BR112014033042B1 - Método para detecção de uma direção na qual uma falha ocorreu em uma rede de suprimento de energia elétrica trifásica de média tensão, e, dispositivo de proteção elétrica - Google Patents

Abstract

método para detecção de uma direção na qual uma falha ocorreu em uma rede de suprimento de energia elétrica trifásica de média voltagem, e, dispositivo de proteção elétrica. a invenção refere-se a um método para detecção de uma direção na qual uma falha ocorreu em uma rede de suprimento de energia elétrica trifásica de média voltagem (12a) em relação a um ponto de medição (19a, 19b) na rede de suprimento de energia de média voltagem (12a), em cujo método tanto valores medidos da corrente relacionados ao condutor de fase quanto valores medidos da voltagem relacionados ao condutor de fase são usados por um dispositivo de controle (37) de um dispositivo de proteção elétrica (18a, 18b) para detectar a direção da falha, em que os valores medidos da corrente são detectados no ponto de medição (19a, 19b) na rede de suprimento de energia de média voltagem (12a). a fim de detectar a direção na qual uma falha ocorreu em relação ao ponto de medição (19a, 19b) tão facilmente e, portanto, economicamente quanto possível, de acordo com o método, os valores de voltagem medidos no lado da baixa voltagem de um transformador (13) que conecta a rede de suprimento de energia de média voltagem (12a) em uma rede de suprimento de energia de baixa voltagem são detectados. a invenção também refere -se a um dispositivo de proteção elétrica correspondentemente equipado (18a, 18b).

Description

[001] A invenção refere-se a um método para detecção de uma direção na qual uma falha ocorreu em uma rede de suprimento de energia elétrica trifásica de média tensão em relação a um ponto de medição na rede de suprimento de energia de média tensão, em cuja rede tanto valores medidos da corrente relacionados ao condutor de fase quanto valores medidos da tensão relacionados ao condutor de fase são usados por um dispositivo de controle de um dispositivo de proteção elétrica para detectar a direção da falha, em que os valores medidos da corrente são detectados no ponto de medição na rede de suprimento de energia de média tensão. A invenção também se refere a um dispositivo de proteção elétrica correspondentemente equipado.

[002] Para detectar a direção na qual uma falha, tais como um curto- circuito ou um curto com o terra, por exemplo, ocorreu em uma rede de suprimento de energia elétrica, sabe-se que valores medidos de corrente e tensão são detectados com um dispositivo protetor em um ponto de medição da rede de suprimento de energia e que os ditos valores são avaliados para determinar a direção na qual a falha fica em relação ao ponto de medição. Um exemplo real é conhecido a partir de US 5.572.138 para determinar a direção da falha de uma falha que ocorreu em uma linha de transmissão de energia em relação a um ponto de medição com base em mudanças em relação à tensão de fase, se comparadas com mudanças em relação às tensões de fase modeladas e, também, às mudanças da primeira derivação de valores medidos da corrente. Além do mais, um dispositivo protetor é conhecido a partir de EP 1 388 920, que, por comparação adequada dos valores medidos da tensão relacionados a fase e valores de corrente do sistema zero computados a partir dos valores medidos da corrente relacionados a fase, realiza uma detecção da direção da falha de um curto com o terra que fica em uma linha de transmissão.

[003] Em redes de suprimento de energia de média tensão em particular com um alto número de estações de comutação e transformadoras, bem como um comprimento de linha médio comparativamente pequeno entre as estações individuais - comparado com a situação em redes de transmissão de alta tensão - esforços estão sendo feitos para incorporar sistemas protetores para detecção de falhas tão economicamente quanto possível.

[004] O objetivo fundamental da invenção é, portanto, especificar um método e, também, um correspondente dispositivo de proteção elétrica para detectar tão simplesmente e, assim, tão economicamente quanto possível a direção na qual uma falha ocorreu em uma rede de suprimento de energia de média tensão trifásica em relação a um ponto de medição.

[005] Este objetivo é alcançado em relação ao método de acordo com a invenção por um método do tipo declarado no início, em que os valores medidos da tensão no lado da baixa tensão de um transformador que conecta a rede de suprimento de energia de média tensão na rede de suprimento de energia de baixa tensão são detectados.

[006] O conhecimento fundamental da invenção é que uma direção também pode ser detectada em relação a uma falha na rede de suprimento de energia de média tensão com valores medidos da tensão detectados no lado da baixa tensão do transformador, de forma que uma detecção de valores medidos da tensão no lado de média tensão não seja necessária para detecção da direção. A vantagem em particular do método inventivo, desta maneira, reside no fato de que, pela detecção dos valores medidos da tensão no lado da baixa tensão do transformador, mais conversores de tensão de custo inferior podem ser empregados, já que os onerosos conversores de tensão no lado de média tensão do transformador podem ser dispensados. A direção da falha é aqui detectada pelo dispositivo protetor tanto como "para frente", isto é, na seção da rede de suprimento de energia de média tensão que fica na direção para frente em relação ao ponto de medição, quanto como "para trás", isto é, na seção que fica na direção para trás em relação ao ponto de medição. Com base na informação obtida sobre a direção da falha, um sinal correspondente pode ser gerado pelo dispositivo protetor, por exemplo, que especifica a direção da falha e que pode ser usado para ativar um comutador para desativar a seção na qual a falha ocorreu.

[007] O termo "dispositivo protetor" deve ser entendido no contexto da invenção aqui descrita como qualquer forma de dispositivos de medição, controle, monitoramento e/ou automação inteligentes, que são equipados para poder realizar uma avaliação de uma direção da falha. Isto inclui todos os assim denominados IEDs (Dispositivos Eletrônicos Inteligentes), como são empregados no ambiente de automação de energia, em particular, além dos complexos dispositivos protetores, conhecidos a partir da família do dispositivo SIPROTEC do requerente, e isto também cobre dispositivos comparativamente simples - e, assim, de custo inferior -, tais como, por exemplo, assim denominados RTUs (Unidades de Terminal Remoto), unidades de mescla inteligentes, medidores de energia, dispositivos de medição de energia e de desempenho, medidores de energia para detecção de parâmetros de qualidade da energia e gravadores de falha.

[008] De acordo com uma forma vantajosa da modalidade do método inventivo, há provisão, para estabelecer a direção da falha em relação ao ponto de medição na rede de suprimento de energia de média tensão, para um ângulo de fase formado em relação à posição de fase dos valores medidos da corrente a serem avaliados pelo dispositivo de controle do dispositivo de proteção elétrica.

[009] Desta maneira, uma detecção da direção da falha pode ser realizada de forma especialmente fácil, a saber, meramente pela observação do ângulo de fase confinado entre os valores medidos da corrente e os valores medidos da tensão. Para este fim, são usualmente armazenados no dispositivo de proteção elétrica parâmetros que definem valores limites que, quando não satisfeitos ou quando excedidos, habilitam que conclusões sejam tiradas sobre uma direção da falha específica.

[0010] No método inventivo, é possível comparar os valores medidos da corrente detectados no lado de média tensão diretamente com os valores medidos da corrente detectados no lado da baixa tensão e, com base em critérios adequados, realizar uma correspondente detecção da direção da falha. Como uma alternativa a este, entretanto, também pode haver provisão para que os valores medidos da tensão detectados no lado da baixa tensão do transformador sejam convertidos inicialmente, usando especificações sobre a construção do transformador, em valores medidos auxiliares da tensão, que caracterizam a tensão no lado de média tensão do transformador, e para que os valores medidos da corrente e os valores medidos auxiliares da tensão sejam usados para estabelecer a direção da falha.

[0011] Desta maneira, os valores medidos da tensão detectados no lado da baixa tensão são inicialmente convertidos em tais valores medidos auxiliares da tensão, que têm, pelo menos parcialmente, as mesmas propriedades que os valores medidos da tensão exibiriam que deveriam ter sido detectados diretamente no lado de média tensão. Somente depois da conversão, uma determinação da direção da falha é realizada.

[0012] Em termos concretos, pode haver provisão, neste contexto, por exemplo, que, pelo uso de especificações sobre o grupo de comutação do transformador, valores medidos auxiliares convertidos da tensão são estabelecidos a partir dos valores medidos da tensão em relação a suas posições de fase em cada caso.

[0013] O assim denominado grupo de comutação de um transformador especifica o sistema de circuitos das três fases no lado da tensão mais alta e da tensão mais baixa do transformador e é definido pela construção do transformador. Exemplos para configurações do sistema de circuitos padrões são um circuito em estrela, um circuito triangular ou um circuito em ziguezague; os tipos de circuito podem ser combinados uns com os outros de qualquer dada maneira. Por exemplo, um circuito triangular pode ser provido no lado de alta tensão do transformador, ao mesmo tempo em que um circuito em estrela está presente no lado da baixa tensão do transformador. Dependendo do grupo de comutação do transformador, diferentes deslocamentos de fase das tensões de fase individuais entre o lado de baixa e alta tensão são produzidos no transformador de tensão; o valor do respectivo deslocamento de fase é, entretanto, exclusivamente definido pelo grupo de comutação do transformador. Portanto, se o grupo de comutação do transformador for conhecido, o deslocamento de fase entre os valores medidos da tensão detectados no lado da baixa tensão do transformador e as tensões de fase presentes no lado de média tensão do transformador pode ser deduzido. Assim, é possível, nesta forma de modalidade do método, converter os valores medidos auxiliares da tensão em relação a suas posições de fase de acordo com as tensões de fase presentes no lado de média tensão.

[0014] Já que a amplitude não é absolutamente necessária para estabelecer a direção da falha, ela pode ser ignorada como parte da forma de modalidade supradescrita na conversão nos valores medidos auxiliares da tensão. Entretanto, também pode haver provisão adicional para que a amplitude dos respectivos valores medidos auxiliares da tensão também seja estabelecida, pela inclusão de especificações sobre a razão de transformação do transformador.

[0015] A realização de uma conversão dos valores medidos da tensão não apenas em relação às suas posições de fase, mas, também, em relação às suas amplitudes, pode ser especialmente de interesse, se relacionamentos adicionais entre os valores medidos da corrente e os valores medidos auxiliares da tensão também precisarem ser avaliados, bem como a detecção da direção da falha.

[0016] Em termos concretos, pode haver provisão neste contexto, por exemplo, para que os valores medidos da corrente e os valores medidos auxiliares da tensão convertidos em relação a suas posições de fase e suas amplitudes também sejam usados para determinar uma energia efetiva e/ou uma energia aparente e/ou uma energia reativa no ponto de medição na rede de suprimento de energia de média tensão.

[0017] Desta maneira, por exemplo, especificações podem ser feitas sobre fluxos de carga ou sobre a qualidade de energia elétrica no ponto de medição.

[0018] De acordo com uma forma vantajosa da modalidade do método inventivo, também pode haver provisão para que tanto os valores medidos da corrente quanto, também, os valores medidos da tensão sejam detectados em uma estação de rede local que inclui o transformador.

[0019] Tais estações de rede local são usualmente providas em redes de média tensão a fim de, por um lado, empreender uma transformação da média tensão para o nível de baixa tensão adequado para os consumidores elétricos e, por outro lado, para formar um nó de transmissão para a distribuição da energia elétrica em nível de baixa tensão para os consumidores elétricos. Usualmente, uma estação de rede local compreende um ou mais transformadores que convertem a média tensão na baixa tensão. Além do mais, uma estação de rede local pode conter dispositivos de automação, tais como dispositivos de proteção elétrica especiais para detecção de uma direção da falha, por exemplo. Na forma de modalidade aqui descrita, o dispositivo de proteção elétrica é suprido de acordo com o método descrito com os valores medidos da corrente detectados no lado de média tensão do transformador em uma estação de rede local e valores medidos da tensão detectados no lado da baixa tensão do transformador. Desta maneira, uma decisão pode ser feita de forma especialmente vantajosa na estação de rede local em relação a se a falha está presente na direção para frente, isto é, por exemplo, em uma seção de linha da rede de suprimento de energia de média tensão que conecta inúmeras estações de rede local, ou na direção para trás, isto é, por exemplo, em um barramento na estação de rede local.

[0020] De acordo com uma forma de modalidade adicionalmente vantajosa do método inventivo, há provisão para que os valores medidos detectados da corrente e/ou da tensão sejam investigados em relação a um condutor de fase no qual uma falha ocorreu, para que um tipo de falha de uma falha seja estabelecido em função dos condutores de fase detectados e para que, em função do tipo de falha estabelecido, sejam selecionados aqueles valores medidos da corrente e/ou critérios de detecção da direção que serão empregados para a detecção da direção da falha.

[0021] Nesta forma de modalidade do método inventivo, em redes aterradas, por exemplo, inicialmente, os valores medidos detectados da corrente são investigados para saltos de corrente que indicam curtos com o terra e, dependendo das fases envolvidas, uma conclusão é tirada sobre o tipo de falha, isto é, sobre um laço afetado pela falha. Em redes não aterradas, uma tensão do deslocamento em relação à fase em falha em cada caso é calculada a partir dos valores medidos detectados da tensão e, com base no deslocamento de tensão detectado, uma conclusão é tirada sobre um tipo de falha específico. Por exemplo, para diferentes tipos de falha, um curto com o terra entre uma fase e um aterramento (fase A - aterramento, fase B - aterramento, fase C - aterramento) em cada caso, um curto com o terra trifásico (fases A, B, C - aterramento), um curto-circuito trifásico (fases A, B, C), um curto com o terra condutor-condutor (fase A - fase B - aterramento, fase B - fase C - aterramento, fase C - fase A - aterramento) ou um curto- circuito condutor-condutor (fase A - fase B, fase B - fase C, fase C - fase A). De acordo com o respectivo tipo de falha, diferentes critérios (critérios de detecção da direção) podem ser empregados a fim de detectar exclusivamente a direção da falha. Critérios de detecção da direção podem incluir especialmente uma especificação daquelas fases de corrente e tensão entre as quais o ângulo de fase para estabelecer uma direção para frente ou para trás do erro é investigado. Portanto, antes da detecção da direção da falha, o tipo de falha da falha que ocorreu deve ser estabelecido primeiro e, com base no tipo de falha, uma escolha feita em relação a quais dos critérios de detecção da direção devem ser empregados para detecção da direção da falha.

[0022] De acordo com uma forma de modalidade adicionalmente vantajosa do método inventivo, há provisão para que os valores medidos detectados da tensão sejam armazenados continuamente em um dispositivo de memória do dispositivo protetor e para que aqueles valores medidos da tensão que foram armazenados no dispositivo de memória imediatamente antes da ocorrência da falha sejam empregados para estabelecer a direção de uma falha trifásica.

[0023] O armazenamento dos valores medidos detectados da tensão, mesmo com tipo de falha específico, tal como, por exemplo, uma falha trifásica, habilita que informação seja provida sobre a direção da falha, já que, neste caso, assim denominados "valores de falha prévios" podem ser empregados como valores medidos da tensão, que, no evento de uma falha, diferente das tensões completamente colapsadas de todas as três fases, permite a determinação de um ângulo de fase em relação aos correspondentes valores medidos da tensão.

[0024] Em relação ao dispositivo protetor, o objetivo declarado anteriormente é alcançado por um dispositivo de proteção elétrica para detecção de uma direção na qual uma falha ocorreu em uma rede de suprimento de energia elétrica trifásica de média tensão em relação a um ponto de medição na rede de suprimento de energia de média tensão, em que o dispositivo protetor tem um dispositivo de controle que é equipado para empregar tanto valores medidos da corrente relacionados ao condutor de fase quanto, também, valores de medição da tensão relacionados ao condutor de fase para detecção da direção da falha. De acordo com a invenção, há provisão para que o dispositivo de controle seja equipado para realizar um método de acordo com as reivindicações 1 a 9.

[0025] A invenção é explicada com mais detalhes a seguir com base em uma modalidade exemplar. Nas figuras: a figura 1 mostra um diagrama esquemático de duas estações de rede local para conectar uma rede de suprimento de energia de média tensão com linhas da rede de distribuição de baixa tensão; e a figura 2 mostra um diagrama esquemático de um dispositivo de proteção elétrica para detecção da direção da falha em uma rede de suprimento de energia de média tensão.

[0026] A figura 1 mostra um arranjo 10 com uma primeira estação de rede local 11a e uma segunda estação de rede local 11b. As estações de rede local 11a e 11b são essencialmente construídas da mesma maneira e servem para conectar uma rede de suprimento de energia de média tensão trifásica 12a, somente seções das quais são indicadas na figura 1, em linhas de distribuição de baixa tensão 12b e 12c, que são igualmente indicadas apenas na figura 1 a título de exemplo. Tanto a média tensão quanto, também, o nível de baixa tensão são mostrados na figura 1 em uma assim denominada "representação de linha única" na qual todas as três fases devem ser indicadas por uma única linha.

[0027] O esquema das estações de rede local 11a e 11b deve ser explicado a título de exemplo com base na estação de rede local 11a. A estação de rede local 11a inclui um transformador 13, uma conexão de média tensão 16 para conectar a estação de rede local 11a na rede de suprimento de energia de média tensão 12a e uma conexão de baixa tensão 17 para conectar a estação de rede local 1 la na linha da rede de distribuição 12b. A conexão de média tensão 16 também tem dispositivos de comutação 14a, 14b e 14c e um barramento 15. Além do mais, a estação de rede local 11a inclui usualmente um sistema de comutação para controlar e monitorar as funções da estação de rede local 11a; por motivos de objetividade, apenas um dispositivo protetor 18a de um sistema de comutação como este é mostrado, com o qual - bem como outras funções - pode ser detectada uma direção na qual uma falha fica em relação a um ponto de medição 19a na rede de suprimento de energia de média tensão. Para detecção da direção da falha, o dispositivo protetor 18a inclui valores medidos da corrente e da tensão relacionados a fase, isto é, detectados separadamente para cada uma das três fases, e investiga os valores medidos de acordo com critérios de detecção da direção explicados com mais detalhes a seguir em relação à presença de uma falha na direção para frente ou para trás.

[0028] A estação de rede local 11b tem os componentes apropriados, especialmente, um dispositivo protetor 18b, que empreende uma detecção da direção da falha em relação a um ponto de medição 19b.

[0029] A fim de incorporar as estações de rede local 11a e 11b tão economicamente quanto possível e ainda ser capaz de empreender confiável detecção da direção em relação a falhas que ocorrem na rede de suprimento de energia de média tensão, há provisão para que apenas os valores medidos da corrente relacionados a fase sejam detectados nos pontos de medição 19a ou 19b, ao mesmo tempo em que os valores de medição da tensão relacionados a fase são gravados em pontos de medição 24a ou 24b que ficam dispostos no lado da baixa tensão das respectivas estações de rede local 11a ou 11b. Desta maneira, conversores de tensão muito menores e de custo inferior podem ser usados, a saber, para detecção dos valores medidos da tensão, de forma que as estações de rede local 11a ou 11b possam ser construídas, no geral, em custo muito inferior.

[0030] Por exemplo, uma primeira falha 20 na forma de um curto- circuito ou um curto com o terra é indicada na figura 1 por um primeiro símbolo de iluminação brilhante; esta falha ocorreu em uma linha da rede de suprimento de energia de média tensão 12a que conecta uma das duas estações de rede local 12a e 12b. Usualmente, a direção da falha é definida em dispositivos protetores, de maneira tal que uma falha na zona de proteção monitorada primária, no presente exemplo, a linha entre as duas estações de rede local, seja detectada na direção para frente. Os dispositivos protetores 18a e 18b são, portanto, equipados de maneira tal que eles sejam para detectar falhas 20 que ficam na linha de conexão na direção para frente em cada caso, o que é indicado pelas setas 21a e 21b.

[0031] Além do mais, é mostrada uma segunda falha 22, na forma de um curto-circuito ou curto com o terra, indicada na figura 1 por um símbolo de iluminação brilhante, que ocorreu no barramento 15 da estação de rede local 1 la que fica entre os dispositivos de comutação 14a e 14b. O dispositivo protetor 18a reconhece esta falha desta maneira na direção para trás, como é indicado pela seta 23. O dispositivo protetor 18b também reconhece esta falha - em relação ao ponto de medição 19b - na direção para frente.

[0032] A detecção da respectiva direção da falha pode ser usada, por exemplo, para ativar dispositivos de comutação, por exemplo, os comutadores 14a, 14b e 14c, a fim de desconectar as seções da rede de suprimento de energia de média tensão afetadas pela respectiva falha do resto da rede de suprimento de energia. Assim, a falha 20 pode ser desconectada do resto da rede de suprimento de energia de média tensão 12a pela abertura do dispositivo de comutação 14b da primeira estação de rede local 11a e, também, do dispositivo de comutação 14a da segunda estação de rede local 11b, ao mesmo tempo em que a linha de distribuição de baixa tensão 12b pode continuar a ser operada por meio dos dispositivos de comutação fechados 14a e 14c da primeira estação de rede local 1 la e da linha da rede de distribuição de baixa tensão 12c por meio dos dispositivos de comutação fechados 14b e 14c da segunda estação de rede local 11b. Ao contrário, a falha 22 no barramento 15 da primeira estação de rede local 11a deve ser isolada pela abertura de todos os dispositivos de comutação 14a, 14b e 14c que delimitam estes barramentos 15, pelo que, a linha da rede de distribuição de baixa tensão 12b também é afetada. Desde que uma desconexão seletiva de fase possa ocorrer aqui, isto é, se um curto com o terra de fase única meramente estiver presente, apenas a fase realmente afetada pela falha será desativada, e a linha da rede de distribuição de baixa tensão 12b também pode continuar a ser operada depois da desativação da falha 22 - pelo menos limitada às fases não afetadas pela falha.

[0033] A maneira na qual a detecção da direção funciona será explicada a seguir em relação à figura 2, em que um diagrama esquemático de um dispositivo protetor - o dispositivo protetor 18a é selecionado a título de exemplo para explicação - é mostrado.

[0034] Os sinais de corrente detectados em relação à fase no ponto de medição 19a são supridos para o dispositivo protetor 18a por meio de inserções de medição de corrente 31a, 31b, 31c. Uma inserção de medição de corrente adicional opcional 31b serve para suprir uma corrente zero do sistema, desde que um correspondente conversor de corrente para detecção da corrente zero do sistema (por exemplo, um assim denominado transformador de corrente) esteja presente no ponto de medição 19a. Sinais de tensão detectados em relação à fase no ponto de medição 24a são alimentados no dispositivo protetor 18a por meio de inserções de medição de tensão 32a, 32b, 32c.

[0035] Os sinais de corrente relacionados à fase são alimentados por meio de dispositivos de detecção do valor medido 33a, 33b e 33c, que, por exemplo, compreendem conversores de corrente secundários e conversores analógico - digital para criar correspondentes valores medidos digitais da corrente, e são alimentados em um dispositivo de pré-processamento do valor medido 34. Desde que uma corrente zero do sistema seja suprida por meio da inserção de medição de corrente 31 d, então, esta também é suprida por meio de um correspondente dispositivo de detecção do valor medido 33d para o dispositivo de pré-processamento do valor medido 34. O dispositivo de pré- processamento do valor medido 34 pode, por exemplo, empreender filtragem e/ou amplificação e uma determinação da amplitude e do ângulo de fase dos valores medidos da corrente (por exemplo, na estrutura de formação de um valor do apontador).

[0036] Os sinais de tensão supridos nas inserções de medição de tensão 32a, 32b e 32c serão supridos por meio de correspondentes dispositivos de detecção do valor medido 35a, 35b e 35c para um dispositivo de pré-processamento do valor medido 36. O dispositivo de pré- processamento do valor medido 36 pode, por exemplo, empreender filtragem e/ou amplificação e uma determinação da amplitude e do ângulo de fase dos valores medidos da tensão. Igualmente, o dispositivo de pré-processamento do valor medido 36 pode, se necessário, empreender uma conversão dos valores medidos da tensão detectados no lado da baixa tensão do transformador 13 pelo emprego de especificações sobre a construção do transformador 13. Este ponto será explicado com mais detalhes a seguir.

[0037] O dispositivo protetor 18a também tem um dispositivo de controle 37, por exemplo, um microprocessador, que, pelo uso dos valores medidos da corrente e dos valores medidos da tensão, toma uma decisão sobre se uma falha que ocorreu na rede de suprimento de energia de média tensão em relação ao ponto de medição 19a está presente em uma direção para frente ou para trás. Os resultados da investigação podem ser supridos como um sinal de direção, por exemplo, para uma saída de controle 38, que é equipada, por exemplo, para ativar os dispositivos de comutação 14a, 14b e/ou 14c. Para este fim, a saída de controle pode prover saídas de sinal elétrico e/ou ótico. Informação sobre a direção da falha também pode ser encaminhada por meio de um dispositivo de comunicação 39 do dispositivo protetor 18a, por exemplo, por meio de uma interface Modbus, para um correspondente sistema de comunicação, a fim de informar o operador da rede do suprimento de energia de média tensão sobre a falha e a correspondente direção da falha. Com este propósito, a informação transmitida pode ser suprida para um centro de controle da rede, por exemplo.

[0038] O dispositivo de controle 37 do dispositivo protetor 18a pode ser configurado de maneira tal que ele tome uma decisão sobre a direção da falha com base em um ângulo de fase que é formado pela posição de fase dos valores medidos da tensão comparada com uma posição de fase dos valores medidos da corrente. No geral, a posição de fase avaliada é aquela que é formada entre o apontador de corrente de uma fase afetada pela falha e um apontador de tensão, em que o apontador de tensão a ser incluído é especificado por um critério de direção dependente do tipo de falha. Se o ângulo de fase estabelecido ficar entre 0o e 180°, então, uma falha na direção para frente é deduzida, ao mesmo tempo em que, para um ângulo de fase entre 180° e 360°, uma falha que fica na direção para trás é deduzida. Na prática, valores de tolerância dependentes da precisão da medição do conversor usado devem ser subtraídos dos respectivos limites de faixa angular para avaliação do ângulo de fase. Estes valores de tolerância ficam, por exemplo, em cerca de 2o, de forma que, neste exemplo, em última análise, para uma falha para frente, um ângulo de fase entre 2o e 178° e, para uma falha para trás, um ângulo de fase entre 182° e 358° se apliquem.

[0039] Em tais casos, o dispositivo de controle 37 pode, por exemplo, obter os valores medidos da tensão detectados no lado da baixa tensão 34 diretamente para comparação com os valores medidos da corrente e tomar uma decisão sobre a direção da falha com base em critérios de detecção da direção armazenados como parâmetros.

[0040] Para uso direto dos valores medidos da tensão, medidos no lado da baixa tensão, os limites de faixa do ângulo de fase devem ser adaptados para as respectivas direções da falha por um ângulo de correção dependente da construção do transformador, a fim de compensar o deslocamento do ângulo de fase criado pela transformação. A seguinte tabela A especifica critérios de direção para um transformador de exemplo no sistema de circuitos Dyn 11, que, por um lado, faz com que os apontadores de corrente sejam considerados como o valor medido da corrente de referência e, por outro lado, faz com que um apontador de tensão seja considerado. Um valor a ser possivelmente usado para correção dos limites de faixa do ângulo de fase é especificado, em cada caso, entre parênteses na coluna do apontador de tensão. Tabela A:

[0041] A tabela A mostra os valores medidos da corrente de referência a serem usados em função do tipo de falha e da fase envolvidos (estes valores de corrente medidos que são empregados para determinar o ângulo de fase) e os valores medidos da tensão a serem usados para detecção da direção da falha (para frente, para trás) em cada caso com os respectivos valores de correção a serem usados para os limites de faixa do ângulo de fase. Neste caso, I representa a corrente, V a tensão e cada um dos índices A, B, C refere-se ao respectivo condutor de fase do tamanho da tensão média, ao mesmo tempo em que os índices a, b, c especificam os condutores de fase no lado da baixa tensão. Assim, por exemplo, de acordo com a Tabela A, para uma falha de fase única entre a fase A e o aterramento como uma base para estabelecer a direção da falha, os valores medidos da corrente detectados para a fase A, bem como os valores medidos da tensão detectados para a fase b (no lado da baixa tensão) mais um valor de correção de 90° são usados como uma base do ângulo de fase. Quando inúmeras colunas da tabela forem preenchidas para um tipo de falha, os critérios de detecção da direção listados devem ser considerados como logicamente combinados com "OU".

[0042] Como uma alternativa, também pode haver provisão para que os valores medidos da tensão, por exemplo, no dispositivo de controle 37 ou no dispositivo de pré-processamento do valor medido 36, sejam inicialmente convertidos em valores medidos auxiliares da tensão que contêm diretamente o ângulo de correção especificado na Tabela A, em que, aqui, também, especificações sobre a construção do transformador 13 são empregadas para a conversão.

[0043] Quando o dispositivo de controle 37 tomar a decisão sobre a direção da falha com base apenas na informação do ângulo de fase dos valores medidos da corrente e dos valores medidos da tensão, é suficiente, com base no grupo de comutação do transformador 13, determinar o deslocamento de fase que ocorre durante a transformação da média tensão presente no lado de alta tensão do transformador 13 na baixa tensão presente no lado da baixa tensão do transformador 13. Neste caso, o grupo de comutação do transformador especifica exclusivamente o deslocamento de fase presente, de forma que, com a informação sobre o grupo de comutação dos valores medidos da tensão detectados no lado da baixa tensão, a posição de fase dos valores medidos auxiliares da tensão possa ser calculada exclusivamente. A posição de fase dos valores medidos auxiliares da tensão calculados desta maneira, consequentemente, corresponde à posição de fase da tensão presente no lado de média tensão. Se outros parâmetros que especificam a energia elétrica no lado de média tensão, tais como, por exemplo, uma energia efetiva, uma energia reativa ou uma energia aparente, bem como o exato valor da tensão presente no lado de média tensão, também precisarem ser calculados pelo dispositivo de controle 37, por exemplo, para habilitar que a supervisão da qualidade de energia elétrica de acordo com o padrão EN 50160 seja empreendida simultaneamente com o dispositivo protetor 18a para o ponto de medição 19a, é compensador que os valores medidos da tensão também sejam convertidos em relação a suas amplitudes em correspondentes valores de medição da tensão auxiliares, em que, com este propósito, a razão de transformação do transformador 13 deve ser adicionalmente empregada. Com conhecimento do grupo de comutação e da razão de transformação do transformador 13, os valores medidos da tensão, medidos no lado da baixa tensão do transformador 13, podem ser exclusivamente convertidos nos valores medidos auxiliares da tensão correspondentes à tensão no lado de média tensão do transformador 13.

[0044] O dispositivo de controle 37 do dispositivo protetor 18a pode ser incorporado, de maneira tal que ele detecte inicialmente, com base em saltos de corrente dos valores medidos da corrente ou em deslocamentos de tensão que ocorrem, que são determinados com base nos valores medidos da tensão ou nos valores medidos auxiliares da tensão, a fase em relação à qual uma falha ocorreu e derive a partir desta informação sobre o tipo de falha. Dependendo do tipo de falha, os valores medidos da corrente nos quais a comparação deve ser baseada e, também, os critérios de detecção da direção a serem usados para detecção da direção da falha, por exemplo, com base na Tabela A, são selecionados pelo dispositivo de controle 37.

[0045] O dispositivo protetor 18a também tem um dispositivo de memória 40, que pode, por exemplo, envolver uma memória em anel, na qual os valores medidos da corrente e da tensão detectados podem ser armazenados por um tempo específico. Se uma falha trifásica estiver presente, assim denominados valores de falha prévios medidos da tensão devem ser empregados para a detecção da direção da falha, isto é, a comparação com os correspondentes valores medidos da corrente é empreendida com base naqueles valores medidos da corrente que foram detectados imediatamente antes da ocorrência da falha no ponto de medição 24a e foram armazenados no dispositivo de memória. Em relação aos valores medidos da corrente, os valores medidos da corrente detectados durante a falha são usados.

Claims (10)

1. Método para detecção de uma direção na qual uma falha ocorreu em uma rede de suprimento de energia elétrica trifásica de média tensão (12a) em relação a um ponto de medição (19a, 19b) na rede de suprimento de energia de média tensão (12a), em cujo método tanto valores medidos da corrente relacionados ao condutor de fase quanto valores medidos da tensão relacionados ao condutor de fase são usados por um dispositivo de controle (37) de um dispositivo de proteção elétrica (18a, 18b) para detectar a direção da falha, em que os valores medidos da corrente são detectados no ponto de medição (19a, 19b) na rede de suprimento de energia de média tensão (12a); caracterizado pelo fato de que: - os valores medidos da tensão são detectados no lado da baixa tensão de um transformador (13) que conecta a rede de suprimento de energia de média tensão (12a) em uma rede de suprimento de energia de baixa tensão.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que: - para estabelecer a direção da falha em relação ao ponto de medição (19a, 19b) na rede de suprimento de energia de média tensão (12a), um ângulo de fase formado pela posição de fase dos valores medidos da tensão em relação à posição de fase dos valores medidos da corrente é avaliado pelo dispositivo de controle (37) do dispositivo protetor (18a, 18b).

3. Método, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que: - os valores medidos da tensão detectados no lado da baixa tensão do transformador (13) são inicialmente convertidos em valores medidos auxiliares da tensão pelo emprego de especificações sobre a construção do transformador (13) que caracterizam a tensão no lado de média tensão do transformador (13); e - os valores medidos da corrente e os valores medidos auxiliares da tensão são usados para estabelecer a direção da falha.

4. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que: - pelo emprego de especificações sobre o grupo de comutação do transformador (13), valores medidos auxiliares convertidos da tensão são estabelecidos a partir dos valores medidos da tensão em relação a suas posições de fase em cada caso.

5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que: - pelo emprego de especificações sobre a razão de transformação do transformador (13), a amplitude dos respectivos valores medidos auxiliares da tensão também é estabelecida.

6. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que: - os valores medidos da corrente e os valores medidos auxiliares da tensão convertidos em relação a suas posições de fase e suas amplitudes também são usados para determinar uma energia efetiva e/ou uma energia aparente e/ou uma energia reativa no ponto de medição (19a, 19b) na rede de suprimento de energia de média tensão (12a).

7. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado pelo fato de que: - tanto os valores medidos da corrente quanto, também, os valores medidos da tensão são detectados em uma estação de rede local (11a, 11b) que inclui o transformador (13).

8. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que: - os valores medidos detectados da corrente e/ou da tensão são investigados para estabelecer o condutor de fase em relação ao qual uma falha ocorreu; - em função dos condutores de fase detectados, um tipo de falha da falha que ocorreu é estabelecido; e - em função do tipo de falha estabelecido, são selecionados aqueles valores medidos da corrente e/ou critérios de detecção da direção que serão empregados para a detecção da direção da falha.

9. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo fato de que: - os valores de medição da tensão detectados são armazenados continuamente em um dispositivo de memória (40) do dispositivo protetor (18a, 18b) e, para estabelecer a direção de uma falha trifásica, são empregados aqueles valores medidos da tensão que foram armazenados no dispositivo de memória (40) imediatamente antes da ocorrência da falha.

10. Dispositivo de proteção elétrica (18a, 18b) para detecção de uma direção na qual uma falha ocorreu em uma rede de suprimento de energia elétrica trifásica de média tensão (12a) em relação a um ponto de medição (19a, 19b) na rede de suprimento de energia de média tensão (12a), com um dispositivo de controle (37) que é equipado para usar tanto valores medidos da corrente relacionados ao condutor de fase quanto, também, valores medidos da tensão relacionados ao condutor de fase para detecção da direção da falha, caracterizado pelo fato de que: - o dispositivo de controle (37) é configurado para realizar o método como definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 9.

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