BRPI0716859A2 - Sistema para automação, controle ou proteção de sistema de potência, método para prover proteção, controle e monitoração a um sistema de potência elétrico, e, aparelho para prover proteção, monitoração e controle para um sistema de potência elétrico. - Google Patents

Description

"SISTEMA PARA AUTOMAÇÃO, CONTROLE OU PROTEÇÃO DE SISTEMA DE POTÊNCIA, MÉTODO PARA PROVER PROTEÇÃO, CONTROLE E MONITORAÇÃO A UM SISTEMA DE POTÊNCIA ELÉTRICO, E, APARELHO PARA PROVER PROTEÇÃO, MONITORAÇÃO E CONTROLE PARA UM SISTEMA DE POTÊNCIA ELÉTRICO"

Referência Cruzada para Pedidos Relacionados

Este pedido reivindica benefício sob 35 USC §119(e) do Pedido Provisório US série número 60/845.744, intitulado "An Apparatus, Method, and System for Wide-Area Protection and Control Using Synchronized Phasors", depositado em 19 de Setembro de 2007, em nome de Gregary C.Zweigle, Armando Guzman-Casillas, Ping Jiang e Charles E.Petras como inventores, a descrição completa deste sendo incorporada aqui por referência. Campo da Invenção:

Esta invenção relaciona-se em geral a aparelhos, métodos e sistemas para proteção e controle, usando dados de sistema de potência apresentando um componente de tempo associado a eles. Mais especificamente, esta invenção relaciona-se a aparelhos, métodos e sistemas para comunicar dados de sistema de potência apresentando um componente de tempo associado a eles entre dispositivos eletrônicos inteligentes para prover automação, proteção e controle para sistemas de potência elétricos, em tempo real.

Fundamentos da Invenção:

Proteção, controle, automação, medição e monitoração na extensão do sistema de potência de transmissão e distribuição, freqüentemente requer o compartilhamento de dados de sistema de potência entre diversos dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs). Um ponto de referência comum tal como o tempo é geralmente incluído, de tal modo que dados dos vários IEDs podem ser adequadamente comparados.

Por exemplo, as patentes US 6.845.333 e 6.662.124 (aqui incorporadas por referência) descrevem um sistema de comutação que obtém valores de tensão e corrente de uma linha de potência e usam um primeiro elemento de amostragem para amostrar sinais de tensão e corrente a intervalos selecionados de tempo. Os sinais amostrados resultantes podem ser usados para proteção, controle, monitoração e medição na extensão do sistema de potência. Os sinais amostrados são então novamente amostrados a uma taxa que é um múltiplo selecionado da freqüência do sistema de potência. Os resultados da reamostragem são usados por circuitos de processamento para criar dados de sistema de potência processados para funções de proteção, incluindo determinações de falha.

No sentido de prover proteção, controle e sistemas de monitoração de área extensa, dados (por exemplo, dados de fasor) associados a um sistema de potência, adquiridos dos dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs) são tipicamente coletados por uma unidade de processamento central onde os dados são armazenados (por exemplo, em memória não volátil) e processados (por exemplo, reamostrados, alinhados no tempo, etc.) antes de serem usados na lógica de controle, proteção e monitoração, a partir do qual pode ser dados um comando de controle ou proteção. O resultado é que muitos destes sistemas existentes requerem cerca de 700 milissegundos antes de ser emitido um comando de controle ou proteção.

Conseqüentemente, um objetivo da presente invenção é reduzir a quantidade de tempo antes que um comando de controle ou proteção possa ser emitido.

Adicionalmente, é um outro objetivo da presente invenção reduzir o número de IEDs e unidades de processamento central (CPUs) necessárias em um sistema de proteção, controle e monitoração de área extensa. Sumário da Invenção: É provido um sistema para automação, controle ou proteção de sistema de potência usando dados do sistema de potência remoto possuindo um componente de tempo associado a eles a partir de diversos dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs). O sistema geralmente inclui um IED remoto e local. O IED remoto está geralmente associado a uma localização remota em uma linha de potência e está adaptado para adquirir sinais de sistema de potência remotos. O IED remoto adicionalmente calcula dados do sistema de potência remoto a partir dos sinais do sistema de potência adquiridos e associa os dados do sistema de potência remoto a uma marcação de tempo para produzir dados de sistema de potência remoto marcados no tempo. Os dados de sistema de potência remoto marcados no tempo resultantes são transmitidos ao IED local. O IED local é associado a uma localização em uma linha de potência e adaptados para adquirir sinais de sistema de potência local. O IED local calcula dados do sistema de potência local a partir dos sinais amostrados do sistema de potência; recebe os dados do sistema de potência remoto marcados em tempo; e alinha no tempo os dados do sistema de potência local com os dados do sistema de potência remoto marcado em tempo. O IED local é adicionalmente adaptado para efetuar automação, controle ou operações de proteção em tempo real, usando os dados do sistema de potência local alinhados no tempo e os dados do sistema de potência remoto marcado no tempo.

Em uma realização, os dados do sistema de potência são dados

de fasor.

Ainda em uma outra realização, é provido um método para prover proteção, controle e monitoração para um sistema de potência elétrico. O método geralmente inclui as etapas de adquirir sinais do sistema de potência remoto em localizações remotas; calcular dados do sistema de potência remoto a partir dos sinais do sistema de potência remoto adquiridos. Associar os dados do sistema de potência remoto a um valor de tempo para produzir dados do sistema de potência remoto marcados no tempo; transmitir os dados do sistema de potência remoto marcados no tempo para uma localização local; receber os dados do sistema de potência remoto marcados no tempo na localização local; adquirir sinais do sistema de potência local; calcular dados do sistema de potência local a partir dos sinais do sistema de potência local mostrados; alinhar no tempo os dados do sistema de potência local com os dados do sistema de potência remoto marcados no tempo; e efetuar automação, proteção ou funções de controle em tempo real, usando os dados do sistema de potência local alinhados no tempo e os dados do sistema de potência remoto marcados no tempo.

Ainda em um outro aspecto da presente invenção, é provido um aparelho para prover proteção, monitoração e controle para um sistema de potência elétrico. O aparelho geralmente compreende um circuito de aquisição para obter sinais analógicos locais a partir de um sistema de potência elétrico; um circuito de amostragem para amostrar os sinais analógicos locais; um canal de comunicação para transmitir mensagens contendo dados do sistema de potência local calculados a partir dos sinais analógicos locais até um dispositivo remoto; um canal de comunicação para receber mensagens contendo dados do sistema de potência remoto a partir do dispositivo remoto; uma função de alinhamento no tempo para alinhar no tempo os dados do sistema de potência local com os dados do sistema de potência remoto, e uma função de operação em tempo real para prover proteção, automação, medição ou controle do sistema de potência, com base nos dados do sistema de potência local alinhado no tempo e dados do sistema de potência remoto.

Ainda em uma outra realização, é provido um sistema para automação, controle ou proteção de sistema de potência usando dados do sistema de potência apresentando um componente de tempo associado a eles, a partir de diversos dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs). O sistema geralmente inclui diversos IEDs associados a localizações em uma linha de potência, os diversos IEDs adaptados para adquirir sinais do sistema de potência, e que calculam dados do sistema de potência a partir dos sinais do sistema de potência adquiridos, associam os dados do sistema de potência a uma marcação de tempo para produzir dados de sistema de potência marcados no tempo, e transmitir os dados do sistema de potência marcados no tempo; e um controlador em tempo real adaptado para receber os dados do sistema de potência marcados no tempo a partir dos diversos IEDs, alinha no tempo os dados do sistema de potência marcados no tempo, efetua operações de automação, controle ou proteção em tempo real usando os dados do sistema de potência alinhados no tempo, e transmite mensagens associadas a resultados das operações de automação, controle ou proteção a pelo menos um dos diversos IEDs. Breve Descrição dos Desenhos:

Figura 1 é um esquemático unifilar de um sistema de potência que pode ser utilizado em uma rede de área extensa típica.

Figura 2 é um diagrama em blocos da técnica anterior mostrando um sistema de proteção e controle de área extensa usando entrada de medição de fasor.

Figura 3 é um diagrama em blocos ilustrando um sistema de controle e proteção de área extensa integrado que usa um controlador em tempo real de fasor síncrono (SRTC) de acordo com uma realização da presente invenção.

Figura 4 é um diagrama em blocos ilustrando um controlador

em tempo real para aplicações de proteção e controle de área extensa de acordo com a presente invenção.

Figura 5 é um diagrama ilustrando o fluxo de dados em um controlador em tempo real de fasor síncrono de acordo com uma realização da presente invenção. Figura 6 é um diagrama em blocos ilustrando um sistema de controle e proteção de área extensa integrado que usa um controlador em tempo real de fasor síncrono de acordo com uma realização da presente invenção.

Figura 7 é um diagrama em blocos ilustrando um sistema de controle e proteção de área extensa integrado que usa um controlador em tempo real de fasor síncrono de acordo com uma realização da presente invenção.

Figura 8 ilustra uma integração da presente invenção a um sistema de potência elétrico.

Figura 9 é um diagrama em blocos funcional da presente

invenção.

Figura 10 é um diagrama em blocos da presente invenção com base em um esquema de freqüência de amostragem fixo.

Figura 11 é um diagrama em blocos do interior do bloco de

proteção 432.

Figura 12 é um diagrama em blocos da presente invenção em um esquema de freqüência de amostragem variável.

Figura 13 é um relatório de canal de comunicações de acordo com uma realização da presente invenção.

Figura 14 é um relatório de medição de fasor de acordo com uma realização da presente invenção.

Figura 15 é um diagrama em blocos de uma realização da presente invenção onde um dos IEDs inclui uma referência de tempo comum. Descrição das Realizações Preferidas:

A presente invenção provê um método, aparelho e sistema para proteção, controle e monitoração de sistema de potência de um sistema de transmissão ou distribuição de potência elétrica, comparando dados do sistema de potência possuindo um componente de tempo associado a eles a partir de pontos distintos do sistema de transmissão ou distribuição de potência elétrica. Como será descrito em mais detalhe aqui, um benefício da presente invenção é que a comparação dos dados do sistema de potência tem lugar na ou próximo à coleta em tempo real dos dados. O sistema, aparelho e método da presente invenção também requer menos IEDs e CPUs para processamento adequado e comparação dos dados associados com informação do sistema de potência.

Diretamente, o termo "IED" ou "dispositivo eletrônico inteligente" deve incluir, porém não ser limitado a qualquer dispositivo eletrônico inteligente, tal como, por exemplo, uma unidade de processamento central (CPU), comutação, unidade de medição de fase (PMU), unidade de medição e controle de fase (PMCU), concentrador de dados de fasor (PDC), sistema de controle de área extensa (WACS), sistema de proteção de área extensa (WAPS), e assim por diante.

Figura 1 ilustra um esquemático unifilar de um sistema de potência que pode ser utilizado em uma rede de área extensa típica. Conforme ilustrado na Figura 1, o sistema de potência 10 inclui, entre outras coisas, três geradores síncronos 11, 12 e 13, configurados para gerar formas de onda senoidais de tensão trifásica tais como formas de onda senoidais de 12 kV, três transformadores de potência elevadores 14a, 14b e 14c, configurados para aumentar as formas de onda senoidais de tensão geradas para formas de onda senoidais de tensão mais alta tais como formas de onda senoidais de 138 kV e um número de disjuntores 18. Os transformadores de potência elevadores 14a, 14b e 14c operam para prover as formas de onda senoidais de tensão mais alta a um número de linhas de transmissão de longa distância como as linhas de transmissão 20a, 20b e 20c. Em uma realização, uma primeira subestação 16 pode ser definida para incluir os dois geradores síncronos 11 e 12, os dois transformadores de potência elevadores 14a e 14b e disjuntores associados 18, todos interconectados através de um primeiro barramento 19. Uma segunda subestação 35 pode ser definida para incluir o gerador síncrono 13, o transformador de potência elevador 14c e os disjuntores 18 associados, todos interconectados via um segundo barramento 25. No final das linhas de transmissão de longa distância 20a, 20b, uma terceira subestação 22 pode ser definida para incluir dois transformadores de potência abaixadores 24a e 24b, configurados para transformar as formas de onda senoidais de tensão mais alta para formas de onda senoidais de tensão mais baixa (por exemplo, 15 kV) adequadas para distribuição via uma ou mais linhas de distribuição 26, a cargas tais como uma carga 32. A segunda subestação 35 também inclui dois transformadores de potência abaixadores 24c e 24d para transformar as formas de onda senoidais de tensão mais alta, recebidas via segundo barramento 25, para formas de onda senoidais de tensão mais baixa adequadas para uso pelas respectivas cargas 30 e 34.

Um número de IEDs é conectado a vários pontos no sistema de potência elétrico 10. Para facilidade de discussão, entretanto, um IED 80 local é mostrado conectado operativamente à linha de transmissão 20b via transformadores de instrumento tais como transformadores de corrente e transformadores de tensão, e um IED remoto 90 é mostrado operativamente conectado à linha de transmissão 20b via transformadores de instrumentos. Os IEDs locais e remotos 80 e 90 podem ser separados por uma distância. Em geral, um IED pode ser configurado para efetuar uma ou mais funções de proteção (por exemplo, uma proteção diferencial de corrente de linha, proteção de linha à distância), automação (por exemplo, religação de um disjuntor), controle (por exemplo, comutação de banco de capacitores) e medição (por exemplo, cálculo de consumo de potência) de sistema de potência.

Os IEDs locais e remotos 80 e 90 podem ser qualquer dispositivo capaz de adquirir sinais do sistema de potência (por exemplo, sinais de tensão e corrente) e comunicar dados do sistema de potência com informação do sistema de potência. Os IEDs locais e remotos 80 e 90 se comunicam através de um canal de comunicações, tal como uma porta serial ou Ethernet. Em uma realização, os IEDs locais e remotos 80 e 90 são idênticos, e executam as mesmas funções nos dados recebidos um do outro. Entretanto, para simplicidade, as funções de cada IED serão discutidas em termos dos IEDs locais e remotos 80 e 90.

Cada IED 80 e 90 pode coletar sinais de sistema de potência a partir da linha de potência 20b, tais como três fases de corrente (IA, Ib e Ic), três fases de tensão (VA, Vb e Vc), ou qualquer combinação das quantidades de fase (por exemplo, componentes simétricas, componentes de Clarke e similares). Para simplicidade, a seguinte discussão será focada em uma única fase.

A comunicação entre o IED local e remoto 80 e 90 pode também incluir mensagens binárias não solicitadas. Estas mensagens podem incluir informação tal como: informação de sistema de potência, dados associados à informação do sistema de potência, configuração, informação IED, ajustes de configuração IED, configuração de subestação, valores de tensão; valores de corrente; informação de marcação de tempo para alinhar os valores dos fasores síncronos local e remoto 216 e 218; e similares. A informação de marcação de tempo é derivada de uma referência de tempo comum, por exemplo, com base no tempo distribuído GPS, entre IED 80 e 90. Cada IED 80 e 90 pode usar os dados comunicados do outro IED para afetar um controle, automação, comando ou mensagem. Por exemplo, o IED local 80 alinha e compara o ângulo de tensão local (Vals) com o ângulo de tensão remota (Vars) para obter uma diferença de ângulo entre os dois pontos no condutor 20b. Esta diferença de ângulo pode então ser usada pela lógica de comutação para efetuar funções de controle ou proteção com lógica fixa ou programável. Figura 2 é exibe um sistema de proteção e controle de área extensa da técnica anterior (WAPS e WACS) que usa entradas de medição de fase. Neste sistema, os dados do sistema de potência apresentando uma componente de tempo associada a eles consistem em uma medição de fasor.

O sistema de acordo com a Figura 2 inclui um gerador 102 que é protegido pelo controlador WAPS 112. O controlador WAPS 112 é capaz de enviar comandos de disparo 118 para um disjuntor 18 de um lado do barramento 120a ou comando de fechamento para ativar a interrupção dinâmica do sistema de potência e um comando de abertura para desativar a interrupção dinâmica do sistema de potência 116 afetando a carga 104. Este sistema consiste de Unidades de Medição de Fasor (PMUs) 106, Concentrador de Dados de Fasor (PDC) 108, Concentrador WACS 110, e Controlador WAPS 112. Neste sistema, cada PMU 106 adquire sinais do sistema de potência correspondentes ao condutor que monitora. Por exemplo, cada PMU 106 pode adquirir sinais do sistema de potência (por exemplo, sinais de corrente e/ou tensão) em seu condutor correspondente 120a, 120b ou 120c. Cada PMU 106 criaria dados (por exemplo, valores de fasor) a partir dos sinais analógicos adquiridos dos condutores 120a, 120b e 120c e transmitiria tais dados ao PDC 108. Os valores de fasor poderiam incluir ângulo e magnitude das fases medidas, e podem ser reamostrados antes de serem transmitidos ao PDC 108. O PDC 108 então insere, armazena e correlaciona os valores de fasor. Os valores de fasor resultantes são então transmitidos a um WACS 110, que efetua cálculos de controle e exporta os resultados binários a um WAPS 112. O WAPS usa os resultados binários do WACS 110 para executar funções de proteção, tais como circuitos de disparo.

Como pode ser visto, a proteção de área extensa de acordo com este arranjo da técnica anterior requer várias unidades de medição de fasor e outros IEDs (tais como, por exemplo, um PDC, WACS, WAPS, CPU e similares) para prover proteção a uma área extensa. Uma outra desvantagem da proteção e controle de área extensa da técnica anterior é o tempo requerido para emitir um comando de proteção. Por exemplo, muitos esquemas de proteção de área extensa requerem que sejam coletados valores de fasor e armazenados por uma PMU 106 e enviados a um PDC 108 antes de serem processados por um WACS 110 e/ou WAPS 112. Conseqüentemente, pode haver tanto quanto 700 milissegundos de retardo antes que uma ação protetora ou de controle seja executada. O controlador em tempo real da presente invenção requer muito menos tempo para emitir um comando de proteção, devido ao fato de que o sistema tem menos unidades de processamento e menos canais de comunicação entre os IEDs. Ainda mais, a presente invenção não requer que a informação de sistema de potência ou dados associados a ele sejam armazenados e recuperados de uma memória não volátil.

Figura 3 é um diagrama em blocos de uma rede de controle em tempo real sincronizada 700 usando os controladores em tempo real da presente invenção. Embora esta realização bem como outras descritas aqui se refiram especificamente a fasores ou fasores síncronos, os ensinamentos da presente invenção podem ser aplicados a outros dados de sistema de potência ou informação associada a ele, apresentando um componente de tempo associado. De acordo com a realização da Figura 3, a rede 700 inclui um único controlador em tempo real de fasor síncrono (SRTC) 702 que executa as funções de PDC, controlador WACS e controlador WAPS, em comunicação com várias PMCUs 704. De acordo com esta realização, o SRTC 702 pode ser um processador de fasor síncrono tal como o SEL 3306, fabricado por Schweitzer Engineering Laboratories, Inc (Pullman, WA), reforçado com capacidades de controlador em tempo real de acordo com a presente invenção. O SRTC 702 recebe sinais analógicos e entradas binárias dos IEDs remotos 704; correlaciona os sinais recebidos e entradas; e processa algoritmos de proteção e controle usando um algoritmo de programação determinístico. Adicionalmente, o SRTC 702 ativa comandos de mensagem com base nos dados processados, usando um protocolo de comunicação (por exemplo, Protocolo de Mensagem Rápida SEL ou Protocolo de Mensagem GOOSE tal como definido pela IEC-61850). Os IEDs remotos 704 recebem os comandos de mensagem do SRTC 702 para controlar e proteger o sistema de potência.

Figura 4 é um diagrama em blocos de uma rede de controle em tempo real de fasor síncrono 600 de acordo com a realização da presente invenção mostrada na Figura 6. A rede de controle em tempo real de fasor síncrono 600 inclui geralmente um IED local (por exemplo, PMCU 80) e um número de IEDs remotos (por exemplo, PMCUs 602, 604). As PMCU remotas 602, 604 e PMCU local 80 se comunicam via um canal de comunicações e transceptor 606 com capacidades de transmissão e recepção. Embora o canal de comunicação seja mostrado com caminhos separados, a implementação pode ser através de um recurso compartilhado tal como Ethernet. A PMCU local 80 inclui adicionalmente um bloco de reamostragem e alinhamento de dados 208 que alinha os dados de acordo com as descrições acima. Para dados gerados de forma síncrona, a operação de reamostragem não é requerida. O alinhamento de dados 208 pode ser obtido simplesmente comparando as marcações de tempo do sinal e então classificando-as de tal modo que todos os sinais associados a uma marcação de tempo comum são apresentados para processamento em tempo real 612, juntos. Por exemplo, considere sinais que são gerados 120 vezes a cada segundo. Os sinais são gerados de tal modo que para todos os IEDs no sistema, o primeiro sinal corresponde ao instante exato de um segundo (usando uma referência de tempo 508 comum a todos os IEDs), o próximo sinal corresponde a 1/120 de um segundo mais tarde, então 2/120, e continuando até o último sinal que é 119/120 de um segundo após o instante de um segundo. Isto é então repetido para o próximo segundo. Sinais que tenham sido gerados desta maneira síncrona são descritos no padrão IEEE C37.118. Os sinais entram no processamento em tempo real 612 para criar dados processados conforme descrito acima. Uma base de dados de Configuração de Sistema 608 está também disponível para o processamento em tempo real 612. A configuração pode então ser obtida usando um protocolo de comunicação (por exemplo, protocolo de Mensagem Rápida). O processamento em tempo real 612 pode processar os sinais para criar dados processados e usar vários comandos (por exemplo, comandos de Operação Rápida 618) para enviar uma mensagem de controle ou proteção (por exemplo, Mensagem de Operação Rápida) via uma interface (por exemplo, Interface de Mensagem de Operação Rápida) para uma ou mais PMCUs remotas 602, 604, via canal de comunicações 606.

Os métodos e aparelhos descritos acima podem ser usados em sistemas para prover proteção de área extensa, controle, medição e automação para sistemas de potência elétricos. Os sistemas, aparelhos e métodos aqui descritos, permitem tempos de resposta mais rápidos a anormalidades do sistema de potência, porque os dados do sistema de potência (por exemplo, dados de fasor síncrono), gerados remotamente são compartilhados com o IED local (por exemplo, PMCU local), que pode usar a informação do sistema de potência remoto ou local ou dados associados a ela para prover proteção, controle, medição, e automação ao sistema de potência elétrico, sem a necessidade de dispositivos de processamento intermediários (por exemplo, um concentrador de dados de fasor ou outra unidade de processamento entre as PMCUs).

Figura 5 ilustra um exemplo de fluxo de dados no SRTC 702 da Figura 3. Sinais adquiridos do sistema de potência (por exemplo, dados PMCU) são adaptados para serem transmitidos ao SRTC 702 através de uma porta de comunicações (por exemplo, portas seriais 70Iou Ethernet 703) e na conversão de formato de dados 705. Uma vez que os sinais tenham sido convertidos para dados, os dados alinhados no tempo 707 e empacotados 709. O alinhamento no tempo 707 pode reamostrar um fluxo de dados para coincidir com a amostragem de um outro fluxo de dados. O alinhamento no tempo usa a informação de marcação de tempo que está associada aos dados. A marcação de tempo é referenciada a uma base de tempo comum compartilhada entre todos os dispositivos que estão enviando dados. O SRTC 702 pode processar e alinhar no tempo vários fluxos de dados marcados no tempo. Os dados empacotados podem ser usados pelo controlador processador de lógica de proteção, medição e programável 711 que executa operações de proteção ou controle (por exemplo, operações matemáticas) nos dados, a intervalos de um milissegundo. O controlador processador de lógica de proteção, medição e programável 711 pode ser programado com condições, que se satisfeitas, requerem que uma mensagem tal como uma mensagem de operação rápida 713 seja enviada às PMCUs via conversão de formato de dados 705 e portas seriais 701 e/ou portas Ethernet 703.

As operações do processador de lógica de proteção, medição 711 pode adicionalmente ser programável pelo usuário através de uma interface gráfica de usuário tal como um applet de configuração 717 e um compilador lógico 715.

Em uma realização, a PMCU da presente invenção inclui diagnóstico de canal de sincronização e comunicações para determinar a saúde da rede de controle em tempo real sincronizada 700. O diagnóstico pode incluir bits pré-defmidos (tais como Bits de Palavra de Comutação SEL) que, quando ajustados, indicam o estado de sincronização, estado do canal de comunicação e um relatório do canal de comunicação que também inclui medições de latência e o conteúdo de pacotes de dados recebidos.

Figura 6 ilustra um diagrama em blocos de uma realização de uma rede de controle em tempo real sincronizada 750 usando a presente invenção. O controlador em tempo real é integrado às PMCUs ao invés de ser uma unidade separada. As PMCUs foram mostradas na Figura 4. As PMCUs 704 compartilham valores de fasor síncrono uma com a outra, e correlacionam os dados recebidos e processam algoritmos de proteção e controle. Adicionalmente, as PMCUs 704 ativam comandos com base nos dados processados usando, por exemplo, Protocolo de Mensagem Rápida SEL, para controlar e proteger o sistema de potência. Embora a Figura 6 mostre duas PMCUs comunicando-se uma com a outra, o sistema pode consistir de PMCUs múltiplas comunicando-se umas com as outras. O IED mostrado na Figura 9 descreve a operação para fontes múltiplas de dados.

Figura 7 ilustra um diagrama em blocos de uma realização de uma rede de controle em tempo real sincronizada 790 usando a presente invenção. Vários geradores 102, embarramentos 720a e 720b são conectados por linhas de distribuição ou transmissão elétrica 20d e 20e. Um IED local (neste caso, uma PMCU 80) é adaptado para receber sinais analógicos do sistema de potência do barramento 720. O IED remoto (que pode ser uma PMCU 90) é adaptado para receber sinais analógicos do sistema de potência do barramento 720a. Os IEDs locais e remotos 80 e 90 podem operar de acordo com qualquer das realizações aqui descritas. Por exemplo, o IED local 80 pode receber valores de fasor sincronizados correspondendo aos sinais adquiridos no barramento 720a pelo IED remoto 90. O IED remoto 90 pode gerar valores de fasor síncrono correspondente aos sinais adquiridos no barramento 720b e linhas 20d e 20e; retardar os valores de fasor síncrono para responder por latências de canal para a comunicação de dados para o IED remoto 90; alinhar no tempo os valores de fasor síncrono local com os valores de fasor síncrono remoto; e executar funções de proteção, controle, medição e/ou automação no sistema de potência elétrico. Por exemplo, se uma comparação entre os valores de fasor síncrono local e remoto correspondem a condições pré selecionadas, o IED local 80 pode enviar um comando ao disjuntor 18 para abrir, de modo a liberar um gerador 102. A PMCU 80 e PMCU 90 são ambas individualmente conectadas a uma referência de tempo comum, tal como um GPS.

Em uma realização, o IED local 80 da presente invenção pode incluir uma fonte de tempo conforme ilustrado na Figura 8. A fonte de tempo pode ser externa ao IED local 80 conforme mostrado na Figura 8 ou, em uma outra realização, pode ser incorporada ao IED local 80. Conseqüentemente, uma fonte de tempo 502 tal como uma fonte de tempo GPS pode estar em comunicação com o IED local 80, de tal modo que funções envolvendo uma referência de tempo comum 508 podem ser executadas no IED 80. Por exemplo, a referência do tempo comum pode ser uma referência de tempo absoluta. O IED local 80 pode incluir um microcontrolador 510 no qual muitas das funções do IED 80 podem ser executadas. Em uma realização, o microcontrolador 510 inclui uma CPU, ou um microprocessador, uma memória de programa (por exemplo, uma Flash EPROM) e uma memória de parâmetro (por exemplo, uma EEPROM). Como será verificado pelos especialistas na técnica, outras configurações de microcontrolador adequadas podem ser utilizadas. Embora esta realização envolva o uso do microcontrolador 510, deveria ser notado que, nesta realização e outras apresentadas e reivindicadas aqui, pode ser praticada usando FPGA ou outro equivalente.

Conforme mostrado na Figura 8, o IED local 80 pode também

estar em comunicação com o sistema de potência elétrico 10, de tal modo que o IED local 80 recebe entradas analógicas 504 do sistema de potência elétrico 10. O IED pode também transmitir sinais de controle 506 ao sistema de potência elétrico 10. Como é conhecido na técnica, os sinais de controle 506 podem incluir, por exemplo, comandos de disparo, comandos de fechamento, comandos de alarme, e similares. Em uma realização, um método para processamento em tempo real dos sinais adquiridos do sistema de potência é provido e ilustrado em geral em 300 na Figura 9. Para simplicidade, esta realização envolve fasores síncronos. Em geral, quaisquer dados que tenham sido marcados no tempo de acordo com uma referência de tempo comum podem ser processados da maneira mostrada na Figura 9. Conseqüentemente, a representação de fasor pode ser comunicada em coordenadas retangulares, como componentes reais e imaginários, de uma única fase de linha. Os dados de fasor podem também ser comunicados usando coordenadas polares, como um componente de magnitude e fase. Conforme visto no diagrama, o bloco de reamostragem e alinhamento no tempo 208 recebe entradas de ambos valores de fasor síncrono local 216 e valores de fasor síncrono remoto 218. Os valores de fasor síncrono local 216 incluem uma marcação de tempo bem como componente reais e imaginários da tensão de fasor síncrono local (Vlpmr, Vlpmi5 respectivamente). Em uma realização, o IED local 80 recebe valores de fasor síncrono remoto 218 em uma mensagem correspondente a um protocolo tal como o protocolo de Mensagem Rápida C37.118-2005 (IEEE), protocolo de Mensagem Rápida, GOOSE (IEC-61850) e similares, a partir dos IEDs remotos (por exemplo, PMCUs 202). Os IEDs remotos (por exemplo, PMCUs 202) podem ser dispositivos tais como o Sistema de Proteção, Automação e Controle SEL-421, o Sistema de Proteção, Automação e Controle SEL-451, o Relê de Distância de Fase e Terra SEL-311, o Relê de Sobrecorrente Direcional e Religação SEL-351 (todos fabricados por Schweitzer Engineering Laboratories, Inc (Pullman, WA), um dispositivo conforme a C37.118, e similares.

Os valores de fasor síncrono remoto 218 podem incluir uma marcação de tempo, bem como os componente reais e imaginários da tensão de fasor síncrono local (Vlpmr, Vlpmi, respectivamente). Os valores de fasor síncrono local e remoto, 216 e 218 podem incluir adicionalmente a freqüência (ou freqüência estimulada) dos dados amostrados, dados analógicos, uma taxa de variação de freqüência, dados analógicos digitalizados, dados digitais, magnitude e ângulos de corrente de fase, magnitude e ângulo da tensão de fase e assim por diante. Os valores de fasor síncrono remoto 218 se originam de um IED remoto (por exemplo, PMCU 202) tal como um IED remoto (por exemplo, o IED remoto 90 da Figura 1). O IED remoto (por exemplo, PMCU 202) envia pacotes de dados, dependendo do tipo de linhas de comunicação usadas pelos IEDs locais e remotos 80 e 90. Por exemplo, estes pacotes de dados podem ser na forma de pacotes seriais ou pacotes Ethernet 204. O IED local 80 recebe e decodifica os pacotes de dados seriais ou Ethernet. Os valores de fasor síncrono remoto 218 incluem uma marcação de tempo bem como as medições de fase reais e imaginárias da tensão (ϊ8ταμρ, VrpmR, Vrpmi, respectivamente). No bloco 208, os valores de fasor síncrono remoto 218 e os valores de fasor síncrono local 216 são alinhados no tempo. Este alinhamento no tempo pode usar a informação de marcação de tempo de ambos valores de fasor síncrono local 216 e valores de fasor síncrono remoto 218. No caso mais simples, todas as PMCUs geram dados de fasor síncrono à mesma taxa e os valores de fasor síncrono local 216 estão retardados no tempo de um valor escolhido pelo retardo de tempo do IED remoto (por exemplo, PMCU 202), canal 204, e função de Receber e Decodificar 310). Os valores de fasor síncrono local 216 podem ser colocados em memória volátil (por exemplo, usando uma RAM ou FIFO) e quando os valores de fasor síncrono remoto 218 são recebidos, então a marcação de tempo dos valores de fasor síncrono remoto (ístamp de 218) são comparados com as marcações de tempo armazenadas para os valores de fasor síncrono local (ístamp de 216) para obter uma coincidência. Quando é verificada a coincidência, então os Vlpmr e Vlmpi de 216 associados são obtidos a partir da RAM como valores locais retardados, Vdpmr e Vdpmi5 e usados como valores que correspondem aos valores de fasor síncrono remoto 218. Similarmente, quando dados remotos múltiplos PMCU 202 precisam ser alinhados no tempo, então os valores de fasor síncrono local 216 bem como todos os valores de fasor síncrono remoto 218 podem ser armazenados e o retardo mais longo ou o retardo esperado no pior caso, pode ser excluído como a referência ístamp com a qual os outros valores de ístamp para os fasores síncronos local e remoto são comparados.

Outros métodos para alinhar os dados podem ser também empregados para o bloco 208. Por exemplo, o bloco 208 pode reamostrar os valores de fasor síncrono remoto 218 e os valores de fasor síncrono local 216.

Os valores de fasor síncrono local 216 incluem uma marcação de tempo bem como as medições de fase reais e imaginárias da tensão (ístamp? Vlfmr, Vlpmi, respectivamente). Juntamente com o envio ao bloco de reamostragem e alinhamento no tempo 208, os valores de fasor síncrono local 216 podem também ser enviados a um IED remoto (por exemplo, PMCU 202). Antes da comunicação ao IED remoto (por exemplo, PMCU 202) os valores de fasor síncrono local 216 podem ser codificados 316 e enviados de acordo com um protocolo de comunicação tal como C37.118, GOOSE, Protocolo de Mensagem Rápida SEL, MirroredBits® ou similares.

Os dados podem então ser convertidos de coordenadas retangulares para polares ou de coordenadas polares para retangulares, conforme necessário no conversor retangular/polar do bloco 210. Os dados que fluem do conversor de coordenadas retangulares/polares 210 incluem uma marcação de tempo (tSTAMP) e opcionalmente um subconjunto ou todos os fasores síncronos locais retardados retangulares (componentes reais e imaginários) (Vdpmr e Vdpmi), fasores síncronos locais retardados polares (componentes de magnitude e ângulo) (Vdpmm e Vdpma), fasores síncronos remotos retangulares (Vrpmr e Vrpmi), ou fasores síncronos remotos polares (Vrpmm e Vrpma)· Estes dados então entram em um processador matemático em tempo real 212 que pode funcionar usando uma aplicação de processamento tal como, por exemplo, SELMath, para emitir um comando de mensagem, controle ou proteção 214. O processador 212 usa dados alinhados no tempo de PMCUs locais e remotas no sentido de executar funções de proteção, automação, controle e medição. O comando de emissão de mensagem, controle ou proteção pode ser comunicado em qualquer número de protocolos tais como MirroredBits® (descrito nas Patentes US 5.793.750, 6.947.269 e Publicação de Pedido de Patente US 2005/0280965, todas as quais são deste modo incorporadas por referência), Comando de Operação Rápida, ou um protocolo Ethernet. A mensagem de saída, controle ou comando pode adicionalmente estar na forma de um relatório de evento.

Dados fluindo a partir do bloco de Reamostragem e Alinhamento no Tempo 208 podem influir para uma interface homem- máquina (HMI) via um relatório de medição 326 que pode conter dados tais como, descritos em mais detalhe abaixo, e em conjunto com a Figura 14.

Estatísticas relativas a confiabilidade dos dados de fasor síncrono comunicados podem estar disponíveis em uma forma de relatório, representado pelo bloco 312. A confiabilidade do canal de comunicação pode também ser monitorada usando valores de bit único, tais como ROKRPMx e PMDOKTx. O subescrito "x" comunica qual PMCU o valor indica. Por exemplo, se x=l, o valor é para PMCU 1.

O processador em tempo real de fasor síncrono acima pode também ser descrito em termos de uma rede em tempo real de fasor síncrono. A rede de controlador em tempo real de fasor síncrono mostrada na Figura 9, inclui um IED local 80, tal como uma PMCU e três IEDs remotos 202, de tal modo que as PMCUs que trocam medições e comandos sincronizados através de uma rede de comunicações, para aplicações de controle, monitoração e proteção em tempo real. As PMCUs 80 e 202 transmitem e recebem mensagens de medição sincronizadas e mensagens de comando. Após o PMCU decodificar as mensagens, os dados locais são reamostrados 208 para coincidir com a taxa dos dados recebidos, então o PMCU alinha as mensagens remotas (por exemplo, ístamp, Vrpmr, VrpmO e locais (por exemplo, ístamp, Vlpmr, Vlpmi) de acordo com sua marcação de tempo comum, ístamp- No sentido de alinhar os dados locais com os dados remotos, a PMCU 80 retarda os dados locais 216 para serem responsáveis pela latência do canal de comunicações. A PMCU 80 cria as quantidades locais retardadas (por exemplo, ístamp, Vdpmr, Vdpmi)· As quantidades remotas e locais retardadas correspondem aos valores no sistema de potência em um instante prévio igual ao retardo do tempo de aquisição mais a latência do canal. Nesta aplicação a latência de canal máxima permitida é um terço de um segundo. A Tabela 1 ilustra um exemplo de quantidades locais remotas disponíveis na PMCU local após decodificação e alinhamento no tempo. Estas quantidades estão disponíveis para o Processador Matemático em Tempo Real 212, algoritmos de proteção internos 324 e medição de fasor síncrono (MET RPM) 326. O Processador Matemático em Tempo Real 212 efetua operações lógicas e aritméticas para implementar esquemas de proteção e/ou controle usando valores de fasor síncrono. A saída do Processador Matemático em Tempo Real 212 e/ou algoritmos de proteção 324 pode ser emitida para as PMCUs remotas 202. A PMCU local 80 pode também emitir para a PMCU remota 202 informação de freqüência estimada ou medida, valores de fasor antes da reamostragem, quantidades analógicas, e assim por diante, conforme discutido em mais detalhe aqui.

Tabela 1 ilustra valores de fasor síncrono após decodificação e alinhamento no tempo. Para simplicidade, uma tensão de fase única é listada na Tabela. Entretanto, os valores do fasor síncrono podem ser quaisquer das tensões de linha (VA, VB ou VC), correntes de fase (IA, IB, IC), valores derivados (VI, II), valores neutros (IN, VN), valores computados arbitrários (por exemplo, 327*(VA+VB)), ou qualquer combinação destes. TABELA 1

Quantidade Descrição VIrpmr Parte real da tensão remota. VIrpmi Parte imaginária da tensão remota. VIrpmm Magnitude da tensão remota. VIrpma Angulo da tensão remota. VIdpmr Parte real da tensão local retardada. VIdpmi Parte imaginária da tensão local retardada. VIdpmm Magnitude da tensão local retardada. VIdpma Angulo da tensão local retardada.

Um exemplo de uma aplicação de um controle em tempo real

de fasor síncrono é o cálculo da tensão de seqüência positiva em ambas extremidades da linha de transmissão 20b (ver Figura 1) e detecção de quando a diferença de ângulo excede um limiar pré-definido, onde uma ação de controle ou proteção pode ser executada. A PMCU pode emitir um comando de Operação Rápida 214 quando a PMCU detecta uma condição tal como uma diferença de ângulo maior que 10 graus. O comando de Operação Rápida 214 pode, por exemplo, fazer com que um disjuntor abra. O bit de Dados de Medição de Fasor Total OK (PMDOKTx) supervisiona o comando para evitar operações erradas quando as medições sincronizadas não são confiáveis. Isto é, se as medições sincronizadas não são confiáveis, o PMDOKTx não seria configurado e o comando de Operação Rápida 214 não seria emitido.

Retornando agora à Figura 10, é ilustrado um diagrama em blocos funcional de uma realização de um sistema de acordo com a presente invenção, indicado geralmente como 400. Embora discutido como blocos funcionais, deveria ser entendido que o IED (por exemplo, PMCU 80) pode ser implementado em hardware, software, firmware ou uma combinação destes. Nesta realização, o sistema produz dados de sistema de potência na forma de valores de fasor sincronizados (medições). Estes valores são independentes da freqüência do sistema de potência; entretanto, estes podem ser usados para certas funções de proteção ampla de sistema, automação, controle ou medição. Em adição, os sinais de entrada podem ser reamostrados em múltiplos da freqüência do sistema de potência para prover uma faixa típica de funções de proteção, tal como uma proteção de linha à distância e determinações de falha.

Figura 10 inclui um IED local (por exemplo, PMCU 80) e um IED remoto (por exemplo, PMCU 90). Conforme mencionado acima, estes dois IEDs (por exemplo, PMCU 80 e 90) se comunicam através de um canal de comunicação comum 448, e podem efetuar funções de amostragem, comunicação, controle e proteção em um sistema de transmissão de potência ou distribuição elétrico.

O IED local (por exemplo, PMCU 80) inclui um elemento para prover um sinal de entrada analógico 402 o elemento pode incluir diversos dispositivos transformadores (transformadores de tensão/transformadores de corrente) que reduzem os valores de corrente e/ou tensão a um nível apropriado para uso em um IED (por exemplo, um relê de proteção baseado em microprocessador ou PMCU). O sinal de entrada analógico 402 é aplicado a um filtro passa

baixa 404, cuja saída é aplicada a um conversor A/D 410. Os dados adquiridos são amostrados a intervalos de tempo fixos. O sinal de amostragem é referenciado a um sinal de relógio. O sinal de relógio pode ser provido por uma fonte de tempo 406, que provê uma referência de tempo comum (por exemplo, uma referência de tempo absoluta) ao IED local (por exemplo, PMCU 80) onde o tempo é sincronizado para um padrão de tempo comum tal como UTC, e distribuído usando GPS, preferivelmente formatado em um sinal padrão de código de tempo do Grupo de Instrumentação Inter Faixa (IRIG). Formatos adicionais, esquemas de distribuição e padrões de tempo podem também ser utilizados. A fonte de tempo 406 submete um sinal para sincronizar fasores baseado em Tempo Universal Coordenado (UTC). No sentido de obter uma medição de fasor mais precisa, o sinal sincronizado é preferivelmente preciso dentro de cerca de 500 ns do UTC. É importante notar que os fasores podem ser associados a um componente de tempo usando qualquer outro meio de medição de tempo. Formas adequadas de enlaces de comunicação de tempo incluem IRIG-B, IEC 61588, enlace Ethernet ou outros de tais enlaces de comunicações.

O sinal de relógio é aplicado a um elemento de sincronização de tempo 408, que decodifica o formato de mensagem do tempo comum 406, compensa a perda temporária do tempo comum 406, gera sinais apropriados para controlar o conversor A/D 410 e provê uma marcação de tempo da instância de amostragem. A saída amostrada resultante do conversor AfD é aplicada a um circuito de calibração 412, que é responsável por quaisquer erros de aquisição de dados que possam ocorrer no hardware de aquisição de dados, de tal modo que os dados são alinhados entre os IED 80 e 90. A saída do circuito de calibração 412 contém os dados amostrados juntamente com marcações de tempo, de modo a amostrar a instância de acordo com o tempo comum 406. Os dados 413 podem ser providos a uma taxa de amostragem relativamente alta, por exemplo, 8000 amostras por segundo, é aplicado a um circuito de processamento 424 para produzir dados sincronizados para oscilografia convencional, medição de fasor sincronizado e aplicações de análise harmônica.

Em adição, entretanto, valores de fasor sincronizados são determinados a partir da tensão de entrada da linha de potência e valores de corrente. A saída de fasor sincronizada 483 do circuito 424 pode ser independente da freqüência do sistema, e pode ser usada em certas funções de proteção, controle, medição e automação, juntamente com lógica definida pelo usuário e operações matemática realizadas pelo IED local (por exemplo, PMCU 80).

O algoritmo no circuito de processamento 424 usa os valores de entrada, por exemplo, VA, Vb5 Vc, Ia, Ib e Ic com uma referência de tempo comum, para produzir dados sincronizados. O processador 424 décima, isto é, diminui o número de amostras, dividindo o número de amostras por oito, para criar sinais de tensão e corrente, por exemplo, a 1000 (Ik) amostras por segundo. A seguir, cada sinal de entrada é multiplicado separadamente pelos sinais de referência ΰθ8(2πίϊ + β) e sen(27ift + β) para criar dois sinais de saída, onde o tempo t é a referência de tempo comum, f é uma freqüência de referência fixa (por exemplo, 50 Hz ou 60 Hz) e β é um ajuste de calibração adicional para o hardware particular usado. Na próxima etapa, os componentes de alta freqüência de cada sinal multiplicado são removidos com um filtro passa baixa. O resultado final consiste nas partes real e imaginária dos fasores VA, Vb, Vc, Ia, Ib e Ic. Em uma realização, o IED local (por exemplo, PMCU) é adaptado para calcular estes fasores particulares a cada 50 milissegundos.

A seguir, o processador 424 usa o sinal Va como referência de tempo comum para produzir o fasor síncrono de tensão da fase A (VAsync)· O IED efetua cálculos similares para outros fasores. Cada fasor síncrono ou dados resultantes são associados a uma marcação de tempo particular, referida como sincronização de tempo. Esta marcação de tempo é referenciada ao tempo comum.

As quantidades de seqüência positivo (por exemplo, Visync) são então computadas a partir do fasores síncronos de corrente e tensão trifásicas. Alternativamente, componentes de Clarke podem ser computados a partir dos fasores síncronos de corrente e tensão trifásicas ou sinais alinhados no tempo (VA, VB, Vc, Ia, Ib e Ic). Ambas computações são descritas nas Patentes US 6.662.124 e 6.845.333. As funções de proteção que usam as medições de fasor sincronizadas tais como os valores de fasor de seqüência positiva sincronizados, incluem proteção de corrente diferencial, na qual valores de corrente de um IED local (por exemplo, PMCU 80) são usados com valores de corrente de um IED remoto (por exemplo, PMCU 90) para prover a função de proteção. Uma referência de tempo comum para os fasores síncronos provê a capacidade de realizar tais funções de proteção e efetuar determinações de falha. Capacidades de análise na extensão do sistema bem como algumas funções de proteção estão disponíveis do circuito de processamento 424 isoladamente. Exemplos desta capacidade incluem: localização de falha precisa; estimativa de parâmetros de linha em tempo real; estimativa de carregamento de linha em tempo real; estimativa de temperatura de linha em tempo real; e similares.

Referindo-se agora à Figura 10, a saída do circuito de calibração 412 pode também ser aplicada a um filtro passa baixa digital 414, cuja saída é aplicada a um dispositivo 416 que reamostra os dados. Os dados reamostrados, juntamente com dados de fasor síncrono 484, são aplicados ao IED remoto (por exemplo, PMCU 90) após codificação pelo transmissor 452 através de um canal de comunicação 448, a uma taxa que é adequada para a largura de faixa do canal de comunicações. A saída dos dados reamostrados pode ser também aplicada a um estimador de freqüência convencional 418, que pode ser qualquer dentre vários dispositivos conhecidos. O estimador de freqüência 418 proverá uma estimativa da freqüência real do sinal da linha de potência.

A saída do circuito estimador de freqüência 418 é aplicada como o sinal de amostragem fsys a um circuito de reamostragem 420. Uma entrada de dados para o reamostrador 420 é a partir de uma linha da saída do filtro passa baixa digital 414 do IED local 80 (o sinal local) e a outra é a partir de 310, que recebe e decodifica dados do IED remoto (por exemplo, PMCU 90).

O sinal de entrada é reamostrado em uma freqüência que é um múltiplo selecionado da freqüência do sistema de operação, por exemplo, 32.fsiys na realização mostrada. Outros múltiplos podem ser usados. Os dados reamostrados locais e remotos 485 são então aplicados através de um filtro passa faixa digital 428 ao bloco de proteção, controle, medição e lógica programável 432.

Os dados reamostrados locais são também processados em 426 para produzir um valor RMS (valor médio quadrático). Estes dados RMS são usados para aplicações de medição e proteção para o IED, no bloco de proteção, controle, medição e lógica programável 432.

Uma outra entrada para o bloco de proteção, controle, medição e lógica programável 432 é a saída do processador 424. A saída do processador 424, que inclui valores de fasor do sistema elétrico 10 é usada no bloco de proteção, controle, medição e lógica programável 432 para funções de proteção e controle, juntamente com funções de medição, automação e lógicas e matemáticas definidas pelo usuário, quando estas podem ser entradas para o bloco de proteção, controle, medição e lógica programável 432. Uma vantagem da entrada do processador 424 é que as funções de proteção e controle podem ser executadas sem retardo adicional que pode resultar das funções do filtro passa baixa digital 414, reamostragem 416, estimativa de freqüência 418, reamostragem 420 e RMS 426.

Figura 11 ilustra uma realização do bloco de Proteção, Medição e Lógica Programável 432. O sinal recebido 481 é decodificado por 310. A saída do circuito de processamento 424, representada pelos dados de fasor síncrono 483, e dados recebidos do IED remoto (por exemplo, PMCU 90) via bloco, que recebe e decodifica dados remotos 310, consiste nas entradas para uma função de alinhamento 208. A função de alinhamento 208 serve para alinhar no tempo os dados remotos decodificados pelo canal analógico remoto 310 e o circuito de processamento 424, antes que os dados alinhados prossigam no circuito de lógica programável 499. Conforme descrito acima em conjunto com a Figura 4 e Figura 9, a função de alinhamento 208 pode incluir reamostragem da saída do processador 424 para alinhar no tempo os dados com os dados remotos recebidos. O circuito de lógica programável 499 inclui lógica para proteção, automação, controle, medição, lógica programável e funções matemáticas programáveis que podem ser executadas pelo IED local (por exemplo, PMCU 80) e produz uma mensagem lógica que pode incluir dados de medição, dados de controle, dados de automação ou comandos de proteção.

Dados a partir do circuito de processamento 424 são também emitidos para uma operação de mesclagem 434 onde são mesclados com a mensagem lógica do circuito de lógica programável 499. Os dados de fasor síncrono combinados 483 e dados de 499 são então enviados por meio de uma linha de transmissão 484 e então codificados para transmissão por 452 e o canal de comunicações 448 para uma operação de recepção 442 do IED remoto (por exemplo, PMCU 90). Isto permite não só que mensagens lógicas a partir do bloco de proteção, controle, medição e lógica programável 432 sejam comunicadas entre os IEDs (por exemplo, PMCU 80 e 90) como também valores de fasor síncrono sejam comunicados entre os IEDs (por exemplo, PMCU 80 e 90).

A informação do sistema de potência elétrico pode ser amostrada com base em uma referência de tempo comum ou intervalos de tempo pré-determinados. Como na Figura 12, o informação do sistema de potência elétrico pode ser amostrada com base na freqüência do sistema de potência. Há vários métodos para amostrar informação do sistema de potência elétrico com base na freqüência. Tal método é descrito abaixo, bem como na Publicação de Pedido de Patente US No. 2007/0086134, incorporado aqui por referência.

Em uma realização, o IED local (por exemplo, PMCU 80) pode ser configurado para estimar fasores sincronizados em instantes de tempo pré-determinados que são baseados em uma referência de tempo comum e, em algumas realizações, referenciados a um fasor com fase e freqüência pré-determinadas. Referindo-se à Figura 12, o IED local (por exemplo, PMCU 80) pode incluir uma entrada configurada para receber um sinal analógico de entrada 504. O sinal analógico de entrada 504 que, conforme descrito acima, pode ser representativo de uma ou mais tensões locais e/ou uma ou mais correntes locais, é recebido pelo IED local (por exemplo, PMCU 80) via transformadores de tensão ou corrente conectados a uma ou mais fases do sistema de potência 10.

Uma fonte de tempo 406 pode ser adicionalmente incluída para prover uma referência de tempo comum para o IED local (por exemplo, PMCU 80) onde o tempo é sincronizado para um padrão de tempo comum.

Em geral, o sinal analógico de entrada 504 recebido do sistema de potência 10 pode ser filtrado, multiplexado, amostrado digitalizado para formar um sinal de amostrar instantâneas analógicas adequados para uso por um microcontrolador, (por exemplo, microcontrolador 510 ilustrado na Figura 8 do IED local (por exemplo, PMCU 80).

Figura 12 é um diagrama em blocos funcional 500 do IED local (por exemplo, PMCU 80), de acordo ainda com uma outra realização da invenção. Referindo-se à Figura 12, o IED local (por exemplo, PMCU 80) pode incluir um filtro analógico 540 possuindo uma entrada para receber o sinal analógico de entrada 504 e uma saída para prover um sinal instantâneo analógico filtrado a um conversor analógico para digital (ADC) 544. Quando recebido pelo ADC 544, o sinal instantâneo analógico filtrado pode ser amostrado a uma taxa determinada por uma freqüência do sinal analógico de entrada 504, para gerar um sinal instantâneo analógico amostrado 546. A série de amostras de sinal filtrado representativas do sinal instantâneo analógico filtrado pode ser gerado a uma freqüência associada a um múltiplo inteiro do sinal analógico de entrada 504.

O IED local (por exemplo, PMCU 80) pode também incluir um filtro digital 548 possuindo uma entrada para receber o sinal instantâneo analógico amostrado 546. Em operação, o filtro digital 548 pode ser adaptado para rejeitar características de sinal indesejado tais como distorção harmônica, ruído térmico e desvios DC decaindo exponencialmente, a partir do sinal instantâneo analógico amostrado 546, no sentido de prover um sinal filtrado 550 através de sua saída. O sinal filtrado representa amostras instantâneas filtradas do sinal analógico de entrada 504, onde as amostras instantâneas do sinal analógico de entrada 504 são obtidas a uma freqüência do sinal analógico de entrada 504. Uma resposta ao impulso típica do filtro digital 548 é uma resposta em forma de onda de co-seno de ciclo inteiro ou uma resposta de forma de onda de co-seno de meio ciclo.

O sinal filtrado 550 é provido a um calculador de fasor 552 onde uma série de fasores instantâneos são calculados com base no sinal filtrado 550. Embora não ilustrado separadamente, o calculador de fasor 552 pode incluir uma função de desvio de fase de 90 graus no sentido de prover uma representação em quadratura adequada para o cálculo das magnitudes e ângulos de fase. Conforme notado acima, para facilidade de cálculos subseqüentes pelo microcontrolador 510, cada uma dos fasores sincronizados no tempo pode ser expresso na forma de coordenadas polares para incluir uma magnitude de fasor sincronizada no tempo e um ângulo de fase de fasor sincronizado no tempo. Alternativamente, uma representação como um valor complexo pode ser utilizada, dependendo da natureza do bloco de Proteção, Automação, Controle, Medição, Lógica Programável e Matemática Programável 532. Para facilidade de discussão, ambas versões, combinação de magnitude de fase e combinação de parte real e parte imaginária, são referidas aqui como um fasor sincronizado no tempo, ou geral como um fasor. O ângulo de fase do fasor sincronizado no tempo é referenciado, por exemplo, a (um dos) sinal(is) analógico(s) de entrada 504.

Um bloco de Proteção, Automação, Controle, Medição, Lógica Programável e Matemática Programável 532 pode ser configurado para receber os fasores sincronizados no tempo e utilizar um algoritmo ou equivalente, executar a função IED apropriada (por exemplo, proteção, automação, controle, medição) para determinar um estado do sistema de potência 10. Com base no estado determinado, o sistema de controle do sistema é provido ao multiplexador 434 e a outros IEDs, conforme descrito acima. O bloco de Proteção, Automação, Controle, Medição, Lógica Programável e Matemática Programável 532 é também configurado para utilizar os fasores sincronizados para executar funções do sistema de potência, tal como causar o disparo de um disjuntor.

Conforme descrito acima, o bloco 532 pode também receber vários dados relacionados a proteção, monitoração, automação e controle, e receber fasores sincronizados ou outra informação do sistema de potência ou dados de outros IEDs acoplados ao sistema de potência 10 via canal de comunicações 448, bloco de recepção 450, bloco de recepção e decodificação 310 e função de alinhamento 208.

Em adição às funções de processamento de sinal descritas acima, o IED local (por exemplo, PMCU 80) pode incluir um controlador de amostra 560 possuindo uma entrada para receber o sinal instantâneo analógico filtrado. O controlador de amostra 560 pode também incluir três saídas: uma primeira saída para prover um fluxo de sinal de controle ao ADC 544; uma segunda saída para prover um fluxo de sinal de controle a um controlador de tempo 566; e uma terceira saída configurada para prover uma freqüência local a um bloco de estimativa de fasor 512. O controlador de amostra 560 não possui entrada de controle com base em uma referência de tempo comum, e portanto, não provê um fluxo de sinal de controle ao ADC 544 baseado em um tempo comum.

Em uma realização, o controlador de amostra 560 opera para gerar uma série dos instantes de amostra à taxa de intervalo de amostragem local, aqui referida como o fluxo de sinal de controle, onde os instantes de amostragem são um número inteiro múltiplo da freqüência do sinal analógico de entrada 504. Como será verificado por um especialista na técnica, os instantes de amostragem podem ser baseados em outros múltiplos da freqüência do sinal analógico de entrada 504. Para facilidade de discussão, o fluxo de sinal de controle pode ser visualizado como um trem de pulsos de instantes de amostragem. Em geral, entretanto, o fluxo de sinal de controle pode ser configurado em uma dentre qualquer número de configurações adaptadas para controlar multiplexadores analógicos, circuitos de ganho, chaves de amostragem de retenção, lógica programável e outros dispositivos.

Em adição a receber o fluxo de sinal de controle, o controlador de tempo 566 inclui uma entrada para receber o tempo comum 406. O controlador de tempo 566 utiliza uma referência de tempo comum para gerar uma série de valores de tempo instantâneos. Cada valor de tempo instantâneo é representativo de um instante de tempo decodificado, e é atualizado periodicamente (por exemplo, uma vez por segundo), dependendo de um padrão de tempo comum e da natureza da implementação.

Por exemplo, se o tempo comum é formatado usando um protocolo IRIG-B, um único fluxo de bits de 100 pulsos por segundo é transmitido. Isto significa que 100 bits de dados, representando um quadro de dados de informação de tempo, são transmitidos a cada segundo. Cada quadro de dados de um segundo contém informação sobre o dia do ano (1-366), horas, minutos e segundos (por exemplo, 17 de Agosto de 2005 às 16:13.000000). Conseqüentemente, em uma realização, o valor de tempo instantâneo é representativo de um instante decodificado de tempo comum, e é atualizado uma vez por segundo.

Usando a informação de tempo provida por uma referência de tempo comum, o controlador de tempo 566 também monitora o fluxo de sinal de controle para formar o fluxo de valor de tempo de aquisição possuindo uma série de valores de tempo de aquisição. Cada valor de tempo de aquisição é associado a um instante de amostragem do sinal de entrada analógico e é portanto, associado a uma magnitude de fasor sincronizada no tempo e um ângulo de fasor sincronizado no tempo. Estes valores são emitidos ao estimador de fasor 512, conforme mostrado na Figura 12.

Em geral, o estimador de fasor 512 pode ser configurado para gerar fasores sincronizados indicativos do sinal analógico de entrada 504. Várias realizações do estimador de fasor 512 podem ser encontradas na Publicação de Pedido de Patente US No. 2007/0086134, referenciada acima. Os fasores sincronizados são ajustados em magnitude e alinhados em fase ao tempo comum, e em algumas realizações são adicionalmente alinhados em fase com um fasor com fase e freqüência pré-determinadas. O estimador de fasor 512 opera para gerar os fasores sincronizados em resposta à recepção de uma série de magnitudes de fasor instantâneas, uma série correspondentes de ângulo de fase de fasor sincronizados no tempo, a freqüência local, os valores de tempo sincronizados no tempo e o tempo de aquisição. Embora descrito como blocos funcionais, deveria ser entendido que o estimador de fasor 512 pode ser implementado em hardware, software, firmware ou uma combinação destes.

Os fasores sincronizados a partir do bloco estimador de fasor 512 e os fasores sincronizados recebidos do bloco de recepção e decodificação 310 são alinhados no tempo no bloco 208. Os fasores sincronizados alinhados podem então ser usados por 532 para prover as funções de proteção, controle e medição, bem como funções lógicas e matemáticas definidas pelo usuário. Os fasores locais sincronizados a partir do bloco de estimador de fasor 512 são também inseridos no bloco de proteção, medição e lógica programável para funções instantâneas de proteção e controle. Adicionalmente, os fasores sincronizados a partir do bloco de estimativa de fasor 512 são multiplexados com uma saída a partir do bloco de proteção, medição e lógica programável, e transmitidos ao IED remoto (por exemplo, PMCU 90) via bloco de transmissão 452 e canal de comunicações. Os dados que podem ser transmitidos ao IED remoto podem incluir valores de fasor sincronizado local, freqüência do sistema de potência local, variação da freqüência com respeito ao tempo, quantidades analógicas, bits digitais (Booleanos), e assim por diante.

Figura 13 ilustra uma amostra de um relatório mostrando um relatório de comunicação de comunicações de acordo com uma realização da presente invenção. O relatório do canal de comunicações mostra confirmação da mensagem de fasor síncrono remoto, estado do fasor síncrono remoto 804, 806, 808 e 810, retardo do canal de comunicações 812 e último pacote de dados recebido e tempo 814. O retardo do canal de comunicações 812 é calculado subtraindo a marcação de tempo do fasor síncrono remoto recebido 816a partir da marcação de tempo de fasor síncrono local presente. A PMCU calcula o retardo médio, usando um filtro de resposta ao impulso infinito de primeira ordem (IIR) com uma constante de tempo de 16 segundos. Os Dados Recebidos OK, Bit de Palavra de Comutação de Medição de Fasor Remoto, ROKRPM, 806, indica que todas as seguintes condições são satisfeitas: 1) a PMCU local está recebendo dados; 2) o tamanho do pacote de mensagem de dados recebido está correto; 3) os dados recebidos têm menos de um terço de um segundo de idade (este valor dependerá da natureza do canal de comunicação, da quantidade de armazenagem temporária disponível, e da aplicação); 4) o Bit de Palavra de Comutação PMDOK PMCU remota é 1; e, 5) o Bit de Palavra de Comutação PMCU TSOK remota é 1. O bit ROKRPM 806 informa o estado do canal. O Bit de Palavra de Comutação OK de Dados de Medição de Fasor, PMDOK 808, indica que a PMCU e fasores síncronos estão habilitados. O Bit de Palavra de Comutação OK de Sincronização de Tempo, TSOK 810 indica que um valor de sincronização de tempo de PMCU é mais preciso que 500 ns. O PMDOK 808 remoto e o TSOK 810 remoto são providos exatamente como são recebidos no pacote de Mensagem Rápida. O Bit de Palavra de Comutação OK de Dados de Medição de Fasor Total, PMDOKT 804, é configurado quando as seguintes condições são satisfeitas: 1) o Bit de Palavra de Comutação ROKRPM 806 é configurado; 2) o Bit de Palavra de Comutação PMCU TSOK local é configurado; e 3) o Bit de Palavra de Comutação PMCU PMDOK local é configurado. Este bit é incluído para prover segurança aos valores de fasor síncrono. Os fasor síncrono são válidos somente quando PMDOKT = 1.

O relatório de canal de comunicações indica adicionalmente a configuração do IED 802. O relatório pode incluir uma indicação de que medições de fasor síncrono são habilitadas e o protocolo para transmitir fasores síncronos (tais como, por exemplo, Protocolo de Mensagem Rápida SEL ou Protocolo de Mensagem GOOSE, tal como definido pelo IEC-61850). Em adição, o relatório pode incluir uma visualização da taxa na qual as mensagens são transmitidas, a porta, e a identificação (PMID). Este relatório pode estar disponível a um usuário por comando do usuário. Por exemplo, o relatório pode estar disponível quando o usuário entra com um comando em HMI. Ao entrar com o comando, o relatório pode ser visualizado para o usuário, via HMI.

Figura 14 ilustra uma amostra de uma relatório de medição de fasor sincronizado solicitado 900. O relatório 900 inclui medições de fasor sincronizado local, incluindo fase e magnitudes de tensão e ângulos, uma marcação de tempo, freqüência do sistema de potência, uma taxa de variação de freqüência, bits digitais (Booleanos). O relatório 900 pode servir como um instantâneo dos valores de fasor síncrono locais e remotos em tempos específicos, através do sistema de potência. Em uma realização, pode ser dado um comando específico, tal como o comando de TEMPO RPM DE MEDIDOR resultando em tal relatório 900 de medições de fasor sincronizado em instantes específicos. Como com o relatório do canal de comunicações, este relatório pode ser requerido e provido via HMI. Este relatório pode também ser configurado para prover informação em um instante de tempo especificado. Por exemplo, o comando pode ser configurado para requisitar informação em um instante de tempo específico, e o relatório pode exibir a informação do sistema de potência ou dados descritos acima associados a aquele instante de tempo particular.

Figura 15 ilustra uma realização da presente invenção. Um dos IEDs (PMCU 1502) da rede de área extensa 1500 inclui uma fonte de tempo 1510. A fonte de tempo 1510 pode ser um relógio interno associado a um dos IEDs (por exemplo, PMCU 1502). Cada IED (por exemplo, PMCUs 1504, 1506, 1508) na rede pode ser adaptado para receber informação de tempo do IED (por exemplo, PMCU 1502) com a fonte de tempo 1510. Conseqüentemente, a fonte de tempo pode servir como uma referência de tempo comum para todos os IEDs (por exemplo, PMCUs 1504, 1506, 1508) dentro da rede de área extensão 1500.

Em uma realização, a fonte de tempo fonte de tempo 1510 pode ser alternativamente conectada ao tempo absoluto (por exemplo, via GPS). Em uma realização, cada IED de vários dos IEDs pode ter fontes independentes e sincronizadas no tempo. Conseqüentemente, se a comunicação de tempo é interrompida, um outro tempo correto pode ser comunicado. Ainda em uma outra realização, os IEDs podem ser configurados para comunicar informação de tempo somente se a comunicação com a referência de tempo comum for perdida, e uma outra fonte de tempo é usada para o tempo comum, entre os IEDs.

Embora esta invenção tenha sido descrita com referência a certos aspectos ilustrativos, será entendido que esta descrição não será considerada em um sentido limitador. Ao invés disso, várias mudanças e modificações podem ser feitas às realizações ilustrativas, sem se afastar do verdadeiro espírito, características centrais e escopo da invenção, incluindo aquelas combinações de características que são descritas individualmente ou reivindicadas aqui. Ainda mais, será verificado que quaisquer de tais mudanças e modificações serão reconhecidas pelos especialistas na técnica como equivalentes a um ou mais elementos das reivindicações a seguir, e serão cobertas por tais reivindicações até a extensão mais plena permitida por ele.

Claims (24)

1. Sistema para automação, controle ou proteção de sistema de potência, usando dados de sistema de potência apresentando um componente de tempo associado a eles, a partir de diversos dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs), caracterizado pelo fato de compreender: IED remoto associado a uma localização remota em uma linha de potência, o IED remoto adaptado para adquirir sinais remotos do sistema de potência, e que calcula dados remotos do sistema de potência a partir dos sinais do sistema de potência adquiridos, associa os dados remotos do sistema de potência a uma marcação de tempo para produzir dados remotos do sistema de potência marcados em tempo, transmite os dados remotos do sistema de potência marcados no tempo; e IED local associado a uma localização em uma linha de potência, o IED local adaptado para adquirir sinais locais do sistema de potência, e que calcula dados locais do sistema de potência a partir dos sinais amostrados do sistema de potência; e recebe os dados remotos do sistema de potência marcados no tempo, alinha no tempo os dados locais do sistema de potência com os dados remotos do sistema de potência marcados no tempo, e efetua operações de automação, controle ou proteção em tempo real, usando os dados locais do sistema de potência alinhados no tempo e os dados remotos do sistema de potência marcados no tempo.

2. Sistema de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o IED local associa os dados locais do sistema de potência a uma marcação de tempo para produzir dados locais de sistema de potência marcados em tempo e transmite os dados locais do sistema de potência marcados em tempo ao IED remoto e o IED remoto recebe dados locais do sistema de potência, alinha no tempo os dados locais do sistema de potência com o sistema de potência remoto marcado em tempo e efetua operações de automação, controle ou proteção em tempo real, usando os dados locais do sistema de potência alinhados no tempo e os dados remotos do sistema de potência marcados em tempo.

3. Sistema de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os dados do sistema de potência são dados de fasor.

4. Sistema de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o sinal local do sistema de potência é tensão ou corrente.

5. Sistema de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o IED local executa adicionalmente operações matemáticas no sinal local do sistema de potência adquirido.

6. Sistema de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o IED local é adicionalmente adaptado para prover um relatório contendo um do grupo consistindo de: uma configuração do IED remoto, um indicador de estado dos dados, dados, uma latência de canal e combinações destes.

7. Sistema de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o IED remoto é adicionalmente adaptado para transmitir ao IED do sistema de potência local, informação selecionada de um grupo consistindo de ajuste de configuração IED, configuração de subestação e combinações destes.

8. Sistema de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o IED local é adicionalmente adaptado para prover um relatório de medição de fasor sincronizado contendo um selecionado do grupo consistindo de: uma marcação de tempo, dados do sistema de potência local e o tempo da marcação de tempo, dados remotos do sistema de potência e o tempo da marcação de tempo, freqüência do sistema de potência no instante da marcação de tempo, e combinações destas.

9. Sistema de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o IED local retarda no tempo os dados locais do sistema de potência para ser responsável pelas latências na comunicação dos dados remotos do sistema de potência ao IED local.

10. Método para prover proteção, controle e monitoração a um sistema de potência elétrico, caracterizado pelo fato de compreender as etapas de: adquirir sinais remotos do sistema de potência em localizações remotas; calcular dados remotos do sistema de potência a partir dos sinais remotos do sistema de potência adquiridos; associar os dados remotos do sistema de potência a um valor de tempo para produzir dados remotos do sistema de potência marcados em tempo; transmitir os dados remotos do sistema de potência marcados em tempo a uma localização local; receber os dados remotos do sistema de potência marcados em tempo na localização local; adquirir sinais locais de sistema de potência; calcular dados locais de sistema de potência a partir dos sinais locais de sistema de potência amostrados; alinhar em tempo os dados locais do sistema de potência com os dados remotos do sistema de potência marcados em tempo; e executar funções de automação, proteção ou controle em tempo real usando os dados locais do sistema de potência alinhados no tempo e os dados remotos do sistema de potência marcados no tempo.

11. Método de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente as etapas de: associar os dados locais do sistema de potência a um valor de tempo para produzir dados locais do sistema de potência marcados no tempo na localização local; e transmitir os dados locais do sistema de potência marcados em tempo à localização remota.

12. Método de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que os dados do sistema de potência são dados de fasor.

13. Método de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente a etapa de retardar no tempo os dados locais do sistema de potência para ser responsável pelas latências na transmissão dos dados remotos do sistema de potência marcados no tempo à localização local.

14. Método de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que os sinais locais do sistema de potência são sinais de tensão ou corrente.

15. Método de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente a etapa de executar operações matemáticas nos sinais locais do sistema de potência adquiridos.

16. Método de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que as operações matemáticas são definidas pelo usuário.

17. Aparelho para prover proteção, monitoração e controle para um sistema de potência elétrico, caracterizado pelo fato de compreender circuito de aquisição para obter sinais analógicos locais a partir de um sistema de potência elétrico; circuito de amostragem para amostrar os sinais analógicos locais; canal de comunicação para transmitir mensagens contendo dados locais do sistema de potência calculados a partir dos sinais analógicos locais até um dispositivo remoto; canal de comunicação para receber mensagens contendo dados remotos do sistema de potência a partir do dispositivo remoto; função de alinhamento no tempo para alinhar no tempo os dados do sistema de potência local com os dados remotos do sistema de potência, e função de operação em tempo real para prover proteção, automação, medição ou controle do sistema de potência, com base nos dados locais do sistema de potência alinhados no tempo e dados remotos do sistema de potência.

18. Aparelho de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que os dados do sistema de potência são dados de fasor.

19. Aparelho de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente um microcontrolador para executar operações matemáticas em sinais locais amostrados do sistema de potência.

20. Aparelho de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato de que as operações matemáticas são definidas pelo usuário.

21. Aparelho de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente um retardo de tempo para retardar os dados locais do sistema de potência para responder por latências no canal de comunicação.

22. Aparelho de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que o aparelho associa os dados locais do sistema de potência a uma marcação de tempo, para produzir dados locais de sistema de potência marcados no tempo, e transmite os dados locais do sistema de potência marcados no tempo para um outro aparelho.

23. Sistema para automação, controle ou proteção de sistema de potência, usando dados de sistema de potência apresentando um componente de tempo associado a eles, a partir de diversos dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs), caracterizado pelo fato de compreender: diversos IEDs associados a localizações em uma linha de potência, os diversos IEDs adaptados para adquirir sinais do sistema de potência, e que calculam dados do sistema de potência a partir dos sinais do sistema de potência adquiridos, associam os dados do sistema de potência a uma marcação de tempo para produzir dados do sistema de potência marcados em tempo, e transmitem os dados do sistema de potência marcados no tempo; e controlador em tempo real adaptado para receber os dados do sistema de potência marcados em tempo a partir dos diversos IEDs, alinhar no tempo os dados do sistema de potência marcados no tempo, efetuar operações de automação, controle ou proteção em tempo real, usando os dados do sistema de potência alinhados no tempo, e transmitir mensagens associadas a resultados das operações de automação, controle ou proteção a pelo menos um dos diversos IEDs.

24. Sistema de acordo com a reivindicação 23, caracterizado pelo fato de que os dados do sistema de potência são dados de fasor síncrono.