BR112017009650B1

BR112017009650B1 - Método de proteção diferencial para gerar um sinal de falha, e, dispositivo de proteção diferencial elétrica.

Info

Publication number: BR112017009650B1
Application number: BR112017009650-1A
Authority: BR
Inventors: Frank Mieske
Original assignee: Siemens Aktiengesellschaft
Priority date: 2014-11-14
Filing date: 2014-11-14
Publication date: 2022-01-18
Also published as: ES2830374T3; US10530146B2; US20170331279A1; EP3198698B1; BR112017009650A2; EP3198698A1; WO2016074742A1

Abstract

a invenção se refere a um método de proteção diferencial para gerar um sinal de falha, no qual os valores medidos de corrente são respectivamente mensurados em pelo menos dois pontos de medição (m1, m2) diferentes de um transformador multifásico (10) para cada fase (a, b, c), os valores medidos de corrente para cada fase (a, b, c) são usados para formar valores de corrente diferenciais e valores de estabilização, e o sinal de falha é gerado se for determinado durante um teste de intervalo de acionamento que um par de valores medidos de pelo menos uma das fases (a, b, c), que é formado usando um dos valores de corrente diferenciais e o valor de estabilização associado em cada caso, está em um intervalo de acionamento (23) predeterminado. para que se seja capaz de distinguir de forma seletiva e confiável uma falha externa de uma falha interna, caso o transformador (10) tenha um ponto neutro (14) aterrado, propõe-se que uma corrente de sistema de sequência de fases zero que passe através do ponto neutro (14) seja utilizada para formar os valores de estabilização. a invenção também se refere a um dispositivo de proteção diferencial (11) correspondente para executar tal método de proteção diferencial.

Description

[001] A invenção se refere a um método de proteção diferencial para gerar um sinal de falha, no qual medições de corrente são respectivamente tomadas em pelo menos dois pontos de medição diferentes de um transformador multifásico para cada fase, valores de corrente diferenciais e valores de estabilização são formados a partir das medições de corrente para cada fase, e o sinal de falha é gerado se for determinado, durante um teste de região de acionamento, que um par de medições, criado com o auxílio de um dos valores de corrente diferenciais e o valor de estabilização respectivamente associado, de pelo menos uma das fases está em uma região de acionamento predeterminada. A invenção também se refere a um dispositivo de proteção diferencial elétrica correspondente para executar um método de proteção diferencial.

[002] Dispositivos de proteção diferencial para executar um método de proteção diferencial são empregados, entre outras coisas, para monitorar transformadores multifásicos, por exemplo, trifásicos, em redes de fornecimento de energia. Aqui, em pelo menos dois pontos de medição diferentes do transformador monitorado, usualmente em ambos os lados do transformador, no caso de um transformador de dois lados, a corrente que passa pelos pontos de medição é obtida para cada fase e fornecida ao dispositivo de proteção na forma de medições de corrente. Por adição, levando em conta o sinal aritmético, o dispositivo de proteção forma valores de corrente diferenciais que são utilizados para avaliar a situação operacional do transformador monitorado para cada fase das medições de corrente.

[003] Uma vez que o transformador em si causa uma mudança na amplitude e no ângulo de fase na corrente que passa por ele, as medições de corrente de pelo menos um lado devem ser ajustadas em relação a sua amplitude e a seu ângulo de fase antes de formar os valores de corrente diferenciais, para que se obtenham medições de corrente para ambos os lados do transformador que possam ser comparadas uma à outra. Para a amplitude, esse ajuste é usualmente feito utilizando a razão de transformação conhecida do transformador. Para o ângulo de fase, um ajuste também ocorre com o uso das matrizes de ajuste apropriadas. A matriz de ajuste respectiva é derivada, por exemplo, do grupo de vetores do transformador, e pode, por exemplo, ser tomada de tabelas adequadas. Também é possível, adicionalmente, executar um ajuste de ângulo de fase automático, por exemplo, pela medição da diferença de ângulo de fase entre as medições de corrente nos diferentes pontos de medição do transformador. Ambos os ajustes da amplitude e do ângulo de fase são suficientemente bem conhecidos pelos especialistas, e, portanto, não serão explicados em detalhes nesse ponto.

[004] Uma vez que, no caso de um transformador com um ponto de estrela aterrado em um lado do transformador, uma corrente de sequência zero pode surgir e afetar a medição de corrente diferencial, uma correção adicional de uma componente de corrente de sequência zero das medições de corrente do transformador é usualmente executada. Podem ser utilizadas para esse propósito uma corrente de ponto de estrela medida ou uma corrente de sequência zero calculada a partir das medições de corrente das fases individuais.

[005] A formação do valor de corrente diferencial é executada após o ajuste adequado das amplitudes e o ângulo de fase das medições de corrente e após uma correção de corrente de sequência zero.

[006] No caso sem falhas, os valores de corrente diferenciais se situam em um intervalo próximo a zero, uma vez que, nesse caso - dito de forma simples -, a corrente que flui para dentro do transformador também flui para fora deste novamente. Se, por outro lado, surgirem valores de corrente diferenciais que difiram significativamente de zero, esses levam à conclusão de um estado operacional com falhas, por exemplo, um curto-circuito interno, de modo que a corrente de falha deva ser interrompida pela abertura de equipamentos de comutação que isolam o transformador, tais como comutadores de alimentação. Para esse propósito, o dispositivo de proteção gera um sinal de falha correspondente que é utilizado para gerar um sinal de acionamento para fazer com que os comutadores abram seus contatos de comutação.

[007] Uma vez que não são normalmente obtidas na prática condições ideais, tais como uma corrente diferencial que possua um valor de exatamente zero no caso sem falhas, um valor de comparação adequado deve ser encontrado para a corrente diferencial. O chamado valor de estabilização, que é calculado, por exemplo, realizando a soma dos tamanhos dos valores de corrente respectivos, é utilizado para este propósito. Realizar a diferença dos tamanhos das medições de corrente respectivas, ou a seleção do valor máximo entre os tamanhos dos valores das medições de corrente respectivas, são outras possibilidades para calcular valores de estabilização em proteção diferencial de transformador.

[008] Se um valor de corrente diferencial e um valor de estabilização associado são inseridos em um diagrama de encadeamento, o par de medições respectivo se situa dentro ou fora de uma região de acionamento especificada, de modo que, ao avaliar a posição do par de medições, é possível chegar a uma conclusão a respeito da formação do sinal de falha: o sinal de falha é gerado se o par de medições se situar dentro da região de acionamento pré- definida.

[009] Problemas surgem a partir disto quando, por exemplo, um ou mais dos transdutores de corrente utilizados, especialmente no caso de falhas externas em correntes altas, isto é, falhas localizadas fora do transformador monitorado, entrarem em saturação, e a curva de corrente secundária entrega por eles não representar uma imagem correta da curva de corrente de lado primário. Nesses casos, uma corrente diferencial significativa pode ser detectada incorretamente, e um sinal de falha gerado como resultado.

[0010] Um método de proteção diferencial do tipo mencionado acima é conhecido, por exemplo, a partir de WO 2008/025309 A1. No dispositivo de proteção diferencial conhecido, as curvas de corrente obtidas nos diferentes pontos de mensuração de um componente de uma rede de fornecimento de energia, por exemplo, de um transformador, são examinadas do ponto de vista de similaridade, e a sensibilidade do acionamento da proteção diferencial é ajustada de acordo com a similaridade detectada. O que se pode obter dessa forma é que, no caso de curvas de corrente não similares - por exemplo, resultantes da saturação do transdutor - a sensibilidade do dispositivo de proteção diferencial é apropriadamente diminuída, para não dar como resultado um sinal de falha indesejado.

[0011] Um método de proteção diferencial também é conhecido a partir de WO 2014/079511 A1, no qual valores futuros previstos de valores de corrente diferenciais e valores de corrente de estabilização são determinados por estimativa com base em algumas medições de corrente obtidas, e a posição dos respectivos pares de medições em uma região de acionamento é verificada para a decisão sobre gerar um sinal de falha.

[0012] A invenção é baseada no objetivo de prover um método ou um dispositivo de proteção diferencial para monitorar um transformador multifásico para ser capaz de distinguir uma falha externa de uma falha interna de forma seletiva e confiável.

[0013] Em termos do método, esse objetivo é alcançado por um método de proteção diferencial do tipo mencionado acima, no qual o transformador possui um ponto de estrela aterrado e uma corrente de sequência zero (sistema de componentes simétricas) que passa através do ponto de estrela é utilizada para formar os valores de estabilização.

[0014] Ao executar um método de transformador multifásico para transformadores com um ponto de estrela aterrado, foi determinado que, por meio de uma correção de corrente de sequência zero executada nesse caso, as medições de corrente, e, assim, também os valores de estabilização para aquele lado do transformador no qual a correção de corrente de sequência zero é executada, se tornam zero. Como resultado, a corrente de estabilização, nesse caso, leva em conta apenas a corrente de carga que flui pelos lados do transformador que não têm um ponto de estrela aterrado, que também pode ter um valor de zero quando o transformador está descarregado, de modo que, neste caso - como resultado da ausência de estabilização do método de proteção diferencial - o risco de um encadeamento incorreto surge - em particular no caso de falhas externas de corrente pesada e/ou na presença de saturação do transdutor. Ao incluir a corrente de sequência zero no cálculo dos valores de estabilização, o risco de acionar uma falha para tais casos pode, no entanto, ser significativamente reduzido, uma vez que, nesse caso, por conta da corrente de sequência zero comparativamente maior na presença de uma falha, valores de estabilização adequadamente grandes podem sempre ser formados.

[0015] De acordo com uma forma vantajosa da modalidade do método de acordo com a invenção, um valor máximo entre as medições de corrente formadas nos pontos de medição respectivos e as correntes de sequência zero que passam pelos lados respectivos do transformador é utilizado como valor de estabilização respectivo.

[0016] Nessa forma de modalidade, o valor da corrente de sequência zero é incluída, a saber, de forma vantajosa diretamente no nível do valor de estabilização.

[0017] De acordo com uma forma vantajosa adicional da modalidade do método de acordo com a invenção, é provido que a corrente de sequência zero seja determinada pela medição de uma corrente que passe através do ponto de estrela.

[0018] Essa forma de modalidade é adequada quando a corrente de ponto de estrela puder ser adquirida por um transdutor de corrente dedicado. Uma forma possível de medir a corrente em ponto de estrela é conhecida, por exemplo, a partir de DE4416048C1.

[0019] Como uma alternativa a essa forma de modalidade, é também possível prover, de acordo com outra forma vantajosa da modalidade do método de acordo com a invenção, que a corrente de sequência zero seja determinada computacionalmente a partir das medições de corrente obtidas para as fases individuais.

[0020] Esse cálculo pode ocorrer com base nas medições de corrente IA, IB, IC no lado do transformador que compreende o ponto de estrela como a seguir, e é conhecido dos especialistas como “eliminação de corrente de sequência zero”: 31 IJ = IA + IB + I c •

[0021] Um transdutor de corrente separado para medir uma corrente que flui através do ponto de estrela não é necessário nesse caso.

[0022] O objetivo supracitado também é alcançado por meio de um dispositivo de proteção diferencial elétrica para formar um sinal de falha, com terminais para conexão direta ou indireta a pelo menos dois pontos de medição diferentes de um componente de uma rede de fornecimento de energia, e com um dispositivo de avaliação que é projetado para formar valores de corrente diferenciais e valores de estabilização utilizando medições de corrente obtidas nos pontos de medição, e para gerar um sinal de falha se um par de medições, formado utilizando um dos valores de corrente diferenciais e o valor de estabilização respectivamente associado, se situar dentro de uma região de acionamento pré-definida.

[0023] É provido de acordo com a invenção que o transformador possua um ponto de estrela aterrado e que o dispositivo de avaliação seja projetado para utilizar uma corrente de sequência zero que passe através do ponto de estrela para formar os valores de estabilização.

[0024] Um desenvolvimento vantajoso do dispositivo de proteção diferencial de acordo com a invenção provê que o dispositivo de avaliação seja projetado para determinar o valor de estabilização respectivo por meio da determinação de um valor máximo entre as medições de corrente formadas nos pontos de medição respectivos e as correntes de sequência zero que passam pelos lados respectivos do transformador.

[0025] Em termos da obtenção da corrente de sequência zero, também pode ser provido que o dispositivo de proteção diferencial compreenda um terminal para a conexão direta ou indireta a um ponto de estrela ponto de medição de corrente, e que o dispositivo de avaliação seja projetado para determinar a corrente de sequência zero pela medição de uma corrente que passe através do ponto de estrela, ou que o dispositivo de avaliação seja projetado para determinar a corrente de sequência zero computacionalmente a partir das medições de corrente obtidas para as fases individuais.

[0026] Em termos do dispositivo de proteção diferencial de acordo com a invenção, todas as explicações referentes ao método de proteção diferencial de acordo com a invenção feitas acima e abaixo também se aplicam, e vice-versa, de forma semelhante; em particular, o dispositivo de proteção diferencial de acordo com a invenção é projetado para executar o método de proteção diferencial de acordo com a invenção em qualquer forma arbitrária de modalidade ou uma combinação de formas arbitrárias de modalidade. Em termos das vantagens do dispositivo de proteção diferencial de acordo com a invenção, também são feitas referências às vantagens descritas para o método de proteção diferencial de acordo com a invenção.

[0027] A invenção é explicada abaixo em maiores detalhes em referência a um exemplo de modalidade. O projeto específico do exemplo de modalidade não deve ser entendido como restritivo de nenhuma forma para o projeto geral do método de proteção diferencial de acordo com a invenção e do dispositivo de proteção de acordo com a invenção; pelo contrário, características de projeto individuais do exemplo de modalidade podem ser combinadas de forma arbitrária livremente umas às outras e com as características descritas acima.

[0028] Aqui, a Figura 1 exibe uma vista esquemática de um dispositivo de proteção diferencial que monitora um transformador; e as Figuras 2 a 4 exibem diagramas de acionamento com pares de medições de valores de corrente diferenciais e valores de estabilização inseridos como forma de exemplo.

[0029] Por motivos de ilustração simplificada, um transformador com dois lados é presumido no contexto do exemplo de modalidade. Para aplicar a invenção a transformadores com mais de dois lados, o método descrito deve ser executado para todos os outros lados de uma forma correspondente.

[0030] A Figura 1 exibe uma vista esquemática de uma seção de um sistema de fornecimento de energia elétrico trifásico (condutores de fase A, B, C) com um transformador 10 de dois lados em uma conexão estrela-triângulo com um ponto de estrela 14 aterrado no lado de alta voltagem 10a. O transformador 10 é monitorado por meio de um dispositivo de proteção diferencial 11 em relação à ocorrência de falhas internas (por exemplo, curtos-circuitos, curtos-circuitos fase-terra, falhas de enrolamento). Medições de corrente IA, IB, IC são obtidas para esse propósito em um primeiro ponto de medição M1 no lado de alta voltagem 10a do transformador 10 por meio de dispositivos de medições de corrente (por exemplo, transdutores indutivos ou os ditos transdutores não convencionais), e são fornecidas para os terminais correspondentes de um dispositivo de obtenção de medição 12 do dispositivo de proteção diferencial 11. De forma correspondente, medições de corrente Ia, Ib, Ic são obtidas em um segundo ponto de medição M2 em um lado de alta voltagem 10a do transformador 10 por meio de dispositivos de medições de corrente e são correspondentemente fornecidos a terminais adicionais do dispositivo de obtenção de medições 12 do dispositivo de proteção diferencial 11. As medições de corrente IA, IB, IC, Ia, Ib, Ic podem ser transferidas, aqui, de forma analógica ou digital para o dispositivo de obtenção de medições 12. Se as medições de corrente IA, IB, IC, Ia, Ib, Ic estiverem presentes como medições análogas no dispositivo de obtenção de medições 12, elas são filtradas e submetidas a uma conversão A/D ali. Caso contrário, a filtragem e a conversão A/D já ocorrem fora do dispositivo de obtenção de medições 12, por exemplo, por meio de uma chamada unidade terminal remota ou uma unidade de mesclagem. As medições digitalizadas são transferidas, nesse caso, para o dispositivo de proteção diferencial 11 através de um barramento de processo.

[0031] O dispositivo de obtenção de medições 12 é conectado em seu lado de saída a um dispositivo de avaliação 13 do dispositivo de proteção diferencial 11, que pode, por exemplo, consistir em um componente de computação em hardware apropriadamente configurado (ASIC, FPGA), um conjunto de microprocessador central, um processador de sinal digital (DSP) ou uma combinação de tais dispositivos. O dispositivo de avaliação 13 é configurado por meio de programação determinada por software e/ou determinada por hardware para utilizar as medições de corrente de ambos os lados do transformador 10 para executar um método de proteção diferencial para ser capaz de detectar quaisquer falhas internas e desligar.

[0032] Uma vez que mudanças de amplitude e ângulo de fase da saída de corrente no lado de baixa voltagem em comparação com os tamanhos presentes no lado de alta voltagem ocorrem na transformação de corrente e voltagem pelo transformador 10, é necessário, primeiramente, para executar o método de proteção diferencial, que a amplitude e o ângulo de fase das medições de corrente sejam ajustados. Um ajuste desse tipo em relação às correntes Ia, Ib, Ic no lado de baixa voltagem 10b do transformador 10 é descrito abaixo, embora seria igualmente possível, de forma alternativa ou em adição, ajustar as medições de corrente do lado de alta voltagem 10a.

[0033] Para o ajuste relacionado à amplitude, as medições de corrente Ia, Ib, Ic são ajustadas utilizando a razão de transformação n. Isto fornece a razão do número de enrolamentos do enrolamento de alta voltagem em relação aos do enrolamento de baixa voltagem, e determinada a mudança relacionada à amplitude da corrente durante o processo de transformação. Um ajuste do ângulo de fase entre o lado de alta voltagem e o lado de baixa voltagem também é executado. A mudança no ângulo de fase resulta primariamente do grupo de vetores construtivamente predeterminado e da posição de qualquer comutador de toque. Esses ajustes são suficientemente bem conhecidos, e, portanto, não são explicados em maiores detalhes nesse ponto. Após o ajuste da amplitude e do ângulo de fase, medições de corrente ajustadas I’a, I’b, I’c estão presentes no lado de saída.

[0034] No lado de alta voltagem 10a do transformador 10, uma componente de corrente de sequência zero I0 pode ocorrer como resultado do aterramento do ponto de estrela 14. Isso é compensado por meio de uma correção apropriada anterior à execução do método de proteção diferencial. A equação a seguir representa a correção de corrente de sequência zero para as medições de corrente IA, IB, IC obtidas no lado de alta voltagem 10a:

[0035] IA, IB, IC representam, aqui, as medições de corrente, corrigidas para a corrente de sequência zero, do lado de alta voltagem 10a; I0 representa a corrente de sequência zero.

[0036] A corrente de sequência zero I0 pode ser determinada aqui, por exemplo, computacionalmente, a partir das medições de corrente IA, IB, IC:3I0=IA +IB +IC.

[0037] A corrente de sequência zero pode, alternativamente, ser determinada por meio de medição da corrente em ponto de estrela ISt se um dispositivo de medição apropriado estiver presente no caminho da corrente entre o ponto de estrela 14 e o aterramento, e transmitida para o dispositivo de proteção diferencial 11 (não exibido na Figura 1).

[0038] As medições de corrente I’a, I’b, I’c ajustadas em amplitude e ajustadas em ângulo de fase do lado de baixa voltagem 10b podem ser empregadas, agora, junto com as medições de corrente corrigidas de corrente de sequência zero IA, IB, IC obtidas no lado de alta voltagem 10a, para a comparação de proteção diferencial. Com a formação de um valor de corrente diferencial IDif respectivo, a diferença entre os tamanhos das medições de corrente que pertencem, em cada caso, a uma fase, é formada aqui:

[0039] Para ajustar dinamicamente o método de proteção diferencial ao tamanho da corrente que flui a um dado instante, e para compensar por quaisquer erros do transdutor nos dispositivos de medição de corrente utilizados, um valor de estabilização IStab é adicionalmente formado para cada fase nas medições de corrente corrigidas para a corrente de sequência zero, ou a partir das medições de corrente ajustadas para amplitude e para ângulo de fase IA, IB, IC e I’a, I’b, I’c, respectivamente. O valor de corrente diferencial incorretamente determinado IDif que resulta de erros do transdutor especificamente aumenta em proporção à corrente que passa através do transformador, e, no caso de correntes de curto-circuito externas, pode aumentar tão fortemente com a saturação do transdutor que, sem estabilização, levaria a um acionamento, embora a falha não seja localizada dentro da região de proteção, isto é, dentro do transformador 10.

[0040] Com base no valor de corrente diferencial calculado IDif e no valor de estabilização IStab associado, a posição de um par de medições que compreende o valor de corrente diferencial calculado IDif e o valor de estabilização IStab é verificado para cada fase em um diagrama de acionamento. Se o par de medições de pelo menos uma das fases do transformador 10 estiver localizado dentro de uma região de acionamento, um sinal de falha que indica a falha é gerado, e pode ser utilizado pelo dispositivo de proteção diferencial 11 para formar um sinal de acionamento TRIP para um comutador de alimentação (não ilustrado na Figura 1), para prevenir danos adicionais ao transformador 10. O sinal de acionamento TRIP faz com que o comutador de alimentação abra os contatos de comutação apropriados para desconectar o transformador 10 do resto da rede de fornecimento de energia.

[0041] Em abordagens convencionais, o valor de estabilização IStab dos transformadores é determinado seja como a soma dos tamanhos das medições de corrente corrigidas com corrente de sequência zero ou ajustadas correspondents

seja como o tamanho da diferença das medições de corrente corrigidas com corrente de sequência zero ou ajustadas correspondents

ou como o valor máximo medições de corrente corrigidas com corrente de sequência zero ou ajustadas correspondents

[0042] As equações acima são formuladas como forma de exemplo, em cada caso, para a fase A do transformador 10; as equações para calcular os valores de estabilização IStab,B e IStab,C para as duas outras fases B, C devem ser configuradas de forma correspondente.

[0043] Com esse tipo de formação convencional do valor de estabilização, no entanto, surgiram fraquezas em termos do tratamento da corrente de sequência zero em um ponto de estrela aterrado na presença de falhas externas de corrente pesada e saturação de transdutor que podem ocorrer. Uma falha externa como essa, isto é, localizada fora do transformador, entre a fase A e o aterramento no local de falha F na seção de cabo entre um gerador 15 e o transformador 10 é ilustrada na Figura 1. Essa falha externa deve ser reconhecida como tal pelo dispositivo de proteção diferencial 11, e não deve conduzir a um acionamento indesejado.

[0044] No caso da falha externa, de polo único, ilustrada, em contato com o chão e alimentada através do transformador aterrado, a corrente de curto-circuito -IKA passa pelo ponto de estrela 14 do transformador como corrente de sequência zero I0 (a corrente de curto-circuito que flui é sugerida na Figura 1 por setas; o tamanho da corrente de curto-circuito respectiva que flui é sugerida pelo número de setas, onde mais setas se referem a uma corrente de curto-circuito maior). A corrente de curto-circuito é representada no lado de alta voltagem 10a do transformador 10 igualmente em todas as três fases A, B, C. A corrente de sequência zero I0, por outro lado, não é representada no lado de baixa voltagem 10b do transformador 10, uma vez que este é implantado como um enrolamento delta. Por esse motivo, na proteção diferencial de transformador, antes da formação do valor de corrente diferencial IDif e do valor de estabilização IStab, a correção de corrente de sequência zero explicada acima é executada em relação àqueles lados do transformador 10 que têm um aterramento (no presente exemplo, trata-se apenas do lado de alta voltagem 10a).

[0045] Em termos da falha de polo único na Figura 1, a corrente de falha no lado de alta voltagem 10a é igual em tamanho em termos de amplitude e ângulo de fase em todas as três fases. O seguinte aplica-se, portanto, ao lado de alta voltagem 10b quando o transformador 10 está descarregado:

[0046] As medições de corrente tratadas com corrente zero do lado de alta voltagem 10a geram, portanto, de acordo com a equação (1):

[0047] Como pode ser visto na equação acima, se apenas a corrente de curto-circuito IKA for considerada, isto é, sem levar em conta a corrente de carga, as medições de corrente tratadas com corrente de sequência zero no lado de alta voltagem 10a se tornam zero. Os métodos de cálculo convencionais supracitados para os valores de estabilização levam, portanto, a valores de estabilização que apenas levam em conta a corrente de carga no lado de baixa voltagem 10b do transformador 10. Quando o transformador estiver descarregado, tal corrente de carga também pode ser zero, de modo que um valor de estabilização de zero (ou próximo a zero) seja determinado.

[0048] Se um transdutor de corrente de cabo não transmitir a corrente de forma acurada (por exemplo, quando o transdutor estiver saturado, mas também como um resultado de medições inadequadas), o componente incorreto no método anterior é representado com proporções iguais no valor de corrente diferencial e no valor de estabilização. Essa razão de aproximadamente 1 surge no diagrama de acionamento como uma linha de falha característica no caso da falha interna com alimentação de um só lado, e um acionamento indesejado ocorre. Esse caso é ilustrado como forma de exemplo no diagrama de acionamento da Figura 2, que, por motivo de simplicidade (como é também verdade nos diagramas de acionamento subsequentes nas Figuras 3 e 4), é desenhado apenas para uma fase, por exemplo, a fase A. No diagrama de acionamento, pares de medições que consistem em valores de corrente diferenciais determinados e valores de estabilização associados são verificados para examinar sua posição. A linha de falha 20 característica pode ser vista como uma diagonal no diagrama de acionamento. A linha de acionamento 21 característica separa a região de acionamento 23 da região normal 24. O par de medições 25 do valor de corrente diferencial IDif1 e do IStab1 calculado da forma convencional está localizado na região de acionamento 24 e, portanto, leva - apesar de a falha ser externa - a um acionamento.

[0049] Para resolver este problema, propõe-se que o cálculo do valor de estabilização seja modificado, de modo que o valor de estabilização seja determinado também levando em conta uma corrente de sequência zero que esteja presente. O valor de estabilização é preferencialmente formado por meio de uma seleção do valor máximo entre as medições de corrente respectivas, ajustadas e/ou corrigidas para corrente de sequência zero se relevante, para cada fase, bem como a partir da corrente de sequência zero medida ou calculada (considerada abaixo para a fase A como forma de exemplo:

[0050] Aqui, I0,S1 e I0,S2 representam as correntes de sequência zero medidas ou calculadas nos lados respectivos do transformador (S1: lado 1, o lado de alta voltagem 10a no caso atual; S2: lado 2, o lado de baixa voltagem 10b no caso atual). Se uma corrente de sequência zero não estiver presente - como é o caso, aqui, para o lado de baixa voltagem 10b -, esse termo é correspondentemente omitido da determinação do valor de estabilização; no caso atual, decorre que apenas a corrente de sequência zero I0,S1 no lado de alta voltagem é incluída no cálculo do valor de estabilização. O valor de estabilização é determinado separadamente para cada fase. O número de lados do transformador em uso nos quais ocorrem correntes de sequência zero e que, portanto, exigem correção de corrente de sequência zero, também determina o número de correntes de sequência zero a ser considerado para a formação do valor de estabilização.

[0051] Como resultado da determinação modificada do valor de estabilização, uma corrente de sequência zero formada incorretamente é incluída, agora, diretamente na estabilização do método de proteção diferencial, e é apropriadamente considerada na verificação da região de acionamento. A solução ilustrada resolve, portanto, o problema de um acionamento incorreto no caso de falha externa ilustrada na Figura 1. Isso é ilustrado como forma de exemplo na Figura 3. Se o valor do valor de corrente diferencial IDif1 se mantiver o mesmo em comparação com o diagrama de acionamento na Figura 2, a corrente de sequência zero significativamente maior é incluída agora no cálculo do valor de estabilização IStab. Como resultado, em vez do valor de estabilização IStab1 utilizado no caso da Figura 2, o valor maior IStab2 é, agora, utilizado; o par de medições 31 que compreende IDif1 e IStab2 se localiza, agora, na região normal 24. Correspondentemente, o acionamento não é iniciado pelo dispositivo de proteção diferencial 11 para a falha externa.

[0052] A Figura exibe, como forma de exemplo, o caso de uma falha interna (não ilustrada na Figura 1). Como resultado do valor de corrente diferencial IDif2, que é maior agora, o par de medições 41 que compreende IDif2 e IStab21 se situa agora na região de acionamento 23. O dispositivo de proteção diferencial 11 correspondentemente inicia um acionamento de um comutador de alimentação para desligar a falha interna.

[0053] A solução descrita permite vantajosamente que os princípios básicos previamente conhecidos e provados da proteção de corrente diferencial padrão sejam mantidos, com as mesmas configurações para a curva de acionamento 21 característica, de modo que, em relação a isto, nenhuma configuração modificada deve ser feita. A formação do valor de corrente diferencial IDif também não é modificada. Ocorrem mudanças apenas na forma em que o valor de estabilização IStab é formado. Isso também é importante, para evitar uma estabilização acima do necessário no caso de falhas internas, com um funcionamento abaixo do possível associado. Ao mesmo tempo, uma estabilização melhorada é obtida no caso de falhas externas.

Claims

1. Método de proteção diferencial para gerar um sinal de falha, no qual - medições de corrente são respectivamente tomadas em pelo menos dois pontos de medição (M1, M2) diferentes de um transformador multifásico (10) para cada fase (A, B, C); - valores de corrente diferenciais e valores de estabilização são formados a partir das medições de corrente para cada fase (A, B, C); e - o sinal de falha é gerado se for determinado, durante um teste de região de acionamento, que um par de medições, criado com o auxílio de um dos valores de corrente diferenciais e o valor de estabilização respectivamente associado, de pelo menos uma das fases (A, B, C) está em uma região de acionamento (23) predeterminada; caracterizado pelo fato de que: - o transformador (10) possui um ponto de estrela (14) aterrado; e - uma corrente de sequência zero que passa através do ponto de estrela (14) é utilizada para formar os valores de estabilização; e - um valor máximo entre as medições de corrente formadas nos pontos de medição (M1, M2) respectivos e as correntes de sequência zero que passam pelos lados respectivos (10a, 10b) do transformador (10) é utilizado.

2. Método de proteção diferencial de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que: - a corrente de sequência zero é determinada pela medição de uma corrente que passa através do ponto de estrela (14).

3. Método de proteção diferencial de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que: - a corrente de sequência zero é determinada computacionalmente a partir das medições de corrente obtidas para as fases (A, B, C) individuais.

4. Dispositivo de proteção diferencial (11) elétrica para formar um sinal de falha - com terminais para conexão direta ou indireta a pelo menos dois pontos de medição diferentes (M1, M2) de um transformador multifásico (10), e - com um dispositivo de avaliação (13) que é projetado para formar valores de corrente diferenciais e valores de estabilização utilizando medições de corrente obtidas nos pontos de medição (M1, M2), e para gerar um sinal de falha se um par de medições, formado utilizando um dos valores de corrente diferenciais e o valor de estabilização respectivamente associado, se situar em uma região de acionamento (23) pré-definida, caracterizado pelo fato de que: - o transformador (10) possui um ponto de estrela (14) aterrado; e - o dispositivo de avaliação (13) é projetado para utilizar uma corrente de sequência zero que passa através do ponto de estrela (14) para formar os valores de estabilização; e - o dispositivo de avaliação (13) é projetado para determinar o valor de estabilização respectivo por meio da determinação de um valor máximo entre as medições de corrente formadas nos pontos de medição (M1, M2) respectivos e as correntes de sequência zero que passam pelos lados respectivos (10a, 10b) do transformador (10) é utilizado.

5. Dispositivo de proteção diferencial (11) de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que: - o dispositivo de proteção diferencial (11) compreende um terminal para a conexão direta ou indireta a um ponto de estrela ponto de medição de corrente; e - o dispositivo de avaliação é projetado para determinar a corrente de sequência zero pela medição de uma corrente que passa através do ponto de estrela (14).

6. Dispositivo de proteção diferencial (11) de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que: - o dispositivo de avaliação (13) é projetado para determinar a corrente de sequência zero computacionalmente a partir das medições de corrente obtidas para as fases (A, B, C) individuais.