BR102018016393B1 - Método de proteção diferencial, dispositivo protetor diferencial e sistema protetor diferencial - Google Patents

Abstract

A presente invenção refere-se a método de proteção diferencial para monitorar uma linha (11) de rede de distribuição de energia elétrica, em cujo método: sinais de corrente são gerados nas extremidades (11a, 11b) da linha (11) usando transformadores de corrente indutivos (14a, 14b), cujos sinais de corrente são proporcionais à corrente que escoa na respectiva extremidade (11a, 11b); para cada extremidade (11a, 11b), os valores de medida de corrente são formados do respectivo sinal de corrente usando dispositivos de medida, cujos valores de medida de corrente indicam perfil da corrente escoando nas respectivas extremidades (11a, 11b); respectivo valor de carga é determinado dos valores de medida de corrente; os valores de todas as extremidades (11a, 11b) são somados com o sinal matemático correto, de modo a formar soma de carga; e sinal de falha, que indica falha interna na linha (11), é gerado quando a soma de carga excede valor-limite de carga. Para que seja possível executar proteção diferencial de linha em modo simples, o mais seguro possível, mesmo no caso de saturação de transformador de corrente, propôs-se que, quando presente a saturação do transformador , valor de carga estimado é determinado usando o dispositivo de medida correspondente, e o valor (...).

Description

[0001] A presente invenção refere-se a um método de proteção diferencial, para monitorar uma linha de uma rede de distribuição de energia elétrica, em cujo método os sinais de corrente são gerados nas extremidades da linha usando transformadores de corrente indutivos, cujos sinais de corrente são proporcionais a uma corrente escoando na respectiva extremidade, para cada extremidade, os valores de medida de corrente são formados do respectivo sinal de corrente usando dispositivos de medida, cujos valores de medida de corrente indicam um perfil da corrente escoando na respectiva extremidade, para cada extremidade, um respectivo valor de carga é determinado dos valores de medida de corrente, os valores de carga de todas as extremidades são somados com o sinal matemático correto, de modo a formar uma soma de carga, e um sinal de falha, que indica uma falha interna na linha, é gerado quando a soma de carga excede um valor-limite de carga. A invenção também se refere um dispositivo protetor diferencial e a um sistema protetor diferencial.

[0002] Para monitorar as linhas de alta tensão e de média tensão, por exemplo, linhas ou cabos aéreos de redes de distribuição de energia elétrica, um método de proteção diferencial de corrente (referido a seguir como "método de proteção diferencial" com o intuito de simplificar) é frequentemente usado. Nesse caso, a corrente escoando nas extremidades da linha monitorada é detectada, de modo a formar valores de medida de corrente, que são alimentados a um dispositivo protetor diferencial. O dispositivo protetor diferencial checa, com base nos valores de medida de corrente detectados, se um estado operacional permissível ou uma falha está presente.

[0003] Para esse fim, valores de corrente diferencial podem ser determinados, por exemplo, por adição vetorial e formação de valor absoluto subsequente dos valores de medida de fasores de corrente, formados por uso dos valores de medida de corrente. No caso de ausência de falha, os valores de corrente diferencial ficam em uma amplitude próxima de zero, uma vez que nesse caso - em termos simples - a corrente escoando para o componente também escoa de novo totalmente para fora dele. Por outro lado, se valores de corrente diferencial, que excedem um valor-limite diferente de zero, resultam, os ditos valores de corrente diferencial propiciam que um estado operacional que é influenciado com falhas, por exemplo, uma falha interna, seja inferido. É feita uma distinção entre falhas internas e falhas externas. As falhas internas são localizadas dentro da região protetora, entre os transformadores de corrente, e precisam ser desconectadas. As falhas externas são localizadas fora da região a ser protegida e não acarretam desconexão.

[0004] No caso de uma falha interna, a presente corrente de falha precisa ser interrompida por abertura dos dispositivos de comutação, por exemplo, os disjuntores, que delimitam a linha. Para esse fim, o dispositivo protetor diferencial gera um sinal de falha correspondente, em consequência do que a geração de um sinal de comutação, para o respectivo dispositivo de comutação, pode ser permitida.

[0005] Uma modalidade da proteção diferencial é a proteção diferencial de carga. Nesse caso, a corrente não é somada como um valor de fasor. Diferentemente, a integral temporal da corrente, a carga, é usada para executar a soma. A segunda lei de Kirchoff (regra nodal) também se aplica aos valores de medida de carga. Um intervalo de integração de 1/4 de um período de rede é usado para obter os valores de carga Q(t) do perfil temporal da corrente i(t), de acordo com t1 . Em comparação com os valores de fasores, a carga é um valor escalar e, desse modo, independente da frequência da rede. Um exemplo de um sistema protetor diferencial de carga é conhecido, por exemplo, do relatório descritivo do pedido de patente não examinados DE 19959776 A1.

[0006] Em uma linha de transmissão de energia, as extremidades da linha são usualmente localizadas distantes (até umas poucas centenas de quilômetros) entre elas, de modo que os valores de medida de corrente tenham que ser transmitidos por um caminho relativamente longo. Nesse caso, um dispositivo protetor diferencial separado é usualmente disposto em cada uma das extremidades da linha, cujo dispositivo protetor diferencial separado forma o respectivo valor de corrente diferencial dos valores de medida de corrente distintos (detectados localmente) e dos valores de medida de corrente recebidos da outra extremidade da linha. No caso de uma linha tendo várias extremidades, por exemplo, uma linha ramificada, os valores de medida de corrente de cada uma das extremidades são também requeridos, para que seja possível executar o método de proteção diferencial corretamente. Para esse fim, os valores de medida de corrente, detectados localmente nos respectivos locais de medida, precisam ser transmitidos entre as unidades protetoras diferenciais individuais.

[0007] Para avaliar a situação operacional da linha, os valores de medida de corrente de pelo menos dois diferentes locais de medida, nas respectivas extremidades da linha monitorada, são, consequentemente, necessários.

[0008] Nos sistemas protetores diferenciais existentes, os valores de medida de corrente são frequentemente transmitidos por meio de uma conexão ponto a ponto conectada diretamente (por exemplo, linhas de cobre ou de fibra de vidro), em consequência do que uma transmissão determinística é obtida, isto é, o tempo de transmissão dos valores de medida é basicamente dependente do caminho de transmissão e do tipo de transmissão e é substancialmente constante. Nos sistemas protetores diferenciais mais recentes, houve uma mudança na transmissão dos valores de medida de corrente por meio de uma rede de comunicação, por exemplo, uma rede de telecomunicações ou uma rede de comunicações de dados, com base em protocolo IP em vez de por meio de uma conexão conectada diretamente. Isso apresenta a vantagem de uma infraestrutura de comunicações mais efetiva em custo. Além do mais, as redes de comunicações já estão frequentemente próximas dos componentes elétricos primários, por exemplo, entre os que são conhecidos como subestações de uma rede de distribuição de energia, e podem ser usadas para a transmissão dos valores de medida de corrente sem custos adicionais.

[0009] Para detectar os valores de medida de corrente, transformadores de corrente convencionais são frequentemente usados para converter as correntes elétricas alternadas comparativamente altas, para abaixar as correntes elétricas alternadas de modo que essas possam ser processadas pelas unidades protetoras diferenciais elétricas. Os transformadores de corrente elétricos convencionais compreendem, nesse caso, um núcleo de transformador composto de um material magnetizável (por exemplo, ligas de ferro ou aço), que fica em interação magnética com um condutor primário e um condutor secundário. Um núcleo desse tipo é frequentemente projetado como o que é conhecido como um núcleo anular, que forma um anel em torno do condutor primário. Nesse caso, o condutor secundário é enrolado com um determinado número de enrolamentos em torno do núcleo de transformador.

[0010] A corrente alternada comparativamente alta escoa pelo condutor primário. A dita corrente alternada comparativamente alta induz um campo magnético no núcleo de transformador, cujo campo magnético, por sua vez, induz no condutor secundário uma corrente alternada mais baixa de acordo com a relação de transformação do transformador, cujo nível da corrente alternada mais baixa é usualmente proporcional ao nível da corrente primária.

[0011] No entanto, por causa das propriedades magnéticas do núcleo de transformador, o que é conhecido como saturação de transformador pode ocorrer no caso de altas correntes no lado primário ou grandes componentes de corrente contínua (CC) na corrente alternada, em consequência do que o perfil da corrente secundária não é mais proporcional ao perfil da corrente primária, e os valores de medida, detectados no lado secundário do transformador de corrente, são, desse modo, perturbados pela saturação do transformador de corrente.

[0012] Se ocorrer saturação do transformador de corrente em uma ou mais das extremidades da linha afetada, a soma das correntes primárias não é transmitida proporcionalmente nos lados secundários para a unidade protetora. A medida da proteção diferencial é significativamente perturbada, com a consequência que hiperfunções indesejadas, por exemplo, fenômeno de disparo de falha de um disjuntor, no caso de falhas externas, ou ausência de resposta no caso de falhas internas pode ocorrer. Esse fenômeno de disparo de falha é associado com os altos custos para os operadores da rede de distribuição de energia elétrica, por conta das falhas de energia associadas com eles. No caso de uma ausência de resposta indesejada, o dano à tecnologia primária pode ocorrer.

[0013] Dependendo do tempo no qual começa a saturação do transformador de corrente, após um tempo isento de saturação, um sistema protetor diferencial pode identificar antecipadamente a falha como uma falha interna ou uma falha externa. Se isso não for bem- sucedido até o início da saturação, os valores de medida surgindo então podem possibilitar, com dificuldade, a separação entre as falhas internas e externas.

[0014] Para evitar funções falhas de unidades elétricas, que executam processamento adicional dos valores de medida, métodos são usados para identificar automaticamente os perfis de corrente secundária, que foram perturbados por saturação do transformador de corrente, e executar a correção adequada dos valores perturbados. Um método do tipo mencionado acima é conhecido, por exemplo, do documento de patente U.S. 7.103.485 B2. No método conhecido, os valores de medida de um perfil de corrente secundária de um transformador de corrente são detectados e checados para possível presença de saturação. Quando a saturação do transformador de corrente é identificada, uma corrente magnetizante é calculada no tempo de partida da saturação do transformador de corrente, usando aquela corrente magnetizante na qual um fluxo magnético no núcleo de transformador, presente no tempo de partida, é determinado. Usando as curvas características, que são características dos transformadores de corrente específicos e que indicam uma correlação entre o fluxo magnético e a corrente secundária, os valores de medida perturbados pela saturação do transformador de corrente são corrigidos após o tempo de partida, para obter um perfil corrigido dos valores de medida da corrente secundária por compensação da perturbação devida à saturação do transformador de corrente. No entanto, as curvas características requeridas, que são características do transformador de corrente correspondente, são frequentemente obteníveis apenas com dificuldade ou mesmo completamente indisponíveis, e que precisam ser geradas primeiro por medidas complexas.

[0015] O pedido de patente internacional WO 2008/145694 A1 também descreve a correção do perfil de corrente perturbado por saturação do transformador de corrente, usando valores de medida de corrente anteriores e a reconstrução do perfil de corrente esperado.

[0016] É também conhecido executar saturação da proteção diferencial em virtude do aumento consequente do valor-limite de carga usado para a avaliação da soma de carga. Alternativamente, quando da presença de saturação de transformador, a identificação de proteção diferencial pode ser também completamente bloqueada, para evitar o fenômeno de disparo de falha. Ambas as variantes apresentam desvantagens, que podem ser alertadas, em particular, na diferença entre as falhas internas (que vão ser desconectadas) e as falhas externas (que não vão ser desconectadas). A estabilização do sistema de medida gera uma menor sensibilidade no caso de falhas internas, o que não pode ser mais identificado em algumas circunstâncias em consequência disso. O bloqueio do sistema de medida impede a identificação de falhas internas e de falhas subsequentes.

[0017] A invenção é baseada no objetivo de ser possível executar proteção diferencial em linha em uma maneira simples, a mais confiável possível, mesmo no caso de saturação do transformador de corrente.

[0018] Esse objetivo é atingido por meio de um método do tipo mencionado no início, em que, quando a saturação de transformador de um transformador de corrente está presente, um valor de carga estimado é determinado usando o dispositivo de medida correspondente, e o valor de carga estimado é usado para formar a soma de carga.

[0019] Uma vantagem do método de acordo com a invenção consiste em que as falhas na linha podem ser seguramente identificadas, sem a necessidade para estabilização ou bloqueio significativo da proteção diferencial, uma vez que um valor de carga estimado é usado no lugar do valor de carga, que é distorcido pela saturação de transformador, cujo nível do valor de carga estimado corresponde aproximadamente ao nível do valor de carga determinado no caso de ausência de saturação de transformador. Isso pode compensar em grande parte os erros de medida, que são produzidos devido à saturação de transformador.

[0020] Uma configuração vantajosa do método, de acordo com a invenção, proporciona que uma integral temporal, pelos valores de medida de corrente da respectiva extremidade da linha, seja formada durante um intervalo de tempo determinado, para formar o respectivo valor de carga.

[0021] Por integração ou soma dos valores de medida de corrente individuais, a carga pode ser determinada como a área sob a curva de um gráfico de corrente contra o tempo. Por exemplo, um período de um quarto ou um período de metade da frequência da rede pode ser usado como o intervalo de tempo.

[0022] De acordo com uma modalidade vantajosa do método de acordo com a invenção, pode-se proporcionar que o valor de carga estimado seja determinado por uso de pelo menos um valor de medida de corrente, presente no tempo de início da saturação de transformador.

[0023] Desse modo, o valor de carga estimado pode ser determinado comparativamente simplesmente e usando os valores de medida que estão presentes de qualquer modo.

[0024] Especificamente, pode-se proporcionar, nesse contexto, uma linha reta, que passa, por um lado, pelo valor de medida de corrente, no tempo de início da saturação de transformador, e, por outro lado, pelo último cruzamento de zero do perfil de corrente, a ser determinado para indicar o valor de carga estimado, e o valor de carga estimado, a ser determinado como a área situada dentro do intervalo de tempo entre a linha reta e a linha de zero.

[0025] Desse modo, o valor de carga estimado pode ser determinado por cálculos relativamente simples e usando apenas dois pontos no perfil de corrente. Essa estimativa é adequada, em particular, para os efeitos de saturação que começam relativamente cedo, em que o tempo desprovido de saturação é correspondentemente curto.

[0026] Alternativamente, pode-se também proporcionar a formação de um retângulo para determinar o valor de carga estimado, um lado desse retângulo sendo determinado pelo valor de medida de corrente, no tempo de início da saturação de transformador, e o outro lado do retângulo é determinado pela duração do intervalo de tempo, e que o valor de carga estimado seja determinado como a área do retângulo.

[0027] Desse modo, um valor de carga estimado pode ser determinado de novo por uso de menos pontos no perfil de corrente. Esse procedimento é particularmente adequado para os efeitos de saturação que começam relativamente tarde, quando o perfil de corrente já ficou próximo do máximo da curva de corrente substancialmente senoidal.

[0028] Outra modalidade vantajosa do método, de acordo com a invenção, proporciona um valor diferencial entre um presente valor de medida de corrente e um valor previsto, a ser determinado para identificar o tempo de início da saturação de transformador, em que o valor previsto indica um perfil esperado da corrente e que o tempo de início seja identificado quando o valor diferencial excede um valor-limite de saturação.

[0029] Em consequência disso, o início da saturação de transformador pode ser identificado sem uma quantidade particularmente grande de despesa computacional. O valor previsto pode ser gerado, por exemplo, do perfil prévio da corrente e, por exemplo, um período pode ser antecipadamente equiparado ao valor de medida de corrente. Os efeitos dos componentes de corrente contínua (CC) e auxiliares na formação do valor previsto também podem ser considerados.

[0030] Para considerar o fato de que o valor de carga estimado não corresponde exatamente ao valor de carga, que teria sido determinado sem saturação de transformador, de acordo com outra modalidade vantajosa do método de acordo com a invenção, pode-se proporcionar que o valor-limite de carga seja aumentado temporariamente, quando da presença de saturação de transformador.

[0031] No entanto, essa forma de estabilização pode ser significativamente inferior à estabilização que - sem a formação de um valor de carga estimado - foi iniciada para compensar a saturação de transformador. Nesse contexto, o valor-limite de carga pode ser, por exemplo, um único valor escalar, que é comparado com o valor de carga. Alternativamente, uma curva característica em um diagrama de disparo também pode ser usada, que separa uma região de disparo de uma região normal para pares de valores de carga e valores de estabilização. Um aumento temporário no valor-limite de carga pode ser obtido por deslocamento correspondente da curva característica.

[0032] O objetivo mencionado acima é também obtido por meio de um dispositivo protetor diferencial para monitorar uma linha de uma rede de distribuição de energia elétrica, o dito dispositivo protetor diferencial tendo um dispositivo de medida, que é configurado para detectar um sinal de corrente, gerado em uma extremidade da linha, e formar valores de medida de corrente, que indicam um perfil de uma corrente escoando na respectiva extremidade, em que o sinal de corrente foi produzido proporcionalmente a uma corrente escoando na extremidade usando um transformador de corrente indutivo, e tendo um dispositivo de avaliação, que é configurado para determinar um valor de carga dos valores de medida de corrente, para somar os valores de carga com um valor de medida de carga de pelo menos outro dispositivo protetor diferencial com o sinal matemático correto, de modo a formar uma soma de carga e gerar um sinal de falha, que indica uma falha interna na linha, quando a soma de carga excede um valor-limite de carga.

[0033] Proporciona-se, de acordo com a invenção, que o dispositivo de avaliação seja configurado, quando da presença de saturação do transformador de corrente, para determinar um valor de carga estimado e usar o dito valor de carga estimado para formar a soma de carga.

[0034] Todas as declarações feitas acima e abaixo relativas ao método, de acordo com a invenção, consequentemente, se mantêm verdadeiras com relação ao dispositivo de acordo com a invenção e vice-versa; em particular, o dispositivo de acordo com a invenção é configurado para conduzir o método de acordo com a invenção em qualquer modalidade desejada ou em uma combinação de modalidades desejadas. Com relação às vantagens do dispositivo de acordo com a invenção, faz-se também referência às vantagens descritas relativas ao método de acordo com a invenção.

[0035] O objeto mencionado acima é finalmente também obtido por meio de um sistema protetor diferencial, para monitorar uma linha de uma rede de distribuição de energia elétrica, em que a linha tem pelo menos duas extremidades.

[0036] De acordo com a invenção, um dispositivo de medida, como reivindicado na reivindicação 8, é disposto em cada extremidade.

[0037] Todas as declarações feitas acima e abaixo relativas ao método de acordo com a invenção e ao dispositivo de acordo com a invenção, consequentemente, se mantêm verdadeiras com relação ao sistema protetor diferencial e vice-versa; em particular, o sistema de acordo com a invenção é configurado para conduzir o método de acordo com a invenção em qualquer modalidade desejada ou em uma combinação de modalidades desejadas. Com relação às vantagens do sistema de acordo com a invenção, faz-se também referência às vantagens descritas relativas ao método de acordo com a invenção.

[0038] A invenção vai ser explicada em mais detalhes abaixo com base em uma modalidade exemplificativa. O projeto específico da modalidade exemplificativa não deve ser entendido como limitando o projeto geral do método de acordo com a invenção e o dispositivo de acordo com a invenção de algum modo; diferentemente, os aspectos de projeto individuais da modalidade exemplificativa podem ser combinados livremente em qualquer maneira desejada entre eles e com os aspectos descritos acima.

[0039] Para esse fim: a Figura 1 mostra um sistema protetor diferencial no caso de uma medida perturbada por saturação de transformador, no caso de uma falha externa; a Figura 2 mostra um sistema protetor diferencial no caso de uma medida perturbada por saturação de transformador, no caso de uma falha interna; a Figura 3 mostra um primeiro exemplo da formação de um valor de carga estimado; a Figura 4 mostra um segundo exemplo da formação de um valor de carga estimado; a Figura 5 mostra um sistema protetor diferencial no caso de uma medida perturbada por saturação de transformador, no caso de uma falha externa, com compensação por uso de um valor de carga estimado; e a Figura 6 mostra um sistema protetor diferencial no caso de uma medida perturbada por saturação de transformador, no caso de uma falha interna, com compensação por uso de um valor de carga estimado.

[0040] A Figura 1 mostra uma parte 10 de uma rede de distribuição de energia elétrica, que não é ilustrado em qualquer detalhe adicional a seguir. A parte 10 compreende uma linha elétrica 11, que pode ser projetada, por exemplo, como trifásica e como uma linha aérea ou como um cabo. A linha 11 é monitorada, na sua primeira extremidade 11a, por meio de um primeiro dispositivo protetor diferencial 12a, e, na sua segunda extremidade 11b, por meio de um segundo dispositivo protetor diferencial 12b com relação às falhas, por exemplo, curtos-circuitos, que ocorrem na linha 11. Para esse fim, para cada fase da linha 11, sinais de corrente são detectados na primeira extremidade 11a da linha 11 por uso de um transformador de corrente 14a e, em um segundo local de medida na segunda extremidade 11b, por uso de um transformador de corrente 14b, e os ditos sinais de corrente são alimentados a um respectivo dispositivo de medida do dispositivo protetor diferencial 12a, 12b correspondente. Os valores de medida de corrente são gerados dos sinais de corrente analógicos. A geração dos valores de medida de corrente, incluindo uma conversão de analógicos para digitais, pode ocorrer, por exemplo, no dispositivo de medida do respectivo dispositivo protetor diferencial 12a, 12b, ou em uma unidade de medida adequada, por exemplo, uma unidade de terminal remoto (RTU) ou em uma unidade de fusão. Finalmente, os valores de medida de corrente gerados são alimentados a um dispositivo de avaliação, por exemplo, uma CPU ou um processador de sinais, do respectivo dispositivo protetor diferencial 12a, 12b.

[0041] Um respectivo valor de carga pode ser formado no dispositivo de avaliação do respectivo dispositivo protetor diferencial 12a, 12b dos valores de medida de corrente por meio de integração temporal ou soma dos valores de medida de corrente por um intervalo de tempo determinado, por exemplo, um período de 1/4 ou um período de 1/2 da frequência da rede, cujo respectivo valor de carga indica, fase a fase, a quantidade de carga que escoou na respectiva extremidade de linha, durante o intervalo de tempo.

[0042] Os dispositivos protetores diferenciais 12a e 12b são conectados um ao outro por uma conexão de comunicações 16, que é ilustrada apenas esquematicamente na Figura 1, que pode ser, por exemplo, uma linha de sinal conectada diretamente, uma rede de telecomunicações ou uma rede de comunicações com base em IP. No entanto, qualquer outra conexão de comunicações de qualquer tipo desejado também pode ser usada para conectar os dispositivos protetores diferenciais 12a e 12b. Os valores de carga da respectiva outra extremidade 11a, 11b da linha 11 podem ser fornecidos aos respectivos dispositivos protetores diferenciais 12a e 12b por meio dessa rede de comunicações 16, isto é, em cada um dos dispositivos protetores diferenciais 12a e 12b, determinados valores de carga são comparados entre eles em cada caso em ambas as extremidades 11a e 11b, para cada fase da linha 11.

[0043] Com base nos valores de carga de ambas as extremidades 11a e 11b da linha 11, disponíveis em cada um dos dispositivos protetores diferenciais 12a e 12b, para cada fase, um valor de carga de soma pode ser formado e comparado com um valor-limite de carga, em um ou ambos dos dispositivos protetores diferenciais 12a e 12b, por meio do dispositivo de avaliação por adição dos valores de carga com o sinal matemático correto e formação do valor absoluto subsequente.

[0044] No caso de uma linha desprovida de falha 11, a quantidade de carga entrando na linha 11, para cada fase, é igual à quantidade de carga deixando a linha 11, com a consequência que um valor com o valor absoluto de aproximadamente zero vai ter que resultar da adição com o sinal matemático correto dos valores de carga.

[0045] Se o valor de carga de soma exceder o valor-limite de carga recomendado para uma determinada fase, isso indica uma falha interna com relação à fase relevante da linha 11, em que a dita falha pode ser, por exemplo, um curto-circuito que envolve um curto-circuito de terra ou de dois ou de múltiplos polos, isto é, um curto-circuito entre duas ou mais fases da linha 11. Os dispositivos protetores diferenciais 12a e 12b geram um sinal de falha para a fase na qual a falha foi identificada, em consequência do que a emissão de um sinal de disparo para os disjuntores (não mostrados na Figura 1), que podem ser comutados em uma maneira de fase seletiva, é feita por meio de linhas de controle. O sinal de disparo provoca que o disjuntor relativo à fase correspondente abra os seus contatos de comutação, de modo que a fase, que é afetada pela falha, é isolada do resto da rede de distribuição de energia.

[0046] A Figura 1 mostra por meio de exemplo uma falha externa 17. A dita falha não é localizada na linha 11 monitorada e, portanto, não precisa ser desconectada pelos dispositivos protetores diferenciais 12a e 12b. Isso é atingido na proteção diferencial de carga em virtude do fato de que a soma de carga fica abaixo do valor-limite de carga observado, uma vez que a quantidade de carga escoando para a linha 11 corresponde à quantidade de carga escoando para fora da linha 11.

[0047] Para o caso no qual pelo menos um dos transformadores de corrente 14a, 14b falha a um estado de saturação, no entanto, o sinal de corrente não pode mais ser gerado corretamente da corrente chegando ao lado primário, com a consequência que ocorre um erro significativo, durante a determinação do valor de carga correspondente.

[0048] Na Figura 1, considera-se, por exemplo, que a medida com o transformador de corrente 14a é afetada adversamente por saturação. Um perfil correspondente do sinal de corrente gerado é mostrado no gráfico 15a. Nesse gráfico 15a, o perfil do sinal de corrente, gerado no lado secundário pelo transformador de corrente 14a, é mostrado em uma linha sólida. Comparativamente, o perfil do sinal de corrente sem a saturação de transformador é indicado em uma linha tracejada.

[0049] No gráfico 15b, o perfil do sinal de corrente, emitido no lado secundário pelo transformador de corrente 14b, é mostrado. O dito transformador de corrente 14b não é afetado adversamente por saturação de transformador, com a consequência que o perfil de corrente gerado reflete corretamente a corrente presente no lado primário.

[0050] O gráfico 15c ilustra o perfil diferencial entre os dois perfis de corrente, para demonstrar a falha que é produzida pela medida distorcida pelo transformador de corrente 14a. Para o caso de uma falha externa presente nesse caso, identifica-se que surge uma corrente diferencial significativa. Em uma maneira correspondente, o valor de carga gerado dos valores de medida de corrente é afetado com as falhas, devido à medida distorcida pelo transformador de corrente 14a, com a consequência que uma falha interna é identificada durante uma comparação da soma de carga com o valor-limite de carga. Isso provoca uma desconexão indesejada da linha.

[0051] A Figura 2 mostra o sistema protetor diferencial da Figura 1 no caso de uma falha interna 21. A dita falha interna foi identificada como tal pelos dispositivos protetores diferenciais 12a e 12b e desconectada. No caso de uma falha interna, as correntes escoando em ambas as extremidades da linha - e, consequentemente, também as quantidades de carga - não correspondem entre elas, uma vez que uma corrente de falha também escoa pelo local da falha. Uma falha interna pode ser, desse modo, identificada por comparação adequada das quantidades de carga determinadas para as extremidades. No caso da presença de saturação de transformador, pelo menos um sinal de corrente é perturbado novamente. A Figura 2 mostra isso por meio de exemplo no gráfico 20a para o transformador de corrente 14a. O gráfico 20b mostra o sinal de corrente gerado por uso do transformador de corrente 14b. Uma vez que nenhuma corrente escoa na extremidade 11b da linha, no caso de uma alimentação em lado único, por conta da falha 21, um perfil com o valor de zero é detectado nesse caso. No gráfico 20c, o perfil diferencial de corrente é identificado. Por conta da saturação do transformador de corrente 14a, os picos de corrente são formados significativamente mais baixos do que seriam no caso da ausência de saturação de transformador. O mesmo se aplica aos valores de carga formados por uso dos sinais de corrente dos transformadores 14a, 14b. No pior caso, portanto, uma falha interna não é identificada e desconectada durante a comparação da soma de carga com um valor-limite de carga.

[0052] Não obstante, para que seja possível tomar uma decisão segura sobre a presença de uma falha interna ou externa, mesmo no caso da presença de saturação de transformador, a distorção do sinal de corrente, provocada pela saturação de transformador, é compensada por formação dos valores de carga estimados, durante a formação do valor de carga.

[0053] Uma modalidade exemplificativa para a formação de um valor de carga é ilustrada na Figura 3. A Figura 3 mostra um perfil 31 do sinal de corrente, emitido no lado secundário por um transformador de corrente. A saturação de transformador começa no tempo TSat, e o outro perfil do sinal de corrente se desvia significativamente do perfil esperado 32, que é mostrado na Figura 3 como uma linha tracejada. Por integração dos valores de medida de corrente recomendados pelo perfil de corrente 31, o valor da área 33, mostrada na Figura 3, vai resultar como o valor de carga, cujo valor da área é significativamente menor do que a quantidade de carga que escoou de fato.

[0054] A quantidade de carga que escoou é, portanto, estimada por meio de um valor de carga estimado. No caso da Figura 3, o valor de carga estimado é gerado usando apenas uns poucos pontos no perfil 31 do sinal de corrente medido. Para um início, o tempo TSat do começa da saturação de transformador é necessário. O dito tempo pode ser identificado, por exemplo, em virtude do fato que o perfil de corrente real 31 se desvia significativamente do perfil de corrente esperado 32 pela primeira vez nesse tempo. O perfil de corrente esperado 32 é produzido, por exemplo, do comportamento do perfil de corrente em um número inteiro de período de antemão, em que os componentes de corrente contínua (CC) e/ou os elementos auxiliares podem ser considerados, quando necessário. No tempo TSat, a corrente de pico IPeak, presente nele, é determinada. O tempo T0 do último cruzamento com zero do perfil de corrente 31 é também necessário. O dito tempo pode ser tirado da medida - possivelmente por interpolação. Uma linha reta 35 com a equação de linha retapode ser determinada por uso desses dois pontos no perfil 31. A dita linha reta 35 tem aproximadamente o gradiente do perfil 31 no tempo TSat do começo da saturação do transformador de corrente. O valor Iest(T), que pode ser então calculado, descreve uma corrente estimada (est = estimada) na linha reta 35, que é obtida pela equação de linha reta. Para formar o valor de carga estimado, Qest, no período de tempo Tstart a Tend, os valores de medida de corrente estimados Iest(t), que podem ser determinados pela equação de linha reta, são integrados;

[0055] Para esclarecer, o valor da quantidade de carga, que escoou dentro do intervalo de tempo Tstart - Tend, é, desse modo, determinado como a soma dos dois componentes de área 33 e 34. Identifica-se que, por uso das linhas retas, o valor de carga estimado pode ser ajustado relativamente bem à quantidade de carga que teria sido determinada sem a saturação de transformador.

[0056] Esse procedimento de formação de um valor de carga estimado é adequado, em particular, em casos nos quais a saturação de transformador começa cedo ou muito cedo após o cruzamento com zero do perfil de corrente.

[0057] A Figura 4 ilustra uma alternativa para determinar um valor de carga estimado. Nesse caso, a quantidade de carga é estimada por meio de um retângulo 45. Para esse fim, o valor de pico Ipeak do perfil de corrente 41 no tempo TSat do começo da saturação é de novo necessário. Esse tempo pode ser de novo identificado quando o primeiro desvio significativo, entre o perfil de corrente medido 41 e o perfil esperado 42, ocorre. Um retângulo 45, cujo comprimento da borda corresponde ao nível da corrente de pico Ipeak, é gerado nesse tempo. O outro comprimento da borda é determinado pela duração do intervalo de tempo Tend - Tsat. Identifica-se que, sem compensação da saturação do transformador de corrente, a quantidade de carga teria sido determinada como uma área 43 com um valor também significativamente pequeno, enquanto que a soma das áreas 43 e 44 se aproxima claramente da quantidade de carga real.

[0058] Uma vez que, devido à formação do valor de carga estimado, em cada caso, os valores, que embora se aproximem do valor real, não correspondem total e corretamente a eles, são usados na formação da soma de carga, um valor-limite de carga temporariamente aumentado vai ser usado vantajosamente para a decisão sobre a presença de uma falha interna, nos casos de saturação de transformador identificada.

[0059] As Figuras 5 e 6 mostram o sistema protetor diferencial das Figuras 1 e 2 para os casos de uma falha externa 51 (Figura 5) e uma falha interna 61 (Figura 6). Em cada caso, a saturação de transformador de corrente do transformador de corrente 14a é de novo considerada.

[0060] A Figura 5 ilustra os perfis de corrente dos transformadores de corrente 14a, 14b nos gráficos 52a, 52b. O perfil da corrente diferencial é indicado no gráfico 52c. Nas presentes falhas externas, o uso do valor de carga estimado (de acordo com o gráfico 52a) produz uma redução significativa na carga diferencial (indicada pelas setas no gráfico 52c), com o que a probabilidade de disparo faltoso é bastante reduzida.

[0061] A Figura 6 ilustra os perfis de corrente dos transformadores de corrente 14a, 14b nos gráficos 62a, 62b. O perfil da corrente diferencial é indicado no gráfico 62c. Nas presentes falhas internas, o uso do valor de carga estimado (de acordo com o gráfico 62a) produz um aumento significativo na carga diferencial (indicada pelas setas no gráfico 62c), com o que a probabilidade da identificação da falha interna é aumentada.

[0062] O valor-limite de carga usado pode ser estabelecido como um parâmetro separado ou como uma curva característica em um diagrama de disparo.

[0063] Embora uma linha 11, tendo apenas duas extremidades 11a e 11b, respectivamente, seja mostrada de acordo com as Figuras 1, 2, 5 e 6, o método inventivo também pode ser usado em quaisquer linhas de fase única ou de fases múltiplas, tendo duas ou mais extremidades, por exemplo, barras de ligações elétricas tendo várias ramificações.

[0064] Além do mais, como uma variação da ilustração na Figura 1, pode-se também proporcionar que os valores de medida de corrente sejam transmitidos a um único dispositivo protetor diferencial e avaliados nele. Nesse caso, é suficiente colocar os dispositivos de medida nas extremidades 11a, 11b da linha 11, cujos dispositivos de medida detectam os valores de medida de corrente e os transmitem para o dispositivo protetor diferencial. Esse dispositivo protetor diferencial pode ser disposto em uma das extremidades da linha, mas também em qualquer outro local, por exemplo, como um dispositivo protetor diferencial central em uma estação de mecanismo de distribuição ou em um centro de controle.

[0065] No método de proteção diferencial descrito, uma parte perdida das informações sobre o perfil do sinal de corrente é, desse modo, recuperada após o começo da saturação do transformador de corrente de uma maneira muito simples, com a consequência que as medidas para o excesso de estabilização, com relação aos erros de medida, até o bloqueio da medida podem ser evitadas.

[0066] Em outras palavras, o método descrito usa a integral de corrente temporal em vez dos valores instantâneos ou fasores das correntes. De acordo com a invenção, a integral de corrente temporal não é obtida pela reconstrução dos valores instantâneos individuais, mas por meio de uma área equivalente. Uma vez que essa área é afetada por falhas devido à sua simplicidade, é avaliada com uma contribuição de estabilização correspondentemente mais alta.

[0067] Embora a invenção tenha sido ilustrada e descrita em mais detalhes acima pelas modalidades exemplificativas preferidas, a invenção não é limitada pelos exemplos descritos, e outras variações podem ser obtidas deles por uma pessoa versada na técnica, sem se desviar do âmbito de proteção das subsequentes reivindicações de patente.

Claims (9)

1. Método de proteção diferencial para monitorar uma linha (11) de uma rede de distribuição de energia elétrica, em cujo método: sinais de corrente são gerados nas extremidades (11a, 11b) da linha (11) usando transformadores de corrente indutivos (14a, 14b), cujos sinais de corrente são proporcionais a uma corrente escoando na respectiva extremidade (11a, 11b); para cada extremidade (11a, 11b), os valores de medida de corrente são formados do respectivo sinal de corrente usando dispositivos de medida, cujos valores de medida de corrente indicam um perfil da corrente escoando na respectiva extremidade (11a, 11b); para cada extremidade, um respectivo valor de carga é determinado dos valores de medida de corrente; os valores de carga de todas as extremidades (11a, 11b) são somados com o sinal matemático correto, de modo a formar uma soma de carga; e um sinal de falha, que indica uma falha interna na linha (11), é gerado quando a soma de carga excede um valor-limite de carga, caracterizado pelo fato de que: um valor de carga estimado é identificado usando o dispositivo de medida correspondente, quando saturação de transformador de um transformador de corrente está presente; e o valor de carga estimado é usado para formar a soma de carga, ao invés do valor de carga distorcido pela saturação do transformador.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que uma integral temporal pelos valores de medida de corrente da respectiva extremidade (11a, 11b) da linha (11) é formada durante um determinado intervalo de tempo, para formar o respectivo valor de carga.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o valor de carga estimado é identificado usando pelo menos um valor de medida de corrente, presente no tempo de início de saturação de transformador.

4. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que: uma linha reta (35), que passa, por um lado, pelo valor de medida de corrente no tempo de início da saturação de transformador, e, no outro lado, pelo último cruzamento com zero do perfil de corrente, é estabelecida para determinar o valor de carga estimado; e o valor de carga estimado é determinado como a área situada dentro do intervalo de tempo entre a linha reta (35) e a linha de zero.

5. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que: um retângulo (45) é formado para determinar o valor de carga estimado, em que um lado desse retângulo é determinado pelo valor de medida de corrente, no tempo de início da saturação de transformador, e o outro lado desse retângulo é determinado pela duração do intervalo de tempo; e o valor de carga estimado é determinado como a área do retângulo (45).

6. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 3 a 5, caracterizado pelo fato de que um valor diferencial entre um presente valor de medida de corrente e um valor previsto é determinado para identificar o tempo de início da saturação de transformador, em que o valor previsto indica um perfil esperado da corrente; e o tempo de início é identificado quando o valor diferencial excede um valor-limite de saturação.

7. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o valor-limite de carga é temporariamente aumentado quando há presença de saturação de transformador.

8. Dispositivo protetor diferencial (12a) para monitorar uma linha (11) de uma rede de distribuição de energia elétrica, o dito dispositivo protetor diferencial tendo: um dispositivo de medida, que é configurado para detectar um sinal de corrente, gerado em uma extremidade (11a) da linha (11), e formar valores de medida de corrente, que indicam um perfil de uma corrente escoando na respectiva extremidade (11a), em que o sinal de corrente foi produzido proporcionalmente a uma corrente que escoa na extremidade por uso de um transformador de corrente indutivo (14a); e um dispositivo de avaliação, que é configurado para determinar um valor de carga dos valores de medida de corrente, para somar os valores de carga com um valor de medida de carga de pelo menos outro dispositivo protetor diferencial (12b) com o sinal matemático correto, de modo a formar uma soma de carga e gerar um sinal de falha, que indica uma falha interna da linha (11), quando a soma de carga excede um valor-limite de carga, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de avaliação é configurado, quando da presença de saturação de transformador do transformador de corrente (14a), para determinar um valor de carga estimado e utilizá-lo, ao invés do valor de carga distorcido pela saturação do transformador, para formar a soma de carga.

9. Sistema protetor diferencial para monitorar uma linha (11) de uma rede de distribuição de energia elétrica, caracterizado pelo fato de que a linha (11) tem pelo menos duas extremidades (11a, 11b) e em que um dispositivo protetor diferencial, como definido na reivindicação 8, é disposto em cada extremidade (11a, 11b).