Como detectar a direcionalidade de distúrbios em um sistema de gestão de energia – Parte 2

Como detectar a direcionalidade de distúrbios em um sistema de gestão de energia – Parte 2

Na parte 2 da série de artigos sobre como detectar a direcionalidade de distúrbios em um sistema de gestão de energia vamos explorar como localizar a causa de um distúrbio num sistema elétrico utilizando medidores de energia. No artigo anterior exploramos como um dispositivo de medição de energia para esse fim funciona e como avaliar os resultados individualmente em cada dispositivo. Neste artigo, vamos explorar como realizar uma análise composta, como avaliar a direção de um distúrbio em um sistema com vários medidores que possuem essa funcionalidade.

 

Localizando a causa de um distúrbio em um sistema elétrico

É possível determinar a localização de um distúrbio coletando dados de direcionalidade de distúrbios de múltiplos medidores e utilizando conhecimento da topologia elétrica do sistema. Essa operação pode ser executada por um computador ou por um medidor que permite programação avançada. O método apresentado se aplica apenas para sistemas radiais. Porém, uma técnica similar pode ser utilizada para outras configurações de rede.

Primeiramente, é necessário ter em mãos informações básicas do sistema, informações tais como, identificação dos principais barramentos e como esses barramentos se ramificam. Os barramentos são representados por números e as ramificações são representadas por números, por “do barramento” e por “para barramento”.

O processo de combinar informações de direcionalidade de múltiplos dispositivos inicia-se no nível mais baixo do sistema. Ou seja, mais distante da alimentação principal. As informações de direcionalidade de medidores que se encontram em ramos paralelos são agregadas e representadas por “medidores virtuais”. Então, após todos os ramos paralelos de um certo nível serem agregados, passa-se para o próximo nível sucessivamente, até que sobre apenas um medidor virtual. O resultado da confiabilidade é então dividido pelo número de medidores que contribuem para a pontuação.

 

Definições e o processo geral de como realizar a avaliação.

DBA = Do barramento, ramo A

DBB = Do barramento, ramo B

PBA = Para o barramento, ramo A

PBB = Para o barramento, ramo B

DA = Direção, ramo A

DB = Direção, ramo B

CA = Confiabilidade, ramo A

CB = Confiabilidade, ramo B

DBC = Do barramento, combinação

PBC = Para o barramento, combinação

DC = Direção, combinação

CC = Confiabilidade, combinação

 

Ramos paralelos são agregados da seguinte maneira:

Ramos em série são agregados da seguinte maneira:

Este processo é ilustrado com o exemplo a seguir:

 

Figura 1 – Exemplo de sistema radial com 4 barramentos, 3 ramos e 3 medidores

 

Exemplo 1: Distúrbio no barramento 3

1º passo – Definição original do sistema e coleta de dados.

2º passo – Iniciar do nível mais baixo do sistema, combinando ramos paralelos.

3º passo – Agregar os ramos de nível mais baixo com o ramo em série do nível subsequente. Apenas quando um ramo restar, a análise estará concluída.

Dessa forma é possível agregar qualquer tipo de combinação de dispositivos de medição afim de analisar a direcionalidade dos distúrbios em sistemas elétricos com múltiplos medidores.

 

No próximo artigo iremos explorar diferentes topologias de configuração radial de rede para ilustrar melhor como utilizar o método exposto acima.

 

Este artigo é uma tradução livre e adaptada do artigo Disturbance Direction Detection in a Power Monitoring System que se encontra no site da Schneider. O artigo original tem como referência o A Direction Finder for Power Quality Disturbances Based Upon Disturbance Power and Energy, IEEE Transaction on Power Delivery, Vol. 15, No. 3, July 2000.