Procedimiento y dispositivo para determinar una tensión de entrada en una estación de red local de una red eléctrica.

Procedimiento para determinar una tensión de entrada de un transformador de una estación de red local (2),

con las siguientes etapas:

- medir una corriente de entrada (IOS) del transformador, una corriente de salida (IUS) del transformador, una tensión de salida (UUS) del transformador así como un ángulo de fase entre la corriente de salida (IUS) y la tensión de salida (UUS);

- determinar la relación de transmisión (ü) y las admitancias (Y) complejas de elementos transversales, por ejemplo de un esquema p-equivalente, del transformador de la estación de red local (2) con ayuda de la corriente de entrada (IOS) medida, de la corriente de salida (IUS) medida, de la tensión de salida (UUS) medida y del ángulo de fase entre la corriente de salida (IUS) y la tensión de salida (UUS); y

- determinar la tensión de entrada (UOS) del transformador de la estación de red local (2) basándose en la relación de transmisión (ü) determinada y las admitancias (Y) determinadas de los elementos transversales, por ejemplo del esquema p-equivalente.

Procedimiento y dispositivo para determinar una tensión de entrada en una estación de red local de una red eléctrica La invención se refiere a la técnica de distribución de energía, en particular a estaciones de red local, es decir, subestaciones transformadoras que unen entre sí el nivel de tensión media y el nivel de tensión baja de una red eléctrica. En particular, la invención se refiere a un procedimiento para determinar la tensión media que existe en la estación de red local.

Las redes eléctricas para la transmisión de energía eléctrica tienen por regla general una serie de subestaciones transformadoras que unen entre sí un nivel de tensión máxima, un nivel de tensión alta, un nivel de tensión media y un nivel de tensión baja. En el pasado, la energía eléctrica de centrales eléctricas se proporcionaba de forma central, de modo que se conocía la dirección del flujo de energía en las redes eléctricas, concretamente desde el nivel de tensión alta hasta el nivel de tensión baja. Se podía partir por tanto hasta el momento de que la tensión media es máxima en una salida de la subestación transformadora entre el nivel de tensión alta y el nivel de tensión media y que disminuye correspondientemente en la dirección de una entrada de una estación de red local. Con el número creciente de plantas de producción descentralizadas resultan nuevos requisitos con respecto a las redes de distribución. Con la ampliación de energías renovables se conectan cada vez más instalaciones de producción a pequeña escala a la red eléctrica que proporcionan energía eléctrica que se alimenta en el nivel de tensión media, en particular en proximidad de las estaciones de red local. De este modo se pueden producir picos de carga mediante una retroalimentación que pueden dañar aparatos del cliente final debido a aumentos excesivos de tensión no admisibles.

Además, por regla general no se puede predecir el comportamiento de alimentación de las instalaciones de producción a pequeña escala, es decir, la fiabilidad y la cantidad de la energía proporcionada, como por ejemplo en plantas solares y similares. Por tanto, resulta necesario en el futuro supervisar mejor los flujos de energía en la red eléctrica, en particular en el nivel de tensión media. Para obtener conclusiones acerca de los flujos de energía y el desarrollo de tensión en las redes de tensión media sin equipar a todas las estaciones de red local con sistemas técnicos de medición es necesario un conocimiento de la tensión media que existe en la entrada de algunas estaciones de red local. Sin embargo, sin una medición directa en las estaciones de red local no se pueden derivar de manera sencilla las tensiones medias que existen en las mismas.

Además, en estaciones de red local existentes habitualmente no está instalado ningún sistema técnico de medición con el que se pueda detectar la tensión media que existe en el lado de entrada de la estación de red local. Debido al

modo de construcción compacto de las estaciones de red local resulta difícil por regla general reequipar un sistema de medición de tensión de este tipo en la entrada.

Además, en las instalaciones existentes se desconocen las corrientes en vacío de los transformadores de la estación de red local, por lo que no es posible sin más recalcular la tensión media que existe en el lado de entrada partiendo de una tensión fácilmente medible y por tanto conocida y de una corriente fácilmente medible y por tanto conocida en el lado de la tensión baja del transformador. Asimismo, ocasionalmente se puede adaptar de forma manual la regulación de nivel del transformador, es decir, la relación de transmisión del transformador, a tensiones medias cambiadas para conseguir la tensión de red deseada en el nivel de tensión baja. La detección automática de un cambio de una regulación de nivel del transformador es posible pero complicada. También resulta problemático 45 un reajuste manual, ya que cambios de regulación de nivel habitualmente no se realizan por el personal especializado que también está formado para realizar cambios de parámetro de la técnica local de medición y automatización.

El documento DE 101 17 643 A1 (MIELE & CIE, 5 de diciembre de 2002) da a conocer un procedimiento para determinar la magnitud de una tensión de entrada de red en una configuración de circuito en la que ésta se convierte en una tensión baja para alimentar una carga eléctrica utilizando un transformador de fuente de alimentación mediante una medición de la tensión de salida de transformador secundaria y de la corriente de salida de transformador secundaria.

El objetivo de la presente invención es proporcionar un procedimiento y un dispositivo con los que se pueda determinar de manera sencilla la tensión de entrada en el lado de la tensión superior de un transformador de una estación de red local también con estaciones de red local existentes, en particular con transformadores de construcción más antigua.

Este objetivo se soluciona mediante el procedimiento para determinar una tensión de entrada de un transformador según la reivindicación 1 así como mediante el dispositivo según la reivindicación independiente.

Configuraciones ventajosas se indican en las reivindicaciones dependientes.

Según un primer aspecto está previsto un procedimiento para determinar una tensión de entrada de un transformador de una estación de red local. El procedimiento comprende las siguientes etapas:

-medir una corriente de entrada del transformador, una corriente de salida del transformador, una tensión de salida del transformador así como un ángulo de fase entre la corriente de salida y la tensión de salida;

-determinar la relación de transmisión de la admitancia compleja, por ejemplo de los elementos transversales de

un esquema p-equivalente del transformador de la estación de red local o de valores adicionales, de los que se pueda derivar esta admitancia, con ayuda de la corriente de entrada medida, de la corriente de salida medida, de la tensión de salida medida y del ángulo de fase entre la corriente de salida y la tensión de salida;

-determinar la tensión de entrada del transformador de la estación de red local basándose en la relación de transmisión determinada y la admitancia compleja anteriormente determinada, esto es, en el esquema equivalente determinado.

Una idea de la presente invención consiste en determinar la tensión de entrada que existe en el lado de entrada sin especificar previamente la relación de transmisión, la corriente en vacío, las pérdidas en el hierro y/o también las pérdidas en el cobre del transformador de una estación de red local o especificando previamente magnitudes de las que se puede derivar la corriente en vacío del transformador. Esto se puede realizar al determinarse en primer lugar la relación de transmisión y, en caso de usar un esquema p-equivalente, la admitancia de los elementos transversales con ayuda de las magnitudes de la tensión de salida del transformador, de la corriente de entrada y de la corriente de salida. Adicionalmente se requieren sólo datos característicos de transformador que se pueden deducir habitualmente de la placa indicadora de tipo del transformador, y a partir de los que se puede determinar el elemento longitudinal del esquema p-equivalente del transformador de la estación de red local. Éste puede ser por ejemplo la tensión de cortocircuito relativa del transformador en combinación con su potencia aparente nominal y sus corrientes nominales.

Según una forma de realización, los elementos en primer lugar desconocidos del esquema equivalente del transformador de la estación de red local se puede determinar resolviendo un sistema de ecuaciones que tiene en cuenta al menos tres conjuntos de valores de medición a partir de la corriente de entrada (IOS) del transformador, la corriente de salida (IUS) del transformador y la tensión de salida (UUS) . En el caso del esquema p-equivalente, los elementos en primer lugar desconocidos son los elementos transversales Y y la relación de transmisión ü.

Además, puede estar previsto que se utilicen más de tres de los conjuntos de valores de medición anteriormente mencionados, como la corriente de entrada (IOS) del transformador, la corriente de salida (IUS) del transformador y la tensión de salida (UUS) del transformador, que llevan a un sistema de ecuaciones sobredeterminado que por ejemplo se puede resolver con ayuda del método matemático de la estimación de estado no lineal.

Según un aspecto adicional está prevista una unidad de medición y supervisión para determinar una tensión de entrada de un transformador de una estación de red local. La... [Seguir leyendo]

1. Procedimiento para determinar una tensión de entrada de un transformador de una estación de red local (2) , con las siguientes etapas:

- medir una corriente de entrada (IOS) del transformador, una corriente de salida (IUS) del transformador, una tensión de salida (UUS) del transformador así como un ángulo de fase entre la corriente de salida (IUS) y la tensión de salida (UUS) ; -determinar la relación de transmisión (ü) y las admitancias (Y) complejas de elementos transversales, por

ejemplo de un esquema p-equivalente, del transformador de la estación de red local (2) con ayuda de la corriente de entrada (IOS) medida, de la corriente de salida (IUS) medida, de la tensión de salida (UUS) medida y del ángulo de fase entre la corriente de salida (IUS) y la tensión de salida (UUS) ; y -determinar la tensión de entrada (UOS) del transformador de la estación de red local (2) basándose en la relación de transmisión (ü) determinada y las admitancias (Y) determinadas de los elementos transversales, por

ejemplo del esquema p-equivalente.

2. Procedimiento según la reivindicación 1, realizándose la determinación de la relación de transmisión (ü) y de las admitancias (Y) de los elementos transversales mediantes indicaciones con respecto a una tensión nominal en el lado de la tensión superior, con respecto a una tensión de cortocircuito relativa (uk) y con respecto a una corriente nominal en el lado de la tensión superior.

3. Procedimiento según la reivindicación 1 o 2, determinándose la relación de transmisión (ü) y las admitancias (Y) mediante la resolución de un sistema de ecuaciones, determinándose el sistema de ecuaciones con ayuda de una matriz de transmisión del esquema p-equivalente.

4. Procedimiento según la reivindicación 3, estando el sistema de ecuaciones sobredeterminado y resolviéndose con ayuda de una estimación de estado no lineal.

5. Procedimiento según la reivindicación 4, determinándose varios, preferiblemente más de tres, conjuntos de

valores de medición a partir de la corriente de entrada (IOS) del transformador, la corriente de salida (IUS) del transformador y la tensión de salida (UUS) del transformador que aumentan la sobredeterminación del sistema de ecuaciones.

6. Procedimiento según la reivindicación 3 o 4, previendo el esquema p-equivalente dos elementos transversales paralelos con admitancias (Y) entre los que está dispuesto en serie un elemento longitudinal con una impedancia (Z) , determinándose una parte imaginaria de la impedancia (Z) de forma aproximada mediante una determinación del importe de la impedancia (Z) .

7. Procedimiento según la reivindicación 3 o 4, previendo el esquema p-equivalente dos elementos transversales paralelos con admitancias (Y) entre los que está dispuesto en serie un elemento longitudinal con una impedancia (Z) , determinándose la impedancia (Z) a partir de una tensión de cortocircuito relativa o absoluta y pérdidas en el cobre.

8. Unidad de medición y supervisión (4) para determinar una tensión de entrada de un transformador de una 45 estación de red local (2) , que comprende:

- una unidad de medición de tensión (5) para medir una tensión de salida (UUS) ; -unidades de medición de corriente (6, 7) para medir una corriente de entrada (IOS) del transformador y una corriente de salida (IUS) del transformador;

-una unidad de diferencia de fase para determinar un ángulo de fase entre la corriente de salida (IUS) y la tensión de salida (UUS) ; -una unidad de cálculo (9) que está configurada o para determinar la relación de transmisión (ü) y una admitancia (Y) de elementos transversales, por ejemplo 55 de un esquema p-equivalente, del transformador de la estación de red local (2) con ayuda de la corriente de entrada (IOS) medida, de la corriente de salida (IUS) medida, de la tensión de salida (UUS) medida y del ángulo de fase entre la corriente de salida (IUS) y la tensión de salida (UUS) ; y

o para determinar la tensión de entrada (UOS) del transformador de la estación de red local (2) basándose en la relación de transmisión (ü) determinada y en la admitancia (Y) determinada del elemento transversal del 60 esquema p-equivalente.