BR102018000861B1 - Método e dispositivo para a determinação da localização de falha de uma falha de terra relativa a uma linha de uma rede de alimentação de energia elétrica trifásica que possui um ponto neutro não aterrado - Google Patents

Abstract

A presente invenção refere-se a método para a determinação da localização de falha de terra relativa à linha (10) de rede de alimentação de energia elétrica trifásica que possui ponto neutro não aterrado, na qual os valores de corrente e tensão são medidos numa extremidade da linha (11) da linha (10) e, em seguida, a referida falha é localizada usando os valores de corrente e de tensão medidos. E com alta precisão em redes não aterradas os valores de corrente e tensão medidos são convertidos através Transformada de Clarke em componentes-a e em componentes-0 da Transformada de Clarke, a função de característica dependente de localização de componente-a e valores de tensão de falha de componente-0 é definida em cada caso usando os valores de corrente e de tensão convertidos em componente-a e componente-0 e um modelo de propagação para as ondas transmitidas numa linha (10), a correspondência das duas funções de característica para diferentes locais selecionados numa linha é deter-minada, e o local selecionado onde as duas funções de característica revelam a correspondência mais próxima é definida como a localização de falha de terra numa linha (10). Refere-se também a dispositivo configurado para determinação da localização de falha.

Description

[001] A presente invenção refere-se a um método para a determinação da localização de falha de uma falha de terra relativa a uma linha de uma rede trifásica de alimentação de energia elétrica que possui um ponto neutro sem aterramento de baixa impedância, na qual os valores de corrente e de tensão são medidos em uma extremidade da linha e, em seguida da ocorrência de uma falha em uma linha, a localização de falha da referida falha é definida usando os valores de corrente e de tensão medidos. A presente invenção também refere-se a um dispositivo correspondente para a determinação da localização de falha de uma falha de terra.

[002] A operação segura de redes de alimentação de energia elétrica requer a detecção confiável e o desligamento de quaisquer falhas, tais como, por exemplo, falhas de terra. As causas de falhas que resultam em um desligamento podem, por exemplo, ser queda de raios, linhas danificadas ou de outro modo rompidas, isolamentos com defeito em linhas de cabos ou o contato indesejado com linhas aéreas por partes animais ou vegetais. De modo a encurtar desligamentos relacionados a falhas, falhas desse tipo devem ser localizadas o mais precisamente possível de modo a permitir uma eliminação por uma equipe de manutenção da causa da falha e qualquer dano em consequência causado pela falha.

[003] Redes sem aterramento de baixa impedância são em geral operados em nível de distribuição de um sistema de alimentação de energia. Dependendo do tamanho geográfico do nível de distribuição, as referidas redes são usadas em duas variantes, por um lado com um ponto neutro isolado no qual nenhuma conexão seja qual for do ponto neutro a terra esteja presente e, por outro lado, com um ponto neutro compensado no qual o ponto neutro é conectado por meio de um indutor a terra. A expressão "não aterrado" deve ser entendido abaixo no sentido descrito de modo a significar "sem aterramento de baixa impe- dância".

[004] A vantagem das redes não aterradas é que a operação continuada da mesma é essencialmente permitida durante a falha de terra e, portanto, nenhuma interrupção do alimentação de energia ocorre a partir da rede para as cargas fornecidas com energia elétrica. Adicionalmente, falhas de terra em geral se extinguem a si mesmas, de modo que nenhuma ação de comutação é necessária.

[005] Independente de se a falha de terra persistir por um período de tempo extenso ou se extinguir a si mesma, a localização de falha, isto é, a posição em uma linha onde a falha de terra ocorreu, deve ser identificada e checada por uma equipe de manutenção de modo a detectar e reparar qualquer dano mecânico. Uma posição de falha de terra não reparada pode de fato também resultar em um enfraquecimento mecânico que pode se estender a um curto-circuito permanente no caso de um estado de rede indesejado (por exemplo, um aumento de tensão).

[006] De modo a identificar as posições de falha de terra, um mecanismo de localização de falha é necessário o qual emite a localização de falha como um resultado, por exemplo, como a distância de uma posição de falha de terra a partir de um dispositivo de medição. A referida posição é visitada por uma equipe de manutenção e investigada quanto a possíveis danos. O quanto mais precisamente a localização de falha é realizada, menores os custos para localizar e analisar a posição afetada pela falha.

[007] Em um caso mais simples, mas também mais antieconômi- co, uma falha é localizada por meio de inspeção visual. A equipe de manutenção passa ao longo da linha com defeito e examina a mesma quanto a pontos de falha visíveis. O referido procedimento é lento e propenso a erros.

[008] No caso de falhas permanentes de terra, uma checagem pode ser adicionalmente realizada através de desligamento de curto prazo das linhas para determinar se a tensão de deslocamento na rede desaparece em seguida do desligamento de uma linha. O referido procedimento é continuado até que a linha afetada pela falha tenha sido encontrada. As referidas operações de comutação de pesquisa são onerosas e ocasionam falhas de alimentação durante os desligamentos de teste.

[009] Um procedimento diferente, portanto, tem sido grandemente adotado, com o que a localização de falha na qual a falha em uma linha é localizada e isolada por meio de uma análise de valores de medição, por exemplo, correntes e voltagens medidas durante a ocorrência da falha. Uma pluralidade de diferentes métodos tem até então se tornado conhecida para esse fim, a precisão da qual impacta signi- ficantemente no custo de manutenção da rede de alimentação de energia. Portanto, uma grande importância é dada ao aprimoramento da precisão dos algoritmos usados para a localização de falha de modo a simplificar a manutenção e, em particular, encurtar os desliga-mentos relacionados às falhas da rede de alimentação de energia.

[0010] Um resultado básico de uma localização de falha pode ser alcançado, por exemplo, por identificar a direção da falha. O referido método é usado principalmente em redes de alimentação de energia compensadas, isoladas e com alta impedância aterradas com uma estrutura radial ou um baixo grau de entrosamento. Um método de medição de watts, por exemplo, pode ser usado, como é conhecido a partir da Patente Europeia EP 2476002 B1. Um método diferente para de- tectar a direção da falha é o "princípio de retransmissão transiente" que é conhecido em uma possível modalidade, por exemplo, a partir do pedido de patente internacional WO 2012126526 A1. Entretanto, uma avaliação adicional é necessária nos referidos métodos para uma maior precisão de localização de falha.

[0011] Métodos para uma maior precisão de localização de falha usam, por exemplo, os sinais de corrente e tensão medidos da onda fundamental (sinais de 50 Hz ou de 60 Hz) para a localização de falha. Aqui, os métodos são conhecidos os quais usam os valores medidos de apenas uma das extremidades da linha (localização de falha de uma única extremidade) ou os valores medidos de ambas as extremidades da linha (localização de falha de dupla extremidade). Como um resultado, a localização de falha é normalmente indicada como a distância a partir do ponto de medição respectivo (como um percentual da linha ou em km ou milhas).

[0012] No caso do uso de valores medidos de apenas uma extremidade da linha, o custo da realização da localização de falha é baixo. O referido método de localização de falha é principalmente um método com base em impedância no qual uma impedância através da localização de falha é calculada a partir dos valores medidos de corrente e de tensão. A localização de falha pode ser inferida através de comparação com a impedância da linha de toda a linha no caso de ser livre de falha. Um exemplo de modalidade de um método de localização de falha desse tipo pode ser encontrado, por exemplo, no documento de patente US 4996624 A.

[0013] A precisão do referido método depende, inter alia, grandemente na precisão da medição dos transformadores de corrente e de tensão que são usados, os parâmetros de precisão da linha usados para a localização de falha (por exemplo, impedância por unidade de comprimento) e em determinadas condições de falha (por exemplo, impedância à falha, carga) e as características da rede. As falhas e as respostas transitórias nos sinais de corrente e tensão podem ter um impacto negativo na precisão do referido método. Os erros de medição resultantes podem ser de diversos por cento.

[0014] Uma precisão aprimorada em uma localização de falha pode ser alcançada através do uso de valores medidos a partir de ambas as extremidades da linha. Aqui, os valores medidos relacionados à localização de falha devem ser agrupados por meio de uma conexão de comunicação adequada. No referido contexto, referência é feita ao documento de patente US 5,929,642; no método descrito no mesmo, uma precisão bastante elevada (erro de medição de aproximadamente 1-2%) é alcançado em uma localização de falha usando valores medidos de corrente e de tensão a partir de ambas as extremidades da linha por meio de métodos de estimativa e métodos de otimização não lineares.

[0015] Uma vez que correntes muito baixas de falha de terra que são normalmente sobrepostas com correntes operacionais significan- temente mais altas ocorrem em redes não aterradas, as mesmas podem apenas ser localizadas com dificuldade usando métodos convencionais para a localização de falha de uma única extremidade. Em redes suprimidas, as correntes de falha de terra são compensadas com bobinas de supressão de arco. Adicionalmente, a duração da falha de terra de falhas não permanentes de terra (também referidas como falhas transitórias de terra) é menos do que um ciclo de duração, assim substancialmente impedindo a determinação precisa das variáveis elétricas durante a falha, por exemplo, na forma de complexos indicadores de corrente ou de tensão. As transitórias existentes nas variáveis medidas também contribuem para a impossibilidade de determinar de modo correto os componentes de oscilação fundamentais. Como um resultado, a localização de falha é relativamente imprecisa.

[0016] Um aprimoramento no resultado pode ser alcançado por usar um método de localização de falha de dupla extremidade. Entretanto, a instalação de dispositivos de medição em ambas as extremidades da linha é necessária para esse fim, em que os dispositivos de medição devem ser capazes de se comunicar um com o outro. Em muitas redes que são localizadas desfavoráveis geograficamente, a referida comunicação não é sempre garantida.

[0017] Enquanto que a precisão da localização de falha no caso de métodos com base em impedância de localização de falha depende da precisão da medição dos transformadores de medição que são usados e as características da rede, uma ampla impedância a partir dos referidos valores pode ser alcançada através do uso de um método de localização de falha de acordo com o princípio de "localização de falha de onda transmitida". De acordo com o referido princípio, os componentes de sinal transitório produzidos no evento de uma falha e que ocorre na forma de "ondas transmitidas" são levados em consideração para a localização de falha em vez dos sinais de corrente e ten-são medidos. Aqui, as bordas da onda transmitida de alta frequência são medidas e proporcionadas com um carimbo temporal. Uma vez que a velocidade de propagação das ondas transmitidas é aproximadamente igual à velocidade da luz, a falha pode ser precisamente localizada a partir da avaliação da validação cronológica. As precisões na região de poucas dúzias de metros podem ser alcançadas com o referido método de localização de falha. Um exemplo de um método de localização de falha desse tipo pode ser encontrado no documento de patente US 8,655,609 B2. No método conhecido, a localização de falha ocorre através de medição em ambas as extremidades da linha. Uma sincronização temporal de alta precisão entre os dispositivos de medição em ambas as extremidades da linha deve ser proporcionada para esse fim, de modo que carimbos temporais uniformes possam ser alocados. Receptores, por exemplo, de um pulso de tempo com base em satélite (por exemplo, um sinal de GPS) são necessários aqui para proporcionar um sinal de tempo que é sincrônico em ambas as extremidades.

[0018] Com base de um método e um dispositivo do tipo acima mencionado, o objetivo da presente invenção é de ser capaz de realizar a localização de falha de modo comparativamente simples, mas com alta precisão em redes não aterradas.

[0019] O referido objetivo é alcançado por um método de acordo com a reivindicação de patente 1. De acordo com a presente invenção, é proporcionado aqui que os valores de corrente e de tensão medidos são convertidos usando a Transformada de Clarke em componentes-α e componentes-0 da Transformada de Clarke, uma função de características dependentes de localização de valores de tensão de falha de componente-α é definida usando os valores de corrente e de tensão convertidos no componente-α e um modelo de propagação para as ondas transmitidas em uma linha, a função de características dependentes de localização de valores de tensão de falha de componente-0 é definida usando os valores de corrente e de tensão convertidos no componente-0 e um modelo de propagação para as ondas transmitidas em uma linha, a correspondência das duas funções de característica para diferentes locais selecionados em uma linha é determinada, e o local selecionado onde as duas funções de característica revelam a correspondência mais próxima é definida como a localização de falha de uma falha de terra em uma linha.

[0020] O método de acordo com a presente invenção de modo vantajoso requer que os valores medidos a partir de uma extremidade da linha apenas, como um resultado do que uma comunicação complexa e sincronização de tempo entre os dispositivos de medição em ambas as extremidades da linha é eliminado. Para esse fim, a presen te invenção tem a vantagem da realização de que os sinais do compo- nente-α e os do componente-0 se propagam em uma diferente velocidade de propagação ao longo da linha e, portanto, têm um diferente coeficiente de propagação. Em virtude da diferença na velocidade de propagação dos sinais dos dois componentes, a localização de falha pode ser definida em uma extremidade da linha, uma vez que há apenas um único local no qual as funções de característica dos dois valores de tensão de falha correspondem uma a outra. O local para o qual as duas funções de característica dos valores de tensão de falha revelam a correspondência mais próxima é observado como a localização de falha de uma falha de terra.

[0021] No presente pedido, as expressões "localização de falha" e "distância x (ou l-x) da localização de falha a partir de uma extremidade de linha" são usados parcialmente como sinônimos e devem ser entendidos de acordo.

[0022] De acordo com uma modalidade vantajosa do método de acordo com a presente invenção, é proporcionado que a correspondência mais próxima das duas funções de característica seja determinada através da otimização de uma função alvo, em que o local selecionado em uma linha é usado como a variável de otimização para a função alvo.

[0023] Como um resultado, a localização atual da falha pode ser determinada a um custo de processamento aceitável através de otimização matemática (por exemplo, a minimização da função alvo).

[0024] Pode especificamente ser proporcionado, por exemplo, que o local para o qual um mínimo da diferença entre as duas funções de característica ocorre é definido com a função alvo como a localização de falha.

[0025] A função alvo pode representar, por exemplo, a diferença simples ou quadrática entre as duas funções de característica. Com meios matemáticos relativamente simples, a minimização resulta no mínimo global da função alvo que indica a localização atual da falha.

[0026] Nesse contexto, pode ser proporcionado de acordo com uma modalidade vantajosa que, na formação da função alvo, amplitude dependente de frequência e/ou erros de ângulo de fase podem ser levados em consideração por transformadores de medição usados para medir os valores de corrente e de tensão.

[0027] Como um resultado, o respectivo comportamento de transmissão dos transformadores usados para medir os valores de corrente e de tensão pode particularmente de modo vantajoso ser levado em consideração, de modo que erros de transmissão dependentes de frequência podem ser eliminados na formação da função alvo. A amplitude dependente de frequência e erros de ângulo de fase podem normalmente ser encontrados nas folhas de dados técnicas dos respectivos transformadores de medição e são, portanto, conhecidos.

[0028] Especificamente, pode adicionalmente ser proporcionado que um método de otimização iterativo, por exemplo, um método simplex de Downhill, é usado para a otimização.

[0029] Métodos de otimização iterativos são particularmente adequados para a determinação de mínima global de funções alvo. O método simplex de Downhill adicionalmente tem boas características de convergência e gerencia sem derivações complexas das funções alvo.

[0030] De acordo com uma modalidade vantajosa adicional do método de acordo com a presente invenção, é proporcionado que os valores de corrente e de tensão medidos sejam também convertidos usando a Transformada de Clarke em componentes-β da Transformada de Clarke em cada caso com uma fase como a fase de referência, os componentes-β dos valores medidos de corrente e/ou de tensão das fases individuais são comparados um com o outro, e a fase para a qual os componentes-β dos valores medidos de corrente e/ou de ten- são medidos antes da ocorrência da falha comparados com os com- ponentes-β dos valores medidos de corrente e/ou de tensão medidos após a ocorrência da falha revelam a menor mudança é determinada como afetada por uma falha de terra.

[0031] Desse modo, a detecção da fase afetada por a falha de terra pode também ser realizada a um custo comparativamente baixo. A fase para a qual a mudança mínima foi determinada por meio do com- ponente-β é então usada como a fase de referência para determinar o componente-α e o componente-0. A referida modalidade da presente invenção é com base na realização de que os componentes de falha de uma falha de terra são essencialmente refletidos no componente-α e no componente-0 da Transformada de Clarke, enquanto que o com- ponente-β é meramente influenciado pela corrente de carga. O referido comportamento resulta diretamente a partir da natureza essencial da Transformada de Clarke. Por exemplo, se a fase A é assumida ser a fase de referência e a falha de terra ocorre na referida fase A, nenhuma contribuição para a falha de terra é evidente em seguida da transformação nos componentes de Clarke no componente-β de fase A, de modo que nenhuma (ou virtualmente nenhuma) mudança ocorre em termos de uma observação do componente-β antes e após a ocorrência da falha. O componente-β pode assim ser usado para a definição da fase de referência. Com base na referida avaliação, a fase afetada pela falha pode sempre ser definida como a fase de referência, de modo que a localização atual da falha pode ocorrer com base nos α- e componentes-0 unicamente presentes.

[0032] No presente contexto, pode ser especificamente proporcionado que a localização de falha é definida apenas para a fase afetada pela falha de terra.

[0033] Desse modo, os custos de processamento para a determinação de uma localização de falha podem assim ser restritos à fase de fato afetada pela falha, como um resultado do que a eficiência de todo o método aumenta.

[0034] De acordo com uma modalidade vantajosa adicional do método de acordo com a presente invenção, pode adicionalmente ser proporcionado que os valores medidos de corrente e de tensão convertidos no componente-α e no componente-0 da Transformada de Clarke sejam submetidos a uma transformação para a faixa de frequência, e a definição da localização de falha é realizada dentro de uma faixa de frequência selecionada que é maior do que a frequência de rede da rede de alimentação de energia.

[0035] Desse modo, a definição da localização de falha pode ser realizada com elevada precisão com os referidos componentes transitórios dos sinais de corrente e tensão que são mais adequados para a determinação da localização de falha. A conversão dos valores de corrente e de tensão para uma faixa de frequência pode ser realizada, por exemplo, por meio de uma transformação numérica de Fourier (Transformação rápida de Fourier - FFT, Transformação discreta de Fourier - DFT).

[0036] Pode ser especificamente proporcionado aqui que a faixa de frequência selecionada compreende componentes transitórios de banda limitada do componente-α e do componente-0 dos valores de corrente e de tensão medidos, preferivelmente a faixa de frequência a partir de 600 Hz a 15 kHz.

[0037] A frequência selecionada deve ser definida de tal modo que, por um lado, os transformadores para a medição dos valores de corrente e de tensão revelam um bom comportamento de transmissão e, por outro lado, o teor de energia dos valores de corrente e de tensão é suficientemente alto para realizar a análise de modo confiável.

[0038] Uma modalidade vantajosa adicional do método de acordo com a presente invenção proporciona que os valores de corrente e de tensão medidos sejam submetidos a uma filtragem antes do desempenho da Transformada de Clarke, em que um filtro de baixa passagem é usado como o filtro.

[0039] Como um resultado, o sinal a ser transformado já é limitado em sua largura de banda e os componentes de frequência excessivamente alta em faixas nas quais os transformadores têm uma pobre característica de transmissão são mascarados a partir do início.

[0040] De acordo com uma modalidade vantajosa adicional do método de acordo com a presente invenção, é proporcionado que a linha seja continuamente monitorada para a ocorrência de uma falha de terra, e a definição da localização de falha é realizada apenas se a falha de terra relativa à linha foi detectada.

[0041] Desse modo, um método de localização de falha é realizado, em um modo de falar, em duas etapas. Em uma primeira etapa, a mera presença de uma falha de terra é inicialmente identificada. A localização de falha é iniciada em uma segunda etapa apenas se a referida falha foi detectada. O custo de processamento geral pode assim ser minimizado, uma vez que a localização de falha é instigada apenas sob demanda.

[0042] No presente contexto, pode ser especificamente proporcionado que a presença de uma falha de terra seja detectada se um salto que exceda um limiar predefinido for identificado na característica dos valores de corrente e de tensão ou valores derivados a partir da mesma, ou se um comportamento de uma soma de corrente de sequência zero e uma tensão de deslocamento de uma característica de uma falha de terra ocorre.

[0043] Detecções de salto e o método de medição de watts nos quais uma avaliação da soma de corrente de sequência zero e de tensão de deslocamento ocorre são métodos convencionais de detecção de falha de terra para redes isoladas ou redes suprimidas, são sufi- cientemente conhecidos daqueles versados na técnica. Nesse contexto, a detecção da direção também ocorre de modo à claramente identificar a linha afetada pela seção de falha. A localização de falha pode então ser realizada para a seção afetada pela falha apenas. Um método conhecido em si com base no poder reativo (ponto neutro não aterrado) ou poder ativo (ponto neutro compensado) pode ser usado, ou a direção da energia pode ser formada a partir dos resultados de uma Transformada de Fourier através de multiplicação dos indicadores de tensão com os indicadores de corrente conjugada-complexa. A localização de falha é apropriada se uma direção de falha orientada para frente for detectada.

[0044] De acordo com uma modalidade vantajosa adicional do método de acordo com a presente invenção, pode finalmente ser proporcionado que, no caso de uma linha na forma de um cabo constituído de a pluralidade de segmentos, o ponto de conexão entre dois segmentos do cabo que está mais próximo da localização de falha definida na otimização da função alvo é definida como a localização atual da falha de uma falha de terra de autoextinção.

[0045] Desse modo, a localização de falha pode ser realizada mesmo com mais precisão no caso de uma falha de terra de autoex- tinção por usar o conhecimento adicional de uma linha afetada pela falha. Especificamente no caso de cabos subterrâneos, é de fato particularmente vantajoso ser capaz de localizar a posição na qual o cabo subterrâneo tem que ser escavado com a maior precisão possível de modo a minimizar o trabalho estrutural necessário. Uma vez que a falha de terra de autoextinção pode ocorrer em cabos subterrâneos em princípio apenas no ponto de conexão (junta) de dois segmentos de cabo, a localização precisa da falha pode ser claramente correspondentemente identificada com conhecimento da posição das juntas ao longo da rota do cabo.

[0046] O objetivo acima mencionado é também alcançado por um dispositivo para a determinação da localização de falha de uma falha de terra relativa a uma linha de uma rede trifásica de alimentação de energia elétrica com um ponto neutro não aterrado, com um dispositivo de processamento que é configurado, em seguida da ocorrência de uma falha em uma linha, para definir a localização de falha da referida falha usando primeiro os valores de corrente e de tensão medidos em uma extremidade da linha da linha.

[0047] É proporcionado de acordo com a presente invenção que o dispositivo de processamento é configurado para converter os valores de corrente e de tensão medidos usando a Transformada de Clarke em componentes-α e componentes-0 da Transformada de Clarke, o dispositivo de processamento é configurado para definir a função de características dependentes de localização de valores de tensão de falha de componente-α usando os valores de corrente e de tensão convertidos no componente-α e um modelo de propagação para as ondas transmitidas em uma linha, o dispositivo de processamento é configurado para definir a função de características dependentes de localização de valores de tensão de falha de componente-0 usando os valores de corrente e de tensão convertidos no componente-0 e um modelo de propagação para as ondas transmitidas em uma linha, o dispositivo de processamento é configurado para determinar a correspondência das duas funções de característica para diferentes locais selecionados em uma linha, e o dispositivo de processamento é configurado para definir o local selecionado onde as duas funções de característica revelam a correspondência mais próxima como a localização atual da falha de uma falha de terra em uma linha.

[0048] Com relação ao dispositivo de acordo com a presente invenção, todos os detalhes descritos acima e abaixo para o método de acordo com a presente invenção e vice-versa se aplicam de acordo, em particular o dispositivo de acordo com a presente invenção é configurado para realizar o método de acordo com a presente invenção em qualquer determinada modalidade ou uma combinação de quaisquer determinadas modalidades. Em relação às vantagens do dispositivo de acordo com a presente invenção, referência é também feita às vantagens descritas em relação ao método de acordo com a presente invenção.

[0049] Especificamente, pode ser proporcionado de acordo com uma modalidade vantajosa do dispositivo de acordo com a presente invenção que o dispositivo é um dispositivo de proteção elétrica. Aqui, o dispositivo pode de modo vantajoso ser formado por um dispositivo de proteção elétrica o qual, junto com a localização de falha, realiza funções adicionais de proteção e monitoramento para a rede de alimentação de energia elétrica (por exemplo, uma função de proteção de distância, uma função de proteção de corrente excessiva ou uma função de proteção diferencial para a linha). Alternativamente, entretanto, pode também ser proporcionado que o dispositivo seja um dispositivo separado de localização de falha.

[0050] A presente invenção é explicada em detalhes abaixo com referência a um exemplo de modalidade. A configuração específica do exemplo de modalidade não deve ser entendida como limitante em qualquer modo para a configuração geral do método de acordo com a presente invenção e o dispositivo de acordo com a presente invenção; em vez disso, caracteriza a configuração individual de um exemplo de modalidade que pode ser livremente combinada em qualquer modo uma com a outra e com as características descritas acima.

[0051] Nos desenhos:

[0052] A figura 1 mostra uma vista esquemática de uma linha de uma rede de alimentação de energia com um dispositivo para a determinação da localização de falha;

[0053] A figura 2 mostra uma representação dos parâmetros elétricos de uma seção de linha Δx para explicar a definição da localização de falha de acordo com o princípio de onda transmitida;

[0054] A figura 3 mostra exemplos de características de valores medidos de corrente e de tensão;

[0055] A figura 4 mostra um diagrama de circuito equivalente de uma falha de terra no espaço de componentes modais de Clarke;

[0056] A figura 5 mostra exemplos de características dos valores medidos de corrente e de tensão da Transformada de Clarke;

[0057] A figura 6 mostra um exemplo de um espectro de frequência de um componente-α da Transformada de Clarke durante a falha de terra;

[0058] A figura 7 mostra um exemplo de um espectro de frequência de um componente-0 da Transformada de Clarke durante a falha de terra;

[0059] A figura 8 mostra exemplos de funções de característica das voltagens de falha do componente-0 e do componente-α para um local selecionado que corresponde a uma localização atual da falha;

[0060] A figura 9 mostra exemplos de funções de característica de falha de voltagens do componente-0 e do componente-α para um local selecionado que não corresponde a uma localização atual da falha;

[0061] A figura 10 mostra um exemplo de uma característica da função alvo para a localização de falha;

[0062] A figura 11 mostra um exemplo de uma característica do comportamento de convergência de um método iterativo para solucionar a função alvo; e

[0063] A figura 12 mostra uma vista esquemática de um diagrama de fluxo para explicar um exemplo de modalidade de um método de localização de falha.

[0064] A figura 1 mostra uma linha elétrica 10 de uma rede de ali- mentação de energia (de outro modo não mostrado) em uma representação de fase única simplificada. A rede de alimentação de energia é de fato uma rede trifásica de alimentação de energia que possui um ponto neutro que não é efetivamente aterrado, isto é, é operado com um ponto isolado ou ponto neutro compensado. A linha 10 é assumida ter o comprimento l.

[0065] A linha 10 é limitada em uma extremidade da linha 11 por uma chave de força 12 e pode ser desconectada pela última a partir da rede de alimentação de energia restante. Um ponto de medição no qual os valores medidos de corrente e de tensão podem ser medidos com os transformadores de corrente 13 e os transformadores de tensão 14 mostrados na figura 1 meramente por meio de exemplo é adicionalmente proporcionado na extremidade da linha 11. Os transformadores de corrente 13 e os transformadores de tensão 14 podem ser transformadores convencionais ou não convencionais. Valores de corrente medidos i e os valores de tensão medidos u, que podem ser valores analógicos ou digitais, são emitidos pelos transformadores no lado secundário.

[0066] Um dispositivo 15 para a determinação da localização de falha é conectado na extremidade da linha 11 aos transformadores de corrente 13 e aos transformadores de tensão 14. Os dispositivos 15 podem, por exemplo, ser um dispositivo de proteção elétrica que, assim como a função de localização de falha, pode realizar outras funções de proteção e de monitoramento também. Um dispositivo de proteção desse tipo monitora o estado de operação da linha 10 usando os valores medidos registrados de corrente e de tensão e, no evento de uma falha, transmite um sinal de desligamento T para a chave de força 12 de modo a fazer com que a última abra os contatos de comutação.

[0067] Se a falha é uma simples falha de terra, um desligamento da linha não é ainda necessário em uma rede de alimentação de ener gia com um ponto isolado ou ponto neutro compensado, uma vez que a corrente de falha de fluxo é muito baixa em virtude da falta de ater- ramento. A determinação da localização de falha é, no entanto, necessária de modo a evitar uma intensificação da falha. O dispositivo 15, portanto, é configurado, no evento de uma falha de terra em uma linha 10, para determinar e emitir a localização de falha, isto é, o local em uma linha na qual a falha de terra ocorreu. Para realizar isso, se usa os valores medidos de corrente e de tensão que foram medidos durante a falha.

[0068] O dispositivo 15 realiza a localização de falha de acordo com o princípio de onda transmitida. Isso explora o fato de que, no evento de uma falha, os componentes de sinal transitório de alta frequência ocorrem na corrente e na tensão que se propaga basicamente a velocidade da luz em uma linha superior 10 (em linhas na forma de cabos, a velocidade de propagação é mais baixa, basicamente a metade da velocidade). Isso é indicado por meio de exemplo na figura 1. Para esse fim, é assumido que uma falha ocorreu em uma localização de falha F. As ondas transmitidas se propagam como mostrado a partir da localização de falha F e podem ser medidas na extremidade da linha com os transformadores 13, 14 e podem ser avaliadas com o dispositivo 15 para a definição da localização de falha. Como visto a partir da extremidade da linha, a localização de falha F é localizada a uma distância x. O dispositivo avalia os valores medidos de corrente e de tensão como descrito em detalhes abaixo e emite a localização de falha F, por exemplo, como a distância ou como um percentual do comprimento da linha l.

[0069] O operador da rede de alimentação de energia pode encaminhar a determinada localização de falha F a uma equipe de manutenção que pode então visitar a localização de falha e eliminar a causa da falha. A determinação mais precisa possível da localização de falha é necessária para esse fim. Um método de localização de falha é descrito abaixo que gerencia unicamente com os valores medidos em uma extremidade da linha.

[0070] Uma breve explicação do princípio de localização de falha de onda transmitida será primeiro proporcionada. Um modelo de propagação para as ondas transmitidas ao longo da linha 10 é usado.

[0071] A "teoria de linhas longas" é usada para produzir o algoritmo em questão. Isso envolve o mapeamento com base em modelo de uma linha elétrica na forma de "parâmetros distribuídos". Isso é mostrado por meio de exemplo na figura 2.

[0072] A figura 2 mostra que os parâmetros de rede, tais como a indutância por unidade de comprimento L0, capacitância por unidade de comprimento C0, impedância por comprimento de linha R0 e condu- tividade por unidade de comprimento G0 são distribuídos ao longo da linha. Com base nesse modelo linear, usando as leis de Kirchhoff para a seção Δx da linha, as equações a seguir são obtidas para a tensão u e a corrente i:

[0073] Através de transformações matemáticas, as equações (1) e (2) podem ser convertidas na forma a seguir:

[0074] As referidas equações (3) e (4) são equações diferenciais parciais de uma linha homogênea e são normalmente referidas como "equações telegráficas". As mesmas podem ser generalizadas para aplicar a quaisquer determinados condutores.

[0075] Ao se considerar as equações (3) e (4) no domínio de La- place, assumindo x como um parâmetro, muitos efeitos que ocorrem em uma linha podem ser interpretados substancialmente de modo mais simples:

[0076] A derivação de equações (5) e (6) de acordo com parâmetro x produz o a seguir:

[0077] As equações (7) e (8) podem ser resolvidas separadamente usando a teoria de equação diferencial para tensão e corrente:

[0078] Ao solucionar as equações (9) e (10), é possível se calcular os parâmetros desconhecidos A1 e A2 a partir das condições iniciais:

[0079] onde U1 e I1 representam as condições iniciais com x = 0. Adicionalmente, as equações (9) e (10) contêm uma impedância de onda ZC e a constante de propagação Y que pode ser calculada a partir dos parâmetros de linha:

[0080] Aqui, Z representa a impedância da linha e Y a admitância da derivação de uma seção da linha. Os valores são indicados em ca- da caso em relação ao comprimento.

[0081] As formas a seguir são assim obtidas para as equações (9) e (10):

[0082] As equações (15) e (16) representam um modelo de propagação relacionado à tensão e relacionado à corrente para as ondas transmitidas ao longo da linha 10. Para a localização de falha de onda transmitida descrita abaixo, a tensão de falha na localização inicialmente desconhecida da falha F é considerada. A relação descrita na equação (15) é usada aqui.

[0083] A referida equação de tensão (15) pode ser representada na forma a seguir no domínio de Laplace:

[0084] A transição para o domínio de frequência é efetuada por inserir s = jw, onde a frequência angular é representada como a seguir:

[0085] Isso produz a equação analítica (18), que é satisfeita para cada frequência que ocorre f = w/2π. Por essa razão, a consideração pode ser limitada a um espectro de frequência selecionado.

[0086] Transientes na faixa a partir de poucas centenas de Hertz a poucos Quilohertz são usadas em um método de localização de falha descrito abaixo. A faixa de frequência é selecionada de acordo com os critérios a seguir:

[0087] - A faixa de frequência selecionada deve estar na faixa de transmissão dos transformadores primários 13, 14;

[0088] - A faixa de frequência selecionada deve cobrir a faixa na qual as transitórias que ocorrem no evento de uma falha de terra têm o teor de energia o mais alto possível.

[0089] A figura 3 mostra características dos valores de corrente e de tensão no domínio do tempo no caso de uma falha de uma única fase de terra em fase A. A falha de terra mostrado na figura 3 ocasiona apenas mudanças pequenas nas correntes na frequência nominal. A tensão nas fases B e C aumentam em cada caso pelo fator 3.. As transitórias que são usadas no método de localização de falha proposto podem ser observadas nos sinais de corrente e de tensão.

[0090] No presente contexto, os componentes de frequência acima da frequência nominal causados pela ocorrência da falha podem ser claramente vistos na figura 3. Se uma análise da frequência é realizada, os componentes espectrais com o maior teor de energia são observados ocorrer na faixa de até poucos Quilohertz (tipicamente, por exemplo, até 15 kHz). O teor de energia das transitórias diminui continuamente em direção de frequências maiores. Típicos transformadores de tensão-corrente médios transmitem a faixa de frequência até em torno de 10-20 kHz. A faixa de frequência selecionada de acordo com os referidos critérios é limitada por banda por meio de um filtro (faixa de passagem de um filtro de baixa passagem, por exemplo, 0 kHz a 15 kHz). Através do uso de um filtro de baixa passagem, as transitórias podem ser amostradas com um sistema de amostragem e pode ser usado para a localização de falha aterrada. As mesmas representam um padrão que difere para cada posição de falha e é dependente das características da rede.

[0091] É adicionalmente claramente evidente que a localização de falha de terra de acordo com o método convencional com base em im- pedâncias não pode ser prontamente realizada com base nas características dos sinais. A falha de terra transitória é adicionalmente presente apenas para a duração de em torno de 13 ms. Nesse segmento de tempo, os sinais são tão prejudicados que um indicador de definição da onda fundamental resultaria em erros de medição muito substanciais. Deve ser adicionalmente observado no caso dos referidos sinais que as fases não afetadas por uma falha também têm transitórias.

[0092] Uma vez que a rede de alimentação de energia é uma rede trifásica no presente caso, é necessário se apresentar a equação (18) dada acima na forma de uma matriz. Um sistema de equação desse tipo pode ser simplificado por meio de um modal ou transformação de valor próprio. Isso permite que equações individuais do sistema de equação resultante sejam desacopladas uma a partir da outra e assim sejam consideradas independentemente uma a partir da outra. Adicionalmente, a referida transformação permite que as equações já obtidas sejam consideradas em componentes transformados.

[0093] Apenas como exemplo, uma simples linha simétrica que possui os parâmetros a seguir para a frequência nominal de 60 Hz será considerada abaixo:

[0094] Aqui, Z representa a impedância da linha Y e a admitância da linha. A Transformada de Clarke é usada como a transformação modal para o desacoplamento. Isso tem uma matriz de transformação T como a seguir; isso produz os componentes α, β e 0:

[0095] As matrizes acima mencionadas (19) e (20) podem ser transformadas com a Transformada de Clarke como a seguir:

[0096] Em conjunto com as equações (13) e (14), isso produz as três constantes de propagação (equação (24)) e impedância de ondas (equação (25)) que possui que ser consideradas:

[0097] Junto com o desacoplamento do sistema trifásico, a Transformada de Clarke é também usada no presente caso para a localização atual da falha. Cada tipo de falha pode ser de fato ser descrito matematicamente no espaço modal e pode ser representada de acordo na forma de um diagrama de circuito equivalente. A representação, portanto, existe para uma falha de terra em redes não aterradas também. Isso é mostrado por meio de exemplo na figura 4 para a fase A da rede de alimentação de energia. Dois blocos 41a e 41b e 42a e 42b são mostrados para o componente-α ("modo-α") e para o componente- 0 ("modo-0"), em cada caso representando a linha 10 e sendo interco- nectado em uma localização de falha F. A rede restante é simbolizada por blocos 41c e 42c.

[0098] Pode também ser visto a partir da figura 4 que a falha de terra tem uma influência apenas no componente-α e no componente-0. O componente-β, por outro lado, permanece sem perturbação e porta apenas a informação relativa ao fluxo de carga. Essa característica é usada para identificar a fase afetada pela falha, de modo que um método de localização de falha pode ser usado em um modo objetivado para a fase de falha. Para cada falha de terra, a fase de referência pode ser selecionada de tal modo que o componente-β não é perturbado. É evidente a partir da figura 4 que as voltagens no componente-0 e no componente-α devem ser idênticas na posição de falha de terra (loca-lização de falha F). Adicionalmente, os sinais do componente-0 e do componente-α têm diferentes velocidades de propagação Y0 e Yα. As referidas duas características são usadas para a localização de falha de terra. No ponto de medição 11, os dois componentes são diferentes e devem, em um modo de falar, ser normalizados para a correta locali-zação de falha. Isso é realizado através do uso da equação de telégrafo no domínio de frequência no espaço dos componentes modais. A característica das duas voltagens modais no componente-0 e no com- ponente-α é dependente da distância x. A partir de equação (18) para o componente-α e o componente-0 (valores de tensão de falha do componente-α de acordo com equação (26) e os valores de tensão de falha do componente-0 de acordo com a equação (27)), isso produz o seguinte:

[0099] A figura 5 mostra por meio de exemplo as características do componente-α e do componente-0 em seguida da Transformada de Clarke dos valores de corrente e de tensão a partir da figura 3. As re-flexões que ocorrem durante a falha de terra produzem as transitórias que são então usadas para identificar a localização de falha de terra. As referidas transitórias podem ser medidas em uma breve janela de tempo, a duração da qual é significantemente menos do que a duração de um ciclo da onda fundamental. Aqui se encontra uma vantagem essencial do método de localização de falha proposto. Na maior parte dos casos, a duração da falha de terra em sistemas de linha superior é de fato menos do que um ciclo e é difícil de identificar com métodos convencionais.

[00100] As figuras 6 e 7 mostram por meio de exemplo os espectros do componente-α e do componente-0 da tensão durante a falha de terra com a duração da janela de medição de meio ciclo. As analises cor-respondentes podem ser realizadas para as correntes que ocorrem. É evidente a partir das Figuras 6 e 7 que as transitórias estão presentes nos sinais com uma amplitude suficiente (e, portanto, suficiente teor de energia). As mesmas são usadas para a localização de falha de terra. As frequências ressonantes, que são na faixa de 1.5 kHz, podem ser vistas particularmente claramente no presente exemplo. Cada falha de terra é caracterizada por frequências ressonantes específicas que resultam a partir do tamanho da rede, parâmetros de rede e a localização de falha de terra. Uma vez que as frequências ressonantes não são conhecidas antecipadamente, a localização de falha é realizada em uma faixa de frequência que é significantemente maior do que a frequência nominal da rede de alimentação de energia (por exemplo, 50 Hz ou 60 Hz). No presente caso, as frequências abaixo de 600 Hz, por exemplo, não são levadas em consideração.

[00101] Uma correspondência de dois componentes modais Uα e U0 de acordo com as equações (26) e (27) ocorre apenas na posição da falha. O local x no qual as funções de característica (26) e (27) para a faixa de frequência selecionada correspondem uma a outra deve portanto ser encontrado. A figura 8 mostra por meio de exemplo as funções de característica dos valores de tensão de falha de componente- α de acordo com equação (26) e os valores de tensão de falha de componente-0 de acordo com equação (27) para a localização x que corresponde à localização de falha. De modo oposto, a figura 9 mostra ambas as características para a localização x que não correspondem à localização de falha. Uma correspondência extensiva das duas funções de característica é evidente apenas no caso da figura 8 (correta localização de falha).

[00102] É evidente a partir das Figuras 8 e 9 que as funções de ca-racterística dos valores de tensão de falha de componente-α de acordo com equação (26) e os valores de tensão de falha de componente-0 de acordo com equação (27) revelam uma correspondência extensiva apenas no caso da correta localização de falha. Se uma localização diferente da localização de falha é selecionada, as duas funções de característica não corresponderão uma a outra. A correta localização de falha pode, portanto, ser determinada com a seleção de todas as possíveis localizações ao longo da equação e comparação da respectiva correspondência das funções de característica. Para o desempenho matemático da pesquisa para a correta localização de falha, a função alvo pode ser produzida a qual mapeia a diferença entre as duas voltagens. A característica de uma função alvo desse tipo é também mostrada para o presente caso na figura 10. O desvio quadrático da diferença entre as funções de característica é selecionado aqui como a função alvo dependente de localização ZF(x):

[00103] O mínimo global da função alvo identifica a localização de falha de terra, aqui na posição x = 45 km.

[00104] A localização de falha de terra pode assim ser calculada através de minimização da função alvo ZF(x). A busca para o mínimo pode ser realizada com diferentes métodos. Método iterativos para a otimização da função alvo são particularmente adequados. De acordo com um possível exemplo de modalidade, um método simplex de Downhill pode ser usado o qual revela um comportamento de convergência muito bom e não requer derivação da função alvo de acordo com os parâmetros de modelo (x, jw). No presente exemplo, o mínimo já é alcançado após poucas etapas. Isso é mostrado por meio de exemplo na figura 11.

[00105] Se a rede de alimentação de energia é (pelo menos parcialmente) uma rede de cabo e a falha de terra é do tipo de autoextin- ção, a precisão da localização de falha pode ser adicionalmente aumentada através do conhecimento adicional das linhas instaladas. Em redes de cabo, as falhas de autoextinção de terra de fato ocorrem essencialmente apenas nos pontos de conexão (juntas). Se a rede de cabo tem juntas desse tipo, isso pode ser levado em consideração na avaliação da localização de falha por subdividir o cabo em uma pluralidade de segmentos de cabo. Os segmentos de cabo são definidos de acordo com a posição das juntas. Em tais casos, a falha de terra transitória pode ser atribuída a uma posição de uma junta, mesmo se a localização calculada da falha é localizada apenas nas vizinhanças da junta, por definir o local da junta que é o mais próximo da localização calculada da falha como a localização atual da falha.

[00106] Um método de localização de falha para uma falha de terra em redes não aterradas é apresentado em forma resumida em um diagrama de fluxo na figura 12. Deve ser notado aqui que nem todas as etapas do método necessariamente têm que estar presentes, mas em alguns casos representa desenvolvimentos vantajosos do método.

[00107] Um monitoramento contínuo da rede de alimentação de energia para a ocorrência de uma falha de terra inicialmente ocorre em uma primeira etapa 121. Os valores de corrente e de tensão são registrados e avaliados continuamente no ponto de medição para esse fim. A falha de terra e a sua direção podem ser detectados em um modo conhecido, por exemplo, com uma retransmissão da falha de terra transitória, uma detecção de salto ou o método de medição de watts. Se os valores de corrente e de tensão não indicarem uma falha, os mesmos são descartados ou sobrescritos com novos valores na ope- ração de memória de anel. Se a falha de terra é detectada, os valores de corrente e de tensão são armazenados durante a falha e preferivelmente também por um determinado tempo de duração antes e após a ocorrência da falha para avaliação adicional. Essa etapa opcional 121 serve para iniciar o método atual de localização de falha apenas se a falha de terra tiver de fato ocorrido. Se a falha de terra é detectada na etapa 121, o método é continuado na etapa 122 a seguir; de outro modo, o monitoramento para a falha de terra é continuado na etapa 121.

[00108] Na etapa 122, os valores de corrente e de tensão medidos são convertidos em componentes modais de Clarke. O componente-α e o componente-0 dos valores de corrente e de tensão são formados. A localização de falha ocorre em componentes modais de Clarke. De acordo com a presente invenção, a constante de propagação diferente da onda no componente-α e o componente-0 são usados para realizar a localização de falha.

[00109] A determinação da fase afetada por uma falha de terra pode opcionalmente ocorrer nessa etapa 122. O componente-β dos valores de corrente e de tensão é adicionalmente considerado para esse fim. Todas as três fases são obtidas como fases de referência para esse fim. A fase de referência define a atribuição dos parâmetros para a matriz de transformação para o componente-α, componente-β e componente-0. Os parâmetros da Transformada de Clarke são normalmente representados de tal modo que a fase de referência é a fase A. Se a posição dos parâmetros é mudada, a fase de referência pode ser mudada em qualquer modo determinado. É assim sempre favorável se selecionar a fase de referência de tal modo que a mesma corresponda à falha de terra fase. A fase de referência na qual o valor do componente-β muda menos comparado com o estado livre de falha de terra precedente é, portanto, checada. A referida fase é considerada como a fase afetada por uma falha de terra. A fase de referência para a Transformada de Clarke é assim selecionada de tal modo que a am-plitude do componente-β se torna zero. O componente-α e o compo- nente-0 são formados com a fase de referência definida dessa maneira.

[00110] O componente-α e o componente-0 são então encaminhados para a etapa 123 a seguir. Se uma avaliação da fase afetada por uma falha de terra ocorreu, a informação relativa à mesma é também encaminhada para a etapa 123.

[00111] A conversão das características temporais da Transformada de Clarke dos valores de corrente e de tensão em um domínio de frequência pode opcionalmente ocorrer na etapa 123 a seguir, dependendo do tamanho da janela de medição. Um FFT, por exemplo, pode ser usado para esse fim. Alternativamente, a localização de falha pode também ocorrer no domínio do tempo, em cujo caso o método é continuado após a etapa 122 diretamente na etapa 125.

[00112] Se a conversão no domínio de frequência ocorreu na etapa 123, as frequências consideradas para a localização de falha são se-lecionadas na etapa 124. Apenas as frequências acima da frequência de rede são levadas em consideração. Os componentes espectrais abaixo do ponto de ressonância mais baixo são mascarados. A resolução da frequência é dependente da janela de dados de medição. Apenas as transitórias são usadas as quais, por um lado, se encontram em uma faixa de frequência que é transmitida livre de erros pelos transformadores principais e, por outro lado, contêm uma proporção de alta energia das transitórias que ocorrem durante a falha de terra. Os componentes na frequência de rede são suprimidos de modo a evitar uma medição incorreta em virtude de correntes de carga e assimetrias.

[00113] A função de características dependentes de localizações da tensão de falha de componente-α e da tensão de falha do componen- te-0 é calculada na etapa 125 (equações (26) e (27)). A função alvo que é adequada para a avaliação da correspondência da função de característica é formada com as mesmas. As transitórias usadas para formar as funções de característica também portam o padrão de uma falha de terra. As voltagens de falha em componentes modais-α e componentes-0 são formadas a partir dos valores de medição no ponto de medição na extremidade da linha por meio de um modelo de linha em uma localização x assumida em uma linha. Uma vez que os componentes-α e os componentes-0 têm diferentes velocidades de propagação, uma correspondência das funções de característica de uma tensão de falha é produzida apenas para a localização atual da falha.

[00114] Por exemplo, a função alvo pode descrever a diferença, preferivelmente a diferença quadrada (equação (28)), entre as voltagens de falha do componente-0 e do componente-α dependendo da localização de falha. Essa função é otimizada com um método de otimização não linear, por exemplo, o método simplex de Downhill, para a busca por um local ao longo da linha no qual as funções de característica revelam a correspondência mais próxima.

[00115] Finalmente, na etapa 126, o local obtido na etapa 125 a partir da otimização é definida e emitida como uma localização de falha. A emissão pode ocorrer, por exemplo, localmente no dispositivo e/ou pode ser encaminhada como uma mensagem eletrônica para um centro de controle.

[00116] A amplitude dependente de frequência e de erros de fase dos transformadores principais pode ser levada em consideração na produção da função alvo.

[00117] Se a linha na seção na qual a localização de falha foi identificada é uma linha de cabo, a posição da falha pode ser identificada mesmo com mais precisão através de informação adicional relativa à posição dos pontos de conexão (juntas) entre segmentos de cabo indi-viduais. A posição da junta que é mais próxima da localização de falha calculada a partir da otimização é então usada como a localização de falha.

[00118] Um método de localização de falha descrito acima por meio de exemplo tem vantagens substanciais comparadas com a técnica anterior. Por um lado, a localização de falha de terra de uma única extremidade pode ser realizada com o método descrito usando as transitórias que resultam a partir de um processo de falha de terra na corrente e na tensão. A medição sincrônica em ambas as extremidades da linha e a transmissão dos valores medidos às respectivas extremidades opostas entre si não são, portanto, mais necessárias aqui.

[00119] Comparado com os métodos convencionais de localização de falha nos quais a precisa localização de falha de terra é realizada com quantidades fundamentais consistentes com a falha de terra, as falhas de terra de muito curta duração podem também ser localizadas com o presente método. A janela de medição pode de fato ser reduzida significantemente por meio do método proposto. O cálculo da localização de falha de terra é realizado com uma janela de medição muito breve. As falhas de terra que duram menos do que um ciclo de duração podem assim ser identificadas e localizadas.

[00120] Uma vez que a frequência das transitórias que ocorrem durante a falha de terra não é particularmente alta, o algoritmo pode ser implementado em conjunto com as técnicas de medição convencionais dos transformadores de corrente e de tensão e pode ser integrado, por exemplo, em uma função de proteção de um dispositivo de proteção existente. Transformadores convencionais, por exemplo, transforma-dores de proteção, podem ser usados para a medição.

[00121] Um modelo simplificado de uma linha com perdas com pa-râmetros independentes de frequência pode ser usado como um mo delo de linha para calcular a localização de falha, uma vez que não linearidades (efeito de pele) ocorrem apenas muito acima da faixa de frequência usada para a localização de falha.

[00122] Uma vantagem adicional do método é que o resultado de uma localização de falha de terra não é significantemente influenciado pelo fluxo de carga, mesmo no caso de falhas de terra de alta impe- dância.

[00123] Embora a presente invenção tenha sido ilustrada e descrita em detalhes acima por meio de exemplos de modalidades preferidas, a presente invenção não é limitada pelos exemplos descritos e outras variações podem ser derivadas a partir dos mesmos por aqueles ver-sados na técnica sem exceder o âmbito de proteção das reivindicações de patente determinadas abaixo.

Claims (15)

1. Método para a determinação da localização de falha de uma falha de terra relativa a uma linha (10) de uma rede de alimentação de energia elétrica trifásica com um ponto neutro não aterrado, em que - os valores de corrente e de tensão são medidos em uma extremidade da linha (11) da linha (10); e - em seguida da ocorrência de uma falha de terra em uma linha (10), a localização de falha da referida falha é definida usando os valores de corrente e de tensão medidos, caracterizado por - os valores de corrente e de tensão medidos serem convertidos usando a Transformada de Clarke em componentes-α e em componentes-0 da Transformada de Clarke; - a função de características dependentes de localização de valores de tensão de falha de componente-α ser definida usando os valores de corrente e de tensão convertidos no componente-α e um modelo de propagação para as ondas transmitidas em uma linha (10); - a função de características dependentes de localização de valores de tensão de falha de componente-0 ser definida usando os valores de corrente e de tensão convertidos no componente-0 e um modelo de propagação para as ondas transmitidas em uma linha; - a correspondência das duas funções de característica para diferentes locais selecionados em uma linha ser determinada, e - o local selecionado onde as duas funções de característica revelam a correspondência mais próxima ser definida como a localização de falha de uma falha de terra em uma linha (10).

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por - a correspondência mais próxima das duas funções de característica ser determinada através da otimização de uma função alvo, em que o local selecionado em uma linha (10) é usado como a variável de otimização para a função alvo.

3. Método de acordo a reivindicação 2, caracterizado por - o local para o qual o mínimo da diferença entre as duas funções de característica ocorre ser definido com a função alvo como a localização de falha.

4. Método de acordo com a reivindicação 2 ou 3, caracterizado por - na formação da função alvo a amplitude dependente de frequência e/ou os erros de ângulo de fase poderem ser levados em consideração por transformadores de medição (13, 14) usados para medir o valor de corrente e de tensão.

5. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 2 a 4, caracterizado por - um método de otimização iterativo é usado para a otimização.

6. Método de acordo com a reivindicação 5, caracterizado por - um método simplex de Downhill ser usado como o método de otimização.

7. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado por - os valores de corrente e de tensão medidos serem convertidos usando a Transformada de Clarke em componentes-β da Transformada de Clarke também; - os componentes-β dos valores medidos de corrente e/ou de tensão das fases individuais serem comparados um com o outro; e - a fase para a qual os componentes-β dos valores medidos de corrente e/ou de tensão medidos antes da ocorrência da falha comparados com os componentes-β dos valores medidos de corrente e/ou de tensão medidos após a ocorrência da falha revelam a menor mudança ser determinada como afetada por uma falha de terra.

8. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado por - a localização de falha ser definida apenas para a fase afetada por uma falha de terra.

9. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado por - os valores medidos de corrente e de tensão convertidos no componente-α e no componente-0 da Transformada de Clarke serem submetidos a uma transformação para a faixa de frequência; e - a definição da localização de falha ser realizada dentro da faixa de frequência selecionada que é maior do que a frequência de rede da rede de alimentação de energia.

10. Método de acordo a reivindicação 9, caracterizado por - a faixa de frequência selecionada compreender componentes transitórios de banda limitada do componente-α e do componente-0 dos valores de corrente e de tensão medidos, preferivelmente a faixa de frequência a partir de 600 Hz a 15 kHz.

11. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 10, caracterizado por - os valores de corrente e de tensão medidos serem submetidos a uma filtragem antes do desempenho da Transformada de Clarke, em que o filtro passa-baixo é usado como o filtro.

12. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 11, caracterizado por - a linha (10) ser monitorada continuamente para a ocorrência de uma falha de terra; e - a definição da localização de falha ser realizada apenas se a falha de terra relativa à linha (10) for detectada.

13. Método de acordo com o a reivindicação 12, caracterizado por - a presença de uma falha de terra ser detectada se um salto que exceda um limiar predefinido for identificado na característica dos valores de corrente e de tensão ou valores derivados a partir da mesma, ou se um comportamento de uma soma de corrente de sequência zero e a tensão de deslocamento de uma característica de uma falha de terra ocorrerem.

14. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 13, caracterizado por - no caso de uma linha (10) na forma de um cabo constituído de uma pluralidade de segmentos, o ponto de conexão entre dois segmentos do cabo que é mais próximo da localização de falha definida na otimização da função alvo for definida como a localização atual da falha de uma falha de terra de autoextinção.

15. Dispositivo (15) para a determinação da localização de falha de uma falha de terra relativa a uma linha (10) de uma rede de alimentação de energia elétrica trifásica com um ponto neutro não aterrado, com - um dispositivo de processamento que é configurado, em seguida da ocorrência de uma falha em uma linha (10), para definir a localização de falha da referida falha usando primeiro os valores de corrente e de tensão medidos em uma extremidade (11) da linha (10); caracterizado por - o dispositivo de processamento ser configurado para converter os valores de corrente e de tensão medidos usando a Transformada de Clarke em componentes-α e em componentes-0 da Transformada de Clarke; -o dispositivo de processamento ser configurado para definir a função de características dependentes de localização de valores de tensão de falha de componente-α usando os valores de corrente e de tensão convertidos no componente-α e um modelo de propagação para as ondas transmitidas em uma linha; - o dispositivo de processamento ser configurado para definir a função de características dependentes de localização de valores de tensão de falha de componente-0 usando os valores de corrente e de tensão convertidos no componente-0 e o modelo de propagação para as ondas transmitidas em uma linha; - o dispositivo de processamento ser configurado para determinar a correspondência das duas funções de característica para diferentes locais selecionados em uma linha (10); e - o dispositivo de processamento ser configurado para definir o local selecionado onde as duas funções de característica revelam a correspondência mais próxima como a localização de falha de uma falha de terra em uma linha (10).