ES2911035T3 - Método y aparato para su uso en la protección contra fallos de toma de tierra - Google Patents

Abstract

Un método para su uso en la protección contra fallos de toma de tierra en una red eléctrica trifásica, que comprende: detectar (100) un fallo de fase a tierra en la red eléctrica trifásica (50); determinar (110) en un punto de medición (40) en la red eléctrica trifásica (50), para cada una de las tres fases (A, B, C) de la red eléctrica trifásica, una corriente de fase durante el fallo de fase a tierra detectado o cambio en la corriente de fase debido al fallo de fase a tierra detectado; y detectar una fase en fallo de la red eléctrica trifásica, caracterizado por que el método comprende: determinar (110) una estimación de una corriente de fallo de toma de tierra en un punto del fallo de fase a tierra detectado (60) que pasa a través del punto de medición (40) sobre la base de la fase en fallo y las corrientes de fase determinadas de las tres fases de la red eléctrica trifásica, en donde la estimación se basa en un componente de corriente de secuencia negativa, o sobre la base de la fase en fallo y los cambios determinados en las corrientes de fase de las tres fases de la red eléctrica trifásica; determinar una tensión homopolar de la red eléctrica trifásica durante el fallo de fase a tierra detectado o un cambio en la tensión homopolar de la red eléctrica trifásica debido al fallo de fase a tierra detectado; y determinar una dirección del fallo de fase a tierra desde el punto de medición (40) sobre la base de la estimación determinada de la corriente de fallo de toma de tierra y la tensión homopolar determinada o sobre la base de la estimación determinada de la corriente de fallo de toma de tierra y el cambio determinado en la tensión homopolar.

Description

DESCRIPCIÓN

Método y aparato para su uso en la protección contra fallos de toma de tierra

Campo de la invención

La presente invención se refiere a un método y un aparato para su uso en la protección contra fallos de toma de tierra en una red eléctrica trifásica.

Antecedentes de la invención

Las funciones de protección contra fallos de toma de tierra en redes puestas a tierra de alta impedancia, tales como redes compensadas, no puestas a tierra o puestas a tierra de alta resistencia, pueden basarse en_ la medición de una tensión homopolar U⁰ (o tensión de punto neutro, tensión residual U^o) de [a red U^o = U⁰ =(U^a +U^b +U^c)/3 y una corriente residual (o corriente de suma) en un punto de medición T^o = 3-/0 = /a T^b + T^e . La supervisión de una magnitud de la tensión de punto neutro U^o y comparar la misma con un valor de ajuste predeterminado puede usarse como una indicación general de un fallo de toma de tierra en algún lugar de una red conectada galvánicamente. Sin embargo, la detección de un alimentador con fallo y en buen estado, o en general la dirección de fallo visto desde el punto de medición, no es posible solo desde la tensión de punto neutro. U^o, pero requiere adicionalmente, p. ej., la medición de la corriente residual T^o = 3- /0 = J^a + T^b + T^e . Además, especialmente en redes compensadas y no puestas a tierra, la magnitud de la corriente residual puede no ser una indicación selectiva de la dirección del fallo y pueden necesitarse métodos más avanzados.

Puede haber un requisito de selectividad para las funciones de protección de toma de tierra. Esto significa que solo un alimentador con fallo "verdadero" o una sección con fallo del alimentador, por ejemplo, debería detectarse como con fallo. El alimentador en buen estado o la sección en buen estado del alimentador, por ejemplo, no deben detectarse como con fallo para evitar la desconexión innecesaria de una parte en buen estado de la red, lo que resultaría en interrupciones no deseadas para los clientes finales, por ejemplo.

Algunas funciones de protección de uso práctico aplicadas en redes puestas a tierra de alta impedancia pueden dividirse en cuatro grupos:

1. Métodos basados en corriente.

2. Métodos basados en potencia.

3. Métodos basados en admitancia.

4. Cualquier combinación de 1-3.

En los métodos basados en corriente, una cantidad de operación de la protección es el fasor Jo de corriente residual, cuya amplitud, parte real o imaginaria, o ángulo de fase, puede compararse con un umbral o umbrales predefinidos. En los métodos basados en potencia, la cantidad de operación de la protección es el fasor S„ de potencia residual ( So = j0 ■ Uo), cuya amplitud, parte real o imaginaria, o ángulo de fase, puede compararse con un umbral o umbrales predefinidos. Y en los métodos basados en admitancia, la cantidad de operación de la protección es el fasor Yo de admitancia (neutra) residual ( Yo=J0/ Oo), cuya amplitud, parte real o imaginaria, o ángulo de fase, puede compararse con un umbral o umbrales predefinidos. Especialmente en redes compensadas y no puestas a tierra, el criterio de amplitud generalmente no es una indicación selectiva de la dirección del fallo.

En redes compensadas, por ejemplo, la corriente residual /o medida al comienzo de un alimentador puede no ser generalmente igual a la corriente de fallo de toma de tierra Tet que fluye en la ubicación del fallo desde la fase con fallo a tierra. La corriente residual normalmente es solo una parte de la corriente de fallo de toma de tierra y la relación entre los mismos puede escribirse como:

I e f - I o I e f F d ^q Ec. 1a

Ec. 1b

donde

TetFd es igual a la parte de la corriente de fallo de toma de tierra producida por el propio alimentador con fallo. El valor para TetFd durante un fallo de toma de tierra sólido (es decir, la resistencia a fallos es igual a cero ohmios) puede aproximarse usando la Ecuación 2 (despreciando las pérdidas resistivas naturales del propio alimentador):

I efFd — j • 3 • C0F(¡ • (O • Up£ Ec.2

donde

l^efFd es la corriente de fallo de toma de tierra no compensada del alimentador,

w = 2 ■ n ■ fⁿ es la frecuencia angular nominal de la red,

fⁿ es la frecuencia nominal de la red (p. ej., 50 Hz o 60 Hz),

Ü^0Fd es la capacidad de fase a tierra total del alimentador (por fase),

U^{p e} es la magnitud de la tensión de fase a tierra de operación.

A partir de las Ecuaciones 1a, 1b y 2 puede concluirse que el valor de l^efFd puede aumentar en las redes modernas (especialmente en las redes rurales) debido a una mayor porción en la instalación de cables subterráneos (valor de C^üFd normalmente es significativamente mayor para los cables en comparación con las líneas aéreas), por ejemplo, y la diferencia entre T^o y l^ef puede así llegar a ser cada vez más grande. Esto significa que la corriente residual l^o puede volverse una representación cada vez peor de la corriente de fallo de toma de tierra T^ef que fluye en la ubicación del fallo.

Un problema de las soluciones que utilizan la corriente residual en funciones de protección de fallo de toma de tierra es que la corriente de fallo de toma de tierra T^ef puede tener diferente magnitud debido a cambios en la red eléctrica, tal como cualquier cambio de topología en la red eléctrica, por ejemplo, que puede deberse a un fallo o perturbación, y el proceso de ubicación y restauración del fallo que puede tener éxito. Además, la corriente de fallo de toma de tierra T^ef puede tener una magnitud mayor a la esperada debido a un fallo interno en un sistema de sintonización de bobina de compensación, por ejemplo. En tal caso, la bobina de compensación puede desintonizarse gravemente hasta que se detecte el fallo y se repare o reemplace. Durante tales condiciones, por ejemplo, la protección de fallo de toma de tierra basada en la corriente residual puede no operar con la suficiente precisión y rapidez, lo que puede crear un alto riesgo para la seguridad personal y el fallo del equipo, por ejemplo.

El documento US 2016/091555 describe un método para la determinación direccional de un fallo de toma de tierra en una red de distribución de potencia eléctrica. El método descrito comprende los pasos de: determinar un fasor de corriente residual y un fasor de tensión residual, determinar una corriente activa, comparar el módulo de fasor de tensión residual con un umbral, y siempre que el módulo de fasor de tensión residual permanezca más alto que el umbral o una fracción del umbral, y para un número predeterminado de iteraciones: determinar la integral de la corriente activa y de su signo, determinar el número de veces que el módulo de fasor de corriente residual es mayor que un umbral predeterminado, durante el número predeterminado de iteraciones, y si el módulo de fasor de corriente residual es mayor que el umbral predeterminado al menos una vez, durante el número predeterminado de iteraciones, determinar la ubicación aguas arriba o aguas abajo del fallo según el número de veces que el signo de la integral de la corriente activa fue positivo o negativo durante el número predeterminado de iteraciones.

El documento EP 2733498 describe un método para determinar una fase de fallo durante un fallo de puesta a tierra monofásico y determinar si el fallo es un fallo aguas abajo o aguas arriba. La solución descrita proporciona un método de detección de fallo de puesta a tierra direccional, que comprende: detectar un fallo de puesta a tierra basándose en corrientes trifásicas muestreadas y obtener un punto de tiempo correspondiente a un momento t en el que se acaba de detectar el fallo de puesta a tierra; determinar si es un fallo de puesta a tierra monofásico o un fallo de puesta a tierra bifásico basándose en tres corrientes de fase incrementales en el momento t; y cuando se determina como un fallo de puesta a tierra monofásico, se determina si el fallo es un fallo aguas arriba o un fallo aguas abajo basándose en la amplitud de la corriente de fase incremental de la fase en fallo.

El documento EP 1682909 describe un método para la identificación de un fallo de toma de tierra intermitente en una red de distribución eléctrica. El fallo de toma de tierra intermitente se identifica sobre la base de una tensión homopolar y una corriente de suma de corrientes de fase. La tensión homopolar y la corriente de suma se filtran de manera que la tensión homopolar filtrada y la corriente de suma comprenden solo un componente transitorio que aparece en el fallo de toma de tierra intermitente. Cuando las amplitudes de los componentes transitorios de dicha tensión homopolar y corriente de suma exceden los valores establecidos correspondientes para la amplitud, y cuando la diferencia de fase entre los ángulos de fase de los componentes transitorios de dicha tensión homopolar y corriente de suma está dentro de un rango de valor establecido, se identifica que el fallo de toma de tierra intermitente aparece en la red de distribución eléctrica observada.

Breve descripción de la invención

Un objeto de la presente invención es proporcionar un método y un aparato para implementar el método para resolver o al menos aliviar el problema anterior o para proporcionar una solución alternativa. Los objetos de la invención se consiguen mediante un método, un producto de programa informático y un aparato, que se caracterizan por lo que se establece en las reivindicaciones independientes. Las realizaciones preferidas de la invención se describen en las reivindicaciones dependientes.

La invención se basa en la idea de determinar una estimación de una corriente de fallo de toma de tierra en un punto de fallo de fase a tierra que pasa a través de un punto de medición sobre la base de una fase con fallo y corrientes de fase determinadas de las tres fases de la red eléctrica trifásica, de tal forma que la estimación se basa en un componente de corriente de secuencia negativa, o sobre la base de la fase con fallo y cambios determinados en las corrientes de fase de las tres fases de la red eléctrica trifásica, y, a continuación, determinar una dirección del fallo de fase a tierra desde el punto de medición sobre la base de la estimación determinada de la corriente de fallo de toma de tierra y una tensión homopolar o un cambio en la tensión homopolar.

Una ventaja del método y del aparato de la invención es que la dirección del fallo de toma de tierra puede determinarse con precisión, lo que mejora la fiabilidad de la protección contra fallos de toma de tierra.

Breve descripción de los dibujos

A continuación, la invención se describirá con mayor detalle por medio de realizaciones preferidas con referencia a los dibujos adjuntos, en los que

La Figura 1 muestra un ejemplo de una red eléctrica según una realización; y

La Figura 2 muestra un diagrama de flujo según una realización.

Descripción detallada de la invención

La aplicación de las diversas realizaciones descritas en la presente memoria no se limita a ningún sistema específico, sino que puede usarse en conexión con la protección contra fallos de toma de tierra de diversas redes eléctricas trifásicas. Como ejemplo, las realizaciones pueden utilizarse en redes no puestas a tierra con un neutro no puesto a tierra o aislado, es decir, que no tienen una conexión a tierra intencional del punto neutro, sino que están puestas a tierra solo por las capacidades naturales de fase a tierra de la red. Como otro ejemplo, las realizaciones pueden utilizarse en redes compensadas con un neutro compensado, también conocidas como redes resonantes puestas a tierra, donde la compensación de la corriente de fallo se logra instalando una o más bobinas (de Petersen) en el punto o puntos neutros del sistema. Como otro ejemplo más, las diversas realizaciones pueden utilizarse en redes puestas a tierra por impedancia con un punto neutro provisto de una puesta a tierra de resistencia y/o reactancia, tal como una puesta a tierra de alta resistencia y/o reactancia. En tales redes con un punto neutro puesto a tierra de alta resistencia, el valor de la resistencia de puesta a tierra puede seleccionarse de tal forma que su valor corresponde esencialmente a una reactancia capacitiva resultante de las admitancias (~capacidades) de fase a tierra de la red conectada galvánicamente, por ejemplo, de tal forma que una corriente de fallo de toma de tierra se limita aproximadamente a un valor igual o ligeramente mayor que la corriente de fallo de toma de tierra capacitiva no compensada de la red. La red eléctrica, en la que pueden implementarse las diversas realizaciones, puede ser una red de transmisión o distribución de potencia eléctrica o un componente de la misma, por ejemplo, y puede comprender varias líneas o tramos eléctricos. La red eléctrica puede tener una configuración radial suministrada desde un punto de la misma o una configuración en bucle que comprende uno o más bucles y suministrada desde dos o más puntos, por ejemplo. Además, el uso de las diversas realizaciones no se limita a sistemas que emplean frecuencias fundamentales de 50 Hz o 60 Hz o a cualquier nivel de tensión específico.

La Figura 1 es un diagrama simplificado que ilustra una red eléctrica 50 en la que pueden aplicarse las diversas realizaciones. La figura muestra solo los componentes necesarios para comprender las diversas realizaciones. La red trifásica 50 ilustrativa con las fases A, B y C puede ser una red de distribución de tensión media (p. ej., 20 kV) alimentada a través de una subestación que comprende un transformador 10 y una barra colectora 20. La red ilustrativa también comprende salidas de línea eléctrica, es decir, alimentadores, de los cuales se muestra una 30 por separado y se representa por admitancias de fase atierra Y oraen la figura. Otros posibles alimentadores, así como otras partes de la red, excepto la línea 30, se denominan "red de fondo" 31 representada por admitancias de fase a tierra. YoBg en la figura. La red ilustrada comprende además una bobina de compensación 70, que puede conectarse al punto neutro de la red a través del transformador 10, por ejemplo. Una admitancia de la bobina es YoBobina y una resistencia en paralelo de la bobina es R^par. ¡^Bobi^na es la corriente que fluye a través de la bobina 70. La figura también muestra una disposición de conexión 40 que comprende al menos una unidad de relé de protección 41 en el punto de conexión de la línea eléctrica 30 a la subestación 10, 20, y un punto de un fallo de fase a tierra 60 que se produce en la fase A. El término "fallo de fase a tierra" en la presente memoria se refiere en general a un fallo monofásico a tierra. La unidad de relé de protección 41 puede configurarse para detectar un fallo de toma de tierra 60 sobre la base de mediciones adecuadas y, en consecuencia, para operar la protección de fallo de toma de tierra de la línea eléctrica 30. La operación de la protección de fallo de toma de tierra puede comprender disparar uno o más dispositivos de conmutación en la red eléctrica trifásica y/o prevenir (bloquear) el disparo de uno o más dispositivos de conmutación en la red eléctrica trifásica. Adicional o alternativamente, la operación de la protección de fallo de toma de tierra puede comprender desconectar o limitar la corriente de fallo de toma de tierra del fallo de toma de tierra detectado 60 en la línea eléctrica trifásica 30 y/o hacer sonar una alarma, por ejemplo. La desconexión de la corriente de fallo de toma de tierra del fallo de toma de tierra detectado 60 podría realizarse desconectando la línea eléctrica 30 del punto de alimentación, tal como la subestación 10, 20, con medios de conmutación adecuados, tales como un disyuntor u otro tipo de aparellaje de conmutación, que puede incluirse en la disposición de conexión 40. La limitación de la corriente de fallo de toma de tierra del fallo de toma de tierra detectado 60 podría realizarse limitando o reduciendo, sin una desconexión completa, la corriente de fallo de toma de tierra que fluye a la línea eléctrica 30 desde el punto de alimentación con medios adecuados de control de corriente de fallo. Esto puede basarse en el control de la bobina 70 durante un fallo de toma de tierra, por ejemplo. Una limitación de este tipo de la corriente de fallo de toma de tierra también puede realizarse como un procedimiento preliminar antes de desconectar la corriente de fallo de toma de tierra, por ejemplo. Cabe señalar que puede haber cualquier número de alimentadores u otros elementos de red en la red. También puede haber varias subestaciones de alimentación. Además, la invención puede utilizarse con una estación de conmutación sin un transformador 10, por ejemplo. En el sistema ilustrativo de la Figura 1, la funcionalidad de la invención puede ubicarse en la unidad de relé 41, por ejemplo. También es posible que, p. ej., sólo se realicen algunas mediciones en la ubicación de la unidad de relé 41 y, a continuación, los resultados se transmiten a otra unidad o unidades (no mostradas en las figuras) en otra ubicación para su procesamiento adicional. En otras palabras, la unidad de relé 41 podría ser una mera unidad de medición, mientras que la funcionalidad de la invención, o parte de la misma, podría ubicarse en otra unidad o unidades posiblemente ubicadas en otro lugar.

Los valores de corriente y tensión que pueden ser necesarios en las siguientes realizaciones pueden obtenerse mediante una disposición de medición adecuada que incluye, p. ej., transductores de corriente y/o tensión en un punto de medición, que puede estar ubicado en la ubicación 40 de la unidad de relé 41, por ejemplo. Las cantidades de tensión y corriente también pueden medirse en diferentes ubicaciones, por ejemplo. En la mayoría de los sistemas de protección existentes, tales valores están fácilmente disponibles y, por lo tanto, la implementación de las diversas realizaciones no requiere necesariamente ninguna disposición o dispositivo de medición adicional. Sin embargo, cómo se obtienen los posibles valores de corriente y tensión depende de la red eléctrica particular 50. P. ej., corrientes de fase I^a , I^b, I^c de la línea eléctrica trifásica 30 de la red eléctrica trifásica 50 y/u otras cantidades de corriente y/o tensión posiblemente necesarias en las diversas realizaciones pueden supervisarse esencialmente de forma continua o la supervisión de al menos algunas cantidades puede comenzar solo al detectar un fallo de toma de tierra según se necesiten o no valores previos al fallo para la magnitud en cuestión, por ejemplo.

La Figura 2 muestra un diagrama de flujo según una realización, un ejemplo de la cual se describe a continuación.

Según una realización, se detecta un fallo de fase a tierra 100 en la red eléctrica trifásica 50. A continuación, se determina una corriente de fase durante el fallo de fase a tierra detectado o un cambio en la corriente de fase debido al fallo de fase a tierra detectado se determina en un punto de medición en la red eléctrica trifásica 50, para cada una de las tres fases A, B, C de la red eléctrica trifásica, y se detecta una fase en fallo de la red eléctrica trifásica . La determinación de la fase en fallo puede realizarse con cualquier método conocido aplicable. Una estimación de una corriente de fallo de toma de tierra en un punto del fallo de fase a tierra detectado 60 que pasa a través del punto de medición 40 se determina 110 sobre la base de la fase en fallo y las corrientes de fase determinadas de las tres fases de la red eléctrica trifásica, de tal forma que la estimación se basa en un componente de corriente de secuencia negativa, o sobre la base de la fase en fallo y los cambios determinados en las corrientes de fase de las tres fases de la red eléctrica trifásica. Además, se determina 110 una tensión homopolar de la red eléctrica trifásica durante el fallo de fase a tierra detectado o un cambio en la tensión homopolar de la red eléctrica trifásica debido al fallo de fase a tierra detectado. La determinación de la tensión homopolar o el cambio de la tensión homopolar puede tener lugar antes, durante y/o después de la determinación de la estimación de la corriente de fallo de toma de tierra. La determinación de la tensión homopolar o el cambio en la tensión homopolar puede realizarse con cualquier método conocido aplicable. La tensión homopolar puede obtenerse de un devanado delta abierto de un transformador de — n I— n — n --------- n l

tensión trifásico o puede calcularse a partir de las tensiones fase a tierra: ^ 0 " V a ^ B + ^ c (la notación n se refiere a cualquier número entero > 1, como un múltiplo de la frecuencia fundamental de la red), por ejemplo. A continuación, se determina 120 una dirección del fallo de fase a tierra desde el punto de medición 40 sobre la base de la estimación determinada de la corriente de fallo de toma de tierra y la tensión homopolar determinada o el cambio determinado en la tensión homopolar. La dirección del fallo se refiere en general a la dirección, vista desde un punto de observación, tal como el punto de medición, en el que se ubica el fallo en la red eléctrica. Como ejemplo, si el punto de medición 40 se ubica al comienzo de una salida de línea eléctrica 30, entonces la dirección del fallo puede ser o bien hacia la salida de línea 30, es decir, el fallo se ubica dentro de la salida de línea 30 (en el ejemplo de la Figura 1, la flecha en conexión con la unidad de relé 41 muestra la dirección del fallo 60 como hacia la salida de la línea 30), o bien alejado de la salida de la línea 30, es decir, el fallo se ubica dentro de la subestación 10, 20 o dentro de la red de fondo 31, por ejemplo. En un caso de este tipo, la dirección determinada del fallo puede usarse, por tanto, para determinar si un único alimentador o salida de línea, incluidas sus posibles derivaciones o secciones, está en fallo o en buen estado. También en el caso de dos o más alimentadores o salidas de línea en paralelo, cada uno de los cuales está provisto de un punto de medición ubicado al comienzo del mismo, es posible determinar qué alimentador o salida de línea de entre dichos dos o más alimentadores o salidas de línea en paralelo está en fallo.

Según una realización, la protección de fallo de toma de tierra en la red eléctrica trifásica se opera 130 sobre la base de la dirección determinada del fallo de fase a tierra desde el punto de medición 40.

Según una realización, la operación de la protección contra fallos de toma de tierra comprende el disparo de uno o más dispositivos de conmutación en la red eléctrica trifásica y/o la prevención del disparo de uno o más dispositivos de conmutación en la red eléctrica trifásica, y/o desconectar o limitar la corriente de fallo de toma de tierra del fallo de fase a tierra detectado en la red eléctrica trifásica. La operación de la protección contra fallos de toma de tierra también puede comprender medidas o acciones adicionales o alternativas dependiendo del sistema eléctrico en cuestión, por ejemplo.

La detección 100 del fallo de fase a tierra puede realizarse con cualquier método conocido aplicable en el tipo de red en cuestión, tal como red compensada, no puesta a tierra o puesta a tierra de alta resistencia.

Según una realización, la detección 100 del fallo de fase a tierra comprende, o bien esencialmente continua o bien intermitente, la supervisión de una magnitud de tensión homopolar (frecuencia fundamental, anotada con el índice de superíndice 1), o un cambio en la magnitud, entre al menos dos instancias de tiempo t1, t2, donde t1>t2, y la comparación de del mismo con un umbral predeterminado (el cambio puede calcularse a partir de fasores o magnitudes de tensión homopolar):

/—i

absyJ o j > U0_start_threshold

o

start threshold _{(cambio de magnitud de fasor)}

o

abs\U _V o_ _i n _{) -} )-abs^j\_tz^ > U0_start_threshold

(cambio de magnitud),

donde los subíndices t1 y t2 se refieren a diferentes instancias de tiempo (t1 >t2)

La supervisión de la magnitud de la tensión homopolar (una magnitud del componente de frecuencia fundamental excede el umbral o un cambio en la magnitud entre al menos dos instancias de tiempo t1, t2, donde t1>t2, excede el umbral) proporciona una indicación muy segura de un fallo monofásico a tierra en algún lugar de la red conectada galvánicamente. Una característica favorable de la tensión homopolar es que no está presente durante fenómenos no relacionados con fallos en la red, tales como transitorios de conmutación o eventos de corriente de irrupción, lo que puede confundir algunos otros criterios de detección de fallos de toma de tierra.

El valor de ajuste U0_start_threshold debería establecerse preferiblemente en el valor más bajo posible para maximizar la sensibilidad de detección de fallos (en términos de resistencia a fallos). Sin embargo, para evitar la detección de fallos falsos durante el estado en buen estado de la red, el umbral de detección debería establecerse preferiblemente en un valor más alto (con un margen) que la tensión homopolar creada durante un estado en buen estado debido a un desequilibrio de admitancia de fase a tierra fase de red.

Según una realización, en una red compensada, el U0_start_threshold no está predeterminado, pero puede determinarse en tiempo real. Esto puede realizarse por un regulador de bobina de Petersen (es decir, un controlador de una bobina de Petersen en la red compensada) u otra unidad o sistema conectado al mismo, por ejemplo. El valor máximo de la tensión homopolar se determina durante el estado en buen estado debido al desequilibrio de admitancia del sistema, Uomax_healthy_state. Cuando se determina el valor máximo de la tensión homopolar durante el estado en buen estado, entonces U0_start_threshold puede determinarse automáticamente en tiempo real como:

UO_start_threshold > Uomax_healthy_state*q0, donde q0 >1 es un margen de seguridad definido por el usuario. Esta realización puede permitir una mayor sensibilidad para la detección de fallos de toma de tierra.

Según una realización, la detección 100 del fallo de fase a tierra comprende adicional o alternativamente la supervisión de tres veces la magnitud de la corriente de secuencia negativa (solo frecuencia fundamental, frecuencia fundamental más armónicos o solo armónicos), o un cambio en la magnitud entre al menos dos instancias de tiempo t1, t2, donde t1>t2, y la comparación del mismo con el umbral preestablecido:

(con un retardo de arranque configurable),

o

(con un retardo de arranque configurable),

donde

n y m se refieren al componente de frecuencia como un múltiplo de la frecuencia fundamental de la red.

n = 1, m = 1 o

n=1 y m=cualquier número entero >1 o

n= cualquier número entero >1, y m es cualquier número entero >n,

donde los subíndices t1 y t2 se refieren a diferentes instancias de tiempo (t1>t2)

— n ~ n — n — — — n —

y donde ~ V A 'Ci'Ci I c - a ) / 3 es e| componente de corriente de secuencia negativa calculado en la frecuencia fⁿ*n (n= cualquier número entero >1) según la teoría de las componentes simétricas, donde

Como la corriente de secuencia negativa también puede crearse durante fenómenos no relacionados con fallos en la red, tales como desequilibrio de carga (es decir, la corriente de secuencia negativa es una cantidad dependiente de la carga y, por lo tanto, también dependiente del tiempo), condición de irrupción de conmutación y saturación de transformadores de corriente de fase, el arranque de la detección de fallo de toma de tierra debería configurarse preferiblemente a un valor mayor que tres veces la magnitud de corriente de secuencia negativa medida durante el estado en buen estado de la red. Debido al hecho de que un nivel de estado en buen estado puede variar debido a la naturaleza dependiente del tiempo de las cargas y los cambios de topología en la red, este método de detección puede no ser tan sensible como un método de detección de fallos basado en tensión homopolar. La sensibilidad de detección de fallos basada en la magnitud de la corriente de secuencia negativa puede aumentarse al supervisar su cambio en la magnitud entre al menos dos instancias de tiempo t1 , t2, donde t1>t2, y comparando el mismo con el umbral preestablecido. Pero también aquí, el cambio puede deberse a cambios en las cargas. Por lo tanto, en general, esta detección de fallos no puede configurarse tan sensible como el método basado en la tensión homopolar, para evitar detecciones de fallos erróneas.

El arranque de la detección de fallo de toma de tierra basada en tres veces la magnitud de la corriente de secuencia negativa debería retrasarse preferiblemente, de modo que se filtran los fenómenos transitorios que crean corriente de secuencia negativa. En la práctica, esto significa que la condición de sobrecorriente debería ser válida al menos una cierta duración sin una caída temporal para proporcionar la detección final de fallo de toma de tierra. Con esta condición, sólo una fuente permanente de corriente de secuencia negativa, es decir, un fallo monofásico a tierra, debería detectarse preferentemente como fallo de toma de tierra. La detección del fallo de fase a tierra basada en tres veces la corriente de secuencia negativa puede usarse especialmente para la detección aproximada de fallos de toma de tierra continuos de corriente relativamente alta.

Según una realización, en una red compensada el 3I2_start_threshold no está predeterminado, pero puede determinarse en tiempo real. Esto puede realizarse por el regulador de bobina de Petersen u otra unidad o sistema conectado al mismo, por ejemplo. Se determina la amortiguación total del sistema en amperios (Id) y tiene un valor de desintonización establecido en amperios (Iv). A partir de estos valores, la corriente de fallo de toma de tierra esperada puede determinarse como: Ief_comp = abs(Id+j*Iv). Cuando se determina la corriente de fallo de toma de tierra esperada, entonces el 3I2_start_threshold puede determinarse automáticamente en tiempo real como:

3I2_start_threshold < Ief_comp *q1, donde q1 <1 es un margen de seguridad definido por el usuario. Esta realización puede permitir una mayor sensibilidad para la detección de fallos de toma de tierra.

Según una realización, la detección 100 del fallo de fase a tierra comprende adicional o alternativamente una supervisión de tres veces la magnitud de la corriente homopolar (solo frecuencia fundamental, frecuencia fundamental más armónicos o solo armónicos), o un cambio en una magnitud entre al menos dos instancias de tiempo t1 , t2, donde t1>t2, y la comparación del mismo con el umbral preestablecido:

> Io_start_threshold

(con un retardo de arranque configurable),

o

,

donde

n y m se refieren al componente de frecuencia como un múltiplo de la frecuencia fundamental de la red.

n = 1, m = 1 o

n=1 y m=cualquier número entero >1 o

n= cualquier número entero >1, y m es cualquier número entero >n,

donde los subíndices t1 y t2 se refieren a diferentes instancias de tiempo (t1>t2)

y donde

= \J Á ^ B I c ) i 'h es e| componente de corriente homopolar calculado en la frecuencia fn*n (n= cualquier número entero >1) según la teoría de las componentes simétricas.

Este método de detección de fallos solo puede ser válido cuando tres veces la corriente homopolar tiene un valor significativamente diferente en los alimentadores con fallo y en buen estado. Esta condición puede ser válida solo en redes no puestas a tierra, donde la corriente de fallo de toma de tierra producida por un alimentador protegido es significativamente menor en comparación con la corriente de fallo de toma de tierra total no compensada de la red. Según una realización, la estimación de la corriente de fallo de toma de tierra en el punto del fallo de fase a tierra detectado que pasa a través del punto de medición puede determinarse sobre la base de la fase en fallo y las corrientes de fase determinadas de las tres fases de la red eléctrica trifásica, de tal forma que la estimación se basa en un componente de corriente de secuencia negativa. Un ejemplo de esta realización es la Ecuación 3b a continuación. Según otra realización, la estimación de la corriente de fallo de toma de tierra en el punto del fallo de fase a tierra detectado que pasa a través del punto de medición puede determinarse sobre la base de la fase en fallo y los cambios determinados en las corrientes de fase de las tres fases de la red eléctrica trifásica. Los ejemplos de esta realización incluyen las Ecuaciones 3a, 4a y 5a-5c a continuación.

Según una realización, la determinación de los cambios en las corrientes de fase de las tres fases de la red eléctrica trifásica comprende determinar, para cada una de las tres fases A, B, C de la red eléctrica trifásica 50, una diferencia entre un componente de frecuencia fundamental de la corriente de fase durante el fallo de fase a tierra y el componente de frecuencia fundamental de la corriente de fase antes del fallo de fase a tierra.

Según una realización, la determinación de los cambios en las corrientes de fase de las tres fases de la red eléctrica trifásica comprende adicional o alternativamente determinar, para cada una de las tres fases A, B, C de la red eléctrica trifásica, y para al menos una frecuencia armónica, que es un múltiplo entero de la frecuencia fundamental de la corriente de fase, una diferencia entre un componente de frecuencia armónica de la corriente de fase durante el fallo de fase a tierra y el componente de frecuencia armónica de la corriente de fase antes del fallo de fase a tierra. Por lo tanto, es posible usar solo los componentes de frecuencia fundamental de las corrientes de fase, solo uno o más componentes de frecuencia armónica, o ambos componentes de frecuencia fundamental y uno o más componentes de frecuencia armónica para la determinación de los cambios en las corrientes de fase de las tres fases de la red eléctrica trifásica.

La estimación de la corriente de fallo de toma de tierra en el punto del fallo de fase a tierra detectado que pasa a través del punto de medición puede determinarse según las diversas realizaciones, o una combinación de las mismas, descritas a continuación. Las corrientes de fase en el punto de medición 40 se miden, incluida la medición del componente de frecuencia fundamental fn y/o uno o más componentes armónicos (n=2, 3, 4, 5...). Por ejemplo, en algunos sistemas, p. ej., el 5° y 7° componentes armónicos pueden ser dominantes en la práctica en la corriente de fallo de toma de tierra y podrían incluirse en la medición además del componente fundamental. Cualquier componente o componentes armónicos pueden incluirse en la medición, si su magnitud es suficiente para una medición precisa. Este valor mínimo de la magnitud del componente armónico puede ser un valor predeterminado y puede determinarse por la precisión del hardware usado y las mediciones aplicadas, por ejemplo.

Un formato general para fasores de corriente de fase en la frecuencia n*fn, donde fn es la frecuencia de sistema fundamental, puede escribirse como:

— n

I a es el fasor de corriente de fase A en la frecuencia n*fn,

~n

I b es el fasor de corriente de fase B en la frecuencia n*fn,

~n

le es el fasor de corriente de fase C en la frecuencia n*fn,

donde n = cualquier número entero > 1.

Las cantidades de cambio o "delta" para cada uno de los fasores de corriente de fase pueden derivarse (si es necesario en los cálculos posteriores), preferiblemente en tiempo real, durante el fallo de fase a tierra detectado según las siguientes ecuaciones:

— n ~ n ~ n

A I A ⁼ I A_tF — I A_tP

~ n ~ n ~ n

A I ^{C —} I ^{C j F —} I ^{C j p}

donde el subíndice tF se refiere a una instancia de tiempo durante el fallo de toma de tierra detectado y tP se refiere a una instancia de tiempo antes del fallo de toma de tierra detectado (tF>tP).

El uso del cambio medible debido a un fallo de toma de tierra en los fasores de corriente de fase permite una estimación precisa de la corriente de fallo de toma de tierra.

Según una realización, la estimación de la corriente de fallo de toma de tierra en el punto del fallo de fase a tierra detectado que pasa a través del punto de medición puede determinarse 110 usando cualquiera de las siguientes Ecuaciones 3a, 3b, 4a y 5a-5c, que pueden evaluarse individualmente o en conjunto. La rotación de fase A-B-C se supone en las ecuaciones ilustrativas:

Ecuación 3a (basada en un cambio debido a fallo de toma de tierra en un componente de corriente de secuencia negativa):

Fallo de fase A a tierra:

Fallo de fase B a tierra:

Fallo de fase C a tierra:

Ecuación 3b (basada en el componente de corriente de secuencia negativa durante el fallo sin datos previos al fallo): Fallo de fase A a tierra:

Fallo de fase B a tierra:

Ec. 3b2

Fallo de fase C a tierra:

Ecuación 4a (basada en un cambio debido a fallo de toma de tierra en un componente de corriente de secuencia positiva):

Fallo de fase A a tierra:

Fallo de fase B a tierra:

Fallo de fase C a tierra:

Ecuaciones 5a-5c (Basadas en cambios de corrientes de fase debido a fallo de toma de tierra):

Fallo de fase A a tierra:

Ec. 5a1 o

~ n ~ n ~ n

^{I efA =} A / ^{A ~} A ^{IB ,} Ec. 5a2 o

— n — n — n

^{IefA -} A/ ^{A - A l e} Ec. 5a3

Fallo de fase B a tierra:

Ec. 5b1 o

— n — n — n

^{I efB} = ^{A I B ~ A I C} Ec. 5b2 o ~ n ~ n ~ n

I efB — A I B ~ A I A Ec. 5b3

Fallo de fase C a tierra:

Ec. 5c1 o

— n — n ~ n

I efC = A l e - A I A, Ec. 5c2 o

— n — n — n

I efc = A l e - A I b , Ec. 5c3 donde

I

ef A es la estimación de la corriente de fallo de toma de tierra en la frecuencia n*fn suponiendo fallo de fase A a tierra.

^I ef B es la estimación de la corriente de fallo de toma de tierra en la frecuencia n*fn suponiendo fallo de fase B a tierra.

I ef c es la estimación de la corriente de fallo de toma de tierra en la frecuencia n*fn suponiendo fallo de fase C a tierra.

~ n

F a es el componente de corriente de secuencia negativa en la frecuencia n*fn suponiendo fallo de fase A a tierra. ~ n

F b es el componente de corriente de secuencia negativa en la frecuencia n*fn suponiendo fallo de fase B a tierra. ~n

F e es el componente de corriente de secuencia negativa en la frecuencia n*fn suponiendo fallo de fase C a tierra.

A I2 A es el cambio en el componente de corriente de secuencia negativa en la frecuencia n*fn debido a fallo de toma de tierra suponiendo fallo de fase A a tierra.

—n

A I ib es el cambio en el componente de corriente de secuencia negativa en la frecuencia n*fn debido a fallo de toma de tierra suponiendo fallo de fase B a tierra.

~n

A lie es el cambio en el componente de corriente de secuencia negativa en la frecuencia n*fn debido a fallo de toma de tierra suponiendo fallo de fase C a tierra.

—n

há es el componente de corriente de secuencia positiva en la frecuencia n*fn suponiendo fallo de fase A a tierra. ~n

A r es el componente de corriente de secuencia positiva en la frecuencia n*fn suponiendo fallo de fase B a tierra. ~ n

h e es el componente de corriente de secuencia positiva en la frecuencia n*fn suponiendo fallo de fase C a tierra. ft

hJiA es el cambio en el componente de corriente de secuencia positiva en la frecuencia n*fn debido a fallo de toma de tierra suponiendo fallo de fase A a tierra.

— n

A I 1.8 es el cambio en el componente de corriente de secuencia positiva en la frecuencia n*fn debido a fallo de toma de tierra suponiendo fallo de fase B a tierra.

~n

A I ic es el cambio en el componente de corriente de secuencia positiva en la frecuencia n*fn debido a fallo de toma de tierra suponiendo fallo de fase C a tierra.

n = 1,2,3... (número entero).

Según una realización, la Ecuación 3b podría usarse en casos en los que las cantidades de corriente previas al fallo no están disponibles, por ejemplo. Esto puede incluir condiciones de operación especiales, tal como conmutar a fallo o durante una secuencia de reconexión automática, por ejemplo. También, la Ecuación 3b podría usarse en condiciones de red donde la corriente de fallo de toma de tierra puede ser especialmente alta, por ejemplo.

Determinar una estimación de una corriente de fallo de toma de tierra y determinar una dirección del fallo de fase a tierra desde el punto de medición sobre la base de la estimación determinada de la corriente de fallo de toma de tierra puede requerir que se detecte la fase en fallo (fase A, fase B o fase C) de la red eléctrica. Basándose en la fase en Tn Tn Tn fallo detectada, el correspondiente fasor de corriente de fallo de toma de tierra específico de la fase *ef A ’ ,efB> ‘ efe — n

puede usarse como el fasorde la estimación de corriente de fallo de toma de tierra ^ c! en la determinación direccional del fallo de fase a tierra desde el punto de medición.

Tal detección de la fase en fallo podría realizarse con cualquier método conocido, por ejemplo. Alternativamente, la detección de la fase en fallo podría realizarse según una o más de las siguientes realizaciones:

Cuando se aplican las Ecuaciones 5a1, 5b1 y 5c1:

( j n j n j n 'j

máx^ efA ’ ’ efc >\ el valor máximo indica entonces la fase en fallo,

Cuando se aplican las Ecuaciones 5a2, 5b2 y 5c2:

Si I e ”/A proporciona el mínimo, entonces las fases en buen estado son A y B, y la fase con fallo es C.

Si ^I proporciona el mínimo, entonces las fases en buen estado son B y C, y la fase con fallo es A.

Si ^{/ I} efc proporciona el mínimo, entonces las fases en buen estado son C y A, y la fase con fallo es B.

Cuando se aplican las Ecuaciones 5a3, 5b3 y 5c3:

Si ^I 4a proporciona el mínimo, entonces las fases en buen estado son A y C, y la fase con fallo es B.

Si / ejB proporciona el mínimo, entonces las fases en buen estado son B y A, y la fase con fallo es C.

/ "

Si e-fc proporciona el mínimo, entonces las fases en buen estado son C y B, y la fase con fallo es A.

Y/o usando las partes reales de las estimaciones de corriente de fallo de toma de tierra específicas de fase (o la potencia de fallo de toma de tierra y la admitancia de fallo de toma de tierra derivadas) con la tensión homopolar:

; el valor máximo indica entonces la fase en fallo.

Donde se aplican las Ecuaciones 5a1-5a3 o 5b1-5b3 o 5c1-5c3.

Y/o comparando la magnitud de la parte real de la cantidad de operación calculada con la tensión homopolar de frecuencia fundamental y la corriente homopolar, incluyendo:

r ^r> o ¹ =real -( ¹ /G - ^— U ¹ o) = abs\I ¹ 0 • ^— U ¹ o ¹ l-cos(phi ¹ 0) Ec. 6a2

„ i —i ,—1 /- i —1 ) i

( ^jo =real(/0 /U o ) = abs\I0 /U o j-c o s (p h i0)

Ec. 6a3

donde P ^ o es la diferencia de ángulo de fase entre los fasores Uo 0 -U o e I

con la magnitud de la parte real de la cantidad de operación calculada con la tensión homopolar de frecuencia fundamental y la corriente de fallo de toma de tierra estimada,

.

—i - i

donde ^ V es la diferencia de ángulo de fase entre los fasores o e ^ ef

donde se derivan tres ecuaciones que describen tres posibles fallos de fase a tierra (fase A a tierra, fase B a tierra y fase C a tierra). Por ejemplo, cuando se aplica la ecuación Ec. 6a6 basada en la admitancia de fallo de toma de tierra, entonces las tres ecuaciones que describen los tres posibles fallos de fase a tierra son:

.

La fase en fallo puede identificarse como aquella cuyo valor es más cercano al valor calculado con la tensión homopolar y la corriente homopolar. Además, el signo de la parte real de la cantidad de operación calculada con la tensión homopolar de frecuencia fundamental y la corriente homopolar debería coincidir con el signo de la parte real específica de fase de la cantidad de operación calculada con la tensión homopolar de frecuencia fundamental y la corriente de fallo de toma de tierra estimada.

Según una realización, la determinación 120 de la dirección del fallo de fase a tierra desde el punto de medición 40

— n

sobre la base de la estimación determinada ^ ef de la corriente de fallo de toma de tierra y la tensión homopolar determinada o el cambio determinado en la tensión homopolar puede basarse en un método basado en corriente, un método basado en potencia, un método basado en admitancia o una combinación de los mismos. A continuación, se proporcionan ejemplos de tales métodos.

— fl

En los métodos basados en corriente, la cantidad de operación es el fasor ^ ef de estimación de corriente de fallo de toma de tierra, cuya parte real o imaginaria, o ángulo de fase, por ejemplo, puede compararse con un umbral predefinido:

c) phi_threshold1 <phin<phi_threshold2

d) cualquier combinación de a)-c)

— ” TT T

phin es la diferencia de ángulo de fase entre los fasores de o e durante el fallo de toma de tierra. Alternativamente, phin es la diferencia de ángulo de fase entre los fasores

o los fasores

En los métodos basados en potencia, la cantidad de operación es el fasor

’ Uo de potencia de fallo de toma de tierra, cuya amplitud, parte real o imaginaria, o ángulo de fase, por ejemplo, puede compararse con un umbral predefinido:

Pef=real(7V - U ef ) = abs\lef -U o)-cos( phi”) >

b) real_power_threshold

Qef=imag(7"/ -Ul ) = abs{f”e/ -U0} sen(phi") >

imag_power_threshold

d) phi_threshold1 <phin<phi_threshold2

e) cualquier combinación a)-d)

Alternativamente, phin es la diferencia de ángulo de fase entre los fasores ^ FaUo ^ prtfaib) 0 |os fasores

n n

En los métodos basados en admitancia, la cantidad de operación es el fasor >U 0 de admitancia de fallo de toma de tierra, cuya amplitud, parte real o imaginaria, o ángulo de fase, por ejemplo, puede compararse con un umbral predefinido:

^ Yef= absî I <?/ / Uo(t ^{ra „0} )) > abs_admittance_threshold ^q

[” « —n —n j

Yef= abs\I */ /(Un (t F„,h ) - U⁰ {t^piffall0 ))J> abs_admittance_threshold

Gef=real(/r/ /Ul(íFa¡h)) = abs[Cf /Ul(tFnlh))-cos(phi )

c) real admittance threshold _{, o}

Gef=real(7y l(Ul(tFirJJ - U l ( t p, )))=

d) absylcf /(U°(ts„,iú)-Uo(tp,efll,h )))-cos(phi ) > real_admittance_threshold

Bef=imag( i l f / ü l (t Falh))

sen(phi ) ^>

e) imag_admittance_threshold , o

Bef=imagj7 } /( U l ( t ^ ) - U l (/« ** )))=

f) ubs\f"cJ J(Ul(tFallo ) - U l( tp¡efa¡¡0 »j-sen(/?/r¿ ) > imag_admittance_threshold

g) phi_threshold1 <phin<phi_threshold2

h) cualquier combinación a)-g)

— n

phin es la diferencia de ángulo de fase entre los fasores Uo 0 —U oq L t-ef durante el fallo de toma de tierra, Alternativamente phin es la diferencia de ángulo de fase entre los fasores ^°^Fau it) U ° ( tprefault) Q

Según una realización, en una red compensada los umbrales de corriente, potencia o admitancia no están predeterminados, sino que pueden determinarse en tiempo real. Esto puede realizarse por el regulador de bobina de Petersen u otra unidad o sistema conectado al mismo, por ejemplo. La amortiguación total del sistema en amperios (Id) puede determinarse y puede tener un valor de desintonización establecido en amperios (Iv).

A partir de estos valores pueden determinarse los umbrales automáticamente en tiempo real:

real_threshold <Id*q2,

imag_threshold <Iv*q3,

abs_threshold <abs(Id+j*Iv)*q4,

donde q2-q4<1 es un margen de seguridad definido por el usuario.

Según una realización, la dirección del fallo de fase a tierra desde el punto de medición puede determinarse 120 sobre la base de la comparación. Según una realización, puede determinarse que la dirección del fallo es una primera dirección desde el punto de medición, si el resultado de la comparación es verdadero y/o que la dirección del fallo es una segunda dirección desde el punto de medición, si el resultado de la comparación es falso. Por ejemplo, en el caso en el que el punto de medición se ubica en el inicio de una salida de línea, puede determinarse que la dirección del fallo es hacia la salida de línea, si el resultado de la comparación es verdadero y/o que la dirección del fallo está lejos de la salida de la línea, si el resultado de la comparación es falso.

Alternativa o adicionalmente, cualquiera de los criterios descritos anteriormente puede combinarse con una condición de tensión de punto neutro y/o una condición de corriente residual, por ejemplo.

Según una realización, para obtener una estimación precisa de la corriente de fallo de toma de tierra, el fasor de —n

estimación de corriente de fallo de toma de tierra ^ ef incluye preferiblemente al menos el componente de frecuencia fundamental (n=1).

Según una realización, la determinación de la dirección del fallo de fase a tierra desde el punto de medición puede realizarse utilizando, además de la frecuencia fundamental, también una de más frecuencias armónicas (n=2, 3, 4, 5...). Por ejemplo, si se incluyen el 5° y 7° armónicos, a continuación, en el método basado en corriente, la parte real o imaginaria, o el ángulo de fase, se compara con el umbral predefinido y:

• La cantidad operativa basada en la parte real de la corriente de fallo de toma de tierra puede calcularse de la siguiente manera:

l—i

real\lef }=abs[lef j-cos (phil) abs{lef ]• eos (phi5) abs{l ef ]• eos {phi1)

— i — i - i

phi1 es la diferencia de ángulo de fase entre los fasores U 0q ~ U 0 e durante el fallo de toma de tierra.

— 5 ---5

phi5 es la diferencia de ángulo de fase entre los fasores o U 0 e Ie f durante el fallo de toma de tierra.

— 7 — 7 -7

phi7 es la diferencia de ángulo de fase entre los fasores U a o —U o e Ie f durante el fallo de toma de tierra.

• La cantidad operativa basada en la parte imaginaria de la corriente de fallo de toma de tierra puede calcularse de la siguiente manera:

— i ^{— 1}

phi1 es la diferencia de ángulo de fase entre los fasores U o o-u,_{o e} durante el fallo de toma de tierra.

— 5 — 5

phi5 es la diferencia de ángulo de fase entre los fasores U 0 o ■ U o

durante el fallo de toma de tierra.

^— 7 — 7 —7

phi7 es la diferencia de ángulo de fase entre los fasores U o o - U o e I e f durante el fallo de toma de tierra.

En las ecuaciones ilustrativas anteriores, la cantidad operativa representa la suma de amplitudes de la frecuencia fundamental y una o más corrientes de componentes armónicas. Desde una perspectiva de detección de fallos, esto puede asegurar y mejorar la selectividad ya que la cantidad de operación puede 'potenciarse' por el efecto de los posibles armónicos. Además, puede mejorarse la fiabilidad ya que la determinación de la dirección de la detección de fallos de fase a tierra no depende únicamente de la presencia de armónicos o solo del componente de frecuencia fundamental, por ejemplo.

Según una realización, puede incluirse un armónico dado si su magnitud supera un umbral medible predeterminado. Esto puede ser en la práctica unos pocos amperios, por ejemplo. Cualquier componente o componentes armónicos pueden incluirse en la determinación, si su magnitud es suficiente para una medición precisa, por ejemplo. Un valor mínimo de este tipo de la magnitud de un componente armónico puede ser un valor predeterminado y puede determinarse por la precisión del hardware usado y los dispositivos de medición aplicados (tales como CT, VT o sensores), por ejemplo.

Según una realización, después de determinar la estimación de la corriente de fallo de toma de tierra, la determinación de la dirección del fallo de fase a tierra puede implementarse incluyendo cualquier método basado en corriente, potencia o admitancia como se describió anteriormente, independientemente o combinando dos o más de dichos métodos. Además, las condiciones para la determinación de la dirección del fallo de fase a tierra pueden incluir umbrales de amplitud, parte real o imaginaria o ángulo de fase de forma independiente o mediante la combinación de varios métodos. Tales umbrales pueden usarse de forma independiente o conjunta y pueden depender de la red o sistema eléctrico en el que se aplique cualquiera de las realizaciones descritas en la presente memoria. La determinación de la dirección del fallo de fase a tierra puede realizarse local y/o centralmente comparando las estimaciones de corriente de fallo de toma de tierra de algunas o todas las salidas de la línea eléctrica en la subestación, por ejemplo.

Según una realización, el fasor de estimación de corriente de fallo de toma de tierra determinado puede convertirse en un fasor de admitancia de fallo de toma de tierra con la tensión homopolar según las siguientes ecuaciones:

.

El fasor de admitancia de fallo de toma de tierra 1 ^{Y ”} ef puede calcularse usando fasores discretos de 1 ^T eJ ^f y ^T u^Tn 0 (o — n —n

&U o). Alternativamente, la admitancia de fallo de toma de tierra ^ ef puede calcularse usando fasores acumulados J n — n ~n

de 1 ef y U ° (o M J o) durante el fallo de toma de tierra usando el método de suma de fasor acumulativa (CPS)

— n

como se describe en EP 2624397 A1. La notación de la admitancia calculada en este caso es ^ ef- stab, "Admitancia estabilizada", y puede calcularse según las Ecuaciones 7c-7d:

Ec. 7c

Como en el caso de un fallo de toma de tierra sólido (la resistencia a fallos Rf = 0 O) el valor de Uo es igual a la tensión de fase a tierra del sistema Upe, el valor ^ ef o el valor ^ ef - stab calculados pueden convertirse del dominio de admitancia al dominio de corriente usando un factor de conversión escalar fijo Upe. Además, como los signos de los componentes reactivos se invierten en el dominio de admitancia, es decir, la susceptancia capacitiva es positiva y la ■— n — n

susceptancia inductiva es negativa, el término imaginario de -^o ^ ef - stab debería invertirse, es decir, aplicando un conjugado complejo. Finalmente, la ecuación de conversión del dominio de admitancia al dominio de corriente se vuelve:

_{La estimación de la corriente de fallo de toma de tierra basada en la admitancia en el dominio de corriente 1} T _ef * _o — _Tn , _{* ,}

1 <$ - stab también puede escalarse para que coincida con el valor real de la corriente de fallo de toma de tierra cuando existe una resistencia a fallos implicada en el fallo. Esto puede lograrse multiplicando la estimación basada en la admitancia de la corriente de fallo de toma de tierra O ^{ef _ stab} por la magnitud de tensión homopolar relativa medida a b s (U ¡ ) IU P í.

Ie f* * = Ie f* ■ abs(~U_l)/ U f Ec. 8a o

^{I "ef _ stab * * = / ! / _ stab * ' ü b s ( —C / q ) / U pE} Ec. 8b

* * * *

La notación 1 ef o 1 ef - stab representa la estimación de la corriente de fallo de toma de tierra basada en la admitancia en el dominio de la corriente, que se obtiene a través de la conversión de la admitancia calculada, teniendo en cuenta el efecto amortiguador de la resistencia a fallos. La estimación de la corriente de fallo de toma de tierra ií — vt — va ~~ yt

^{Jf ~T * *} _{basada en la admitancia} l ₁e _ef_f* ^¡T

_{', 1 ef - ^ o 1 , 1 ^ _ stab • • podría usarse en todos los cálculos de las diversas} realizaciones descritas en la presente memoria en lugar de la estimación de corriente de fallo de toma de tierra le f Un beneficio de tales ecuaciones basadas en la admitancia, posiblemente junto con el cálculo CPS, es que pueden proporcionar una estimación muy estable de la corriente de fallo de toma de tierra, independientemente de las oscilaciones relacionadas con el tipo de fallo (p. ej., durante el reencendido del fallo de toma de tierra) en las cantidades de corriente y/o o de tensión medidas. Esto, a su vez, habilita una implementación y un rendimiento fiables y precisos de diversas aplicaciones usando la estimación de corriente de fallo de toma de tierra.

Según una realización, todas las estimaciones de corriente de fallo de toma de tierra pueden convertirse en potencia de fallo de toma de tierra con la tensión homopolar medida según las siguientes ecuaciones:

—n n n ---n La potencia de fallo de toma de tierra $ ef puede calcularse usando fasores discretos de y (0 S U o).

— n ~ n Alternativamente, la potencia de fallo de toma de tierra ^ ef puede calcularse usando fasores acumulados de * ef y U o {0AU o) usando el método de suma de fasor acumulativa como se describe en EP 2624397 A1.

— n

La potencia de fallo de toma de tierra & ef puede calcularse, a continuación, como:

Las cantidades operativas, tales como la corriente, la admitancia o la potencia determinadas a partir de los fasores acumulados usando el método de la suma acumulativa de fasores (CPS) y la tensión homopolar determinada o el cambio determinado en la tensión homopolar, pueden usarse en un método basado en la corriente, un método basado en potencia, un método basado en admitancia o una combinación de los mismos, por ejemplo.

Las diversas realizaciones descritas en la presente memoria proporcionan la ventaja de que la detección de un alimentador (o sección de alimentador) con fallo y en buen estado, por ejemplo, basándose en la corriente de fallo de toma de tierra estimada, aumenta la fiabilidad de la detección selectiva de fallos. Para el cálculo de la corriente de fallo de toma de tierra en redes compensadas, son válidas las siguientes ecuaciones (se supone la simetría total del sistema).

Tensión de punto neutro durante un fallo monofásico a tierra:

ü ._ ,= - C í

ClRF Ec. 11

La atenuación de la tensión de punto neutro y la corriente de fallo de toma de tierra debido a la resistencia a fallos:

donde

• U^{p e} es la tensión de fase a tierra de operación [V].

• ¡EFFd es la corriente de fallo de toma de tierra capacitiva producida por el alimentador protegido [A].

• ÍEFNet es la corriente de fallo de toma de tierra capacitiva no compensada producida por la red [A].

• ^dNet es un factor [pu] para aproximar las pérdidas naturales del alimentador/red, el valor típico está entre 0,01...0,10 de ^¡EFNet o ^ÍEFFd.

• ^¡Bobi^na es la corriente inductiva [A] producida por el ASC (ASC, bobina de Petersen) determinada por el grado de sintonización establecido.

• Ü^Bobina es un factor [pu] para aproximar las pérdidas del ASC, el valor típico está entre 0,01...0,05 de ¡^Bobina.

^• ¡^Par es la corriente resistiva adicional [A] al nivel de tensión primaria producida por la resistencia en paralelo de la bobina de supresión de arco.

• R^f es la resistencia a fallos [ohm].

La corriente de fallo de toma de tierra medida al comienzo de un alimentador en buen estado durante un fallo de fase a tierra:

La corriente de fallo de toma de tierra medida al comienzo de un alimentador con fallo durante un fallo de fase a tierra (componente de frecuencia fundamental):

o reorganizando los términos:

La parte imaginaria del nominador, el término j ■ (¡^EFNet - ¡^Bobina ) es el grado de desintonización de la red en amperios. La parte real del nominador es igual a las pérdidas totales de la red: la resistencia en paralelo, las pérdidas de la bobina y las pérdidas de la red.

La detección del alimentador o la sección del alimentador con fallo y en buen estado basada en la estimación de la corriente de fallo de toma de tierra como lo sugieren las diversas realizaciones puede tener las siguientes características favorables en comparación con los métodos basados en la corriente residual, por ejemplo:

1. Corriente de fallo de toma de tierra ^ ef medida en el alimentador en buen estado durante un fallo monofásico a tierra es teóricamente cero.

Por lo tanto, la magnitud de la admitancia total de fase a tierra del alimentador en buen estado (topología del alimentador, estado de conexión o porción de cables subterráneos) no afecta la estimación de corriente de fallo de — n

toma de tierra ^ d . Esto es ventajoso, especialmente en el caso de alimentadores en buen estado con una gran admitancia de fase a tierra total con pequeñas pérdidas (p. ej., un alimentador de cable largo). En tales casos, puede aumentarse la seguridad de la protección.

—n

2. La estimación de corriente de fallo de toma de tierra ^ ef medida al comienzo de un alimentador con fallo durante un fallo de toma de tierra monofásica corresponde mejor a la corriente de fallo de toma de tierra real que fluye en la ubicación del fallo.

— n

Por lo tanto, la magnitud de la estimación de corriente de fallo de toma de tierra no se ve afectada o al menos menos afectada por la porción de la corriente de fallo de toma de tierra producida por el propio alimentador con fallo (topología del alimentador, estado de la conexión o porción de cables subterráneos).

Desde el punto de vista de la protección, estos hechos pueden introducir los siguientes beneficios:

a) En el caso en el que la red está operando en modo subcompensado, y el grado de subcompensación es igual a la corriente de fallo de toma de tierra capacitiva no compensada producida por el alimentador protegido, la parte imaginaria de la corriente residual imag(í^o ) medida en este alimentador durante la condición de fallo de toma de tierra es igual en teoría a cero. Sin embargo, la parte imaginaria medida de la estimación de corriente ñ

I f

de fallo de toma de tierra eJ es igual en teoría al menos a la magnitud determinada por el grado de subcompensación. Esto significa que la fiabilidad de la protección no solo depende del componente resistivo de la corriente de fallo de toma de tierra de estimación (debido a las pérdidas de la red y de la propia bobina), sino también de la parte reactiva medible de la corriente de fallo de toma de tierra.

b) Además, los componentes armónicos (n = 2, 3, 4...) pueden incluirse en la estimación de corriente de fallo — n

de toma de tierra además del componente de frecuencia fundamental (n=1) que resulta en una corriente medible más alta en el alimentador con fallo durante un fallo de toma de tierra donde están presentes componentes armónicos, por ejemplo. La capacidad de incluir un componente armónico en la cantidad de operación de protección mejora la fiabilidad de la protección.

c) La estimación de la corriente de fallo de toma de tierra no se ve afectada o al menos menos afectada por los parámetros del alimentador protegido (p. ej., la topología del alimentador, el estado de la conexión o la porción de cables subterráneos), pero depende principalmente de la admitancia total de la red. Por lo tanto, también en el caso en el que el alimentador protegido tiene una admitancia de fase a tierra total alta en comparación con la admitancia de fase a tierra total de la red de fondo y la bobina, los fallos de toma de tierra dentro de dicho alimentador pueden detectarse de manera fiable y selectiva.

d) El valor total de la admitancia de la red puede determinarse fácilmente mediante los parámetros de la red calculados por el controlador de la bobina en redes compensadas, por ejemplo. También puede calcularse fácilmente con parámetros de red básicos para cualquier red puesta a tierra de alta impedancia. Esto permite principios de ajuste muy fáciles, o incluso la adaptación automática de ajustes en tiempo real haciendo uso de los parámetros calculados por el controlador de la bobina.

e) En el caso en el que una bobina (ASC) produce un componente inductivo muy alto en comparación con el componente capacitivo producido por las admitancias de la red (cuando la red está operando en un estado altamente sobrecompensado), el alto valor de desintonización del ASC es directamente proporcional a la magnitud de la estimación de la corriente de fallo de toma de tierra. Por lo tanto, la magnitud de la estimación de la corriente de fallo de toma de tierra puede usarse como una indicación selectiva de una condición de corriente de fallo de toma de tierra alta en la red.

Tales condiciones de fallo extremas y muy desafiantes pueden tenerse en cuenta fácilmente por las diversas realizaciones descritas en la presente memoria.

3. Las oscilaciones posteriores al fallo pueden no verse en la estimación de la corriente de fallo de toma de tierra — f!

. Cuando se extingue un arco de fallo, la corriente de fallo de toma de tierra será cero y no se verá afectada o al menos menos afectada por las oscilaciones posteriores al fallo en comparación con las cantidades homopolares. En tal condición, puede aumentarse la seguridad de la protección.

4. Como la estimación de corriente de fallo de toma de tierra

medida al comienzo de un alimentador en buen estado durante un fallo de toma de tierra monofásica es teóricamente cero y la estimación de corriente de fallo de — n

toma de tierra ^ ef medida al comienzo de un alimentador con fallo durante un fallo de toma de tierra monofásica corresponde a la corriente de fallo de toma de tierra real que fluye en la ubicación del fallo, el método de detección

de fallo de toma de tierra basado en la estimación de corriente de fallo de toma de tierra ^ $ permite que se use únicamente la magnitud como una cantidad de protección fiable. Por lo tanto, la protección contra fallos de toma de tierra en redes puestas a tierra de alta impedancia puede operar selectivamente incluso sin determinación direccional, es decir, operar como no direccional. Esto no ha sido posible, especialmente en redes compensadas cuando se han usado métodos tradicionales basados en la cantidad de corriente residual.

Por lo tanto, la operación de protección puede habilitarse simplemente supervisando la amplitud, la parte real o ~n

imaginaria, o el ángulo de fase, de la estimación de corriente de fallo de toma de tierra ^ ef en el alimentador protegido (aplicación independiente), por ejemplo.

También es posible comparar la amplitud, la parte real o imaginaria, o el ángulo de fase de las estimaciones de — n

corriente de fallo de toma de tierra Ie f entre alimentadores en la subestación y seleccionar el que falla basándose en la comparación (aplicación centralizada).

— n

La magnitud de la estimación de la corriente de fallo de toma de tierra ^ debería exceder preferiblemente algún valor mínimo preestablecido para tener en cuenta posibles imprecisiones de medición.

Por lo tanto, la protección selectiva es posible incluso sin la resistencia paralela de la bobina de Petersen (ASC), pero esto puede requerir que la bobina de Petersen no se sintonice a resonancia completa y, por lo tanto, se opere ligeramente sobre o subcompensada, por ejemplo.

5. Debido a que la magnitud de la corriente de fallo de toma de tierra es proporcional a las tensiones de peligro en la ubicación de fallo, la protección puede adaptarse automáticamente basándose en la magnitud de la corriente de fallo de toma de tierra estimada.

Habitualmente, esto puede significar que la velocidad de operación de la protección puede incrementarse cuando la corriente de fallo de toma de tierra aumenta y el tiempo de operación puede retardarse en el caso en el que la corriente de fallo de toma de tierra es pequeña, por ejemplo.

6. Además, el principio de configuración de la protección de fallo de toma de tierra según las diversas realizaciones puede ser mucho más simple porque los valores de umbral de ajuste podrían determinarse directamente — ft

basándose en el valor de la estimación de corriente de fallo de toma de tierra esperada ^ e/ , por ejemplo.

Especialmente, en redes compensadas, los ajustes serían muy fáciles, ya que los valores de ajuste podrían basarse directamente en los parámetros de red calculados por el controlador de bobina (p. ej., valor de desintonización y valor de amortiguación de red), por ejemplo.

7. La estimación de la corriente de fallo de toma de tierra u puede dividirse en magnitud, partes reales e imaginarias. También puede multiplicarse o dividirse con tensión homopolar, lo que da como resultado una potencia de fallo de toma de tierra o una protección basada en la admitancia de fallo de toma de tierra, por ejemplo.

El método y el aparato de protección propuestos según las diversas realizaciones también permiten incluir componentes armónicos en la estimación de la corriente de fallo de toma de tierra, lo que hace que la solución sea mucho más precisa en los sistemas de potencia modernos, donde es muy probable que se produzcan tales armónicos en la práctica.

El método de protección propuesto y el aparato según las diversas realizaciones pueden ser una función de protección independiente o complementaria a la protección de fallo de toma de tierra basada en corriente y tensión residual existente, por ejemplo.

Un aparato según una cualquiera de las realizaciones anteriores, o una combinación de las mismas, puede implementarse como una sola unidad o como dos o más unidades que están configuradas para implementar la funcionalidad de las diversas realizaciones. Aquí, el término "unidad" se refiere en general a una entidad física o lógica, tal como un dispositivo físico o una parte del mismo o una rutina de software. Una o más de estas unidades pueden residir en la unidad de relé de protección 41, por ejemplo.

Un aparato para implementar la funcionalidad según una cualquiera de las realizaciones puede implementarse al menos parcialmente por medio de uno o más ordenadores o equipos de procesamiento de señales digitales (DSP) correspondientes provistos de software adecuado, por ejemplo. Un ordenador o equipo de procesamiento de señales digitales de este tipo comprende preferiblemente al menos una memoria de trabajo (RAM) que proporciona un área de almacenamiento para operaciones aritméticas, y una unidad central de procesamiento (CPU), tal como un procesador de señales digitales de uso general. La CPU puede comprender un conjunto de registros, una unidad lógica aritmética y una unidad de control. La unidad de control de la CPU está controlada por una secuencia de instrucciones de programa transferidas a la CPU desde la RAM. La unidad de control de la CPU puede contener un numero de microinstrucciones para operaciones básicas. La implementación de las microinstrucciones puede variar dependiendo del diseño de la CPU. Las instrucciones del programa pueden codificarse mediante un lenguaje de programación, que puede ser un lenguaje de programación de alto nivel, tal como C, Java, etc., o un lenguaje de programación de bajo nivel, tal como un lenguaje de máquina o un ensamblador. El ordenador también puede tener un sistema operativo que puede proporcionar servicios de sistema a un programa informático escrito con las instrucciones del programa. El ordenador u otro aparato que implementa la invención, o una parte de la misma, puede comprender además medios de entrada adecuados para recibir, p. ej., datos de medición y/o control, y medios de salida para emitir, p. ej., datos de control u otros datos. También es posible usar un circuito o circuitos integrados específicos, o componentes y dispositivos eléctricos discretos para implementar la funcionalidad según una cualquiera de las realizaciones.

La invención puede implementarse en elementos de sistema existentes, tales como diversos relés de protección o dispositivos similares, o usando dispositivos o elementos especializados separados de manera centralizada o distribuida. Los dispositivos de protección actuales para sistemas eléctricos, tales como relés de protección, pueden comprender procesadores y memoria que pueden utilizarse en las funciones según las diversas realizaciones descritas en la presente memoria. Por lo tanto, todas las modificaciones y configuraciones requeridas para implementar una realización en los componentes de sistema eléctrico existente pueden realizarse como rutinas de software, que pueden implementarse como rutinas de software añadidas o actualizadas. Si al menos parte de la funcionalidad de la invención se implementa mediante software, dicho software puede proporcionarse como un producto de programa informático que comprende un código de programa informático que, cuando se ejecuta en un ordenador, provoca que el ordenador o el dispositivo correspondiente realice la funcionalidad según las realizaciones como se describe en la presente memoria. Un código de programa informático de este tipo puede almacenarse o incorporarse en general en un medio legible por ordenador, tal como una memoria adecuada, p. ej., una memoria flash o una memoria óptica, desde la cual puede cargarse a la unidad o unidades que ejecutan el código del programa. Además, un código de programa informático de este tipo que implementa la invención puede cargarse en la unidad o unidades que ejecutan el código de programa informático a través de una red de datos adecuada, por ejemplo, y puede reemplazar o actualizar un código de programa posiblemente existente.

Será obvio para un experto en la técnica que, a medida que avanza la tecnología, el concepto inventivo puede implementarse de diversas maneras. La invención y sus realizaciones no se limitan a los ejemplos descritos anteriormente, sino que pueden variar dentro del alcance de las reivindicaciones.

Claims (15)

REIVINDICACIONES

1. Un método para su uso en la protección contra fallos de toma de tierra en una red eléctrica trifásica, que comprende: detectar (100) un fallo de fase a tierra en la red eléctrica trifásica (50);

determinar (110) en un punto de medición (40) en la red eléctrica trifásica (50), para cada una de las tres fases (A, B, C) de la red eléctrica trifásica, una corriente de fase durante el fallo de fase a tierra detectado o cambio en la corriente de fase debido al fallo de fase a tierra detectado; y

detectar una fase en fallo de la red eléctrica trifásica,

caracterizado por que el método comprende:

determinar (110) una estimación de una corriente de fallo de toma de tierra en un punto del fallo de fase a tierra detectado (60) que pasa a través del punto de medición (40) sobre la base de la fase en fallo y las corrientes de fase determinadas de las tres fases de la red eléctrica trifásica, en donde la estimación se basa en un componente de corriente de secuencia negativa, o sobre la base de la fase en fallo y los cambios determinados en las corrientes de fase de las tres fases de la red eléctrica trifásica;

determinar una tensión homopolar de la red eléctrica trifásica durante el fallo de fase a tierra detectado o un cambio en la tensión homopolar de la red eléctrica trifásica debido al fallo de fase a tierra detectado; y determinar una dirección del fallo de fase a tierra desde el punto de medición (40) sobre la base de la estimación determinada de la corriente de fallo de toma de tierra y la tensión homopolar determinada o sobre la base de la estimación determinada de la corriente de fallo de toma de tierra y el cambio determinado en la tensión homopolar.

2. Un método según la reivindicación 1, que comprende operar la protección de fallo de toma de tierra en la red eléctrica trifásica sobre la base de la dirección determinada del fallo de fase a tierra desde el punto de medición (40).

3. Un método según la reivindicación 2, en donde la operación de la protección contra fallos de toma de tierra comprende:

disparar uno o más dispositivos de conmutación en la red eléctrica trifásica y/o evitar el disparo de uno o más dispositivos de conmutación en la red eléctrica trifásica; y/o

desconectar o limitar la corriente de fallo de toma de tierra del fallo de fase a tierra detectado en la red eléctrica trifásica (50).

4. Un método según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, en donde la determinación de los cambios en las corrientes de fase de las tres fases de la red eléctrica trifásica comprende:

determinar, para cada una de las tres fases (A, B, C) de la red eléctrica trifásica, una diferencia entre un componente de frecuencia fundamental de la corriente de fase durante el fallo de fase a tierra y el componente de frecuencia fundamental de la corriente de fase antes del fallo de fase a tierra.

5. Un método según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, en donde la determinación de los cambios en las corrientes de fase de las tres fases (A, B, C) de la red eléctrica trifásica (50) comprende:

determinar, para cada una de las tres fases (A, B, C) de la red eléctrica trifásica (50), y para al menos una frecuencia armónica, que es un múltiplo entero de la frecuencia fundamental de la corriente de fase, una diferencia entre un componente de frecuencia armónica de la corriente de fase durante el fallo de fase a tierra y el componente de frecuencia armónica de la corriente de fase antes del fallo de fase a tierra.

6. Un método según la reivindicación 4 o 5, en donde la estimación de la corriente de fallo de toma de tierra en el punto del fallo de fase a tierra detectado (60) que pasa a través del punto de medición (40) se determina usando al menos uno de: una ecuación basada en un cambio en un componente de corriente de secuencia negativa, una ecuación basada en un cambio en un componente de corriente de secuencia positiva, una ecuación basada en los cambios de las corrientes de fase.

7. Un método según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, en donde la estimación de la corriente de fallo de toma de tierra en el punto del fallo de fase a tierra detectado (60) que pasa a través del punto de medición (40) se determina usando una ecuación basada en el componente de corriente de secuencia negativa durante el fallo.

8. Un producto de programa informático que comprende código de programa informático, en donde la ejecución del código de programa en un ordenador provoca que el ordenador lleve a cabo las etapas del método según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 7.

9. Un aparato para su uso en la protección contra fallos de toma de tierra en una red eléctrica trifásica, que comprende: medios (40) configurados para supervisar corrientes de fase de la red eléctrica trifásica (50);

medios (40) configurados para detectar un fallo de fase a tierra en la red eléctrica trifásica (50);

medios (40) configurados para determinar en un punto de medición en la red eléctrica trifásica (50), para cada una de las tres fases (A, B, C) de la red eléctrica trifásica, una corriente de fase durante el fallo de fase a tierra detectado o un cambio en la corriente de fase debido al fallo de fase a tierra detectado; y

medios (40) configurados para detectar una fase en fallo de la red eléctrica trifásica,

caracterizado por que el aparato comprende:

medios (40) configurados para determinar una estimación de una corriente de fallo de toma de tierra en un punto del fallo de fase a tierra detectado (60) que pasa a través del punto de medición sobre la base de la fase en fallo y las corrientes de fase determinadas de las tres fases de la red eléctrica trifásica (50), de tal forma que la estimación se basa en un componente de corriente de secuencia negativa, o sobre la base de la fase en fallo y los cambios determinados en las corrientes de fase de las tres fases de la red eléctrica trifásica;

medios (40) configurados para determinar una tensión homopolar de la red eléctrica trifásica durante el fallo de fase a tierra detectado o un cambio en la tensión homopolar de la red eléctrica trifásica debido al fallo de fase a tierra detectado; y

medios (40) configurados para determinar una dirección del fallo de fase a tierra desde el punto de medición (40) sobre la base de la estimación determinada de la corriente de fallo de toma de tierra y la tensión homopolar determinada o sobre la base de la estimación determinada de la corriente de fallo de toma de tierra y el cambio determinado en la tensión homopolar.

10. Un aparato según la reivindicación 9, que comprende:

medios (40) configurados para operar la protección contra fallos de toma de tierra en la red eléctrica trifásica sobre la base de la dirección determinada del fallo de fase a tierra desde el punto de medición (40).

11. Un aparato según la reivindicación 10, en donde los medios (40) configurados para operar la protección contra fallos de toma de tierra comprenden:

medios configurados para disparar uno o más dispositivos de conmutación en la red eléctrica trifásica y/o para evitar un disparo de uno o más dispositivos de conmutación en la red eléctrica trifásica; y/o

medios configurados para desconectar o limitar la corriente de fallo de toma de tierra del fallo de fase a tierra detectado en la red eléctrica trifásica (50).

12. Un aparato según una cualquiera de las reivindicaciones 9 a 11, en donde los medios (40) configurados para determinar en el punto de medición, para cada una de las tres fases (A, B, C) de la red eléctrica trifásica, el cambio en la corriente de fase debida al fallo de fase a tierra detectado, están configurados para:

determinar, para cada una de las tres fases (A, B, C) de la red eléctrica trifásica, una diferencia entre un componente de frecuencia fundamental de la corriente de fase durante el fallo de fase a tierra y el componente de frecuencia fundamental de la corriente de fase antes del fallo de fase a tierra.

13. Un aparato según una cualquiera de las reivindicaciones 9 a 12, en donde los medios (40) configurados para determinar en el punto de medición, para cada una de las tres fases (A, B, C) de la red eléctrica trifásica, el cambio en la corriente de fase debida al fallo de fase a tierra detectado, están configurados para:

determinar, para cada una de las tres fases (A, B, C) de la red eléctrica trifásica (50), y para al menos una frecuencia armónica, que es un múltiplo entero de la frecuencia fundamental de la corriente de fase, una diferencia entre un componente de frecuencia armónica de la corriente de fase durante el fallo de fase a tierra y el componente de frecuencia armónica de la corriente de fase antes del fallo de fase a tierra.

14. Un aparato según la reivindicación 12 o 13, en donde los medios (40) configurados para determinar la estimación de la corriente de fallo de toma de tierra están configurados para determinar la estimación de la corriente de fallo de toma de tierra en el punto del fallo de fase a tierra detectado (60) que pasa a través del punto de medición (40) usando al menos una de: una ecuación basada en un cambio en un componente de corriente de secuencia negativa, una ecuación basada en un cambio en un componente de corriente de secuencia positiva, una ecuación basada en los cambios de las corrientes de fase.

15. Un aparato según una cualquiera de las reivindicaciones 9 a 11, en donde los medios (40) configurados para determinar la estimación de la corriente de fallo de toma de tierra están configurados para determinar la estimación de la corriente de fallo de toma de tierra en el punto del fallo de fase a tierra detectado (60) que pasa a través del punto de medición (40) usando una ecuación basada en el componente de corriente de secuencia negativa durante el fallo.