ES2380254A1 - Dispositivo y metodo para la localizacion de faltas en lineas de distribucion electrica. - Google Patents
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Abstract
Método de localización de faltas en líneas de distribución eléctrica en donde, a partir de las medidas de los fasores de corriente, del módulo de las tensiones y del conocimiento de las características de la instalación, el método estima la posición del fallo mediante el análisis de la impedancia, usando esencialmente el primer re-cierre del relé de protección.
Description
Dispositivo y método para la localización de
faltas en líneas de distribución eléctrica.
El objeto principal de la presente invención es
la localización de faltas en líneas de distribución eléctrica
mediante un equipo y un método diseñado a tal efecto para líneas de
distribución eléctrica de media tensión y que están basados en un
método de análisis de la impedancia y en la estimación del desfase
tensión/intensidad (V/I). La presente invención es de aplicación en
el campo de la distribución de energía eléctrica.
\vskip1.000000\baselineskip
Es tarea fundamental de las compañías eléctricas
garantizar el suministro de energía a los usuarios en condiciones
de continuidad y calidad. Así, la localización de faltas en líneas
eléctricas se convierte en una tarea prioritaria para la compañía de
distribución. Una vez detectada la falta, la posibilidad de estimar
con exactitud y de forma automática la posición de dicha falta
desde un centro de control, y en un tiempo relativamente pequeño,
aporta grandes ventajas desde el punto de vista de la calidad del
servicio: la disminución del tiempo de restauración del servicio
eléctrico a los usuarios así como la disminución del número de
maniobras necesarias para dicha restauración. Esto hace que sea muy
atractiva, en términos de calidad y economía, la implantación de
sistemas de localización de esta naturaleza.
El desarrollo y aplicación de sistemas basados
en microprocesadores en ingeniería eléctrica (IEDs) marca la
aparición de las primeras técnicas de localización automática de
fallos [1] y [2]. Desde entonces se han desarrollado numerosos
métodos de localización automática de fallos que pueden dividirse en
tres categorías fundamentales.
La primera de estas categorías es la que incluye
los métodos basados en ondas viajeras (travelling waves en
terminología anglosajona). Este tipo de métodos analizan las señales
de alta frecuencia (>500 KHz), en corrientes o en tensiones,
producidas por los impulsos generados al desencadenarse el fallo
[3][4]. Estos impulsos viajan a velocidades elevadas a través de las
líneas eléctricas, que actúan como guías de ondas. La detección de
la llegada del impulso a dos puntos distantes permite estimar la
posición del fallo. Estos métodos suelen emplear como herramienta de
pre-procesado la transformada wavelet [5][6], aunque
en algunos casos se trabaja con medidas en dos terminales [7], o en
un solo terminal. Estas técnicas no precisan de un conocimiento
completo de las características de las líneas, sin embargo, las
altas velocidades no precisan de un conocimiento completo de las
características de las líneas, sin embargo, las altas velocidades de
las ondas implican grandes errores en la localización de la falta.
Por otro lado, las no homogeneidades en las líneas y la existencia
de ramas laterales provocan la aparición de ondas reflejadas que,
combinadas con la cuestión anterior, limitan estas técnicas a redes
geográficamente amplias y de topología simple, en definitiva, a
redes de transporte de alta tensión.
Los métodos basados en el uso de componentes de
relativa alta frecuencia de tensiones o corrientes forman una
segunda categoría. Las medidas obtenidas, con frecuencias
relativamente altas (<10 KHz) se analizan utilizando técnicas en
el dominio de la frecuencia. Pueden utilizar técnicas clásicas [8],
y en otros casos, relacionar la frecuencia natural de oscilación del
sistema con la distancia [9], o aplicando técnicas de inteligencia
computacional [10].
La tercera categoría corresponde a los métodos
de impedancia, que usan los componentes fundamentales (fasores) de
tensiones e intensidades en puntos terminales de la línea y son los
más usados en la localización de faltas en redes de distribución.
Consisten en calcular las impedancias de las líneas, tal y como se
ven desde los terminales de las mismas, antes y durante la falta. A
su vez se dividen dos subcategorías:
- -
- Métodos en dos terminales, aplicados generalmente en líneas de transporte. Las medidas se realizan sobre los fasores (tensiones y corrientes) en los dos extremos de la línea. Pueden requerir medidas sincronizadas [11], usar solo medida de tensiones [12] o usar medidas no sincronizadas [13]. Por otro lado, también usan redes neuronales [14].
- -
- Métodos de un solo terminal, que son los preferidos en las líneas de distribución, la medida de los fasores de tensiones y corrientes se realiza en la subestación. Una buena descripción de los diferentes métodos se encuentra en [15]. Dentro de los métodos podemos distinguir entre los que usan técnicas analíticas, que van evolucionando:
- -
- Resuelven el problema de las ramas laterales para sistemas balanceados y desbalanceados [16][17].
- -
- Para líneas que combinan líneas subterráneas y aéreas [18].
- -
- Los que enfocan el problema de múltiples soluciones (clásico de este tipo de métodos) mediante información adicional de las líneas [19].
- -
- Por último, dentro de estos métodos, cabe destacar los basados en inteligencia computacional, ya sea en redes neuronales (NN) [20][21] o lógica difusa [22].
\vskip1.000000\baselineskip
Las patentes registradas hasta la fecha se basan
en los métodos arriba descritos y ninguna recoge el uso de
corrientes de magnetización para la estimación del desfase
tensión/corriente, como propone la presente invención. Patentes de
localización de fallos en líneas eléctricas son, a modo de
ejemplo:
El documento WO 2007/032697 describe un método
para localización de faltas en líneas eléctricas aplicable a líneas
de tres terminales o a líneas multiterminales. La esencia de esta
invención radica en un método para localizar faltas en líneas
eléctricas dividiendo en secciones las líneas de un sistema de
transmisión o distribución y asumiendo una hipotética localización
en, al menos, una de estas secciones, partiendo de las medidas de
las corrientes en las condiciones de fallo y
pre-fallo, en todas las estaciones terminales del
sistema y, además, de la medida de la fase de la tensión de línea,
en las condiciones de fallo y pre-fallo, en una de
las estaciones terminales del sistema. Se obtienen con el método las
componentes simétricas de las medidas de corriente y tensión, así
como la corriente total en el punto de fallo, determinando las
distancias a las localizaciones hipotéticas del fallo y la
resistencia de fallo. Para ello usa la comparación entre los valores
numéricos de las distancias a las hipotéticas localizaciones del
fallo y rechaza los valores negativos o mayores de uno, en unidades
relativas, y haciendo lo mismo con los valores estimados de la
resistencia de fallo.
Un sistema de localización de fallas se describe
en el documento US 6 477 475 en donde dicho sistema comprende una
pluralidad de subestaciones, que envían información de todas las
líneas de transmisión y distribución, así como una estación maestra,
que localiza el fallo a partir de la diferencia en los tiempos de
detección de las distintas subestaciones. En esta misma línea, el
documento AU 2008/200131 expone un sistema de localización del punto
de fallo, equipado con varias estaciones esclavas que recogen datos
de la situación pre-fallo de la línea de
distribución y de una estación maestra para recoger la información
de la tensión de los puntos de la línea de distribución
proporcionados por las estaciones esclavas, y reduce esta
información a la localización de un solo punto de fallo, a partir de
los hipotéticos posibles.
\vskip1.000000\baselineskip
[1] A. Girgis, C. Fallon y D.
Lubkeman, "A fault location technique for rural
distribution feeders" Industry Applications, IEEE
Transactions on, vol. 29, 1993, págs.
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[2] T. Takagi et al.
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one-terminal voltage and current data",
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PAS-101, 1982, págs.
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[3] Zeng Xiangjun, K. Li, Liu
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traveling wave for power networks", Industry Applications
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[4] Wenjin Dai, Min Fang, y Lizhen
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[5] Jiantao Sun, Xishan Wen,
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[6] Zhang Feng, Liang Jun, Zhang
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[7] Chae-kyun Jung y
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[8] E. Rosoxllowski, J. Izykowski,
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[9] V. Kachesov, A. Ovsajnnikov, y
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[10] S. de Souza, A. da Silva, y
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[11] S. El Safty, M. Nasr, y M.
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interconnected networks using phasor measurement unit",
IEEE 12th International Middle-East Power System
Conference, MEPCON 2008. 12-15 March 2008, págs.
6-10.
\global\parskip0.900000\baselineskip
[12] Yuan Liao, "Fault Location for
Single-Circuit Line Based on
Bus-Impedance Matrix Utilizing Voltage
Measurements", Power Delivery, IEEE Transactions on,
vol. 23, 2008, págs. 609-617.
[13] A. Dalcastagne, S. Filho, H.
Zurn, y R. Seara, "An Iterative
Two-Terminal Fault-Location Method
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Transactions on, vol. 23, 2008, págs.
2318-2329.
[14] A.J. Mazon, I. Zamora, J.F.
Miñambres, M.A. Zorrozua, J.J. Barandiaran, y
K. Sagastabeitia, "A new approach to fault location in
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vol. 56, Dic. 2000, págs. 261-266.
[15] J. Mora-Florez, J.
Melendez, y G. Carrillo-Caicedo,
"Comparison of impedance based fault location methods for power
distribution systems", Electric Power Systems
Research, vol. 78, Abr. 2008, págs. 657-666.
[16] Seung-Jae Lee,
Myeon-Song Choi, Sang-Hee
Kang, Bo-Gun Jin,
Duck-Su Lee, Bok-Shin
Ahn, Nam-Seon Yoon,
Ho-Yong Kim, y Sang-Bong
Wee, "An intelligent and efficient fault location and
diagnosis scheme for radial distribution systems", Power
Delivery, IEEE Transactions on, vol. 19, 2004, págs.
524-532.
[17] E. Senger, G. Manassero, C.
Goldemberg, y E. Pellini, "Automated fault
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[18] E. Sayed Tag El Din, M.M. Abdel
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location scheme for combined overhead line with underground power
cable", Electric Power Systems Research, vol. 76, Jul.
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[19] R. Salim, M. Resener, A.
Filomena, K. Rezende Caino de Oliveira, y A.
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Formulation for Power Distribution Systems", Power
Delivery, IEEE Transactions on, vol. 24, 2009, págs.
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[20] K. de Oliveira, R. Salim, A.
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Intelligence, 2007, págs. 1054-1065.
[21] R. Salim, K. de Oliveira, A.
Filomena, M. Resener, y A. Bretas, "Hybrid
Fault Diagnosis Scheme Implementation for Power Distribution Systems
Automation", Power Delivery, IEEE Transactions on,
vol. 23, 2008, págs. 1846-1856.
[22] Xu Luo y M. Kezunovic,
"Implementing Fuzzy Reasoning Petri-Nets for
Fault Section Estimation", Power Delivery, IEEE
Transactions on, vol. 23, 2008, págs.
676-685.
\vskip1.000000\baselineskip
El método de localización de faltas en líneas de
distribución eléctrica objeto de la presente invención se basa en
técnicas de análisis de impedancia aparente, con medidas en un solo
terminal en la subestación eléctrica. El problema técnico que
soluciona la presente invención respecto de los desarrollos
descritos en el estado de la técnica, es que dichos sistemas y
métodos requieren para la medida de la impedancia el conocer el
valor de los fasores (módulo y fase) tanto de las corrientes de
líneas como de las tensiones, ya sean medidas de línea a línea como
de línea a neutro. El método objeto de la presente invención
únicamente requiere conocer los valores de las corrientes de línea
y el del módulo de la tensión, pero no la fase. Esta fase necesaria
se estima mediante el análisis de las corrientes de choque
producidas en el primer re-cierre del relé de
protección.
En un primer aspecto de la invención, el
dispositivo de localización de faltas en líneas de distribución
eléctrica está configurado para la estimación de la posición de la
falta en la línea (X*L, siendo X el porcentaje entre 0 y 1 y L la
longitud total de la línea) partiendo de los valores instantáneos de
corriente de cada línea I_{A}, I_{B} e I_{C} medidos durante
las situaciones de pre-falta, falta y primer
re-cierre o choque; suponiendo conocido el módulo de
las tensiones de fase, o bien el valor eficaz (RMS) de las tensiones
de fase, conocida su frecuencia. Por tanto, no es necesario medir la
fase de las tensiones, ya que el equipo objeto de la invención
estima estas variables.
Además de las medidas de corriente son
necesarios, para la localización de la falta, los datos de
configuración de la instalación, esto es la impedancia de salida del
transformador de la subestación (Z_{Gen}), la impedancia de
entrada del transformador con el que se acopla la carga (Z_{in}),
la resistencia del neutro (R_{Gnd}), la longitud total de la línea
(L) y la impedancia de la misma (R_{L\text{í}nea} +
jX_{L\text{í}nea}).
En un segundo aspecto de la invención, el método
de localización de faltas en líneas de distribución eléctrica está
configurado para que, a partir de las medidas de los fasores de
corriente, del módulo de las tensiones y del conocimiento de las
características de la instalación, el dispositivo descrito estime la
posición del fallo siguiendo, al menos, las siguientes etapas:
(i) una primera etapa de estimación de las fases
de las tensiones aplicadas al transformador de la carga, en donde a
partir de las corrientes durante el primer re-cierre
(corrientes de choque) se calculan las fases de las tensiones
aplicadas en bornas o fases de los transformadores;
\global\parskip1.000000\baselineskip
(ii) una segunda etapa de estimación de las
fases de las tensiones en la subestación, en donde una vez
estimadas las fases de las tensiones en el transformador de
acoplamiento de carga, se calculan las fases de las tensiones en la
subestación eléctrica, línea a línea y línea-neutro,
usando los valores instantáneos de las corrientes de fase; y
(iii) una tercera etapa de localización de la
falta en donde una vez estimadas las fases de las tensiones en la
subestación, y conocidos los fasores de las corrientes durante la
falta, se utilizan técnicas ya conocidas y probadas para el cálculo
de la posición de la falta.
\vskip1.000000\baselineskip
Las dos primeras etapas suponen la aportación
novedosa del método objeto de la presente invención, mientras que la
tercera supone la aplicación de técnicas conocidas en el actual
estado de la técnica.
El método y dispositivo de la invención se basan
en el análisis de la impedancia aparente, con medidas en un solo
terminal en la subestación eléctrica. La invención descrita
simplifica la detección de fallos en las líneas de distribución
eléctrica, puesto que en el actual estado de la técnica, los
sistemas de detección de fallos están basados en el conocimiento de
los valores de los fasores (módulo y fase) tanto de las corrientes
de líneas como de las tensiones (línea a línea o línea a neutro)
para la medida de la impedancia de la línea de distribución. En la
presente invención sólo se requiere conocer los valores de las
corrientes de línea a neutro y el del módulo de tensión, pero no la
fase, que normalmente se obtiene de la medida del valor eficaz de
dicha tensión. Esta fase de la tensión (o el desfase
tensión/corriente) necesaria para la localización de la falta, y
frecuentemente no medida en las subestaciones eléctricas, se estima
mediante el análisis de las corrientes de choque por energización
(en inglés, inrush current) producidas por los
transformadores durante el primer re-cierre del relé
de protección.
A lo largo de la descripción y las
reivindicaciones la palabra "comprende" y sus variantes no
pretenden excluir otras características técnicas, aditivos,
componentes o pasos. Para los expertos en la materia, otros objetos,
ventajas y características de la invención se desprenderán en parte
de la descripción y en parte de la práctica de la invención. Los
siguientes ejemplos y dibujos se proporcionan a modo de ilustración,
y no se pretende que sean limitativos de la presente invención.
Además, la presente invención cubre todas las posibles combinaciones
de realizaciones particulares y preferidas aquí indicadas.
\vskip1.000000\baselineskip
Fig 1. muestra una situación de la línea en
estado normal o pre-falta.
Fig 2. muestra una situación de la línea al
entrar en falta.
Fig 3. muestra una representación de las
corrientes I_{A}, I_{B}, I_{C} e I_{e} durante las
situaciones de pre-falta, falta y corte de línea en
un caso real, siendo I_{e} = (I_{A} + I_{B} + I_{C}) =
I_{Fallo}. Obsérvese que la línea en falta está representada con
una escala mayor.
Fig 4. muestra la situación de la línea en el
primer pre-cierre automático del interruptor.
Suponiendo que la falta persiste (fallo permanente) a pesar de la
desconexión de la línea.
Fig 5. muestra la forma de las corrientes
durante el primer pre-cierre en un caso real de
falta. Se observa, los grandes valores alcanzados (del orden de 1 kA
de pico), y la fuerte distorsión de las señales.
Fig 6. muestra un modelo simplificado de un
transformador trifásico, y un comportamiento no lineal de la bobina
de magnetización.
Fig 7. muestra la obtención de la tensión de
línea, a partir de las corrientes de magnetización.
Fig 8. muestra un estudio del comportamiento de
las señales para distintos instantes de re-cierre,
respecto al período de la señal.
Fig 9. muestra unos componentes de magnetización
de las corrientes de línea.
Fig 10. muestra la descripción del método de
extracción de las dos componentes.
Fig 11. muestra un sistema con fallo simple
I-g.
Fig 12. muestra una corriente de falta
I-g.
Fig 13. muestra una estructura del dispositivo
objeto de la invención en su primera realización práctica.
Fig 14. muestra una estructura del dispositivo
objeto de la invención en su segunda realización práctica.
\vskip1.000000\baselineskip
A continuación, para una mejor comprensión del
funcionamiento del método y dispositivo objeto de la presente
invención se describen las señales y secuencias de operaciones
típicas que se generan y desencadenan ante la aparición de una
falta, vistas desde la subestación origen de la línea.
\vskip1.000000\baselineskip
Se supone un estado inicial donde se dispone de
un sistema representado por una fuente ideal trifásica balanceada
(secundario del transformador de la subestación), asociado a una
impedancia (Z_{Gen}, equivalente Thevenin de dicho transformador)
(Fig. 1). Por otra parte, el neutro del secundario (Y) del
transformador aparece conectado a tierra mediante una resistencia
(R_{Gnd}) que limita la corriente de cortocircuito en caso de
falta a tierra. Esta fuente se conecta hasta la carga, que se supone
acoplada mediante transformador, mediante una línea (aérea,
subterránea o combinada). El relé de protección "vigila" las
corrientes de cada línea y abrirá el interruptor en caso de detectar
la presencia de una falta.
Además, se supone un estado inicial balanceado,
esto es: las tensiones de línea (V_{A}, V_{B}, V_{C}) tienen
el mismo valor eficaz y su desfase relativo es de 120º
respectivamente. Las corrientes de línea (I_{A}, I_{B}, I_{C})
tienen el mismo valor eficaz y su desfase relativo es de 120º
respectivamente. La suma de las corrientes I_{A} + I_{B} +
I_{C} (componente homopolar) es cero.
\vskip1.000000\baselineskip
La aparición de una falta simple
fase-tierra, se modela como la conexión en un punto
de alguna de las tres líneas (por ejemplo la c, Fig. 2), de una
resistencia R_{Fallo} a tierra. La aparición de una falta de este
tipo provoca dos fenómenos que se aprovechan para su detección: por
una parte la suma de las corrientes de fase deja de ser cero y se
hace igual a la corriente de la falta I_{Fallo}. Por otra parte,
dado que R_{Fallo} suele ser pequeña, la corriente en la fase en
falta crece enormemente.
Será misión del relé de protección, aprovechando
cualquiera de estos dos fenómenos, detectar la aparición de la
falta y ordenar la apertura del interruptor
des-energizando la línea trifásica completa. En la
Fig. 3 se pueden ver las formas de las señales de corriente
(I_{A}, I_{B}, I_{C}) registradas por un relé en cada una de
estas situaciones. Obsérvese que al final y debido a la apertura
del interruptor todas las corrientes se hacen cero.
\vskip1.000000\baselineskip
Una vez detectada la falta y desconectada la
línea por el relé, se procede a un re-cierre
automático del interruptor pasadas una décimas de segundo. En caso
de que la causa del fallo sea transitoria (por ejemplo, un arco
eléctrico causado por un animal), la descarga momentánea de la
línea es suficiente para que desparezca dicha causa, de forma que,
al rearmarse la línea, no se detectan las condiciones de falta y el
servicio queda restaurado en poco tiempo. A esta operación se le
denomina primer re-cierre y generalmente se produce
de forma automática. En la Fig. 4 se muestra la situación de línea
en el primer re-cierre automático del interruptor.
Se supone que la falta persiste (fallo permanente) a pesar de la
desconexión de la línea.
Un fenómeno clásico del cierre de una línea con
cargas acopladas mediante transformador es el denominado, corrientes
de choque por energización (en inglés, "inrush
current"). Debido a la saturación de los núcleos de los
transformadores se producen transitorios, donde las corrientes de
línea, fuertemente distorsionadas, alcanzan niveles muy por encima
de las corrientes normales.
Este fenómeno se produce incluso en sistemas sin
falta, y debe ser diferenciado por el relé, generalmente mediante la
medida del porcentaje del segundo armónico, de las sobre corrientes
producidas durante las faltas, para no sufrir falsas
detecciones.
Por supuesto, si la causa del fallo no ha
desaparecido, el relé detecta de nuevo esta condición y procede a
abrir de nuevo el interruptor, permaneciendo en este estado (fallo
permanente), generándose la alarma correspondiente.
En la Fig. 5 se muestran las formas de onda de
las corrientes durante el primer re-cierre en un
caso real de falta. Obsérvese los grandes valores alcanzador (del
orden de 1 kA de pico), y la fuerte distorsión de las señales.
\newpage
Primera
Etapa
Si se atiende al modelo del transformador, se
puede observar que el fenómeno de magnetización se modela mediante
una bobina cuyo valor de inductancia presenta un comportamiento no
lineal. En la Fig. 6A se muestra un modelo simplificado de un
transformador trifásico. En la Fig. 6B se detalla el comportamiento
no lineal de la bobina de magnetización de dicho transformador.
Este efecto inductivo es usado para la
determinación de la fase de la tensión. La relación existente entre
la corriente y la tensión en la inductancia es
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
De [Ec. 1] se deduce que los máximos de las
señales de corriente de magnetización de cada fase (I_{ABmag},
I_{BCmag}, I_{CAmag}) coinciden con los pasos por cero de la
tensión aplicada sobre ella, tal y como podemos observaren la Fig.
7, en la que se ilustra la obtención de la tensión de línea, a
partir de las corrientes de magnetización.
El principal inconveniente, es que dichas
corrientes de magnetización son desconocidas, contándose únicamente
con la información de las corrientes de línea que circulan por el
transformador (I_{A}, I_{B}, I_{C}). Para resolver este
problema se han de seguir las siguientes sub-etapas
o pasos:
\vskip1.000000\baselineskip
Paso
1
Para este paso se aprovecha la información
registrada tras la detección del fallo, momentos antes de que se
desconecten las líneas. La Ec. 2 define las corriente permanentes de
línea (I_{A \ permanente}, I_{B \ permanente}, I_{C \
permanente}).
Dependiendo del tipo de fallo que se produzca,
para la determinación de esta señal será necesario tener en cuenta
el efecto de esta corriente de fallo, para cada una de las
líneas.
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
Donde I_{X \ permanente} es la corriente de la
línea X durante el período denominado "situación de falta" y
representado en la Fig. 3.
\vskip1.000000\baselineskip
Paso
2
Tras la reconexión de las líneas, la corriente
de cada una de estas estará compuesta por: (a) una componente de
magnetización muy elevada; (b) otra que corresponde a la corriente
que se transfiere al secundario; y (c) una tercera componente que
representa la corriente de fallo de esa línea. Las corrientes
permanentes de línea calculadas en el paso anterior son una buena
aproximación de la segunda componente de la corriente de línea.
Donde I_{X \ post \ reconexión} es la
corriente de la línea X durante el período denominado "primer
re-cierre" y representado en la Fig. 5.
\vskip1.000000\baselineskip
Paso
3
Si se atiende al comportamiento de las señales
de magnetización de fase para distintos valores del instante de
reconexión, para el caso de un único transformador, siempre existen
dos de ellas, que nunca se solapan, tal y como se representa en las
Figs. 8A-8B-8C. Como una corriente
de línea es siempre la combinación de dos corrientes de fases, en
cada componente de magnetización de cada corriente de línea se
tienen siempre las dos informaciones. No obstante, únicamente en una
de ellas la información se presenta de una forma separada.
La forma de identificar cual de las tres
componentes de magnetización de cada corriente de línea es la que
contiene la información deseada se hace atendiendo otra vez al
estudio del comportamiento de las componentes de magnetización de
las corrientes de fase. Así pues, se puede observar que la
componente de magnetización de mayor amplitud, en ningún caso, forma
parte de la corriente de línea que se pretende localizar. Esto
implica que dicha señal a localizar estará compuesta por las
componentes de magnetización de las otras dos corrientes de fase. En
base a esto, es suficiente con analizar cuál de las tres componentes
de magnetización de las corrientes de línea presenta una menor
amplitud tras el re-cierre, característica
únicamente localizada en la componente que se pretende
identificar.
\vskip1.000000\baselineskip
Paso
4
Una vez identificada en el apartado anterior la
componente de magnetización de la corriente de línea en cuestión, se
procede a identificar las componentes de magnetización de las dos
corrientes de fase. Para esto se estudiará un período de la señal
(para el caso de 50 Hz, 20 ms). La información de la corriente de
magnetización es la misma en cada período, pero tiende a atenuarse
de forma exponencial con el paso del tiempo. Esto hace que, para el
análisis, es más conveniente utilizar los primeros ciclos, tras la
reconexión.
En la Fig. 9 es posible observar, para el caso
de Ib-Ib_{permanente}, un ejemplo de un período de
la componente de magnetización. En esta se pueden apreciar dos
crestas de distinta polaridad, siendo cada uno de ellas fruto del
efecto de una componente de magnetización de cada corriente de fase.
Este fenómeno hace que, fijando un umbral, podamos extraer la
información deseada, tal y como se muestra en la Fig. 10.
Puede darse el caso de que la corriente de
magnetización sea tan pequeña que no supere el umbral establecido.
Si esto sucede, se considera dicha componente de magnetización
despreciable, aproximándose a un valor nulo de corriente.
\vskip1.000000\baselineskip
Paso
5
Una vez determinadas las componentes de
magnetización de dos de las tres corrientes de fases, hay que
estimar la tercera, de la forma que se describe a continuación. Cada
corriente de línea es la suma vectorial de dos corrientes de fase,
la componente de magnetización de la corriente de fase que falta por
calcular se puede obtener de forma redundante mediante las
siguientes expresiones:
Una ventaja de esta redundancia es que permite,
mediante el promedio de los dos valores, minimizar los errores
introducidos en la estimación.
\vskip1.000000\baselineskip
Paso
6
Una vez determinadas las componentes de
magnetización de las tres corrientes de fase, ya podemos determinar,
coincidiendo con cada uno de sus máximos, los pasos por cero de sus
correspondientes tensiones de fase, tal y como se observa en la Fig.
7, o lo que es lo mismo, las fases de la tensión en cada una de las
fases o bornas del transformador.
\vskip1.000000\baselineskip
Segunda
Etapa
La resolución de este problema consiste en la
realización de un análisis de las mallas del circuito mostrado en la
Fig. 11 correspondiente a un sistema con fallo simple
I-g, evaluando los valores en el instante de paso
por cero de las tensiones de fase.
Centrándonos en la malla en la cual no
interviene el fallo (malla superior) se obtiene:
\vskip1.000000\baselineskip
Además, se conoce que V_{AB}(t) es una
función sinusoidal de amplitud \sqrt{2}V_{RMS}
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
Evaluando las expresiones [Ec. 5] y [Ec. 6] en t
= t_{0}, y siendo t_{0} un instante tal que
V'_{AB}(t_{0}) = 0, se tiene que
\vskip1.000000\baselineskip
\vskip1.000000\baselineskip
Igualando las [Ec. 7] y [Ec. 8] queda:
Que despejando \Phi_{AB} se obtiene la
siguiente expresión:
\vskip1.000000\baselineskip
Esta operación se resuelve para dos valores de
ángulos, suponiendo que los efectos de las impedancias de línea,
generador y transformador son pequeñas, nos quedaremos con el valor
de \Phi_{AB} más próximo a \Phi'_{AB}.
Una vez determinados, la fase \Phi_{AB}, si el
generador es un sistema equilibrado, se obtiene que:
\vskip1.000000\baselineskip
A su vez, como el sistema del generador es
equilibrado en tensiones:
\vskip1.000000\baselineskip
\newpage
Tercera
Etapa
Esta etapa de localización de la falta es una
aplicación directa del estudio de la impedancia del circuito de
tierra. Del análisis de la malla en la que se ha producido la falta
(Fig. 12) se obtiene que:
\vskip1.000000\baselineskip
Al ser fasores, la [Ec. 17] se descompone en
dos, una que representa la parte real de los fasores, y otra que
representa la parte imaginaria:
\vskip1.000000\baselineskip
En estas [Ec. 18] y [Ec. 19] las incógnitas son
x y R_{fallo}. Despejando en la [Ec. 19] se
obtiene:
\vskip1.000000\baselineskip
Sustituyendo [Ec. 20] en [Ec. 18] se obtiene
Despejando x en [Ec. 21]
\newpage
También se estima el valor de la resistencia de
fallo, sustituyendo [Ec. 22] en [Ec. 20]:
Por otro lado, en un segundo aspecto de la
invención, el dispositivo de localización de faltas en líneas de
distribución eléctrica está configurado para la estimación de la
posición de la falta en la línea (X*L, siendo X el porcentaje entre
0 y 1 y L la longitud total de la línea) partiendo de los valores
instantáneos de corriente de cada línea I_{A}, I_{B} e I_{C}
medidos durante las situaciones de pre-falta, falta
y primer re-cierre o choque; suponiendo conocido el
módulo de las tensiones de fase, o bien el valor eficaz (RMS) de
las tensiones de fase, conocida su frecuencia.
Las variables de entrada (los valores
instantáneos de corriente de cada línea) pueden ser adquiridas
mediante un equipo con dos realizaciones particulares:
(a) Las corrientes son adquiridas directamente
por el equipo (Fig. 13) situado físicamente en la subestación y que
comprende, al menos, un primer módulo sensor de corriente; un
segundo módulo de conversión analógico-digital
configurado para obtener los valores instantáneos de corriente de
cada línea a partir de los valores de salida de los transformadores
de medida de corrientes usados por los relés de protección, en
donde dicho segundo módulo comprende una entrada analógica para la
medida del valor eficaz de la tensión, generado por un equipo
independiente en la subestación, y una entrada digital que,
conectada al relé de protección, le indicará la detección de una
falta; y
(b) Las corrientes son adquiridas a partir de
otros equipos mediante un canal de comunicaciones digital (Fig. 14).
En esta segunda opción las medias y registro de corrientes es
realizada por otro equipo que se encarga de almacenarlas. En
particular, una de las funciones que presentan los relés actualmente
instalados en las subestaciones es la capacidad de registrar los
datos de las señales justo antes y después de la detección del
fallo. A la presentación gráfica de este registro se le denomina
"oscilograma" o "perturbograma" (Fig. 3 y Fig. 5). El
tamaño del registro puede ser variable pero no suele extenderse más
allá de unas décimas de segundo, antes y después de la detección del
fallo. Así mismo, la frecuencia del muestreo de las señales, es
decir la cadencia de registro de los datos, aunque en algunos casos
sea configurable, es relativamente baja, del orden de 1 KHz. Estos
registros se almacenan en un formato estándar denominado COMTRADE y
son accesibles, mediante el sistema de comunicaciones de la
compañía, desde el centro de control. En esta segunda opción, el
equipo puede colocarse en el centro de control y, conectado a la red
de comunicaciones de la compañía, acceder a los registros de datos
de diferentes líneas. Como consecuencia lógica, un único equipo es
válido para la detección de faltas en numerosas líneas.
Claims (8)
1. Método de localización de faltas en líneas de
distribución eléctrica en donde, a partir de las medidas de los
fasores de corriente, del módulo de las tensiones y del conocimiento
de las características de la instalación, el método estima la
posición del fallo; estando el método caracterizado porque
comprende, al menos, las siguientes etapas:
(i) una primera etapa de estimación de las fases
de las tensiones aplicadas al transformador de la carga, en donde a
partir de las corrientes durante el primer re-cierre
o corrientes de choque, se calculan las fases de las tensiones
aplicadas en bornas o fases de los transformadores;
(ii) una segunda etapa de estimación de las
fases de las tensiones en la subestación, en donde una vez
estimadas las fases de las tensiones en el transformador de
acoplamiento de carga, se calculan las fases de las tensiones en la
subestación eléctrica, línea a línea y línea-neutro,
usando los valores instantáneos de las corrientes de fase; y
(iii) una tercera etapa de localización de la
falta en donde una vez estimadas las fases de las tensiones en la
subestación, y conocidos los fasores de las corrientes durante la
falta, se calcula la posición de la falta, mediante el análisis de
la impedancia.
\vskip1.000000\baselineskip
2. Método de acuerdo con la reivindicación 1 que
se caracteriza porque la estimación de las fases de las
tensiones aplicadas al transformador de la carga comprende, al
menos, los siguientes pasos: (i) una primer paso de determinación de
las corrientes de régimen permanente; (ii) un segundo paso de
determinación de las corrientes de magnetización de línea; (iii) un
tercer paso de identificación de la corriente de magnetización de
línea que contiene la información de desacoplada de dos corrientes
de magnetización de fase; (iv) un cuarto paso de extracción de la
componente de magnetización de dos corrientes de fase presentes en
la corriente determinada en el tercer paso; (v) un quinto paso de
determinación de la componente de magnetización de la tercera
corriente de fase; y (vi) un sexto paso de determinación de la fase
de la tensión de cada una de las fases del transformador, en donde
una vez determinadas las corrientes de magnetización de las tres
corrientes de fase, coincidiendo con cada uno de los máximos, se
pueden determinar los pasos por cero de sus correspondientes
tensiones de fase, es decir, las fases de la tensión en cada una de
las fases o bornas del transformador.
3. Método de acuerdo con las reivindicaciones 1
y 2 que se caracteriza porque la segunda etapa consiste en la
realización de un análisis de las mallas de un circuito con un fallo
dado, evaluando los valores en el instante de paso por cero de las
tensiones de fase.
4. Dispositivo de localización de faltas en
líneas de distribución eléctrica que comprende medios para
implementar el método de las reivindicaciones 1 a 3 y que se
caracteriza además porque está configurado para la estimación
de la posición de la falta partiendo de los valores instantáneos de
corriente de cada línea I_{A}, I_{B} e I_{C} medidos durante
las situaciones de pre-falta, falta y primer
re-cierre o choque; suponiendo conocido el módulo de
las tensiones de fase, o bien el valor eficaz (RMS) de las
tensiones de fase, conocida su frecuencia.
5. Dispositivo de acuerdo con la reivindicación
4 que se caracteriza porque los valores instantáneos de
corriente de cada línea son adquiridos directamente mediante un
equipo situado físicamente en la subestación y que comprende, al
menos,
un primer módulo sensor de corriente; y
un segundo módulo de conversión
analógico-digital configurado para obtener los
valores instantáneos de corriente de cada línea a partir de los
valores de salida de los transformadores de medida de corrientes
usados por los relés de protección;
y en donde dicho segundo módulo comprende una
entrada analógica para la medida del valor eficaz de la tensión,
generado por un equipo independiente en la subestación, y una
entrada digital que, conectada al relé de protección, le indicará la
detección de una falta.
\vskip1.000000\baselineskip
6. Dispositivo de acuerdo con la reivindicación
4 que se caracteriza porque los valores instantáneos de
corriente de cada línea son adquiridas a partir de otros equipos
mediante un canal de comunicaciones digital, en donde las medias y
registro de corrientes es realizada por otro equipo que se encarga
de almacenarlas, accediéndose desde el centro de control al fichero
de medidas.
7. Uso del método de la reivindicación 1 para la
localización de faltas tipo simple fase-tierra en
sistemas trifásicos equilibrados.
8. Uso del dispositivo de la reivindicación 4
para la localización de faltas tipo simple
fase-tierra en sistemas trifásicos equilibrados.
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CN113300340A (zh) * | 2021-06-01 | 2021-08-24 | 合肥工业大学 | 一种电网新设备继电保护启动方案的自动编制方法 |
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25/07/2010, García, A.; Biscarri, F.; León, C.; Personal, E.; , "Estimation of the line-to-line voltage phases in MV distribution faults using transformer inrush currents," Power and Energy Society General Meeting, 2010 IEEE , vol., no., pp.1-5, 25-29 July 2010doi: 10.1109/PES.2010.5589381 * |
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