alimentador tais como extremidade de alimentador 534. O sistema de distribuição de energia elétrica 500 também pode incluir reguladores de tensão, bancos de capacitor, geração distribuída na forma de geradores de diesel e outros dispositivos (nenhum mostrado) tipicamente usados com sistemas de distribuição.

[033] O sistema de distribuição de energia elétrica 500 inclui adicionalmente pelo menos um transformador de distribuição de média tensão para baixa tensão (MV/LV) 550 acoplado a um barramento de média tensão 552, por exemplo, sem limitação, 20 kV, e cabeça do alimentador 524. Na realização , o transformador 550 é capacitado para 630 kilo-Volt-Amperes (kVA). Alternativamente, o transformador 550 tem qualquer capacidade nominal que possibilita a operação de sistema de distribuição de energia elétrica 500 conforme descrito no presente documento. Além disso, na realização , o transformador 550 é um transformador de OLTC com um dispositivo de comutador de derivação (não mostrado na Figura 4, e descrito adicionalmente abaixo). Um PT 551 é acoplado ao barramento de média tensão 552 próximo ao transformador 550 para medir tensão no barramento 552 e transmitir sinais representativos da tensão no barramento 552 para pelo menos um dentre o dispositivo de computação 105 (mostrado na Figura 1) e o sistema de SCADA 200. De modo similar, um PT 553 é acoplado à cabeça do alimentador 524 próximo ao transformador 550 para medir tensão na cabeça do alimentador 524 e transmitir sinais representativos da tensão na cabeça do alimentador 524 para pelo menos um dentre o dispositivo de computação 105 (mostrado na Figura 1) e o sistema de SCADA 200. Em pelo menos algumas realizações, um PT é usado para medir tensão próxima ao comutador de derivação.

[034] A Figura 5 é um diagrama esquemático de um comutador de derivação em carga 600 que pode ser usado com sistema de distribuição de energia elétrica 500 (mostrado nas Figuras 3 e 4) e o dispositivo de computação 105 (mostrado na Figura 1). Na realização , o comutador de derivação 600 é um tipo em tanque de seletor de derivação rotatório com uma configuração de contactor realizar antes de quebrar. Alternativamente, o comutador de derivação 600 é qualquer tipo de comutador de derivação que possibilita a operação de sistema de distribuição de energia elétrica 500 conforme descrito no presente documento. O transformador de distribuição OLTC 550 inclui uma pluralidade de média tensão, isto é, enrolamentos primários 554 acoplados ao barramento de média tensão 552 através de comutador de derivação 600. O transformador de distribuição OLTC 550 também inclui uma pluralidade de baixa tensão, isto é, enrolamentos secundários 556 acoplados à cabeça do alimentador 524. Na realização , o comutador de derivação 600 é fisicamente acoplado aos enrolamentos primários 554. Alternativamente, o comutador de derivação 600 é fisicamente acoplado aos enrolamentos secundários 556.

[035] A energia elétrica pode ser transmitida em ambas direções através de transformador 550. Especificamente, a energia elétrica é transmitida a partir de enrolamentos primários 554 para enrolamentos secundários 556 quando a energia retirada pelas cargas 528 (mostradas na Figura 4) é maior do que a geração de energia da soma de DG em operação a jusante de transformador 550, por exemplo, arranjos PV solares 530 (mostrados na Figura 4), usina elétrica 508, parque solar 510 e parque eólico 512 (todos os três mostrados na Figura 4) e quaisquer geradores de diesel e micro-turbinas (nenhum mostrado). Sob tais condições, a energia elétrica flui a partir de enrolamentos primários 554 para enrolamentos secundários 556, isto é, a partir de rede de transmissão de alta tensão 406 para sistema de distribuição de energia elétrica 500 conforme mostrado com seta de avanço 558 e pode ser denominada fluxo de energia de avanço ou fluxo de energia positivo. Em contraste, se a DG a jusante de transformador 550 estiver gerando mais energia do que é consumida a jusante de transformador 550 por cargas 528, a transmissão de energia elétrica é revertida e energia elétrica flui a partir de enrolamentos secundários 556 para enrolamentos primários 554, isto é, a partir do sistema de distribuição de energia elétrica 500 para rede de transmissão de alta tensão 406, conforme mostrado com seta inversa 560. Essa situação pode ser denominada fluxo de energia inverso ou fluxo de energia negativo.

[036] O comutador de derivação 600 inclui um seletor de derivação rotatório 602 que inclui uma primeira porção de contato ou externa 604 e uma segunda, ou interna porção de contato 606, ambas acopladas ao barramento de média tensão 552 através de uma pluralidade de condutos 608. Os enrolamentos 554 são acoplados ao barramento de média tensão 552 através de um conduto 609. O seletor de derivação rotatório 602 inclui uma pluralidade de entalhes radialmente externos 610 e um primeiro braço seletor de entalhe 612 configurado para acoplar aos entalhes radialmente externos 610. Os entalhes radialmente externos 610 são configurados com números ímpares 1 a 15 que correspondem a uma pluralidade de derivações de transformador de OLTC de número ímpar 1 a 15 que são acopladas a porções de enrolamentos primários 554 em porções incrementais de enrolamentos 554. O seletor de derivação rotatório 602 também inclui uma pluralidade de entalhes radialmente internos 614 e um segundo braço seletor de entalhe 616 configurado para acoplar com os entalhes radialmente internos 614. Os entalhes radialmente internos 614 são configurados com números pares 2 a 16 que correspondem a uma pluralidade de derivações de transformador de OLTC de número par 2 a 16 que são acopladas a porções de enrolamentos primários 554 em porções incrementais de enrolamentos 554. As derivações de transformador de OLTC de número ímpar 1 a 15 e derivações de transformador de OLTC de número par 2 a 16 definem a pluralidade de derivações de transformador de OLTC 618.

[037] A seleção de derivações 1 a 16 de pluralidade de derivações transformador de OLTC 618 regula um acoplamento indutivo entre enrolamentos primários 554 e enrolamentos secundários 556 selecionando-se uma derivação 1 a 16 que fornece uma razão predeterminada do número de enrolamentos primários 554 para o número de enrolamentos secundários 556. Tal razão de enrolamentos facilita uma razão de tensão primária para secundária predeterminada. No exemplo mostrado na Figura 6, a razão de voltas aumenta com o aumento do número de derivação de 1 a 16. A relação do número de voltas e as tensões é mostrada como:

em que VIN representa a tensão de entrada, isto é, alta tensão em enrolamentos primários 554, VOUT representa a tensão de saída, isto é, baixa tensão em enrolamentos secundários 556, Ti representa o número de voltas de enrolamento associados a enrolamentos primários 554, e T2 representa o número de voltas de enrolamento associados a enrolamentos secundários 556.

[038] O comutador de derivação 600 também inclui um motor 620 acoplado a um braço de seleção de derivação 622 que é configurado para mover de modo seletivo cada um dentre o primeiro braço de seletor de entalhe 612 e segundo braço seletor de entalhe 616 para um entalhe ímpar predeterminado 610 e entalhe par 614, respectivamente. O comutador de derivação 600 inclui adicionalmente pelo menos um comutador 624, por exemplo, sem limitação, um comutador de desviador, que opera em conjunto com o motor 620 para selecionar qual dentre as 16 derivações está em serviço. O comutador de derivação 600 também inclui equipamento adicional, por exemplo, e sem limitação, resistores de transição/limitação. O dispositivo de computação 105 é acoplado ao motor 620 e comutadores 624 para operar o comutador de derivação 600 conforme descrito adicionalmente abaixo.

[039] Durante a operação, um dentre 1 a 16 da pluralidade de derivações de transformador de OLTC 618 é selecionado para fornecer uma primeira razão predeterminada de enrolamentos primários 554 para enrolamentos secundários 556. O primeiro braço seletor de entalhe 612 é posicionado em um dentre os entalhes radialmente externos 610 numerados de modo ímpar 1 a 15 e o segundo braço seletor de entalhe 616 é posicionado em um dentre os entalhes radialmente internos 614 numerados de modo par 2 a 16. Entretanto, os comutadores 624 selecionam apenas um dentre primeiro braço seletor de entalhe 612 e segundo braço seletor de entalhe 616 em qualquer tempo. Portanto, os comandos a partir de dispositivo de computação 105 reposicionam de modo seletivo um dentre primeiro braço seletor de entalhe 612 e segundo braço seletor de entalhe 616 através de operação de motor 620 e braço de seleção de derivação 622, isto é, o braço 612 ou 616 que não está atualmente associado à derivação em serviço. Apenas derivações numericamente adjacentes podem ser selecionadas para a comutação seguinte, por exemplo, primeiro entalhe seletor braço 612 pode alterar do entalhe 1 ao entalhe 3, mas não do entalhe 1 ao entalhe 5 ou do entalhe 1 ao entalhe 15. Uma vez que o entalhe de derivação desejado é selecionado, o dispositivo de computação 105 opera comutadores 624 para selecionar o braço seletor de entalhe previamente não selecionado 612 ou 616 na nova posição de derivação e, então, desmarcar a seleção do braço previamente selecionado 612 e 616 de um modo realizar antes de quebrar, estabelecendo, desse modo, uma segunda razão predeterminada de enrolamentos primários 554 para enrolamentos secundários 556.

[040] A Figura 6 é um diagrama de blocos de um sistema de estimativa de estado de sistema 700 que pode ser usado com um sistema de monitoramento e controle, isto é, sistema de SCADA 200 (mostrado na Figura 2) usado para monitorar e controlar pelo menos uma porção de sistema de distribuição de energia elétrica 500 (mostrado na Figura 5). Na realização , as tensões de rede a jusante de transformador de OLTC 550 (mostrado nas Figuras 4 e 5) são estimadas com o uso de uma técnica de estimativa matemática, tal como, e sem limitação, um Filtro Kalman 702 que é residente dentro da implantação de sistema de estimativa de estado de sistema 700. Alternativamente, qualquer técnica de estimativa matemática que possibilita a operação de sistema de estimativa de estado de sistema 700 conforme descrito no presente documento é usada. O método de estimativa implantado em sistema de estimativa de estado de sistema 700 é um problema de fluxo de carga linear com uma formulação de corrente constante (ou energia) conforme implantado no estimador linear de Filtro Kalman 702.

[041] O sistema de estimativa de estado de sistema 700 também inclui um módulo de entrada 704 que inclui uma pluralidade de canais de entrada. O módulo de entrada 704 inclui um primeiro canal de entrada 706 que recebe medições em tempo real tais como corrente (ou energia) e medições de tensão próximas a enrolamentos secundários 556 (mostrados na Figura 5) de transformador de OLTC 550 com o uso de dispositivos de medição de corrente e medição de tensão (não mostrados) como parte de um suite de instrumentação que inclui sensores de monitoramento 240 (mostrados na Figura 2). Tais medições de corrente e tensão de transformador em tempo real facilitam determinações da magnitude e direção de transmissão de energia através de transformador de OLTC 550.

[042] O módulo de entrada 704 também inclui um segundo canal de entrada 708 que recebe conhecimento a priori a partir de um número de fontes que incluem, sem limitação, presunções de corrente de barramento média para cada barramento a jusante de transformador de OLTC 550 como uma função de corrente medida através de transformador 550. Conforme usado no presente documento, o termo “a priori” se refere àqueles valores relacionados a, ou que denotam, racionalizam, conhecimento, e dados gerados a partir de dedução teórica bem como a partir de experiência ou observação puramente empírica. Além disso, tais fontes a priori incluem fatores relacionados ao tempo de dia, por exemplo, valores de carga estimados e/ou valores de carga historicamente registrados em cada barramento e curvas de geração solar de dia claro representativas pelo menos parcialmente de geração de energia PV em tempo real presumida em cada barramento como uma função do tempo de dia (cada um discutido adicionalmente abaixo). Adicionalmente, tais fontes a priori incluem presunções sobre consumo de carga, isto é, consumo de energia de carga médio.

[043] O módulo de entrada 704 inclui adicionalmente um terceiro canal de entrada 710 que recebe dados de covariância (Q) de ruído de processo dentro de sistema de distribuição de energia elétrica 500, em que a covariância Q modela a probabilidade de que a corrente em um determinado barramento comutará de uma etapa de intervalo para outra para facilitar avaliações de incerteza. O módulo de entrada 704 também inclui um quarto canal de entrada 712 que recebe dados de covariância (R) de variáveis observadas para modelar incerteza de tais variáveis observadas, incluindo, sem limitação, o ruído esperado das medições em tempo real de sistema de SCADA 200 de tensão e corrente no transformador de OLTC 550. Os dados de covariância (R) também incluem a incerteza ao redor do conhecimento a priori coletado nos valores das correntes de barramento individuais dentro do sistema de distribuição de energia elétrica 500 a jusante de transformador de OLTC 550.

[044] O sistema de estimativa de estado de sistema 700 inclui adicionalmente um módulo de saída 714 que inclui uma pluralidade de canais de saída. O módulo de saída 714 inclui um primeiro canal de saída 716 que transmite condições de estado de sistema estimadas, isto é, correntes de barramento estimadas para cada um dentre o barramento associado sob consideração a um processador, por exemplo, dispositivo de computação 105 (mostrado na Figura 5) em que as estimativas de corrente são convertidas em estimativas de tensão para cada barramento. Na realização , os valores estimados para a tensão crítica na extremidade do alimentador associado são usados para gerar comandos para comutador de derivação 600. O módulo de saída 714 também inclui um segundo canal de saída 718 que transmite incerteza residual das tensões de barramento. Tal valor é uma função da admissão específica, isto é, o inverso de impedância, da porção associada de sistema de distribuição de energia elétrica 500 e quanto menor a incerteza nas correntes a priori, menor é a incerteza na estimativa de tensão crítica.

[045] A Figura 7 é um diagrama esquemático de uma pluralidade de barramentos de distribuição em uma primeira configuração que estão no sistema de distribuição de energia elétrica 500. A Figura 8 é uma representação gráfica de correntes de barramento a priori e os valores de incerteza associados para a pluralidade de barramentos de distribuição (mostrados na Figura 7) para determinar as correntes de barramento a priori e os valores de incerteza associados. As Figuras 7 e 8 são fornecidas para facilitar a descrição da derivação da lógica e algoritmos usados para determinar as correntes e tensões de barramento a priori e fornecer dois exemplos relativamente simples.

[046] Conforme descrito acima, o sistema de distribuição de energia elétrica 500 inclui transformador de distribuição OLTC 550 acoplado ao barramento de média tensão 552 (por vezes denominado o barramento em barra slack) e cabeça do alimentador 524. Na realização , PT 551 é acoplado a barramento de média tensão 552 próximo ao transformador 550 para medir tensão no barramento 552 e transmitir sinais representativos da tensão de referência (vref ) no barramento 552 para pelo menos um dentre o dispositivo de computação 105 (mostrado na Figura 1) e o sistema SCADA 200 (mostrado na Figura 2). Um transformador de corrente (CT) 730 é acoplado a barramento de média tensão 552 para medir corrente no barramento 552 e transmitir sinais ii(t) representativos da corrente no lado primário de transformador 550 para o dispositivo de computação 105. A tensão de referência vref é presumida ser substancialmente constante e corrente de barramento slack ii(t) varia com carga e geração de DG a jusante de transformador 550. Na realização , a geração de DG é presumida ser geração substancialmente PV.

[047] Além disso, na realização , o sistema de distribuição de energia elétrica 500 inclui cabeça do alimentador 524 acoplada ao segmento de linha de alimentador 526 que inclui uma pluralidade de barramentos de distribuição que incluem uma pluralidade de cargas 528 e um arranjo PV solar 530 que são configurados com vários tamanhos. Na realização , há cinco barramentos de distribuição, isto é, Barramento 2, Barramento 3, Barramento 4, Barramento 5 e Barramento 6. O barramento de média tensão 552, isto é, barramento slack 552 é considerado ser o Barramento 1. Apenas o Barramento 2 e o Barramento 3 são mostrados com cargas 528 e apenas o Barramento 6 é mostrado com um arranjo PV solar 530. Especificamente, o Barramento 2 inclui cargas 734 e o Barramento 2 pode absorver no máximo 0,01 kiloamperes (kA) de corrente, o Barramento 3 inclui cargas 736 e o Barramento 3 pode absorver no máximo 0,08 kA de corrente, e o Barramento 6 inclui arranjo PV solar 738, em que o gerador de PV 738 pode produzir no máximo um valor de corrente de -0,03 kA. Não há cargas ou DG em Barramentos 4 e 5.

[048] Adicionalmente, na realização , PT 553 é acoplado a cabeça do alimentador 524 próximo ao transformador 550 para medir tensão na cabeça do alimentador 524 e transmitir sinais vTC (t) representativos da tensão na cabeça do alimentador 524 para o dispositivo de computação 105. Um transformador de corrente (CT) 732 é acoplado à cabeça do alimentador 524 próximo ao transformador 550 para medir corrente na cabeça do alimentador 524 e transmitir sinais iTC (t) representativos da corrente no lado secundário do transformador 550 para o dispositivo de computação 105. Não há substancialmente nenhuma instrumentação de medição de tensão e corrente a jusante de cabeça do alimentador 524. Portanto, a tensão e a corrente no o barramento, isto é, v (t) e ii(t), respectivamente, são determinadas, isto é, inferidas com o uso dos métodos descritos abaixo.

[049] As tensões e correntes no o barramento, isto é, v(t) e ii (t), respectivamente, são determinadas, isto é, inferidas com o uso dos métodos, da lógica e dos algoritmos descritos abaixo. Um valor de tensão complexa VU no tempo rrepresenaa uma matziN-1 x dde voleres de tensão desconhecidos v2(t) , v3(t) m.. vN (t) o em nueO/óo iSenúifiepSor ra o^eor nara o meior número de barramento dos barramentos sob consideração, e em que, na realização , esse valor é 6, representativo do Barramento 6 na extremidade de alimentador 534 (mostrada na Figura 7). Os valores de tensão desconhecidos são coletados no vetor N-1 x 1:

[050] O barramento de média tensão 552, isto é, barramento em barra slack 552 no lado primário de transformador de comutação de derivação 550 é considerado como sendo o Barramento 1. Sua tensão é constante e conhecida e chamada de tensão de referência Vre e é escrita como:

[051] A tensão no lado secundário de transformador 550 é igual à tensão no Barramento 2 e é, portanto, fornecida por:

[052] A corrente transmitida através de transformador 550 é constatada por somatório de todas as correntes de barramento, isto é, por:

[053] De acordo com a Lei de Ohm, as relações entre tensão e corrente nos barramentos e no transformador 550 podem ser escritas como:

em que iᴜ(t) =i1(t), isto é, a corrente no barramento em barra slack 552. As matrizes

representam as matrizes de impedância entre os elementos diferentes da rede. A matriz de bloco yU,C tem dimensão 1x 1 e foi denotada com uma letra minúscula para enfatizar que a mesma é uma matriz escalar. As matrizes de bloco

e

têm dimensões --1x1 e lxTV-l respectivamente. Essas variáveis são denotadas com a letra minúscula em negrito y para enfatizar que as mesmas são vetores. Os vetores são considerados em relação à coluna. O símbolo transposto é usado para T representar o vetor de coluna

como um vetor de fileira.

[054] Para operação de comutador de derivação aperfeiçoada, o nível de tensão atualmente prevalecente na rede é determinado apenas com as medições de tensão e corrente no transformador 550 fornecido. Portanto, há interesse na relação entre Vu e ic, em que vu é solucionado a fim de determinar a tensão crítica para a regulação. A partir das Equações (3) e (6) e assumindo que YC,U é invertível:

[055] Portanto, o sistema a seguir das Equações é obtido a partir das Equações (5) a (9):

em que l é um vetor de dimensão apropriada cujos elementos são todos 1 e a tensão medida no transformador 550 é:

[056] A abordagem de controle a seguir usa um controlador de tempo distinto, por exemplo, CPU 215 e dispositivo de computação 105 (ambos mostrados na Figura 2) com um intervalo de amostragem Δt. O krk intervalo de amostragem é definido como:

em que t0 é o instante de tempo em que a amostragem começou. Devido a uma variável de tempo contínuo x(t), a versão amostrada de x(t) é denotada com x(k), isto é, para todos k, x(k+ = x(t0 + k∆t).

[057] Em cada intervalo k, uma posição de derivação apropriada é selecionada de modo que a tensão de cada barramento na rede seja limitada dentro dos limites estatuários. O barramento crítico é definido como aquele barramento com o maior aumento ou queda de tensão da cabeça de alimentador, em que o maior potencial para excedência de parâmetros de tensão está presente, isto é, violações potenciais, por exemplo, excedências de tensão, de limites de tensão estabelecidos podem ocorrer. Conforme descrito acima, os limites de tensão estabelecidos para os barramentos críticos definem pelo menos parcialmente as faixas/bandas de tensão permissíveis no OLTC.

[058] No tempo de execução, que é, após t = 0o, o controlador mede o valor de vTC (k) e iTC(k), mas o mesmo não tem informações sobre os valores de tensão ou valores de corrente nos barramentos diferentes, isto é, Barramentos 3 a 6. No entanto, a fim de selecionar a posição de derivação correta com seletor de derivação 602 (mostrado na Figura 5), informações sobre todas as tensões de barramento, isto é, vU (k) ou pelo menos a tensão de barramento crítico, são exigidas. O sistema na Equação ((0) se refere a vTC (k) e iTC(k) a vU (k) através de um conjunto de Equações lineares. Em princípio, tal sistema é bem adequado para uma abordagem de Filtro de Kalman. No entanto, os valores de correntes nos barramentos não podem ser exclusivamente derivados da Equação ((0) com base em vTC (k) e iTC(k) apenas devido ao fato de que o sistema na Equação ((0) é caracterizado por N Equações lineares, em que há duas variáveis conhecidas. Como tal, quando N é maior que 3, essas informações não são suficientes para identificar exclusivamente os valores da corrente (ou tensões) dos barramentos.

[059] Para superar a ausência de observabilidade completa do sistema, a incerteza dos valores das correntes a priori pode ser reduzida explorando- se conhecimento sobre valores de corrente de barramento máximo e mínimo. Por exemplo, os limites nas correntes de barramento podem ser definidos como os valores de corrente admissíveis máximo e mínimo para estabelecer a faixa de corrente possível para cada barramento com base nos limites físicos das cargas conectadas e unidades de geração. Como tal, os limites físicos em relação às correntes de barramento são usados para construir as correntes a priori. Tais correntes a priori são geradas com o conhecimento de que valores atuais das correntes de barramento buscarão dentro da faixa possível estabelecida e as informações a priori são expressadas através de uma medida de probabilidade, isto é, mais especificamente, uma distribuição Gaussiana é gerada devido ao Filtro de Kalman 702 (mostrado na Figura 6). Devido a tal distribuição Gaussiana, a corrente a priori é definida no ponto intermediário da faixa possível estabelecida. A incerteza em relação a esse valor a priori é derivada da largura da faixa de corrente possível.

[060] As correntes de barramento calculadas são modeladas com o uso da primeira Equação da Equação dinâmica (13) (acima da linha pontilhada mostrada abaixo) usada por medições de Filtro de Kalman 702 w)kp pondara a probabilidade de que variações repentinas nas variáveis medidas são devido a alterações repentinas na corrente nos barramentos, ou para ampliar erros das medições (w(k)). Escrever novamente a Equação (10), adicionar as correntes a priori (i° (k)), e considerara incerteza conectada às medições reais e deduzidas (v(k)), a segunda Equação de sistema (13) (abaixo da linha pontilhada mostrada abaixo) é derivada:

em que I é a matriz de identidade, e em que:

em que a matriz de identidade /é msstaaaa naaaiaa oonliiaaaa. Os vetores w(k) e v(kv representam ruídos de processo independente assumidos como sendo extraídos de uma distribuição Gaussiana com meio zero e matrizes covariância Q(k) e , respectivamente (ambas mostradas na Figura 6). O vetor i° (k) representa o conhecimento a priori dos valores das correntes de barramento. O valor desse vetor pode ser computado off-line com base no uso de tempo similar de conhecimento adicional do dia (discutido adicionalmente abaixo).

[061] A covariância de vetor w(k), isto é, Q(k), modela a probabilidade de que a corrente em um determinado barramento será alterada a partir de uma etapa p paro outaa. A covariânaid ao votor v(kv, isté é, R(k), modela a incerteza em torna das variáveis vTC(k), iTC(k) e i° (k). Os primeiros dois elementos de v(k) representam a quantidade de ruído que é esperada das medições atuais de vTC(k) e iTC(k). Os outros elementos de v(kv modelam a precisão esperada dos valores a priori i° (k) (discutidos adicionalmente abaixo).

[062] Com a adição de valores de corrente a priori, como variáveis medidas “virtuais” ou “falsas”, o sistema descrito pela Equação (13) é agora observável e filtros, como Filtro de Kalman 702, podem ser usados para estimar a corrente em cada barramento. Consequentemente, como uma saída, Filtro de Kalman 702 produzirá uma estimativa para todas as correntes de barramento, bem como uma covariância ou incerteza associadas.

[063] Devido a um valor de corrente de barramento estimado :

com covariância P(k), a tensão em cada barramento pode ser estimada como:

e a incerteza de cada estimativa de tensão é fornecida por:

em que B é definido pela Equação (8) e A é definido pela Equação (9).

[064] A estimativa de tensão incerteza descrita por

na Equação ((6), e conforme determinado através do segundo canal de saída 7(8, representa a incerteza residual nas tensões de barramento após a corrente no transformador 550 ter sido medida e a estimativa da etapa f foi oompletada. As tensões de barramento e, desse modo, a incerteza residual nas tensões de barramento é uma função da admissão específica da rede. Isso implica que devido à mesma incerteza na corrente a priori, uma incerteza diferente na tensão de barramento pode ser obtida em redes diferentes. As tensões de barramento são obtidas como uma função das correntes de barramento estimadas e a admissão de rede (consulte a Equação ((5)). Como tal, a menor incerteza nas correntes a priori, a menor incerteza na estimativa.

[065] Conforme descrito acima, os valores possíveis das correntes a priori são delimitados por limites superior e inferior para cada barramento. Esses limites poderiam ser fornecidos por correntes admissíveis máxima e mínima ou com o uso de limites físicos e meteorológicos (ambos descritos adicionalmente abaixo).

representa a delimitação inferior para iC(k) e

representa a delimitação superior. Em cada intervalo k o a seguir permanece verdadeiro:

[066] O valor do vetor de corrente a priori

é é definido como o valor principal entre os dois vetores limitantes, isto é:

[067] Equação (17) implica uma distribuição uniforme delimitada das correntes de barramento. No entanto, a abordagem de Filtro de Kalman assume de modo inerente uma distribuição Gaussiana não delimitada. Consequentemente, o vetor de corrente fornecido pela Equação (18) é definido como o meio da distribuição Gaussiana com matriz de covariância R(k) que representa o intervalo de incerteza que envolve o vetor de corrente a priori. Esse intervalo de incerteza é limitado pela delimitação inferior para iC (k), isto é,

e

, que denota a delimitação superior de iC(k). Para esse efeito, a i th corrente de barramento é submetida a uma incerteza definida por:

e em que Ri+1,i+1(k) representa os elementos diagonais de matriz de covariância R. O

fator se refere à distribuição uniforme delimitada das correntes de barramento com a distribuição Gaussiana não delimitada. Mais especificamente, assume-se que Xa corresponde a metade do intervalo de incerteza fornecida por:

[068] Valores possíveis para X são 2 ou 3, enquanto que outros fatores também podem ser usados. Em comparação com = = 3, um valor de = = 2 leva a uma curva Gaussiana maior, que é mais intimamente semelhante a uma distribuição uniforme. Ademais, os valores de iC próximos aos limites, isto é, que se aproximam

e

, são mais prováveis no último do que no caso anterior. Portanto, um valor de = =2 será usado no presente documento. Ademais, elementos não diagonais podem ser incluídos na matriz R para modelar correlação dentre correntes no barramento. Isso pode ser feito para correntes de PV, por exemplo, em que, por simplicidade, uma correlação de 1 pode ser assumida. Uma correlação de 1 implica que a energia gerada por painéis de PV próximos uns aos outros seguem o mesmo padrão. Independentemente da rede de distribuição específica, uma redução na incerteza da corrente a priori tipicamente produz uma redução da incerteza da tensão estimada nos barramentos. As abordagens para reduzir a incerteza da corrente a priori considerando-se delimitações físicas nas informações atuais e adicionais reunidas no tempo de execução são discutidas adicionalmente abaixo.

[069] Conforme descrito acima, a Figura 8 é uma representação gráfica de correntes a priori de barramento e os valores incertos associados à pluralidade de barramentos de distribuição, isto é, Barramentos 2, 3, e 6 (mostrados na Figura 7) para determinar as correntes a priori de barramento e os valores incertos associados. Além disso, conforme descrito acima, o intervalo para o vetor de corrente a priori pode ser definido com base em limites físicos impostos pela carga ou capacidade de PV instalado em barramentos diferentes, ou pelos limites físicos da rede ao permitir determinados fluxos de corrente. Além disso, a incerteza nas correntes nos Barramentos 2 a 6 pode ser adicionalmente limitada com base nos valores medidos no transformador 550.

[070] Em um primeiro exemplo, a corrente iTC(k) é determinista e não afetada pelo ruído. Nesse primeiro exemplo, e em referência à Figura 7, as cargas 734 e 736 são apenas instaladas no Barramento 2 e no Barramento 3, respectivamente. O gerador de PV 738 é acoplado ao Barramento 6. As cargas são caracterizadas por valores de corrente positivos e geração de PV é caracterizada por valores de corrente negativos. Nesse exemplo, ^(^i>0, z'3^) > 0, í((k) = 0, 5((Ji')- 0, e zβ(^i - °. A carga no Barramento 2 pode absorver, no máximo, 0,01 quiloampères (kA) de corrente e carga no barramento 3 pode absorver, no máximo, 0,08 kA de corrente. O gerador de PV 738 pode produzir, no máximo, uma valor de corrente de -0,03 kA. A corrente em tempo real medida no transformador 550 iTC(k) é -0,03 kA. Devido às restrições na corrente, a única combinação admissível de correntes é i1(k)-0, i2(k)-0, 66(k) 0.03kA. Essa alocação de corrente derivada é exclusiva e não há incerteza sobre as correntes estimadas.

[071] A Figura 8 inclui um primeiro gráfico 802 representativo de correntes de barramento inferidas como uma função de corrente medida no transformador 550. O gráfico 802 inclui um eixo geométrico y 804 representativo do vetor de corrente a priori

c conforme deduzido pelo sistema de estimativa de estado de sistema 700 que se estende de -0,04 kA a 0,08 kA em aumentos de 0,02 kA. O gráfico 802 também inclui um eixo geométrico x 806 representativo da corrente medida iTC(0) no transformador 550 que se estende de -0,04 kA a 0,1 kA em aumentos de 0,02 kA. O gráfico 802 inclui adicionalmente uma curva 808 de Barramento 2, uma curva 810 de Barramento 3 e um curva 812 de Barramento 6. Os Barramentos 4 e 5 têm valores de corrente definidos de 0 kA e não têm curvas.

[072] A Figura 8 também inclui um segundo gráfico 822 representativo de incerteza inferida das correntes de barramento inferidas como uma função de corrente medida no transformador 550. O gráfico 822 inclui um eixo geométrico y 824 representativo da incerteza R(0), conforme deduzido pelo sistema de estimativa de estado de sistema 700, dos vetores de corrente a priori

(mostrados no gráfico 802). O eixo geométrico Y 824 se estende de 0 kA a 0,04 kA em aumentos de 0,005 kA. O gráfico 822 também inclui um eixo geométrico x 826 representativo da corrente medida iTC(0) no transformador 550 que se estende de -0,04 kA a 0,1 kA em aumentos de 0,02 kA. O eixo geométrico X 826 é colinear com o eixo geométrico x 806. O gráfico 822 inclui adicionalmente uma curva 828 de Barramento 2, uma curva 830 de Barramento 3 e um curva 832 de Barramento 6. Os Barramentos 4 e 5 têm valores de corrente definidos de 0 kA e não têm curvas. Os gráficos 802 e 822 também incluem linhas pontilhadas 836 e 838, respectivamente, representativas da corrente em tempo real medida no transformador 550 iCC(k) de -0,03 kA. As curvas 808, 810, e 812 indicam i1(k) = 0, z2^) = 0, z6^) = -k-03 kA, respectivamente e as curvas 828, 830, e 832 indicam incertezas de 0. Portanto, o valor de corrente de Barramento 6 deduzido de -0,03 kA é usado como uma corrente medida "virtual" ou "falsa" em tempo real equivalente para deduzir de modo similar a tensão crítica associada ao Barramento 6 através de um cálculo linear com base na admitância de sistema conhecida e, então, usa essa tensão crítica deduzida em tempo real como uma entrada para determinar a posição de derivação apropriada.

[073] Em um segundo exemplo, a corrente iCC(k) é determinística e não afetada pelo ruído, similar ao primeiro exemplo. Nesse segundo exemplo, e novamente em referência à Figura 7, as cargas são instaladas no Barramento 2 e no Barramento 3 apenas. O gerador de PV 738 é acoplado ao Barramento 6. As cargas são caracterizadas por valores de corrente positivos e geração de PV é caracterizada por valores de corrente negativos. Nesse exemplo, z2^) - 0 , 3(ki) -0, z'4^) = 0, z5(^) = 0, e z6^i - °. A carga no Barramento 2 pode absorver no máximo 0,01 kA de corrente e carga no Barramento 3 pode absorver, no máximo, 0,08 kA de corrente. O gerador de PV 738 pode produzir, no máximo, um valor de corrente de -0,03 kA. A corrente em tempo real medida no transformador 550 iCC(k)é 0,04 kA. Nesse caso, embora seja claro que o Barramento 3 está consumindo alguma corrente, no entanto, o valor exato de consumo de corrente é desconhecido, mas visto que há pelo menos algum consumo de corrente, a faixa de valores admissíveis para i3(k) é menor que o intervalo original de [0 (kA), 0-08(kA)].

[074] Devido a um determinado valor de corrente em tempo real medida no transformador 550, os valores possíveis de corrente máximo e mínimo para cada barramento são determinados. Esse problema é formulado como dois problemas de otimização linear separados. A corrente mínima em um barramento é éescritooomo:

[075] De modo similar, a máxima corrente permitida no barramento i pode ser escrita como:

[076] Essa rotina de otimização produz

e

é dependente de iTC . Substituir isso nas Equações (18) e (19) fornece

e a matriz de covariância • 0 R. Os valores a priori resultantes

e suas incertezas associadas como uma função de iTC para a rede são mostradas pelas linhas pontilhadas 846 e 848, respectivamente, na Figura 9. Para esse segundo exemplo, um iTC medido de 0,04 kA leva a correntes a priori

de aproximadamente 0,005 kA, 0,05 kA, e - 0,015 kA para os Barramentos 2, 3 e 6, respectivamente. Ademais, para esse segundo exemplo, essas correntes são associadas a incertezas de pesos diferentes, isto é, 0,01 kA, 0,04 kA, e 0,03 kA para os Barramentos 2, 3, e 6 respectivamente. Desse modo, para um iTC medido de 0,04 kA, a corrente do ~ - 10 . , Barramento 3 pode estar na faixa de

mais/menos metade da incerteza correspondente, isto é, 0,05 kA ± [(0,04 kA)/2]. Portanto, para o Barramento 3 e um iTC medido de 0,04 kA, por exemplo, a introdução dos resultados de dependência iTC em uma redução do tamanho de intervalo possível para as correntes a priori de [0 kA, 0,08 kA] sem iTC dependência para [0,03 kA, 0,07 kA] com dependência iTC. Portanto, o intervalo de corrente reduzido que inclui a incerteza das estimativas para os barramentos, em conjunto com a admitância de sistema conhecida, facilita uma largura de banda de tensão relativamente mais ampla para controle de transformador de OLTC 550, que, por sua vez, leva a menos operações de alteração de derivação.

[077] Os exemplos descritos nas Figuras 7 e 8 acima descrevem definição de uma faixa de tensão permissível, isto é, largura de banda para transformador de comutador de derivação em carga 550 como uma função de valores de corrente calculados transmitidos através de cada um dos Barramentos 2 a 6. De modo alternativo, uma faixa de tensão permissível para transformador de comutador de derivação em carga 550 é regulada como uma função de valores calculados de energia transmitida através de cada um dos Barramentos 2 a 6.

[078] A Figura 9 é uma representação gráfica 950 de uma curva de dia claro 952 e um perfil de PV medido 954 para um dia de verão nublado que pode ser usado para a pluralidade de barramentos de distribuição, isto é, Barramentos 2 a 6 (mostrados na Figura 7) para determinar as correntes a priori de barramento e os valores incertos associados. O gráfico 950 inclui um eixo geométrico y 956 representativo de energia de PV por unidade (pu) que se estende de 0,0 pu a 1,0 pu em aumentos de 0,1 pu. O gráfico 950 também inclui um eixo geométrico x 958 representativo de tempo em unidades de horas que se estendem de 00:00 (meia-noite local) a 00:00 (meia-noite local) para um dias de 24 horas em aumentos de 3 horas.

[079] Para esse exemplo, perfil de PV 954 de um dia nublado no verão, conforme representado na Figura 9, foi usado. Embora a incerteza a priori seja limitada introduzindo-se a dependência iTC , a incerteza na estimativa ainda é bem grande durante todo o dia devido à variabilidade de luz solar. Especificamente, para painéis de PV, como arranjo de PV solar 738, é possível limitar adicionalmente as incertezas a priori. Por exemplo, em que em um determinado barramento, apenas um gerador de PV é conectado e, nesse caso, a corrente é conhecida por sempre estar fluindo para fora do gerador de PV, a geração de valor de energia de PV será 0 à noite, e a produção máxima por dia será delimitada pela capacidade de PV instalado e pela posição do sol. Essas informações produzem delimitações variantes de tempo na corrente daquele barramento que pode ser usado para identificar melhor valores adequados para a matriz de covariância R e o valor esperado de i° (k).

[080] Em geral, as respectivas delimitações variantes de tempo para cada corrente de barramento (ou energia) podem ser determinadas com base na chamada curva de dia claro e a taxa máxima do painel de PV. Assume- se que ambos esses elementos de informações sejam conhecidos e não afetados por incerteza. A curva de dia claro limita uma capacidade de geração de energia da usina de PV. Essa curva pode ser constatada para todas as usinas de PV para cada dia de um ano como uma função de sua posição geográfica, inclinação, taxa de energia de PV, dentre outros. Consequentemente, além da iTC dependência, uma terceira dimensão dependente de tempo é introduzida. Um exemplo de tal curva de dia claro 952 em comparação com um perfil de PV 954 para um dia de verão nublado é mostrado na Figura 10. A energia de PV gerada mostrada na curva 954 está tipicamente abaixo do limite fornecido pela curva de dia claro 952.

[081] A dependência de tempo introduzida pela curva de dia claro 952 alterará essencialmente os valores de

nas Equações (21) e (22). No verão, no dia quando a irradiação alcança os valores mais altos e ao meio-dia, quando a posição do sol é a mais alta, geração de energia de PV máxima é possível. Nesse ponto, as curvas serão exatamente as mesmas que as curvas mostradas na Figura 9. No entanto, na realidade, essas curvas são diferentes para cada momento do dia, bem como par cada dia do ano.

[082] O tempo e iTC curvas a priori dependentes (não mostradas) para a corrente a priori e a incerteza associada da usina de PV conectada ao Barramento 6 em torno de meio-dia em um dia de sol indica geração de energia de PV quase máxima que é possível, de acordo com a curva de dia claro 952 representada na Figura 10. Ademais, o tamanho de intervalo para a corrente a priori da usina de PV é adicionalmente reduzida. Esse efeito é particularmente evidente nas manhãs e durante a noite. Por exemplo, em referência à Figura 7, quando a medição de uma corrente de iTC = 0'04 kA no início da manhã, às 04:00 AM, da corrente de PV a priori PV é 0 kA com nenhuma incerteza. O intervalo de corrente a priori exclusivamente dependente iTC é constatado como sendo aproximadamente [0 kA, 0,03 kA], em que a corrente a priori de cerca de -0,015 kA (em referência à Figura 8) é associada a uma incerteza de aproximadamente 0,03 kA. Portanto, o tamanho de intervalo para a corrente a priori foi reduzido de 0,03 kA para zero. Em contraste, o efeito dessa dependência de tempo durante o meio-dia indica que a incerteza de estimativa não é muito reduzida. Esse efeito é esperado, visto que a geração de PV poderia estar próxima ao seu máximo durante esse tempo do dia, tornando as informações a priori com dependência de tempo muito similares às correntes a priori apenas dependentes iTC. No entanto, conforme descrito acima, a incerteza dos valores a priori e, desse modo, a incerteza da estimativa, é amplamente reduzida no início da manhã e durante a noite.

[083] Em algumas realizações, o sistema de estimativa de estado de sistema 700 é adicionalmente configurado para gerar primeiras estimativas de tensões para cada um dos Barramentos 2 a 6. Essas primeiras estimativas de tensão têm substancialmente como base transmissão de corrente medida através de transformador de OLTC 550. Além disso, essas primeiras estimativas de tensão assumem o pior caso para cada corrente medida ou fluxo de energia no transformador de OLTC 550 e têm como base a presunção de pior caso de quedas de tensão e aumentos de tensão nos alimentadores associados. Por exemplo, mesmo à meia-noite, um pior caso de aumento de tensão da maior estação de energia de PV é assumido. Essas presunções de pior caso limitam a faixa da largura de banda de tensão permissível no transformador de OLTC 550, o que pode levar a operações de alteração de derivação desnecessárias para facilitar manter as tensões nas extremidades remotas de alimentador, isto é, os barramentos críticos com uma margem satisfatória para parâmetros de equipamento e/ou exigências reguladoras. Em contraste, o sistema de estimativa de estado de sistema 700 é adicionalmente configurado para gerar segundas estimativas de tensões para cada um dos Barramentos 2 a 6, também com base na transmissão de corrente medida através de transformador de OLTC 550, bem como a técnica de filtração estocástica com o uso de, por exemplo, e sem limitação, um Filtro de Kalman.

[084] O sistema de estimativa de estado de sistema 700 é adicionalmente configurado para comparar as primeiras estimativas de tensão com as segundas estimativas de tensão. Se a segunda estimativa de tensão fornecer uma estimativa mais otimista das tensões para cada um dos Barramentos 2 a 6, os limites para a largura de banda de tensão permissível no transformador de OLTC 550 são mais amplos do que seriam de outro modo se as hipóteses de pior caso fossem usadas reduzindo, desse modo, o número de operações de alteração de derivação desnecessárias. De modo alternativo, se a segunda estimativa de tensão fornecer uma estimativa menos otimista das tensões para cada um dos Barramentos 2 a 6, isto é, as segundas estimativas de tensão são piores que as primeiras estimativas de tensão com base nas hipóteses de pior caso, os limites para a largura de banda de tensão permissível no transformador de OLTC 550 são gerados para serem consistentes com as primeiras estimativas de tensão, isto é, o pior caso.

[085] Os esquemas de controle descritos acima para os alteradores de derivação incorporados aos transformadores de comutador de derivação em carga (OLTC) dentro dos sistemas de distribuição de energia elétrica, conforme descrito no presente documento, superam diversas deficiências de sistemas de controle conhecidos e fornecem um método econômico para regular tensão em tais sistemas de distribuição. Especificamente, as realizações descritas no presente documento substituem esquemas de controle conhecidos que têm larguras de banda variáveis, em que a banda de tensão permissível no transformador de OLTC é ajustada de modo contínuo com base nas condições de rede de corrente, conforme indicado pelo fluxo de medida de energia ou transmissão de corrente através do comutador de derivação, em que tais esquemas conhecidos assumem pior caso de quedas de tensão e aumentos de tensão nos alimentadores associados para cada respectiva corrente medida ou valores de fluxo de energia no transformador de OLTC. Isso leva a operações de alteração de derivação desnecessárias. Mais especificamente, informações adicionais são usadas para alcançar uma aproximação mais realista e precisa para o presente estado de rede. As informações, como informações de carga atuais, dados de tempo de dia, e dados de dia claro de sol são usadas para gerar valores a priori para a presente demanda de carga e geração na rede. Tais valores a priori incluem incertezas, que também são calculados. Tais incertezas associadas a valores a priori são restringidas através do uso das informações descritas acima. Com base nesses valores a priori e nas incertezas associadas, e a corrente medida ou fluxo de energia através do OLTC, as correntes em cada barramento na rede são estimadas, e com base nessas correntes estimadas e as incertezas (isto é, covariância) para tais correntes estimadas de barramento, as tensões em cada barramento na rede são estimadas com incertezas de tensão estimada associadas, que inclui inferir a tensão crítica na extremidade do alimentador. Quanto menor a incerteza nas correntes a priori, menor será a incerteza nas estimativas de tensão de barramento. Essas estimativas de tensão e suas incertezas são usadas para computar a banda de tensão permissível no comutador de derivação. Essa abordagem de estimativa permite obter uma avaliação mais precisa do estado de rede prevalecente em vez de assumir invariavelmente o pior caso conforme é feito na abordagem de largura de banda variável básica. As estimativas mais precisas de energia/fluxos de corrente através do sistema de alimentador e, portanto, do comutador de derivação, facilitam restrições de relaxamento. Isso, por sua vez, ampliará a faixa de tensão permissível no transformador de OLTC que leva a menos operações de alteração de derivação.

[086] Portanto, as realizações descritas no presente documento regulam de modo dinâmico e adaptativo a tensão enquanto reduz alterações de derivação em relação a maior parte de sistemas de controle de comutador de derivação conhecidos facilitando, dessa maneira, controle de tensão suave e estável nos alimentadores a jusante do transformador independentemente de condições elétricas variáveis devido a variações rápidas em cargas e geração distribuída (DG). O número reduzido de alterações de derivação facilita estender a vida-útil de serviço dos alteradores de derivação e melhora a regulação de tensão em redes de distribuição elétrica.

[087] Um efeito técnico dos métodos, sistemas e aparelho descritos no presente documento inclui pelo menos um dentre: (a) fornecer um esquema de controle de comutador de derivação adaptativo e variável, que é dependente do fluxo de energia através do comutador de derivação e, desse modo, regula a faixa de tensão permissível no comutador de derivação, como uma função do estado de rede de corrente facilitando, dessa maneira, controle de tensão suave e estável nos alimentadores a jusante do transformador de OLTC independentemente de condições elétricas variáveis devido às variações rápidas nas cargas e geração distribuída; (b) reduzir substancialmente o número de alterações de derivação usadas para regular tensão em alimentadores a jusante de transformadores de distribuição; (c) reduzir substancialmente o número de alterações de derivação prolongando, desse modo, a vida-útil de serviço e reduzindo os custos de manutenção em alteradores de derivação; e (d) potencializar informações adicionais como tempo-do-dia e dados de dia claro de sol para determinar valores a priori para a presente demanda de carga e geração na rede estimando, dessa maneira, as tensões em cada barramento na rede, que inclui inferira tensão crítica na extremidade do alimentadorde medições no transformador de comutação de derivação.

[088] As realizações de sistemas de distribuição de energia elétrica para transmitir energia elétrica para cargas de consumidor a jusante de um transformador de distribuição, e métodos para operar tais sistemas e dispositivos não são limitados às realizações específicas descritas no presente documento, mas em vez disso, componentes de sistemas e/ou etapas dos métodos podem ser utilizados de modo independente e separado de outros componentes e/ou etapas descritos no presente documento. Por exemplo, os métodos também podem ser usados em combinação com outros sistemas que exigem transmissão de energia elétrica e os métodos associados, e não são limitados à prática com apenas os sistemas e métodos de transmissão e de distribuição, conforme descrito no presente documento. Em vez disso, a realização pode ser implantada e utilizada em conexão muitas outras aplicações de transmissão que são atualmente configuradas para transmitir e receber energia elétrica, por exemplo, e sem limitação, sistemas de distribuição em áreas remotas e instalações industriais.

[089] Embora funções específicas de diversas realizações da invenção possam ser mostradas em alguns desenhos e não em outros, isso é apenas para propósitos de conveniência. De acordo com os princípios da invenção, qualquer função de um desenho pode ser denominada e/ou reivindicada em combinação com outras funções em qualquer outro desenho.

[090] Algumas realizações envolvem o uso de um ou mais dispositivos eletrônicos ou de computação. Tais dispositivos tipicamente incluem um processador, dispositivo de processamento, ou controlador, como uma unidade de processamento central de propósito geral (CPU), uma unidade de processamento de gráficos (GPU), um microcontrolador, um processador de computador de instrução reduzida (ROSC), um circuito integrado específico de aplicação (ASIC), um circuito lógico programável (PLC), um arranjo de portas programável em campo (FPGA), um dispositivo de processamento de sinal digital (DSP), e/ou qualquer outro circuito ou dispositivo de processamento com capacidade para executar as funções descritas no presente documento. Os métodos descritos no presente documento podem ser codificados como instruções executáveis incorporadas a uma mídia legível por computador, que inclui, sem limitação, um dispositivo de armazenamento e/ou um dispositivo de memória. Tais instruções, quando executadas por um dispositivo de processamento, fazem com que o dispositivo de processamento realize pelo menos uma porção dos métodos descritos no presente documento. Os exemplos acima são apenas e, desse modo, não se destinam a limitar de qualquer maneira a definição e/ou significado do termo dispositivo de processador e de processamento.

[091] Esta descrição usa exemplos para revelar as realizações, que incluem o melhor modo, e também para possibilitar que qualquer técnico no assunto pratique as realizações, que inclui realizar e usar quaisquer dispositivos ou sistemas e realizar quaisquer métodos incorporados. O escopo patenteável da invenção é definido através das reivindicações e pode incluir outros exemplos que ocorram àqueles técnicos no assunto. Tais outros exemplos se destinam a estar dentro do escopo das reivindicações se possuírem elementos estruturais que não sejam diferentes da linguagem literal das reivindicações, ou se os mesmos incluírem elementos estruturais equivalentes com diferenças insubstanciais em relação à linguagem literal das reivindicações. LISTA DE PARTES 105 - Dispositivo de computação 110 - Dispositivo de memória 115 - Processador 120 - Interface de apresentação 125 - Usuário 130 - Interface de entrada de usuário 135 - Interface de comunicação 200 - Sistema de controle de supervisão e aquisição de dados (SCADA) 215 - Unidade de processamento central (CPU) 220 - Outros dispositivos 225 - Rede de comunicação 230 - Primeiro operador 235 - Segundo operador 240 - Sensores de monitoramento 245 - Canal de entrada 300 - Rede de energia elétrica 400 - Porção de geração e transmissão 402 - Usinas elétricas 403 - Rede de transmissão 404 - Rede de transmissão de tensão extra-alta 406 - Rede de transmissão de alta tensão 408 - Fábrica 500 - Sistema de distribuição de energia elétrica 502 - Consumidores de baixa potência em Watts 504 - Consumidores de média potência em Watts 506 - Geradores distribuídos 508 - Usina elétrica urbana 510 - Parque solar 512 - Parque eólico 520 - eixo geométrico y 522 - eixo geométrico x 524 - Cabeça do alimentador (barramento de alimentador de baixa tensão) 526 - Segmentos de linha de alimentador 528 - Cargas 530 - Arranjos solares PV 532 - Transformador de potencial (PT) 534 - Extremidade de alimentador 550 - Transformador de distribuição OLTC de média tensão para baixa tensão (MV/LV) 551 - Transformador de potencial (PT) 552 - Barramento de média tensão (barramento em barra slack) 553 - Transformador de potencial (PT) 554 - Enrolamentos primários (alta tensão) 556 - Enrolamentos secundários (baixa tensão) 558 - Seta de avanço 560 - Seta inversa 600 - Comutador de derivação em carga 602 - Seletor de derivação 604 - Porção de contato externa 606 - Porção de contato interna 608 - Condutos 609 - Condutos 610 - Entalhes radialmente externos 612 - Primeiro braço de seletor de entalhe 614 - Entalhes radialmente internos 616 - Segundo braço de seletor de entalhe 618 - Pluralidade de derivações de transformador OLTC 620 - Motor 622 - Braço de seleção de derivação 624 - Comutador 700 - Sistema de estimativa de estado de sistema 702 - Filtro Kalman 704 - Módulo de entrada 706 - Primeiro canal de entrada 708 - Segundo canal de entrada 710 - Terceiro canal de entrada 712 - Quarto canal de entrada 714 - Módulo de saída 716 - Primeiro canal de saída 718 - Segundo canal de saída 730 - Transformador de corrente 732 - Transformador de corrente Barramento 2 Segundo barramento de distribuição Barramento 3 Terceiro barramento de distribuição Barramento 4 Quarto barramento de distribuição Barramento 5 Quinto barramento de distribuição Barramento 6 Sexto barramento de distribuição 734 - Cargas 736 - Cargas 738 - Arranjo solar PV 802 - Gráfico 804 - eixo geométrico y 806 - eixo geométrico x 808 - Curva de barramento 2 810 - Curva de barramento 3 812 - Curva de barramento 6 822 - Gráfico 824 - eixo geométrico y 828 - eixo geométrico x 830 - Curva de barramento 2 831 - Curva de barramento 3 832 - Curva de barramento 6 836 - Linha tracejada 838 - Linha tracejada 846 - Linha tracejada 848 - Linha tracejada 950 - Gráfico 952 - Curva de dia claro 954 - Perfil PV 956 - eixo geométrico y 958 - eixo geométrico x

Claims

1. SISTEMA DE ENERGIA ELÉTRICA (500) que compreende: um transformador de comutador de derivação em carga (OLTC) (550) que compreende uma pluralidade de enrolamentos primários (554) e uma pluralidade de enrolamentos secundários (556), pelo menos uma porção dos enrolamentos primários (554) e pelo menos uma porção dos enrolamentos secundários (556) acoplados de modo indutivo um ao outro; pelo menos um comutador de derivação em carga (600) acoplado a pelo menos um dentre a pluralidade de enrolamentos primários (554) e acoplado a pelo menos um dentre a pluralidade de enrolamentos secundários (556), em que o pelo menos um comutador de derivação em carga (600) é configurável de modo seletivo para regular a pelo menos uma porção dos enrolamentos primários (554) e a pelo menos uma porção dos enrolamentos secundários (556) que são acoplados de modo indutivo um ao outro; uma pluralidade de barramentos (2 a 6) acoplados ao transformador de OLTC (550), em que a pluralidade de barramentos (2 a 6) é posicionada a jusante do transformador de OLTC (550); e pelo menos um processador (115) acoplado ao pelo menos um comutador de derivação em carga (600), em que o pelo menos um processador (115) é configurado para regular uma largura de banda de tensão do comutador de derivação em carga (600) como uma função de valores de tensão estimados de pelo menos um barramento dentre a pluralidade de barramentos (2 a 6) conforme estimado com base em valores a priori de uma dentre energia e corrente transmitida através de cada barramento dentre a pluralidade de barramentos (2 a 6), em que os valores a priori de uma dentre energia e corrente têm como base uma dentre energia medida e transmissão de corrente medida através do comutador de derivação em carga (600); o sistema (500) sendo caracterizado pelo processador (115) ser adicionalmente configurado para gerar estimativas de tensões para cada barramento dentre a pluralidade de barramentos (2 a 6).

2. SISTEMA DE ENERGIA ELÉTRICA (500), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo processador (115) ser adicionalmente configurado para gerar valores incertos associados a um ou mais dentre: os valores a priori de uma dentre energia e corrente transmitida através de cada barramento dentre a pluralidade de barramentos (2 a 6); e os valores de tensão estimados do pelo menos um barramento dentre a pluralidade de barramentos (2 a 6).

3. SISTEMA DE ENERGIA ELÉTRICA (500), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo processador (115) ser adicionalmente configurado para gerar, para os valores a priori, para cada barramento dentre a pluralidade de barramentos (2 a 6) um dentre: parâmetros de energia superiores e parâmetros de energia inferiores; e parâmetros de corrente superiores e parâmetros de corrente inferiores.

4. SISTEMA DE ENERGIA ELÉTRICA (500), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo processador (115) ser adicionalmente configurado para gerar os valores a priori de uma dentre energia e corrente transmitida através de cada barramento dentre a pluralidade de barramentos (2 a 6) através de um ou mais dentre dados de radiação solar de dia claro e dados de tempo de dia.

5. SISTEMA DE ENERGIA ELÉTRICA (500), de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo processador (115) ser adicionalmente configurado para gerar valores incertos dos valores a priori de uma dentre energia e corrente transmitida através de cada barramento dentre a pluralidade de barramentos (2 a 6) através do um ou mais dentre dados de radiação solar de dia claro e dados de tempo de dia.

6. SISTEMA DE ENERGIA ELÉTRICA (500), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo processador (115) ser adicionalmente configurado para gerar comandos de posição de derivação para o pelo menos um comutador de derivação em carga (600) pelo menos parcialmente com base na largura de banda de tensão regulada do comutador de derivação em carga.

7. SISTEMA DE ENERGIA ELÉTRICA (500), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo processador (115) ser adicionalmente configurado para: gerar primeiras estimativas de tensões para cada barramento dentre a pluralidade de barramentos (2 a 6), em que as primeiras estimativas de tensão têm como base hipóteses de pior caso de quedas de tensão e aumentos de tensão para o cada barramento dentre a pluralidade de barramentos (2 a 6); gerar segundas estimativas de tensões para cada barramento dentre a pluralidade de barramentos (2 a 6), em que as segundas estimativas de tensão são os valores de tensão estimados de cada barramento dentre a pluralidade de barramentos (2 a 6) conforme estimado com base nos valores a priori; e comparar as primeiras estimativas de tensão com as segundas estimativas de tensão.

8. COMUTADOR DE DERIVAÇÃO (600) PARA UM TRANSFORMADOR de comutador de derivação em carga (OLTC) (550), em que o transformador de OLTC (550) inclui uma pluralidade de enrolamentos primários (554) e uma pluralidade de enrolamentos secundários (556), em que o transformador de OLTC (550) inclui adicionalmente uma pluralidade de derivações (618), em que cada derivação dentre a pluralidade de derivações (618) é acoplada a uma porção diferente de pelo menos uma dentre a pluralidade de enrolamentos primários (554) e a pluralidade de enrolamentos secundários (556), o transformador de OLTC (550) é acoplado a uma pluralidade de barramentos (2 a 6) a jusante do transformador de OLTC (550), em que o comutador de derivação compreende: um dispositivo de seleção de derivação (602) configurado para engatar de modo seletivo uma porção da pluralidade de derivações (618); um dispositivo de acionamento (620) acoplado ao dispositivo de seleção de derivação (602); e pelo menos um processador (115) acoplado ao dispositivo de acionamento (620), em que o pelo menos um processador (115) é configurado para regular uma largura de banda de tensão do comutador de derivação em carga como uma função de valores de tensão estimados de pelo menos um barramento dentre a pluralidade de barramentos (2 a 6) conforme estimado com base em valores a priori de uma dentre energia e corrente transmitida através de cada barramento dentre a pluralidade de barramentos (2 a 6), em que os valores a priori de uma dentre energia e corrente têm como base uma dentre energia medida e transmissão de corrente medida através do transformador de OLTC (550); o comutador de derivação (600) sendo caracterizado pelo processador (115) ser adicionalmente configurado para gerar estimativas de tensões para cada barramento dentre a pluralidade de barramentos (2 a 6).

9. COMUTADOR DE DERIVAÇÃO (600), de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo processador (115) ser adicionalmente configurado para gerar valores incertos associados a um ou mais dentre: os valores a priori de uma dentre energia e corrente transmitida através de cada barramento dentre a pluralidade de barramentos (2 a 6); e os valores de tensão estimados do pelo menos um barramento dentre a pluralidade de barramentos (2 a 6).

10. COMUTADOR DE DERIVAÇÃO (600), de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo processador (115) ser adicionalmente configurado para gerar, para os valores a priori, para o cada barramento dentre a pluralidade de barramentos (2 a 6) um dentre: parâmetros de energia superiores e parâmetros de energia inferiores; e parâmetros de corrente superiores e parâmetros de corrente inferiores.

11. COMUTADOR DE DERIVAÇÃO (600), de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo processador (115) ser adicionalmente configurado para gerar os valores a priori de uma dentre energia e corrente transmitida através de cada barramento dentre a pluralidade de barramentos (2 a 6) através de um ou mais dentre dados de radiação solar de dia claro e dados de tempo de dia.

12. COMUTADOR DE DERIVAÇÃO (600), de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo processador (115) ser adicionalmente configurado para gerar valores incertos dos valores a priori de uma dentre energia e corrente transmitida através de cada barramento dentre a pluralidade de barramentos (2 a 6) através do um ou mais dentre dados de radiação solar de dia claro e dados de tempo de dia.

13. COMUTADOR DE DERIVAÇÃO (600), de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo processador (115) ser adicionalmente configurado para gerar comandos de posição de derivação para o comutador de derivação (600) pelo menos parcialmente com base na largura de banda de tensão regulada do comutador de derivação em carga.