PT2283370E - Sistema de auto-monitorização individualizado para transformadores em instalações de medição de energia eléctrica e método de auto-monitorização e diagnóstico de transformadores em instalações de medição de energia - Google Patents

Description

ΡΕ2283370 ι DESCRIÇÃO "SISTEMA DE AUTO-MONITORIZAÇÃO INDIVIDUALIZADO PARA TRANSFORMADORES EM INSTALAÇÕES DE MEDIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA E MÉTODO DE AUTO-MONITORIZAÇÃO E DIAGNÓSTICO DE TRANSFORMADORES EM INSTALAÇÕES DE MEDIÇÃO DE ENERGIA" A presente invenção relaciona-se com um sistema individualizado de auto-monitorização permanente para transformadores numa instalação de medição de energia eléctrica de uma rede de distribuição e/ou de transmissão de energia eléctrica, através do qual são realizadas leituras continuas de corrente e de tensão eléctricas integradas no tempo em transformadores de medida realizadas com os propósitos de facturação ou de medida operacional de energia eléctrica. A presente invenção relaciona-se adicionalmente com um método de monitorização e de diagnóstico destes transformadores, que é capaz de realizar diagnósticos de funcionamento, tais como falhas e irregularidades de funcionamento na rede com base nas leituras de corrente e de tensão eléctricas a partir de transformadores de medida de energia eléctrica.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO A gestão da distribuição de energia eléctrica por empresas de serviços eléctricos em muitos países é afectada 2 ΡΕ2283370 por uma questão que envolve os valores das perdas totais de energia eléctrica, compreendidas de porções conhecidas como "perdas comerciais" e "perdas técnicas", que apresentam valores bem acima da média internacional e dos valores aceitáveis para o tipo de serviço a ser pago de forma apropriada, originando perdas económicas para a sociedade no conjunto.

As "perdas técnicas" originam-se na passagem da corrente eléctrica através do equipamento e redes de distribuição, tais como as perdas por efeito de Joule nos condutores, perdas em potência (Watts) nos núcleos dos transformadores e reactores, nos bancos de condensadores, etc., sendo inerentes em qualquer sistema de transmissão e de distribuição de energia eléctrica.

As "perdas comerciais (não técnicas)" são criadas por fraude em sistemas de medição, derivações de energia antes da medição, ligações ilegais, erros de facturação no processamento, equipamento de medição deficiente, e problemas de registo, de entre outros.

De forma a combater e reduzir estas perdas, as empresas de serviços têm feito uso de várias tecnologias e métodos de trabalho, envolvendo frequentemente investimentos e custos de operação elevados sem retorno adequado. Devido à sua grande complexidade, estas soluções também têm custos de instalação e de manutenção muito mais elevados do que os que incorrem nas ligações convencionais. Adicional- 3 ΡΕ2283370 mente, num ponto de vista de regulamentação, estas perdas não têm sido totalmente incorporadas nas revisões e reajustes de tarifação, muitas companhias de serviços têm dificuldade em realizar maiores investimentos para aumentar a luta contra perdas de energia, caracterizando um círculo vicioso frequentemente difícil de quebrar para se alcançar um melhor programa de gestão e reduzir as perdas.

Uma dificuldade maior enfrentada na monitorização e identificação de acções possíveis designadas para causar a sub-facturação do consumo real dos consumidores de energia eléctrica é a grande gama de variação na carga eléctrica, caracterizada por a corrente eléctrica variar praticamente desde zero até ao limite de capacidade de corrente do circuito ao qual está ligado. Por exemplo, qualquer redução no valor da corrente pode ter sido produzida por uma acção que procura causar sub-facturação do consumo, devida a falha ou defeito no sistema de medição ou as referidas cargas podem ter sido realmente desligadas. Este tipo de acção, que actua sobre a quantidade de corrente eléctrica nas instalações de energia eléctrica onde as unidades do consumidor são medidas, é uma causa frequente de perdas comerciais das empresas de serviços eléctricos, tanto por derivações no ramo de ligação (antes da medição pela empresa de serviços) como nas funcionalidades dos sistemas de medição para facturação.

As unidades de consumo ou subestações que têm instalada energia eléctrica elevada fazem uso de trans- 4 ΡΕ2283370 formadores para facturação ou para instrumentos de medição de operação, tanto para utilização com transformadores de tensão ou com transformadores de corrente conjuntamente, como para utilização apenas com transformadores de corrente. Estes são tradicionalmente conhecidos como funcionalidades de medição indirecta.

Correntemente, os transformadores de corrente instalados para medições operacionais ou para facturação de unidades de consumo ou as subestações tendo medição indirecta, não têm qualquer informação de monitorização interna que permita a efectiva e continua verificação de que o sinal de corrente que alimenta os contadores de energia eléctrica externos ou outros instrumentos dispostos para medir o consumo na subestação ou unidade de consumo seja adequadamente transferido. A partir dos enrolamentos secundários dos transformadores de corrente para o interior dos contadores de energia eléctrica, podem ocorrer várias irregularidades por via de fraudes, de forma que os valores de energia eléctrica registados por estes contadores são inferiores do que aqueles genuinamente consumidos por uma unidade de consumo. Estas fraudes, aplicadas ao sinal de corrente, podem curto-circuitar os condutores secundários que ligam os enrolamentos dos referidos transformadores de corrente aos contadores de energia eléctrica, inserir derivações no circuito de corrente que vem dos interruptores de teste, curto-circuitar as bobinas ou circuitos de corrente dentro 5 ΡΕ2283370 dos contadores de energia eléctrica, etc.. Além disso, é importante salientar que estas acções podem ser intermitentes ou temporárias, e em algumas situações nem mesmo uma inspecção é capaz de determinar que estão a ser utilizadas fraudes, dado que elas são retiradas antes da inspecção. Estas são frequentemente postas de novo no lugar quando as equipas da empresa de serviços abandonam a unidade de consumo após uma inspecção. Estas acções são designadas para cobrirem uma irregularidade que mascara uma redução no consumo. A redução no valor da corrente eléctrica medida que circula no transformador de corrente podem ser causadas pelo simples desligar da carga, por erro de ligação (de propósito ou não) nos transformadores de corrente ou nos respectivos condutores secundários, ou pela utilização de fraudes ou irregularidades, de forma a causar subfacturação no consumo da energia eléctrica real registada pelo contador que mede o consumo na subestação ou unidade de consumo, tornando por vezes difícil de provar, mesmo por acções legais, que tomaram lugar actos ilícitos, principalmente no caso de irregularidades temporárias.

Os contadores electrónicos de energia eléctrica mais modernos já conhecidos na técnica têm armazenamento de massa e são capazes de apresentar uma curva de carga e detectar correntes de repouso, como divulgado, por exemplo, na Patente dos Estados Unidos N.° 5 924 051, detida pela General Electric Company, relacionada com a capacidade de 6 ΡΕ2283370 um contador para registar curvas de carga. No entanto, a simples confirmação de uma corrente de repouso não é suficiente para provar a fraude, dado que ela pode ser causada por uma redução da carga.

Algumas técnicas são desenhadas para implementar uma inspecção por via de contadores de corrente instantânea, tais como, por exemplo, o descrito no modelo de utilidade do Pedido de Patente N.° MU 8303368-8 U que descreve um sistema para comparar correntes instantâneas e comunicação em tempo real para avaliar derivações ou irregularidades na instalação de distribuição. A referida aplicação está baseada na detecção de derivações de correntes instantâneas e não utiliza a corrente acumulada para esta função, originando a necessidade de memória de armazenamento digital para armazenar informação sobre correntes instantâneas ou a utilização de um sistema de comunicações entre as estações de forma a realizar comparações em tempo real.

Existem também técnicas que utilizam o principio já largamente conhecido de medir a diferença na corrente entre os enrolamentos secundários de dois transformadores de corrente, como descrito no Pedido de Patente P10505840-6 A, para indicar derivações de corrente. No entanto, tal técnica, para além de não ser aplicada a casos de medição indirecta da facturação, não quantifica os consumos da quantidade Ampère-hora (Ah), que é equivalente à corrente eléctrica integrada no tempo, não monitoriza 7 ΡΕ2283370 falhas potenciais nos transformadores de corrente, necessita de uma fonte de energia dedicada, não é capaz de identificar derivações de corrente dentro dos contadores de energia eléctrica e também não tem as caracteristicas de inviolabilidade da presente invenção. Este documento também falha na identificação de falsificação no sistema de medição originada por actos ilícitos em circuitos para a medição da tensão eléctrica, como realizado pela presente invenção, por meio do registo da quantidade Volt-hora (Vh).

Algumas técnicas tentam monitorizar circuitos secundários dos transformadores de corrente por meio da injecção de sinais e da sua respectiva recepção, como descrito na Patente GB 2424286 A, nelas havendo a necessidade de um detector adicional e específico para identificar possíveis falsificações, o que torna esta solução mais complexa, apesar de não garantir a identificação de derivações dentro do circuito de corrente do contador de energia eléctrica e também não permitir a quantificação apropriada dos consumos da quantidade Ampère-hora (Ah). A Patente acima mencionada não identifica a falsificação no sistema de medição associada a actos ilícitos sobre os circuitos de tensão eléctrica por meio do registo da quantidade VH, limitando o campo de aplicação.

Adicionalmente, quaisquer falhas no transformador de corrente originam um erro indesejado na razão de transformação. Por exemplo, um curto-circuito entre espiras na corrente secundária pode fazer com que a razão entre ΡΕ2283370 corrente primária/corrente secundária nominal diminua. Se está implementada a monitorização continua, este defeito pode ser detectado mais rapidamente, com maior sensibilidade e não apenas durante inspecções periódicas.

Em relação tanto a transformadores de tensão indutivos como capacitivos, as acções ocorrem frequentemente tendo em vista proporcionar sub-registo da medição do consumo real da unidade de consumo. Estas acções podem ser a interrupção do condutor secundário que alimenta o circuito de tensão do contador de energia eléctrica para a inserção de divisores de tensão nos circuitos respectivos ou até dentro do contador, de forma a originar sub-factu-ração da energia eléctrica real consumida.

Os contadores electrónicos mais modernos conhecidos na técnica têm a capacidade de detectar quaisquer quedas de tensão. 0 Documento WO 9960415, atribuído a ABB, por exemplo, descreve um aparelho e um método para detectar possível falsificação nos circuitos de tensão eléctrica pela determinação do desvio entre a distribuição de tensão do contador, mas apenas aplicado no caso de medições por meio de dois elementos, três fios. Na referida patente, as reduções de tensão aplicadas ao contador, produzidas por meios ilícitos, também não são registadas nos transformadores de tensão por meio do contador Volt-hora (Vh).

Além disso em muitas situações a empresa de 9 ΡΕ2283370 serviços não possui um registo de tensões ao longo de todo o sistema de distribuição e/ou de transmissão, e é incapaz de confirmar, por comparação, se a informação sobre as quedas de tensão registadas no contador são o resultado de acções ilícitas, de interrupções ou falhas no sistema de distribuição e/ou de transmissão ou no circuito de tensão do contador, significando que é difícil de provar potenciais actos ilícitos.

Uma alternativa encontrada normalmente para minimizar perdas em instalações de medida indirecta consiste da instalação de instrumentos fora das unidades de consumo nos transformadores, frequentemente encapsulados com os contadores electrónicos e unidades acessórias para a tele-medição, num único invólucro, como se mostra, por exemplo, no documento PI0402716, relacionado com processos de fabrico de conjuntos de medição remota. Esta solução custa frequentemente várias vezes o valor da medição tradicional, para além de requerer grupos especiais para a instalação, manutenção, verificação e calibração de campo, que são levadas a cabo numa linha sob tensão em redes de distribuição de média tensão. 0 serviço de calibração, por exemplo, tem que ser realizado numa área pública, com a utilização de escadas e sob diferentes condições meteorológicas, tornando esta tarefa, que é requerida por padrões reguladores, complexa, laboriosa e dispendiosa.

Para além disso, esta técnica não inclui a monitorização permanente dos transformadores de corrente ou 10 ΡΕ2283370 de tensão já instalados. Esta técnica também apresenta como dificuldade e uma desvantagem o facto de que quando ocorrem falhas em alguns dos componentes montados, principalmente nos transformadores de tensão e transformadores de corrente, ou em casos de aumento ou redução de carga contratada, o aparelho necessita de ser completamente substituído, incluindo todos os custos como mencionado anteriormente, para além de conjuntos completos para o inventário de substituição. É também salientado que os transformadores de corrente não têm no seu corpo ou revestimento quaisquer meios que forneçam informação acerca do desfasamento angular (desvio de fase) entre a corrente secundária e a corrente primária, quando os transformadores estão em operação. Correntemente, esta informação é obtida por meio de testes de precisão a maioria das vezes levados a cabo em condições de carga pré-definidas do transformador de corrente e as respectivas cargas no secundário impostas após a sua bobinagem.

Concordantemente, a menos que o transformador de corrente seja retirado para testes ou por via de um procedimento de teste de campo completo, não é possível fazer uma avaliação em tempo real do desempenho do transformador de corrente considerando o erro de fase como sendo um aspecto relevante.

Portanto, a técnica corrente consiste em retirar 11 ΡΕ2283370 o transformador de corrente para testes laboratoriais do desvio angular, e incorre em custos de transporte, desmontagem, remontagem, e também o risco de manuseamento inapro-priado. A curva de precisão do transformador de corrente pode apenas ser ajustada no laboratório pela programação dos parâmetros no contador de energia eléctrica. Neste caso, a monitorização do desempenho dos transformadores de corrente e das eventuais falhas e desequilíbrio não é ainda levada a cabo em tempo real.

Com base no que fica dito acima, conclui-se que na técnica corrente não existem dispositivos ou procedimentos utilizados no transformador propriamente dito que sejam adequados para os transformadores de corrente e de tensão que permitam que seja obtida informação relacionada com o seu desempenho interno em tempo real. Adicionalmente, não são conhecidos dispositivos ou procedimentos aplicáveis a transformadores de corrente e de tensão que realizem a tarefa mencionada anteriormente e ao mesmo tempo permitam que seja obtida informação relacionada com a totalidade do circuito a partir dos enrolamentos dos transformadores mesmo para o interior dos contadores electrónicos ou electromecânicos, para verificação, confirmação e prova legal de quaisquer irregularidades ou falhas na medição operacional ou de facturação das unidades de consumo ou subestações que tenham este tipo de equipamento (medição indirecta).

De acordo com o actual estado da técnica, o 12 ΡΕ2283370 software interno de certos contadores electrónicos é capaz de identificar certos eventos tais como, por exemplo, a inversão do circuito de corrente, ausência de tensão no circuito de tensão, abertura da cobertura do contador. Ainda assim, estes recursos têm aplicação limitada, e não são suficientes para provarem derivação, adulteração ou quaisquer falhas nos circuitos de corrente ou de tensão da medição indirecta associada aos respectivos transformadores do instrumento. Eles também não permitem a verificação imediata se a redução no consumo foi real ou o resultado de uma fraude utilizada para originar a sub-facturação do consumo de energia. A Patente dos Estados Unidos N.° US 6 671 635 divulga um sistema melhorando a precisão de um dispositivo electrónico inteligente operável para monitorizar a energia eléctrica utilizando sensores calibrados. Os sensores calibrados podem ser testados para determinar curvas de carac-terísticas simulando condições de operação. 0 dispositivo electrónico inteligente pode aplicar as curvas de caracteristicas durante a operação. A Patente GB 2248307 divulga um dispositivo para detectar o consumo fraudulento de electricidade. O dispositivo inclui um contador para medir a electricidade consumida numa carga ligada a uma fonte. Um dispositivo é dissimulado no interior de um recorte para proporcionar uma indicação dissimulada da quantidade de electricidade consumida na carga. O dispositivo pode incluir um 13 ΡΕ2283370 transformador de corrente, uma ponte rectificadora e um indicador de tempo decorrido electromecânico de mercúrio.

OBJECTIVOS DA INVENÇÃO

Um primeiro objectivo da invenção é o de proporcionar um sistema de auto-monitorização para transformadores de corrente e de tensão e para a medição da energia eléctrica associada, tendo baixo custo, alta fiabilidade e que possa ser instalado tanto como uma parte integrante do sistema de medição operacional e de facturação da empresa de energia, adicionalmente a verificações e inspecções periódicas ou permanentes.

Um outro objectivo da invenção é o de proporcionar um sistema de auto-monitorização para transformadores de corrente e de tensão e de medição da energia eléctrica associada que é inviolável (medição electrónica encapsulada com o transformador de corrente e/ou de tensão), tendo precisão adequada, sem qualquer alteração ou dificuldade de instalação, e que permite a constante e continua auto-monitorização de quaisquer falhas ou irregularidades que possam aparecer no circuito de corrente e/ou de tensão da medição operacional ou de facturação. É também um objectivo da invenção proporcionar um sistema de auto-monitorização para transformadores de corrente e tensão e da medição da energia eléctrica associada capaz de provar quaisquer estratagemas empregues para 14 ΡΕ2283370 originarem sub-facturação da energia eléctrica consumida, porque ele mantém um registo permanente e inviolável da integração da corrente e tensão ao longo do tempo. É um objectivo da presente invenção permitir a avaliação do desempenho operacional dos transformadores de corrente e de tensão no campo, facilitando eventuais diagnósticos.

Um outro objectivo da invenção é o de proporcionar um método de monitorização e de diagnóstico de transformadores numa instalação de medição de energia numa rede de distribuição e/ou de transmissão de energia eléctrica que, com base nos resultados medidos a partir de certas quantidades eléctricas, gera diagnósticos baseados nos resultados das comparações.

BREVE DESCRIÇÃO DA INVENÇÃO

Os objectivos da invenção são alcançados por um sistema de monitorização de acordo com a Reivindicação 1 e por um método de monitorização e de diagnóstico de acordo com a Reivindicação 16. 0 sistema inclui pelo menos um transformador de corrente e pelo menos um contador de corrente eléctrica integrada no tempo, e cada um dos contadores de Ah está ligado a apenas uma bobinagem do transformador de corrente, e pode também incluir pelo menos um transformador de tensão 15 ΡΕ2283370 e um contador de tensão eléctrica integrada no tempo (Vh) acoplado à sua bobinagem secundária. Adicionalmente, o sistema pode incluir uma unidade de medição externa acoplada à entrada de energia de um ponto receptor de energia a ser alimentado pelo referido ponto de distribuição e/ou de transmissão de energia eléctrica, e a unidade de medição externa mede pelo menos uma quantidade de energia eléctrica fornecida no ponto de entrada do ponto de recepção de energia. A unidade de medição externa pode incluir um contador de quantidade integrado acoplado à sua base. 0 ponto receptor pode ser uma unidade de consumo, definida como um conjunto de instalações e equipamentos eléctricos caracterizados pela recepção de energia eléctrica num ponto de distribuição ou uma subestação. A unidade de medição externa pode estar na forma de um contador de energia electro-electrónico. Estes contadores electro-electrónicos estão presentes na grande maioria de unidades de consumo ou em subestações de medida indirecta. 0 contador de quantidade eléctrica integrada no tempo pode ser um contador de Ampère-hora (Ah) ou de Volt-hora (Vh). 0 contador de Ampère-hora pode estar localizado no enrolamento primário e/ou secundário de qualquer tipo de 16 ΡΕ2283370 transformador de corrente para medição, instalado nas unidades de consumo, em qualquer nivel de tensão. A combinação de um transformador de corrente e de pelo menos um contador de Ah é definida como uma unidade de transformação de corrente auto-monitorizada (UAMTC). 0 contador de Volt-hora (Vh) pode estar acoplado ao enrolamento secundário de qualquer tipo de transformador de tensão para a medição instalada em unidades de consumo e/ou subestações, em qualquer nivel de tensão. A combinação de um transformador de tensão e um contador de Vh é definida como uma unidade de transformação de tensão auto-monitorizada (UAMTP).

Os contadores de uma certa quantidade eléctrica podem ser uma parte integrante do corpo ou uma parte simples do transformador da mesma quantidade eléctrica ante-riormente fabricado para este propósito ou pode estar acoplado ao transformador da mesma quantidade já existente, incluindo as funções de medição, registo e a possibilidade de armazenamento em memória de armazenamento e transmissão ou transferência dos valores medidos para ecrãs externos ou unidades/leituras e centros de recolha, locais ou remotos destes dados. 0 sistema de monitorização também inclui um Módulo de Comunicações Remotas (RCM), ligado à salda de pelo menos um contador de quantidade eléctrica para transmitir os valores de quantidade eléctrica integrada no 17 ΡΕ2283370 tempo medidos para uma estação de tele-medição. 0 sistema também inclui uma Unidade de Registo e Comunicação (RCU) que recebe e regista informação de medição, por um canal de comunicação de dados sem fios, a partir do Módulo de Comunicações Remotas, e é capaz de transmitir esta informação de medição à estação de tele-medição. Uma Unidade de Registo e Comunicação pode também receber e armazenar informação de medição a partir da unidade de medição externa. A Unidade de Registo e Comunicação é capaz de transmitir os dados recebidos e armazenados a uma de entre estações de tele-medição, um Dispositivo Leitor/Colector de Informação e uma unidade de medição externa.

Preferencialmente, pelo menos um contador e o transformador estão encapsulados no mesmo invólucro. Adicionalmente, o Módulo de Comunicações Remotas (RCM) está montado no referido invólucro, conjuntamente com os transformadores e os contadores. A Unidade de Comunicações Remotas pode também incluir uma memória de armazenamento onde os valores da quantidade medida são armazenados e um ecrã mostra os valores das quantidades eléctricas medidos por pelo menos um contador. 0 sistema de monitorização pode também incluir um Dispositivo Leitor/Colector de Informação de mão que recebe e armazena informação de medição a partir de pelo menos um de entre o Módulo de Comunicações Remotas, a Unidade de 18 ΡΕ2283370

Registo e Comunicação, a unidade de medição externa, os contadores de corrente eléctrica integrada no tempo Ah e o contador de tensão eléctrica integrada no tempo Vh. 0 Dispositivo Leitor/Colector de Informação deverá também ser capaz de transmitir os dados recebidos e armazenados para pelo menos um de entre uma estação de tele-medição, uma unidade de medição externa e a Unidade de Registo e Comunicação. 0 sistema de monitorização pode também incluir um ecrã capaz de apresentar os valores das quantidades eléctricas medidas por pelo menos um contador e uma razão de transformação de corrente num certo intervalo de tempo. A unidade de transformação de corrente auto-moni-torizada (UAMTC) e a unidade de transformação de tensão auto-monitorizada (UAMTP) podem ser instaladas na unidade de consumo ou subestação, no cubículo ou painel de medição, como equipamento específico do sistema de medição operacional ou de facturação ou com o propósito de verificar e inspeccionar, instalado no ramal de entrada, fora da unidade de consumo ou subestação.

No sistema de monitorização de acordo com a invenção, pelo menos um de entre o Dispositivo Leitor/Colector de Informação LCI, a Unidade de Registo e Comunicação RCU e a unidade de medição externa podem realizar automaticamente uma função de comparação e diagnóstico, sendo capaz de processar os dados de pelo menos um de entre 19 ΡΕ2283370 os contadores de quantidade eléctrica integrada no tempo, Ah e/ou Vh, e a unidade de medição externa, e de comparar os dados recebidos e emitir diagnósticos baseados nos resultados das comparações. Esta função pode também ser realizada por um operador, tanto localmente como remotamente .

Numa forma de realização alternativa, o sistema de monitorização pode também incluir um módulo electrónico cujas entradas são os sinais de corrente provenientes dos contadores de corrente eléctrica Ah localizados nos enrolamentos primário e secundário do mesmo transformador de corrente. 0 módulo electrónico é capaz de medir a diferença angular entre os sinais de corrente no primário e no secundário. A respeito ao método de monitorização e de diagnóstico, o passo de medir pode adicionalmente incluir as seguintes leituras: medir uma corrente eléctrica no enrolamento primário de pelo menos um transformador de corrente eléctrica; medir uma corrente eléctrica no enrolamento secundário em pelo menos um transformador de corrente eléctrica; medir uma tensão eléctrica no enrolamento secundário de pelo menos um transformador de tensão e medir com uma unidade de medida de energia eléctrica externa num ponto de recepção de energia que recebe energia a partir de um ponto de distribuição de energia ao qual a instalação de medição está ligada. 20 ΡΕ2283370 O passo de realizar comparações pode incluir adicionalmente as seguintes comparações: comparar medições provenientes de diferentes enrolamentos de um mesmo transformador; comparar a leitura obtida directamente a partir de uma quantidade eléctrica integrada no tempo do enrolamento secundário de um transformador com a leitura obtida a partir da mesma quantidade eléctrica numa unidade de medição externa; comparar estes valores relacionados com as correntes eléctricas integradas no tempo num dos enrolamentos de pelo menos dois transformadores de corrente e comparar estes valores relacionados com tensões eléctricas integradas no tempo no enrolamento do secundário de pelo menos dois transformadores de tensão.

Os passos de realizar comparações entre os valores medidos; gerar resultados a partir das comparações; e formular um diagnóstico baseado nos resultados das comparações podem ser realizados automaticamente por um circuito ligado à instalação de medição de energia, ou manualmente por um de entre um operador situado no local de medição de energia e um operador situado num local remoto em relação ao local de medição de energia. O passo de realizar o diagnóstico é baseado na análise dos resultados das comparações efectuadas, sendo os principais diagnósticos: identificar a abertura de qualquer fase através do desligar do condutor de ligação do enrolamento do secundário do transformador de tensão para a unidade de medição exterior ou na unidade de medição 21 ΡΕ2283370 externa propriamente dita quando o valor de Vh correspondente a essa fase na unidade de medição externa é mais baixo do que o valor de Vh no transformador de tensão correspondente a essa fase específica; identificar a redução momentânea ou permanente no valor da tensão de qualquer das fases quando o valor de Vh correspondente a essa fase na unidade de medição externa é mais baixo do que o valor de Vh no transformador de tensão correspondente a essa fase específica; identificar valores no transformador de corrente se o valor de Ah no primário do transformador de corrente difere do valor de Ah do secundário do mesmo transformador de corrente, considerando a respectiva razão de transformação de corrente; identificar derivações de energia eléctrica por derivações nos condutores do secundário na cablagem que conduz à unidade de medição externa ou no interior da unidade de medição externa quando o valor de Ah do secundário do transformador de corrente de uma fase específica difere do valor de Ah medido pela unidade de medição externa, relacionada com essa fase; identificar erros de registo relacionados com a razão de transformação de corrente, se o valor de Ah do primário do transformador de corrente difere do valor de Ah referido ao primário da unidade de medição externa; identificar erros no transformador de corrente ou quaisquer falhas no referido equipamento com base na comparação das quantidades de Ah no primário e no secundário identificando possíveis desequilíbrios entre fases onde existem diferentes valores de Vh e identificar possíveis desequilíbrios de corrente entre fases onde existem diferentes valores de Ah; 22 ΡΕ2283370 identificar o possível desvio angular entre o sinal de corrente do enrolamento secundário e o sinal de corrente do enrolamento primário de um transformador de corrente, proporcionando informação sobre as condições de magnetização e do material ferromagnético do núcleo do transformador de corrente.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS A presente invenção será agora descrita com maior detalhe com base num exemplo de forma de realização esboçado nos desenhos. As figuras mostram:

Figura 1 - um diagrama esquemático de uma primeira forma de realização do sistema auto-monitorizado individualizado para transformadores da presente invenção;

Figura 2 - uma vista em perspectiva de uma implementação construtiva da primeira forma de realização do sistema de acordo com a invenção incluindo um transformador de corrente e um transformador de tensão;

Figura 3 - um diagrama esquemático de uma segunda forma de realização do sistema da presente invenção, na qual os valores de Ampère-hora medidos a partir do transformador de corrente e os valores de Volt-hora medidos a partir do transformador de tensão são enviados para unidades remotas; 23 ΡΕ2283370

Figura 4 - uma vista esquemática de uma terceira forma de realização do sistema de acordo com a invenção, incluindo vários transformadores de corrente e de tensão, numa instalação de medição de energia eléctrica de um sistema de rede de energia eléctrica;

Figura 5 - um diagrama esquemático de uma forma de realização preferida de um módulo de comunicação remota aplicado ao sistema da presente invenção;

Figura 6a - uma vista esquemática de um circuito de medição aplicado a uma forma de realização da presente invenção, utilizando um contador do tipo conector com pinos;

Figura 6b - uma vista esquemática do circuito de uma primeira forma de realização do contador do tipo conector com pinos que mede Ampère-hora e Volt-hora, utilizado em medições com três fios;

Figura 6c - uma vista esquemática do circuito de uma segunda forma de realização do contador do tipo conector com pinos que mede Ampère-hora e Volt-hora, utilizado nas medições com quatro fios;

Figura 6d - uma vista esquemática do circuito de uma terceira forma de realização do contador do tipo conector com pinos que mede Ampère-hora, utilizado nas medições com três fios; - 24 - ΡΕ2283370

Figura 6e - uma vista esquemática do circuito de uma quarta forma de realização do contador do tipo conector com pinos que mede Ampère-hora, utilizado nas medições com quatro fios;

Figura 6f - uma vista esquemática do circuito de uma quinta forma de realização do contador do tipo conector com pinos que mede Volt-hora, utilizado nas medições com três fios;

Figura 6g - uma vista esquemática do circuito de uma sexta forma de realização do contador do tipo conector com pinos que mede Volt-hora, utilizado nas medições com quatro fios;

Figura 7 - uma vista esquemática de uma quarta forma de realização do sistema de acordo com a invenção, em que os transformadores e os contadores de corrrente e de tensão estão encapsulados conjuntamente; e

Figura 8 - um diagrama esquemático de uma quinta forma de realização do sistema da presente invenção, que inclui um módulo electrónico que calcula o desvio angular entre um sinal de corrente medido no enrolamento secundário e um outro sinal de corrente medido no enrolamento primário de um transformador de corrente. 25 ΡΕ2283370

DESCRIÇÃO DETALHADA DOS DESENHOS A Figura 1 esboça uma primeira forma de realização do sistema auto-monitorizado individualizado para transformadores da presente invenção. 0 sistema auto-monitorizado é aplicado a uma instalação de medição de energia eléctrica numa rede distribuição e/ou de transmissão de energia eléctrica. Preferencialmente, estas instalações incluem os pontos de distribuição de energia de forma a medir a energia distribuida para as estações de consumo ou para uma subestação de distribuição e/ou de transmissão. 0 sistema inclui pelo menos um transformador 31, 33 utilizado para medir a energia. Preferencialmente, o transformador é um transformador de tensão 33, um transformador de corrente 31 ou uma combinação destes transformadores, que estão ligados à rede e/ou transmissão de energia e são normalmente utilizados apenas para o propósito de medir energia eléctrica. No entanto, o sistema pode também incluir outros tipos de transformadores, ou mais do que um transformador de tensão e de corrente simultaneamente, por exemplo, ligados a diferentes fases de energia que esteja a ser distribuida.

Um contador de quantidade eléctrica integrada no tempo está directamente acoplado a um dos enrolamentos do transformador. Este contador deverá ser capaz de contar e registar a quantidade eléctrica do referido enrolamento. 26 ΡΕ2283370

Como pode ser observado na Figura 1, numa forma de realização preferida da invenção, um contador de corrente integrada no tempo (Ampère-hora) Ah 3 está conectado em série com o enrolamento primário 31_1 do transformador de corrente 31, que transporta uma corrente eléctrica para uma unidade de consumo ou uma subestação 2. Um outro contador de corrente Ah 4 está conectado em série com o enrolamento secundário 31_2 do transformador de corrente 31. Por outro lado, no transformador de tensão 33, o contador de tensão integrada no tempo (Volt-hora) Vh 13 está conectado em paralelo com o enrolamento secundário 33_2. Os contadores de tensão Vh e de corrente Ah deverão ser capazes de contar a tensão integrada (Volt-hora) e/ou a corrente integrada (Ampère-hora) originada no circuito de alta, média e baixa tensão, e registar os dados medidos. Preferencialmente, os contadores deverão ter uma memória de armazenamento, onde todos os dados medidos durante o decurso de um intervalo de tempo pré-determinado são armazenados. Este recurso é responsável por assegurar que o sistema seja inviolável, dado que mesmo se outros dispositivos de medição de energia externos normalmente utilizados em pontos de consumo ou subestações sejam danificados, os dados da quantidade integrada no tempo permanecerão armazenados nos contadores Ah e Vh. Para contar Vh e Ah, podem ser utilizados circuitos com tiristores analógicos, com a condição de serem utilizados num sistema digital, ou outro tipo de circuito capaz de medir tensão e/ou corrente integrada no tempo. 27 ΡΕ2283370

Como pode ser visto na Figura 1, de acordo com esta forma de realização da invenção, os contadores de corrente Ah e os contadores de tensão Vh estão respecti-vamente encapsulados no mesmo invólucro do transformador de corrente e do transformador de tensão, subsequentemente identificados respectivamente como UTC, 1 e UTP, 14.

Os contadores de corrente Ah e de tensão Vh podem ser partes integrantes do corpo do transformador, ou partes simples, ou simplesmente ligados perto dos enrolamentos dos transformadores, de uma forma tal que não haja possibilidade de haver derivação ou perda significativa de energia entre os transformadores e os respectivos contadores.

Nesta forma de realização da invenção ilustrada na Figura 1, o enrolamento secundário 31_2 do transformador de corrente 31 e do transformador de tensão 33 estão ligados a uma unidade de medição externa 5, que recebe a corrente a partir do transformador de corrente 31 e a tensão a partir do transformador de tensão 33. Um contador electrónico ou um contador electro-mecânico pode ser utilizado como unidade de medição externa 5. Os contadores electrónicos estão já presentes na maioria das unidades de consumo e subestações com medição indirecta. Estes contadores têm registos internos das quantidades eléctricas a serem medidas. Opcionalmente, é também possível utilizar contadores de Ah e de Vh fixados conjuntamente à base dos contadores electro-mecãnicos ou contadores electrónicos sem a função Vh e Ah, por exemplo, por via do conector com pinos apresentados nas Figuras 6a, 6b, 6c, 6d, 6e, 6f e 6g. 28 ΡΕ2283370

Os contadores de corrente Ah e de tensão Vh, numa montagem preferida, incluem as funções de contar, registar, armazenar na memória de armazenamento e de transmitir ou transferir os respectivos valores da quantidade eléctrica medida para ecrãs externos, ou unidades/escritórios de leitura e colecta, locais ou remotos em relação a estes dados.

Preferencialmente, o sistema de acordo com a presente invenção inclui também uma unidade que realiza as funções de comparação e de diagnóstico, o qual pode ser o Dispositivo Leitor/Colector de Informação LCI 9, a Unidade de Registo e Comunicação RCU 7 e/ou uma unidade de medição externa 5, que serão descritas em maior detalhe mais à frente. Para realizar as funções de comparação e de diagnóstico, esta ou estas unidades deverão receber os dados medidos obtidos por pelo menos alguns dos contadores de quantidade eléctrica, e serão capazes de comparar os dados recebidos, produzir comparações a partir destes resultados e emitir diagnósticos baseados nos resultados das comparações. Por exemplo, na forma de realização da invenção na qual a unidade de medição externa 5 realizará as funções de comparação e de diagnóstico, deverá também receber os dados medidos provenientes dos contadores de Ah e de Vh, tanto por ligação directa, por um Módulo de Comunicações Remotas do tipo descrito em frente, ou por uma Unidade de Registo e Comunicação, ou um Dispositivo Leitor/Colector de Informação 9. 29 ΡΕ2283370

No entanto, levar a cabo as funções de comparação e de diagnóstico por meio de uma destas unidades não é essencial para o sistema da presente invenção, dado que estas funções podem ser realizadas manualmente ou visualmente por um operador ou técnico, que pode visualizar os dados medidos de tensão e de corrente, fazer comparações entre os dados medidos, produzir resultados a partir destas comparações e emitir um diagnóstico baseado nos resultados das comparações. Esta operação pode ser realizada pelo operador local ou remotamente. A Figura 2 esboça uma vista em perspectiva de uma forma de realização do sistema de acordo com a invenção ilustrado na Figura 1, em que os contadores de Ah e os contadores de Vh estão montados respectivamente no mesmo invólucro dos transformadores de corrente e de tensão.

Na Figura 2, a unidade de transformação de corrente auto-monitorizada tem dois contadores de Ah encapsulados dentro do seu invólucro. 0 contador de Ah transmite para o ecrã externo 6 os valores das correntes eléctricas integradas no tempo a partir dos enrolamentos primário e secundário do transformador de corrente.

Numa montagem preferida, é possível utilizar um ou dois ecrãs, que podem também apresentar uma razão de transformação de corrente real, ou indicar quando ocorra uma diferença na referida razão acima de um certo valor. 30 ΡΕ2283370

Na mesma Figura é introduzida uma possível implementação construtiva de uma unidade de transformação de tensão auto-monitorizada UAMTP 14, com um contador de tensão Vh encapsulado dentro do invólucro da unidade e ligado ao enrolamento secundário do transformador. O contador de Vh transmite o valor da tensão eléctrica integrada no tempo do enrolamento secundário para um ecrã 15.

Como pode ser visto na Figura 2, o sistema pode também incluir dispositivos de saída para calibração, um para a quantidade Ah 17 e um outro para a quantidade Vh 18, bem como uma unidade de medição externa 5 da energia eléctrica, aqui também referida como contador electrónico. A Figura 3 apresenta uma vista esquemática de uma segunda forma de realização do sistema na qual os valores de Ah e de Vh medidos a partir dos transformadores de corrente e de tensão são enviados para unidades remotas, proporcionando meios adicionais para a leitura directa dos ecrãs da UTC 1 e da UTP 14.

Uma das unidades remotas é a Unidade de Registo e Comunicação - RCU 7, cujo propósito é o de ser uma opção adicional para obter automaticamente os dados medidos tanto da corrente integrada no tempo a partir dos contadores de Ah 3, 4, como da tensão eléctrica integrada no tempo a partir dos contadores de Vh 13. Por exemplo, quando surge uma dificuldade na leitura do ecrã incorporado nas unidades 31 ΡΕ2283370 de transformaçao de corrente auto-monitorizadas 1 ou nas unidades de transformação de tensão auto-monitorizadas 14.

Para este propósito, a Unidade de Registo e Comunicação RCU 7 pode ser colocada num cubiculo de medição 11, perto da unidade de medição externa 5. A Unidade de Registo e Comunicação RCU 7 pode também transmitir os valores para um centro de tele-medição 27 da instalação ou subestação. Isto é apenas necessário se é desejável obter a informação de uma forma rápida, tal como em tempo real. A RCU 7 pode também transmitir dados para um Dispositivo Leitor/Colector de Informação 9 ou para uma unidade de medição externa 5, se um destes dispositivos é para realizar as funções de comparação e de diagnóstico.

Opcionalmente, a RCU 7 pode colher informação a partir do contador de energia eléctrica 5 e/ou a partir dos contadores de Ah e de Vh, que podem estar ligados directamente à RCU 7 ou serem ligados a dispositivos de transmissão que transmitam os valores medidos por eles para a RCU 7. Adicionalmente, a RCU 7 pode também realizar as funções de comparação e de diagnóstico, comparando os valores medidos, gerando resultados a partir das comparações e formulando diagnósticos baseados nos valores medidos de Ampère-hora e de Volt-hora e de outras quantidades medidas pelo sistema. A Unidade de Registo e Comunicação 7 inclui basicamente uma interface de entrada e de saída, um 32 ΡΕ2283370 controlador com uma memória simples e/ou memória de armazenamento e uma fonte de energia.

Como pode ser visto na Figura 3, o sistema pode também incluir uma segunda unidade remota referida como um Módulo de Comunicações Remotas RCM 8, que transmite os dados de corrente ou de tensão integrados no tempo, tanto para a RCU 7 como para o dispositivo de colecta de dados remoto e um Dispositivo Leitor/Colector de Informação LCI 9 que é um dispositivo de mão para a colecta remota e automática de dados. 0 Módulo de Comunicações Remotas 8 inclui basicamente uma interface interna de entrada, um controlador de memória, uma interface de saída e, quando utiliza a UTC 1, preferencialmente, uma fonte de energia que não tenha uma bateria, vindo a energia da própria instalação do consumidor. A LCI 9 pode opcionalmente colectar informação a partir do contador de energia eléctrica 5 e a partir dos contadores de Ah e de Vh, que estão ligados à LCI e envia os valores nela medidos. Adicionalmente, a LCI pode levar a cabo funções de comparação e de diagnóstico, comparar os dados medidos, gerar resultados a partir das comparações e formular diagnósticos baseados nos dados medidos de Ampère-hora e de Volt-hora e de outras quantidades medidas pelo sistema. 33 ΡΕ2283370 0 Dispositivo Leitor/Colector de Informação LCI 9 inclui basicamente uma interface de entrada e de saida, um controlador de memória normal ou de armazenamento e uma fonte de energia e pode ser realizado na forma de um dispositivo de mão.

Na forma de realização esboçada na Figura 3, os contadores de Ah 3 e de Vh 13 incluem um Módulo de Comunicações Remotas RCM 8 sem fios, encapsulado na UTC 1 ou na UTP 14, gue transmite os dados de corrente ou de tensão integradas no tempo para a empresa de serviços, directamente por tele-medição, para uma Unidade de Registo e Comunicação RCU 7, e/ou para o dispositivo de colecta de dados remotos e um Dispositivo Leitor/Colector de Informação LCI 9. 0 Módulo de Comunicações Remotas 8 pode utilizar várias tecnologias para a transmissão de dados, incluindo GSM (Global System for Mobile Communications), tecnologia móvel preferencialmente utilizada para telefones celulares; GPRS (General Packet Radio Service) tecnologia gue aumenta a taxa de transferência de dados entre redes GSM por via da transmissão de pacotes; ZIG-BEE, séries de protocolos de alto nivel intencionados para a comunicação de rádio digital com baixo consumo de energia; e BLUETOOTH, especificação industrial para redes de comunicação sem fios, que podem ser utilizadas por vários dispositivos tais como computadores portáteis, computadores de mão, impressoras e câmaras digitais. 34 ΡΕ2283370

De acordo com a forma de realização da invenção apresentada na Figura 3, o sistema também inclui uma Unidade de Registo e Comunicação RCU 7 com um ecrã respectivo 28, cujo propósito é o de proporcionar uma opção adicional para obter automaticamente tanto os dados medidos da corrente integrada no tempo pelo contador de Ah 3, 4, como da tensão eléctrica integrada no tempo pelo contador de Vh 13.

Como se mostra na Figura 3, a RCU 7 pode também transferir os dados recebidos a partir da RCM 8 para um centro de tele-medição da empresa de serviços ou subestação 2, que estão localizados remotamente em relação à RCU 7.

De acordo com a forma de realização esboçada na Figura 3, o Módulo de Comunicações Remotas 8 pode ser instalado nas seguintes posições: (a) na unidade de transformação de corrente auto-monitorizada 1, que recebe a informação a partir do contador de Ampère-hora do primário 3 e/ou do secundário 4 através de uma interface de entrada interna; e/ou (b) na unidade de transformação de tensão auto-monitorizada 14 que recebe informação a partir do contador de Vh 13 através de uma interface de entrada interna. A Figura 4 apresenta uma vista esquemática de uma 35 ΡΕ2283370 terceira forma de realização do sistema incluindo vários transformadores de corrente e de tensão e instalada numa instalação de medição de energia eléctrica de um sistema de rede de energia. Nesta forma de realização da invenção, é possível ter uma UTC 1 para medir cada fase numa rede trifásica. A Figura 4 apresenta uma vista geral de uma instalação do sistema de acordo com a invenção, na qual as UTC 1 e as UTP 14 estão ligadas, por exemplo, numa rede de distribuição da empresa de serviços 12, tanto na situação de inspecção/verificação, fora da unidade de consumo, como para o sistema de medição operacional ou para o sistema de facturação per se, dentro da unidade de consumo ou subestação, no cubículo de medição 11. É importante clarificar que podem ser levadas a cabo outras montagens em sistemas de transmissão ou em subestações específicas, tendo diferentes topologias. A Figura 5 apresenta um diagrama esquemático de uma forma de realização preferida de um Módulo de Comunicações Remotas 8.

Como descrito anteriormente, o Módulo de Comunicações Remotas 8 inclui basicamente uma interface de entrada interna 23, um controlador de memória 24, uma interface de saída 25 e, no caso de utilizar uma UTC, uma fonte de energia 26. 36 ΡΕ2283370

Nesta forma de realização, a informação recebida na interface de entrada interna 23 por pelo menos um de contadores de quantidade eléctrica, Ah do primário 3, Ah do secundário 4 e/ou Vh do secundário 13, é enviada para um controlador de memória que a reenvia para uma interface de saida 25, que pode ser óptica 20 ou por ondas de rádio 21. É importante salientar que no caso da unidade de transformação de corrente auto-monitorizada 1, o sistema tem uma fonte de energia 26 que não tem baterias, sendo a energia fornecida pelo próprio circuito de carga corrente. Quando isto não é possível e existe uma necessidade de ler o valor presente na memória, é possível fornecer energia ao dispositivo por indução electromagnética, similar ao fornecimento de energia utilizado para cartões magnéticos com microplacas. Uma fonte de alta frequência induz ondas de alta frequência, capturadas por uma bobina especial a partir do módulo de comunicações remotas fonte e esta energia é utilizada para alimentar o instrumento, mesmo na ausência de um circuito de carga corrente.

Para a unidade de transformação de tensão auto-monitorizada 14, a fonte de tensão está já presente no secundário do transformador de tensão.

Os contadores de energia eléctrica no sistema podem apresentar uma ligação do tipo conector com pinos se o contador electrónico não tiver a capacidade para medir e 37 ΡΕ2283370 registar as quantidades de Ah ou Vh ou se o contador está baseado no principio de indução electro-mecânico. As Figuras 6a a 6g ilustram várias possíveis formas de realização de ligações do tipo conector com pinos que podem ser utilizadas pelo sistema da presente invenção. A Figura 6a apresenta um exemplo de uma solução preferida com uma ligação do tipo conector com pinos, dos contadores de Ah e/ou de Vh, ligando os contadores 19 aos blocos de terminais do contador de energia eléctrica. Esta solução pode ser utilizada em sistemas de distribuição de energia eléctrica com qualquer tipo de topologia, tal como, por exemplo, triângulo, estrela (wye), ligado à terra, como detalhado nas Figuras 6b, 6c, 6d, 6e, 6f e 6g. A Figura 6b apresenta uma vista esquemática do circuito de uma primeira forma de realização do contador do tipo conector com pinos que mede Ampère-hora e Volt-hora, utilizado para medições com três fios. A Figura 6c apresenta uma vista esquemática do circuito de uma segunda forma de realização do contador do tipo conector com pinos que mede Ampère-hora e Volt-hora, utilizado para medições com quatro fios. A Figura 6d apresenta uma vista esquemática do circuito de uma terceira forma de realização do contador do tipo conector com pinos que mede Ampère-hora para medições com três fios. 38 ΡΕ2283370 A Figura 6e esboça uma vista esquemática do circuito de uma quarta forma de realização do contador do tipo conector com pinos que mede Ampère-hora para medições com quatro fios. A Figura 6f esboça uma vista esquemática do circuito de uma quinta forma de realização do contador do tipo conector com pinos que mede Volt-hora para medições com três fios. A Figura 6g esboça uma vista esquemática do circuito de uma sexta forma de realização do contador do tipo conector com pinos que mede Volt-hora para medições com quatro fios. A Figura 7 esboça uma vista esquemática de uma quarta forma de realização do sistema na qual o transformador de corrente 31, o contador de Ampère-hora do primário 3, o contador de Ampère-hora do secundário 4, o transformador de tensão 33 e o contador de Volt-hora 13 estão encapsulados conjuntamente, no mesmo invólucro 22. Adicionalmente, o Módulo de Comunicação e Registo 8 pode ser encapsulado no invólucro 22 conjuntamente com pelo menos um transformador de corrente 31, e/ou transformador de tensão 33, para além de pelo menos um contador 3, 4, 13.

Os contadores de Ah 3, 4 e de Vh 13 encapsulados conjuntamente podem enviar informação a partir das 39 ΡΕ2283370 respectivas quantidades eléctricas para o Módulo de Comunicação e Registo 8. A unidade de transformação de tensão auto-monitorizada e a unidade de transformação de corrente auto-monitorizada que estão encapsuladas no mesmo invólucro 22 estão ligadas a um contador de energia eléctrica electrónico 5 pelo enrolamento secundário 33_2 do transformador de tensão 33 e pelo enrolamento secundário 31_2 do transformador de corrente 31. Uma unidade de consumo 2 está ligada fora do referido invólucro 22. A Figura 8 esboça uma vista esquemática de uma quinta forma de realização do sistema, incluindo a unidade de transformação de corrente auto-monitorizada 1 que inclui um contador de corrente (Ampère-hora) Ah 3 ligado em série com o enrolamento primário 31_1 de um transformador de corrente 31 e um outro contador de corrente de Ah 4 ligado em série com o enrolamento secundário 31_2 deste transformador de corrente 31.

Como pode ser visto na Figura 8, a corrente vinda dos contadores de corrente eléctrica Ah 3, 4, encapsulados na unidade de transformação de corrente auto-monitorizada 1, é transmitida para um módulo electrónico 29. 0 módulo electrónico 29 tem as funções de medir, registar, armazenar e transmitir, a última função por meio do módulo RCM 8, os dados relacionados com o desvio angular entre a corrente primária e secundária. 0 módulo electrónico 29 pode alternativamente 40 ΡΕ2283370 incluir um ecrã especifico 30, ou ser acoplado ao ecrã externo 6. O módulo electrónico transmite então os dados relacionados com o desvio angular entre as duas correntes para o ecrã 30 ou o ecrã externo 6, que podem apresentar, a intervalos pré-definidos, tais como, por exemplo, a cada hora, ou instantaneamente, o desvio angular entre as duas correntes, sendo os desvios positivos ou negativos.

Adicionalmente, o ecrã 30 pode também indicar a certos intervalos de tempo, o desvio angular médio, integrado no tempo, relacionado com o mais recente intervalo de tempo considerado.

Concordantemente, com base no conhecimento de leituras registadas a partir dos valores de corrente integrados no tempo (Ampère-hora do primário e Ampère-hora do secundário do transformador de corrente) e dos valores instantâneos da corrente em cada enrolamento 31_1, 31_2 do transformador de corrente 31, é possivel medir e registar, ao longo do tempo, o desvio angular entre as correntes do primário e do secundário para diferentes condições de operação do transformador de corrente 31.

Preferencialmente, o módulo electrónico 29 pode transferir a informação para o Módulo de Comunicações Remotas RCM 8, que, por sua vez, pode transmitir os dados do desvio angular para a RCU 7 e para o Dispositivo Leitor/Colector de Informação LCI 9, ou também para o centro de tele-medição 27. Alternativamente, a Unidade de 41 ΡΕ2283370

Comunicação e Registo RCU 7 pode também transmitir estes dados de desvio angular para o centro de tele-medição 27.

Por outras palavras, os dados de desvio angular calculados pelo módulo electrónico 29 podem ser transmitidos e armazenados pelas outras unidades do sistema de acordo com a invenção de acordo com a descrição na Figura 3.

Nesta quinta forma de realização, os contadores de Ah do primário 3 e do secundário 4 deverão preferencialmente ser fabricados de forma tal que cada par acoplado ao transformador de corrente 31 seja tão idêntico e similar quanto o possível, obtendo assim a derivação angular entre as duas correntes com maior precisão.

De acordo com a invenção, o circuito de medição do desvio angular entre os enrolamentos primário e secundário pode ser aplicado a mais do que um transformador de corrente de uma mesma instalação de medida de energia eléctrica. Portanto, os desvios angulares dos enrolamentos primário e secundário de cada transformador podem ser comparados entre cada um. A presente invenção também apresenta um método de monitorização e de diagnóstico de transformadores numa instalação de medição de energia numa rede de distribuição e/ou de transmissão de energia eléctrica. Uma instalação de medição de energia inclui pelo menos um transformador e 42 ΡΕ2283370 pelo menos um contador de quantidade eléctrica integrada no tempo, directamente acoplado a um dos enrolamentos do transformador, sendo o contador capaz de medir e registar a quantidade eléctrica do referido enrolamento. 0 método inclui os passos de medir valores de uma quantidade eléctrica integrada no tempo directamente em pelo menos um enrolamento de pelo menos um transformador; realizar comparações entre valores medidos; e gerar resultados a partir das comparações. 0 método pode também incluir um passo de gerar diagnósticos baseados nos resultados das comparações. 0 passo de medir valores de uma quantidade eléctrica integrada no tempo directamente em pelo menos um enrolamento de pelo menos um transformador pode incluir as seguintes medições em paralelo ou separadamente: - medir a corrente eléctrica integrada no tempo (Ampère-hora ou Ah) no enrolamento primário de pelo menos um transformador de corrente eléctrica; - medir a corrente eléctrica integrada no tempo no enrolamento secundário em pelo menos um transformador de corrente eléctrica; - medir a tensão eléctrica integrada no tempo (Volt-hora) no enrolamento secundário de pelo menos um transformador de tensão. 43 ΡΕ2283370

Numa forma de realização preferida da invenção, estas medições são realizadas por meio de contadores de Ah e de contadores de Vh do tipo descrito anteriormente, e instalados directamente ligados aos enrolamentos primário e/ou secundário de transformadores de corrente e de transformadores de tensão instalados em redes de distribuição e/ou de transmissão de energia eléctrica, para medir a energia eléctrica que chega a um certo ponto. Normalmente, estes transformadores estão instalados em pontos de distribuição e/ou de transmissão de energia eléctrica da rede de energia eléctrica. 0 passo de medir valores de uma quantidade eléctrica integrada no tempo directamente em pelo menos um enrolamento de pelo menos um transformador pode também incluir medir corrente eléctrica integrada no tempo e/ou tensão eléctrica integrada no tempo com uma unidade de medição de energia eléctrica externa num ponto de recepção de energia, ou subestação de distribuição e/ou de transmissão de energia, que recebe energia a partir de um ponto e distribuição e/ou de transmissão ou de fornecimento de energia ao qual a instalação de medição está ligada. Estas unidades de medição externas, como definido anteriormente, podem ser contadores de energia eléctrica electrónicos ou electro-mecânicos.

Os passo de realizar comparações entre os valores medidos e de gerar resultados a partir das comparações são 44 ΡΕ2283370 preferencialmente levados a cabo automaticamente por meio de um circuito comparador. No sistema de acordo com a presente invenção aqui descrita, os passos de comparação e de geração de resultados podem ser levados a cabo pela Unidade de Comunicação e Registo 7, pelo Dispositivo Leitor/Colector de Informação 9, pela unidade de medição de energia eléctrica externa 5, ou pelo módulo electrónico 29 para medir o desvio angular.

Numa outra forma de realização alternativa da presente invenção, o passo de comparação pode ser levado a cabo por um operador/empregado de uma companhia autorizada. Num tal caso, o empregado deverá visualizar os valores de corrente e/ou de tensão integrados no tempo medidos e apresentados pelos contadores de Ah e/ou pelos contadores de Vh e/ou por outros contadores electrónicos ou elec-tro-mecânicos. Com base nos resultados obtidos pelas suas próprias observações, o empregado pode deduzir funções de diagnóstico, falhas, roubo de energia, de entre outras.

Na forma de realização da presente invenção apresentada na Figura 8, os passos de comparação entre os valores medidos e a geração de resultados a partir das comparações podem incluir a comparação entre as correntes no primário e no secundário de um mesmo transformador, e o cálculo, no módulo electrónico 29 para medir os desvios angulares, do desvio angular entre estas correntes no primário e no secundário. 45 ΡΕ2283370

Nesta mesma forma de realização da invenção, o passo de gerar resultados a partir das comparações inclui alternativamente comparar conjuntamente os valores relacionados com o desvio angular obtidos nos módulos electrónicos 29 dos transformadores de corrente que estão instalados perto, num mesmo circuito ou instalação. 0 passo de diagnóstico pode ser alternativamente levado a cabo automaticamente e digitalmente, directamente por meio da Unidade de Registo e Comunicação 7, do Dispositivo Leitor/Colector de Informação 9, a unidade de medição de energia eléctrica externa 5, o módulo electrónico 29 para medir desvios angulares, também por um centro de tele-medição da empresa de serviços ou subestação, que são capazes de interpretar os resultados a partir das comparações e identificar o diagnóstico correspondente a cada resultado obtido. A comparação destas quantidades eléctricas permite que sejam diagnosticadas várias ocorrências. Abaixo estão os procedimentos comparativos principais que são parte da presente invenção: ASSOCIADOS À CORRENTE ELÉCTRICA INTEGRADA NO TEM- PO: a) Comparação entre os valores de Ah relacionados com a corrente integrada no tempo que circula através do enrolamento primário do transformador de corrente com os 46 ΡΕ2283370 valores de Ah relacionados com a corrente integrada no tempo que circula através do enrolamento secundário. A relação entre estes valores corresponde à razão de transformação do respectivo transformador de corrente, com devida atenção à sua classe de precisão.

Além disso, a comparação entre as correntes no secundário e no primário proporciona informação sobre o desvio angular, obtendo a diferença angular entre os dois sinais de corrente. EXEMPLOS DE DIAGNÓSTICOS POSSÍVEIS:

Com base na diferença em amplitude entre os sinais de corrente: - Identificar erros de ligação. - Identificar erros de registo na razão de transformação de corrente. - Identificar falhas no transformador de corrente . - Identificar sobrecarga contínua no transformador de corrente, não indicadas pela unidade de medição de energia eléctrica externa. 47 ΡΕ2283370

Com base na diferença angular entre os sinais de corrente: - Identificar uma polaridade invertida no enrolamento. - Identificar o desempenho do transformador de corrente em termos das condições de magnetização do núcleo, resultando em erros de ângulo de fase "mais grosseiros" ou sinalizando possível deterioração do transformador. b) Comparação dos valores de Ah relacionados com a corrente integrada no tempo que circula através do enrolamento secundário do transformador de corrente com os respectivos valores de Ah relacionados com a corrente integrada no tempo registados pela unidade de medição externa. EXEMPLOS DE DIAGNÓSTICOS POSSÍVEIS: - Identificar derivações de corrente em condutores do secundário. - Identificar derivações de corrente no interior das unidades de medição de energia eléctrica externas.

Identificar derivações de energia eléctrica pela derivação dos condutores instalados antes da medição para facturação. 48 ΡΕ2283370 c) Comparação conjunta dos valores de Ah relacionados com as correntes integradas no tempo que circulam através dos enrolamentos secundários ou primários de dois ou três transformadores de corrente que fazem parte do sistema de medição, para o propósito de avaliar o equilíbrio de carga. EXEMPLOS DE DIAGNÓSTICOS POSSÍVEIS: - Identificar desequilíbrio de corrente em fases. - Identificar erros de ligação. d) Comparação, um com o outro, dos valores relacionados com o desvio angular obtido nos módulos elec-trónicos dos transformadores de corrente que estejam instalados proximamente, num mesmo circuito ou empresa. EXEMPLOS DE DIAGNÓSTICOS POSSÍVEIS: - Identificar a origem do problema do desvio angular, identificando, por exemplo, se o problema reside na instalação (manuseamento inapropriado durante a manutenção) ou no equipamento propriamente dito. ASSOCIADOS À TENSÃO ELÉCTRICA INTEGRADA NO TEMPO: a) Comparaçao entre valores de Vh relacionados 49 ΡΕ2283370 com a tensão integrada no tempo que aparecem no enrolamento secundário do transformador de tensão com os respectivos valores de Vh relacionados com a tensão integrada no tempo registados pela unidade de medição externa. EXEMPLOS DE DIAGNÓSTICOS POSSÍVEIS: - Identificar interrupção ou o desligar de condutores do secundário. - Identificar truques (fraudes) para reduzir a tensão aplicada à unidade de medição de energia eléctrica externa por divisores de tensão nos condutores do secundário .

Identificar truques para reduzir a tensão aplicada à unidade de medição de energia eléctrica externa por divisores de tensão nos circuitos internos da unidade de medição de energia eléctrica externa. b) Comparação dos valores de Vh relacionados com as tensões integradas no tempo que aparecem nos enrolamentos do secundário dos dois ou três transformadores de tensão que fazem parte do sistema de medição. Estes valores deverão ser aproximadamente os mesmos. EXEMPLOS DE DIAGNÓSTICOS POSSÍVEIS:

Identificar desequilíbrio de tensão nas fases. 50 ΡΕ2283370 -Identificar truques para reduzir a tensão aplicada à unidade de medição de energia eléctrica externa pelo desligar do enrolamento primário.

Abaixo está uma descrição de alguns dos possíveis diagnósticos citados acima, levados a cabo com base nos resultados das comparações dos valores medidos pelo sistema e/ou método de acordo com a presente invenção: - Identificar a abertura de qualquer fase por via do desligar do condutor de ligação do enrolamento do secundário do transformador de tensão para a unidade de medição externa ou na unidade de medição externa propriamente dita, quando o valor de Vh correspondente a essa fase na unidade de medição externa é mais baixo do que o valor de Vh no transformador de tensão correspondente a essa fase especifica. -Identificar a redução temporária ou permanente no valor da tensão de qualquer das fase, quando o valor de Vh correspondente a essa fase na unidade de medição externa é mais baixo do que o valor de Vh no transformador de tensão correspondente a essa fase especifica; - Identificar falhas no transformador de corrente se o valor de Ah no primário do transformador de corrente difere do valor de Ah do secundário do mesmo transformador de corrente, de acordo com a razão de transformação de corrente; 51 ΡΕ2283370 - Identificar derivações de energia eléctrica pela derivação dos condutores do secundário na cablagem que conduz à unidade de medição externa ou no interior da unidade de medição externa propriamente dita, quando o valor de Ah no secundário do transformador de corrente de uma fase especifica difere do valor de Ah medido pela unidade de medição externa, relacionada com essa fase; - Identificar erros de registo relacionados com a razão de transformação de corrente se o valor de Ah do primário do transformador de corrente difere da medição de energia externa; -Identificar erro de razão no transformador de corrente ou quaisquer falhas no referido equipamento, quando o resultado da comparação da corrente eléctrica integrada no enrolamento primário e no enrolamento secundário do mesmo transformador não corresponde ao valor conhecido da razão de transformação desse transformador de corrente; - Identificar potenciais desequilíbrios de tensão entre fases, quando os valores de Vh medidos nos transformadores de tensão correspondentes a cada fase diferem uns dos outros; e - Identificar potenciais desequilíbrios de corrente entre fases, quando os valores de Ah medidos nos 52 ΡΕ2283370 transformadores de corrente correspondentes a cada fase diferem uns dos outros.

Concordantemente, as empresas de serviços de energia eléctrica têm um sistema que apresenta uma solução alcançada por um investimento económico menor e significativas vantagens técnicas, desenhadas para assistir a monitorização, a operação de medição e de verificação de equipamento de perdas de negócio em instalações de medição indirecta com transformadores de corrente e/ou de tensão.

Além disso, a presente invenção proporciona baixo custo quando comparada com alternativas correntemente disponíveis. As características de inviolabilidade, simplicidade, precisão e de verificação permanente são capazes de proporcionar evidências físicas e concretas para suportar processos legais entre empresas fornecedoras de serviços eléctricos e o consumidor. A presente invenção também permite a verificação do desempenho no trabalho dos transformadores de corrente e de tensão, no campo, e pode auxiliar em casos de falhas na instalação, possíveis defeitos, fraude e derivações, sendo isto uma ferramenta poderosa na gestão dos sistemas de medição de energia eléctrica em geral. A presente invenção pode também ser utilizada em qualquer lugar ou instalação que tenha transformadores de corrente e/ou de tensão instalados em sistemas de medição 53 ΡΕ2283370 de energia eléctrica, quer sejam empresas de energia eléctrica, subestações privadas, e instalações industriais, de entre outras.

Tendo descrito exemplos de formas de realização preferidas, deverá ser entendido que o objectivo da presente invenção abrange outras possíveis variantes, e estão apenas limitados pelo conteúdo das Reivindicações apensas.

Lisboa, 18 de junho de 2013

Claims (19)

1. ΡΕ2283370 1 REIVINDICAÇÕES 1. Sistema de monitorização para transformadores (31, 33) utilizado em sistemas de medição indirecta de energia eléctrica numa instalação de medição de energia eléctrica, incluindo: pelo menos uma unidade de transformação de corrente auto-monitorizada (1) que inclui: um transformador de corrente (31), um contador de corrente integrada no tempo (4) numa ligação em série com um enrolamento secundário (31_2) do transformador de corrente (31), e um Módulo de Comunicação Remota (8) ligado à saída do contador de corrente integrada no tempo (4); uma unidade de consumo ou subestação (2) que recebe corrente eléctrica a partir do enrolamento primário (31_1) do transformador de corrente (31); uma unidade de medição externa (5) acoplada à instalação de medição de energia eléctrica para medir uma quantidade eléctrica nela recebida e estando numa ligação em série com um circuito secundário da unidade de transformação de corrente auto-monitorizada (1); e uma Unidade de Registo e Comunicação (7) que recebe e armazena dados medidos enviados tanto por pelo Módulo de Comunicação Remota (8) como pela unidade de medição externa (5); 2 ΡΕ2283370 em que a unidade de consumo ou subestação (2) está numa ligação em série com um circuito primário da unidade de transformação de corrente auto-monitorizada (1).
2. 2. Sistema de acordo com a Reivindicação 1, em que ele inclui adicionalmente um contador de corrente integrada no tempo (3) numa ligação em série com o enrolamento primário (31_1) do transformador de corrente (31) .
3. 3. Sistema de acordo com as Reivindicações 1 ou 2, em que a unidade de transformação de corrente auto-monitorizada (1) tem um dispositivo de saída (17) para calibração dos dados da quantidade eléctrica medida pelo contador de corrente integrada no tempo (3, 4).
4. 4. Sistema de acordo com qualquer das Reivindicações 1 a 3, incluindo adicionalmente: uma unidade de transformação de tensão auto-monitorizada (14) incluindo: um transformador de tensão (33) acoplado à instalação de medição de energia eléctrica e um contador de tensão eléctrica integrada no tempo (13) numa ligação em paralelo com o enrolamento secundário (3 3_2) do trans formador de tensão; em que o Módulo de Comunicação Remota (8) está ligado ao contador de tensão eléctrica integrada no tempo (13), e a 3 ΡΕ2283370 unidade de medição externa (5) está numa ligação em paralelo com o enrolamento secundário da unidade de transformação de tensão auto-monitorizada (14).
5. 5. Sistema de acordo com a Reivindicação 4, em que o contador de tensão eléctrica integrada no tempo (13) tem um dispositivo de saída (18) para calibração dos dados da quantidade eléctrica medidos por ele.
6. 6. Sistema de acordo com qualquer das Reivindicações 1 a 5, em que o Módulo de Comunicação Remota (8) transmite os dados medidos para uma estação de tele-medição (27) e um Dispositivo Leitor/Colector de Informação (9).
7. 7. Sistema de acordo com qualquer das Reivindicações 1 a 6, em que a Unidade de Registo e Comunicação (7) transmite os dados recebidos e armazenados para um de entre uma estação de tele-medição (27), um Dispositivo Leitor/Colector de Informação (9) e a unidade de medição externa (5).
8. 8. Sistema de acordo com qualquer das Reivindicações 1 a 7, em que a Unidade de Registo e Comunicação (7) tem um armazenamento de massa em que os dados da quantidade eléctrica medida são armazenados.
9. 9. Sistema de acordo com qualquer das Reivindicações 1 a 8, em que a Unidade de Registo e Comunicação (7) tem um ecrã (28) que apresenta os dados medidos a 4 ΡΕ2283370 partir de um entre os contadores de corrente integrada no tempo (3, 4) e o contador de tensão integrada no tempo (13) .
10. 10. Sistema de acordo com qualquer das Reivindicações 1 a 9, incluindo adicionalmente um Dispositivo Leitor/Colector de Informação (9) de mão, que recebe e armazena dados medidos de pelo menos um de entre o Módulo de Comunicações Remotas (8), a Unidade de Registo e Comunicação (7) e a unidade de medição externa (5).
11. 11. Sistema de acordo com a Reivindicação 10, em que o Dispositivo Leitor/Colector de Informação (9) transmite os dados recebidos e armazenados para pelo menos um de entre uma estação de tele-medição (27), a unidade de medição externa (5) e a Unidade de Registo e Comunicação (7) .
12. 12. Sistema de acordo com qualquer das Reivindicações 1 a 11, incluindo adicionalmente pelo menos um ecrã (6, 15) que apresenta os dados medidos e a razão de transformação de corrente para um certo intervalo de tempo.
13. 13. Sistema de acordo com qualquer das Reivindicações 1 a 12, em que os contadores de corrente integrada no tempo (3, 4) têm um armazenamento de massa para armazenar os dados medidos por eles durante um certo intervalo de tempo. 5 ΡΕ2283370
14. 14. Sistema de acordo com qualquer das Reivindicações 4a 13, em que o contador de tensão integrada no tempo (13) tem um armazenamento de massa para armazenar os dados por ele durante um certo intervalo de tempo.
15. 15. Sistema de acordo com a Reivindicação 10, em que pelo menos um de entre o Dispositivo Leitor/Colector de Informação LCI (9), a Unidade de Registo e Comunicação RCU (7) e a unidade de medição externa (5) realiza uma função de comparação e uma função de diagnóstico para processar os dados a partir de contador (3, 4, 13) e a unidade de medição externa (5) comparando os dados recebidos uns com os outros e emitindo diagnósticos baseados nos resultados das comparações.
16. 16. Método de monitorização e de diagnóstico de transformadores numa instalação de medição de energia eléctrica indirecta incluindo: uma unidade de transformação de corrente auto-monitorizada (1) que inclui um transformador de corrente (31), um contador de corrente integrada no tempo (4) numa ligação em série com um enrolamento secundário (31_2 ) do transformador de corrente (31), e um Módulo de Comunicação Remota (8) ligado à saída do contador de corrente integrada no tempo (4); uma unidade de consumo ou subestação (2) que recebe corrente eléctrica a partir do enrolamento primário (31_1) do transformador de corrente (31); e 6 ΡΕ2283370 uma unidade de medição externa (5) acoplada à instalação de medição de energia eléctrica indirecta para medir uma quantidade eléctrica nela recebida e estando numa ligação em série com um circuito secundário da unidade de transformação de corrente auto-monitorizada (1), sendo o método caracterizado por incluir os passos de: medir os valores da corrente integrada no tempo que circula através da unidade de consumo ou subestação (2) por meio da unidade de medição externa; medir a corrente integrada no tempo que circula através do enrolamento secundário (31_2) do transformador de corrente (31) por meio do contador de corrente integrada no tempo (4) ; realizar comparações entre os valores medidos pelo contador de corrente integrada no tempo (4) e a unidade de medição externa (5); e gerando resultados de diagnóstico a partir dos dados comparados.
17. 17. Método de acordo com a Reivindicação 16, incluindo adicionalmente os passos de medir a corrente integrada no tempo que circula através do enrolamento primário (31_1) do transformador de corrente (31) por meio de um contador de corrente integrada no tempo (3) numa ligação em série com o enrolamento primário (31_1) do 7 ΡΕ2283370 transformador de corrente (31); comparar os valores medidos pelo contador de corrente integrada no tempo (4) que está numa ligação em série com um enrolamento secundário do transformador de corrente e os respectivos valores medidos pelo contador de corrente integrada no tempo (3) que está numa ligação em série com o enrolamento primário do transformador de corrente e gerando resultados de diagnóstico a partir dos dados comparados.
18. 18. Método de acordo com a Reivindicação 16, em que a instalação de medição de energia eléctrica indirecta inclui adicionalmente uma unidade de transformação de tensão auto-monitorizada (14) que inclui um transformador de tensão (33) acoplado à instalação de medição de energia eléctrica e a um contador de tensão integrada no tempo (13) numa ligação em paralelo com o enrolamento secundário (33_2) do transformador de tensão, incluindo o método adicionalmente os passos de: medir os valores da tensão integrada no tempo do enrolamento secundário (33_2) do transformador de tensão (33) por meio do contador de tensão integrada no tempo (13); medir a tensão integrada no tempo na unidade de consumo ou subestação (2) por meio da unidade de medição externa (5); comparar os valore medidos pelo contador de tensão integrada no tempo (13) e a unidade de medição externa (5); e ΡΕ2283370 gerar resultados de diagnóstico a partir dos dados comparados.
19. 19. Método de acordo com qualquer das Reivindicações 16 a 18, em que os passos de realizar comparações entre os dados medidos e de gerar resultados de diagnóstico a partir dos dados comparados são levados a cabo automaticamente por uma Unidade de Registo e Comunicação (7). Lisboa, 18 de junho de 2013