MXPA05000537A

MXPA05000537A - Sistema de proteccion de red electrica.

Info

Publication number: MXPA05000537A
Application number: MXPA05000537A
Authority: MX
Inventors: Timothy Robert Day
Original assignee: Mc Graw Edison Co
Priority date: 2002-07-12
Filing date: 2003-07-08
Publication date: 2005-04-19
Also published as: WO2004008600A3; CA2492429A1; BRPI0312625A2; EP1527505A2; CN1682419B; AU2003247885B2; AU2003247885A1; WO2004008600A2; ES2612910T3; JP2005533474A; CN1682419A; EP1527505B1

Abstract

Se describen sistemas de proteccion para sistemas electricos, en donde los sistemas electricos pueden incluir redes locales y/o redes tipo rejilla. Los diversos sistemas de proteccion se pueden disenar y usar para detectar y eliminar fallas que puedan ocurrir dentro de los sistemas electricos. Por ejemplo, se puede usar un par de bobinas de Rogowski para detectar corriente a lo largo de conductores en sus respectivas ubicaciones en los conductores, y entregar senales correspondientes a un relevador diferencial, multifuncion que tiene multiples entradas de corriente y voltaje. Al comparar las senales de las bobinas de Rogowski, el relevador diferencial puede determinar si existe una falla en algun punto a lo largo de los conductores y entre el par de bobinas de Rogowski. Ademas, el relevador puede entonces, en respuesta a la falla, activar un interruptor automatico de circuito u otro dispositivo de proteccion de red para dirigir la falla.

Description

SISTEMA DE PROTECCIÓN DE RED ELÉCTRICA CAMPO TÉCNICO Esta descripción se refiere a la detección y a la eliminación de fallas en un sistema eléctrico.

ANTECEDENTES DE IA INVENCIÓN Los sistemas de energía convencionales son para proporcionar energía. En los sistemas de energía, pueden ocurrir fallas que son peligrosas para los usuarios del sistema, y que causan daños al sistema que pueden ser costosos y/o que requieren tiempo para corregirlos. Por ejemplo, un sistema de energía que experimenta un corto circuito de corriente, como un arco de corriente, puede causar fuego o una explosión, o bien puede dañarse el sistema y dañar el equipo relacionado con el mismo y lesionar a los operadores de los equipos. En particular, los sistemas de energía de muy alto voltaje, como aquellos que incluyen un transformador de energía de alto voltaje, pueden experimentar dichas fallas . Cuando las fallas se detectan rápida y exactamente, se pueden eliminar a través de medidas correctivas, como una activación de un interruptor automático y si es necesario, la subsiguiente reparación del sistema. En esta forma, se puede minimizar el daño a causa de la falla.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN De acuerdo con un aspecto general, un sistema de protección eléctrico incluye una primera bobina de Rogowski colocada para detectar una primera corriente y generar una primera medición de corriente, una segunda bobina de Rogowski colocada para detectar una segunda corriente y generar una segunda medición de corriente, en donde se define una primera zona de protección con base en la ubicación de las primera y segunda bobinas de Rogowski, y un primer dispositivo de protección que se puede operar para determinar a partir de la primera y de la segunda mediciones de corriente, la existencia de una primera falla que se asocia con un primer elemento de circuito dentro de la primera zona de protección. Las implementaciones pueden incluir una o más de las siguientes características. Por ejemplo, el primer dispositivo de protección se puede operar para detectar la primera falla usando un primer esquema de protección. El primer esquema de protección puede ser un esquema de protección diferencial. La segunda bobina de Rogowski puede definir una segunda zona de protección que contenga un segundo elemento de circuito, y el primer dispositivo de protección se puede operar para implementar un segundo esquema de protección para detectar una segunda falla asociada con el segundo elemento de circuito. En este caso, el segundo esquema de protección puede incluir un esquema de protección contra sobrecorriente, y el primer dispositivo de protección se puede operar para integrar protección de la primera zona de protección y de la segunda zona de protección. También, el primer dispositivo de protección se puede operar para proporcionar una tercera zona de protección que sirva como una zona de protección de respaldo para la primera y segunda zonas de protección. El primer dispositivo de protección puede ser un primer relevador diferencial. El sistema puede incluir un primer interruptor automático que se puede operar para recibir una primera instrucción del primer dispositivo de protección e interrumpir la primera corriente en respuesta a la primera instrucción, la primera bobina de Rogowski, la segunda bobina de Rogowski, el primer dispositivo de protección y el primer interruptor automático se pueden asociar con una primera unidad de red de un sistema de red eléctrica. Además, el sistema puede incluir una tercera bobina de Rogowski colocada para detectar una tercera corriente y generar una tercera medición de corriente, una cuarta bobina de Rogowski colocada para detectar una cuarta corriente y generar una cuarta medición de corriente, en donde se define una segunda zona de protección con base en una posición de la tercera bobina de Rogowski y de la cuarta bobina de Rogowski, y un segundo dispositivo de protección que se puede operar para determinar de las tercera y cuarta mediciones de corriente, la existencia de una segunda falla que esté asociada con un segundo elemento de circuito dentro de la segunda zona de protección. En este caso, el segundo dispositivo de protección puede ser un segundo relevador diferencial. Un segundo interruptor automático se puede operar para recibir una segunda instrucción del segundo dispositivo de protección e interrumpir la tercera corriente en respuesta a la segunda instrucción. La tercera bobina de Rogowski, la cuarta bobina de Rogowski, el segundo dispositivo de protección y el segundo interruptor automático se pueden asociar con una segunda unidad de red del sistema de red eléctrica y se puede formar un enlace de comunicaciones entre el primer dispositivo de protección y el segundo dispositivo de protección. En este caso, la primera unidad de red y la segunda unidad de red se pueden conectar a través de una conexión de bus. El primero y el segundo dispositivos de protección pueden compartir la primera, segunda, tercera y cuarta mediciones de corriente sobre el enlace de comunicaciones, y puede usar las mediciones de corriente para determinar que existe una falla de bus asociada con la conexión de bus . El segundo dispositivo de protección puede recibir una notificación de detección a través del enlace de comunicaciones indicando detección de la primera falla a través del primer dispositivo de protección. Además, el segundo dispositivo de protección puede enviar la segunda instrucción al segundo interruptor automático en respuesta a la notificación de detección. El segundo dispositivo de protección puede esperar una cantidad predeterminada de tiempo después de la notificación de detección antes de enviar la segunda notificación. En este caso, cuando el segundo dispositivo de protección recibe, antes de que haya transcurrido la cantidad predeterminada de tiempo, una notificación de operación que indica la operación del interruptor automático en respuesta a la primera instrucción, el segundo dispositivo de protección puede no enviar la segunda instrucción. Cuando el segundo dispositivo de protección no recibe, antes de que haya terminado la cantidad de tiempo predeterminada, una notificación de operación que indique la operación del primer interruptor automático, el segundo relevador puede enviar la segunda instrucción al segundo interruptor automático después de que haya transcurrido el tiempo predeterminado . La tercera y la cuarta bobinas de Rogowski y el segundo interruptor automático se pueden conectar al primer dispositivo de protección. En este caso, el primer dispositivo de protección se puede operar para que reciba una notificación de mal funcionamiento que indica error en el funcionamiento del segundo dispositivo de protección, y el primer dispositivo de protección se puede hacer operar para que reciba la tercera y cuarta mediciones de corriente y determinar que existe la segunda falla con base en la medición de corriente. Además, el primer dispositivo de protección se puede operar para activar el segundo interruptor automático en respuesta a la segunda falla. Se puede colocar una tercera bobina de Rogowski para detectar una tercera corriente y generar una tercera medición de corriente, en donde se puede definir una segunda zona de protección con base en una posición de la primera bobina de Rogowski y de la tercera bobina de Rogowski y se puede definir una tercera zona de protección con base en una posición de la segunda y tercera bobinas de Rogowski. En este caso, el primer dispositivo de protección se puede operar para determinar de la primera y de la tercera mediciones de corriente que existe una segunda falla que está asociada con un segundo elemento de circuito dentro de la segunda zona de protección. El primer dispositivo de protección se puede operar para determinar, de la segunda y tercera mediciones de corriente, que existe una tercera falla que está asociada con un tercer elemento de circuito dentro de la tercera zona de protección. La primera corriente puede estar asociada con un primer conductor asociado con un devanado primario de un transformador de energía, la segunda corriente puede estar asociada con un segundo conductor asociado con un devanado secundario del transformador de energía, y ese transformador de energía puede ser el primer elemento de circuito. De acuerdo con otro aspecto general, se protege un sistema eléctrico. Se mide una primera corriente' a través de un primer conductor en un sistema eléctrico usando una primera bobina de Rogowski colocada a lo largo del primer conductor, se entrega una primera señal de corriente correspondiente a la primera corriente, se mide una segunda corriente a través de un segundo conductor en el sistema eléctrico usando una segunda bobina de Rogowski colocada a lo largo del segundo conductor, se entrega una segunda señal de corriente correspondiente a la segunda corriente, y la primera y segunda señales de corriente se proporcionan a un primer dispositivo de protección. Las implementaciones pueden incluir una o más de las siguientes características. Por ejemplo, se puede proporcionar protección diferencial a un primer elemento de circuito que se coloca dentro de una primera zona de protección del sistema eléctrico que está definido entre la primera y la segunda bobinas de Rogowski, usando el primer dispositivo de protección, y se puede proporcionar protección contra sobrecorriente a un segundo elemento de circuito que se coloca dentro de una segunda zona de protección del sistema eléctrico que se define por medio de una posición de la segunda bobina de Rogo ski, usando el primer dispositivo de protección. En este caso, se puede proporcionar protección de respaldo dentro de una tercera zona de protección que incluye la primera y la segunda zonas de protección, usando el primer dispositivo de protección. El primer dispositivo de protección puede incluir un relevador diferencial. El primero y el segundo conductores pueden estar incluidos dentro de una primera unidad de red del sistema eléctrico. Con base en la primera y segunda señales de corriente, se puede determinar que existe una falla asociada con la primera unidad de red en el sistema eléctrico. Se puede medir una tercera corriente a través de un tercer conductor en el sistema eléctrico usando una tercera bobina de Rogowski colocada a lo largo del tercer conductor, se puede entregar una tercera señal de corriente correspondiente a la tercera corriente, se puede medir una cuarta corriente a través de un cuarto conductor en el sistema eléctrico usando una cuarta bobina de Rogowski colocada a lo largo del cuarto conductor, se puede entregar una cuarta señal de corriente correspondiente a la cuarta corriente, y la tercera y cuarta señales de corriente se pueden proporcionar a un segundo dispositivo de protección. El segundo dispositivo de protección puede incluir un relevador diferencial. El tercero y el cuarto conductores pueden estar incluidos dentro de una segunda unidad de red del sistema eléctrico. Con base en la tercera y la cuarta señales de corriente, se puede determinar que existe una falla asociada con la segunda unidad de red. El primero y el segundo dispositivos de protección se pueden conectar por medio de un enlace de comunicaciones. La primera y segunda señales de corriente se pueden transmitir del primer dispositivo de protección al segundo dispositivo de protección y, en el segundo dispositivo de protección y con base en la primera y segunda señales de corriente, se puede determinar que existe una falla asociada con la primera unidad de red. Se puede determinar, en el primer dispositivo de protección y con base en la primera y la segunda señales de corriente, que existe una falla en la primera unidad de red, y se puede transmitir una notificación de falla que indique la existencia de la falla, del primer dispositivo de protección al segundo dispositivo de protección. En este caso, se puede abrir un primer interruptor automático asociado con la primera unidad de red en respuesta a la falla, y se puede transmitir una notificación de eliminación de falla del primer dispositivo de protección al segundo dispositivo de protección, a través del enlace de comunicaciones y en respuesta a la abertura del interruptor automático. Se puede abrir un segundo interruptor automático asociado cono la segunda unidad de red en respuesta a la notificación de falla. En respuesta a la notificación de eliminación de falla, la energía eléctrica puede ser enrutada de la segunda unidad de red a la primera unidad de red, a través de una conexión de bus que conecta la primera unidad de red con la segunda unidad de red. El sistema eléctrico puede incluir una conexión de bus que conecte la primera unidad de red con la segunda unidad de red, y la conexión de bus puede estar conectado con el segundo y el cuarto conductores entre la primera y la segunda bobinas de Rogo ski. La primera y la segunda señales de corriente se pueden transmitir del primer dispositivo de protección al segundo dispositivo de protección, la tercera y la cuarta señales de corriente se pueden transmitir del segundo dispositivo de protección al primer dispositivo de protección y se puede determinar que existe una falla asociada con la conexión de bus con base en la primera, la segunda, la tercera y la cuarta señales de corriente. La tercera señal de corriente se puede transmitir de la tercera bobina de Rogowski al primer dispositivo de protección a través de una primera conexión, la cuarta señal de corriente se puede transmitir de la cuarta bobina de Rogowski al primer dispositivo de protección, a través de una segunda conexión y, en el primer dispositivo de protección y con base en la tercera y cuarta señales de corriente, se puede determinar que existe una falla asociada con la segunda unidad de red. Se puede medir una tercer corriente a través de un tercer conductor en el sistema eléctrico usando una tercer bobina de Rogowski colocada a lo largo del tercer conductor, se puede entregar una tercer señal de corriente correspondiente a la tercera corriente, y la tercera señal de corriente se puede introducir en el primer dispositivo de protección. Se puede determinar que existe una falla entre la primera y la tercera bobinas de Rogowski con base en la primera y la tercera señales de corriente. También se puede determinar que existe una falla entre la tercera y la segunda bobinas de Rogowski con base en la tercera y la segunda señales de corriente. De acuerdo con otro aspecto general, un sistema de protección eléctrico incluye un primer par de bobinas de Rogowski que se pueden operar para generar un primer par de señales de corriente, estando asociado el primer par de señales de corriente con una primera unidad de red del sistema eléctrico, un segundo par de bobinas de Rogowski se pueden operar para generar un segundo par de señales de corriente, estando asociado el segundo par de señales de corriente con una segunda unidad de red del sistema eléctrico, y un primer dispositivo de protección asociado con la primera unidad de red y que se puede operar para recibir y procesar el primero y el segundo par de señales de corriente. Las implementaciones pueden incluir una o más de las siguientes características. Por ejemplo, el primer dispositivo de protección puede proporcionar protección integrada a la primera unidad de red con base en al menos uno de los primeros pares de señales de corriente, donde la protección integrada incluye al menos un primero y un segundo esquemas de protección. El primer dispositivo puede ser operable para determinar, con base en el primer par de señales de corriente, que existe una falla asociada con la primera unidad de red. Un segundo dispositivo de protección puede estar asociado con la segunda unidad de red y se puede operar para introducir el segundo par de señales de corriente. El primer dispositivo de protección puede actuar como un respaldo para el segundo dispositivo de protección al detectar que existe una falla asociada con la segunda unidad de red. En este caso, el primer dispositivo de protección puede recibir el segundo par de señales de corriente del segundo par de bobinas de Rogowski o a través del segundo dispositivo de protección. El primer y el segundo dispositivos de protección se pueden conectar entre si a través de un enlace de comunicaciones . Una conexión de bus puede conectar la primera unidad de red y la segunda unidad de red. El primer y el segundo dispositivos de protección pueden determinar que existe una falla de bus, en la conexión de bus, con base en el primer y segundo pares de señales de corriente . De acuerdo con otro aspecto general, un sistema de protección eléctrico incluye una primera bobina de Rogowski asociada con un alimentador primario de un sistema eléctrico y se puede operar para detectar una corriente primaria en el alimentador primario, un primer dispositivo de protección que se puede operar para recibir una primera señal de corriente de la primera bobina de Rogowski, bobinas secundarias de Rogowski, cada una asociada con un alimentador secundario correspondiente del sistema eléctrico y que se pueden operar para detectar una corriente secundaria correspondiente en el alimentador secundario, los dispositivos de protección secundarios, donde cada uno se puede operar para recibir una señal de corriente secundaria de una bobina de Rogowski secundaria y un enlace de comunicación que se puede operar para transmitir la primera señal de corriente y las señales de corriente secundarias entre el primer dispositivo de protección y los dispositivos secundarios de protección. Las implementaciones pueden incluir una o más de las siguientes características. Por ejemplo, el primer dispositivo de protección y los dispositivos secundarios de protección pueden incluir relevadores diferenciales. El primer dispositivo de protección puede ser operable para determinar que existe una falla asociada con el sistema eléctrico con base en la primera señal de corriente y en las señales secundarias de corriente. Una conexión de bus puede conectar el alimentador primario con cada uno de los alimentadores secundarios. El primer dispositivo de protección se puede operar para determinar que existe una falla asociada con la conexión de bus con base en la primera señal de corriente y en las señales secundarias de corriente. El enlace de comunicación puede incluir conexiones punto a punto entre el primer dispositivo de protección y los dispositivos secundarios de protección, o puede incluir conexiones del primer dispositivo de conexión y los dispositivos secundarios de protección a un recurso de cómputo centralizado . Cada uno de los dispositivos secundarios de protección puede proporcionar protección contra sobrecorriente a su alimentador secundario respectivo con base en su respectiva señal secundaria de corriente. ün primer dispositivo, de los dispositivos secundarios de protección, se puede asociar con un primer alimentador de los alimentadores secundarios y conectarse a una segunda bobina, de las bobinas secundarias de Rogowski, que esté asociada con un segundo alimentador, de los alimentadores secundarios, proporcionando asi protección de respaldo al segundo alimentador de los alimentadores secundarios. Una segunda bobina de Rogowski puede estar asociada con el alimentador primario y se puede operar para detectar una segunda corriente primaria en el alimentador primario, y un segundo dispositivo de protección se puede operar para recibir una segunda señal de corriente de la segunda bobina de Rogowski, en donde el primer dispositivo de protección puede determinar una existencia de una falla asociada con el alimentador primario con base en la primera y la segunda señales de corriente. Con el uso del enlace de comunicaciones, un primer dispositivo, del primer dispositivo de protección y de los dispositivos secundarios de protección, puede funcionar como un respaldo para un segundo dispositivo, del primero dispositivo de protección y de los dispositivos secundarios, al determinar que ese segundo dispositivo, del primer dispositivo de protección y de los dispositivos secundarios de protección, es inoperable. Se puede conectar un primer convertidor analógico digital a la primera bobina de Rogowski y se puede operar para que entregue la primera señal de corriente como una primera salida digital, y convertidores secundarios analógico digital, conectados a las bobinas secundarias de Rogowski respectivas, se pueden operar para que entreguen las señales secundarias de corriente como salidas digitales secundarias. En este caso, el enlace de comunicaciones puede incluir un recurso de cómputo centralizado que se puede operar para introducir la primera salida digital y las salidas secundarias digitales, y el primer dispositivo de protección y los dispositivos secundarios de protección pueden recibir la primera salida digital y las salidas secundarias digitales del recurso de cómputo centralizado. De acuerdo con otro aspecto general, se mide una corriente primaria en un alimentador primario de un sistema eléctrico usando una primera bobina de Rogowski, se recibe una primera señal de corriente generada por la primera bobina de Rogowski en un primer dispositivo de protección, se miden corrientes secundarias en alimentadores secundarios usando bobinas de Rogo ski secundarias correspondientes, las señales secundarias de corriente que son generadas por las bobinas de Rogowski secundarias se reciben en dispositivos secundarios de protección correspondientes, y la primera señal de corriente y las señales secundarias de corriente se transmiten entre el primer dispositivo de protección y los dispositivos secundarios de protección usando un enlace de comunicaciones . Las implementaciones pueden incluir una o más de las siguientes características. Por ejemplo, el primer dispositivo de protección y los dispositivos secundarios de protección pueden incluir relevadores diferenciales. En el primer dispositivo de protección se puede determinar que existe una falla asociada con el sistema eléctrico con base en la primera señal de corriente y en las señales secundarias de corriente. También en el primer dispositivo de protección se puede determinar que existe una falla asociada con una conexión de bus con base en la primera señal de corriente y en las señales secundarias de corriente, en donde la conexión de bus conecta el alimentador primario con cada uno de los alimentadores secundarios. Al transmitir la primera señal de corriente y las señales secundarias de corriente, se pueden utilizar conexiones punto a punto entre el primer dispositivo de protección y los dispositivos secundarios de protección o se puede utilizar un recurso de cómputo centralizado. Cada uno de los dispositivos secundarios de protección puede proporcionar protección contra sobrecorriente a su alimentador secundario respectivo con base en su señal secundaria de corriente respectiva. En este caso, se puede asociar un primer dispositivo de los dispositivos secundarios de protección con un primer alimentador de los alimentadores secundarios, y el primero de los dispositivos secundarios de protección se puede conectar con una segunda bobina de las bobinas de Rogowski secundarias que está asociada con un segundo alimentador de los alimentadores secundarios, con lo que se proporciona protección de respaldo al segundo alimentador de los alimentadores secundarios. Se puede medir una segunda corriente primaria en el alimentador primario usando una segunda bobina de Rogowski, una segunda señal de corriente generada por la segunda bobina de Rogowski puede ser ingresada en un segundo dispositivo y, usando el primer dispositivo de protección, se puede determinar que existe una falla asociada con el alimentador primario con base en la primera y en la segunda señales de corriente. La primera señal de corriente se puede entregar como una primera salida digital de un primer convertidor analógico a digital conectado a la primera bobina de Rogo ski, y las señales secundarias de corriente se pueden entregar como salidas digitales secundarias de convertidores analógico a digital secundarios conectados a bobinas de Rogowski secundarias respectivas. En este caso, la primera salida digital y las salidas digitales secundarias se pueden introducir en un recurso de cómputo centralizado asociado con los enlaces de comunicaciones, en donde el primer dispositivo de protección y el dispositivo de protección secundario pueden introducir la primera salida digital y las salidas digitales secundarias a través del recurso de cómputo centralizado. De acuerdo con otro aspecto general, un sistema de protección eléctrico incluye una primera bobina de Rogowski colocada a lo largo de un primer conductor y se puede operar para medir una primera corriente en el primer conductor y entregar una primera señal, en donde el primer conductor es parte de un sistema de horno de arco eléctrico (EAF, por sus siglas en inglés) y un dispositivo de protección se puede operar para usar la primera señal para determinar que existe una falla en el sistema EAF. Las implementaciones pueden incluir una o más de las siguientes características. Por ejemplo, se puede asociar al primer conductor con un devanado primario de un transformador del sistema EAF. En este caso, la primera bobina de Rogowski se ubica en el lado de afuera de una bóveda que aloje el transformador. El primer conductor se puede asociar con un devanado secundario de un transformador del sistema EAF. En este caso, la primera corriente se entrega desde el devanado secundario y la primera bobina de Rogowski se puede ubicar dentro de una bóveda que aloje el transformador. También, el primer conductor puede incluir una rama de conducción unida a un electrodo del sistema EAF. Una segunda bobina de Rogowski se puede colocar a lo largo de un segundo conductor del sistema EAF y se puede operar para que mida una segunda corriente en el segundo conductor y que entregue una segunda señal. En este caso, el primer conductor puede estar asociado con un devanado primario de un transformador del sistema EAF y el segundo conductor puede estar asociado con un devanado secundario del transformador. También, el dispositivo de protección puede incluir un relevador diferencial. El relevador diferencial puede determinar que existe una falla con base la primera y la segunda señales, y el relevador diferencial puede determinar que existe falla entre la primera y la segunda bobinas de Rogowski. Una tercera bobina de Rogowski se puede colocar a lo largo de un tercer conductor del sistema EAF y se puede operar para que mida una tercera corriente en el tercer conductor y que entregue una tercera señal. En este caso, el relevador diferencial puede determinar que existe falla entre la segunda y la tercera bobinas de Rogowski. También se puede incluir una tabla que contenga una primera relación de devanado de un transformador del sistema EAF en una primera posición de una derivación de operación del transformador y una segunda relación de devanado del transformador en una segunda posición de la derivación de operación. En este caso, el dispositivo de protección se puede operar para determinar si la primera relación de devanado o la segunda relación de devanado está asociada con una posición actual de la derivación de operación, y además se puede operar para escalar una magnitud de la primera señal con base en la posición actual . De acuerdo con otro aspecto general, se mide una primera corriente en un primer conductor usando una primera bobina de Rogowski, donde el primer conductor es parte de un sistema de horno de arco eléctrico (electric are furna.ee o EAF) , se introduce una primera señal desde la primera bobina de Rogowski, esa primera señal se introduce en un dispositivo de protección y se determina que existe falla en el sistema EAF con base en la primera señal. Las implementaciones pueden incluir una o más de las siguientes características. Por ejemplo, se puede medir una segunda corriente en un segundo conductor del sistema EAF usando una segunda bobina de Rogowski, se puede entregar una segunda señal desde la segunda bobina de Rogowski, y esa segunda señal se puede introducir en el dispositivo de protección, el cual puede incluir un relevador diferencial. En este caso, se puede determinar que existe falla en el sistema EAF entre la primera bobina de Rogowski y la segunda bobina de Rogowski con base en la primera y en la segunda señal. También, se puede medir una tercera corriente en un tercer conductor del sistema EAF usando una tercera bobina de Rogowski, una tercera señal puede ser entregada desde la tercera bobina de Rogowski, y esa tercera señal se puede introducir en el dispositivo de protección. En el caso más reciente, se puede determinar que existe falla en el sistema EAF entre la segunda bobina de Rogowski y la tercera bobina de Rogowski con base en la segunda y la tercera señales. También, se puede determinar que existe falla en el sistema EAF entre la primera bobina de Rogowski y la tercera bobina de Rogowski con base en la primera y tercera señales.

En el caso más reciente, el primer conductor se puede asociar con un devanado primario de un transformador del sistema EAF, y el segundo conductor y el tercer conductor se pueden asociar con un devanado secundario del transformador. De acuerdo con otro aspecto general, un sistema de protección eléctrico incluye una primera bobina de Rogowski colocada para medir una primera corriente en una primera ubicación de un sistema de horno de arco eléctrico (EAF) y entregar una primera señal, una segunda bobina Rogowski colocada para medir una segunda corriente en una segunda ubicación del sistema EAF y entregar una segunda señal, y un dispositivo de protección que se pueda operar para introducir la primera y segunda señales y determinar que existe una falla dentro del sistema EAF con base con base en la primera y segunda señales. Las implementaciones pueden incluir una o más de as siguientes características. Por ejemplo, el dispositivo de protección puede incluir un relevador diferencial. También, el dispositivo de protección además se puede operar para abrir un interruptor automático asociado con el sistema EAF en la determinación de la falla. Los detalles de una o más implementaciones se exponen en los dibujos que acompañan y en la descripción de enseguida. Otras características serán evidentes de la descripción y dibujos y de las reivindicaciones.

DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La Figura 1 es un diagrama de circuito de un sistema de protección eléctrico. La Figura 2 es una primera ilustración de bobinas de Rogowski que se pueden utilizar en el sistema de protección eléctrico de la Figura 1. La Figura 3 es una segunda ilustración de bobinas de Rogowski que se pueden usar en el sistema de protección eléctrico de la Figura 1. Las Figuras 4-7 son diagramas de circuito de sistemas de protección de redes locales. Las Figuras 8-12 son diagramas de circuito de sistemas de protección de subestaciones. La Figura 13 es un diagrama de circuito de un sistema de protección de un primer horno de arco eléctrico (EAF) . La Figura 14 es un diagrama de una implementación del sistema de protección EAF de la Figura 13. La Figura 15 es una primera ilustración de bobinas de Rogowski que se pueden utilizar en el sistema de protección EAF de la Figura 13. La Figura 16 es una segunda ilustración de bobinas de Rogowski que se pueden utilizar en el sistema de protección EAF de la Figura 13. La Figura 17 es un diagrama de circuito de un segundo sistema de protección EAF. La Figura 18 es un diagrama de circuito de un primer circuito de prueba para probar un sistema de protección eléctrico. La Figura 19 es una gráfica de los resultados del circuito de prueba de la Figura 18. La Figura 20 es una primera gráfica de una comparación de las formas de onda ilustradas en la Figura 19. La Figura 21 es una segunda gráfica de una comparación de las formas de onda ilustrada en la Figura 19. La Figura 22 es un diagrama de circuito de un segundo circuito de prueba para probar un sistema de protección eléctrico. La Figura 23 es una gráfica que demuestra un resultado de una simulación del circuito de prueba de la Figura 22.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN La Figura 1 es un diagrama de circuito de un sistema de protección eléctrico (100) en el cual un primer conductor (102) lleva una corriente IiA a un elemento de circuito dentro de una primera zona de protección (104) . La primera zona de protección (104) puede incluir uno o más elementos de circuito (no mostrados), como por ejemplo, un transformador. El transformador puede ser responsable de convertir un primer voltaje asociado con el primer conductor (102) en un segundo voltaje que el transformador proporciona a un segundo conductor (106) asi que una corriente I2A sale a través del segundo conductor (106) . Sin embargo, también se puede incluir cualquier número de elementos de circuito dentro de la primera zona de protección (104) . Una primera bobina (108) circunda el primer conductor (102) y entrega una corriente I1B. Una primera bobina (108) puede ser por ejemplo, una bobina de Rogowski. En general, una bobina de Rogowski incluye un elemento conductivo que se devana alrededor de un núcleo no magnético. El elemento conductivo puede ser, por ejemplo, un alambre de metal o un depósito de metal. El núcleo no magnético se puede hacer de cualquier material que tenga una permeabilidad magnética que sea prácticamente igual a la permeabilidad del espacio libre, como por ejemplo, un núcleo de aire o una tarjeta de circuito impreso (printed board circuit o PCB) en la que se traza el elemento conductivo . Típicamente, la bobina (108) mide un voltaje inducido en la bobina cuando el conductor (102) se coloca dentro de la bobina (108), y entonces se calcula la corriente IiB con base en el voltaje medido. Asi, se pueden asociar diversos dispositivos de medición y/o cálculo (no mostrados) con la bobina (108), como por ejemplo un dispositivo de medición de voltaje o un dispositivo de cálculo de corriente. Estos dispositivos pueden incluir o estar asociados con hardware o software de cómputo para realizar sus respectivas funciones. La bobina (108) se puede construir de acuerdo con diversas técnicas. Ejemplos de esas técnicas se describen en, por ejemplo, la Patente de EE.UU. 6,313,623 y la solicitud de EE.UU. No. 10/083,646, las cuales se incorporan aqui como referencia. Por ejemplo, la bobina (108) puede incluir dos o más ramas que formen un bucle principal (o bucles) de la bobina (108) cuando se acoplan juntas. Se pueden utilizar diversas técnicas para devanar el elemento conductivo al construir la bobina (108) , y la bobina (108) puede incluir múltiples bobinas que estén asociadas entre si en diversas formas. Estos y otros detalles de construcción relacionados con la bobina (108) se pueden seleccionar de tal forma que aseguren altos niveles de sensibilidad y de exactitud al determinar la corriente IiB. Una segunda bobina (110) circunda el segundo conductor (106) y entrega una corriente IZB. La corriente lis y la corriente I2B salen respectivamente, de un primer par de alambres (112) y de un segundo par de alambres (114), al relevador (116). El relevador (116), en general sirve para proporcionar protección integrada contra cortos circuitos y otras funciones erróneas del sistema y/o fallas, según se describe con más detalle enseguida. Asi, el relevador (116) se puede programar o asociar de otra forma con un algoritmo predeterminado para implementar automáticamente el esquema de protección integrado (s) . Con relación al sistema de protección (100), el relevador (116) es capaz de proporcionar múltiples tipos de protección contra fallas y funcionamientos, eléctricos o mecánicos, erróneos e integrar estos tipos de protección en un esquema de protección cohesivo. Más aún, el relevador (116) es capaz de interactuar con otros relevadores y/u otras bobinas, para proporcionar más opciones para construir un sistema de protección eléctrico integrado. Un tipo de protección proporcionado por el relevador (116) es la protección diferencial. En un esquema de protección diferencial, el relevador (116) opera comparando las corrientes ??? e I2B para asegurar que las dos corrientes tienen alguna relación predeterminada una con la otra. Como un ejemplo, el relevador (116) puede determinar que una corriente de salida I0 excede una diferencia de las corriente liB e I2B, en donde se puede incluir un factor para tener en cuenta niveles aceptables de errores de medición. En esta forma, el relevador (116) puede proteger elementos de circuito dentro de la primera zona de protección (104) activando, por ejemplo, un interruptor automático u otro elemento de protección de circuito (no mostrado) . Un segundo tipo de protección habilitado por el relevador (116) es detectar sobrecorriente, en la gue el relevador (116) se preprograma con un nivel de corriente máximo aceptable para una sección o elemento de circuito particular. El relevador (116) compara una corriente real dentro de una zona de protección contra sobrecorriente, como la corriente I2a dentro de una segunda zona de protección (118) (representada por la corriente I2B) con el nivel de corriente máximo. Cuando el nivel de corriente máxima es excedido, el relevador (116) entonces puede proteger elementos dentro de la segunda zona de protección (118) activando un interruptor automático apropiado. En otro aspecto del sistema de protección (100) , se puede definir una tercera zona de protección (120) como una zona de protección de respaldo para, por ejemplo, la primera zona de protección (104) o la segunda zona de protección (120) o para ambas. Por ejemplo, si la bobina (110) funcionara mal y se volviera no disponible, entonces la protección diferencial de la primera zona de protección (104) y la protección contra sobrecorriente de la segunda zona de protección (118) podrían volverse no disponibles. En este caso, el relevador (116) puede ser capaz de proporcionar, por ejemplo, protección contra sobrecorriente de respaldo a todos los elementos de circuito dentro de la primera y segunda zonas de protección (104) y (118), respectivamente (es decir, a todos los elementos de circuito dentro de la tercera zona de protección (120)). El relevador (116) puede medir la(s) corriente (s) relevante (s) en diversas formas. Por ejemplo, el relevador puede tomar muestras de uno o más ciclos completos de cada corriente y puede utilizar esas muestras para determinar la frecuencia, amplitud y/o fase de la corriente. Como otro ejemplo, el relevador (116) puede calcular un diferencial de la corriente con respecto al tiempo. Cuando se usa la metodología anterior, puede no ser necesario obtener un ciclo completo de la(s) corriente (s) relevante (s) . Por ejemplo, el relevador (116) puede ser un microprocesador controlado, un relevador multifunción, como por ejemplo un relevador de tres fases que tenga múltiples entradas de voltaje y/o de corriente. Como se describe con más detalle más adelante, el relevador (116) puede estar en comunicación con interruptores automáticos, relevadores complementarios, equipo de control y otros elementos de circuito. Por ejemplo, el relevador (116) se puede conectar a un interruptor automático "corriente arriba" que se coloca antes de la bobina (108) con respecto a la corriente IiA, asi que el relevador (116) puede activar el interruptor automático al detectar una falla. Como otro ejemplo, el relevador (116) se puede conectar a un interruptor/central de red que soporte que el relevador (116) tenga comunicación con otros relevadores al implementar un sistema de protección eléctrico. Además, las bobinas (108) y (110) se pueden conectar a un relevador secundario (no mostrado en la Figura 1) , ya sea directamente a través de uno o más de otros pares de alambres similares a los alambres (112) y (114), o indirectamente a través de, por ejemplo, un interruptor/central de red. En este caso, el relevador secundario puede proporcionar protección de respaldo rápida para el relevador (116) (protegiendo asi al transformador (104) y/o al conductor (102)) al recibir mediciones de corriente de las bobinas (108) y (110) . Aunque antes se mencionó un transformador como un elemento de circuito que se puede proteger por medio del sistema de protección eléctrico (100) , se pueden utilizar muchos otros elementos de circuito. Por ejemplo, un bus de red que distribuye energía a una o más líneas alimentadoras se puede proteger por medio de ese sistema. En este caso, se puede asociar una bobina diferencial (detector de corriente) con cada una de las lineas alimentadoras , y el relevador (116) puede asegurar que una corriente que entra al bus es igual a una corriente total que sale de las lineas alimentadoras. Usando estás técnicas y otras relacionadas, se pueden proteger equipos eléctricos sensibles y/o costosos de daños a causa de fallas de corriente. Además, se puede detectar muy exactamente la ubicación asi como la existencia de una falla de corriente colocando las bobinas (108) y (110) circundando piezas seleccionadas del equipo/ circuiteria, estableciendo asi las zonas de protección (104), (118) y (120) de la Figura 1. Adicionalmente, se pueden minimizar diversos detectores de corriente (bobinas) y relevadores (respecto a otros sistemas eléctricos de protección) con el fin de facilitar la instalación. Estos y otros usos del sistema (100) y sistemas relacionados se describen con más detalle más adelante. La Figura 2 ilustra bobinas de Rogo ski que se pueden utilizar en el sistema de protección eléctrico (100) de la Figura 1. Como se muestra, los conductores (202), (204) y (206) están circundados por bobinas de Rogowski (208), (210) y (212), respectivamente. Se deberá entender que las bobinas de Rogowski son elementos discretos que se pueden colocar separadamente alrededor de los conductores (202), (204) y (206). La Figura 3 también ilustra bobinas de Rogo ski que se pueden utilizar en el sistema de protección eléctrico (100) de la Figura 1. En contraste con la Figura 2, la Figura 3 ilustra las bobinas de Rogowski (302), (304) y (306) que se forman integralmente dentro de un cuerpo (308) . Se puede utilizar un solo conector de salida (310) para obtener las salidas de las tres bobinas de Rogowski (302), (304) y (306). Las bobinas (302), (304) y (306) se pueden usar para medir corrientes en fase en un sistema trifásico. Se puede utilizar una bobina de Rogowski (312) neutral adicional para detectar una suma de las corrientes a través de los conductores (202), (204) y (206) con el propósito de producir una medición de corriente residual. La Figura 4 es un diagrama de circuito de un primer sistema de protección de red local (400) . Por simplicidad y claridad, la Figura 4 se ilustra como un diagrama de linea sencilla. Sin embargo, se deberá de entender con respecto a la Figura 4 (asi como también con respecto a las siguientes Figuras) , que una linea sencilla dada puede representar dos o más lineas idénticas o similares que puedan existir en una implementación física. Por ejemplo, un conductor de línea sencilla en la Figura 4 puede representar un grupo de tres conductores, como se ilustra antes en las Figuras 2 y 3.

En general, un sistema de red local es un sistema de red que se implementa para una carga de usuario sencilla, como por ejemplo una construcción comercial sencilla. Una red local puede ser imaginada como un sistema de red de rejilla aplicada en una escala más pequeña, donde un sistema de red de tipo rejilla es aquella red desarrollada para suministrar energía a áreas urbanas densamente cargadas en una forma extremadamente flexible y confiable. Los sistemas de red, local y de rejilla, incluyen múltiples unidades de red para transformar energía de un proveedor primario a una carga secundaria. Así, una unidad de red típicamente se conecta en un lado de entrada a un cable primario (por ejemplo, un cable de una compañía de suministro de energía) , y en un lado de salida se conecta a un cable secundario (por ejemplo, un cable que proporciona servicio a un usuario) . Internamente, la unidad de red puede contener un dispositivo de conmutación primario (para determinar si la energía se transmite desde el cable primario) , un transformador de red y diversos elementos de protección eléctricos, como por ejemplo interruptores automáticos y f sibles. Más adelante se proporciona una descripción más detallada con respecto a las unidades de red del sistema de red local. Sin embargo, también se pueden aplicar explicaciones similares para las unidades de red del sistema de red de rejilla. En la Figura 4, el sistema de red local incluye unidades de red locales (spot network unit o SNÜ) (402), (404) y (406). En las SNÜ (402), (404) y (406), respectivamente, las bobinas (408), (410) y (412) se asocian con una unidad primaria o lado de entrada de cada SNÜ. Las bobinas (408), (410) y (412) se conectan a los relevadores (414), (416) y (418). Los relevadores (414), (416) y (418) se conectan además a las bobinas (420), (422) y (424), las cuales están asociadas con un lado secundario o de salida de cada SNÜ. Asi, según se describe antes con respecto al sistema de protección eléctrico (100) de la Figura 1, cada agrupamiento de dos o más bobinas y un relevador sirve para proporcionar información de mantenimiento y/o de protección. Tomando la SNU (402) como ejemplo, las bobinas (408) y (420) actúan como detectores de corriente que proporcionan mediciones de corriente al relevador (414) , el cual puede ser un relevador multifunción, diferencial que tenga múltiples entradas de corriente y voltaje. El relevador (414) compara las mediciones de corriente de cada una de las bobinas (408) y (420) para determinar si, por ejemplo, existe una falla de corriente en algún lugar a lo largo de la trayectoria de corriente entre la bobina (408) y la bobina (420) . La falla de corriente puede estar asociada con cualquier componente eléctrico asociado con la SNU (402) y ubicado entre las bobinas (408) y (420), se puede decir que cualquiera de los componentes eléctricos ubicados entre las bobinas (408) y (420) está dentro de una "zona de protección"' de las bobinas (408) y (420) y el relevador (414). Las bobinas (408) y (420), asi como también cualquiera de las diversas bobinas aquí descritas, pueden ser bobinas de Rogowski. Cada una de las SNU (402), (404) y (406) contiene, respectivamente, interruptores automáticos primarios (426) , (428) y (430) , los cuales son capaces de interrumpir la energía suministrada a los transformadores de red (432), (434) y (436) de las SNU. Los transformadores de red (432), (434) y (436) de las SNU (402), (404) y (406) sirven para "bajar" un voltaje primario en un lado de entrada o primario de cada transformador (432), (434) y (436) a un voltaje secundario más bajo en un lado de salida o secundario, y simultáneamente sirve para "subir" una corriente primaria a una corriente secundaria más alta. Un primer grupo de transformadores de voltaje (438), (440) y (442) detectan un voltaje en el lado secundario de los transformadores (432), (434) y (436) en una entrada de interruptores automáticos secundarios (444), (446) y (448). Un segundo grupo de transformadores de voltaje (450), (452) y (454) similarmente detectan un voltaje en una salida de los interruptores automáticos secundarios (444), (446) y (448). Los dos grupos de transformadores de voltaje se conectan a los relevadores (414), (416) y (418), y sirven para, por ejemplo, bajar los voltajes primario / secundario a niveles que son aceptables para los relevadores (414) , (416) y (418) . Cada uno de estos trasformadores sirve para suministrar un voltaje asociado con una corriente medida a los relevadores respectivos del transformador, donde cada uno de los voltajes puede ser necesario para, por ejemplo, calcular la magnitud y/o dirección de una señal de energía deseada. Además, los voltajes medidos se pueden usar para suministrar una señal de temporización a uno o más relevadores para coordinar las mediciones de corriente, según se describe en más detalle más adelante. Por ejemplo, los interruptores secundarios (444), (446) y (448) pueden ser interruptores automáticos de aire, de bajo voltaje, y los relevadores (414), (416) y (418) pueden actuar como relevadores de energía inversos (los cuales detectan flujo inverso de corriente en las SNU) y/o relevadores de fase (los cuales supervisan el cerrado de los interruptores automáticos secundarios (444) , (446) y (448) comparando los ángulos de fase entre un par de voltajes predeterminados) . Los fusibles (456), (458) y (460) sirven como una protección eventual adicional para las SNU (402), (404) y (406) . Adicionalmente, todas las SNU (402), (404) y (406) se conectan juntas por medio de un bus colector (462). El bus (462), entre otras funciones, proporciona redundancia en el sistema de red local (400) permitiendo que se transfiera energía de una SNU trabajando a una salida de una SNU que no trabaja. Los fusibles (464), (466) y (468) proporcionan un nivel de protección final en una salida de las SNU (402), (404) y (406). Los fusibles (464), (466) y (468) se pueden usar, por ejemplo, para eliminar fallas sostenidas de alta corriente en el bus (462) (bajo voltaje), dentro del tablero de distribución del usuario (no mostrado) o en una interconexión del bus (462) con el tablero de distribución del usuario. En el sistema de red local (400), la detección y eliminación de fallas puede o no ser selectiva. Esto es, el sistema de red local (400) puede responder a la detección de una falla en cualquier punto dentro del sistema (400) ya sea desconectando todas las SNU (402) , (404) y (406) o desconectando solo la SNU en la que se detectó la falla. Como un ejemplo de detección y eliminación no selectiva de una falla, para una falla en una zona de protección entre los tres pares de bobinas, uno de los relevadores (414), (416) y (418) puede detectar las fallas y activar uno de los interruptores automáticos primarios correspondiente, (426), (428) y (430) (y/o uno de los interruptores automáticos secundarios (444), (446) y (448)), usando una conexión correspondiente (470), (472) ó (474) con el interruptor automático. Los relevadores (414), (416) y (418) se pueden comunicar entre si para implementar la eliminación no selectiva de la falla a través de un enlace de comunicación como una red (476) . La eliminación de falla no selectiva es segura, fácil de implementar y económica. Sin embargo, esta implementación también puede causar más interrupciones del servicio de las que son necesarias. Como un ejemplo de una detección y eliminación selectiva de falla, el relevador (414) puede detectar una falla dentro de la SNU (402) , y puede responder activando el interruptor automático primario (426) y/o el interruptor automático (444) secundario. En este ejemplo, el relevador (414) inmediatamente les notifica a las SNU (404) y (406), a través de la red (476) , que el relevador (414) ha detectado una falla. Las SNU (404) y (406) continúan su operación normal por algún periodo de tiempo predeterminado, durante el cual esperan la confirmación de que se han activado el interruptor automático primario (426) y/o · el interruptor automático secundario (444). Si se recibe la confirmación, entonces las SNU (404) y (406) continúan su operación normal, y el bus (462) se puede usar para enrutar energía desde una o más de las SNU (404) y (406) trabajando a una salida de la SNU (402) que no está trabajando. Si la confirmación no se recibe, los relevadores (416) y (418) activan sus respectivos interruptores automáticos (428) y (446) y/o (430) y (448) . La implementación de eliminación selectiva de falla puede requerir, por ejemplo, esfuerzos adicionales al conectar y programar los relevadores (414), (416) y (418) cuando se compara con la implementación no selectiva antes descrita. Sin embargo, la implementación de eliminación selectiva de falla ayuda a minimizar el número de cortes de energía experimentados por un usuario del sistema de red local (400) . La Figura 5 es un diagrama de circuito de un segundo sistema de protección de red local (500) . El sistema de red local (500) incluye las SNU (502), (504) y (506), las cuales son similares a las SNU (402), (404) y (406) de la Figura 4. Las SNU (502) -(506) difieren de las SNU (402) -(406) en que las SNU (502) -(506) contienen las bobinas adicionales (508), (510) y (512), respectivamente. Refiriéndose a la SNU (502), la bobina (508) se coloca con el interruptor automático secundario ( 444 ) y el fusible (456) en un lado, y el bus (462) en el otro lado. Esta configuración permite que la SNU (502) proporcione zonas de protección múltiples independientes. Específicamente, una primera zona de protección (514) incluye cualquiera de los conductores primarios ubicados en el lado de entrada primario del interruptor automático primario (426) . Una segunda zona de protección (516) abarca el transformador de energía de la red (432) , el interruptor automático secundario (444), y cualquier otro de los conductores que conducen a la bobina (508) . Finalmente, una tercera zona de protección (518) abarca el bus colector (462) , junto con cualquiera de los otros conductores que conducen a la bobina (420) . Se deberá de entender que las definiciones de las zonas de protección (514), (516) y (518) también se aplican a las SNU (504) y (506) . En el sistema de red local (500) , uno de los relevadores (414), (416) y (418) de este modo puede detectar una falla en una de las zonas de protección particular (514), (516) ó (518) lo que permite selectividad adicional en la detección y eliminación de fallas. Por ejemplo, para una falla en el transformador (432) , el relevador (414) puede detectar sobrecorrientes con base en las señales de las bobinas (408) y (508), así como también la energía inversa asociada a través de la SNU (502) (detectada a través de los transformadores de voltaje (438) y (450) . En consecuencia, el relevador (414) puede notificarle de inmediato a los relevadores (416) y (418) acerca de la detección de la falla, con lo que los relevadores (416) y (418) esperan la confirmación de la acción apropiada del relevador (414). Si el revelador (414) procede a tomar la acción apropiada, como por ejemplo, activar el interruptor automático primario (426) y/o el interruptor automático secundario (444) , entonces los relevadores (416) y (418) también serán notificados, y las SNÜ (504) y (506) continuarán con su operación normal. Sin embargo si, después de alguna cantidad predeterminada de tiempo, los relevadores (416) y (418) no reciben confirmación de que el relevador ha realizado la acción apropiada, entonces los relevadores (416) y (418) pueden activar sus interruptores automáticos asociados primarios (428) y (430) y/o sus interruptores automáticos secundarios (446) y (448). En esta forma, se pueden reducir las interrupciones del servicio y se puede proporcionar protección de respaldo. Un segundo ejemplo de eliminación selectiva de falla en el sistema de red local (500) puede involucrar una falla en la tercera zona de protección (518) , la cual incluye el bus (462) . En general, una falla asociada con el bus (462) puede ser detectada como cambios idénticos o casi idénticos en la corriente en cada uno de los relevadores (414), (416) y (418) ya que el bus (462) está asociado con todas las SNU (502), (504) y (506). Por ejemplo, los relevadores (414), (416) y (418) pueden detectar un incremento repentino en las corrientes primarias, con base en las señales de las bobinas (408), (410) y (412) y las bobinas (508), (510) y (512). Al mismo tiempo, puede que no cambien significativamente las corrientes secundarias (lo que depende de la resistencia de la falla), detectadas por las bobinas (420), (422) y (424). Dado que los relevadores (414), (416) y (418) están en comunicación entre si a través de la red (476), cada uno de ellos reconoce la información anterior y por tanto pueden concluir que la falla está dentro de la tercera zona de protección (518) y, en consecuencia, activan a todos los interruptores automáticos primarios (426) , (428) y (430) . Un tercer ejemplo de la eliminación selectiva de fallas en el sistema de red local (500) puede incluir una falla en la primera zona de protección (514) . En este caso, las fallas pueden ser detectadas como se describe anteriormente con respecto a la Figura 4. La Figura 6 es un diagrama de circuito de un tercer sistema de protección de red local (600). El sistema de red local (600) incluye las SNU (602), (604) y (606), las cuales son similares a las SNÜ (402), (404) y (406) de la Figura 4 y las SNÜ (502), (504) y (506) de las Figura 5. Las SNU (602), (604) y (606) difieren de las SNÜ descritas previamente en que se reemplazan los interruptores automáticos primarios (426), (428) y (430) con los interruptores rápidos a tierra (608), y (610). Los interruptores rápidos a tierra (608), (610) y (612), que se incluyen dentro de una zona de protección (614), se diseñan para cerrarse con la ocurrencia de una falla de baja corriente. En este caso, la corriente de falla se incrementará, lo que obliga a un interruptor automático ubicado en una subestación de energía asociada (no mostrada) a interrumpir la corriente. Existen otras técnicas para activar el interruptor automático de subestación, como por ejemplo, una comunicación directa a la subestación en donde se ha detectado la falla (usando, por ejemplo, un sistema de comunicación de Red Área Extensa (wide área network o WAW) . a Figura 7 es un diagrama de circuito de un cuarto sistema de protección de red local 700. El sistema de red local 700 incluye las SNÜ (702), (704) y (706), las cuales son similares a las SNU (402), (404) y (406) de la Figura 4. Las SNU (702), (704) y (706) adicionalmente proporcionan protección principal y de respaldo, usando un número mayor de conexiones adicionales (ilustrada con línea más oscura en la Figura 7) que las ilustradas en la Figura 4. Más específicamente, en el sistema de red local (700), cada una de las SNU (702), (704) y (706) tiene la capacidad de monitorear y afectar al menos otra SNU dentro del sistema (700). Así, en la SNU (702) una conexión (708) le proporciona el relevador (414) información acerca de una corriente primaria en la SNU (704) ( a través de la bobina (410), mientras que una conexión (710) le proporciona al relevador (414) información acerca de una corriente secundaria en la SNU (704) (a través de la bobina (422)). Una conexión de control (712) le proporciona al relevador (414) la capacidad de activar uno o ambos interruptores automáticos (428) y (446) dentro de las SNU (704). De forma similar, en la SNU (704), una conexión (714) le proporciona al relevador (416) información acerca de una corriente primaria la SNU (706), mientras que una conexión (716) le proporciona al relevador (416) información acerca de una corriente secundaria en la SNU (706) . Una conexión de control (718) le proporciona al relevador (416) la capacidad de activar uno o ambos interruptores automáticos (430) y (448) dentro de la SNU (706) . Finalmente, en la SNU (706), una conexión (720) le proporciona al relevador (418) información acerca de una corriente primaria en la SNU (702), mientras que una conexión (722) le proporciona al relevador (418) información acerca de una corriente secundaria en la SNÜ (702) . Una conexión de control (724) le proporciona al relevador (418) la capacidad de activar uno o ambos interruptores automáticos (426) y (444) dentro de la SNU (702) . Entonces en el sistema (700) , los relevadores (414), (416) y (418) proporcionan protección de respaldo "rápida" al recibir señales directas de dos o más de las bobinas (408), (410), (412), (420), (422) y (424). Por ejemplo, el relevador (414) puede determinar, a través de las conexiones (708) y (710), que hay una corriente de falla dentro de las SNU (704) . El relevador (414) entonces puede esperar alguna cantidad de tiempo predeterminada para permitirle al relevador (416) eliminar la falla. Si el relevador (416) no detecta y/o elimina la falla dentro de la cantidad de tiempo predeterminada, el relevador (414) puede activar directamente los interruptores automáticos (428) y/o (446) de la SNU (704) usando la conexión de control (712) . Además, aún cuando no exista una falla, un relevador que se vuelva inoperable será detectado (o será notificado) por medio de los relevadores restantes. Por ejemplo, el relevador (418) puede volverse inoperable o ser removido para mantenimiento, por lo que se le puede notificar al relevador (416) (o de alguna forma hacer de su conocimiento) que deberá de asumir la responsabilidad de medir corrientes a través de la SNÜ (706) , a través de las conexiones (714) y (716) . Si es necesario, el relevador (416) puede, ai detectar una falla, activar los interruptores automáticos (430) y (448) de la SNU (706) usando la conexión de control (718) . En la implementación de la Figura 7, y en las implementaciones relacionadas, puede proporcionarse muy rápidamente la protección de respaldo rápida, sin impactar una velocidad total de eliminación de falla o un área de una zona de protección dada. Aunque antes se han descrito implementaciones especificas con respecto a las Figuras 1-7, también se pueden implementar variaciones en, o combinaciones de estas implementaciones. Por ejemplo, en la implementación del sistema de red local (700) de la Figura 7, se pueden usar nueve bobinas para proporcionar un mayor número de zonas de protección (de forma similar a la implementación del sistema de red local (500) de la Figura 5) , más que las seis bobinas ilustradas en la Figura 7. Como otro ejemplo, se puede incorporar una "etiqueta de linea viva" en una linea de suministro de energía elevada para activar de forma instantánea los relevadores (414) , (416) y (418) cuando empiezan a trabajar cuadrillas de linea en una pieza de un equipo de red. Se pueden usar otros elementos diversos junto con las implementaciones descritas. Por ejemplo, se puede usar un detector de calor, un detector de luz ultravioleta o un relevador de presión repentina (SPR, por sus siglas en inglés) en un transformador para proporcionar protección adicional o (en algunos casos) alternativa a diversos elementos de circuito dentro de los sistemas de red local. Aunque las implementaciones antes descritas se relacionan principalmente con sistemas de red local, se pueden utilizar técnicas similares en sistemas de red de rejilla, asi como también en muchos otros tipos de sistemas. Por ejemplo, en sistemas de red de rejilla, se pueden alambras diversas bobinas en un número de salidas de rejilla correspondiente a un solo relevador que compare el total de las diversas corrientes de salida con una corriente de entrada de la red de rejilla. Adicionalmente, aunque las implementaciones de las Figuras 4-7 se enfocan en los sistemas que tienen tres unidades de red, otras implementaciones pueden tener menos o más unidades de red, con números correspondientes de bobinas y/o relevadores. Como se describe antes, se pueden usar bobinas de Rogowski como las bobinas detectoras de corriente de las Figuras 4-7. Las bobinas de Rogowski son muy sensibles aún a cambios de corriente de bajo nivel, y asi son capaces de, por ejemplo, detectar y eliminar fallas de corrientes sostenidas de arqueo. En general esas fallas de corriente son en una fracción pequeña de la máxima corriente de falla disponible, y no mucho más alta que las corrientes de carga mismas . La capacidad para detectar pequeños cambios de corriente significa que se pueden establecer niveles de detección relativamente bajos, con lo que se reduce el esfuerzo en (o el daño de) equipo y se aceleran los tiempos de respuesta a falla, sin sacrificar conflabilidad. Además se reduce el riesgo de propagación de fuego, y se pueden proporcionar tiempos de respuesta más rápidos (incluyendo un restablecimiento más rápido del servicio) . Las bobinas de Rogowski se pueden diseñar para que no se saturen y por tanto puedan ser capaces de manejar corrientes grandes y evitar activaciones falsas de los interruptores automáticos que puedan ser causadas por fallas fuera de la unidad de red (por ejemplo, fallas dentro del equipo del usuario) . Adicionalmente, en general las bobinas de Rogowski son inmunes a campos magnéticos externos y por tanto evitan cualquier efecto de esos campos en las mediciones de corriente. Además, las bobinas de Rogowski son relativamente económicas y es posible que no requieran espacio o alambrado substancial. Finalmente, las bobinas de Rogowski se instalan fácilmente, por ejemplo, al colocar el conductor relevante a través de las bobinas ( o colocando las bobinas alrededor del conductor) . En ambos sistemas de red local y de rejilla, la conflabilidad del servicio es un objetivo primario de diseño. Como resultado, el mantenimiento de esos sistemas puede ser difícil, ya que pueden no notar componentes que fallen hasta que uno o más de sus componentes de respaldo también falle. En las implementaciones descritas, sin embargo, se puede proporcionar la información acerca de la magnitud y de la ubicación de una falla usando zonas de protección predefinidas. Asi, las fallas se pueden localizar y corregir antes de que se agote una redundancia del sistema relevante. Como se muestra antes, las técnicas de detección de fallas de las diversas implementaciones se pueden aplicar en un lado primario y/o en un lado secundario de una unidad de red, para proporcionar protección principal y de respaldo localmente y sobre un sistema de comunicación. La protección puede ser selectiva o no selectiva con grados variables, dependiendo de las necesidades de un usuario particular. La Figura 8 es un diagrama de circuito de un sistema de protección de subestación (800) . En la Figura 8, un alimentador de entrada o primario (802) proporciona energía sobre un bus (804) a alimentadores secundarios o de salida (806), (808), (810) y (812). Un relevador primario (814) recibe información actual acerca de corrientes en el alimentador de entrada (802) a través de una bobina (816) y una bobina (818). Usando la información actual de las bobinas (816) y (818), el relevador primario (814) proporciona protección principal para un transformador de energía (820) . Específicamente, como se describe antes, el relevador primario (814) puede ser un relevador diferencial multifunción que tenga múltiples entradas de corriente y voltaje y pueda comparar la información actual de las bobinas (816) y (818) para discernir una diferencia inaceptable entre las mismas. Al detectar esa diferencial, el relevador primario (814) activa un interruptor automático (822) para interrumpir la corriente que llega al alimentador de entrada (802) . Mientras el relevador primario (814) está conectado al interruptor automático (822) (como se muestra antes en las Figuras 4-7) , esta conexión no se muestra en la Figura 8 para mayor claridad. Un primer relevador de alimentador (824) se conecta directamente a una bobina (826) asociado con el primer alimentador (806) y a otra bobina (828) que está asociada con el segundo alimentador (808). De la bobina (826), el primer relevador de alimentador (824) obtiene información relacionada con una corriente en el primer alimentador (806) . Comparando la corriente con una corriente máxima permisible predeterminada, el primer relevador de alimentador (824) proporciona protección principal para el primer alimentador (806) en la forma de detección de sobrecorriente. Cuando el primer relevador de alimentador (824) determina que existe una falla, el relevador (824) activa un interruptor automático (830) para interrumpir la energía hacia el primer alimentador (806) . De forma similar, un segundo relevador de alimentador (832) proporciona protección principal para el segundo alimentador (808). Esto es, el segundo relevador de alimentador (832) detecta cualquier sobrecorriente en el segundo alimentador (808) por medio de la bobina (828) y elimina la falla al activar un interruptor automático (834). Más aún, usando la conexión directa a la bobina (828), el primer relevador de alimentador (824) proporciona protección de respaldo de detección de sobrecorriente para el segundo alimentador (808) . Específicamente, el primer relevador de alimentador (824) monitorea la información de la bobina (828) y, al determinar que el segundo relevador de alimentador (832) no opera, activa el interruptor automático (824) cuando detecta una falla en el segundo alimentador (808).

El primer relevador de alimentador (824) puede determinar que el segundo relevador de alimentador (832) no opera, por ejemplo, detectando que una falla en el segundo alimentador (808) no ha sido eliminada después de alguna cantidad de tiempo predeterminada. De forma alternativa, el segundo relevador de alimentador (832) puede enviar una señal en la detección de su propio mal funcionamiento o una tercera parte (por ejemplo, una persona de reparación) puede notificarle al primer relevador de alimentador (824) acerca del mal funcionamiento del segundo relevador de alimentador (832) . Como un ejemplo final, el primer relevador de alimentador (824) puede transmitir de forma periódica solicitudes de estado al segundo relevador de alimentador (832), y puede asumir mal funcionamiento cuando no se reciba una respuesta. Las técnicas para permitir estas y otras comunicaciones entre los relevadores (824) y (832) (y otros relevadores dentro del sistema (800)) se describen en más detalle más adelante. Análogamente, un tercer relevador de alimentador (836) proporciona protección de sobrecorrxente primaria al tercer alimentador (810) usando una conexión a una bobina (838) para determinar si se activa un interruptor automático (840). El segundo relevador de alimentador (832) se conecta directamente a la bobina (838) y al interruptor automático (840), y asi se proporciona protección de respaldo rápida para el tercer relevador de alimentador (836) . Un cuarto relevador de alimentador (842) proporciona protección primaria al cuarto alimentador (812) usando una conexión a una bobina (844) para determinar si se activa un interruptor automático (846) . El tercer relevador de alimentador (836) se conecta directamente a la bobina (844) y al interruptor automático (846), y así se proporciona protección de respaldo rápida al cuarto relevador de alimentador (842) . También, el cuarto relevador de alimentador (842) se conecta directamente a la bobina (826) y al interruptor automático (830), y así se proporciona protección de respaldo rápida para el primer relevador de alimentador (824) . En resumen, el primer relevador de alimentador (824) proporciona protección principal para el primer alimentador (806) y protección de respaldo para el segundo alimentador (808). El segundo relevador de alimentador (832) proporcionar protección principal para el segundo alimentador (808) y protección de respaldo para el tercer alimentador (810). El tercer relevador de alimentador (836) proporciona protección principal para el tercer alimentador (810) y protección de respaldo para el cuarto alimentador (812) , Finalmente, el cuarto relevador de alimentador (842) proporciona protección principal para el cuarto alimentador (812) y protección de respaldo para el primer alimentador (806) . Así los relevadores (824), (832), (836) y (842) actúan en sus capacidades como respaldos rápidos, reducen un tiempo durante el cual fluye corriente de falla sobre un alimentador mal funcionando y, de este modo reduce el esfuerzo de los componentes del sistema (respecto a los sistemas convencionales) . Además de las protecciones principales y de respaldo rápido descritas, los alimentadores (806), (808), (810) y (812) se conectan por medio de conexiones (848) con un conmutador o central de comunicaciones (850), el cual a su vez se conecta por medio de una conexión (852) al relevador primario (814) . Usando información intercambiada a través de la central de comunicaciones (850) , el relevador primario (814) proporciona protección diferencial principal para el bus (804), así como también protección contra sobrecorriente de respaldo rápido para todos los alimentadores (824), (832), (836) y (842). Al proporcionar protección diferencial principal para el bus (804), el relevador primario (814) recibe información acerca de una corriente que fluye en el primer alimentador (806) con base en las mediciones tomadas por la bobina (826) y se transmite a través del primer relevador de alimentador (824), las conexiones (848), la central de comunicaciones (850) y la conexión (852) . El relevador primario (814) recibe similarmente información acerca de las corrientes que fluyen en cada uno de los alimentadores restantes (832), (836) y (842). Entonces, actuando en un modo diferencial de operación, el relevador primario (814) compara, por ejemplo, una suma de las corrientes en los cuatro alimentadores (806), (808), (810) y (812) con una corriente que fluye en el bus (804) (detectada por la bobina (818), la cual se conecta directamente con el relevador primario (814)). Con base en esta comparación, el relevador primario (814) determina si existe una falla que esté asociada con el bus (804) . Por ejemplo, el relevador primario (814) puede determinar que ha ocurrido una reducción simultánea de corriente en cada uno de los cuatro alimentadores (806), (808), (810) y (812) y como resultado, puede determinar que existe una falla en el bus (804) . En esos casos, el relevador (814) puede activar un interruptor automático (854) para interrumpir la energía al bus (804) . Aunque la central de comunicaciones (850) puede comunicar información entre los diversos relevadores muy rápidamente, no obstante puede haber alguna cantidad de retardo en la transmisión de las diversas señales. Cuando se comparan señales de corriente de cada uno de los alimentadores (806), (808), (810) y (812) con una señal de corriente del alimentador primario (802), asi el relevador primario (814) puede requerir información de temporización respecto a las señales de corriente para tomar en cuenta este retardo (asi como también otros retardos que puedan ocurrir) y hacer una comparación significante de las señales de corriente. La información de temporización se puede obtener de diversas fuentes. Por ejemplo, se puede establecer una red externa de sincronización para proporcionar esa información de temporización. Como otro ejemplo, los relevadores (824), (832), (836) y (842) pueden marcar el tiempo en sus respectivas mediciones de corriente antes de transmitir las mediciones. La información de temporización (por ejemplo, para marcar el tiempo) puede ser respecto a una señal de voltaje obtenida de un transformador de voltaje (856) , y compartirlo entre los diversos relevadores usando una conexión (858). Igualmente, se puede usar un transformador de voltaje (860) como una fuente alternativa o de respaldo de información de temporización usando la conexión (862) . Por supuesto, los transformadores de voltaje (856) y (860) se pueden utilizar para otros propósitos, como detectar una magnitud y/o dirección de una señal de energía particular, según se describe antes con respecto a la Figura 4. Cuando se proporciona protección de respaldo rápida contra sobrecorriente a cada uno de los alimentadores (806), (808), (810) y (812), el relevador primario (814) determina que uno o más de los relevadores (824), (832), (836) ó (842) no opera en algún grado. El relevador primario (814) entonces asume la responsabilidad de la detección de sobrecorriente del relevador que no opera, usando las mediciones tomadas por la bobina relevante y transmitidas al relevador primario (814) a través de, por ejemplo, el relevador que no opera (o del relevador de respaldo del relevador que no opera) y la central de comunicaciones (850) . Resumiendo muchas de las operaciones antes descritas del sistema de protección eléctrico (800) de la Figura 8, el relevador primario (814) proporciona protección diferencial principal para el transformador de energía (820) (usando las bobinas (816) y (818)), la protección diferencial principal para el bus (804) (usando la bobina (818) y las bobinas de alimentador (826), (828), (838) y (844)) y la protección de respaldo secundaria para cada uno de los alimentadores (806), (808), (810) y (812) (usando conexiones directas entre cada relevador de alimentador y al menos otra bobina de alimentador) . En las diversas comunicaciones usadas con estas técnicas de protección, la central de comunicaciones (850) (y las conexiones asociadas (848) y (852) ) se puede usar para permitir, por ejemplo, comunicaciones digitales centralizadas. Adicional o alternativamente, los diversos relevadores se pueden comunicar entre si (y con otros elementos de circuito) usando, por ejemplo, comunicaciones punto a punto analógicas o digitales sobre las conexiones (858) y/o (862). Además, las diversas conexiones, incluyendo las conexiones (848), (852), (856) y (862), se pueden utilizar como conexiones de respaldo de respaldo mutuo . En la Figura 8, y referida como antes, se deberá de entender que los diversos esquemas de protección pueden requerir que los diversos relevadores se conecten a uno o más de los diversos interruptores automáticos en una forma similar a la ilustrada en las Figura 4-7. Sin embargo, para mayor claridad, no se ilustran estas conexiones en la Figura 8. Como se describe aquí, se pueden usar las bobinas de Rogowski en el lugar de las diversas bobinas descritas con respecto a la Figura 8, el uso de las bobinas de Rogowski puede proporcionar varias ventajas. Por ejemplo, aunque se pueden usar bobinas de Rogowski múltiples en el lugar de cualquiera de las bobinas mostradas en la Figura 8, según se necesite, la capacidad de una bobina de Rogowski particular para evitar la saturación puede permitirle a una bobina de Rogowski sencilla proporcionar mediciones de corriente en virtualmente todos los niveles de corriente requeridos. Además, una bobina de Rogowski puede suministrar suficiente energía a su(s) relevador (es) asociado (s) para reducir o eliminar la necesidad de fuentes de energía para el relevador separadas. Estas y otras ventajas de utilizar las bobinas de Rogowski en las técnicas de protección aquí descritas, como las antes descritas con respecto a las Figuras 4-7, se aplican a la descripción anterior de la Figura 8, así como también a la siguiente descripción de las Figuras 9-25. En la Figura 8, el relevador primario (814) proporciona protección principal del transformador (820) y protección principal del bus (804) . En la Figura 8, estas protecciones son independientes una de la otra. Por ejemplo, si la bobina (816) fallara (lo que elimina la protección del transformador (820)), el relevador primario (814) todavía es capaz de proporcionar protección primaria para el bus (804) (usando la bobina (818), según se describe antes) . La Figura 9 es un diagrama de circuito de un sistema de protección de una subestación (900) . En la Figura 9, la bobina (818) no se usa. Como resultado, aunque el relevador primario (814) proporciona protección primaria para el transformador (820) y el bus (804) , estas protecciones ya no son independientes una de la otra. Esto es, el relevador (814) depende de la bobina (816) para proporcionar toda la información acerca de la corriente que está "corriente arriba" del bus (804) . Si el relevador (816) se volviera inoperable, entonces seria afectada la protección para el transformador (820) y para el bus (804) . Aunque esta implementación resulta en una pérdida de redundancia para proteger al bus (804), también requiere una bobina menos y por tanto puede ser más económica y más fácil de instalar y configurar que el sistema de protección (800) de la Figura 8. El sistema de protección (900) de la Figura 9 incluye además otras variaciones del sistema de protección (800) de la Figura 8. Por ejemplo, en el sistema de protección (900) , el relevador primario (814) proporciona protección de respaldo rápida para el primer alimentador (806) . Esta función se realiza por medio de una conexión (902) entre la bobina (826) y el relevador primario (814), y releva al cuarto relevador de alimentador (842) de realizar el respaldo rápido para el primer alimentador (806) (como se ilustra en la Figura 8) . Adicionalmente, una conexión (904) incluida en el sistema de protección (900) conecta al cuarto relevador de alimentador (842) con la bobina (816) y con el relevador primario (814). Esta conexión se puede usar por ejemplo, para permitirle al cuarto relevador de alimentador (842) actuar como un respaldo rápido para el relevador primario (814), ayudando así a compensar la pérdida de redundancia causada por la eliminación de la bobina (818). Finalmente, se conecta una central de comunicaciones secundaria (906) a los relevadores de alimentador a través de la conexión (908), y se conecta al relevador primario (814) a través de una conexión (910) . La central de comunicaciones secundaria (906) puede servir como un respaldo para la central de comunicaciones (850) . En el sistema de protección (900) entonces, la protección diferencial principal del transformador de energía (820) y del bus (804) es realizado por el relevador primario (814) (usando la bobina (816) y las bobinas de alimentador (826), (828), (838), (844)). La protección de respaldo rápida para los alimentadores (808), (810) y (812) se realiza como se describe antes con respecto a la Figura 8, y la protección de respaldo rápida del alimentador (806) es realizada por el relevador primario (814) (usando la conexión (902) para la bobina (826) . Además, el relevador primario (814) proporciona protección de respaldo para los cuatro alimentadores (806), (808), (810) y (812) con base en las señales transmitidas por medio de las centrales de comunicaciones (850) y/o (906). La Figura 10 es un diagrama de circuito de un sistema de protección de subestación (1000) que incluye un relevador (1002) conectado a una bobina (1004) (ubicada entre el transformador (820) y el interruptor automático (854). Además, el relevador (1002) se conecta a una bobina (1006) que está instalada en un devanado neutral del transformador (820) . El relevador (1002) también se conecta con la bobina (816), las conexiones (858) y (862) y las centrales de comunicaciones (850) y (906) . En el sistema de protección (1000) , como en el sistema de protección (900) de la Figura 9, el relevador primario (814) proporciona la protección diferencial principal del transformador (820) (usando la bobina (816) y las bobinas de alimentador (826), (828), (838) y (844)) y la protección de respaldo rápida para el primer alimentador (806) (usando la conexión (902) a la bobina (826)). Otras conexiones en común con el sistema de protección (900) también actúan en la forma antes descrita. El relevador (1002) proporciona la protección diferencial principal para el bus (804) usando una salida de la bobina (1004) junto con las salidas de las bobinas de alimentador (826), (828), (838) y (844). Se deberá de entender que esta protección es independiente de la protección diferencial principal proporcionada al transformador (820) por el relevador primario (814) . También, el relevador (1002) proporciona protección restringida principal de falla a tierra para el transformado usando la bobina (1006) . Adicionalmente, el relevador (1002) proporciona protección diferencial de respaldo rápida para el transformador de energía (820) . También se pueden implementar muchas variaciones en los sistemas de las Figuras 8-10. Por ejemplo, en el sistema de protección (1000), el relevador primario (814) se puede conectar a la bobina (1004) con el fin de que se pueda usar el relevador primario (814) para proporcionar la protección diferencial de respaldo rápida para el bus (804) . También, las conexiones (902) y (904) se pueden quitar en el sistema de protección (1000) , y la protección de respaldo rápida para los cuatro alimentadores (806), (808), (810) y (812) puede ser proporcionada en la forma descrita con respecto al sistema de protección (800) . La Figura 11 es un diagrama de circuito de un sistema de protección eléctrico (1100) en el que los diversos relevadores se conectan a través de convertidores analógico a digital (A/D) (cada uno de los cuales convierte las señales de salida de las bobinas a señales digitales en las ubicaciones de las bobinas) a la central de comunicaciones (850) . Específicamente, la central (850) recibe la salida de un convertidor A/D (1102) conectado a la bobina (816), un convertidor A/D (1104) conectado a la bobina (826) , un convertidor A/D (1106) conectado a la bobina (828), un convertidor A/D (1108) conectado a la bobina (838) y un convertidor A/D (1110) conectado a la bobina (844). Las salidas de los convertidores A/D (1104), (1106), (1108) y (1110) se congregan en una central de comunicaciones (1112), que se conecta a la central de comunicaciones (850) . En la Figura 11 entonces, todas las señales de corriente de las diversas bobinas se distribuyen entre los relevadores a través de las centrales de comunicaciones (850) y (1112) . Como en las Figuras 8-10, los diversos relevadores permanecen conectados entre si a través de las conexiones (858) y (862), y los transformadores de voltaje (856) y (860) también se conectan a los relevadores a través de las conexiones (858) y (862) . Asi, algunas de las funciones de las implementaciones de las Figuras 8-10 se pueden realizar en el sistema de protección (1100). Por ejemplo, los diversos relevadores se pueden comunicar entre si usando las conexiones (858) y/o (868) y pueden obtener información de sincronización y temporización de los transformadores (856) y/o (860) . En la Figura 11, las señales de corriente de las diversas bobinas están disponibles para todos los relevadores, a través de las centrales de comunicaciones (850) y (1112). Además, las señales de voltajes asociados también están disponibles para los diversos relevadores a través de las conexiones (858) y/o (862) . Como resultado, la protección de respaldo y principal para los componentes, incluyendo el transformador (820) , el bus (804) y los alimentadores (806), (808), (810) y (812) se pueden diseñar en diversas formas, incluyendo muchas de las técnicas antes descritas . Por ejemplo, el primer relevador de alimentador (824) puede servir como protección primaria para el primer alimentador (806) y como protección de respaldo para el segundo relevador de alimentador (832) (y para el segundo alimentador (808)), como en las Figuras 8-10. Como otro ejemplo, el relevador primario (814) se puede usar para proporcionar protección de respaldo al primer relevador de alimentador (824) (y para el primer alimentador (806)), como en las Figuras 9-10. También se pueden implementar otras técnicas de protección, no descritas aquí explícitamente. Por ejemplo, el tercer relevador de alimentador (826) se puede usar para proporcionar protección de respaldo para el primer relevador de alimentador (824) . De hecho, virtualmente uno o más de los diversos relevadores se pueden usar para proporcionar protección de respaldo para uno o más de los relevadores restantes. Al repartir todas las señales de corriente sobre un medio digital de comunicaciones, el sistema de protección (1100) puede tener mayor flexibilidad de diseño, comparado con los sistemas de protección de las Figuras 8-10. Además, la mayoría del diseño, implementación y mantenimiento del sistema de protección (1100) se puede implantar en software, por ejemplo, en una o en ambas centrales de comunicaciones (850) y (906), o en hardware de computadora separado (no mostrado) . La Figura 12 es un diagrama de circuito de un sistema de protección eléctrico (1200) . En la Figura 12, los convertidores A/D (1102), (1104), (1106), (1108) y (1110) se conectan a una conexión (1202), la cual a su vez se conecta a un recurso de cómputo (1204) . Adicionalmente, los transformadores de voltaje (856) y (860) se conectan a un convertidor A/D (1206) y a un convertidor (1208), respectivamente. Así, en la Figura 12, todas las señales de detección de corriente y voltaje se digitalizan y se reparten por medio de la conexión (1202) y el recurso de cómputo (1204) . En comparación con los sistemas de las Figuras 8-11, se deberá de notar que las conexiones (858) y (862) no están incluidas en el sistema de protección (1200) (aunque se podrían incluir como una técnica de comunicaciones de respaldo) . Distribuyendo todas las señales de detección de corriente y de voltaje en una ubicación central, se puede implementar un número aún mayor de diseños de protección principal y de respaldo en software de computadora que en el sistema de protección (1100) de la Figura 11. En la Figura 12, opuesto a las Figuras 8-11, se ilustran las conexiones directas entre los diversos relevadores y sus interruptores automáticos asociados. Sin embargo, aún los interruptores automáticos (822), (830), (834), (840) y (846) se podrían conectar a la conexión (1202), y con lo cual serían controlados por el recurso de cómputo (1204) . La Figura 13 es un diagrama de circuito de un primer sistema de protección de horno de arco eléctrico (1300) . En la Figura 13, una entrada primaria recibe energía en un conductor primario (1302) de por ejemplo, una instalación eléctrica. Un sistema de protección, como un interruptor automático (1304), se incluye en el sistema de protección de horno de arco eléctrico (EAF) (1300) , con el fin de interrumpir la energía al EAF al detectar una falla interrumpiendo una trayectoria de una primera corriente primaria IiP a lo largo del conductor primario (1302) . Una primera bobina (1306) entrega una primera corriente ??3, la cual se basa en la corriente primaria IiP, y entrega la primera corriente secundaria lis a un dispositivo de protección, como un relevador diferencial de tres fases, multifunción (1308) que tiene múltiples entradas de corriente y voltaje.

Un transformador (1310) reduce un voltaje asociado con la primera corriente primaria IiP, y aumenta, de forma correspondiente, la primera corriente primaria IiP en una segunda corriente primaria I2P. La segunda corriente primaria I2p es detectada por una segunda bobina (1312) como una segunda corriente secundaria I2S, la cual también entra en el relevador (1308) . La segunda corriente primaria I2P puede estar dentro del intervalo de, por ejemplo, 50ki-80kA o más . La segunda corriente primaria I2P fluye en un conductor (1314) hacia conductores enfriados por agua (1316), que a su vez se conectan a ramas conductoras (1318) . Las ramas de conducción (1318) se acoplan a un electrodo (1320) que es bajado a un horno (1322) que se cubre con una tapa (1324). En operación, típicamente el horno contiene, por ejemplo, fragmentos de acero u otro material ferroso. El electrodo (1320) se baja a un horno (1322) y se pasa una corriente a través del electrodo (1320) para formar un arco. El arco genera bastante calor para fundir los fragmentos de acero dentro del horno (1322), así que los fragmentos se transforman en diversos tipos de acero de calidad especial (esto es, aleaciones de acero) o aceros de calidad ordinaria (esto es, no aleaciones de acero) . Se pueden implementar variaciones de los elementos antes descritos, y elementos relacionados. Por ejemplo, se pueden usar transformadores múltiples en lugar del transformador sencillo (1310), con el fin de por ejemplo, reducir un voltaje inicial en pasos múltiples. En tal caso, un transformador de voltaje medio puede ser seguido por un transformador de horno de trabajo pesado. Como otro ejemplo, se puede usar un ensamble de bus de barra para proporcionar una conexión eléctrica entre los conductores enfriados por agua (1316) y los electrodos (1320) . Se pueden aplicar diferentes voltajes secundarios al electrodo (1320) , dependiendo por ejemplo del tipo de fragmentos de acero que se funden. Para variar el voltaje, se puede cambiar la posición de una derivación del transformador (1310) . Una posición de derivación actual en un tiempo dado se comunica al relevador (1308) por medio de una señal de derivación (1328) . El transformador (1310) y la segunda bobina (1312) se pueden meter dentro de una bóveda (1326) que se diseña para proporcionar un ambiente limpio y seguro. Juntos, la bóveda (1326) y sus elementos internos (los cuales también pueden incluir, por ejemplo, un ensamble de barra de bus, disipadores de sobrevoltaje y transformadores secundarios (esto es, transformadores de voltaje) que se pueden instalar en el lado primario del transformador (1310) para medición y control) , junto con la primera bobina (1306) , se incluyen dentro de una zona de protección (1330) dentro de la cual se pueden detectar fallas eléctricas por medio del relevador (1308) . En el sistema de protección EAF (1300) , se deberá de entender que el relevador (1308) opera en una forma similar a los diversos relevadores antes descritos. Por ejemplo, el relevador (1308) determina si las dos corrientes secundarias lis e l2s están dentro de algún diferencial predeterminado de una antera. En especifico, el relevador (1308) determina que Io=Iis-kl2s/ en donde lo generalmente es cero y la constante wk" representa un nivel de error en la diferencia que será aceptada antes de que el relevador (1308) determine que existe una falla dentro de la zona de protección (1330) . Aunque las fallas en el transformador de horno (1310) o asociadas de alguna otra forma con la bóveda (1326) a menudo su reparación requiere tiempo y no es económica, el interruptor automático (1304), por si mismo, a menudo solo es capaz de detectar falla que ocurren corriente arriba del transformador (1310) . Usando el relevador (1308) junto con las dos bobinas (1306) y (1312) (y/o con bobinas adicionales, como se describe más adelante con respecto a la Figura 17), también se pueden hacer protecciones para elementos que se coloquen en o corriente abajo del transformador (1310) . Usando bobinas Rogowski como las bobinas (1306) y (1312) , muchas o todas las ventajas de las bobinas de Rogowski que se describen antes se imparten al sistema de protección EAF, incluyendo instalación, uso y mantenimiento fácil y de bajo costo. Por ejemplo, las bobinas de Rogowski se pueden diseñar en un estilo de núcleo partido, asi que no es necesario desconectar los conductores durante la instalación. Las bobinas de Rogowski se pueden diseñar para ser inmunes a campos magnéticos externos, para evitar saturación, y para reaccionar a fallas de bajo nivel (con lo que se evita esfuerzo excesivo en los componentes relacionados) . Además, usando un relevador basado en microprocesador como el relevador (1308) , las señales de corriente detectadas en las bobinas (1306) y/o (1312) se pueden manipular en diversas formas. Por ejemplo, las señales de corriente digitales se pueden escalar fácilmente dentro del relevador (1308) usando multiplicadores con factores escalares diseñados para desarrollar una señal de relevador interna que acopla una magnitud de la corriente que siendo monitoreada. Como otro ejemplo, asi como la magnitud de la señal se puede escalar, un ángulo de fase asociado con una señal de corriente particular se puede cambiar según se necesite usando manipulación numérica en algoritmos asociados con el relevador (1308) . Como un ejemplo final, se puede implementar un algoritmo de restricción de harmónica en el relevador (1308) para evitar activaciones indeseables del interruptor automático (1304) en el caso de corrientes de irrupción de energizacion (esto es, corrientes que resultan cuando el transformador se energiza inicialmente) . Al usar el relevador basado en microprocesador (1308), se puede usar un recurso de cómputo, como por ejemplo, una computadora personal durante la operación del relevador (1308) para observar las cantidades de protección calculadas en tiempo real. Las observaciones en tiempo real pueden permitir que se hagan ajuste de calibración finos, aún después de la instalación, para lograr alta sensibilidad. También, como ya se mencionó, se puede cambiar una posición de derivación del transformador (1310) durante la operación con el propósito de variar el voltaje secundario desarrollado por el transformador (1310) . Durante esos cambios, las corrientes en el sistema (1300) temporalmente pueden alcanzar niveles que erróneamente pueden ser determinados como eventos de falla. Además, una vez que el cambio de posición de la derivación se ha hecho, las corrientes serán alteradas, requiriendo cambios correspondientes para, por ejemplo, el relevador (1308).

Los cambios de posición de derivación se pueden realizar en el sistema de protección EAF (1300) usando la señal de posición de derivación (1328) . Por ejemplo, la señal de posición de derivación (1328) se puede pasar al relevador (1308) a través de un controlador lógico programable {programmable logic controler o PLC) o a través de alguna otra técnica para comunicar la información de la posición de derivación al relevador (1308) . El relevador (1308) puede almacenar (o de alguna otra forma tener acceso a) una tabla de búsqueda de relaciones de devanados del transformador (1310) en las diversas posiciones de la derivación del transformador, y puede usar la tabla de búsqueda para corregir las señales de corriente recibidas de las bobinas (1306) y (1312) durante y después de los cambios de posición de la derivación. Como resultado, la combinación bobina/relevador cuenta para las diferentes relaciones de devanados del transformador (1310) y los ajustes de fijación del relevador (1308) se pueden realizar con una alta selectividad. En el sistema de protección EAF (1300), las bobinas de Rogowski pueden proporcionar exactitud en las mediciones de sus señales de corriente de salida. Por ejemplo, las bobinas de Rogowski se pueden diseñar para medir corrientes a una precisión mejor que 0.1%, con una precisión típica de 1-3% o mejor. Además, ya que típicamente no se saturan, las bobinas de Rogowski ofrecen un amplio margen de medición, como por ejemplo, de varios amps a varios cientos de miles de amps. Como resultado, esas bobinas se pueden usar para medir corrientes que tengan una componente de CD grande. También, las bobinas de Rogowski pueden operar sobre un amplio intervalo de frecuencia, como de aproximadamente 0.1 Hz a sobre 1 MHz. También, las bobinas de Rogowski se pueden diseñar para proporcionar una respuesta de frecuencia pasa banda de hasta aproximadamente 200 MHz o más. La Figura 14 ilustra una implementación del sistema de protección EAF (1300) de la Figura 13. En general, las bobinas (1306) y (1312) se pueden instalar en muy diversas ubicaciones. Por ejemplo, las bobinas (1306) y (1312) se pueden colocar en una pared de la bóveda (1326) en un punto donde el bus penetra la pared. En la Figura 14, las bobinas (1306) se colocan alrededor de los conductores (1302) , que se conectan a bujes (1402) (etiquetados hl-h3) y se monta en un tablero de distribución (1404) que es responsable de conmutar el transformador (1310) (ver la Figura 15 y su descripción asociada) . Las bobinas (1312) se conectan a terminales de bajo voltaje (1406) (etiquetadas X1-X6) . En la Figura 14, las bobinas (1306) se configuran en una forma similar a la ilustrada en las Figuras 2 y 3, con cada fase del (los) conductor (es) (1302) circundado (s) por uno separado de las bobinas (1306) . Las bobinas (1306) y (1312) se pueden personalizar para acomodar los conductores asociados con la bóveda (1326) en otras formas que las ilustradas en la Figura 14. La Figura 15 ilustra una configuración de los conductores (1302) y de las bobinas (1306), en donde las bobinas (1306) están integradas en la pared de la bóveda (1326) . La Figura 16 ilustra una bobina (1312) configurada con dos de los conductores (1314) contenidos dentro de una bobina sencilla (1312) . La Figura 17 ilustra un sistema de protección EAF (1700) que es similar al sistema (1300) de la Figura 13 pero incluye una tercera bobina (1702) asociada con rama(s) conductora (s) (1318) y conectada al relevador (1308). Como resultado, el sistema de protección EAF (1700) proporciona zonas de protección múltiples, redundantes y/o independientes para los diversos componentes EAF asociados. Por ejemplo, una primera zona de protección (1704) incluye todos los componentes entre la bobina (1306) y (1310) (esto es, el transformador (1310)). Una segunda zona de protección (1706) incluye todos los componentes colocados entre la bobina (1312) y la bobina (1702) (esto es, los conductores enfriados por agua (1316) ) . Finalmente, una tercera zona de protección (1708) incluye todos los componentes ubicados entre la bobina (1306) y la bobina (1702) . Similar a los diversos sistemas de protección antes descritos, el relevador (1308) puede implementar tres algoritmos distintos en donde cada uno corresponde a una de las zonas de protección (1704), (1706) y (1708). Como resultado, la zona de protección (1704) es independiente de un mal funcionamiento de la bobina (1702) , mientras que la zona de protección (1706) es independiente de un mal funcionamiento de la bobina (1306) . Finalmente, la zona de protección (1708) es independiente de un mal funcionamiento de la bobina (1312) . Además, el sistema de protección EAF (1700) permite que sea determinada una ubicación y una magnitud de una falla. También, con respecto a la zona de protección (1706) , no hay necesidad de información acerca de una posición de la derivación asociada con el transformador (1310) . Como resultado, el algoritmo de protección para la zona de protección (1706) se puede simplificar con respecto a un algoritmo correspondiente para la zona de protección (1704) y, como resultado, el relevador (1308) se puede ajustar más selectivamente. La Figura 18 es un diagrama de circuito de un primer circuito de prueba para probar un sistema de protección eléctrico. En la Figura 18, una fuente (1802) suministra energía a un transformador (1804) . En especifico, la fuente (1802) suministra una corriente que tiene un valor de por ejemplo, 2,500 A, la cual es aumentada por el transformador (1804) a una corriente que tiene un valor de, por ejemplo, 60 kA. Se usan una bobina (1806) y una bobina (1808) para detectar estas corrientes y están en comunicación con los canales 3 y 4 de un registrador de transitorios (1810), que puede estar asociado con, o ser parte de un relevador diferencial como aquellos antes descritos. Se inicia una falla (corto circuito) en el circuito de prueba (1800) usando un interruptor (1821), en donde las corrientes de falla pueden estar en el intervalo de por ejemplo, 1 kft -10 kA, y las bobinas (1806) y (1808) se prueban a través del intervalo de estas corrientes de falla. Una bobina (1814) mide corriente diferencial comparando con la salida de las bobinas (1806) y (1808) y se comunica con el canal 4 del registrador (1810) . Se conectan una bobina (1816) y una bobina (1818) a conductores externos (no mostrados) y se usan para medir los efectos de corrientes a través de estos conductores externos cuando conducen corrientes altas. Las salidas de las bobinas (1816) y (1818) se multiplican por un multiplicador (1820) y un multiplicador (1822) (por ejemplo, por lOOx) respectivamente, e ingresan en, respectivamente, los canales 2 y 7 del registrador (1810) . Se usa una resistencia en derivación (1824) para proteger contra cualquier corriente indeseable o insegura, y se conecta al canal 8 del registrador (1810) . Se conecta una resistencia (1826) a la fuente (1802) para limitar la corriente que entrega la fuente (1802), mientras que se conecta una resistencia (1828) al interruptor (1812) y se usa de forma similar. Finalmente, se usan un transformador de corriente (1830) y un transformador de corriente (1832) como detectores de corriente para producir mediciones de corriente contra los cuales se puedan comparar los resultados de las mediciones de las diversas bobinas. Los transformadores de corriente (1830) y (1832) se conectan a los canales 1 y 5 del registrador (1810) , respectivamente. En el circuito de prueba (1800) no se aplicó blindaje externo a las diversas bobinas, para una prueba más completa sujeta a condiciones de aplicación extremas (como podrían encontrarse en una EAF) . La Figura 19 es una gráfica de resultados de la prueba del circuito de prueba (1800) de la Figura 18. En la Figura 19, se usa una corriente de falla que es 10% de la corriente de carga, aproximadamente, y se ilustran las formas de onda resultantes para los diversos componentes, como se etiquetan.

La Figura 20 es una primera gráfica de una comparación de las formas de onda ilustradas en la Figura 19. En especifico, en la Figura 20, una primera forma de onda (2002) representa una forma de onda asociada con la bobina (1814), la cual mide directamente la corriente de falla, por virtud de su conexión al interruptor (1812) . Una segunda forma de onda (2004) representa una forma de onda asociada con una diferencia entre las formas de onda asociadas con las bobinas (1806) y (1808) (escalada por la relación del transformador) . La segunda forma de onda (2002) contiene una señal de ruido que llega de los canales sin blindar del registrador (1810) . Esta señal de ruido es virtualmente idéntica antes y después de la prueba, y por tanto no es probable que haya sido una contribución de cualquier efecto asociado con una de las diversas bobinas. La Figura 21 es una segunda gráfica de la comparación de las formas de onda ilustradas en la Figura . En la Figura 21, la comparación de formas de onda se magnifica por lOx para más claridad. En las Figuras 20 y 21, es evidente que las dos formas de onda (2002) y (2004) son virtualmente idénticas, con lo que se establece una exactitud de las técnicas antes descritas para detectar corrientes de fallas usando un relevador diferencial y bobinas de Rogowski. La Figura 22 es un diagrama de circuito de un segundo circuito de prueba (2200) para probar un sistema de protección eléctrico. En la Figura 22, una fuente de energía suministra energía a un transformador (2204) . Se inicia una corriente de falla usando un elemento de circuito (2206), que puede ser por ejemplo, una resistencia limitadora de corriente. Una primera bobina redonda (2208) y una segunda bobina redonda (2210) detectan corriente en sus respectivas ubicaciones y comunican los resultados a un registrador (2212) . Además, una primera bobina ovalada (2214) y una segunda bobina ovalada (2216) detectan corriente en sus respectivas ubicaciones y comunican los resultados al registrador (2212) . Finalmente, un transformador de corriente (2218) mide la corriente de falla comparándola con los resultados calculados con base en las bobinas (2208), (2210), (2214) y (2216). El transformador de corriente (2218) puede ser, por ejemplo, un transformador de corriente de 6005 A. El canal 1 del registrador (2212) detecta una salida de la primera bobina ovalada (2214), el canal 2 del registrador (2212) detecta una salida de la segunda bobina ovalada (2216) y el canal 3 determina una diferencia de las dos bobinas ovaladas (2214) y (2216) . El canal 4 del registrador (2212) detecta una salida del transformador de corriente (2218) . El canal 5 detecta una salida de la primera bobina redonda (2208), el canal 6 detecta una salida de la segunda bobina redonda (2210) y el canal 7 determina una diferencia entre la primera bobina redonda (2208) y la segunda bobina redonda (2210) . Finalmente, el canal 8 determina una diferencia entre la primera bobina ovalada (2214) y la segunda bobina redonda (2210) . La Figura 23 es una gráfica que demuestra un resultado de una simulación del circuito de prueba (2200) de la Figura 22. En la Figura 23, se usó una corriente de carga de 1 kA, junto con niveles de falla en el intervalo de 10 A a 850 A. Una primera linea (2302) representa las mediciones resultantes del transformador de corriente (2218), mientras que una segunda linea (2304) representa las mediciones resultantes de las diversas bobinas (multiplicadas por un factor de 10) . Como se evidencia en la Figura 23, las mediciones de corriente que se basan en las diversas bobinas de la Figura 22 son altamente selectivas y de alta capacidad de respuesta a las condiciones de falla probadas. En conclusión, la descripción anterior ilustra diversos sistemas de protección para sistemas eléctricos como por ejemplo, redes locales, divisores de energía de subestación y hornos de arco eléctrico. Los diversos sistemas de protección se pueden diseñar y usar para detectar y eliminar fallas que puedan ocurrir dentro de los sistemas eléctricos. Por ejemplo, se puede usar un par de bobinas de Rogowski para detectar corriente a lo largo de conductores en sus respectivas ubicaciones en los mismos, y para entregar las señales correspondientes a un relevador diferencial multifuncional que tenga múltiples entradas de voltaje y corriente. Comparando las señales de las bobinas de Rogowski, el relevador diferencial puede determinar si existe una falla en algún punto a lo largo de los conductores y entre el par de bobinas de Rogowski. Además, el relevador entonces puede, en respuesta a la falla, activar un interruptor automático u otro dispositivo de protección de red para corregir la falla. Además, cuando se incluyen múltiples relevadores, al menos uno de los relevadores puede estar en comunicación con uno o más de los otros relevadores, y/o con una o más de las bobinas de Rogowski asociadas con Uno de los otros relevadores. En esta forma, se pueden diseñar y usar muchos esquemas de protección diferentes, incluyendo esquemas diferenciales y esquemas detectores de sobrecorrientes . Adicionalmente, cada uno de los diversos relevadores se puede diseñar para que proporcione la función de respaldo muy rápido para uno o más de los otros relevadores . Se han descrito diversas implementaciones . No obstante, se entenderá que pueden hacerse diversas modificaciones. En consecuencia, otras implementaciones están dentro alcance de las siguientes reivindicaciones .

Claims

REIVINDICACIONES : 1. Un sistema de protección eléctrico que comprende : una. primera bobina de Rogowski colocada para detectar una primera corriente y generar una primera medición de corriente; una segunda bobina de Rogowski colocada para detectar una segunda corriente y generar una segunda medición de corriente, en donde se define una primera zona de protección con base en la ubicación de la primera bobina de Rogowski y de la segunda bobina de Rogowski; y un primer dispositivo de protección que se puede operar para determinar de la primera medición de corriente y de la segunda medición de corriente, la existencia de una primera falla que esté asociada con un primer elemento de circuito dentro de la primera zona de protección.
2. El sistema de la reivindicación 1, en donde el primer dispositivo de protección se puede operar para detectar la primera falla usando un primer esquema de protección.
3. El sistema de la reivindicación 2, en donde el primer esquema de protección es un esquema de protección diferencial .
4. El sistema de la reivindicación 3, en donde la segunda bobina de Rogowski define una segunda zona de protección que contiene un segundo elemento de circuito, y el primer dispositivo de protección se puede operar para implementar un segundo esquema de protección para detectar una segunda falla asociada con el segundo elemento de circuito.
5. El sistema de la reivindicación 4, en donde el segundo esquema de protección incluye un esquema de protección contra sobrecorriente .
6. El sistema de la reivindicación 5, en donde el primer dispositivo de protección se puede operar para integrar la protección de la primera zona de protección y la segunda zona de protección.
7. El sistema de la reivindicación 6, en donde el primer dispositivo de protección se puede operar para proporcionar una tercera zona de protección que sirva como una zona de protección de respaldo para la primera zona de protección y para la segunda zona de protección.
8. El sistema de la reivindicación 1, que además comprende un primer interruptor automático que se puede operar para recibir una primera instrucción del primer dispositivo de protección e interrumpir la primera corriente en respuesta a la primera instrucción.
9. El sistema de la reivindicación 8, en donde la primera bobina de Rogowski, la segunda bobina de Rogowski, el primer dispositivo de protección y el primer interruptor automático están asociados con una primera unidad de red de un sistema de red eléctrica.
10. El sistema de la reivindicación 9, que además comprende : una tercera bobina de Rogowski colocada para detectar una tercera corriente y generar una tercera medición de corriente; una cuarta bobina de Rogowski colocada para detectar una cuarta corriente y generar una cuarta medición de corriente, en donde se define una segunda zona de protección con base en la colocación de la tercera bobina de Rogowski y de la cuarta bobina de Rogowski; y un segundo dispositivo de protección que se puede operar para determinar de la tercera medición de corriente y de la cuarta medición de corriente, la existencia de una segunda falla que esté asociada con un segundo elemento de circuito dentro de la segunda zona de protección.
11. El sistema de la reivindicación 10, que además comprende un segundo interruptor automático que se puede operar para recibir una segunda instrucción del segundo dispositivo de protección e interrumpir la tercera corriente en respuesta a la segunda instrucción.
12. El sistema de la reivindicación 11, en donde la tercera bobina de Rogowski, la cuarta bobina de Rogowski, el segundo dispositivo de protección y el segundo interruptor automático están asociados con una segunda unidad de red del sistema de red eléctrica.
13. El sistema de la reivindicación 12, que además comprende un enlace de comunicaciones entre el primer dispositivo de protección y el segundo dispositivo de protección.
14. El sistema de la reivindicación 13, en donde la primera unidad de red y la segunda unidad de red se conectan a través de una conexión de bus.
15. El sistema de la reivindicación 14, en donde el primer dispositivo de protección y el segundo dispositivo de protección comparten la primera medición de corriente, la segunda medición de corriente, la tercera medición de corriente y la cuarta medición de corriente sobre el enlace de comunicaciones y usan las mediciones de corriente para determinar que existe una falla de bus asociada con la conexión de bus.
16. El sistema de la reivindicación 13, en donde la tercera bobina de Rogowski, la cuarta bobina de Rogowski y el segundo interruptor automático se conectan al primer dispositivo de protección.
17. El sistema de la reivindicación 16, en donde : el primer dispositivo de protección se puede operar para recibir una notificación de mal funcionamiento que indica que el segundo dispositivo de protección funciona mal; y el primer dispositivo de protección se puede operar para recibir la tercera medición de corriente y la cuarta medición de corriente y determinar que existe la segunda falla con base en la medición de corriente.
18. El sistema de la reivindicación 17, en donde el primer dispositivo de protección se puede operar para que active al segundo interruptor automático en respuesta a la segunda falla.
19. El sistema de la reivindicación 1, que además comprende una tercera bobina de Rogowski colocada para detectar una tercera corriente y generar una tercera medición de corriente, en donde se define una segunda zona de protección con base en la colocación de la primera bobina de Rogowski y de la tercera bobina de Rogowski, y se define una tercera zona de protección con base en la colocación de la segunda bobina de Rogowski y de la tercera bobina de Rogowski.
20. El sistema de la reivindicación 19, en donde el primer dispositivo de protección se puede operar para que determine de la primera medición de corriente y de la tercera medición de corriente que existe una segunda falla que está asociada con un segundo elemento de circuito dentro de la segunda zona de protección.
21. El sistema de la reivindicación 19, en donde el primer dispositivo de protección se puede operar para que determine de la segunda medición de corriente y de la tercera medición de corriente que existe una tercera falla que está asociada con un tercer elemento de circuito dentro de la tercera zona de protección.
22. Un método para proteger un sistema eléctrico, el método comprende: medir una primera corriente a través de un primer conductor en un sistema eléctrico usando una primera bobina de Rogowski colocada a lo largo del primer conductor; entregar una primera señal de corriente correspondiente a la primera corriente; medir una segunda corriente a través de un segundo conductor en el sistema eléctrico usando una segunda bobina de Rogowski colocada a lo largo del segundo conductor; entregar una segunda señal de corriente correspondiente a la segunda corriente; y proporcionar la primera señal de corriente y la segunda señal de corriente a un primer dispositivo de protección.
23. El método de la reivindicación 22, que comprende : proporcionar protección diferencial a un primer elemento de circuito que se coloque dentro de una primera zona de protección del sistema eléctrico que está definida entre la primera bobina de Rogowski y la segunda bobina de Rogowski, usando el primer dispositivo de protección; y proporcionar protección contra sobrecorriente a un segundo elemento de circuito que está colocado dentro de una segunda zona de protección del sistema eléctrico que está definido por la posición de la segunda bobina de Rogowski, usando el primer dispositivo de protección.
24. El método de la reivindicación 23, que comprende : proporcionar protección de respaldo dentro de una tercera zona de protección que incluye la primera zona de protección y la segunda zona de protección, usando el primer dispositivo de protección.
25. El método de la reivindicación 22, en donde el primer conductor y el segundo conductor están incluidos dentro de una primera unidad de red del sistema eléctrico.
26. El método de la reivindicación 25, que además comprende: medir una tercera corriente a través de un tercer conductor en el sistema eléctrico usando una tercera bobina de Rogowski colocada a lo largo del tercer conductor; entregar una tercera señal de corriente correspondiente a la tercera corriente; medir una cuarta corriente a través de un cuarto conductor en el sistema eléctrico usando una cuarta bobina de Rogowski colocada a lo largo del cuarto conductor; entregar una cuarta señal de corriente correspondiente a la cuarta corriente; y proporcionar la tercera señal de corriente y la cuarta señal de corriente a un segundo dispositivo de protección.
27. El método de la reivindicación 26, en donde el tercer conductor y el cuarto conductor están incluidos dentro de una segunda unidad de red del sistema eléctrico.
28. El método de la reivindicación 27, que además comprende determinar, con base en la tercera señal de corriente y la cuarta señal de corriente, que existe una falla asociada con la segunda unidad de red.
29. El método de la reivindicación 27, en donde el primer dispositivo de protección y el segundo dispositivo de protección se conectan por medio de un enlace de comunicaciones .
30. El método de la reivindicación 29, en donde: el sistema eléctrico comprende un bus de conexión que conecta la primera unidad de red con la segunda unidad de red; y el bus de conexión se conecta al segundo conductor y al cuarto conductor entre la primera bobina de Rogo ski y la segunda bobina de Rogowski.
31. El método de la reivindicación 30, que además comprende : transmitir la primera señal de corriente y la segunda señal de corriente del primer dispositivo de protección al segundo dispositivo de protección; transmitir la tercera señal de corriente y la cuarta señal de corriente del segundo dispositivo de protección al primer dispositivo de protección; y determinar que existe una falla asociada con el bus de conexión, con base en la primera señal de corriente, la segunda señal de corriente, la tercera señal de corriente y la cuarta señal de corriente.
32. El método de la reivindicación 26 que además comprende: transmitir la tercera señal de corriente de la tercera bobina de Rogowski al primer dispositivo de protección, a través de una primera conexión; transmitir la cuarta señal de corriente de la cuarta bobina de Rogowski al primer dispositivo de protección, a través de una segunda conexión; y determinar en el primer dispositivo de protección y con base en la tercera señal de corriente y en la cuarta señal de corriente, que existe una falla asociada con la segunda unidad de red.
33. El método de la reivindicación 22 que además, comprende: medir una tercera corriente a través de un tercer conductor en el sistema eléctrico usando una tercera bobina de Rogowski colocada a lo largo del tercer conductor; entregar una tercera señal de corriente correspondiente a la tercera corriente; e introducir la tercera señal de corriente en el primer dispositivo de protección.
34. El método de la reivindicación 33 , que además comprende determinar que existe una falla entre la primera bobina de Rogowski y la tercera bobina de Rogowski con base en la primera señal de corriente y la tercera señal de corriente.
35. El método de la reivindicación 33, que además comprende determinar que existe una falla entre la tercera bobina de Rogowski y la segunda bobina de Rogowski con base en la tercera señal de corriente y la segunda señal de corriente.
36. ün sistema de protección eléctrico que comprende : un primer par de bobinas de Rogowski que se puede operar para que genere un primer par de señales de corriente, donde el primer par de señales de corriente está asociado con una primera . unidad de red del sistema eléctrico; un segundo par de bobinas de Rogowski que se puede operar para que genere un segundo par de señales de corriente, donde el segundo par de señales de corriente está asociado con una segunda unidad de red del sistema eléctrico; y un primer dispositivo de protección asociado con la primera unidad de red y que se puede operar para recibir y procesar el primer par de señales de corriente y el segundo par de señales de corriente.
37. Un sistema de protección eléctrico que comprende : una primera bobina de Rogowski asociada con un alimentador primario de un sistema eléctrico y que se puede operar para detectar una corriente primaria en el alimentador primario; un primer dispositivo de protección que se puede operar para recibir una primera señal de corriente de la primera bobina de Rogowski; bobinas secundarias de Rogowski, cada una asociada con un alimentador secundario correspondiente del sistema eléctrico y que se puede operar para detectar una corriente secundaria correspondiente en el alimentador secundario; dispositivos de protección secundarios, donde cada uno se puede operar para que reciba una señal de corriente secundaria de una bobina de Rogowski secundaria asociada; y un enlace de comunicación que se puede operar para que transmita la primera señal de corriente y las señales secundarias de corriente entre el primer dispositivo de protección y los dispositivos secundarios de protección.
38. Un sistema de protección eléctrico que comprende : una primera bobina de Rogowski colocada a lo largo de un primer conductor y que se puede operar para medir una primera corriente en el primer conductor y que entrega una primera señal, donde el primer conductor es parte de un sistema de horno de arco eléctrico (EAF) ; y un dispositivo de protección que se puede operar para que use la primera señal para que determine que existe una falla en el sistema EAF.