MX2012011015A

MX2012011015A - Ubicacion de fallas en sistemas de suministro de energia electrica.

Info

Publication number: MX2012011015A
Application number: MX2012011015A
Authority: MX
Inventors: Armando Guzman-Casillas; Yanfeng Gong
Original assignee: Schweitzer Engineering Lab Inc
Priority date: 2010-04-21
Filing date: 2011-03-22
Publication date: 2012-11-06
Also published as: BR112012023978A2; US20110264388A1; WO2011133280A1; US8525522B2; CA2794964C; CA2794964A1

Abstract

Se calcula con precisión la ubicación de una falla incluso en un sistema de distribución de energía eléctrica radial, no homogéneo y ramificado. El cálculo incluye determinar una reactancia o impedancia calculada para la falla y utiliza los parámetros de línea para determinar ubicaciones en el sistema que coincidan con la reactancia calculada a la falla. El cálculo puede incluir además una determinación de una fase con falla y eliminar las posibilidades de ubicación de falla en base en ausencia de la fase con falla en esas ubicaciones. El cálculo puede usar adicionalmente datos reportados de los monitores de línea tales como indicadores de circuito con falla (FCI).

Description

UBICACION DE FALLAS EN SISTEMAS DE SUMINISTRO DE ENERGIA ELECTRICA DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Esta descripción se relaciona con la protección de sistemas de suministro de energía eléctrica. Más particularmente, esta descripción se relaciona con la determinación de una ubicación de falla sobre un sistema de suministro de energía eléctrica.

Las modalidades no limitantes y no exhaustivas de la descripción se presentan incluyendo diversas modalidades de la descripción con referencia a las figuras, en las cuales : la figura 1 ilustra un diagrama de una línea de un sistema de suministro de energía eléctrica; la figura 2 ilustra un diagrama de secuencia para una falla de línea única a conexión a tierra sobre un sistema de suministro de energía eléctrica; la figura 3 ilustra un diagrama de secuencia de una falla fase a fase en un sistema de suministro de energía eléctrica; la figura 4 ilustra un diagrama de secuencia para una falla de fase a fase a conexión a tierra sobre un sistema de suministro de energía eléctrica; la figura 5 ilustra un diagrama de secuencia de una Ref: 235180 falla trifásica en un sistema de suministro de energía eléctrica; la figura 6 ilustra un diagrama de una línea de un sistema de suministro de energía eléctrica ramificado; la figura 7 ilustra un diagrama de una línea de un sistema de suministro de energía eléctrica ramificado; la figura 8 ilustra un diagrama de una línea de un sistema de suministro de energía eléctrica ramificado; las figuras 9A - 9D ilustran diagramas de flujo de procedimiento para calcular ubicaciones posibles de una falla en un sistema de suministro de energía eléctrica utilizando el modelo de sistema de suministro de energía eléctrica y reactancia a la falla; la figura 10 ilustra un diagrama de una línea de un sistema de suministro de energía eléctrica ramificado; la figura 11 ilustra un diagrama de una línea de un sistema de suministro de energía eléctrica ramificado; la figura 12A ilustra un diagrama de flujo de procedimiento de un método para calcular una ubicación de una falla de un sistema de suministro de energía eléctrica utilizando un modelo de sistema de suministro de energía eléctrica, reactancia a la falla y datos FCI ; la figura 12B ilustra un diagrama de flujo de procedimiento de un método para calcular una ubicación de una falla en un sistema de suministro de energía eléctrica utilizando un modelo de sistema de suministro de energía eléctrica, reactancia a la falla y datos FCI; y la figura 13 ilustra un diagrama de bloques funcional de un dispositivo que se puede utilizar para calcular una ubicación de una falla en un sistema de suministro de energía eléctrica.

Los sistemas de suministro de energía eléctrica están diseñados para transmitir y distribuir energía eléctrica desde las plantas de generación hasta los dispositivos que consumen energía eléctrica. Algunas veces, estos sistemas de suministro de energía eléctrica experimentan fallas debido a, por ejemplo, una trayectoria conductora entre uno (o más) de los conductores de fase y la conexión a tierra, entre dos o más de los conductores de fase, entre uno (o más) de los conductores de fase y un conductor neutro, y similares. Las fallas pueden provocar interrupciones del flujo de energía en el sistema de suministro de energía eléctrica incluso pueden resultar en una falla del sistema para suministrar eficazmente energía hasta los dispositivos que consumen energía.

Los propietarios y operadores de los sistemas de suministro de energía eléctrica desean conocer la ubicación de la falla en el sistema de suministro de energía eléctrica de manera que el sistema pueda ser reparado o modificado para eliminar la falla o disminuir la probabilidad de fallas futuras similares. Dado que muchos sistemas de suministro de energía eléctrica incluyen líneas de energía eléctrica que son muy largas o que incluyen varios segmentos de enlaces comunes y alimentadores , la ubicación de una falla por desplazamiento de una trayectoria del sistema de suministro puede consumir tiempo y ser costoso. En consecuencia, se han desarrollado métodos para calcular la distancia a la falla a lo largo del sistema de suministro de energía eléctrica utilizando mediciones tomadas desde el sistema de suministro de energía eléctrica.

Los sistemas de suministro de energía eléctrica puede ser de una configuración "radial" bajo condiciones de operación normal en donde tienen un suministro de energía único. Debe hacerse notar que el suministro único puede incluir varias fuentes. Adicionalmente, el sistema de suministro de energía eléctrica puede incluir interconexiones u otros sistemas de suministro de energía eléctrica y/o suministros, pero estas interconexiones pueden estar abiertas hasta que se presente un evento, de manera que ya no se encuentra disponible el suministro único, se produce una falla en el sistema, hay un evento de reconfiguración o similar. Algunas figuras incluidas en la presente ilustran diagramas de una línea de los sistemas de suministro de energía eléctrica, cada uno de los cuales se ilustra en una configuración radial.

Las modalidades de la descripción se comprenderán mejor con referencia a las figuras en donde partes similares se designan por números de referencia similares a las mismas. Se entenderá fácilmente que los componentes de las modalidades presentadas, como se describen e ilustran de manera general en las figuras en la presente, se pueden distribuir y diseñar en una amplia variedad de configuraciones diferentes. De esta manera, la siguiente descripción detallada de las modalidades de los sistemas y métodos de la presentación no se pretende que limiten el alcance de la presentación, como se reivindica sino que sean solo representativos de posibles modalidades de la presentación. Además, las etapas de un método no necesariamente necesitan llevarse a cabo en algún orden específico, o incluso secuencialmente, ni las etapas necesitan ejecutarse solo una vez, a menos que se especifique en otro sentido.

En algunos casos, los rasgos, estructuras u operaciones bien conocidos no se muestran o describen detalladamente. Además, las características, estructuras u operaciones descritas se pueden combinar de cualquier manera adecuada en una o más modalidades. También debe entenderse fácilmente que los componentes de las modalidades, como se describen e ilustran de manera general en las figuras en la presente, se pueden distribuir y diseñar en una amplia variedad de configuraciones diferentes.

La referencia en esta descripción a "una modalidad" o "alguna modalidad" indica que un rasgo, estructura o característica particular descrita en relación con la modalidad se incluye en por lo menos una modalidad. De esta manera, las apariencias de las frases "en una modalidad" o "en alguna modalidad" en diversos lugares a través de esta descripción no necesariamente hacen referencia a la misma modalidad. En particular, una "modalidad" puede ser un sistema, un artículo de manufactura (tal como un medio de almacenamiento legible en computadora) , un método y un producto de un procedimiento.

Las frases "conectado a" "en red con" y "en intercomunicación con" se refieren a cualquier forma de interacción entre dos o más entidades, que incluyen interacción mecánica, eléctrica, magnética o electromagnética. Dos componentes pueden estar conectados entre sí aunque no estén en contacto físico directo entre sí incluso aunque se encuentren dispositivos intermedios entre los dos componentes.

Varios aspectos de las modalidades descritas en la presente se ilustrarán como módulos o componentes de programa. De la manera en que se utiliza en la presente, el módulo o componente de programa puede incluir cualquier tipo de instrucción de computadora o un código ejecutable en computadora localizado dentro de un dispositivo de memoria y/o transmitido como señales electrónicas sobre un enlace común de sistema o una red cableada o inalámbrica. Un módulo o componente de programa por ejemplo, puede comprender uno o más bloques físicos o lógicos de instrucciones de computadora, los cuales se pueden organizar como una rutina, programa, objeto, componente, estructura de datos, etc. que realiza una o más tareas o que implementa tipos de datos abstractos particulares.

En algunas modalidades, un módulo o componente de programa particular puede comprende instrucciones separadas almacenadas en lugares diferentes de un dispositivo de memoria los cuales juntos implementan la funcionalidad descrita del módulo. En realidad, un módulo o componente puede comprender una instrucción única o muchas instrucciones y se puede distribuir sobre varios segmentos de código diferentes, entre programas diferentes y a través de varios dispositivos de memoria. Algunas modalidades se pueden llevar a la práctica en un ambiente de computación distribuido en donde las tareas se realizan por un dispositivo de procesamiento remoto unido a través de una red de comunicaciones. En un ambiente de computación distribuido, los módulos o componentes de programa se pueden localizar en dispositivos de almacenamiento de memoria locales y/o remotos. Además, los datos que están enlazados o que se unen en un registro de base de datos pueden encontrarse en el mismo dispositivo de memoria o a través de varios dispositivos de memoria y se pueden enlazar uniéndose en campos de un registro en una base de datos a través de una red. Los módulos de programa descritos en la presente constituyen de manera tangible un programa, funciones y/o instrucciones que son ejecutables por una o más computadoras para llevar a cabo tareas como se describen en la presente. El programa adecuado, según sea aplicable, se puede proporcionar fácilmente por aquellos expertos en los ámbitos pertinentes utilizando las enseñanzas que aquí se presentan y lenguajes de programación y herramientas tales como los lenguajes de bases de datos XML, Java, Pascal, C++, C, API, SDK, montaje, elementos imborrables, microcódigo y/u otros lenguajes y herramientas.

Parte de la infraestructura que se puede utilizar con modalidades descritas en la presente están disponibles de antemano tales como: computadoras de propósito general, computadora que programe herramientas y técnicas, medios de almacenamiento digital y redes ópticas. Una computadora puede incluir un procesador tal como un microprocesador, microcontrolador, circuitaje lógico o similar. El procesador puede incluir un dispositivo de procesamiento de propósito especial tal como un dispositivo ASIC, PAL, PLA, PLD, arreglo de compuerta programable de campo u otro dispositivo adaptable o programable. La computadora también puede incluir un dispositivo de almacenamiento legible en computadora tal como una memoria no volátil, una RAM estática, una RAM dinámica, ROM, CD-ROM, disco, cinta, material magnético, óptico, memoria instantánea u otro medio de almacenamiento legible en computadora.

De la manera en que se utiliza en la presente, el término IED puede hacer referencia a cualquier dispositivo basado en microprocesador que monitoree, controle, automatice y/o proteja equipo monitoreado dentro del sistema. Los servicios pueden incluir, por ejemplo, unidades de terminal remota, relevadores diferenciales, relevadores de distancia, relevadores direccionales, relevadores alimentadores , relevadores de sobrecorriente , controles reguladores de voltaje, relevadores de voltaje, relevadores de falla de interruptor, relevadores generadores, relevadores de motor, controladores de automatización, controladores de bahía, medidores, controles de reconexión, procesadores de comunicaciones, plataformas de cómputo, controladores lógicos programables (PLC, por sus siglas en inglés) , controladores de automatización programables, módulos de entrada y salida y similares. Los IED pueden conectarse a una red y la comunicación en la red se puede facilitar por dispositivo de conexión a red que incluyen, pero que no se limitan a multiplexores , enrutadores, cubos, compuertas, cortafuegos e interruptores. Además, los dispositivos de interconexión a red y de comunicación se pueden incorporar en un IED o pueden estar en comunicación con un IED. El término IED se puede utilizar de manera intercambiable para describir un IED individual o un sistema que comprende múltiples IED.

Muchos sistemas de suministro de energía eléctrica no son homogéneos. Es decir, los segmentos de línea de energía pueden no tener parámetros físicos idénticos. Los segmentos de algunos sistemas de suministro de energía eléctrica pueden tener conductores de diámetros, clasificaciones, materiales y similares, diferentes. Adicionalmente, los sistemas de suministro de energía eléctrica se pueden ramificar y no tener los IED localizados en cada extremo de cada rama o sobre cada segmento de cada rama. Los sistemas de distribución de energía eléctrica, por ejemplo, típicamente tienen ramas múltiples y se conforman a preferencias residenciales e industriales de la ubicación de los conductores (por ejemplo aéreos o subterráneos) . En consecuencia, estos sistemas no son homogéneos y pueden no tener IED en cada extremo de cada rama, lo que complica la tarea de ubicar la falla en el sistema.

Calculando la distancia a la falla es más preciso cuando son homogéneos los parámetros de línea. No obstante, como se ha mencionado, en sistemas de distribución de energía eléctrica, los parámetros de línea entre la subestación y la falla pueden ser muy carentes de homogeneidad. La figura 1 ilustra un diagrama de una línea de un sistema 100 de suministro de energía eléctrica típico con parámetros de línea no homogéneos. El sistema 100 de suministro de energía eléctrica tiene segmentos subterráneos indicados por líneas discontinuas y segmentos aéreos indicados por líneas continuas. El sistema 100 incluye una línea 102 desde una fuente tal como un sistema de transmisión y generación o similar, que alimenta un transformador 104 que puede ser un transformador de aumento (tal como en el caso en donde la fuente es generación) o un transformador disminuido (en el caso en que la fuente es una línea de transmisión y el sistema 100 de suministro es un sistema de distribución) en conexión con un enlace común 106. La línea 130 (la cual puede ser un alimentador de distribución, una línea de transmisión o similar) se conecta al sistema de distribución corriente abajo por un interruptor 108. La línea 130 es monitoreada por el IED 110 el cual adquiere información del sistema de energía, tal como voltaje, corriente, frecuencia y similares de la línea 130 vía un transformador potencial (PT, por sus siglas en inglés) y un transformador de corriente (CT, por sus siglas en inglés) . El IED 110 adicionalmente está en comunicación con un interruptor 108 y puede instruir al interruptor 108 para abrir si se detecta una falla corriente abajo. La línea 130 puede incluir porciones no homogéneas. La línea 130 ilustrada incluye una porción 138 aérea y porciones subterráneas 132, 140 y 142.

Se puede presentar una falla 160 sobre la porción 142 de la línea 130. Como se describe más adelante, el IED 110 puede intentar calcular una distancia a la falla 160. El cálculo de la distancia se puede basar en un conjunto supuesto de parámetros de línea. Debido a que los parámetros de línea tales como las características físicas de los conductores utilizados en el sistema 100 de distribución de energía eléctrica no son homogéneos, el cálculo de distancia suponiendo parámetros de línea homogénea pueda incluir errores. Además, debido a que el sistema 100 de distribución de energía eléctrica incluye varias ramas, un cálculo de la distancia a la falla puede resultar en varias posibilidades de ubicación de falla (el cálculo de falla puede indicar diferentes puntos en diferentes segmentos paralelos) . Para realizar un mejor cálculo de las posibles ubicaciones de las fallas, los sistemas y métodos descritos en la presente calculan una distancia a la falla al determinar la reactancia calculada a partir del dispositivo de medición (tal como IED 110) a la falla 160 Xcaic- La reactancia se puede utilizar junto con los parámetros de línea para determinar la distancia a la falla incluso cuando la línea es no homogénea.

La figura 2 ilustra un diagrama de secuencias simplificado para una falla de fase única a conexión a tierra. El diagrama de secuencia incluye una fuente (ilustrada con el generador 202) , impedancias (impedancia de secuencia positiva Zls 204, impedancia de secuencia negativa Z2S 206 e impedancia de secuencia cero Z0S 208) en serie con las impedancias de secuencia total desde la subestación a la falla ( ?Z1L 210, ?Z2L 212, ?Z0L 214) . Además, tres veces en la resistencia de falla 3Rf 216 está en serie en este diagrama de secuencia.

Para una falla de fase única a conexión a tierra, la reactancia de secuencia total a la falla se puede calcular utilizando la ecuación 2.1: 012co,c =G. + +^ en donde X012caic es la reactancia de secuencia calculada a la falla; k es el número de segmentos de línea entre la ubicación de la falla y la falla; XI es la reactancia de secuencia positiva con el k-ésimo segmento de línea; X2 es la reactancia de secuencia negativa con el k-ésimo segmento de línea; X0 es la reactancia de secuencia cero con el k-ésimo segmento de línea; 12 es la corriente de secuencia negativa a la que se hace referencia en la fase de falla; fase = Vi + V2 + V0, a la que se hace referencia a la fase de falla; Vi es el voltaje de secuencia positivo, al que se hace referencia a la fase de falla; V2 es el voltaje de secuencia negativo, al que se hace referencia a la fase de falla; y V0 es el voltaje de secuencia cero, al que se hace referencia a la fase de falla.

Como se utiliza en la presente, una "secuencia total" se refiere a la suma de la secuencia positiva, cero y negativa. Además, aunque la corriente de secuencia negativa I2 se utiliza en la ecuación 2.1, la corriente de secuencia positiva Ii, la corriente de secuencia cero I0 o una combinación de las mismas se pueden utilizar.

Para una falla de fase a fase, el diagrama de secuencia se ilustra en la figura 3. El diagrama de secuencia incluye, en serie, la fuente 302, la impedancia de secuencia positiva Zls 304, la impedancia de secuencia positiva ?Z1L 306, la mitad de la resistencia de falla Rf 308, y la mitad de la resistencia de falla ·« D/ 310, la impe ~d2a~ncia de secuencia 2 negativa ?Z2L 312 y la impedancia de secuencia negativa Z2S 314. La reactancia entre el IED y la ubicación de falla se calcula utilizando la ecuación 2.2: Xlcaic es la reactancia de secuencia positiva calculada a la falla; y Vi, V2 e Ii se ilustran en la figura 3 y se hace referencia a la fase de falla.

Para una falla de fase a fase a conexión a tierra, el diagrama de secuencia se ilustra en la figura 4. Rf indica la resistencia de falla entre las fases y Rg indica la resistencia de falla a conexión a tierra. La ecuación 2.2 se puede utilizar para calcular la reactancia a la falla para la falla de fase a fase a conexión a tierra.

La figura 5 ilustra el diagrama de secuencia de una falla de tres fases. La reactancia total de la falla trifásica se puede calcular utilizando la ecuación 2.3: en donde : Xlcaic es la reactancia de secuencia positiva calculada a la falla; y Vx e Ii se ilustran en la figura 5 y se hace referencia a la fase con falla.

Utilizando las ecuaciones anteriores, se puede determinar Xcaic utilizando únicamente los voltajes y corrientes detectados, regresando nuevamente a la figura 1, una vez que se ha detectado la falla 160 por el IED 110, el IED 110 puede determinar la ubicación de la falla utilizando el voltaje de falla detectado y la corriente de falla para determinar Xcaic- Es decir, el IED 110 utiliza los parámetros de línea conocidos para calcular la distancia a la falla a lo largo de la trayectoria del sistema de suministro de energía eléctrica utilizando la reactancia calculada a la falla.

Para este cálculo, el IED 110 debe tener información relacionada con los parámetros físicos de uno o varios de los conductores de energía desde el IED a la falla. Para este fin, estos parámetros pueden ser almacenados dentro del IED para recuperación y uso durante el cálculo de la ubicación de falla. Es decir, el IED puede tener almacenada la información en relación a la longitud, resistencias de secuencia, reactancias de secuencia y parámetros tales de las líneas 132, 138, 140 y 142. Con esta información, se puede comparar Xcaic con reactancias acumuladas en puntos a lo largo de la trayectoria a la falla para determinar la ubicación de la falla. La ubicación de la falla se puede reportar como la distancia a la falla siguiendo la trayectoria del conductor.

Algunos sistemas de suministro de energía eléctrica incluyen ramas desde un alimentador primario. Típicamente, un alimentador común es monitoreado y protegido por un IED. La figura 6 a la figura 8 ilustran diagramas de una línea de los sistemas de suministro de energía eléctrica 600, 700 y 800. La figura 6 ilustra un sistema 600 de suministro de energía eléctrica con un segmento alimentador común SI monitoreado por el IED 602. El segmento alimentados común SI se extiende desde el nodo NI al nodo N2 y se conecta a dos segmentos de rama S2 y S4 que se extienden desde el nodo N2 y que operan en paralelo entre sí . El segmento S2 de rama se extiende desde el nodo N2 al nodo N3 en donde el segmento de rama S3 se extiende adicionalmente al nodo N4. El segmento de rama S4 se extiende desde el nodo N2 al nodo N5 y está en conexión con dos segmentos de rama adicionales S5 y S6, cada uno extendiéndose desde el nodo N5 y que operan en paralelo entre sí . El segmento de rama S5 se extiende desde el nodo N5 al nodo N6 y el segmento de rama S6 se extiende desde el nodo N5 al nodo N7.

Aunque muchos o la totalidad de los segmentos pueden incluir conmutadores, transformadores, interruptores de circuito y otro equipo de sistema de suministro de energía eléctrica, la figura 6 ilustra un interruptor 611 de circuito único localizado en el segmento SI. El interruptor de circuito puede estar abierto o cerrado y puede estar monitoreado y/o puede estar controlado por un IED 602.

Cada segmento del sistema 600 de suministro de energía eléctrica puede incluir diversos parámetros tal como el tipo de conductor, las fases presentes en el segmento, la reactancia XI de secuencia positiva, la resistencia Rl de secuencia positiva, la reactancia X0 de secuencia cero, la resistencia RO de secuencia cero, la longitud D, etc. La tabla 1 ilustra los parámetros de cada segmento del sistema de suministro de energía eléctrica: TABLA 1 El sistema 600 de suministro de energía eléctrica es monitoreado y protegido por el IED 602 el cual puede recolectar información de sistema de energía desde el conductor a un segmento SI alimentador común utilizando, por ejemplo, transductores de corriente (CT) , transductores de potencial (PT) , bobinas Rogowski y similares, para obtener los voltajes y corrientes de sistema de suministro de energía eléctrica a partir de los mismos. Utilizando la información de sistema de suministro de energía eléctrica, el IED 602 puede calcular información de sistema de energía adicional tal como voltajes de secuencia, corrientes de secuencia, frecuencias, voltajes de fase, corrientes de fase, impedancias, impedancias de secuencia, reactancias, reactancias de secuencia y similares. La distancia a la falla se puede calcular por un localizador 650 de falla que puede ser un módulo que opere en IED 602 o sobre un dispositivo separado en comunicación con el IED 602. El localizador 650 de falla puede realizar las etapas de recibir una indicación de que se ha detectado una condición de falla, solicitar información de falla al sistema de energía eléctrica (tales como voltajes de falla, corrientes de falla y similares) y realizar los cálculos para determinar ubicaciones posibles de la falla. El localizador 650 de falla puede realizar estas tareas automáticamente ante la recepción de una indicación de que se ha detectado una condición de falla.

Como se describe en lo anterior, si una falla 660 existe sobre el sistema de suministro de energía eléctrica, el IED 602 puede determinar el tipo de falla utilizando la información de sistema de suministro de energía eléctrica recuperada. Con la información de sistema de suministro de energía eléctrica, el IED 602 puede calcular el tipo de falla y determinar Xcaic 660. Por ejemplo, si se ha determinado que el tipo de falla es fase A conexión a tierra, entonces se utiliza la ecuación 2.1 para calcular la reactancia de secuencia total calculada a la falla. Adicionalmente , utilizando Xcaic y la información del sistema de suministro de energía eléctrica, como se indica en la tabla 1, el IED puede determinar posibles ubicaciones de falla en términos de la distancia a la falla a lo largo de cada una de las tres trayectorias posibles a las ubicaciones de falla posibles. Es decir, la trayectoria 1 incluye segmentos SI, S2 y S3; la trayectoria 2 incluye los segmentos SI, S4 y S5; y la trayectoria 3 incluye los segmentos SI, S4 y S6.

La figura 7 ilustra otra configuración del sistema 700 de suministro de energía eléctrica en donde el sistema es monitoreado por dos IED 702 y 704. El IED 702 se localiza sobre el segmento SI y está configurado para detectar fallas corriente abajo en el sistema 700 de suministro de energía eléctrica y controlar un interruptor 711 de circuito. En consecuencia, el IED 702 puede detectar la falla 760 en el segmento S6. El sistema 700 de suministro de energía eléctrica está monitoreado adicionalmente por el IED 704 localizado en el segmento S6 y el cual está en comunicación con el dispositivo de reconexión 710. El IED 704 puede ser, por ejemplo, un control de reconexión, configurado para monitorear el segmento S6 (al obtener las condiciones de sistema a partir del mismo tal como voltaje, corriente, frecuencia y similares) y operar el dispositivo de reconexión 710 ante la presentación de ciertos eventos de sistema de energía. Por ejemplo, el IED 704 se puede configurar para operar el dispositivo de reconexión 710, si se detecta una falla 760.

El sistema 700 puede incluir adicionalmente un localizador 750 de falla para determinar la ubicación de una falla una vez que se ha detectado una falla en el sistema de suministro de energía eléctrica. Como se ilustra, el localizador 750 de falla es un módulo que se encuentra en el IED 702. No obstante, el localizador 750 de falla puede ser un módulo que se encuentre en el IED 704. No obstante, el localizador 750 de falla puede estar configurado para recibir información del sistema de energía eléctrica ante la presentación de una falla y el uso de la información del sistema de energía eléctrica para determinar la ubicación de la falla. Como se ilustra en lo anterior, el localizador 750 de falla se puede configurar para calcular Xcaic utilizando los voltajes y/o corrientes de falla detectados y disponibles de los IED 702 y 704.

Debe hacerse notar que en el sistema 700, ambos IED, 702 y 704 detectarán la falla 760 y ambos obtendrán la información de sistema de energía eléctrica con fallas debido a que la falla 760 está eléctricamente corriente abajo desde cada IED 702, 704. El IED 704 está en comunicación con el IED 702 y la información del sistema de energía eléctrica con fallas recolectada por el IED 704 debe ser comunicada al IED 702. El IED 704 también puede enviar un indicador que indique que se ha detectado una falla 760. El localizador 750 de falla después necesita tener dos fuentes de datos de fallas disponibles para determinar la ubicación de la falla.

El localizador 750 de falla puede decidir cual conjunto de la información de falla del sistema de energía eléctrica utilizar - el del IED 702 o el del IED 704. El localizador 750 de falla se puede configurar para seleccionar los mejores datos para ubicación de falla. Los mejores datos pueden ser aquellos que provengan del IED que eléctricamente se encuentra más cercano a la falla. Los mejores datos pueden ser datos que sean suficientemente precisos para cálculos de ubicación de falla. Un cálculo preliminar de la distancia a la falla utilizando los datos del IED 702 y los datos de 704 puede proporcionar una indicación del IED eléctricamente más cercano a la falla. En este caso, el IED 704 está eléctricamente más cercano a la falla 760 y la información del sistema de energía recolectada del IED 704 por lo tanto es más probable que sea más preciso ue los datos obtenidos por el IED 702, más distante. En consecuencia, el localizador 750 de falla puede seleccionar realizar sus cálculos de ubicación de falla utilizando los datos del IED 704 en vez de los datos del IED 702. De esta manera, el localizador 750 de falla selecciona los mejores datos para determinar la ubicación de una falla.

La figura 7 también ilustra otra falla 761 en el segmento S5 del sistema 700 de suministro de energía eléctrica. En el caso de la presentación de una falla 761 en vez de una falla 760, el IED 704 no detectará la falla 761 y de esta manera no enviará información relacionada con la misma o una indicación de la misma al IED 702 (o al localizador 750 de falla) . En este caso, el localizador 750 de falla puede utilizar únicamente la información del sistema de suministro de energía eléctrica del IED 702 para calcular la ubicación de la falla 761.

Además, aunque no se ilustra, el localizador 750 de falla puede operar como un módulo en el IED 704 en vez de en el IED 702. En este caso, el IED 704 y el localizador 750 de falla no necesitarán información del sistema de suministro de energía eléctrica del IED 702 para detectar o calcular la ubicación de la falla 760. No obstante, debido a que únicamente el IED 702 puede detectar la falla 761, un localizador de fallas que opere en el IED 704 no necesitará información de sistema de suministro de energía eléctrica del IED 702 para calcular la ubicación de la falla 761.

La figura 8 ilustra otra configuración adicional para monitorear el sistema 800 de suministro de energía eléctrica. De acuerdo con este configuración, el localizador 850 de fallas es un dispositivo separado del IED 802 y del IED 804. Como en lo anterior, el IED 802 se puede configurar para monitorear la totalidad del sistema de suministro de energía eléctrica desde su posición en el segmento SI y operar un interruptor 811 de circuito. El IED 804 puede ser un control de reconexión para operar el dispositivo de reconexión 810 en el segmento S6. Ambos IED pueden estar en comunicación con el localizador 850 de falla y por lo tanto pueden comunicar información de falla detectadas al mismo. Como en lo anterior, una vez que se produce una falla 860 en el sistema, el localizador 850 de falla recibe los datos de la falla del sistema de energía eléctrica y selecciona los mejores datos para realizar los cálculos de la ubicación de la falla.

Cuando la configuración incluye más de un IED, el localizador de fallas selecciona los datos de un IED particular para usar, para sus algoritmos de ubicación de fallas, la ubicación de fallas se puede calcular a partir del IED en donde se obtuvieron los datos. Es decir, la distancia calculada de la falla se calculará como la distancia del IED que proporcione los datos para la ubicación de la falla.

Como se menciona en lo anterior, la determinación de la ubicación de la falla se puede realizar utilizando las ecuaciones anteriores, u otras ecuaciones que pueden ser útiles para determinar la distancia de la falla. La figura 9A ilustra generalmente un diagrama de flujo de procedimiento utilizado para determinar la ubicación de la falla 900. El método 900 comienza 902 cuando se detecta una falla en el sistema de suministro de energía eléctrica. La detección de una falla puede activar un localizador de fallas tal como cualquiera de aquellos ilustrados desde la figura 6 hasta la figura 8, que operan en un IED que está en comunicación con el sistema de suministro de energía eléctrica o en un IED que recibe información de los IED en comunicación con el sistema de suministro de energía eléctrica. Una vez que se detecta una falla por un IED, el IED puede enviar una indicación de la condición de falla (al establecer un bitio de comunicación, establecer un contacto de alarma, enviar un mensaje o similar) al localizador de falla de que se ha detectado una falla. El localizador de fallas después puede solicitar al sistema de energía eléctrica información de falla desde uno o más de los IED que detectaron la falla, o uno o varios de los IED simplemente pueden enviar la información de falla del sistema de energía eléctrica al localizador de fallas ante la detección de la falla. En cualquier caso, el localizador de fallas automáticamente adquiere la información de falla de uno o más de los IED.

Si el localizador de fallas recibe información de fallas de más de un IED, el localizador de fallas selecciona la información 904 de falla que es más productiva para el método de ubicación de fallas. Esto es, la información obtenida de una ubicación eléctricamente más cercana a la falla puede ser más productiva. Si la información es una calidad menor (obtenida por un IED de calidad menor) que la información de otro IED, puede ser menos productivo utilizar los algoritmos de ubicación de fallas. El localizador de fallas se puede programar durante el ajuste de manera que se determine cuales de los IED proporcionarán información de alta calidad y cuales de los IED proporcionarán información de menor calidad, y el localizador de fallas después puede ser desviado hacia el uso de la información de sistema de suministro de energía eléctrica desde los IED que proporcionan mayor información de calidad. Como se menciona en lo anterior, si más de un IED reporta la falla, el localizador de fallas puede seleccionar usar la información de falla únicamente del IED eléctricamente más cercano a la falla. Con la información de falla seleccionada (tales como voltajes y corrientes) , el método después identifica el tipo de falla (fase a conexión a tierra, fase a fase a conexión a tierra, fase a fase, trifásica, trifásica a conexión a tierra o similar, junto con las cuales una o varias de las fases están involucradas en la falla) 906. Una vez que se ha determinado el tipo de falla, el método calcula la reactancia a la falla 908 (Xcaic) utilizando, por ejemplo, las ecuaciones que se describen en lo anterior. Una vez que se determina Xcaic para la falla 908, el método utiliza Xcaic para la falla con el fin de determinar las posibles ubicaciones de la falla en el sistema 910 de suministro de energía eléctrica.

El método recibe información 912 de modelo de línea detallada respecto al sistema de suministro de energía eléctrica. La información 912 del modelo de línea detallada puede incluir los parámetros físicos y/o la configuración del sistema de suministro de energía eléctrica. Por ejemplo, la información puede incluir la topología del sistema en términos de nodos, segmentos, configuración de interruptor de circuito (abierto o cerrado) , configuración de conmutador (abierto o cerrado) , fases presentes en cada segmento, los IED presentes en cada segmento, tipos de conductor para cada segmento, longitud desde el conductor para cada segmento, reactancias (secuencia o fase) para cada segmento, resistencias (secuencia o fase) para cada segmento, tipos de conductor para cada segmento, indicadores de circuito con fallas (FCI, por sus siglas en inglés) presentes en cada segmento y su posición en el segmento (por ejemplo, los términos de longitud junto con el conductor desde el nodo "de origen" al FCI) y similares. Los métodos pueden utilizar esta información de modelo de línea detallada para determinar las posibles ubicaciones de fallas. Por ejemplo, el método puede utilizar el modelo 912 de línea detallada para determinar cuales de las posibles ubicaciones de falla calculadas incluye una o varias de las fases con fallas y cuales no. Aquellas que no incluyen una o varias de las fases con falla se retiran de la lista de posibles ubicaciones de falla. Además, el método puede eliminar posibles ubicaciones de fallas en base en los criterios de impedancia de los segmentos, como se indica en el modelo de líneas detallado.

Una vez que las ubicaciones de fallas posibles han sido determinadas 910, el método reporta las posibles ubicaciones de falla 914. El reporte se puede realizar como una salida a una interconexión humano-máquina (HMI, por sus siglas en inglés) , un reporte enviado por algún medio electrónico, un reporte almacenado para su recuperación o similar. Una vez que las posibles ubicaciones de falla se han reportado 914, el método finaliza 916.

Como se menciona en lo anterior, cuando están disponibles datos de más de un IED y el método selecciona los datos de uno de los IED, se calcula Xcaic como la reactancia calculada para la falla a partir de la ubicación del IED que reporta los datos de falla que se utilizan por el localizador de fallas para determinar la ubicación de la falla.

Se pueden utilizar diversos métodos para calcular las ubicaciones posibles de falla utilizando la reactancia calculada a la falla, algunas de las cuales se describen a continuación.

Un método para determinar las posibles ubicaciones de falla es calcular una reactancia acumulada y una distancia acumulada para los segmentos de líneas y comparar la reactancia acumulada contra Xcaic- Al igual que con varios de los métodos que se describen en lo siguiente, este método puede utilizar una tabla de búsqueda llenada con reactancias acumuladas y distancias que se pueden utilizar para comparar con Xcaic o las reactancias y distancias que se pueden sumar por las siguientes de las diversas trayectorias a las posibles ubicaciones de falla.

Con la información de segmento de línea disponible como se indica en la tabla 1, el localizador de fallas puede calcular la reactancia acumulada y la distancia acumulada de cada segmento de línea. La reactancia de línea acumulada de un segmento de línea se define como la suma de la reactancia de línea de ese segmento de línea junto con la reactancia de línea de todos los demás segmentos que conectan a este segmento de línea con el punto de medición. Cada segmento de línea puede tener dos valores de reactancia de línea acumulados, específicamente X012acc y Xlacc- Dado el sistema de energía eléctrica ilustrado en la figura 6, los valores de reactancia de línea acumulada para cada segmento de línea se definen en la tabla 2. En la figura 6, Xlk, X0k y Dk son la reactancia de secuencia positivo, la reactancia de secuencia cero y la longitud para el segmento k, respectivos.

TABLA 2 Para fallas de fase única respecto a conexión a tierra, la reactancia de secuencia total se puede calcular de acuerdo con la ecuación 2.1 anterior y se puede utilizar para ubicación de falla junto con la tabla 2. Para otros tipos de fallas, la reactancia de secuencia positiva XI se puede calcular de acuerdo con las ecuaciones anteriores. No obstante, se pueden utilizar otras ecuaciones y técnicas para calcular la reactancia a la falla para uso junto con la tabla 2. Por ejemplo, se pueden utilizar otras ecuaciones para calcular una reactancia de secuencia positiva a la falla para fallas de fase única a conexión a tierra y se pueden utilizar junto con la tabla 2 para localizar las posibles ubicaciones de falla.

Como se menciona en lo anterior, los valores de reactancia de línea acumulada y la distancia total de cada segmento de línea pueden ser precalculados y almacenados en una tabla de búsqueda tal como la tabla 2 si la topología de alimentador no cambia durante la operación del sistema de energía. De manera alternativa, los valores se pueden almacenar en una tabla tal como la tabla 2 y la tabla se puede actualizar sobre eventos que cambian la topología tal como conmutación o abertura/cierre de un interruptor de circuito o similar. De otra manera, los valores tales como los que se muestran en la tabla 2 se pueden calcular utilizando los datos de topología más recientes, en tiempo real, para determinar posibles ubicaciones de fallas.

La figura 9B es un diagrama de flujo de proceso para determinar las posibles ubicaciones de falla utilizando la tabla de búsqueda tal como la que se ilustra en la tabla 2. El método continúa calculando Xcaic 908 como se describe en el método de la figura 9A. El método después avanza para llenar una lista 909 de posibles ubicaciones de falla en base en la reactancia acumulada XaCc_k en los segmentos del sistema de energía eléctrica (en donde el subíndice k indica el número de segmento particular) . La lista se llena 909 con segmentos que satisfacen la totalidad de: 1) la reactancia acumulada para el segmento XaCc_k es mayor que o igual a Xcaic; 2) Xcaic es mayor que la reactancia acumulada para el segmento XaCc_k menos la reactancia de segmento X ; y 3) el segmento incluye la fase con falla, determinada durante la identificación de falla.

El método después puede determinar la longitud de la posible ubicación de falla a lo largo de cada uno de los segmentos 913 remanentes en la lista llenada al encontrar la diferencia entre la distancia de línea acumulada Dacc_k al final del segmento posiblemente fallido y el producto de la longitud del segmento de línea Dk y la relación de la diferencia entre la reactancia acumulada al final del segmento XaCc_k Y Xcaic a la reactancia del segmento ?¾, como se indica por la ecuación 3 . 1 : ubicación de El método después reporta las posibles ubicaciones 914 de falla y finaliza en 916 .

Un método de determinación de las posibles ubicaciones de falla es utilizar una tabla de búsqueda llenada con valores de reactancia para diversos puntos a lo largo de las trayectorias conductoras del sistema de suministro de energía eléctrica. La tabla puede incluir puntos que están relativamente cerca de manera que una comparación de Xcaic con la reactancia en la tabla puede proporcionar tal estimados satisfactorios de la posible ubicación de la falla. Por ejemplo, las reactancias se pueden calcular y almacenar en la tabla para cada 3 m ( 10 pies) a lo largo de cada posible trayectoria. De manera alternativa, la tabla puede incluir una lista de posibles reactancias y ubicaciones correspondientes en el sistema de suministro de energía eléctrica. El IED puede comparar Xcaic contra las reactancias en la tabla para encontrar los segmentos y ubicaciones que estén asociados con la reactancia en la tabla. La tabla 3 es un ejemplo de una posible tabla de búsqueda para uno de los sistemas de suministro de energía eléctrica de la figura 6 a la figura 8.

TABLA 3 La figura 9C ilustra un diagrama de flujo de procedimiento para determinar las posibles ubicaciones de falla utilizando la tabla de búsqueda tal como la que se ilustra en la tabla 3. El método sigue el método 900, con detalle adicional de la etapa de cálculo de las posibles ubicaciones de falla 910. Antes de que se calcule la reactancia 908 utilizando los valores disponibles para el IED, se construye 924 una tabla de búsqueda utilizando el modelo 912 de línea detallada disponible más reciente. El módulo de línea más reciente, como se describe en la presente, incluye información de topología del sistema de suministro de energía eléctrica, parámetros físicos de los segmentos del sistema de suministro de energía eléctrica y así sucesivamente. En consecuencia, la tabla de búsqueda no incluirá segmentos que han sido apagados por conmutación antes de que se haya creado el modelo de línea detallada más reciente e incluye las fases presentes en cada uno de los segmentos enumerados en la presente, así como distancias actualizadas y reactancias para cada segmento dependiendo de la topología del sistema antes de que se creara el modelo de línea detallado más reciente. La tabla de búsqueda se analiza 920 para una reactancia con un valor más cercano a XCaic-Después se llena una lista de posibles ubicaciones con fallas con las posibles ubicaciones con fallas encontradas utilizando la tabla de búsqueda 922 que tengan valores de reactancia más cercanos a Xcaic y que incluyan la fase fallida. Esta lista de posibles ubicaciones con fallas se puede reportar 914.

El modelo 912 de línea detallada incluye información acerca del sistema de suministro de energía eléctrica que se puede utilizar para evaluar mejor cual de las posibles ubicaciones con falla en realidad ha fallado. Para este fin, el modelo 912 de línea detallada puede incluir información de sistema de suministro de energía eléctrica física tal como las fases presentes en cada segmento, el estado (abierto o cerrado) de los interruptores de circuito en cada segmento, el estado de los interruptores (abierto o cerrado) sobre cada segmento y similares. Al determinar el tipo de falla, el IED determina cuales de una o varias de las fases presentan fallas. Si una o varias de las fases con fallas determinadas no están presentes en uno de los posibles segmentos de ubicación de falla a partir de la tabla de búsqueda, el IED no incluye esa posible ubicación de falla en la lista 922 llenada. Además, si un interruptor de circuito o un conmutador a una posible ubicación de falla reportada se abre antes de que se produzca la falla, el IED puede retirar o no incluir esa posible ubicación de falla de la tabla. En consecuencia, la tabla no incluye aquellas posibles ubicaciones de falla en donde no estén presentes una o varias de las fases con fallas o segmentos que no estén recibiendo energía en la trayectoria esperada por la tabla de búsqueda debido a una abertura del conmutador o el interruptor de circuito. Una vez que las posibles ubicaciones de falla en la lista se han reportado 914, el método finaliza 916.

En un ejemplo, el sistema 600 de suministro de energía eléctrica puede incluir una configuración de la de la figura 6. La falla 660 puede existir en aproximadamente 655 m (2150 pies) a lo largo del segmento S6 en la fase C. El IED 602 detectará la falla, determinará el tipo de falla y calculará Xcaic a partir del IED como 0.6677 ohmios. Utilizando la tabla 3 como la tabla de búsqueda, el IED puede compilar una lista de posibles ubicaciones de falla que incluye a 506 m (1665.5 pies) a lo largo del segmento S5 y 588 m (1927.7 pies) a lo largo del segmento S6. Debido a que la identificación de falla indica que la falla es la fase C y el segmento S3 no incluye la fase C (como se indica en la tabla 4), no se incluye la ubicación de 489 m (1606.1 pies) a lo largo del segmento S3 en la lista. Adicionalmente, el modelo de línea detallada indica que todos los conmutadores que se dirigen al segmento S6 a lo largo de la taryectoria del segmento SI al segmento S4 y al segmento S6 están cerrados de manera que la ubicación en el segmento S6 permanece como una posibilidad. El IED después reporta las dos posibles ubicaciones de falla a 506 m (1665.5 pies) a lo largo del segmento S5 y 588 m (1927.7 pies) a lo largo del segmento S6. La ubicación real de la falla es a 641 m (2101.5 pies) a lo largo del segmento S6.

En otro método, el localizador 650 de falla puede incluir en la memoria (o recibir a partir de los IED 602 y 604 o compilar utilizando datos recibidos desde los IED 602 y 604) una tabla de la reactancia en diversos puntos o nodos (por ejemplo, del IED 602 al nodo) a largo de diversas trayectorias en el sistema de suministro de energía eléctrica. La tabla puede incluir adicionalmente parámetros físicos para cada segmento útil para determinar una suma de la reactancia sobre el segmento a partir de uno de sus nodos. De manera alternativa, una tabla separada que indica esta información (tal como la tabla 1 anterior) se puede utilizar junto con la misma. La tabla 4 es un ejemplo de la tabla que incluye la reactancia de secuencia positiva en cada nodo (indicada como nodos "de origen" y "de destino" para segmento, las longitudes a los nodos "de destino" en cada segmento y las reactancias de secuencia positiva y de secuencia cero para segmento.

TABLA 4 Una comparación de Xcaic contra las reactancias en la tabla puede proporcionar uno o varios de los segmentos con fallas posibles y posiblemente un cálculo de la ubicación sobre uno o varios de los segmentos con fallas de la falla. Es decir, siguiendo el método que se ilustra en la figura 9D, después de que el localizador de fallas calcula la reactancia a la falla 908, buscará la tabla de búsqueda para determinar cuales segmentos tienen nodos con valores de reactancia que se encuentran entre XCaic 926 (la reactancia del nodo "de origen" es menor de Xcaic/ Y la reactancia del nodo "de destino" es mayor que Xoaic) · Estos segmentos llenarán la lista de posibles ubicaciones 928 de fallas. El localizador de fallas puede recibir el modelo 912 de línea detallada y eliminar posibles segmentos con fallas a partir de la lista llenada utilizando el modelo 930 de línea detallada. De manera alternativa, la tabla se puede construir con el modelo 912 de línea detallada más reciente e incluir una indicación de las fases presentes en cada segmento, como se ilustra en la tabla 4. La lista después se puede llenar únicamente con segmentos con fallas que incluyen la fase con fallas.

Para determinar adicionalmente la posible ubicación de una falla, el localizador de fallas después calcula la distancia a lo largo de cada segmento que remanente en la lista a las posibles ubicaciones de falla utilizando una relación lineal de las reactancias y longitudes de segmento. Para este fin, el localizador de fallas determina las reactancias remanente Xremanente al restar Xcaic de la reactancia en el nodo "de destino" Xk_destino de cada segmento en la lista 932 llenada. Utilizando la reactancia remanente Xremanente/ la reactancia del segmento X y la longitud del segmento Dk, el localizador de fallas calcula la distancia a lo largo del segmento de la posible ubicación 934 de la falla. Esto se puede realizar al multiplicar la relación de la reactancia remanente Xremanente respecto a la reactancia del segmento Xk por la longitud de segmento Dk y al restar esta cantidad de la longitud de segmento Dk. Esto es, yremanente * xk k · Estas posibles ubicaciones de falla después se reportan 936 y el proceso finaliza 916.

Se puede utilizar otro método similar sin una tabla de búsqueda para determinar la longitud a lo largo del sistema de suministro de energía eléctrica a la falla así como la longitud a lo largo de cada segmento posiblemente con falla a la ubicación de la falla posible al seguir cada trayectoria posible a lo largo del sistema. Este método simplemente suma las reactancias a lo largo de cada trayectoria y compara las sumas contra Xcaic- La distancia a la falla en un segmento posiblemente con fallas se puede calcular como en lo anterior utilizando una relación lineal entre una relación de reactancias y longitudes del segmento y según se acumulen.

Como se menciona en lo anterior, los sistemas de suministro de energía eléctrica pueden incluir varios sensores de línea de energía eléctrica tales como los FCI que están configurados para recolectar información desde la línea de energía, realizar ciertos cálculos en la misma para realizar determinaciones respecto al estado del sistema de energía y pueden estar configurados adicionalmente para mostrar ciertos eventos o condiciones del sistema de energía y/o para reportar eventos o condiciones del sistema de energía a una unidad central. Por ejemplo, los FCI se pueden instalar sobre un sistema de distribución para realizar indicaciones visuales de fallas permanentes y/o temporales en el sistema de distribución. Además, los FCI se pueden configurar con comunicaciones de radio para enviar mensajes respecto a los eventos y condiciones del sistema de energía a un IED que monitorea el segmento del sistema de distribución sobre el cual se instala el FCI. La publicación de solicitud de patente de E.U.A. No. 2010/0013632 (con número de serie 12/175,584) intitulado "Transceiver Interface for Power System Monitoring" describe un sistema en donde los FCI capaces de comunicación por radio se utilizan para comunicar ubicaciones de fallas y de esta manera se incorporan como referencia en su totalidad.

Un IED que monitorea a un sistema de distribución de energía eléctrica puede recibir información del sistema de energía a partir de varios FCI. La información del sistema de energía puede incluir, por ejemplo, identificación del FCI, voltaje detectado, corriente detectada, indicador de falla permanente, indicador de falla temporal, hora del evento y similares. Esta información puede ser muy útil para calcular la ubicación de la falla y determinar la ubicación adecuada de la falla en el sistema de suministro de energxa eléctrica.

La figura 10 ilustra un diagrama de una línea de un sistema 1000 de suministro de energía eléctrica con diversos segmentos y nodos (similar a los de la figura 6 a la figura 8) . El sistema 1000 de suministro de energía eléctrica está monitoreado por un IED 1002 en comunicación con el segmento SI, así como por varios FCI 1022, 1024, 1028 y 1030 asociados con cada uno de los diversos segmentos del sistema de suministro de energía eléctrica. Debe hacerse notar que un FCI no necesita ser instalado sobre un segmento particular para estar "asociado" con el mismo, dado que un FCI con funcionamiento apropiado detectará y reportará fallas eléctricamente corriente abajo de sí mismo. Por ejemplo, aunque el segmento S3 no tiene FCI instalados en el mismo, el segmento S3 tiene un FCI asociado con el mismo, específicamente, 1022. El IED 1002 puede estar en comunicación con y operar un interruptor 1011 de circuito. Se pueden utilizar más o menos FCI para monitorear los diversos segmentos de línea del sistema. Los segmentos pueden incluir interruptores de circuito y/o conmutadores para abrir, cerrar o conmutar el segmento dentro o fuera de servicio.

Cada FCI está en comunicación con el IED 1002. Las comunicaciones entre los FCI 1022-1030 y el IED 1002 permiten utilizar cualquiera de las diversas tecnologías de comunicación disponibles tales como contactos, conductores, cables de fibra óptica, comunicación de radiofrecuencia o similares. Como se describe en la publicación de solicitud de patente de E.U.A. No. 2010/0013632 a la que se hace referencia en lo anterior, en un ejemplo, los FCI 1022-1030 todos pueden comunicarse con el IED 1002 utilizando comunicaciones de radio.

Los FCI 1022-1030 se pueden configurar para monitorear los conductores con los cuales están asociados para diversas condiciones, que incluyen condiciones de falla. Los FCI 1022-1030 se pueden configurar para monitorear para una condición de sobrecorriente sobre el conductor asociado e indicar en que momento está presente una condición de falla en el conductor. Los FCI 1022-1030 pueden estar configurados adicionalmente para determinar si una falla es permanente o temporal. Los FCI 1022-1030 están configurados para reportar al IED cuando se detecta una falla y pueden mostrar una condición de falla en el FCI mismo. La figura 10 indica que los FCI 1024 y 1030 han detectado cada uno una falla 1060 y han indicado la detección de la falla 1060. La condición de falla detectada por los FCI 1024 y 1030 se reporta al IED 1002. Los FCI 1022 y 1028 correctamente no han detectado ni han indicado la falla 1060 y en consecuencia no reportan que se haya detectado falla alguna.

El IED 1002 detecta la falla 1060 e inicia su algoritmo de ubicación de falla para calcular la ubicación de la falla. Como se indica en lo anterior en relación con la figura 6, el IED 1002 puede incluir un módulo de ubicación de falla para calcular las posibles ubicaciones de falla o el módulo de ubicación de falla puede estar incluido en un dispositivo separado en comunicación con el IED 1002. El algoritmo de ubicación de falla puede seguir las etapas generales como se indica en lo anterior pero puede incluir además la etapa de eliminar segmentos de la posible lista de ubicación de fallas utilizando datos obtenidos de los FCI.

Como se describe en lo anterior, el ubicador de fallas puede funcionar como un módulo dentro del IED 1002 o en un dispositivo autosustentable, o en otro IED sobre el sistema de suministro de energía eléctrica. La figura 11 ilustra otra configuración para monitorear el sistema 1100 de suministro de energía eléctrica utilizando el IED 1102, el IED 1104 (el cual puede ser un control de reconexión) en comunicación con el dispositivo de reconexión 1110, un localizador de fallas 1150 y diversos FCI 1122, 1124 y 1128. El FCI 1124 detecta correctamente la falla 1160 y la reporta al localizador de fallas 1150, como lo hacen los IED 1102 y 1104. Los FCI 1122 y 1128 de manera correcta no detectan ni indican detección de falla 1160. El IED 1102 puede estar en comunicación con y operar un interruptor 1111 de circuito. Como en lo anterior las comunicaciones pueden ser por cualquier medio disponible tal como un conductor, fibra óptica, radio frecuencia o similar. Adicionalmente , como se describe en lo anterior, el localizador de fallas puede seleccionar los datos de falla a partir de la mejor fuente (eléctricamente más cercana a la falla y/o con la mejor calidad de datos) para realizar los cálculos de ubicación de falla.

El localizador de falla puede utilizar información a partir de los FCI para proporcionar ubicaciones más precisas posibles para la falla. De manera general, si un FCI no indica una condición de falla, entonces el localizador de falla la elimina (o no la incluye) en una lista de posibles ubicaciones de falla de todos los segmentos asociados con ese FCI. En consecuencia, en la figura 10, debido a que el FCI 1022 no indica una condición de falla, los segmentos S2 y S3 no se incluirán en la lista de posibles ubicaciones de falla. Además, el localizador de falla puede determinar si un FCI indica una condición de falla, después todos los segmentos que no estén asociados con ese FCI son removidos o no se incluyen en la lista de posibles ubicaciones de falla. Regresando nuevamente a la figura 10, debido a que los FCI 1030 y 1024 indican una condición de falla, los segmentos no asociados con un FCI indicativo (los segmentos S2 , S3 y S5) no se incluirán en al lista de posibles ubicaciones de falla. Aún más, el localizador de falla puede retener únicamente segmentos asociados con un FCI que indique una condición de falla que también eléctricamente está más alejado corriente abajo del sistema de suministro de energía eléctrica.

Nuevamente, regresando a la figura 10, el segmento S6 se deberá mantener en el lista de posibles ubicaciones de falla debido al FCI 1030 asociado el cual eléctricamente se encuentra más alejado corriente abajo en comparación con el FCI 1024. Con estos tres criterios, el localizador de fallas incluye únicamente al segmento S6 en la lista de posibles ubicaciones de falla. Se pueden utilizar refinamientos adicionales respecto a la ubicación de una falla en el segmento S6 utilizando los métodos que aquí se describen.

Con el fin de utilizar la información de detección de fallas disponible a partir de los FCI, las ubicaciones particulares de los FCI pueden estar disponibles al localizador de fallas. El módulo de línea detallada indica cuales segmentos de línea incluyen a los FCI asociados y pueden incluir sus posiciones relativas sobre los segmentos y/u otra información de identificación respecto a los FCI tal como el número de serie o similares. En consecuencia, cada FCI puede estar configurado para reportar su identificación o información de ubicación al localizador de fallas. Tal información de ubicación o identificación puede estar en forma de un número de serie, un número de segmento, coordenadas de posición (por ejemplo a partir de un sistema de determinación de posición global (GPS, por sus siglas en inglés) o similar que se puede programas en el FCI cuando se instala) o similar.

La figura 12A ilustra un diagrama de flujo de procedimiento 1200 de un método para calcular la ubicación de una falla utilizando tanto los datos de un IED como la información disponible de los FCI. El método 1200 inicia 1202 cuando se detecta una falla. El localizador de falla puede funcionar como se describe en lo anterior para recibir indicación de la detección de la falla y para recibir los datos de falla de uno o varios de los IED. La información de detección de falla a partir de los FCI también se puede comunicar al localizador de fallas. El localizador de fallas después selecciona mediciones de corriente y voltaje durante la falla para optimizarlas en los cálculos 1204 de ubicación de falla. Como en lo anterior, los datos de falla pueden estar disponibles de los IED múltiples y el localizador de fallas puede seleccionar los mejores datos de fallas. Una vez que se seleccionan los datos de falla apropiados, el localizador de falla identifica el tipo de falla 1206. Con los datos de falla y la indicación de tipo de falla, el método calcula la reactancia de la falla 1208 también como se describe en lo anterior. El método después calcula las posibles ubicaciones 1210 de falla. La etapa de cálculo de las posibles ubicaciones 1210 de falla puede seguir cualquiera de los métodos como se describe en lo anterior en relación con las figuras 9B, 9C o 9D para crear una lista de posibles ubicaciones de fallas. La etapa puede incluir el uso de un modelo 1212 de línea detallada como se describe en lo anterior para estrechar la lista de posibles ubicaciones de fallas en base en las fases involucradas en la falla y las fases presentes en cada una de las posibles ubicaciones de falla calculadas y/o los criterios de impedancia de línea.

El método 1200 también utiliza reportes de FCI para crear con mayor precisión una lista de posibles ubicaciones de falla. El método pregunta si cualquier FCI reporta la falla 1216. Si ningún FCI reporta la falla, entonces la totalidad de los segmentos de línea que tienen un FCI asociado se eliminan de la lista de posibles ubicaciones 1218 de falla y el método reporta la lista remanente de posibles ubicaciones de falla 1226 como se describe en lo anterior y finaliza en 1228. No obstante, si existen FCI quien reporte la condición de falla, el método retira de la lista todos los segmentos de línea que no tienen FCI asociados con el mismo 1220. El método mantiene los segmentos de línea con los FCI que reportan la condición de falla que también son los FCI que están más alejados a lo largo de la trayectoria de la posible ubicación de falla 1222. Es decir, regresando a la figura 10, únicamente segmento S6 permanecerá en la lista debido a que es el segmento con un FCI 1030 que se encuentra más alejado a lo largo de la trayectoria con la posible ubicación de falla que es indicativo de una condición de falla. Con la lista creada y refinada de esta manera, el método finalmente reporta la lista de posibles ubicaciones de falla 1226 y finaliza 1228.

La figura 12B ilustra otra distribución de un método similar como al descrito en relación con la figura 12A. El método 1201 inicia 1203 determinando si cualquier FCI reporta la condición de falla 1217. De no ser así, el método no incluye los segmentos de línea con los FCI asociados en la lista de posibles ubicaciones de falla 1219. El método después avanza a calcular la ubicación de falla utilizando la información del sistema de suministro de energía eléctrica comenzando con selección de las mediciones de corriente y voltaje durante la falla 1205. De otra manera, el método genera una lista de segmentos posiblemente con falla al primero no incluir segmento de línea alguna que no tenga los FCI asociados con los mismos 1221. Adicionalmente, la lista incluirá cada segmento con los FCI que reportan una condición con falla en donde los FCI se encuentran más alejados a lo largo de la trayectoria de la posible ubicación de falla 1223.

Con esta lista de posibles ubicaciones de falla por segmento, el método continúa realizando los cálculos de ubicación de falla como se describe previamente en la presente. De modo detallado, el método continúa seleccionando mediciones de corriente y voltaje durante la falla para utilizar en sus cálculos 1205 de ubicación de falla. Como en lo anterior, los datos de falla pueden estar disponibles de múltiples IED y el localizador de falla puede seleccionar los mejores datos de falla. Una vez que se seleccionan los datos de falla apropiados, el localizador de fallas identifica el tipo de falla 1207. Con los datos de falla y la indicación de tipo de falla, el método calcula la reactancia a la falla 1209, también como se describe en lo anterior. El método después calcula las posibles ubicaciones de falla 1211 a partir de la lista de los posibles segmentos con fallas en las etapas 1221 y 1223. La etapa de cálculo de las posibles ubicaciones con falla 1211 puede seguir a cualquiera de los métodos como se describe en lo anterior en relación con las figuras 9B, 9C o 9D para crear una lista de posibles ubicaciones de falla. La etapa puede incluir el uso del modelo de línea detallada 1213, como se describe en lo anterior para estrechar la lista de posibles ubicaciones de falla en base en las fases involucradas en la falla y las fases presentes en cada una de las posibles ubicaciones de falla calculadas y sobre los criterios de impedancia de línea. El método después avanza al reporte de una o varias posibles ubicaciones de las fallas 1227 y finaliza 1229.

En una alternativa, un localizador de fallas en un sistema tanto con IED como con FCI se puede configurar para utilizar la información proporcionada desde los IED y los FCI de diferentes maneras a lo descrito en lo anterior. Por ejemplo, el localizador de falla se puede configurar para utilizar datos de falla del sistema de energía a partir de un IED particular (tal como IED 1102 de la figura 11) , y tratar datos recibidos de cualquiera de los otros FCI y/o IED como simples indicaciones de que se ha detectado en ese lugar una falla. Es decir, los datos a partir de IED 1104 serán tratados como una indicación de falla. En este caso, el IED 1104 puede comunicar únicamente un indicador que indique que se ha detectado una falla (junto con información que identifica el IED particular 1104 tal como la ubicación del IED, el número de serie o similar) . Adicionalmente , el sistema de suministro de energía eléctrica puede incluir los FCI que son capaces de detectar y reportar datos de falla del sistema de suministro de energía eléctrica tales como corrientes, voltajes, frecuencias y similares. Un localizador de fallas en relación con estos FCI se puede configurar para tratar los datos como si los datos fueran recibidos desde un IED. En consecuencia, los datos del FCI eléctricamente más cercanos a la falla se pueden utilizar para calcular la ubicación de la falla y la ubicación de falla se puede reportar como la distancia desde el FCI eléctricamente más cercano a la falla. Además, los datos a partir del FCI que eléctricamente están más cercano a la falla y que proporcionan los mejores datos se pueden seleccionar para uso en la determinación de ubicación de falla'.

Adicionalmente, al utilizar los métodos descritos en lo anterior, el localizador de fallas puede determinar cual sensor de línea de energía (tal como un IED o FCI) está más cercano a la falla, determinar que el segmento asociado con el mismo es el segmento con fallas y refinar la ubicación de la falla a lo largo del segmento particular utilizando las mediciones de voltaje y corriente del sensor de línea de energía particular.

La figura 13 ilustra un diagrama de bloques funcional de un IED que se puede utilizar para determinar la ubicación de la falla de acuerdo con la descripción en la presente. Como se describe en lo anterior, el IED que incluye el módulo 1302 de ubicación de fallas puede ser un IED en comunicación directa con el sistema de suministro de energía (tal como un relevador protector, un controlador regulador de voltaje, un controlador de banco capacitor, una unidad de medición de fasor o similar) o un IED que recibe información de un IED en comunicación directa con el sistema de suministro de energía eléctrica (tal como un procesador de comunicaciones, un controlador de automatización, un procesador vector, una computadora industrial o similar) . El IED 1300 incluye varias entradas, que incluye las corrientes y voltajes 1313 obtenidas de un primer IED en una primera ubicación local del sistema de energía. El IED 1300 puede recibir adicionalmente una indicación de una condición de falla (tal como un indicador de falla, una indicación en un reporte de eventos, cambio en el estado de un contacto de salida o un bitio de comunicaciones, o similar) de un IED 1313. El IED 1300 también puede incluir entradas de voltaje y de corriente así como un indicador de falla desde un segundo IED 1322 o más IED en ubicaciones diferentes sobre el sistema de suministro de energía eléctrica así como desde los FCI 1321 en comunicación con el sistema de suministro de energía eléctrica .

El IED 1300 incluye un módulo 1310 de transmisión y/o recepción en comunicación con las diversas entradas 1313, 1322 y 1321 para recibir los indicadores y/o la información de sistema de suministro de energía eléctrica y transmitir esta información al módulo 1320 de determinación de ubicación de fallas. El módulo 1310 transmisor y/o receptor puede adicionalmente ser capaz de transmitir comunicaciones tales como solicitudes, instrucciones o similares desde el módulo 1320 de determinación de ubicación de fallas a los diversos dispositivos y FCI en comunicación con los mismos. Por ejemplo, una vez que el módulo 1302 de determinación de ubicación de fallas recibe un indicador que indica una condición de falla, puede solicitar información de falla de diversos IED y FCI en comunicación con el mismo. No obstante, como se ha mencionado previamente, los IED y FCI pueden estar configurados para transmitir automáticamente información de falla de sistema de suministro de energía eléctrica, de modo automático al localizador de fallas. El localizador de fallas se puede configurar para solicitar automáticamente información de fallas ante la recepción de una indicación de una condición de falla o se puede configurar para que requiera introducciones por parte del usuario para obtener esta información.

El IED 1300 incluye un módulo 1302 de ubicación de fallas que incluye instrucciones para calcular la ubicación de la falla, almacenado en un medio legible en computadora y ejecutado utilizando un procesador, FPGA, ASIC o similar. El módulo 1302 de ubicación de fallas puede incluir un módulo 1310 transmisor/receptor para recibir los voltajes, corrientes e indicaciones que indican fallas de las diversas fuentes. En algunas modalidades, el IED 1300 puede estar en comunicación directa con el sistema de suministro de energía eléctrica y algunas de las mediciones pueden provenir directamente del mismo. Estas mediciones se utilizan por el módulo de ubicación de fallas. En otras modalidades, el IED 1300 no está en comunicación directa con el sistema de suministro de energía eléctrica y puede recibir transmisiones de la información de diversos otros IED y FCI . El módulo 1310 transmisor/receptor también puede recibir información del sistema de energía e indicaciones de los monitores de línea de energía tales como los FCI a través de la entrada 1321 de FCI. El módulo 1302 de ubicación de falla puede seleccionar cual información de falla utilizar como se describe en la presente y transmitir esta información al módulo 1320 de determinación de ubicación de fallas. La información del sistema de energía y las comunicaciones del sensor de línea de energía son introducidas al módulo 1320 de determinación de ubicación de falla el cual puede operar cualquiera de los métodos descritos en la presente para calcular la ubicación de la falla (o una lista de ubicaciones posibles) .

Una vez que el módulo 1320 de determinación de ubicación de fallas a calculado la lista de ubicación de posibles ubicaciones de falla, comunica la lista 1361. La señal 1361 se puede enviar a módulos de protección adicionales del IED, a un IED remoto, a un sistema de control de supervisión y adquisición de datos (SCADA, por sus siglas en inglés) , a un contacto de alarma o similar. En una modalidad, la información de ubicación de falla se puede almacenar y recuperar o enviar (vía, por ejemplo, correo electrónico, teléfono, mensajería instantánea o similar) a personal de una compañía de suministro eléctrico quien después puede actuar para restaurar el servicio y/o reparar uno o varios conductores con fallas.

Aunque la figura 13 ilustra el módulo de ubicación de fallas que opera en una condición operacional IED para protección de un sistema de suministro de energía eléctrica, el módulo de ubicación de fallas puede operar sobre cualquier procesador, FPGA, ASIC o similar con acceso a la información requerida de fallas y del sistema de energía. En realidad, un procesador, FPGA, ASIc o similar al cual se comunica información de voltaje y corriente desde el sistema de energía y con acceso a los parámetros de segmento de línea del sistema de energía eléctrica descritos en lo anterior puede operar el módulo de ubicación de fallas para determinar la ubicación de la falla. Como se describe en la presente, el acceso a información de FCI, información de voltaje y corriente remotos y similares se puede utilizar por el procesador, el FPGA, ASIC o similar para determinar la ubicación de una falla. Las instrucciones de computadora para el módulo de ubicación de falla y la función de distancia se puede almacenar en un medio legible en computadora tal como una memoria. La memoria puede ser parte del procesador o una memoria separada en comunicación con el procesador.

En consecuencia, el IED de la figura 13 puede ser un dispositivo autosustentable configurado para recibir información de uno o varios de los IED y/o uno o varios de los FCI en comunicación con el sistema de suministro de energía eléctrica y calcular una ubicación de falla a partir de los mismos .

Adicionalmente , aunque las modalidades anteriores se describen en términos de uso de un valor de reactancia, se pueden utilizar otros valores para calcular la ubicación de la falla. Por ejemplo, en vez de reactancia, se puede utilizar un valor de impedancia. Esto es, los sistemas y métodos en la presente pueden calcular impedancia de la falla en secuencia positiva o en secuencia total y compararla con las impedancias de segmentos del sistema de suministro de energía eléctrica similar a las maneras en que se utilizan las reactancias de secuencia positiva y de secuencia total como se describen en lo anterior.

Aunque se han ilustrado y descrito modalidades y aplicaciones específicas de la descripción, debe entenderse que la descripción no se limita a la configuración y componentes precisos descritos en la presente. Varias modificaciones, cambios y variaciones evidentes para aquellos expertos en la técnica se pueden realizar en el arreglo, operación y detalles de los métodos y sistemas de la descripción sin por estos apartarse del espíritu y alcance de la descripción.

Se hace constar que con relación a la esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones:

1. Un sistema para determinar una ubicación de una falla en un sistema de suministro de energía eléctrica radial con por lo menos dos ramas, caracterizado porque comprende : un primer dispositivo en comunicación eléctrica con el sistema de suministro de energía eléctrica radial para obtener información de voltaje y corriente de sistemas de energía a partir del mismo y determinar si existe en el mismo una condición de falla; y un localizador de fallas en comunicación con el primer dispositivo, que incluye: un módulo receptor para recibir: una indicación desde el primer dispositivo de una condición de falla sobre el sistema de suministro de energía eléctrica radial; y datos del sistema de suministro de energía eléctrica radial que incluyen información de voltaje y corriente o un valor calculado a partir de los mismos, desde el primer dispositivo,- un módulo de determinación de ubicación de falla para determinar posibles ubicaciones de falla y crear una lista de las posibles ubicaciones de falla utilizando: los datos del sistema de suministro de energía eléctrica radial del primer dispositivo; y parámetros físicos del sistema de suministro de energía eléctrica radial.

2. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el módulo de determinación de ubicación de falla utiliza adicionalmente impedancia calculada a la falla calculada a partir de los datos del sistema de suministro de energía eléctrica radial.

3. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el módulo de determinación de ubicación de fallas utiliza adicionalmente una reactancia calculada a la falla calculada desde los datos del sistema de suministro de energía eléctrica radial para determinar las posibles ubicaciones de falla.

4. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el sistema de suministro de energía eléctrica radial comprende segmentos y los parámetros físicos del sistema de suministro de energía eléctrica radial comprenden parámetros físicos para cada segmento.

5. El sistema de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque los parámetros físicos del sistema de suministro de energía eléctrica radial comprenden una reactancia del sistema de suministro de energía eléctrica radial y una longitud total del sistema de suministro de energía eléctrica radial.

6. El sistema de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque los parámetros físicos comprenden una reactancia y una longitud para cada segmento y el módulo de determinación de ubicación de fallas utiliza una reactancia calculada para la falla calculada a partir de la información de voltaje y corriente del sistema de suministro de energía eléctrica radial para determinar las posibles ubicaciones de falla.

7. El sistema de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque la reactancia calculada es un componentes simétrico de reactancia.

8. El sistema de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque el componente simétrico comprende reactancia de secuencia positiva.

9. El sistema de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque el componente simétrico comprende reactancia de secuencia total (X012) utilizando la ecuación: en donde: fase comprende la suma del voltaje de falla de secuencia positiva, un voltaje de falla de secuencia negativa, y un voltaje de falla de secuencia cero, cada uno con referencia a la fase de falla; e I2 comprende una corriente de falla de secuencia negativa con referencia a la fase de falla.

10. El sistema de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque los parámetros físicos comprende topología del sistema de suministro de energía eléctrica radial.

11. El sistema de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque la topología comprende para cada segmento uno nodo de origen o un nodo de destino .

12. El sistema de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque los parámetros físicos comprenden una indicación de las fases eléctricas presentes en cada segmento.

13. El sistema de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque el módulo de determinación de ubicación de falla comprende una tabla de posibles ubicaciones de falla para varias de las reactancias a lo largo del sistema de suministro de energía eléctrica radial .

14. El sistema de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el módulo de determinación de ubicación de fallas compara la reactancia calculada a la falla contra la tabla para producir una lista de posibles ubicaciones de falla.

15. El sistema de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque el sistema de suministro de energía eléctrica radial comprende segmentos, los parámetros físicos del sistema de suministro de energía eléctrica radial comprenden parámetros físicos para cada segmento y para cada uno de las posibles ubicaciones de falla en la lista de posibles ubicaciones de falla, el módulo de determinación de ubicación de fallas calcula una longitud a lo largo del segmento correspondiente a la ubicación de falla posible utilizando una reactancia para el extremo del segmento, la reactancia calculada a la falla y la longitud del segmento.

16. El sistema de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque la longitud a lo largo del segmento a la posible ubicación de falla se calcula utilizando una relación lineal entre la longitud del segmento, la reactancia del segmento, la reactancia al extremo del segmento y la reactancia calculada a la falla.

17. El sistema de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el sistema de suministro de energía eléctrica radial comprende segmentos, los parámetros físicos del sistema de suministro de energía eléctrica radial comprenden parámetros físicos para cada segmento, el módulo de determinación de ubicación de falla calcula las posibles ubicaciones de falla utilizando un método repetitivo a lo largo de cada rama.

18. El sistema de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque el módulo de determinación de ubicación de fallas elimina las posibles ubicaciones de fallas de la lista de posibles ubicaciones de fallas para segmentos que carecen de una fase eléctrica involucrada en la falla.

19. El sistema de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque el módulo de determinación de ubicación de fallas elimina posibles ubicaciones de fallas de la lista de posibles ubicaciones de fallas para segmentos desconectados del sistema de suministro de energía eléctrica radial como se indica en la topología.

20. El sistema de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque los segmentos desconectados están indicados por un conmutador abierto o un interruptor de circuito abierto.

21. El sistema de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque la topología comprende una topología en el momento antes de la condición de falla.

22. El sistema de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque comprende además un sensor de línea de energía asociado y en comunicación eléctrica con un segmento para obtener información del sistema de energía eléctrica del segmento y determinar la presencia de una condición de falla.

23. El sistema de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque el sensor de línea de energía está en comunicación con el localizador de fallas, para comunicar una indicación de detección de falla al mismo.

24. El sistema de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque el módulo de determinación de ubicación de falla elimina cada segmento con un sensor de línea de energía asociada que no comunica una indicación de detección de falla de la lista de posibles ubicaciones de falla.

25. El sistema de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque cuando un sensor de línea de energía comunica una indicación de detección de falla, el módulo de determinación de ubicación de falla elimina todos los segmentos que no estén asociados con el sensor de línea de energía de la lista de posibles ubicaciones de falla.

26. El sistema de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque cuando un sensor de línea de energía comunica una indicación de detección de falla, el módulo de determinación de ubicación de falla mantiene en la lista de posibles segmentos de ubicaciones de falla asociados con el sensor de línea de energía que comunican una indicación de detección de falla que eléctricamente está más alejado a lo largo de una trayectoria a la posible ubicación de falla.

27. El sistema de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porgue el sensor de línea de energía comprende un indicador de circuito con falla (FCI) .

28. El sistema de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque el sensor de línea de energía comprende un segundo dispositivo en comunicación eléctrica con el sistema de suministro de energía eléctrica radial para obtener información de sistema de energía a partir del mismo y determinar si existe una condición de falla en el mismo.

29. El sistema de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porgue comprende además un segundo dispositivo en comunicación eléctrica con un segmento del sistema de suministro de energía eléctrica radial diferente del segmento con el cual está en comunicación el primer dispositivo, para obtener información del sistema de energía a partir del mismo, determinar si existe en el mismo una condición de falla y comunicar la información del sistema de determinación y energía al localizador de fallas.

30. El sistema de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque el localizador de falla determina si la información del sistema de energía eléctrica desde el primer dispositivo o el segundo dispositivo es mejor, y utiliza la mejor información del sistema de energía eléctrica para determinar posibles ubicaciones de falla y crear una lista de posibles ubicaciones de falla.

31. El sistema de conformidad con la reivindicación 30, caracterizado porque la mejor información del sistema de energía eléctrica es la información del sistema de energía eléctrica que se obtiene de una ubicación más cercana a la falla.

32. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el localizador de fallas comprende un módulo del primer dispositivo.

33. El sistema de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque el segundo dispositivo comprende el localizador de fallas.

34. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el localizador de fallas es un dispositivo físicamente separado del primer dispositivo .

35. El sistema de conformidad con la reivindicación 33, caracterizado porque el localizador de fallas solicita y recibe la información del sistema de suministro de energía eléctrica radial ante la recepción de la indicación del primer dispositivo de una condición de falla sobre el sistema de suministro de energía eléctrica radial .

36. Un método para determinar una ubicación de una falla que tiene un tipo de falla en un sistema de suministro de energía eléctrica radial que comprende un primer dispositivo electrónico inteligente en comunicación eléctrica con el sistema de suministro de energía eléctrica radial, caracterizado porque comprende: obtener en el primer dispositivo electrónico inteligente información de voltaje y corriente del sistema de suministro de energía eléctrica radial a partir del sistema de suministro de energía eléctrica radial; determinar en el primer dispositivo electrónico inteligente una condición de falla sobre el sistema de suministro de energía eléctrica radial; comunicar la condición de falla y los datos del sistema de suministro de energía eléctrica radial que incluye la información de voltaje y corriente o un valor calculado a partir del mismo a partir del primer dispositivo electrónico inteligente a un localizador de fallas; determinar utilizando el localizador de fallas de una ubicación de falla posibles sobre el sistema de suministro de energía eléctrica radial; y crear, utilizando el localizador de fallas, una lista de las posibles ubicaciones de fallas utilizando: los datos del sistema de suministro de energía eléctrica radial; y parámetros físicos del sistema de suministro de energía eléctrica radial.

37. El método de conformidad con la reivindicación 36, caracterizado porque comprende además calcular, usando los datos del sistema de suministro de energía eléctrica radial, una reactancia calculada a la falla.

38. El método de conformidad con la reivindicación 36, caracterizado porque comprende además calcular, utilizando los datos del sistema de suministro de energía eléctrica radial, una impedancia calculada a la falla.

39. El método de conformidad con la reivindicación 36, caracterizado porque comprende además las etapas : calcular una reactancia calculada a la falla; y comparar la reactancia calculada con una lista de posibles reactancias calculadas para determinar las posibles ubicaciones de falla.

40. El método de conformidad con la reivindicación 39, caracterizado porque el sistema de suministro de energía eléctrica radial comprende segmentos y el método comprende además la etapa de refinar cada posible ubicación de falla al calcular una distancia a lo largo de un segmento respecto a la ubicación de falla posible utilizando la reactancia calculada y una longitud de un segmento que incluye la posible ubicación de una falla.

41. El método de conformidad con la reivindicación 40, caracterizado porque comprende además la etapa de calcular una reactancia al extremo del segmento al sumar reactancias para cada segmento en serie desde el primer dispositivo al extremo del segmento que incluye la posible ubicación de falla.

42. El método de conformidad con la reivindicación 41, caracterizado porque la etapa de refinar comprende calcular la distancia a la falla a lo largo del segmento utilizando una relación lineal entre la reactancia al extremo del segmento, la reactancia calculada, la longitud del segmento y la reactancia del segmento.

43. El método de conformidad con la reivindicación 36, caracterizado porque comprende además la etapa de no incluir en una lista de posibles ubicaciones con fallas ubicaciones a lo largo de segmentos que no incluyen una fase con falla.

44. El método de conformidad con la reivindicación 36, caracterizado porque comprende además la etapa de no incluir en una lista de posibles ubicaciones de fallas ubicaciones a lo largo de segmentos que se han eliminado de la conexión eléctrica con el sistema de suministro de energía eléctrica radial, como se indica en los parámetros físicios.

45. El método de conformidad con la reivindicación 36, caracterizado porque el sistema de suministro de energía eléctrica comprende además un sensor de línea de energía asociado con y en comunicación eléctrica con un segmento del sistema de suministro de energía eléctrica, el cual comprende las etapas de: enviar una indicación de falla desde el sensor de línea de energía al localizador de fallas; utilizar la indicación de falla del sensor de línea de energía para determinar posibles ubicaciones de falla en el sistema de suministro de energía eléctrica.

46. El método de conformidad con la reivindicación 45, caracterizado porque el sensor de línea de energía comprende un segundo dispositivo electrónico inteligente, que comprende además las etapas de: enviar datos del sistema de suministro de energía eléctrica radial desde el segundo dispositivo electrónico inteligente al localizador de fallas; y determinar si se utilizan los datos del sistema de suministro de energía eléctrica radial del primer dispositivo electrónico inteligente o el segundo dispositivo electrónico para determinar las posibles ubicaciones de fallas.

47. El método de conformidad con la reivindicación 46, caracterizado porque la etapa de determinación comprende determinar si el primero o segundo dispositivo electrónico inteligente está eléctricamente más cercano a la falla.

48. El método de conformidad con la reivindicación 46, caracterizado porque la etapa de determinación comprende determinar si el primero o segundo dispositivo electrónico inteligente proporciona mejores datos de sistema de suministro de energía eléctrica radial.

49. El método de conformidad con la reivindicación 36, caracterizado porque comprende además la etapa de : el localizador de fallas solicita y recibe información del sistema de suministro de energía eléctrica radial ante la recepción de una indicación del primer dispositivo electrónico inteligente de una condición de falla.