PROCEDIMIENTO PARA LOCALIZAR AVERÍAS EN LÍNEAS ELÉCTRICAS COMPENSADAS EN SERIE CON MEDICIÓN NO SINCRONIZADA EN DOS EXTREMOS.

Procedimiento para localizar averías en líneas eléctricas compensadas en serie con medición no sincronizada en dos extremos en el que una distancia a la avería y una resistencia de la avería se determinan mediante la medición de valores de tensiones y corrientes en las estaciones (A) y (B),

antes y después de que se produzca la avería, caracterizado por el hecho de que se realizan dos suposiciones: una si la avería se produjo en la sección de línea (LA) entre la estación (A) y el condensador en serie y el dispositivo de varistor de óxido metálico (SC&MOV), y la otra si la avería se produjo en la sección de línea (LB) entre la estación (B) y el condensador en serie y el dispositivo de varistor de óxido metálico (SC&MOV) y - si la avería se produjo en la sección de línea (LA) entre la estación (A) y el condensador en serie y el dispositivo de varistor de óxido metálico (SC&MOV) la distancia para la localización de la avería (d A) se determina en una subrutina I en las siguientes etapas: · determinación de un ángulo de sincronización (δA) en el término (e ijδA ) para un tipo conocido de avería que son averías fase a tierra o averías fase a fase, a partir de la fórmula: donde: **Fórmula** el subíndice ph-g indica averías fase a tierra: a-g, b-g, c-g, y el subíndice ph-ph indica averías fase a fase a-b, b-c, c-a, I-SET II-SET a F2 , a F1 indican los coeficientes que dependen del tipo de avería, I SC1_B indica la corriente de secuencia positiva de la estación B tras una transferencia analítica a bancos de condensadores en serie SC&MOV, I SC2_B indica la corriente de secuencia negativa de la estación B tras una transferencia analítica a bancos de condensadores en serie SC&MOV, N A1, N A2 - indican respectivamente los coeficientes que dependen de corrientes y tensión de secuencia positiva y negativa tomadas en la estación A así como parámetros de la línea, para las averías que no son averías de fase a tierra o averías de fase a fase a partir de la fórmula: **Fórmula** V A1 ,V B1 indican cantidades de secuencia positiva de avería previa (superíndice "pre" y subíndice "1") de tensión medida en los extremos A y B, respectivamente, I A1 , I B1 indican cantidades de secuencia positiva de avería previa (superíndice "pre" y subíndice "1") de corriente medida de la línea de avería en los extremos A y B, respectivamente, Z1A , Y 1A - indican impedancia y admitancia de la sección de línea LA, Z1B , Y 1B - indican impedancia y admitancia de la sección de línea LB, LA - es la parte de la línea entre la estación de línea A y bancos de condensadores en serie ALB - es la parte de la línea entre la estación de línea A y bancos de condensadores en serie B, · entonces tener en cuenta el modelo de líneas de parámetros distribuidos y resolver la fórmula: d - p d A SC LA donde: pSC - indica la distancia (p.u.) por unidad de longitud de línea total L en la cual está instalado el banco de compensación SC&MOV alejado de la estación A, dLA - indica una distancia hipotética a la avería, expresada respecto a la longitud p SC L y cuyo valor se obtiene utilizando un procedimiento iterativo conocido resolviendo la fórmula de bucle de averías: para línea única **Fórmula** para línea de doble circuito en la cual: RFA - indica la resistencia a la avería desconocida, cuyo valor se obtiene utilizando un procedimiento iterativo conocido resolviendo la fórmula de bucle de averías anterior, a1, a 2, a 0, a m0 - indica coeficientes de ponderación que dependen del tipo de avería obtenidos en la Tabla 3, M1 - indica coeficientes numéricos para secuencias positivas y negativas, aF1, a F2 indican los coeficientes de participación que dependen del tipo de avería obtenidos en la Tabla 4, Z 0m - impedancia de acoplamiento mutuo para secuencia cero, IAparal_0 - indica corriente de secuencia cero de la estación A medida en línea paralela sin avería, · entonces se calcula una impedancia equivalente de un banco de compensación en una etapa de avería SUB_A (Z SC1_ph ) utilizando la avería posterior de tensión y corrientes medidas y una impedancia equivalente de un banco de compensación en una avería previa (Z SC1_pre) a partir de una ecuación tal como la siguiente: **Fórmula** donde: para determinar el resultado final (d A) que se selecciona en las siguientes etapas: en primer lugar se examina si las resistencias de la avería (RFA) son de valor positivo y, si no, entonces se rechaza la subrutina I después se comprueban las características "real" e "imag" del circuito equivalente estimado de bancos de compensación SCs&MOVS y si cada una satisface la siguiente dependencia: y **Fórmula** la suposición de que la avería se ha producido entre la estación (A) y el banco (SC&MOV) es correcta y el resultado (d A) indica la distancia a la avería, - si la avería se produjo en la sección de línea (LB) entre la estación (B) y el condensador en serie y el dispositivo de varistor de óxido metálico (SC&MOV), la distancia (dB) para la localización de la avería se determina en una subrutina II en las siguientes etapas: · determinación de un ángulo de la sincronización (δB) en el término (e ijδB ) para un tipo conocido de avería que son averías fase a tierra o averías fase a fase, a partir de la fórmula: donde: **fórmula** a F2 , a F1 indican los coeficientes que dependen del tipo de avería, I SC1_A indica corriente de secuencia positiva de la estación A tras transferencia analítica a bancos de condensadores en serie SC&MOV, I SC2_A indica corriente de secuencia negativa de la estación A tras transferencia analítica a bancos de condensadores en serie SC&MOV, N B1, N B2 - indican los coeficientes que dependen de corrientes y tensión de secuencia positiva y negativa tomadas en la estación B respectivamente así como parámetros de la línea, o para las averías que no son averías de fase a tierra o averías de fase a fase a partir de la fórmula: **Fórmula** V A1 ,V B1 indican cantidades de secuencia positiva de avería previa (subíndice "pre" y subíndice "1") de tensión medida en los extremos A y B, respectivamente, I A1 , I B1 indican cantidades de secuencia positiva de avería previa (subíndice "pre" y subíndice "1") de corriente medida de la línea de avería en los extremos A y B, respectivamente, Z 1A , Y 1A - indican impedancia y admitancia de la sección de línea LA, Z1B , Y 1B - indican impedancia y admitancia de la sección de línea LB, LA - es la parte de la línea entre la estación de línea A y bancos de condensadores en serie A donde LB - es la parte de la línea entre la estación de línea A y bancos de condensadores en serie B, · entonces tener en cuenta el modelo de líneas de parámetros distribuidos y resolver la fórmula: **Fórmula** (1- p SC) indica la distancia (p.u.) por unidad de longitud de línea total L en la cual está instalado el banco de compensación SC&MOV alejado de la estación B, dLB - indica una distancia hipotética a la avería, expresada respecto a la longitud (1-p SC L ) y cuyo valor se recibe utilizando un procedimiento iterativo conocido resolviendo la fórmula de bucle de averías: donde: **Fórmula** para línea de doble circuito R FB indica la resistencia a la avería desconocida, cuyo valor se obtiene utilizando un procedimiento iterativo conocido resolviendo la fórmula de bucle de averías anterior, M1 - indica coeficientes numéricos para secuencias positivas y negativas, a1, a 2, a 0, a m0 - indican coeficientes de ponderación que dependen del tipo de avería obtenidos en la Tabla 3, a F1, a F2 indican los coeficientes de participación que dependen del tipo de avería obtenidos en la Tabla 4, Z 0m - impedancia de acoplamiento mutuo para secuencia cero, IBparal_0 - indica corriente de secuencia cero de la estación B medida en línea paralela sin avería, · entonces se calcula una impedancia equivalente de banco de compensación en una etapa de avería SUB_B (Z SC1_ph ) utilizando la avería posterior de tensión y corrientes medidas y una impedancia equivalente de un banco de compensación en una avería previa Z SC1_pre a partir de la siguiente ecuación presentada en la etapa 106b: donde: **Fórmula** para determinar el resultado final (d B) que se selecciona en las siguientes etapas: · en primer lugar se comprueba si las resistencias de la avería (RFB) son de valor positivo y, si no, entonces se rechaza la subrutina II, después se comprueban las características -"eal" e "imag" del circuito equivalente estimado de bancos de compensación SCs&MOVS y si se satisface la siguiente dependencia: y entonces la suposición de que la avería se ha producido entre la estación B y el banco SC&MOV es correcta y el resultado (d B) indica la distancia a la avería

La presente invención se refiere a un procedimiento para localizar averías en líneas eléctricas compensadas en serie con medición no sincronizada en dos extremos, que encuentra aplicación en la industria eléctrica y para líneas de transmisión aérea descompensadas y con compensación en serie.

La técnica de detección de averías en líneas eléctricas compensadas en serie es conocida de EP1051632B1. En esta solución se ha propuesto calcular la distancia a la avería utilizando mediciones locales de una terminal de línea eléctrica compensada en serie donde se encuentra situado el localizador de averías. Este procedimiento hace uso de la transformación de la conexión en paralelo de un condensador serie y un varistor de óxido metálico (MOV) en un modelo

- impedancia equivalente en forma de conexión en serie de resistencia y reactancia, ambas dependientes de una magnitud de corriente fundamental. Esta impedancia equivalente se utiliza para calcular la distancia a la avería. Este procedimiento requiere el conocimiento de los parámetros de bancos de condensadores en serie y elementos MOV también.

De la patente americana 6336059 B1 se conoce un procedimiento de medición de alcance para un relé de distancia y localizadores de averías para líneas eléctricas compensadas en serie. En el procedimiento de acuerdo con esa invención la estimación de la posición de la avería se realiza utilizando información local solamente. En el procedimiento se mide una serie de muestras de corrientes de línea, en el que dichas muestras son representativas de valores de la forma de onda de la corriente de la línea en instantes de tiempo sucesivos en la línea de compensación en serie. Los valores de tensión del condensador se calculan en base a corrientes medidas de acuerdo con una ecuación que considera el dispositivo de protección no lineal - varistor de óxido metálico paralelo al condensador en serie instalado. La distancia a la avería se calcula teniendo en cuenta los valores de tensión del condensador calculados anteriormente.

En la patente americana 2006/0142964 A1 se presenta un procedimiento para localizar averías utilizando medición de corrientes y tensiones en dos extremos. La invención se caracteriza por el hecho de que tras la determinación del extremo de la saturación del transformador de corriente al primer extremo de la línea A o al segundo extremo B, la distancia a la avería se calcula utilizando la tensión de ambos extremos de la línea y corrientes solamente de este lado de la línea donde los transformadores de corriente no están saturados. El cálculo de la distancia a la avería se realiza en base al modelo de bucle de averías generalizado. En este modelo, la corriente de averías total se determina utilizando un modelo de líneas concentradas y, señales de corriente de un extremo y señales de tensión de dos extremos. Sin embargo el procedimiento de acuerdo con la invención citada no está diseñado para localizar averías en líneas compensadas en serie.

Otro procedimiento para localizar averías en líneas de compensación en serie utilizando mediciones en dos extremos es conocido del artículo de Chi-Shan Yu, Chih-Wen Liu, Sol-Li Yu, y Joe-Air Jiang, “A New PMU-Based Fault Location Algorithm for Series Compensated Lines”, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 17, nº. 1, Enero de 2002, págs. 33

46. Este procedimiento utiliza señales de tensión y corriente medidas de manera sincronizada en ambos extremos de una única línea compensada en serie. De este modo, se diferencia por el tipo de medición (medición síncrona) y tipo de línea (única línea compensada en serie) a partir del enfoque inventado, que está diseñado para el uso de un caso más general de mediciones asíncronas y en aplicación tanto a líneas de único como de doble circuito descompensadas y compensadas en serie. Además, el enfoque citado no proporciona una fórmula analítica para la distancia a la avería buscada sino que se basa en la exploración a lo largo de toda la sección de la línea para encontrar la posición de la avería en la cual la tensión de avería determinada y la corriente de avería total están en fase (esto se debe a que la trayectoria de la avería tiene el carácter resistivo). Para cada punto comprobado de la línea ha de calcularse la tensión de la avería y la corriente de avería total a partir de los componentes simétricos de corriente y tensión. Esto impone una elevada carga de cálculo requerida para realizar la localización de la avería. En cambio, el enfoque inventado suministra la fórmula compacta para la distancia a la avería buscada, derivada con estricta consideración del modelo de líneas de parámetros distribuidos.

Del artículo “Accurate Fault Location Algorithm for Series Compensated Lines Using Two-Terminal Unsynchronized Measurements and Hydro-Quebec's Field Experience“, presentado en la conferencia WPRC 2006, se conoce la solución que hasta cierto punto está relacionada con el enfoque inventado. Puede señalarse que el enfoque desarrollado es más general (líneas de único y doble circuito, líneas descompensadas y compensadas en serie). El citado enfoque no proporciona una fórmula analítica para la distancia a la avería buscada. En cambio, la distancia a la avería se determina de manera iterativa minimizando la función objetiva para la reactancia de la impedancia de la avería. Esto impone una mayor carga de cálculo que el enfoque inventado.

Además, el enfoque inventado ofrece adicionalmente la determinación del ángulo de sincronización, en caso de averías únicas de fase a tierra y averías de fase a fase (la mayoría de las averías en la práctica), con el uso de cantidades de avería posterior. Esto es ventajoso desde el punto de vista de asegurar una sincronización precisa.

La esencia del procedimiento de la invención para localizar averías en líneas eléctricas compensadas en serie con medición no sincronizada en dos extremos en el que una distancia a la avería y una resistencia de la avería se determinan por medio de la medición de valores de tensiones y corrientes en las estaciones A y B, antes y después de que se produzca la avería, consiste en lo siguiente:

se realizan dos suposiciones: una si se produjo una avería en la sección de línea LA entre la estación A y el condensador en serie y el dispositivo de varistor de óxido metálico SC&MOV, y otra si la avería se produjo en la sección de línea LB entre la estación B y el condensador en serie y el dispositivo de varistor de óxido metálico SC&MOV.

Si la avería se produjo en la sección de línea LA entre la estación A y el condensador en serie y el dispositivo de varistor de óxido metálico SCSMOV la distancia para la localización de la avería dA se determina en una subrutina I en las siguientes etapas:

· determinación de un ángulo de sincronización δA en el término eijδA para un tipo conocido de avería que son averías fase a tierra o averías fase a fase, a partir de la fórmula:

I–SET II–SET

aI  aI

j F2 SC2_B F1 SC1_B

[e A] 

ph–g,ph–ph II–SET I–SET

a N  a N

F1 A1F2 A2

donde:

el subíndice ph-g indica averías fase a tierra: a-g, b-g, c-g, y el subíndice ph-ph indica averías fase a fase a-b, b-c, c-a,

I–SET II–SET

aF2 , aF1 indican los coeficientes que dependen del tipo de avería,

I SC1_B indica la corriente de secuencia positiva de la estación B tras una transferencia analítica a bancos de condensadores en serie SC&MOV,

I SC2_B indica la corriente de secuencia negativa de la estación B tras una transferencia analítica a bancos de condensadores en serie SC&MOV, NA1, NA2 – indican respectivamente los coeficientes que dependen de corrientes y tensión de secuencia positiva y negativa tomadas en la estación A así como parámetros de la línea, y para las averías que no son averías de fase a tierra o averías de fase a fase a partir de la fórmula:

pre pre pre

jδA (1 Z1BY1B)(Y1BV B1  I B1 ) Y1BV B1

e 

pre pre pre

(1 Z1A Y1A )(I A1 Y1AV A1 ) Y1AV A1

donde

pre pre

V A1 ,V B1 indican cantidades... [Seguir leyendo]

1. Procedimiento para localizar averías en líneas eléctricas compensadas en serie con medición no sincronizada en dos extremos en el que una distancia a la avería y una resistencia de la avería se determinan mediante la medición de valores de tensiones y corrientes en las estaciones (A) y (B), antes y después de que se produzca la avería, caracterizado por el hecho de que se realizan dos suposiciones: una si la avería se produjo en la sección de línea (LA) entre la estación (A) y el condensador en serie y el dispositivo de varistor de óxido metálico (SC&MOV), y la otra si la avería se produjo en la sección de línea (LB) entre la estación (B) y el condensador en serie y el dispositivo de varistor de óxido metálico (SC&MOV) y

- si la avería se produjo en la sección de línea (LA) entre la estación (A) y el condensador en serie y el dispositivo de varistor de óxido metálico (SC&MOV) la distancia para la localización de la avería (dA) se determina en una subrutina I en las siguientes etapas:

· determinación de un ángulo de sincronización (δA) en el término (eijδA) para un tipo conocido de avería que son averías fase a tierra o averías fase a fase, a partir de la fórmula:

I–SET II–SET

aI  aI

j F2 SC2_B F1 SC1_B

[e A] 

ph–g,ph–ph II–SET I–SET

a N  a N

F1 A1F2 A2

donde: el subíndice ph-g indica averías fase a tierra: a-g, b-g, c-g, y el subíndice ph-ph indica averías fase a fase a-b, b-c, c-a,

I–SET II–SET

aF2 , aF1 indican los coeficientes que dependen del tipo de avería,

I SC1_B indica la corriente de secuencia positiva de la estación B tras una transferencia

analítica a bancos de condensadores en serie SC&MOV,

I SC2_B indica la corriente de secuencia negativa de la estación B tras una transferencia

analítica a bancos de condensadores en serie SC&MOV,

NA1, NA2 - indican respectivamente los coeficientes que dependen de corrientes y tensión de secuencia positiva y negativa tomadas en la estación A así como parámetros de la línea,

o

para las averías que no son averías de fase a tierra o averías de fase a fase a partir de la fórmula:

pre pre pre

jδA (1 Z1BY1B)(Y1BV B1  I B1 ) Y1BV B1

e 

pre pre pre

(1 Z1A Y1A )(I A1 Y1AV A1 ) Y1AV A1

donde

pre pre

VA1 ,V B1 indican cantidades de secuencia positiva de avería previa (superíndice “pre” y subíndice “1”) de tensión medida en los extremos A y B, respectivamente,

pre pre

IA1 , I B1 indican cantidades de secuencia positiva de avería previa (superíndice “pre” y

subíndice “1”) de corriente medida de la línea de avería en los extremos A y B, respectivamente,

Z1A , Y1A – indican impedancia y admitancia de la sección de línea LA,

Z1B , Y1B – indican impedancia y admitancia de la sección de línea LB,

LA – es la parte de la línea entre la estación de línea A y bancos de condensadores en serie A

LB – es la parte de la línea entre la estación de línea A y bancos de condensadores en serie B,

· entonces tener en cuenta el modelo de líneas de parámetros distribuidos y resolver la fórmula:

d  p d

A SC LA

5 , donde:

pSC - indica la distancia (p.u.) por unidad de longitud de línea total  en la cual está instalado el banco de compensación SC&MOV alejado de la estación A,

dLA - indica una distancia hipotética a la avería, expresada respecto a la longitud pSC  y cuyo 10 valor se obtiene utilizando un procedimiento iterativo conocido resolviendo la fórmula de bucle de averías:

2 jδA

 ai (V Ai cosh( dLApSC)  Z ciL I Ai sinh( dLApSC)) e

iL iL

i0 2

a M

Fii

 RFA   0

i1cosh(iL(1 d )p )

LA SC

para línea única

2 jδ

 ai (V Ai cosh( dLApSC)  Z ciL I Ai sinh( dLApSC)) eA

iL iL

i0 2

aFi Mi jδA

 RFA  am0dLApSC Z 0mI Aparal_0 e  0 i1cosh(iL(1 d )p )

LA SC

15 para línea de doble circuito en la cual:

RFA - indica la resistencia a la avería desconocida, cuyo valor se obtiene utilizando un procedimiento iterativo conocido resolviendo la fórmula de bucle de averías anterior, a1, a2, a0, am0 - indica coeficientes de ponderación que dependen del tipo de avería obtenidos en la

20 Tabla 3, M1 - indica coeficientes numéricos para secuencias positivas y negativas, aF1, aF2 indican los coeficientes de participación que dependen del tipo de avería obtenidos en la Tabla

4, Z0m - impedancia de acoplamiento mutuo para secuencia cero, 25 IAparal_0 - indica corriente de secuencia cero de la estación A medida en línea paralela sin avería, · entonces se calcula una impedancia equivalente de un banco de compensación en una etapa de avería

SUB_A

(Z SC1_ph ) utilizando la avería posterior de tensión y corrientes medidas y una impedancia equivalente de un banco de compensación en una avería previa (ZSC1_pre) a partir de una ecuación tal como la siguiente:

pre

V

SC1

Z 

SC1_pre pre

I

SC1_B

donde:

pre pre pre jA

V  V V e ,

SC1 SC1_B SC1_A

pre pre pre

V SC1_A  cosh( pSC) V A1  Zc1L sinh( pSC)  I A1

1L 1L

pre pre pre

V SC1_B  cosh( (1 pSC)) V B1  Z c1L sinh( (1 pSC))  I B1

1L 1L

pre 1 pre pre

ISC1_B  sinh( (1 pSC)) V B1  cosh( (1 pSC))  I B1 ,

1L 1L

Z

c1L

para determinar el resultado final (dA) que se selecciona en las siguientes etapas:

en primer lugar se examina si las resistencias de la avería (RFA) son de valor positivo y, si no, entonces se rechaza la subrutina I

después se comprueban las características “real” e “imag” del circuito equivalente estimado de bancos de compensación SCs&MOVS y si cada una satisface la siguiente dependencia:

SUB_A

real(Z SC1_ph )  0

SUB_A

imag(Z SC1_ph )  0

y

SUB_A

imag(ZSC1_ph )  imag(ZSC1_pre)

entonces

la suposición de que la avería se ha producido entre la estación (A) y el banco (SC&MOV) es correcta y el resultado (dA) indica la distancia a la avería,

- si la avería se produjo en la sección de línea (LB) entre la estación (B) y el condensador en serie y el dispositivo de varistor de óxido metálico (SC&MOV), la distancia (dB) para la localización de la avería se determina en una subrutina II en las siguientes etapas:

· determinación de un ángulo de la sincronización (δB) en el término (eijδB) para un tipo conocido de avería que son averías fase a tierra o averías fase a fase, a partir de la fórmula:

I–SET II–SET

aI  aI

jδ F2 SC2_A F1 SC1_A

[e B] 

ph–g,ph–ph II–SET I–SET

a N  a N

F1 B1F2 B2

donde:

I–SET II–SET

aF2 , aF1 indican los coeficientes que dependen del tipo de avería,

I SC1_A indica corriente de secuencia positiva de la estación A tras transferencia analítica a bancos de condensadores en serie SC&MOV,

I SC2_A indica corriente de secuencia negativa de la estación A tras transferencia analítica a bancos de condensadores en serie SC&MOV,

21

NB1, NB2 – indican los coeficientes que dependen de corrientes y tensión de secuencia positiva y negativa tomadas en la estación B respectivamente así como parámetros de la línea, o

para las averías que no son averías de fase a tierra o averías de fase a fase a partir de la fórmula:

pre pre pre

 jδB (1 Z1BY1B)(Y1BV B1  I B1 )  Y1BV B1

5 e 

prepre pre

(1  Z1AY1A)(I A1  Y1AV A1 )  Y1AV A1

donde

pre pre

VA1 ,V B1 indican cantidades de secuencia positiva de avería previa (subíndice “pre” y subíndice “1”) de tensión medida en los extremos A y B, respectivamente,

pre pre

IA1 , I B1 indican cantidades de secuencia positiva de avería previa (subíndice “pre” y

10 subíndice “1”) de corriente medida de la línea de avería en los extremos A y B, respectivamente,

Z1A , Y1A – indican impedancia y admitancia de la sección de línea LA,

Z1B , Y1B – indican impedancia y admitancia de la sección de línea LB,

LA – es la parte de la línea entre la estación de línea A y bancos de condensadores en serie 15 A

LB – es la parte de la línea entre la estación de línea A y bancos de condensadores en serie B,

· entonces tener en cuenta el modelo de líneas de parámetros distribuidos y resolver la fórmula:

d  (1 p)d

B SC LB

20 donde

(1- pSC) indica la distancia (p.u.) por unidad de longitud de línea total  en la cual está instalado el banco de compensación SC&MOV alejado de la estación B,

dLB - indica una distancia hipotética a la avería, expresada respecto a la longitud (1-pSC  ) y cuyo valor se recibe utilizando un procedimiento iterativo conocido resolviendo la fórmula de 25 bucle de averías:

2

B

a (V cosh(γ d (1-p ))  ZI sinh(γ d (1-p )))  ejδ

i Bi LBSC ciLBi LB SC i0

iL iL

Fii

 RFB  2 a M  0

cosh(γ (1 d )(1 p))

i1 LB SC

iL

para una única línea

2 ai (V Bi cosh( iLdLB(1-pSC))  Z ciL I Bi sinh( iLdLB(1-pSC)))ejδB i0

2

a M

Fii jδB

 RFB  am0dLB (1-pSC )Z 0mI Bparal_0 e  0 i1cosh( (1 d )(1 p))

LB SC

iL

para línea de doble circuito

30 donde:

5

10

15

20

25

30

RFB indica la resistencia a la avería desconocida, cuyo valor se obtiene utilizando un procedimiento iterativo conocido resolviendo la fórmula de bucle de averías anterior,

M1 – indica coeficientes numéricos para secuencias positivas y negativas, a1, a2, a0, am0 - indican coeficientes de ponderación que dependen del tipo de avería obtenidos en la Tabla 3,

aF1, aF2 indican los coeficientes de participación que dependen del tipo de avería obtenidos en la Tabla 4,

Z0m - impedancia de acoplamiento mutuo para secuencia cero, IBparal_0 -indica corriente de secuencia cero de la estación B medida en línea paralela sin avería,

· entonces se calcula una impedancia equivalente de banco de compensación en una etapa de avería

SUB_B

(Z SC1_ph) utilizando la avería posterior de tensión y corrientes medidas y una impedancia

equivalente de un banco de compensación en una avería previa ZSC1_pre a partir de la siguiente ecuación presentada en la etapa 106b:

pre

V

SC1

Z 

SC1_pre pre

I

SC1_B

donde:

pre pre pre jA

V  V V e ,

SC1 SC1_B SC1_A

pre pre pre

V SC1_A  cosh( pSC) V A1  Z c1L sinh( pSC)  I A1

1L 1L

,

pre pre pre

V SC1_B  cosh( (1 pSC)) V B1  Z c1L sinh( (1 pSC))  I B1

1L 1L

,

pre1 pre pre

ISC1_B  sinh( (1 pSC)) V B1  cosh( (1 pSC))  I B1 ,

1L 1L

Z

c1L

para determinar el resultado final (dB) que se selecciona en las siguientes etapas:

· en primer lugar se comprueba si las resistencias de la avería (RFB) son de valor positivo y, si no, entonces se rechaza la subrutina II, después se comprueban las características “real” e “imag” del circuito equivalente estimado de bancos de compensación SCs&MOVS y si se satisface la siguiente dependencia:

SUB_B

real(Z SC1_ph )  0 ,

SUB_B

imag(Z SC1_ph )  0

y

SUB_B

imag(ZSC1_ph )  imag(ZSC1_pre) ,

entonces la suposición de que la avería se ha producido entre la estación B y el banco SC&MOV es correcta y el resultado (dB) indica la distancia a la avería.

2. Relé de protección equipado con un localizador de averías (FL) que comprende medios adaptados para llevar a cabo el procedimiento de la reivindicación 1.

3. Producto de programa de ordenador que comprende código de programa de ordenador que, cuando se ejecuta en un dispositivo informático, realiza las etapas de un procedimiento según la reivindicación 1.