MX2007008421A

MX2007008421A - Sistema para mantener seleccion del tipo de falla durante una condicion de fuera de fase.

Info

Publication number: MX2007008421A
Application number: MX2007008421A
Authority: MX
Inventors: Daqing Hou; Gabriel Benmouyal
Original assignee: Schweitzer Engineering Lab Inc
Priority date: 2005-01-13
Filing date: 2006-01-13
Publication date: 2007-09-27
Also published as: CA2589738A1; WO2006076578A3; US20060152866A1; WO2006076578A2

Abstract

Se proporciona un sistema para mantener la seleccion del tipo de falla durante una condicion fuera de fase que comprende un elemento para calcular el alcance del elemento M; un elemento para una seleccion de tipo de falla; un elemento para la deteccion y bloqueo fuera de fase; y un elemento para distinguir entre fallas de una sola fase a tierra y fallas de doble fase a tierra. Las fallas de una sola fase a tierra se distinguen de las fallas de doble fase a tierra a traves de su derivada o elemento de integracion.

Description

SISTEMA PARA MANTENER SELECCIÓN DEL TIPO DE FALLA DURANTE UNA CONDICIÓN DE FUERA DE FASE ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN La presente invención se relaciona de manera general, con un sistema para mantener la selección del tipo de falla durante una condición fuera de fase. De manera más específica, se proporciona un sistema para mantener la selección del tipo de falla durante una condición fuera de fase, el cual compara un valor m de la distancia de la falla calculada al alcance del elemento M; selecciona el tipo de falla; detecta y bloquea condiciones fuera de fase; y distingue entre fallas de una sola fase a tierra y doble fase a tierra. Los relés protectores son generalmente dispositivos para proteger, verificar, controlar, medir y/o automatizar sistemas de energía eléctrica y las líneas de transmisión de energía incorporadas en ellos. En los relés de protección de líneas de transmisión, la selección del tipo de falla se requiere particularmente en aplicaciones de desconexión de un solo polo. Para aplicaciones de desconexión de un solo polo, es necesario detectar una falla de una sola fase a tierra sin ninguna ambigüedad para remover la fase que falló de la red de energía. En situaciones donde los relés protectores detectan una falla multifase (por ejemplo, fallas de doble fase a tierra) en lugar de fallas de una sola fase, ocurre una desconexión de tres polos y puede poner en peligro el equipo de desconexión de un solo polo. Una oscilación de energía es una situación en la cual los relés protectores detectan fallas multifase y que puede en consecuencia poner en peligro el requerimiento de desconexión de un solo polo. Una oscilación de energía en una red de energía es una condición equilibrada después de la cual el ángulo entre dos fuentes equivalentes detrás de los extremos de la línea de transmisión experimenta una variación lenta. Por lo tanto, es un aspecto y objetivo de esta invención proporcionar un sistema para mantener la selección de tipo de falla apropiada durante una condición fuera de fase. Además un objetivo de esta invención es proporcionar un sistema para mantener la selección de tipo de falla apropiada durante una oscilación de energía. Un objetivo más de esta invención es proporcionar un sistema para mantener la selección del tipo de falla apropiada aún cuando el ángulo entre las dos fuentes equivalentes detrás de los dos extremos de la línea de transmisión experimenta una variación lenta. Esos y otros beneficios deseados de las modalidades preferidas, incluyendo combinaciones de las características de las mismas, de la invención se volverán evidentes a partir de la siguiente descripción. Se comprenderá, sin embargo, que un proceso o arreglo podria aún hacer apropiada la invención reclamada sin lograr todos y cada uno de esos beneficios deseados, incluyendo aquéllos que se deriven de la siguiente descripción. Las reivindicaciones anexas, no los beneficios deseados, definen la materia objeto de la invención. Cualesquiera y todos los beneficios se derivan de modalidades múltiples de la invención, no necesariamente de la invención en general.

LA INVENCIÓN En vista de las metas deseadas de la invención especificada aquí, se proporciona un sistema para mantener la selección del tipo de falla durante una condición fuera de fase, el cual compara un valor m de la distancia de la falla calculada al alcance del elemento M; selecciona el tipo de falla; detecta y bloquea las condiciones fuera de fase; y distingue entre las fallas de una sola fase a tierra y fallas de doble fase a tierra. De manera más específica, el sistema compara un valor m de la distancia de la falla calculada al alcance del elemento M. En otra modalidad más, el sistema puede determinar valores de M para más de una zona. En la modalidad de zonas múltiples, las señales de la zona 1 y la zona 2 son "ORed" para retener los valores de m apropiados. Las señales de bloqueo que bloquean la señal de desconexión del detector de mho subsecuente son detectadas adicionalmente. Si no existen señales de bloqueo fuera de fase detectadas, el elemento de selección del tipo de falla determina entonces las fases fallidas resultantes. Si existen señales de bloqueo fuera de fase detectadas, el elemento de selección del tipo de falla determina entonces el plano del ángulo de fase de la señal resultante. El sistema distingue entonces las salidas resultantes proporcionadas por el elemento de selección de tipo de falla. En la distinción entre las fallas de una sola fase a tierra y las fallas de doble fase a tierra, se proporciona un elemento el cual verifica la velocidad de cambio de la impedancia aparente, y el ciclo de impedancia fallido que tenga la menor velocidad de cambio puede ser aislado. Se calcula la derivada con respecto al tiempo o la velocidad de cambio de la impedancia aparente en el plano complejo. En otra modalidad más para distinguir entre fallas de una sola fase a tierra y fallas de doble fase a tierra, se proporciona un elemento el cual determina e integra la diferencia entre el valor de m de la distancia de la falla calculada y el valor de m retenido por cada circuito. La diferencia entre esos dos valores de salida integrales es entonces comparada con un umbral negativo seleccionado y un umbral positivo seleccionado. Se determina una falla de una sola fase a tierra si la diferencia entre los dos valores de salida integrales alcanza el umbral negativo, mientras que una falla de doble fase a tierra ocurre si la diferencia entre los dos valores de salida integrales alcanza un umbral positivo. Deberá comprenderse que la presente invención incluye un número de diferentes aspectos o características que puedan tener utilidad sola y/o en combinación con otros aspectos o características. En consecuencia, este resumen no es una identificación exhaustiva de cada uno de los aspectos o características que son ahora o puedan ser reclamados posteriormente, sino que representa un panorama general de ciertos aspectos de la presente invención para ayudar a comprender la siguiente descripción más detallada. El alcance de la invención no se limita a las modalidades específicas descritas a continuación, sino que se expone en las reivindicaciones ahora y posteriormente presentadas.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS DIFERENTES VISTAS DE LAS FIGURAS La FIGURA 1 ilustra un diagrama de circuito de un sistema de energía que comprende la fuente de voltaje de tres fases.

La FIGURA 2 es una representación gráfica de un elemento de detección y bloqueo fuera de fase de una de las diferentes modalidades de acuerdo con las enseñanzas de la presente invención. La FIGURA 3 es una representación gráfica de las características de los valores de m para una trayectoria de mbg y mcaf usada en el elemento del sistema para discriminar entre fallas de una sola fase a tierra y fallas de doble fase a tierra de acuerdo con las enseñanzas de la presente invención. La FIGURA 4 es una representación gráfica de la integración de los valores de m de la FIGURA 3 para usarse en el elemento del sistema para distinguir entre fallas de una sola fase a tierra y fallas de doble fase a tierra de acuerdo con las enseñanzas de la presente invención. La FIGURA 5 ilustra el diagrama lógico general para usar métodos y elementos convencionales para comparar un valor de m de la distancia de la falla calculada al alcance del elemento M; seleccionar el tipo de falla; y detectar y bloquear las condiciones fuera de fase con el sistema de la presente invención para distinguir entre las fallas de una sola fase a tierra y las fallas de doble fase a tierra. La FIGURA 6 ilustra un diagrama esquemático de una modalidad de la selección del tipo de falla de la presente invención durante el elemento de oscilación de energía de la Figura 5 para distinguir entre una falla de fase A a tierra y una falla de fase B a C para los elementos de 1 mho de la zona correspondiente usando un elemento derivado. La FIGURA 7 ilustra un diagrama esquemático de otra modalidad de la selección del tipo de falla de la presente invención durante el elemento de oscilación de energía de la Figura 5 para distinguir entre una falla de fase A a tierra y una falla de fase B a C para elementos de 1 mho o de la zona correspondiente usando un integrador. La FIGURA 8 ilustra un diagrama esquemático de otra modalidad más de la selección de tipo de falla de la presente invención durante el elemento de oscilación de energía de la Figura 5 para distinguir entre elementos de mho de zonas múltiples usando un integrador y un detector de fallas.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS MODALIDADES PREFERIDAS De manera general, los dispositivos de control o protectores de sistemas son usados para proteger, verificar, controlar, medir y/o automatizar sistemas de energía eléctrica y líneas de transmisión asociadas. Los dispositivos de control o protectores del sistema pueden incluir relés protectores, RTUs, PLCs, controladores de bastidor, sistemas SCADA, sistemas de computadoras en general, medidores, y cualesquier otros dispositivos comparables usados para proteger, verificar, controlar, medir y/o automatizar sistemas de energía eléctrica y sus líneas de transmisión asociadas. Aunque modalidades descritas aquí son implementadas preferiblemente en los relés protectores, se contempló que las modalidades también pueden ser implementadas en cualesquier dispositivos de control o protectores adecuados, como aquéllos descritos anteriormente. Las diferentes modalidades de la invención generalmente comprenden cuatro elementos los cuales comparan respectivamente un valor de m de la distancia de la falla calculada al alcance del elemento M; selecciona el tipo de falla; detecta y bloquea condiciones fuera de fase; y distingue entre fallas de una sola fase a tierra y fallas de doble fase a tierra. En la comparación de un valor m de la distancia de la falla calculada al alcance del elemento M; la selección del tipo de falla; y la detección y bloqueo de las condiciones fuera de fase, han sido descritos aquí métodos y/o elementos convencionales conocidos en la técnica. No obstante, otros métodos convencionales conocidos en la técnica para calcular un valor m de la distancia de la falla calculada al alcance del elemento M; seleccionar el tipo de falla; y detectar y bloquear condiciones fuera de fase pueden ser usadas de acuerdo con la presente invención como se describe aquí.

A. Comparación del Valor m de la Distancia de la Falla Calculada al Alcance del Elemento M. La Figura 1 ilustra un diagrama de circuito de un sistema de energía 12 que comprende una fuente de voltaje de tres fases. En la medición de varios valores del circuito para el sistema de energía 12, una distancia de la linea de transmisión basada en el relé se asocia típicamente con las tres fases A 14, B 16, C 18. Por ejemplo, el relé puede medir la corriente (IA) 20 y el voltaje (VA) 22 de la fase A 14. Además, el relé puede medir la corriente (IB) 24 y el voltaje (VB) 26 de la fase B 16 y la corriente (Ic) 28 y el voltaje (Vc) 30 de la fase C18. Un ejemplo de esa distancia de la línea de transmisión basada en el relé incluye el Sistema de Protección, Automatización y Control de Línea de Alta Velocidad SEL-421 fabricado por Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Este sistema de energía 12 incluye además varios tipos de fallas incluyendo fase A a tierra (AG) 32; fase B a tierra (BG) 34; fase C a tierra (CG) 36; fase A a B 38 o A a B a tierra (ambas AB) ; fase B a C 40 o B a C a tierra (ambas BC) ; y y fase C a A 42 o C a A a tierra (ambas CA) . Para cubrir todas las fallas posibles en un sistema de energía 12 como se muestra en la Figura 1, el relé comprende seis elementos de mho, cada uno cubriendo un ciclo de impedancia particular. Cada uno de esos ciclos de medición de mho es definido por un vector de operación y polarización derivado de la Ecuación 1 y 2.

Ecuación 1: Sop=M- ZL? • IR-VR Ecuación 2: Spo?=Vpo? En la ecuación 1, Sop representa el vector de operación. M representa el alcance del elemento mho por valor unitario de longitud de la línea. Este valor de M también es comúnmente conocido como la zona de protección. En la Ecuación 1, ZL? representa además la impedancia de la línea. IR representa la corriente suministrada al elemento de mho para un ciclo de impedancia particular; y VR representa el voltaje suministrado al elemento de mho para un ciclo de impedancia particular. En este caso, Z ? puede ser un valor de secuencia positivo, y VR e IR pueden ser valores de fasor. En la ecuación 2, Spo? representa el vector de polarización, y Vpol representa el fasor del voltaje de polarización. Refiriéndose específicamente a las expresiones de VR e IR de la Ecuación 1, la Tabla 1 muestra las expresiones de VR e IR para los seis ciclos de impedancia de acuerdo con la Ecuación 1. En esta tabla, IA 20, IB 24, e Ic 28 representan corrientes de fase en cada ubicación de relé, mientras que VA 22, VB 26 y Vc 30 representan voltajes de fase en cada ubicación de relé. K0L en la Tabla 1 representa el factor de compensación de la línea de secuencia de cero y puede ser definido por la Ecuación 4. En la ecuación 4, ZL0 representa además una impedancia de línea de secuencia de cero y ZL? representa la impedancia de línea de secuencia positiva. I0 representa una corriente de secuencia cero en la ubicación del relé y puede ser definida por la Ecuación 3.

Ecuación 3: o ~ Z - Z Ecuación 4 : K,„ = I? Ol. 3Z Tabla 1 : Voltajes y corrientes suministradas por os ciclos de impedancia Con las expresiones de VR e IR como se derivaron en la Tabla 1, la impedancia aparente, Zap de un ciclo de impedancia particular puede definirse como se muestra en la Ecuación 5. y Ecuación 5: Z a,p„ = - j '- 1 R Refiriéndose ahora específicamente a la expresión de M de la ecuación 1, esta expresión de alcance del elemento M es conocida además como la zona de protección. Por ejemplo, M = 0.8 a 0.9 una zona particular (es decir la Zona 1) puede cubrir del 80% al 90% de la línea. En este mismo ejemplo, la Zona 2 puede cubrir del 110% al 130% de la línea donde M = 1.1 a 1.3. Con esto en mente, para establecer si existe una falla dentro de un alcance del elemento M del relé, la desigualdad representada por la Ecuación 6c, la cual se derivó de las Ecuaciones 6a y 6b, es probada por un ciclo de impedancia particular. En las Ecuaciones 6a, 6b, y 6c, Vpo?* representa el conjugado complejo de la cantidad vectorial Vpol.

Ecuación 6: real(M«ZL?«IR-VR) «Vpol*)>0 (a) real (M»ZL1« IR»Vpol*) -real (VR«Vpol*) >0 (b) M»real (ZL?»IR*Vpol* ) >real (VR»Vpol*) (c) De la Ecuación 6, el alcance del elemento M puede ser derivado como se expresó en dos condiciones como se muestra en las Ecuaciones 7a y 7b. Por ejemplo, la Ecuación 7a puede representar una zona de protección de ida, donde ambas desigualdades de la Ecuación 7a deben ser satisfechas para la protección anticipada. Por otro lado, la Ecuación 7b puede representar la protección inversa, donde ambas desigualdades de la Ecuación 7b deben ser satisfechas para la protección inversa. Ecuación 7: real(V, K{ *V ppooll I M > si real(ZI? .IR .Vp / *) > 0 (a) real(Z .IR •¥,„, *) real (y »V *) La Ecuación 8 representa el valor de m. El valor de m es la distancia de la falla calculada para el ciclo de impedancia particular. El valor de m es comparado con las desigualdades del alcance del elemento M para determinar fallas en las zonas de protección de ida o regreso. Por ejemplo, para detectar una falla en la zona de protección de ida, fija en un 85%, m < 0.85 y real (ZL1 'IR 'Vpol *) >0.

Ecuación 8: ^ rea H .V ¡wl *) m - real(Z¡? .IR .VnX) En el resto de la especificación, mag, mbg, mcg, mab, mbc y mea designarán el valor m de la distancia de la fase calculada con respecto a los seis ciclos convencionales. Además, MAG1, MAG2, y MAG3 designarán respectivamente el estado lógico del elemento de impedancia en mho de la zona 1, zona 2, y zona 3 ("0" o "1") en relación al ciclo de impedancia de fase A a tierra, donde "0" no representa una falla mientras que "1" representa una falla. Lo mismo será aplicable a los otros cinco ciclos de impedancia. En las diferentes modalidades de la presente invención, esos valores son determinados por detectores de falla que incluyen elementos de cálculo del valor de distancia como se discute con mayor detalle más adelante aunque pueden ser usados otros medios equivalentes.

B. Selección del Tipo de Falla La selección del tipo de falla se basa en la diferencia del ángulo de fase entre corrientes de secuencia negativa y secuencia de cero. Por ejemplo, los relés de distancia pueden lograr la selección del tipo de falla a través de diferencias de ángulo de fase. De manera más específica, la determinación de la diferencia del ángulo de fase entre las corrientes de secuencia negativa y secuencia cero, el relé protector divide el plano del ángulo de fase en tres regiones. Por ejemplo, el relé protector puede dividir el plano del ángulo de fase de -60° a 60° para la región de la fase A, de 60° a 180° para la región de la fase B, y de -60° a -180° para el ángulo de la fase C. El relé protector generalmente comprende además una lógica de selección del tipo de falla el cual determina un tipo de falla particular correspondiente a la región en la cual se encuentra la difergncia del ángulo de fase entre las corrientes de secuencia negativa y secuencia cero. Por ejemplo, si la diferencia del ángulo de fase se encuentra en la región de -60° y 60°, la lógica de selección del tipo de falla indicaría la selección de la región de la fase A. por ejemplo, la lógica de selección del tipo de falla puede determinar una función lógica como "FSA" si se detectó una región de fase A. De manera alternativa, puede designarse "FSB" o "FSC" para la detección de una falla de fase B a tierra o fase C a tierra, respectivamente. No obstante, durante una condición normal, es importante hacer notar que una designación de FSA puede representar uno únicamente una falla de fase A a tierra sino también una falla de dos fases BC a tierra. Con esto en mente, la lógica para distinguir entre esas dos posibilidades puede ser implementada procesando ambos elementos de distancia de fase A a tierra y distancia de fase BC. En este caso, para una falla en una condición normal donde el sistema no está fuera de fase, únicamente uno de los elementos de distancia dará una salida y permitirá que el relé se desconecte correctamente. También es importante hacer notar que las designaciones FSB y FSC pueden representar también fallas de doble fase a tierra correspondientes. De manera más específica, FSB puede representar una falla de doble fase C a A a tierra y FSC puede representar una fase de doble fase A a B a tierra. En las diferentes modalidades de la presente invención, esas aseveraciones son determinadas por los elementos de selección de tipo de falla de detección de fase como se discute con mayor detalle más adelante aunque pueden ser usados otros medios equivalentes.

C. Detector de Oscilación de Energía para la Detección y Bloqueo Fuera de Fase Durante oscilaciones de energía, la impedancia de secuencia positiva calculada sobre los relés de la línea de transmisión instalados en los dos extremos de la línea se desplazará en un plano complejo, como se muestra en la Figura 2. Donde esta trayectoria de impedancia de secuencia positiva 44 cruza las diferentes zonas (es decir, la Zona 1 designada por 46 o la Zona 2 designada por 48), las condiciones desarrolladas donde los detectores de impedancia (mho) asociados con las fallas de fase detectan una falla y hacen que el relé emita una señal de desconexión.

Para detectar una oscilación de energía o en condición fuera de fase, puede ser verificado el tiempo que le tome a la impedancia de secuencia positiva cruzar la distancia entre dos blindajes. Cuando el intervalo de tiempo sea mayor que un retraso preestablecido, es detectada una condición fuera de fase. Por ejemplo, una oscilación de energía es detectada verificando el tiempo para que la impedancia de secuencia positiva cruce del blindaje externo 50 al blindaje interno 52. Si este intervalo de tiempo es mayor que un retraso de tiempo seleccionado, una condición fuera de fase es detectada. En las diferentes modalidades de la presente invención, las condiciones fuera de fase son determinadas por los elementos de detección fuera de fase como se discute con detalle más adelante aunque pueden ser usados otros medios equivalentes . Cuando es detectada una condición de fuera de fase, la señal de desconexión del detector de mho de fase subsecuente es bloqueada por la supervisión de esas mismas señales de desconexión por una señal de bloqueo. Generalmente, esta señal de bloqueo puede ser asociada con cada una de las zonas implementadas en el esquema de protección de la línea de transmisión. En el resto de la especificación, se usará OSB1, OSB2, OSB3, para representar la señal de bloqueo asociada con los detectores de la zona 1, zona 2 y zona 3, respectivamente. En las diferentes modalidades de la presente invención, las señales de bloqueo son determinadas por los elementos de bloqueo fuera de fase como se discute con detalle más adelante aunque pueden ser usados otros medios equivalentes.

D. Distinción entre las Fallas de una Sola fase a Tierra y Fallas de Doble fase a Tierra Aunque usando relés convencionales durante una condición de fuera de fase o una condición de oscilación de energía, la selección del tipo de falla podría ser inoperante si ocurre una sola fase a tierra. Por ejemplo, en una situación normal, la lógica de selección de tipo de falla de los relés convencionales asignará FSA para una falla de fase A a tierra de la zona 1. Además, el elemento lógico de mho asignará MAG1 para la zona 1 mientras que MBC1 establecerá un estado lógico de "0". De esta manera, únicamente ocurrirá normalmente una desconexión de un solo polo de la fase A si se requiere. Durante una situación de oscilación de energía, para el ejemplo anterior, se asignarán FSA y MAG1 pero también MBC1, haciendo por lo tanto posible una desconexión de tres polos. En este caso, únicamente se requiere la desconexión de un solo polo. Este problema puede surgir además con los elementos de la zona 2 o aún la zona 3. Por lo tanto, algunos relés convencionales no pueden mantener la selección del tipo de falla apropiado durante una condición fuera de fase. Se contempló una primera modalidad del sistema para mantener la selección del tipo de falla apropiado durante una condición fuera de fase. Durante condiciones de fuera de fase, la impedancia aparente (Zap) como la proporcionada por cada uno de los seis ciclos de impedancia se desplaza en el plano complejo a una velocidad que depende de las características fuera de fase. Este valor de impedancia aparente (Zap) es representado por la Ecuación 5 como se discute con mayor detalle más adelante. En este caso, si ocurre una falla durante la condición de fuera de fase, la trayectoria aparente correspondiente queda aún en el plano complejo. Se verifica la velocidad de cambio de la impedancia aparente, y se aisla el ciclo de la impedancia fallido que tenga la velocidad de cambio más baja. La derivada de la distancia m calculada recorrida por la impedancia en un plano complejo es entonces calculada para distinguir entre fallas de una sola fase a tierra y fallas de doble fase a tierra. Esta trayectoria m también puede ser referida como una trayectoria de distancia de falla. No obstante, es importante hacer notar que el cálculo de la derivada de la función que representa la distancia recorrida por la impedancia en el plano complejo amplifica el ruido asociado con ésta. Por lo tanto, este ruido es compensado antes de medir la velocidad de cambio. Se contempló además una segunda modalidad que usa un integrador como se muestra en las Figuras 3 a 5. La Figura 3 ilustra los valores de m para un ciclo de falla de fase B a tierra y un ciclo de fase C a A durante una situación fuera de fase. El valor de m correspondiente para el circuito de falla de fase B a tierra es designado por mbg 54. Como se ilustra en la Figura 3, durante las situaciones de fuera de fase, mbg 54 fija un valor generalmente constante en el cual podría ser incluido un componente de ruido pequeño. El valor de m correspondiente para el ciclo de fase C a A es de acuerdo a lo designado por mea 56. Como es ilustrado por la Figura 3, durante las situaciones fuera de fase, mea 56 se mantiene en movimiento y hará que los elementos de mho de la zona 1 ó 2 capten durante la falla de una sola fase a tierra. Las características de los valores m como se ilustra en la Figura 3 pueden ser utilizadas además para eliminar la amplificación del ruido como se discutió con la primera modalidad. Teóricamente, la trayectoria de 'm correspondiente al ciclo fallido deberá idealmente alcanzar un valor constante igual a la distancia hasta la falla. Esta trayectoria de m también puede ser referida como una trayectoria de la distancia de falla. Por ejemplo, mbg 54 en la Figura 3 alcanza un valor promedio constante mientras que mea 56 se mantiene en movimiento. Por lo tanto, la derivada como se enseña en la primera modalidad puede ser reemplazada con una integración tras lo cual, el área entre el valor de m constante alegado y el valor de la trayectoria de m real de mbg se integra. Debido a que mbg 54 alcanzará un valor constante, el resultado de la integración deberá ser de cero. Como para mea 56, debido a que no alcanza un valor constante, el resultado de la integración deberá tomar una magnitud significativa. Es importante hacer notar que este mismo razonamiento puede ser aplicado a los seis ciclos de impedancia. Si el nivel de las seis integrales corresponde a los seis ciclos de impedancia, las fases fallidas deberán corresponder a la integral igualada a cero. Debido a que el valor de m o la distancia hacia la falla no es conocido antes de que ocurra la falla, el valor de m es capturado en el momento en que la zona 1 o la zona 2 capta el elemento mho correspondiente. Este valor de m es capturado además en el borde elevado de la falla detectada como se muestra en la Figura 3. Es importante capturar el valor de m en el borde elevado de la falla detectada para asegurar que la zona 1 o la zona 2 capte el elemento mho correspondiente. Por ejemplo, como se muestra en la Figura 3, el valor capturado para mea es designado a 58 mientras que el valor capturado de mbg es designado en 60 donde la zona 2 capta el elemento mho. Esos valores son usados en una integración como se ilustra en la Figura 4. Como se muestra en la Figura 4, el valor absoluto de la diferencia entre la trayectoria de mbg calculada 54 y el valor capturado de mbg 60 y el valor absoluto de la diferencia entre la trayectoria de mea calculada 56 y el valor capturado mea 58 se integran como se ilustra en la Figura 4. Como se muestra en la Figura 4, la integración correspondiente al ciclo de impedancia de la fase B a tierra (mbg) 62 parece más pequeño que la integración correspondiente al ciclo de impedancia de la fase C a A (mea) 64. Para determinar una falla de una sola fase a tierra en comparación con una falla de doble fase a tierra, la diferencia de las dos integrales correspondientes a los dos ciclos de impedancia se compara con un umbral negativo y positivo seleccionado. De manera más específica, ocurre una falla de una sola fase a tierra si la diferencia entre esas dos integrales alcanza el umbral negativo, mientras que una falla de doble fase a tierra ocurre si 3a diferencia entre esas dos integrales alcanza el umbral positivo. Por ejemplo, en la Figura 4, la diferencia entre las dos integrales correspondientes al ciclo mea 64 y al ciclo mbg 62 es determinada. Debido a que la diferencia entre las dos integrales es negativa, como se muestra en la Figura 4 en 66, se determinó que ha ocurrido una falla de una sola fase a tierra.

E. Diagramas Lógicos Generales La Figura 5 ilustra un diagrama lógico general para usar métodos y elementos convencionales para comparar el valor de m de la distancia de la falla calculado al alcance del elemento M; seleccionar el tipo de falla; y detectar y bloquear condiciones fuera de fase con el sistema de la presente invención para distinguir entre fallas de una sola fase a tierra y fallas de doble fase a tierra. Esta lógica de sistema puede ser fuertemente alámbrica en un tablero de circuitos del dispositivo protector o aún introducida, o programada en el dispositivo protector usando programas y sistemas de programación o software del sistema u otros medios equivalentes. El dispositivo protector es preferiblemente un relé protector el cual puede ser conectado al sistema como se describió anteriormente en conjunto con la Figura 1. De manera más específica, seis detectores de fallas del tipo mho 68 usan valores de voltaje (VA 22, VB26 y Vc 30 de la Figura 1) y corriente (IA 20, IB24 e Ic 28 de la Figura 1) del sistema de alimentación, colectivamente mostrados en 70 incluyendo el elemento de cálculo del valor de la distancia, para determinar un valor de m de la distancia de la falla calculado y el alcance del elemento M. Los valores de salida resultantes de los seis detectores de falla del tipo mho 68 son los valore de M de alcance del elemento (MAG1, MAG2 , MBG1, MBG2 , MCG1, MCG2 , MAB1, MAB2, MBC1, MBC2, MCA1, MCA2, como se muestra colectivamente en 72) y el valor de m de la distancia de la falla calculada mag, mbg, cg, mab, mbc, mea, colectivamente mostrados en 74) como se describió en uno de los métodos anteriormente. El detector de falla 68 detecta además si una falla es en cualquiera de una zona de protección hacia delante o hacia atrás. Un elemento de selección del tipo de falla de detección de fase 76 se muestra usando los valores de entrada o alimentación lo e I2 (mostrados colectivamente en 78) para determinar las asignaciones de tipo de falla FSA, FSB o FSC (mostradas colectivamente en 80) como se describió en un método convencional anteriormente. Un detector de oscilación de energía 82 que incluye un elemento de detección fuera de fase y un elemento de bloqueo fuera de fase para la detección y bloqueo fuera de fase se muestra además usando un valor 84 de entrada ZL? para proporcionar señales de bloqueo (OSB1, OSB2), mostradas colectivamente en 86 como se describió en un método convencional anteriormente. Los valores de salida de los detectores de fallas del tipo mho 68, el elemento de selección del tipo de falla de detección de fase 76, y el detector de oscilación de energía 82 son usados por el elemento de selección de tipo de falla de oscilación de energía de la presente invención 88 para distinguir entre fallas de una sola fase a tierra y fallas de doble fase a tierra. De manera más específica, el elemento de selección del tipo de falla de oscilación de energía 88 proporciona señales de salida 90 a un relé asociado para distinguir entre fallas de una sola fase a tierra y fallas de doble fase a tierra. La Figura 6 ilustra un diagrama lógico general para una modalidad para distinguir entre una falla de fase A a tierra y una falla de fase B a C para elementos de mho de la zona 1 correspondientes usando un elemento derivado 92. Como se muestra en la Figura 6, los valores de MAG1 y MBC1 para los elementos de mho de la zona 1 son determinados en 94 a través de las enseñanzas de la Ecuación 7. Las señales de bloqueo que bloquean la señal de desconexión del detector de mho subsecuentes son detectadas como se designa en 96 por un elemento de bloqueo fuera de fase, como en el detector de oscilación de energía 82 como se muestra en la Figura 5. Si no existen señales de bloqueo fuera de fase detectadas, tras OSB1=0, no se lleva a cabo una modificación a la salida del elemento mho. Si existen señales de bloqueo fuera de fase detectadas, tras 0SB1=1, un elemento de selección del tipo de falla de detección de fase determina entonces la fase fallida. Por ejemplo, como se ilustra en la Figura 6, la región de la fase A es detectada, haciendo por lo tanto la asignación de FSA de acuerdo a lo designado en 98. No obstante, como se discutió anteriormente con respecto a la selección del tipo de falla, cuando se asigna FSA, podría indicar además que puede estar presente también una falla de dos fases BC a tierra. En consecuencia, el sistema debe distinquir entonces las salidas resultantes proporcionadas por el elemento de selección del tipo de falla. Para distinguir entre las dos posibilidades, se proporciona un elemento de selección del tipo de falla de oscilación de energía que incluye un elemento de cálculo del valor de la distancia para determinar los valores de mag 100 y mbc 102. El valor absoluto de las derivadas de los valores de mag 100 y mbc 102 son tomados durante un tiempo determinado T como se muestra en el bloque 92. El valor absoluto de la derivada de mag 100 es entonces comparado con el valor absoluto de la derivada de mbc 102 en el comparador 104. Por ejemplo, se asigna una señal de falla de una sola fase a tierra si el valor absoluto de la derivada de mag 100 es más pequeño que el valor absoluto de la derivada de mbc 102, mientras que se asigna una señal de falla de doble fase a tierra si el valor absoluto de la derivada de mbc 102 es menor que el valor absoluto de la derivada de mag 100. En este caso, MAGF1_2 106 y MBCF1_2 108 representan el estado final para los elementos mho de la zona 1 después de que ha sido seleccionado el tipo de falla apropiado. Deberá comprenderse que esta misma lógica es aplicable a otros ciclos de impedancia también; por ejemplo, en la determinación entre los ciclos de impedancia de fase B a tierra y fase C a A y en la determinación entre los ciclos de impedancia de la fase C a tierra y fase A a B. La Figura 7 ilustra un diagrama lógico general de otra modalidad de la presente invención para distinguir entre una falla de fase A a tierra y una falla de fase B a C para los elementos de mho de la zona 1 correspondientes usando un integrador 110, 111. Como se muestra en la Figura 7, los valores de MAG1 y MBC1 para los elementos mho de la zona 1 se asignan en 112 a través de las enseñanzas de la ecuación 7. Las señales de bloqueo que bloquean la señal de desconexión del detector mho subsecuentes son detectadas como se designan en 114 por un elemento de bloqueo fuera de fase. Si no existen señales de bloqueo de fuera de fase detectadas, tras OSB1=0, no se lleva a cabo modificación a la salida de los elementos mho. Si existen señales de bloqueo fuera de fase detectados, tras 0SB1= 1, un elemento de selección del tipo de falla de detección de fase determina entonces las señales resultantes del ángulo de fase entre 10 y 12. Por ejemplo, como se ilustra en la Figura 7, la fase A es detectada, ocasionando por lo tanto una asignación de FSA de acuerdo a lo designado en 116. No obstante, como se discutió anteriormente con respecto a la selección del tipo de falla, cuando se asigna FSA, esto puede indicar además que puede estar presente también una falla de tierra de dos fases BC. En consecuencia, el sistema debe entonces distinguir las salidas resultantes proporcionadas por el elemento de selección de tipo de falla. Para distinguir entre las dos posibilidades, se proporciona un elemento de selección del tipo de falla de oscilación de energía. Los valores de m calculados son determinados como se describe con mayor detalle con respecto a las Figuras 3-4. En la Figura 7, los valore de mag y mbc calculados son determinados en el borde elevado de la falla detectada tan pronto como la zona 1 capta los elementos de mho por un elemento de cálculo de valor de la distancia como el que se muestra en la Figura 5. Es importante capturar el valor de m en el borde elevado de la falla detectada para asegurar que la zona 1 capte el elemento de mho. La determinación de valor capturada para mag o MAG_LTCH es representada en 118 mientras que la determinación del valor capturada por mbc es representado por MBC_LTCH en 120. El valor absoluto de la diferencia entre la trayectoria de mag y el valor de MAG_LTCH se integra en 110 y la diferencia entre la trayectoria de mbc y el valor de MBC_LTCH es integrado en 111 usando un primer y segundo integradores . La diferencia entre las dos integrales es calculada en 121 por un elemento de sustracción y entonces comparada con un umbral negativo seleccionado 124 y un umbral positivo seleccionado 122. En este caso, se selecciona un umbral de 1.5. Es importante hacer notar que puede ser utilizado cualquier otro umbral positivo o negativo. Por lo tanto, se asigna una falla de una sola fase a tierra si la diferencia entre las dos integrales alcanza -1.5, mientras que una falla de doble fase a tierra ocurre si la misma diferencia alcanza +1.5. En este caso, MAGF1_2 126 y MBCF1_2 128 representa el estado final para los elementos de mho de la zona 1 después de que ha sido seleccionado el tipo de falla apropiado. Deberá comprenderse que esta misma lógica es aplicada a los otros ciclos de impedancia también; por ejemplo, en la determinación entre los ciclos de impedancia de la fase B a tierra y fase C a A y en la determinación entre los ciclos de impedancia de fase C a tierra y fase A a B. Además, la misma lógica puede cubrir más de una zona (por ejemplo, zonas de protección hacia delante y hacia atrás) . La Figura 8 ilustra la consideración de ambas de la zona 1 y la zona 2 usando los mismos valores integrados. En este caso, las señales de la zona 1 y la zona 2 son "ORed" para capturar los valores de m apropiados. En la Figura 8, MAG1 y MBC1 son "ORed" de acuerdo a lo designado en 130 mientras que MAG2 y MBC2 son "ORed" de acuerdo a lo designado en 132. Después de que una de las dos MAG y MBC es seleccionada por un detector de fallas, son detectadas las señales de bloqueo que bloquean la señal de desconexión del detector de mho subsecuente de acuerdo a lo designado en 134, 136 por un elemento de bloqueo fuera de fase. Si no existen señales de bloqueo fuera de fase detectadas, tras OSB1=0, no se lleva a cabo la modificación de las salidas de los elementos de mho. Si existen señales de bloqueo fuera de fase detectadas, tras 0SB1=1, un elemento de selección del tipo de falla de detección de fase determina entonces la señal resultante y asigna FSA de acuerdo a lo designado en 138. Para distinguir entre las dos posibilidades, se proporciona un elemento de selección del tipo de falla de oscilación de energía. Los valores de m capturados son determinados como se describe con mayor detalle con respecto a las Figuras 3-4. En la Figura 8, los valores de mag y mbc son determinados en el borde elevado de la falla detectada y tan pronto se capta uno de los elementos de mho. Es importante capturar el valor de m en el borde delantero de la falla detectada para asegurar que se capte el elemento de mho. La determinación del valor capturado retenido para mag o MAG_LTCH es representado en 140 mientras que la determinación del valor capturado retenido para mbc o MBC_LTCH es representado en 142. El valor absoluto de la diferencia entre la trayectoria mag y MAG_LTCH es integrado como se muestra en 144 por un mtegrador. El valor absoluto de la diferencia entre la trayectoria de mbc y MBC_LTCH es integrado como se muestra en 146 por otro mtegrador. La diferencia entre las dos integrales es calculada en 147 por un elemento de sustracción y entonces comparada con un umbral negativo seleccionado 148 y un umbral positivo seleccionado 150. En este caso, se selecciona un umbral de 1.5. Es importante hacer notar que puede ser utilizado cualquier otro umbral positivo o negativo. Por lo tanto, se asigna una señal de falla de una sola fase a tierra, si la diferencia entre las dos integrales alcanza -1.5, mientras que se asigna una señal de falla de doble fase a tierra si la diferencia entre las dos integrales alcanza +1.5.

En este caso, MAG1_2 152, MBC1_2 154, MAG2_2 156, y MBC2_2 158, representa el estado final de los elementos de mho después de que ha sido seleccionado el tipo de falla apropiado. Puede ser utilizada una lógica de sistema similar a la de la Figura 8 para la consideración de ambas de la zona 1 y la zona 2 usando los valores derivados como se muestra en la Figura 6. Aunque esta invención ha sido descrita con referencia a ciertos aspectos ilustrativos, deberá ser comprendido que esta descripción no debe ser construida en un sentido limitante. Más bien, pueden hacerse varios cambios y modificaciones a las modalidades ilustrativas sin apartarse del espíritu verdadero, características centrales y alcance de la invención, incluyendo aquellas combinaciones de características que son discutidas o reclamadas individualmente aquí. Además, deberá apreciarse que cualquiera de esos cambios y modificaciones será reconocido por aquellos expertos en la técnica o equivalentes a uno o más de los elementos de las siguientes reivindicaciones, y serán cubiertas por las reivindicaciones en el más amplio grado permitido por la ley.

Claims

REIVINDICACIONES 1. Un sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra, que comprende: un elemento de cálculo del valor de la distancia para determinar el valor de una primer distancia para una primera trayectoria de distancia de falla, y un segundo valor de distancia para una segunda trayectoria de distancia de falla, un elemento de selección del tipo de falla de oscilación de energía que incluye un primer integrador para determinar un valor integral de la diferencia entre un primer valor capturado o retenido del valor de la distancia y la primera trayectoria de distancia de falla, donde el primer valor capturado o retenido es determinado en un borde elevado de una falla detectada, y un segundo integrador para determinar un valor integral de la diferencia entre un segundo valor retenido o capturado del valor de la distancia y la segunda trayectoria de distancia de falla, donde el segundo valor capturado es determinado en el borde elevado de una falla detectada.
2. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra según la reivindicación 1, que comprende además un elemento de detección fuera de fase en relación de comunicación con el elemento de selección del tipo de falla de oscilación de energía para detectar una condición fuera de fase.
3. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra según la reivindicación 1, que comprende además un elemento de bloqueo fuera de fase en relación de comunicación con el elemento de selección del tipo de falla de oscilación energía para bloquear una señal de desconexión.
4. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra según la reivindicación 1, que comprende además un detector de fallas en relación de comunicación con el elemento de selección del tipo de falla de oscilación de energía si una falla está en cualquiera de la zona de protección hacia delante o hacia atrás.
5. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra según la reivindicación 4, donde el detector de falla es el detector de fallas del tipo mho.
6. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra según la reivindicación 2, que comprende además un detector de fallas en relación de comunicación con el elemento de detección fuera de fase para detectar si una falla se encuentra en la zona de protección de ida o regreso.
7. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra según la reivindicación 6, donde el detector de falla es un detector de fallas del tipo mho.
8. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra según la reivindicación 1, que comprende además un elemento de selección de tipo de falla de detección de fase en relación de comunicación con el elemento de selección del tipo de falla de oscilación de energía para detectar una falla de fase A a tierra, fase B a tierra o fase C a tierra.
9. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra según la reivindicación 1, que comprende además un elemento de sustracción para calcular la diferencia entre los valores integrales del primer y segundo integrador, donde se asigna una señal de tipo de falla de oscilación de energía sobre la base del valor de la diferencia.
10. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra, según la reivindicación 9, que comprende además un primer y segundo umbrales seleccionados, donde se asigna una señal de tipo de falla de oscilación de energía cuando el valor de la diferencia alcanza el primer umbral y se designa otra señal del tipo de falla de oscilación de energía cuando el valor de la diferencia alcanza el segundo umbral.
11. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra, que comprende: un elemento de cálculo del valor de la distancia para determinar un primer valor de distancia para una primera trayectoria de distancia de falla y un segundo valor de distancia para una segunda trayectoria de distancia de falla, un elemento de selección del tipo de falla de oscilación de energía en relación de comunicación con el elemento de cálculo del valor de la distancia que incluye un primer integrador para determinar un valor integral de la diferencia entre un primer valor capturado del valor de la distancia y la primera trayectoria de distancia de falla, donde el primer valor capturado es determinado en un borde elevado de una falla detectada, y un segundo integrador para determinar un valor integral de la diferencia entre un segundo valor capturado del valor de la distancia y la segunda trayectoria de distancia de falla, donde el segundo valor capturado es determinado en el borde elevado de una segunda falla detectada, y un detector de fallas en relación de comunicación con el elemento de selección el tipo de falla para detectar ambas zonas de protección de ida y regreso.
12. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra, según la reivindicación 11, que comprende además un elemento de detección fuera de fase en relación de comunicación con un elemento de selección del tipo de falla de oscilación de energía para detectar una condición fuera de fase.
13. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra, según la reivindicación 11, que comprende además un elemento de bloqueo fuera de fase en relación de comunicación con el elemento de selección del tipo de falla de oscilación de energía para bloquear una señal de desconexión.
14. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra, según la reivindicación 11, donde el detector de fallas es un detector de fallas del tipo mho.
15. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra, según la reivindicación 11, que comprende además un elemento de selección del tipo de falla de detección de fase en relación de comunicación con el elemento de selección del tipo de falla de oscilación de energía para detectar una falla de fase A a tierra, fase B a tierra o fase C a tierra.
16. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra, según la reivindicación 11, que comprende además un elemento de sustracción para calcular un valor de la diferencia entre los valores integrales del primer y segundo integrador, donde se asigna una señal de tipo de falla de oscilación de energía sobre la base del valor de la diferencia.
17. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra, según la reivindicación 16, que comprende además un primer y segundo umbrales seleccionados, se asigna una señal de tipo de falla de oscilación de energía cuando el valor de la diferencia alcanza el primer umbral y se asigna otra señal del tipo de falla de oscilación de energía cuando el valor de la diferencia alcanza el segundo umbral.
18. Método para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra, que comprende: determinar un primer valor de distancia para una primera trayectoria de distancia de falla y un sequndo valor de distancia para una segunda trayectoria de distancia de falla, determinar un valor integral entre la diferencia de un primer valor capturado del valor de distancia y la primera trayectoria de distancia de falla, donde el primer valor capturado es determinado en el borde elevado de una falla detectada, y determinar un valor integral de la diferencia entre un segundo valor capturado del valor de la distancia y la segunda trayectoria de distancia de falla, donde el segundo valor capturado es determinado en un borde elevado de una segunda falla detectada .
19. Método para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra según la reivindicación 18, que comprende además calcular un valor de la diferencia entre los valores integrales del primer y segundo integradores, y asignar una señal de tipo de falla de oscilación de energía sobre la base del valor de la diferencia.
20. Método para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra, según la reivindicación 19, que compara además el valor de la diferencia con un primer y segundo umbrales, y asigna una señal de tipo de falla de oscilación de energía cuando el valor de la diferencia alcanza el primer umbral y asigna otra señal del tipo de falla de oscilación de energía cuando el valor de la diferencia alcance el segundo umbral.
21. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra, que comprende: un elemento de cálculo del valor de la distancia para determinar un primer valor de distancia para una primera trayectoria de distancia de falla y un segundo valor de distancia para una segunda trayectoria de distancia de falla, un elemento de selección de tipo de falla de oscilación de energía que incluye un primer elemento derivado para determinar un valor de velocidad de cambio por la primera trayectoria de distancia de falla, y un segundo elemento derivado para determinar un valor de velocidad de cambio para la segunda trayectoria de distancia de falla.
22. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra, según la reivindicación 21, que comprende además un elemento de detección fuera de fase en relación de comunicación con el elemento de selección de tipo de falla de oscilación de energía para detectar una condición fuera de fase.
23. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra, según la reivindicación 21, que comprende además un elemento de bloqueo fuera de fase en relación de comunicación con el elemento de selección del tipo de falla de oscilación de energía para bloquear una señal de desconexión.
24. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra, según la reivindicación 21, que comprende además un detector de fallas en relación de comunicación con el elemento de selección del tipo de falla de oscilación de energía para detectar si una falla se encuentra en una zona de protección de ida o regreso.
25. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra, según la reivindicación 24, donde el detector de fallas es un detector de fallas del tipo de mho.
26. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra, según la reivindicación 21, que comprende además un elemento de selección del tipo de falla de detección de fase en relación de comunicación con el elemento de selección del tipo de falla de oscilación de energía para detectar una falla de fase A a tierra, fase B a tierra o fase C a tierra.
27. Sistema para distinguir entre una falla de una sola fase a tierra y una falla de doble fase a tierra, según la reivindicación 21, que comprende además un primer y segundo umbrales seleccionados, donde se asigna una señal de tipo de falla de oscilación de energía cuando el valor de la velocidad de cambio alcanza el primer umbral y se asigna otra señal del tipo de falla de oscilación de energía cuando el valor de la velocidad de cambio alcanza el segundo umbral.