BRPI1004893A2

BRPI1004893A2 - sistema de identificaÇço de fase e mÉtodo para identificar informaÇço de fase

Info

Publication number: BRPI1004893A2
Application number: BRPI1004893-6A
Authority: BR
Inventors: Amol Rajaram Kolwalkar; Glen Peter Koste; John Erik Hershey; Michael Joseph Dell'anno
Original assignee: Gen Electric
Priority date: 2009-12-02
Filing date: 2010-11-30
Publication date: 2013-03-19
Also published as: NZ589664A; CA2722631A1; US8626462B2; JP2011123061A; EP2330430A1; AU2010249138A1; US20110130992A1

Abstract

SISTEMA DE IDENTIFICAÇçO DE FASE E MÉTODO PARA IDENTIFICAR INFORMAÇçO DE FASE. É proposto um sistema de identificação de fase. O sistema inclui um sensor acoplado a um terminal de um transformador de distribuição. Um processador está acoplado ao sensor para processar informação de fase do terminal, O sensor e o processador estão embutidos em uma unidade de bucha no transformador de distribuição, O processador é usado para identificar e exibir informação de fase no transformador de distribuição.

Description

"SISTEMA DE IDENTIFICAÇÃO DE FASE E MÉTODO PARA IDENTIFICAR

INFORMAÇÃO DE FASE" Antecedentes

O assunto apresentado no presente documento se refere, de modo geral, a identificação de fase e, em particular, a identificação de fase em transformadores de distribuição.

As redes de distribuição de força elétrica são usadas por companhias de utilidade elétrica para distribuir eletricidade de estações de geração aos consumidores. As voltagens de distribuições variam entre as companhias de utilidade dentro de um país. Uma rede de distribuição de força típica, é distribuída uma força trifásica a uma alta voltagem para múltiplas subestações de transmissão. Nestas subestações de transmissão, a força de alta voltagem é diminuída até uma voltagem trifásica intermediária. A força trifásica de voltagem intermediária de cada subestação é, então, distribuída para múltiplas subestações de distribuição. Nas subestações de distribuição, a voltagem intermediária é reduzida até uma voltagem de distribuição mais baixa e separada em três linhas de alimentação de fase única. Cada uma destas linhas de alimentação se ramifica em múltiplos circuitos para fornecer energia aos transformadores de distribuição múltiplos que reduzem a voltagem até uma voltagem de fase-única final a fim de distribuir para os consumidores residenciais e comerciais.

É desejável ter os circuitos de alimentação com cargas equilibradas de tal modo que as cargas de corrente em cada saída de fase- única de um transformador trifásico sejam iguais. No entanto, com o passar do tempo, enquanto os consumidores são adicionados e removidos, as cargas em cada saída de fase-única podem mudar e se tornar desequilibradas. Para re- equilibrar as cargas, alguns dos circuitos derivados são movidos, tipicamente, de uma fase carregada de forma mais pesada para uma fase carregada de forma mais leve. Se a fase de cada linha no circuito alimentador não é conhecida com precisão, uma linha pode ser removida por engano de uma fase carregada de forma mais leve e colocada em uma fase carregada^de forma mais pesada. Tais erros resultam na repetição do procedimento, o que causa uma segunda interrupção no serviço para todos os consumidores no ramal que tem suas fases reajustadas. Adicionar uma carga maior à fase carregada de forma mais pesada pode causa desequilíbrio no carregamento na subestação que pode resultar em uma queda de energia para todos os consumidores na fase sobrecarregada.

Para identificar a fase de um ramal alimentador particular através

do uso de técnicas manuais convencionais, o corpo de funcionários da companhia de utilidade pública deve traçar fisicamente uma linha que volta através de vários gabinetes de distribuição até que a linha alcance um ponto na rede de distribuição no qual a fase é definitivamente conhecida. Isto pode ser um processo que de trabalho intenso que consome tempo.

Vários métodos e dispositivos são implantados na tentativa de identificação da fase, como através do uso de modems e linhas telefônicas a fim de estabelecer um enlace de comunicação. Um sinal associado à fase em um ponto na rede em que a fase da linha é conhecida (a linha de referência) é transmitido através do enlace de comunicação para um ponto na rede em que a fase da linha não é conhecida (a linha sob teste). As dificuldades aparecem quando atrasos no enlace de comunicação afetam a precisão da medição de fase.

Um método para reduzir atrasos de comunicação implanta um enlace de comunicação através de radiotransmissões. Outro método é comparar fases entre subestações de sistema de força elétrica em tempo real via sincronização de base de tempo através de dados de Sistema de Posicionamento Global (GPS) tanto da linha de referência quanto da linha sob teste para eliminar os problemas de sincronização e atraso. Nestas abordagens, um enlace de comunicação de tempo real pré-estabelecido é necessário. Isto é, um enlace de comunicação precisa ser estabelecido e ativado no instante em que a fase é medida. Jsto.faz com que estas abordagens sejam inúteis onde e quando o enlace de comunicação não pode ser estabelecido. Além disto, devido ao fato de que a fase da linha sob teste é determinada para cada medição, o aparelho de medição deve ser recuperado após cada teste. Isto exclui a possibilidade de se fazer vários testes antes de acessar o aparelho, por exemplo, medir as fases de várias linhas aéreas diferentes em uma subestação antes de diminuir a do detector "hot stick" ao qual o aparelho está afixado.

Consequentemente, existe uma necessidade de fornecer um método e aparelho aprimorado para identificação de fase de linha de uma linha de força em uma rede de distribuição de força trifásica.

Breve descrição

De maneira breve, é proposta um sistema de identificação de

fase. O sistema inclui um sensor acoplado a um terminal de um transformador de distribuição. Um processador é acoplado ao sensor para processar informação de fase do terminal, sendo que o sensor e o processador estão embutidos em uma unidade de bucha em um transformador de distribuição. O processador é configurado adicionalmente para identificar e exibir informação de fase no transformador de distribuição.

Em outra modalidade, é apresentado um método para identificar informação de fase em um terminal de transformador de distribuição. O método inclui perceber um parâmetro de distribuição elétrica de um sensor acoplado a um terminal de um transformador de distribuição, obter um parâmetro de subestação elétrica de uma subestação e comparar o parâmetro de distribuição ao parâmetro de subestação. O método inclui adicionalmente identificar informação de fase do terminal e exibir a informação de fase do terminal no terminal de transformador de distribuição.

Em outra modalidade, um sistema inclui uma rede de distribuição com uma subestação acoplada a uma pluralidade de transformadores de distribuição. O sistema inclui adicionalmente uma pluralidade de sensores acoplada aos terminais dos transformadores de distribuição e da subestação, em cada sensor é configurado para detectar ao menos um parâmetro elétrico. O sistema inclui um centro de dados para processar e comparar os parâmetros elétricos e uma unidade de identificação de fase acoplada ao centro de dados e embutida nos terminais do transformador de distribuição. A unidade de identificação de fase está configurada para identificar uma informação de fase nos terminais dos transformadores de distribuição.

Desenhos

Estes e outros recursos, aspectos e vantagens da presente invenção serão compreendidos de maneira mais eficaz quando a seguinte descrição detalhada for lida em referência aos desenhos em anexo nos quais os caracteres representam partes ao longo dos desenhos, sendo que:

A FIGURA 1 ilustra uma rede elétrica de distribuição que implantam um sistema de identificação de fase, de acordo com uma modalidade da invenção; A FIGURA 2 ilustra uma vista parcial de um terminal em um

transformador de distribuição que usa uma unidade de identificação de fase, de acordo com uma modalidade da invenção;

A FIGURA 3 ilustra um diagrama de bloco de um sistema de identificação de fase que implanta correlação de ruído, de acordo com uma modalidade da invenção;

A FIGURA 4 ilustra um diagrama de bloco de um sistema de identificação de fase que implanta um sinal de modulação harmônico geométrico, de acordo com uma modalidade da invenção; e A FIGURA 5 ilustra um método exemplificador para identificação de fase, de acordo com uma modalidade da invenção.

Descrição detalhada A FIGURA 1 ilustra uma rede elétrica de distribuição que implanta um sistema de identificação de fase, de acordo com uma modalidade da invenção. A rede de distribuição 10 inclui linhas de transmissão para transferir força gerada em um local de geração de força 12 para uma ou mais utilidades. O local de geração de força 12 pode incluir, por exemplo, uma ou mais usinas de força de ciclo de gás hídricas, térmicas, nucleares ou combinadas. A força a partir do local de geração 12 é transmitida em altas voltagens através de linhas de transmissão de alta voltagem 16. A alta voltagem é reduzida a uma voltagem intermediária na subestação de transmissão 14. Adicionalmente a jusante, as voltagens intermediárias são, ainda, reduzidas a uma voltagem média na subestação de distribuição 18. As linhas de alimentação 20 acoplam a subestação de distribuição aos transformadores de distribuição 22, 24,26 que fornecem força para os usuários finais como consumidores residenciais ou industriais 28, 30,32. Para fins de ilustração simplificada, um único local de geração de força, um único subestação de distribuição e um único alimentador são ilustrados. No entanto, tais múltiplos locais de geração de força podem ser acoplados às múltiplas subestações de transmissão e subestações de distribuição com múltiplas linhas de alimentação para formar uma grade ou rede elétrica de distribuição.

A unidade de identificação de fase 34 acoplada aos transformadores de distribuição está configurada para fornecer indicativo de parâmetros elétricos de informação de fase nos terminais dos transformadores de distribuição. Adicionalmente, uma ou mais unidades de identificação de fase 36 está disposta em transformadores de subestação. Em uma modalidade, um centro de dados 38 é colocado em uma locação remota dos transformadores de distribuição local 34 e da subestação 18 e está acoplado à unidade de identificação de fase 34, 36. Em uma modalidade exemplificadora, o centro de dados 38 pode implantar uma técnica de correlação para comparar os parâmetros elétricos dos transformadores de distribuição e dos transformadores de subestação. Adicionalmente, a informação de fase pode ser transmitida de volta para a unidade de identificação de fase nos transformadores de distribuição para anunciação local.

A FIGURA 2 ilustra uma vista parcial de um terminal de um transformador de distribuição que usa uma unidade de identificação de fase 42, de acordo com uma modalidade da invenção. Na modalidade da FIGURA 2, um sensor 44 está acoplado a um terminal 46 de um transformador de distribuição 48. O terminal 46 pode incluir um terminal de alta voltagem ou um terminal de baixa voltagem do transformador que exige identificação de fase. O sensor 44 pode incluir, por exemplo, um transformador de corrente para detectar ao menos um padrão de ruído, um sinal modulado do harmônico geométrico ou uma amplitude de harmônicos de corrente/voltagem. Um processador 50 está acoplado ao sensor 44 para computar informação de fase do terminal 46. Conforme registrado no presente documento, "processador" pode incluir qualquer circuito digital/analógico ou circuito integrado para realizar aquisição de dados, computar, comparar ou analisar dados de sistema como parâmetros elétricos para armazenamento de informação ou para determinar sinais de controle para ações de controle. O sensor 44 e o processador 50 estão embutidos em uma unidade de bucha 52 do transformador de distribuição 48. Um visor 54 acoplado ao processador 50 e disposto fora da unidade de bucha 52 está configurado para exibir a informação de fase. O visor pode incluir um sistema de anunciação como um visor de LED ou luzes codificadas por cor que indicam a informação de fase. Em uma modalidade, a unidade de identificação de fase 42 inclui, alternativa ou adicionalmente, uma antena 56 acoplada ao processador para transmissão sem fio de parâmetros elétricos para um centro de dados. A força para operar o sensor 44 e o processador 50 e outros componentes pode sercoletada da voltagem presente no transformador. Opcionalmente, o sistema 42 pode incluir um coletor de força que compreende uma bobina coletora indutiva 60 acoplada de forma magnética ao terminal 46 para fornece força ao sensor 44, ao processador 50 e ao visor opcional 54. Alternativamente, o coletor de força pode incluir um acoplamento capacitivo ou um transformador de redução (não mostrado) que está conectado de forma apropriada ao terminal 46 e a um terminal de terra. Em operação, a unidade de identificação de fase 42 pode implantar ao menos uma destas três técnicas discutidas em relação às FIGURAS 3 a 5. Deve-se registrar que a unidade de identificação de fase que tem o sensor, o processador e o visor deve ser configurada para se retroajustar em uma unidade de bucha de um transformador de distribuição presentemente operacional. A FIGURA 3 ilustra um diagrama de bloco de um sistema de

identificação de fase que implanta correlação de ruído, de acordo com uma modalidade da invenção. Nesta modalidade, o sensor 44 está configurado para perceber um parâmetro elétrico que compreende um padrão de ruído em um nó de utilidade 66 (onde a informação de fase deve ser determinada) e é comparado a um padrão de ruído em uma subestação 68, ou qualquer outra locação onde a fase é conhecida. Em uma modalidade, o nó de utilidade 66 pode compreender um terminal 46 de um transformador de distribuição 48 conforme mostrado na FIGURA 2, por exemplo. A técnica de correlação baseia-se em encontrar a máxima correlação cruzada de amostras de ruído tomadas em um local (por exemplo, no nó de utilidade 66) em uma fase com amostras de ruído tomadas a montante (como na subestação 68) em três fases 70, 72, 74. Como a correlação cruzada é mais eficaz se a amostragem ocorre ao mesmo tempo nos dois locais (66,68), é útil ter protocolos de amostragem e comunicações que asseguram sincronização. Em uma modalidade, para obter amostras sincronizadas, os parâmetros elétricos na subestação são armazenados e experimentados ^de forma contínua (no centro de= dados) com estampas de tempo e as amostras do transformador de distribuição também são armazenadas nas estampas de tempo.

Em um método exemplificador, para computar informação de fase no nó de utilidade 66 da fase da voltagem na linha de força 80, as amostras de ruído são simultaneamente unidas, por exemplo, através do sensor 44 acoplado à linha de força 80 e do sensor 45 acoplado à linha de força 74. Em uma modalidade, por exemplo, os sensores 44 e 45 compreendem acopladores de indução. Um filtro de passagem de banda 82 que tem uma freqüência central entre dois harmônicos seqüenciais, como 120 Hz e 180 Hz1 por exemplo, pode ser configurado para filtrar o ruído entre os dois harmônicos seqüenciais. O ruído filtrado é, então, submetido à amostragem e, um conversor análogo para digital 86 é usado para produzir pacotes digitais 90 representativos da voltagem de ruído no tempo da amostragem. Esses pacotes são comunicados ao centro de dados 38 em que uma correlação cruzada é realizada entre as amostras de ruído da subestação 68 e as amostras de ruído no nó de utilidade 66. Em uma modalidade, o processo de acumulação das amostras da subestação é executado em todas as três fases da subestação (linhas 70, 72, 74) e em todas as três linhas no nó de utilidade, e a correlação mais próxima é usada para determinar a fase da voltagem na linha de força 80.

Novamente, com referência à FIGURA 2, a unidade de identificação de fase 42 pode incluir o filtro 82 e o conversor de análogo para digital 86 (da FIGURA 3) dentro do processador 50. Adicionalmente, a informação de fase correlacionada do centro de dados 38 (FIGURA 3) pode ser comunicada de volta para o processador 50 para exibir a informação de fase na tela 54. A comunicação entre o processador 50 e o centro de dados 38 pode incluir uma transmissão por cabo ou uma transmissão sem fio através de antena 56.

A FIGURA 4 ilustra um diagrama de bloco de um sistema de identificação de fase que implementa um sinal de modulação harmônico geométrico de acordo com uma modalidade da invenção. Nesta modalidade, um ou mais sinais GHM são injetados em um ou mais pontos na rede de distribuição em que a fase é conhecida e demodulada, sendo que a informação de fase deve ser determinada. Em um exemplo, um sinal é injetado na subestação 68 e demodulado no nó de utilidade 66.

Os sinais GHM são gerados pelos geradores de sinal GHM 94, em que apenas um deles é mostrado com propósitos de exemplo, e adicionado à rede de distribuição por acoplamento indutivo através de acopladores 92, por exemplo, às três linhas de fase 70, 72, 74 na subestação 68. Os componentes dos sinais GHM são configurados para terem freqüências que são tão baixas quanto possível a fim de percorrer bancos de capacitor e outros filtros passa baixo que são encontrados em redes de distribuição. Em um exemplo, essas freqüências situam-se na faixa de algumas centenas de Hz. No sítio de medição, como nó de utilidade 66, os três sinais GHM são extraídos, por meio de acoplamento indutivo, por exemplo, com o uso de sensores 44. Os filtros 82, dos quais apenas um é mostrado com propósitos de exemplo, que têm segmentos de passagem de banda estreitos em relação aos tons dos sinais GHM candidatos são configurados para filtrar os sinais GHM. Em um exemplo, os filtros podem incluir filtros ativos e podem executar uma subtração análoga. Os sinais GHM filtrados são correlacionados no centro de dados 38 contra os três sinais transmitidos possíveis, e o maior pico de correlação cruzada é usado para identificar qual desses três sinais GHM candidatos está na fase da voltagem na linha de força 80. Em outra modalidade exemplificadora, a unidade de identificação de fase 42 da FIGURA 2 implementa um método para correlacionar os parâmetros elétricos, sendo que os parâmetros elétricos compreendem ao menos uma dentre uma dentre uma forma de onda de voltagem, uma forma de onda de corrente, um padrão de ruído, e uma amplitude harmônica. As características de formas de onda de corrente ou voltagem incluem, por exemplo, uma amplitude de pico, diferença de fase, e atributos de domínio de freqüência como a amplitude de pico harmônico. Em uma modalidade, uma alternativa para executar a correlação da toda a forma de onda de corrente ou voltagem é a de usar uma banda de freqüência mais estreita de ruído entre o conteúdo de freqüência harmônica para a correlação. Pode haver uma dependência de freqüência pronunciada dos harmônicos ou do ruído antecedente visível nas regiões espectrais entre os harmônicos. Características de ruído elétrico similares que existem em freqüências mais baixas podem percorrer até os transformadores de distribuição individual conectados à respectiva fase. A constância com que o ruído na fase na subestação estará presente no transformador de distribuição dependerá do ruído ou dos sinais interferentes na linha de força, e também da atenuação sofrida no percurso da porção da rede de distribuição. A FIGURA 5 ilustra um método exemplificador para a identificação

de fase, de acordo com uma modalidade da invenção. O método 100 inclui determinar os parâmetros elétricos em uma subestação, ou em qualquer outro local em que a fase é conhecida na etapa 102. O método também inclui determinar os parâmetros elétricos em um nó de utilidade na etapa 104, em que a informação de fase deve ser determinada. As etapas subsequentes incluem converter os parâmetros elétricos de sinais análogos para digitais em 106. Os parâmetros elétricos podem incluir, mas não se limitam a harmônicos de corrente /voltagem ou padrão de ruído. Os sinais digitais da etapa 106 são convertidos em um domínio de freqüência por meio de uma transformada rápida de Fourier (FFT) na etapa 108. A energia na freqüência fundamental e em múltiplos harmônicos, por exemplo, terceiro, ^quinto, e sétimo é extraída (na etapa 110) a partir o espectro de freqüência obtido a partir do FFT. Várias razões, como a razão da amplitude de energia entre a primeira e a terceira, ou terceira e quinta, ou combinações das mesmas são computadas na etapa 114. Um carimbo de tempo é aplicado nas razões computadas na etapa 116. Na etapa 118, as razões da subestação são comparadas com as razões do nó de utilidade. Quando uma correlação forte é observada entre as razões de subestação e as razões de utilidade, a fase no nó de utilidade é determinada na etapa 120.

Vantajosamente, tal monitoramento online de informação de fase nos transformadores de distribuição fornece informação valiosa que é crítica para operações de rede. A identificação de fase ajuda a distribuir a carga ao longo da grade para aprimorar a estabilidade. Adicionalmente, identificar a fase correta das cargas e aquela do transformador de distribuição permite a diferenciação entre as falhas de fase única e trifásicas e, por sua vez, permite sistemas de gerenciamento de parada que dependem da informação de fase. Os benefícios adicionais incluem a capacidade para modelar de forma precisa o sistema e a previsão das cargas no alimentar para assegurar que os modelos de rede confiáveis estejam disponíveis para análise. O sistema de identificação de fase, conforme descrito no presente documento, inclui anunciação local que indicaria a fase local à qual o transformador de distribuição está conectado. Tais sistemas online eliminariam o difícil processo de rastreamento manual da fase dos transformadores de distribuição para a subestação. Mais Adicionalmente, tais sistemas não sofreriam atraso de comunicação e dificuldades de sincronização e não necessitam de procedimentos de calibragem. Enquanto apenas determinados recursos da invenção foram descritos e ilustrados no presente documento, muitas modificações e mudanças irão ocorrer àqueles elementos versados na técnica. Será compreendido, portanto, que as reivindicações em anexo se destinam a cobrir tais modificações e mudanças que se situam dentro do espírito da invenção.

Claims

1. SISTEMA DE IDENTIFICAÇÃO DE FASE, que compreende: um sensor acoplado a um terminal de um transformador de distribuição e configurado para perceber parâmetros elétricos; um processador acoplado ao sensor para processar os parâmetros elétricos no terminal, sendo que o sensor e o processador estão embutidos em uma unidade de bucha no transformador de distribuição; sendo que o processador está configurado adicionalmente para identificar e exibir informação de fase no transformador de distribuição.

2. SISTEMA DE IDENTIFICAÇÃO DE FASE, de acordo com a reivindicação í, que compreende adicionalmente uma antena acoplada ao processador para transmitir a informação de fase para um centro de dados.

3. SISTEMA DE IDENTIFICAÇÃO DE FASE, de acordo com a reivindicação 1, sendo que o sensor está configurado para detectar um sinal modulado harmônico geométrico.

4. SISTEMA DE IDENTIFICAÇÃO DE FASE, de acordo com a reivindicação 1, sendo que o processador está acoplado adicionalmente a um centro de dados para processar e comparar os parâmetros elétricos.

5. SISTEMA DE IDENTIFICAÇÃO DE FASE, de acordo com a reivindicação 1, que compreende adicionalmente um coletor de força para fornecer força ao sensor, ao processador e ao visor.

6. MÉTODO PARA IDENTIFICAR INFORMAÇÃO DE FASE, em um terminal de transformador de distribuição que compreende: perceber um parâmetro de distribuição elétrica de um sensor acoplado a um terminal de um transformador de distribuição; obter um parâmetro de subestação elétrica de uma subestação; comparar o parâmetro de distribuição ao parâmetro de subestação; identificar informação de fase do terminal; e exibir a informação de fase, do terminal no terminal de transformador de distribuição.

7. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 6, que compreende adicionalmente comunicar a informação de fase com o centro de dados.

8. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 6, sendo que comparar o parâmetro de distribuição ao parâmetro de subestação compreende detectar amplitudes de voltagem de uma pluralidade de harmônicos de voltagem da distribuição e parâmetros de subestação e comparar as amplitudes de voltagem detectadas.

9. SISTEMA, que compreende: uma rede de distribuição que compreende uma subestação acoplada a uma pluralidade de transformadores de distribuição; uma pluralidade de sensores acoplada aos terminais dos transformadores de distribuição e à subestação, em que cada sensor está configurado para detectar ao menos um parâmetro elétrico; um centro de dados para processar e comparar os parâmetros elétricos; e uma unidade de identificação de fase acoplado ao centro de dados e embutida em um terminal do transformador de distribuição, em que a unidade de identificação de fase está configurada para identificar a informação de fase nos terminais dos transformadores de distribuição.

10. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 9, sendo que o sistema de identificação de fase compreende um digitalizador configurado para digitalizar os parâmetros elétricos.

11. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 9, sendo que o processador está configurado para comparar amplitudes de harmônicos relativos.