BRPI1100136A2

BRPI1100136A2 - método e dispositivo para avaliar uma instalação elétrica de um sistema de energia elétrica

Info

Publication number: BRPI1100136A2
Application number: BRPI1100136-4A
Authority: BR
Inventors: Fred Steinhauser; Cristian Marinescu
Original assignee: Omicron Electronics Gmbh
Priority date: 2010-02-05
Filing date: 2011-02-01
Publication date: 2012-07-17
Also published as: EP2355412A1; AU2011200436B2; AU2011200436A1; CA2730849C; US20110196627A1; CA2730849A1

Abstract

MéTODO E DISPOSITIVO PARA AVALIAR UMA INSTALAçãO ELéTRICA DE UM SISTEMA DE ENERGIA ELéTRICA. A presente invenção refere-se a um método para avaliar uma instalação elétrica (1981-2211) de um sistema de energia elétrica (1000, 1600). A instalação elétrica (1981-2211) compreende uma rede de comunicação (2111, 2211) para transmitir dados. No método, transmissões de dados em tempo real na rede de comunicação (2111, 2211) são detectadas automaticamente e a instalação elétrica (1981-2211) é avaliada automaticamente com base nas transmissões de dados detectadas em tempo real. O comportamento de uma unidade de amostragem, de uma unidade de fusão ou de um transmissor SV (7) é ainda avaliado automaticamente com base nas transmissões detectadas em tempo real.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "MÉTODO E DISPOSITIVO PARA AVALIAR UMA INSTALAÇÃO ELÉTRICA DE UM SISTEMA DE ENERGIA ELÉTRICA"

A presente invenção refere-se a um método e a um dispositivo para avaliar uma instalação elétrica de um sistema de energia elétrica. A presente invenção refere-se em particular a instalações elétricas nas quais dados em tempo real, por exemplo, valores por amostras, de acordo com IEC 61850, são transmitidos em uma rede de comunicação, e, portanto, em particular, por um método e um dispositivo para avaliar a rede de comunica- ção e seus componentes.

Antecedentes da Invenção

A figura 1 mostra, de forma diagramática e altamente simplifica- da, elementos fundamentais de um subsistema exemplificativo de um siste- ma de energia elétrica. A energia elétrica escoa na figura 1 da esquerda pa- ra a direita, a partir de uma usina de energia 1000, uma chamada "estação de energia", via linhas de transmissão de alta tensão 1501, 1502 para uma usina de transformação 1600, a chamada "estação de transformação". A energia elétrica produzida nos geradores 1001 e 1002 e transformada para alta tensão em transformadores de saída 1201 e 1202. Ditos transformado- res de saída associados com um gerador são chamados também como transformadores de unidade ou transformadores geradores. A energia é passada dos transformadores de unidade 1201, 1202 para um barramento 1401, a partir da qual é distribuída mais além em linhas de transmissão de alta tensão 1501, 1502. A linha de transmissão de alta tensão 1501, 1502 está aqui na forma de uma linha dupla. Na prática, uma dita linha dupla é na maioria dos casos guiada juntamente em um sistema de mastro. As corren- tes classificadas no nível de alta tensão estão na escala de diversas cente- nas até diversos milhares de amperes, as voltagens classificadas variam de diversas dezenas de milhares até um milhão de volts. Na usina do transfor- mador 1600, as linhas de entrada 1501, 1502 são novamente combinadas no barramento 1411. A energia elétrica presente no barramento 1411 é transformada para um nível de voltagem diferente por um transformador de saída 1211 e entregue por um barramento 1412. A partir do barramento 1412, a energia é distribuída adiante via linhas 1701, 1702. A figura 1 mostra um chamado diagrama de circuito equivalente de linha única. No entanto, o sistema de energia elétrica é convencionalmente um sistema trifásico. Assim sendo, os elementos mostrados representam formas trifásicas; por exemplo, a linha 1501 mostrada como uma linha na realidade consiste de três cabos.

A produção, transmissão e distribuição da energia elétrica ocor- rem em conformidade com os chamados elementos primários descritos aci- ma, ou seja, os elementos primários guiam as correntes primárias e as vol- tagens primárias, as quais juntas são chamadas como parâmetros primários. Os elementos primários juntos são chamados também como o sistema pri- mário. Paralelo ao sistema primário existe ainda um chamado sistema se- cundário, que consiste de dispositivos de proteção e de controle. Os elemen- tos acima de uma linha divisória simbólica 2000 na figura 1 pertencem ao sistema primário, ao passo que os elementos abaixo da linha divisória 2000 pertencem à proteção secundaria e ao sistema de controle. Os transforma- dores 1903, 1911, 1952, 1961 ocupam uma posição intermediária. Eles são conectados, por um lado, ao sistema primário e, por outro lado, ao sistema secundário e desta forma não podem ser classificados inequivocamente.

Abaixo da linha divisória 2000, são mostrados vários dispositivos de proteção, por exemplo, um sistema de proteção do gerador (GS) 2001, um sistema de proteção diferencial do transformador (TS) 2002, 2012 e um sistema de linha (LS) 2003, 2011, 2013. Somente os dispositivos de prote- ção são mostrados na figura 1 a fim de manter a clareza; dispositivos de controle seriam organizados no mesmo nível. Os dispositivos de proteção e de controle não podem ser conectados diretamente aos elementos primários que carregam alta tensão a fim de adquirir informações sobre os parâmetros no sistema primário. Os transformadores, consequentemente, entregam imagens padronizadas dos parâmetros primários, os chamados parâmetros secundários, para os dispositivos de proteção e de controle. As relações dos transformadores de correntes, por exemplo, 1903, 1911, são de modo que eles entreguem as correntes secundárias de 1 A ou 5 A quando a corrente classificada está escoando no sistema primário. Os transformadores de vol- tagem, por exemplo, 1952, 1961, entregam uma voltagem secundária de 100 V (em algumas partes do mundo também 110 V, 115 V, 120 V) com a volta- gem classificada no sistema primário. Os elementos adicionais do sistema primário são operados também via os dispositivos de proteção e de controle. Em particular, quando uma falha é identificada, os dispositivos de proteção podem ativar disjuntores de circuitos, por exemplo, e então interromper o fluxo de corrente. Na figura 1, isso é mostrado por meio de exemplo, por dois dispositivos de proteção de duas linhas 2003 e 2011 e seus disjuntores de circuito associados 1103 e 1111. Os disjuntores de circuito 1103, 1111 po- dem interromper o fluxo de corrente através dos elementos primários. Isso é também verdadeiro, em particular, no caso de uma falha, quando as corren- tes de falha escoam que excedem as correntes de operação normais por um múltiplo. Os interruptores de isolamento, que estão presentes da mesma forma em instalações reais, não estão mostrados. Estes são geralmente or- ganizados com os disjuntores de circuitos e servem para produzir distâncias de isolamento que são grandes o suficiente com segurança para isolar as partes individuais das instalações das partes energizadas das instalações. A posição dos ditos interruptores de isolamento é identificável claramente para o pessoal de operação, a fim de que o trabalho possa ser executado com segurança em partes desconectadas da instalação. Os ditos interrupto- res de isolamento não são capazes de interromper um fluxo de corrente, tan- to uma corrente de operação normal quanto uma corrente de falha. Assim sendo, um interruptor de isolamento deve ser acionado somente quando o disjuntor de circuito correspondente tiver interrompido o fluxo de corrente, isto é, quando estiver aberto.

Os dispositivos de proteção avaliam as correntes e as voltagens e, quando apropriado, também, informações adicionais do primeiro e do se- gundo sistemas e determinam se um estado de operação normal ou uma falha está presente. Caso haja uma falha, uma parte de instalação identifica- da como sendo defeituosa deve ser desconectada o mais rápido possível ativando os disjuntores de circuito correspondentes. Os dispositivos de pro- teção são especializados para diferentes tarefas. O sistema de proteção do gerador 2001, bem como as correntes e as voltagens de avaliação no gera- dor, avaliam também muitos parâmetros adicionais. O sistema de proteção diferencial do transformador 2002, 2012 emprega regras nodais de Kirchhoff nas correntes no transformador de saída 1201, 1211. O sistema de proteção de linha 2003, 2011, 2013 examina as correntes e as voltagens nas extremi- dades das linhas e executam uma medição de impedância, por exemplo. Um sistema de proteção de barra de ônibus, que pode ser utilizada para proteger um barramento 1401, 1411, 1412, não está mostrado. O sistema de prote- ção de barra de ônibus emprega a regra nodal de Kirchhoff na corrente es- coando para dentro e para fora da barra de ônibus. Muitos dispositivos de proteção hoje em dia são multifuncionais, isto é, eles podem incorporar uma pluralidade de funções de proteção e, em particular, pode também executar funções de controle (dispositivos de proteção e controle combinados).

Na figura 1, a informação é obtida a partir do sistema primário e o sistema primário é influenciado via as chamadas interfaces convencionais. Estes são parâmetros análogos medidos e informações binárias diretas com fio, isto é, os parâmetros secundários dos transformadores, situações dos contatos de sinal ou acionando energias para atuadores.

Em um sistema mais recente, como é mostrado por meio de e- xemplo na figura 2, as interfaces convencionais, isto é, os parâmetros se- cundários e as conexões diretas com fio entre os dispositivos de proteção e os elementos primários, foram substituídos. Para esse fim, os chamados dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs) 1981-1984, 1991-1994 os quais, por um lado, têm acesso aos parâmetros primários e, por outro lado, se co- municam com os dispositivos de proteção e de controle via os protocolos de rede são conectados da maneira mais direta possível aos elementos primá- rios. A figura 2 mostra uma dita arquitetura para o sistema de comutação 1600 da figura 1. As chamadas unidades de fusão 1981-1984 digitalizam os valores medidos a partir dos sensores de corrente e de voltagem 1911-1914, 1961, 1964 e os tornam disponíveis para os dispositivos de proteção como valores de amostras via uma interface de rede. Os sensores podem ser ba- seados em quaisquer princípios físicos desejados. Um protocolo padroniza- do entre a unidade de fusão e o dispositivo de proteção estabelece a intero- perabilidade. Os valores de amostra podem ser, por exemplo, valores de amostras de acordo com o padrão IEC 61850 ou de acordo com as diretrizes de implementação "Diretrizes de Implementação para a Interface Digital para Transformadores de Instrumentos utilizando IEC 61850-9-2". As unidades de controle inteligentes 1991-1994 detectam as situações dos elementos primá- rios e acionam os atuadores nos elementos primários. A figura 2 mostra, por meio de exemplo, os dispositivos de controle de disjuntores de circuito nos quais as situações detectadas são as definições de interruptores e, por e- xemplo, a capacidade de quebra instantânea e os atuadores operados são as bobinas de desligamento e as unidades de interruptores. A fim de trans- mitir as situações detectadas para os dispositivos de proteção e de controle ou para receber os comandos dos dispositivos de proteção e de controlem as unidades de controle inteligentes da mesma forma utilizam protocolos via interfaces de rede. Telegramas acionados por eventos, cujo conteúdo de informação é atualizado e transmitido somente quando as situações e co- mandos mudam, são adequados para a permuta das ditas informações. Di- tos telegramas acionados por eventos podem ser, por exemplo, chamadas mensagens GOOSE de acordo com o padrão IEC 61850.

Enquanto a informação da figura 2 é permutada entre as unida- des de fusão 1981-1984 e as unidades de controle inteligentes 1991-1994, por um lado, e os dispositivos de proteção e de controle 2011-2013, por ou- tro lado, via as conexões ponto a ponto, a figura 3 mostra uma arquitetura na qual a informação é coletada e distribuída via uma rede adicional 2211. A rede 2211 é também chamada como um "processo de barramento", en- quanto uma rede 2111 é também geralmente chamada como uma "estação de barramento". A distinção entre essas redes (ônibus) e a natureza da in- formação permutada não é geralmente totalmente precisa e inequívoca. En- tão, as mensagens acionadas por eventos (mensagens GOOSE) podem ser utilizadas da mesma maneira rápida na estação de barramento, mesmo em arquiteturas de acordo com a figura 1. É ainda possível que o processo de barramento e a estação de barramento sejam fundidos em uma rede física se o tráfego de dados puder ser gerenciado. De qualquer maneira, as rela- ções de comunicação mais significativas são dadas pela rede 2211 do que pode ser estabelecido pelas conexões de ponto a ponto da figura 2. Novas aplicações para as funções de proteção e de controle são tornadas possíveis da mesma forma. Por exemplo, o sistema de proteção do transformador 2012 poderia examinar as voltagens nas barras de ônibus 1411 e 1412 via os valores de amostra a partir das unidades de fusão 1981 e 1984 e tornar a conexão do transformador 1211 dependente das suas fases mútuas.

As partes de suplementos 7-2 das "Redes e sistemas de comu- nicação em subestações - Parte 9-2: Mapeamento de Serviço de Comuni- cação Específico (SCSM) - Valores de Amostras através do ISO/IEC 8802- 3" padrões do IEC 61850 padrão com o mapeamento correspondente do modelo de valor de amostra e é utilizado no campo de transformadores de correntes elétricas e de voltagem com unidades de fusão (MUs) ou IEDs (dispositivos eletrônicos inteligentes) de saída digital, tais como, por exem- plo, dispositivos de proteção, unidades ou metros de controle de baía. Como parte da especificação da comunicação do barramento do processo 2211, o padrão define o mapeamento do modelo de valor de amostra (tais como, os valores instantâneos de correntes e voltagens na forma de pacotes de rede) e permite a interoperabilidade entre dispositivos de diferentes fabricantes. A diretriz "Diretriz de Implementação para Interface Digital para Transforma- dores de Instrumentos utilizando IEC 61850-9-2" (conhecido também pela abreviação 9-2LE) especifica como uma interface de comunicação digital de acordo com IEC 61850-9-2 deve ser implementada a fim de suportar a dis- seminação do padrão e das implementações IEC 61850-9-2 em produtos. O documento especifica um subconjunto de todas as possibilidades permiti- das pelo padrão e esclarece as incertezas que podem ser causadas pela interpretação do padrão. O subconjunto de IEC 61850 definido na diretriz suporta somente a função da Mensagem MSV de Envio. Por essa razão, a comunicação é unidirecional a partir do MU para os dispositivos de campo e não precisa suportar qualquer interface de controle adicional. O documento De acordo com a invenção, é provido um método para avaliar uma instalação elétrica de um sistema de energia elétrica. A instalação elé- trica compreende uma rede de comunicação para transmitir dados. No mé- todo, as transmissões de dados em tempo real na rede de comunicação são detectadas automaticamente e a instalação elétrica é avaliada automatica- mente com base das transmissões de dados detectadas em tempo real.

Por meio da detecção automática das transmissões de dados em tempo real na rede de comunicação, uma seqüência de dados transmiti- dos, por exemplo, pode ser analisada e pode ser determinado, por exemplo, se estão faltando dados, isto é, se dados foram perdidos na rede de comuni- cação.

De acordo com uma modalidade, a informação relacionada ao tempo é automaticamente atribuída para cada uma das transmissões de da- dos detectadas em tempo real. A rede de comunicação da instalação elétrica pode ser assim, além disso, avaliada automaticamente com base da infor- mação relacionada ao tempo das transmissões de dados detectadas em tempo real. Por exemplo, uma distribuição estatística das transmissões de dados em tempo real pode ser determinada automaticamente com base na sua informação relacionada ao tempo, a fim de adquirir informações sobre a carga da rede de comunicação. Ademais, as transmissões de dados em tempo real podem ser detectadas automaticamente em cada caso em pelo menos duas localizações diferentes da rede de comunicação. Isso pode ser determinado então, por exemplo, em quais seções das transmissões de da- dos em tempo real da rede de comunicação estão sendo perdidas ou se a- trasos na transmissão de dados em tempo real estão ocorrendo. Ademais, um intervalo de tempo entre transmissões de dados em tempo real sucessi- vas pode ser detectado, por exemplo, a partir do qual uma carga e a capaci- dade da arquitetura da rede de comunicação podem ser determinadas.

De acordo com uma modalidade, uma unidade de amostragem da instalação elétrica forma um valor de amostra em tempo real pela amos- tra de um parâmetro elétrico do sistema de energia elétrica. A unidade de amostragem transmite o valor de amostra em tempo real como uma trans- missão de dados em tempo real via a rede de comunicação. A informação relacionada ao tempo pode ser atribuída automaticamente para cada uma das transmissões de dados detectados em tempo real ao sair da unidade de amostragem. Assim sendo, a unidade de amostragem da instalação elétrica pode ser avaliada automaticamente com base na informação relacionada ao tempo das transmissões de dados detectadas em tempo real. Por exemplo, as transmissões de dados em tempo real faltantes podem ser identificadas ou pode ser estabelecido se um intervalo de tempo entre as transmissões de dados em tempo real sucessivas excede um limite superior definido. Ade- mais, uma distribuição estatística das transmissões de dados em tempo real pode ser determinada e a qualidade do fluxo de transmissões de dados em tempo real da unidade de amostragem pode ser determinada a partir dela.

De acordo com uma modalidade adicional, a unidade de amos- tragem compreende uma unidade de fusão que é organizada para experi- mentar uma pluralidade de valores de amostra em tempo real de uma plura- lidade de parâmetros elétricos do sistema de energia elétrica e transmiti-los como uma transmissão de dados em tempo real via a rede de comunicação. A unidade de fusão pode compreender, por exemplo, uma chamada unidade de fusão de acordo com IEC 61850. Conforme descrito aqui em relação à avaliação da qualidade da unidade de amostragem, a qualidade das unida- des de fusão pode ser determinada, da mesma forma, daquela maneira. Ademais, a qualidade de um dispositivo de transmissão (um chamado transmissor SV) da unidade de amostragem ou da unidade de fusão, que produz os valores de amostra para a rede de comunicação, pode ser avalia- da automaticamente.

De acordo com uma modalidade, as transmissões de dados transmitidas em tempo real são detectadas por um dispositivo de acesso à rede. O dispositivo de acesso à rede e a unidade de amostragem estão sin- cronizados com uma fonte de tempo comum, e o dispositivo de acesso à rede atribui informações relacionadas ao tempo para cada uma das trans- missões de dados em tempo real. Um intervalo de tempo entre o tempo de amostra de um valor análogo da instalação elétrica e um tempo de transmis- são no qual a unidade de amostragem transmite uma transmissão de dado em tempo real correspondente pode ser determinado desta forma. Aquele tempo é, falando com rigor, o tempo de recebimento no dispositivo de aces- so à rede. No entanto, com um projeto adequado de arranjo de medição, o tempo de transmissão e o tempo de recebimento são virtualmente idênticos. Isso é possível, portanto, por exemplo, para avaliar a qualidade de uma uni- dade de amostragem, de uma unidade de fusão, ou da sincronização da u- nidade de amostragem ou da unidade de fusão.

De acordo com uma modalidade adicional, é provido um sinal de referência que compreende as informações de referência relacionadas ao tempo. As informações de referência relacionadas ao tempo aparecem como fases definidas no caso de parâmetros sinusoidais ou como o tempo exato de uma mudança no sinal de referência no caso de parâmetros não sinusoi- dais. A unidade de amostragem experimenta o sinal de referência e transmi- te os valores de amostras em tempo real correspondentes como transmis- sões de dados em tempo real via a rede de comunicação. A instalação elé- trica é avaliada automaticamente com base em uma comparação da infor- mação de referência relacionada ao tempo com a informação relacionada ao tempo da transmissão de dados em tempo real. A sincronização do tempo da unidade de amostragem ou da unidade de fusão pode ser avaliada dessa forma.

De acordo com uma modalidade adicional, o sinal de referência compreende adicionalmente um valor de referência. Pela comparação dos valores de amostra em tempo real das transmissões de dados em tempo real com o valor de referência, é possível avaliar automaticamente a instala- ção elétrica, em particular a precisão do transformador da unidade de amos- tragem ou da unidade de fusão.

O sinal de referência pode ser provido, por exemplo, por um tes- tador de proteção que simula uma unidade de amostragem ideal e que está sincronizado com a fonte de tempo com a qual a unidade de amostragem ou a unidade de fusão está sincronizada. Pela comparação das transmissões de dados transmitidas em tempo real com produções de referência do testa- dor de proteção, que provê as informações precisas relacionadas ao tempo e informações de parâmetros do sinal de referência, é possível avaliar a pre- cisão do transformador da unidade da amostra ou da unidade de fusão, a velocidade do transformador da unidade de amostragem ou da unidade de fusão e a taxa de transmissão da rede de comunicação.

De acordo com um aspecto adicional da presente invenção, é provido um dispositivo para avaliar uma instalação elétrica de um sistema de energia elétrica. A instalação elétrica compreende uma rede de comunicação para transmitir dados. O dispositivo compreende um dispositivo de acesso à rede e um dispositivo de avaliação. O dispositivo de acesso à rede pode ser acoplado com a rede de comunicação e é organizada para detectar trans- missões de dados em tempo real na rede de comunicação. O dispositivo de avaliação é provido com as transmissões de dados em tempo real pelo dis- positivo de acesso à rede. O dispositivo de avaliação é organizado para ava- liar a instalação elétrica com base nas transmissões de dados em tempo real.

A instalação elétrica compreende, por exemplo, uma ou mais u- nidades de amostra que foram organizadas para formar valores de amostras em tempo real pela amostra de um parâmetro elétrico do sistema de energia elétrica e para transmiti-los como transmissões de dados em tempo real via a rede de comunicação.

A unidade de amostragem pode ainda compreender uma unida- de de fusão que é organizada para experimentar uma pluralidade de valores de amostra em tempo real de uma pluralidade de parâmetros elétricos do sistema de energia elétrica e transmiti-los como transmissões de dados em tempo real via a rede de comunicação. A unidade de fusão pode compreen- der, por exemplo, uma unidade de fusão de acordo com IEC 61850. As transmissões de dados em tempo real podem compreender, por exemplo, os chamados "valores de amostra" de acordo com IEC 61850. O dispositivo pode ainda compreender uma fonte de tempo que é adequada para sincro- nizar a unidade de amostragem e o dispositivo de acesso à rede. Pela sin- cronização da unidade de amostragem e do dispositivo de acesso à rede, a qualidade da unidade de amostragem ou da unidade de fusão pode ser ava- liada, por exemplo, calculando um intervalo de tempo entre as transmissões de dados em tempo real e determinando uma distribuição estatística das transmissões de dados em tempo real.

De acordo com uma modalidade, o dispositivo compreende um testador de proteção que é capaz de prover um sinal de referência compre- endendo um valor de referência que tem informações de referência associa- das relacionadas ao tempo. A unidade de amostragem experimenta o sinal de referência e transmite o valor de amostra em tempo real correspondente como uma transmissão de dados em tempo real via a rede de comunicação. A instalação elétrica é avaliada automaticamente comparando a informação de referência relacionada ao tempo com a informação relacionada ao tempo da transmissão de dados em tempo real.

De acordo com uma modalidade adicional, o testador de prote- ção simula uma unidade de amostragem ideal. O testador de proteção e a unidade de amostragem estão sincronizados com a fonte de tempo.

O dispositivo pode ainda ser organizado assim que é adequado para executar o método acima descrito e suas modalidades. Assim sendo, o dispositivo pode ter também as vantagens acima mencionadas do método acima descrito e suas modalidades.

A presente invenção é explicada aqui abaixo por meio de moda- lidades preferidas com referência aos desenhos.

A figura 1 mostra, de forma diagramática, elementos de um sub- sistema exemplificativo de um sistema de energia elétrica de acordo com a técnica anterior.

A figura 2 mostra, de forma diagramática, um subsistema exem- plificativo adicional de um sistema de energia elétrica de acordo com a técni- ca anterior.

A figura 3 mostra, de forma diagramática, ainda um subsistema exemplificativo adicional de um sistema de energia elétrica de acordo com a técnica anterior.

A figura 4 mostra um dispositivo para avaliar uma instalação elé- trica de um sistema de energia elétrica de acordo com uma modalidade da presente invenção.

A figura 5 mostra uma modalidade adicional de um dispositivo para avaliar uma instalação elétrica de um sistema de energia elétrica de acordo com a presente invenção.

A figura 4 mostra um dispositivo 1 para avaliar uma instalação elétrica de um sistema de energia elétrica conforme mostrado, por exemplo, na figura 3. O dispositivo 1 compreende um dispositivo de acesso à rede 2 e um dispositivo de avaliação 3. O dispositivo de avaliação 3 é, por exemplo, um computador com software de análise e de avaliação adequado. Para avaliar a instalação elétrica do sistema de energia elétrica, em particular, para avaliar uma infra-estrutura de comunicação e componentes individuais da infra-estrutura de comunicação, o dispositivo de acesso à rede 2 é aco- plado com a instalação elétrica do sistema de energia elétrica. O dispositivo de acesso à rede 2 é também chamado de TAP (porta de acesso de teste) de rede ou de ponto de acesso à rede. A TAP de rede é uma peça de hard- ware que permite o tráfego de rede entre dois ou mais nós de rede a serem observados. A TAP de rede normalmente tem pelo menos três conexões 4-6. A fim de observar o tráfego de rede entre dois nós de rede 7 e 8, por exemplo, um cabo de rede entre o nó de rede 7 e o nó de rede 8 é substituí- do pela TAP 2 de rede e por dois novos cabos de rede, a TAP de rede sendo enrolada na conexão entre o nó de rede 7 e o nó de rede 8. Para esse fim, o nó de rede 7 é acoplado por meio de um cabo de rede com a conexão 4 da TAP de rede 2, e o nó de rede 8 é acoplado por meio de um cabo de rede com a conexão 5 da TAP de rede 2. Assim sendo, todo o tráfego de rede a partir do nó de rede 7 para o nó de rede 8 e vice-versa é transmitido via a TAP de rede 2 sem afetar o tráfego de rede. Ademais, todo o tráfego de rede a partir das conexões 4 e 5 é produzido adicionalmente para a conexão 6, uma chamada conexão de monitoramento, a partir da TAP de rede 2 para o dispositivo de avaliação 3. O nó de rede 7 pode ser, por exemplo, um dispo- sitivo eletrônico inteligente (IED) ou uma unidade de fusão (MU), conforme descrito aqui em relação à figura 2 e 3. O nó de rede 7 provê desta forma, por exemplo, os valores de amostra na forma de valores de amostra (SVs) de acordo com o padrão IEC 61850 como transmissões de dados em tempo real, os chamados pacotes de dados. Esses pacotes de dados são transmi- tidos via a TAP de rede 2 para o nó de rede 8, que pode compreender, por exemplo, um dispositivo de proteção ou de controle, que foi descrito em re- lação às figuras 2 e 3.

Os componentes 7, 8 da instalação elétrica, isto é, por exemplo, os dispositivos eletrônicos inteligentes, as unidades de fusão, os dispositivos de proteção e os dispositivos de controle, estão sincronizados com uma fon- te de tempo 9 via um protocolo de distribuição de tempo presente na instala- ção elétrica. A distribuição de tempo pode ocorrer, por exemplo, de acordo com IRIG-B, PPS ou IEEE1588. A fim de ser capaz de prover as transmis- sões de dados em tempo real individuais ou pacotes de dados com um re- gistro de hora muito preciso, a TAP de rede 2 é acoplada também e sincro- nizada com a fonte de tempo 9. A sincronização é efetuada, por exemplo, com uma precisão de muito abaixo de 1 ps. Com o recebimento de uma transmissão de dados em tempo real, que compreende valores de amostra, por exemplo, a transmissão de dados em tempo real é provida com o regis- tro de hora e produzida a partir da TAP de rede 2 para o dispositivo de avali- ação 3. O dispositivo de avaliação 3 executa, então, uma análise e avaliação da instalação elétrica, isto é o que pode falar da infra-estrutura de comunica- ção entre os nós de rede 7 e 8, e uma avaliação dos próprios nós de rede 7, 8.

Por exemplo, a qualidade do fluxo de dados SV pode ser avalia- do em uma saída de uma unidade de fusão ou de um dispositivo eletrônico inteligente que transmite valores de amostra (SVs) avaliando a seqüência relacionada ao tempo dos pacotes de dados e a sua distribuição estatística. Analisando a seqüência dos pacotes é possível, por exemplo, identificar fa- lhas no fluxo de dados SV, tais como, por exemplo, pacotes faltantes, ou que um intervalo de tempo entre pacotes SV sucessivos excedeu um limite supe- rior definido. O dispositivo de avaliação 3 pode ainda calcular uma distribui- ção estatística dos pacotes e determinar a partir deles uma avaliação da qualidade de uma unidade de fusão ou de um fluxo de dados SV. A adequa- bilidade da infra-estrutura de comunicação na instalação elétrica para a transmissão de um dado SV pode ainda ser avaliado. Por exemplo, detec- tando os pacotes de dados em uma saída de um transmissor, tais como, por exemplo, o ponto de nó 7, e a detecção no receptor, por exemplo, o ponto de nó 8, um comportamento de tempo de um fluxo de dados SV na rede pode ser analisado e avaliado, onde é possível analisar e avaliar a influência de uma arquitetura de rede e uma infra-estrutura de rede. Comparando os re- sultados nos dois pontos de medição, é possível identificar, por exemplo, uma deficiência da qualidade do fluxo de dados SV, por exemplo, uma perda de pacotes de dados ou uma piora na distribuição estatística dos pacotes de dados SV. Utilizando essa informação, é possível estabelecer se a infra- estrutura de rede existente é adequada para transmitir os fluxos de dados SV.

Sincronizando a TAP de rede 2 com a mesma fonte de tempo 9 com a qual, por exemplo, uma unidade de amostragem ou uma unidade de fusão 7 está também sincronizada, é possível determinar um intervalo de tempo entre um tempo de amostra de um valor análogo pelo nó de rede 7 e um tempo de transmissão de uma transmissão de dados em tempo real cor- respondente. Por exemplo, uma diferença de tempo entre o início de um se- gundo e o tempo de amostra de um valor com índice 0, como está definido na diretriz 9-2LE, pode ser detectado, onde, por exemplo, a sincronização dos nós de rede pode ser avaliada.

A figura 5 mostra um dispositivo adicional 1 para avaliar uma ins- talação elétrica de um sistema de energia elétrica. O dispositivo 1 da figura 5, como o dispositivo 1 da figura 4, compreende a TAP de rede 2 e o disposi- tivo de avaliação 3. A TAP de rede 2 é acoplada com uma unidade de fusão 2, que provê a TAP de rede 2 com valores de amostra (SVs) via a conexão 4. A unidade de fusão 7 e a TAP de rede 2 estão sincronizadas com a fonte de tempo 9. O dispositivo 1 ainda compreende um testador de proteção 10 que compreende um gerador de corrente/voltagem trifásico. O testador de proteção 10 é organizado para produzir correntes e voltagens análogas via uma conexão 12 e para produzir valores digitais correspondentes de uma maneira sincronizada na forma de um fluxo de dados de valor de amostra via uma conexão 11. O testador de proteção 10 é acoplado para sincronização com a fonte de tempo 9. As correntes e voltagens análogas são alimentadas pela unidade de fusão 7, que experimenta as correntes e voltagens e as en- trega para o dispositivo de avaliação 3 como um fluxo de dados SV digitali- zado via a TAP de rede 2. Os valores digitais correspondentes a partir do testador de proteção 10 são alimentados da mesma forma para o dispositivo de avaliação 3. O testador de proteção 10 representa da mesma forma uma unidade de fusão ideal, que está sincronizada com a mesma fonte de tempo 9 como a unidade de fusão real 7. Comparando o fluxo de dados SV a partir do testador de proteção 10 com o fluxo de dados SV a partir da unidade de fusão 7, a precisão da unidade de fusão 7 pode ser determinada e avaliada. Isso é possível assim avaliar tanto o comportamento de tempo da unidade de fusão 7 como a precisão de amostragem e da mesma forma a qualidade de uma conversão análogo-digital da unidade de fusão 7 pela comparação com os dados de referência a partir do testador de proteção 10. Ao invés da unidade de fusão 7, qualquer outro dispositivo eletrônico inteligente adequa- do para experimentar dados análogos e produzir um fluxo de dados SV pode ser utilizado na figura 5, por exemplo, uma unidade de fusão.

LISTA DE NUMERAIS DE REFERÊNCIA

1 dispositivo

2 dispositivo de acesso à rede (TAP de rede)

3 dispositivo de avaliação

4 conexão

5 conexão

6 conexão de monitoramento

7 nó de rede (unidade de amostragem, unidade de fusão, instru- mento de envio SV)

8 nó de rede (receptor SV)

9 fonte de tempo

10 testador de proteção 11 valores digitais de conexão

12 correntes/voltagens análogas de conexão

1000 usina de energia

1001, 1002 eradores

1103 disjuntor de circuito

1111 disjuntor de circuito

1201,1202 transformador de energia

1211 transformador de energia

1401 barra de ônibus

1411 barra de ônibus

1412 barra de ônibus

1501, 1502 linha de transmissão de alta voltagem

1600 usina de transformador

1701, 1702 linha

1903 transformador, sensor

1911-1914 transformador, sensor

1952 transformador, sensor

1961 transformador, sensor

1964 transformador, sensor

1981-1984 dispositivo eletrônico inteligente

1991-1994 dispositivo eletrônico inteligente

2000 linha de divisão

2001 sistema de proteção de gerador (GS)

2002 sistema de proteção diferencial de transformador (TS)

2003 sistema de proteção de linha (LS)

2011-2013 sistema de proteção de linha (LS)

2012 sistema de proteção diferencial de transformador (TS)

2111 rede de comunicação

2211 rede de comunicação

Claims

1. Método para avaliar uma instalação elétrica (1981-2211) de um sistema de energia elétrica (1000, 1600), em que a instalação elétrica compreende uma rede de comunicação (2111, 2211) para transmitir dados, o método compreende: - detecção automática de transmissões de dados em tempo real na rede de comunicação (2111, 2211), e - avaliação automática da instalação elétrica (1981-2211) com base nas transmissões de dados detectados em tempo real.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a avaliação da instalação elétrica (1981-2211) compreende transmissões de dados em tempo real faltantes.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que as transmissões de dados em tempo real são em cada caso detectadas automaticamente em pelo menos duas localizações diferentes da rede de comunicação (2111, 2211).

4. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações pre- cedentes, caracterizado pelo fato de que a informação relacionada ao tempo é atribuída automaticamente para cada uma das transmissões de dados em tempo real detectadas, e em que a rede de comunicação (2111, 2211) da instalação elé- trica (1981-2211) é avaliada automaticamente com base na informação rela- cionada ao tempo das transmissões de dados detectadas em tempo real.

5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que a avaliação da instalação elétrica (1981-2211) compreende de- terminar uma distribuição estatística de transmissões de dados em tempo real em relação às suas informações relacionadas ao tempo.

6. Método, de acordo com a reivindicação 4 ou 5, caracterizado pelo fato de que a avaliação da instalação elétrica (1981-2211) compreende determinar o intervalo de tempo entre as transmissões de dados em tempo real sucessivas.

7. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a - 6, caracterizado pelo fato de que uma unidade de amostragem (7; 1981- - 1984) da instalação elétrica (1981-2211) forma um valor de amostra em tempo real experimentando um parâmetro elétrico do sistema de energia elétrica (1000, 1600) e o transmite como uma transmissão de dados em tempo real via a rede de comunicação (2111, 2211).

8. Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que a unidade de amostragem (7; 1981-1984) compreende uma uni- dade de fusão que é organizada para experimentar uma pluralidade de valo- res de amostra em tempo real de uma pluralidade de parâmetros elétricos do sistema de energia elétrica (1000, 1600) e para transmiti-los como uma transmissão de dados em tempo real via a rede de comunicação (2111, 2211).

9. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que a unidade de amostragem (7; 1981-1984) compreende uma uni- dade de fusão de acordo com IEC 61850.

10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que a unidade de amostragem (7; 1981-1984), a unidade de fusão ou um dispositivo de transmissão da unidade de amostragem para transmitir os valores de amostra em tempo real é avaliado automaticamente com base nas transmissões de dados detectados em tempo real.

11. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 7 a -10, caracterizado pelo fato de que a informação relacionada ao tempo é atri- buída automaticamente para cada uma das transmissões de dados detecta- dos em tempo real quando saem da unidade de amostragem (7; 1981-1984), e em que a unidade de amostragem (7; 1981-1984) da instalação elétrica (1981-2211) é avaliada automaticamente com base na informação relacio- nada ao tempo das transmissões de dados detectadas em tempo real.

12. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 7 a -11, caracterizado pelo fato de que as transmissões de dados transmitidas em tempo real são detectadas por um dispositivo de acesso à rede (2), em que a unidade de amostragem (7; 1981-1984) e o dispositivo de acesso à rede (2) estão sincronizados com uma fonte de tempo (9) e o dispositivo de acesso à rede (2) atribui informações relacionadas ao tempo para cada uma das transmissões de dados em tempo real.

13. Método, de acordo com a reivindicação 12, compreendendo a provisão de um sinal de referência que compreende informações relacio- nadas ao tempo, em que a unidade de amostragem (7; 1981-1984) experi- menta o sinal de referência e o transmite como uma transmissão de dados em tempo real via a rede de comunicação (2111, 2211), e em que a instalação elétrica (1981-2211) é avaliada automati- camente com base em uma comparação da informação de referência rela- cionada ao tempo com a informação relacionada ao tempo da transmissão de dados em tempo real.

14. Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pe- lo fato de que o sinal de referência compreende um valor de referência, em que a instalação elétrica (1981-2211) é avaliada automati- camente com base em uma comparação de valores de amostra em tempo real da transmissão de dados em tempo real com o valor de referência.

15. Método, de acordo com a reivindicação 13 ou 14, caracteri- zado pelo fato de que o sinal de referência é provido por um testador de pro- teção (10), o testador de proteção (10) simula uma unidade de amostragem ideal, e em que o testador de proteção (10) e a unidade de amostragem (7; -1981-1984) estão sincronizados com a fonte de tempo (9).

16. Dispositivo para avaliar uma instalação de um sistema de energia elétrica, caracterizado pelo fato de que a instalação elétrica (1981-2211) compreende uma rede de comunicação (2111, 2211) para transmitir dados, em que o dispositivo (1) compreende: - um dispositivo de acesso à rede (2) que pode ser acoplado com a rede de comunicação (2111, 2211) e é organizado para detectar transmissões de dados detectados em tempo real na rede de comunicação, e - um dispositivo de avaliação (3) que é provido com as transmis- sões de dados em tempo real pelo dispositivo de acesso à rede (2) e que é organizado para avaliar a instalação elétrica (1981-2211) com base nas transmissões de dados em tempo real.

17. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 16, em que a ins- talação elétrica (1981-2211) ainda compreende uma unidade de amostra- gem (7; 1981-1984) que é organizada para formar um valor de amostra em tempo real experimentando um parâmetro elétrico do sistema de energia elétrica (1000, 1600) e para transmiti-lo como uma transmissão de dados em tempo real via a rede de comunicação (2111, 2211).

18. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que a unidade de amostragem (7; 1981-1984) compreende uma unidade de fusão que é organizada para experimentar uma pluralidade de valores de amostra em tempo real de uma pluralidade de parâmetros elétri- cos do sistema de energia elétrica (1000, 1600) e para transmiti-los como uma transmissão de dados em tempo real via a rede de comunicação (2111, 2211).

19. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que a unidade de amostragem (7; 1981-1984) compreende uma unidade de fusão de acordo com IEC 61850.

20. Dispositivo, de acordo com qualquer uma das reivindicações - 17 a 19, caracterizado pelo fato de que o dispositivo (1) ainda compreende uma fonte de tempo (9) que é organizada para sincronizar a unidade de tempo (7; 1981-1984) e o dispositivo de acesso à rede (2).

21. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 20, compreen- dendo um testador de proteção (10) que é organizado para prover um sinal de referência compreendendo um valor de referência com informações de referência associadas relacionadas ao tempo, em que a unidade de amostragem (7; 1981-1984) experimenta o sinal de referência e o transmite como uma transmissão de dados em tempo real via a rede de comunicação (2111, 2211), e em que a instalação elétrica (1981-2211) é avaliada automati- camente com base em uma comparação da informação de referência rela- cionada ao tempo com a informação relacionada ao tempo da transmissão de dados em tempo real.

22. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 21, caracterizado pelo fato de que o testador de proteção (10) simula uma unidade de amos- tragem ideal, em que o testador de proteção (10) e a unidade de amostra- gem (7; 1981-1984) estão sincronizados com a fonte de tempo (9).

23. Dispositivo, de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 a 22, caracterizado pelo fato de que o dispositivo (1) é organizado para executar o método como definido em com qualquer uma das reivindicações 1 a 15.