En los sistemas eléctricos de potencia ocurren fallas por diferentes eventos como: contactos de las líneas con los árboles o animales, descargas atmosféricas, desastres naturales, vandalismo, accidentes, ruptura de aislamiento, aspectos técnicos, entre otros. Estas fallas se pueden clasificar en dos grandes grupos: serie y paralelo. Las fallas serie son generalmente conductores abiertos sin contacto con otros elementos. Mientras que las fallas paralelas son cortocircuitos a tierra o con otras fases, las cuales pueden ser: monofásicas, bifásicas, bifásicas a tierra, trifásicas y trifásicas a tierra. En este estudio se analizarán las fallas paralelas debido a que son las de mayor incidencia en la red eléctrica. Estas fallas afectan la calidad de la energía con respecto a la continuidad del suministro, lo cual afecta tanto a los operadores de red como a los clientes, produciendo bajos índices de calidad y pérdidas económicas.
En este trabajo se propone una metodología que permite realizar un análisis de localización de fallas en el dominio del tiempo considerando un modelo dinámico de carga de recuperación exponencial. Esta técnica utiliza dos barridos diferentes: un barrido en el dominio del tiempo y uno en el dominio fasorial, con el objetivo de incluir el comportamiento dinámico de la carga dentro del localizador de fallas. Este modelo dinámico, se resuelve utilizando el método numérico para ecuaciones diferenciales de Runge-Kutta de cuarto orden. Adicionalmente, la carga se expresa como una admitancia, compuesta de conductancia y susceptancia, con el fin de incluirla en la actualización de la tensión y corriente en cada uno de los tramos del sistema.
Adicionalmente, se propone una metodología para incluir los modelos estáticos de carga y la generación distribuida dentro del localizador de fallas. Este algoritmo funciona para múltiples unidades de generación distribuida por medio de un barrido de medidas aguas abajo y otro aguas arriba. La técnica considera dos zonas para la ocurrencia de la falla en el sistema: cuando la falla está aguas abajo del generador distribuido más alejado de la subestación, se encuentra en la zona radial del sistema, de lo contrario la falla se encuentra en la zona no radial (aguas arriba de este GD). Para cada una de las zonas, se define un conjunto de ecuaciones que permite estimar la distancia a la falla.
Finalmente, las metodologías se validaron en sistemas de prueba de la IEEE considerando incertidumbre en los parámetros como: variaciones en el modelo, factor de potencia, tamaño y desbalance de la carga, longitud de los alimentadores, calibre de los conductores, variaciones en la configuración de la línea, variación en el nivel de tensión, impedancia equivalente en la subestación, efecto capacitivo, cargas monofásicas y trifásicas, conexiones de carga en delta y en estrella y diferentes condiciones operativas que representan las variaciones aleatorias en el sistema real. Además, se realizó un análisis de sensibilidad a los algoritmos propuestos.
