ES2289964A1 - Metodo para sincronizar maquinas sincronas. - Google Patents
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Abstract
Método para sincronizar máquinas síncronas. La presente invención consiste en un método para la sincronización eléctrica de las máquinas síncronas accionadas por motores primarios cuyos pares son irregulares y periódicos, que incluye el control de las posiciones relativas de los ejes de los rotores de las máquinas dentro del proceso de sincronización, de tal forma que se consigue optimizar la calidad del servicio eléctrico proporcionado.
Description
Método para sincronizar máquinas síncronas.
La invención está desarrollada para centrales
diesel, sin embargo es válida para cualquier tipo de accionamiento
que proporcione un par irregular periódico, cualquier tipo de motor
de combustión interna, turbinas eólicas...
Debido a la propia naturaleza de los motores de
combustión interna, el par que suministran es irregular, ya que es
el resultado de la actuación sucesiva de los N cilindros del motor.
Esta irregularidad en el par motor origina en el generador
eléctrico fluctuaciones de la velocidad de giro, de la potencia
activa, así como fluctuaciones consecuentes de la tensión, de la
frecuencia y de la potencia reactiva aportadas a la red eléctrica a
la que está conectada. Estas fluctuaciones disminuyen notablemente
la calidad del servicio eléctrico suministrado por este tipo de
centrales.
En el caso de las centrales que constan de
varios grupos generadores, las fluctuaciones provocadas por la
central dependen de la fase relativa de las fluctuaciones
individuales debidas a cada uno de los grupos, de tal forma que
pueden resultar aditivas, o por el contrario, que queden compensadas
entre ellas según la posición relativa o decalaje de los pares
motores respectivos.
Actualmente la sincronización de los diferentes
grupos de una central se realiza teniendo en cuenta exclusivamente
las magnitudes eléctricas, módulo, frecuencia y fase de la onda de
tensión generada por el grupo que se va a sincronizar, por lo que
la posición relativa entre los ejes de los grupos y por
consiguiente entre los pares motores de los grupos es totalmente
aleatoria y queda fija una vez sincronizados los grupos.
Es bien conocido que las fluctuaciones de
tensión y frecuencia de la alimentación eléctrica disminuyen
notablemente la calidad del servicio eléctrico suministrado por las
centrales a los usuarios, debido a los efectos de estas
perturbaciones de la onda de tensión:
- \Box
- Las fluctuaciones de tensión dan origen a variaciones correspondientes en el flujo luminoso emitido por las lámparas, lo que produce en las personas un efecto denominado "parpadeo" (Flicker en la terminología inglesa). Este término se define como la impresión de inestabilidad de la percepción visual debida a un estimulo cuya luminosidad o reparto espectral fluctúan en el tiempo. Este efecto produce un incremento de la fatiga de las personas, siendo máxima la sensibilidad para las fluctuaciones de tensión cuyas frecuencias están en la zona de 8 a 10 Hz. (El ojo humano es capaz de percibir variaciones de luminosidad provocadas por variaciones de tensión tan pequeñas como el 0,29% para una frecuencia de 8,8 Hz)
- \Box
- Las fluctuaciones de frecuencia
afectan principalmente al funcionamiento de los motores eléctricos,
en los que causan las correspondientes variaciones en la potencia
absorbida por los mismos. La magnitud de las variaciones de la
potencia depende de la característica mecánica de la máquina
accionada M_{m} = f(\Omega), siendo la máxima
afectación, que se define mediante el factor de influencia
100 , en el caso de accionamientos de fluidos, bombas centrífugas y ventiladores.
En el caso concreto de las centrales diesel, los
sistemas que comercialmente existen para la mejora de la calidad de
servicio, se basan en la mejora de la calidad del servicio
individual de cada grupo. La novedad que presenta el método objeto
de la presente patente es que mejora la calidad de la energía
generada en el conjunto de la central y no individualmente en cada
grupo.
Algunos de los sistemas empleados para mejorar
la calidad de la energía de los grupos que se aplican
frecuentemente son los siguientes:
En la elección del momento de inercia se tiene
en cuenta que la frecuencia natural del grupo esté suficientemente
alejada de la frecuencia de excitación (frecuencia de los armónicos
de par) para evitar resonancias.
El aumento del momento de inercia reduce las
oscilaciones de ángulo polar y de potencia activa. Consecuentemente
se reducen el resto de oscilaciones del grupo. Es una solución
pasiva, cara y no siempre físicamente realizable.
El amortiguamiento es beneficioso en este tipo
de centrales, no sólo en régimen transitorio, sino en régimen
permanente, ya que este tipo de generadores están oscilando en
torno a la velocidad de sincronismo.
El incremento del amortiguamiento, supone sin
embargo un incremento en la potencia disipada en los devanados
amortiguadores.
Originalmente estos sistemas fueron diseñados
para amortiguar las oscilaciones de ángulo polar entre grupos, en
caso de variaciones bruscas de potencia activa en los sistemas
eléctricos de potencia, tales como cambios bruscos de carga,
disparo de líneas, etc.
Este sistema que estaba concebido originalmente
para amortiguar las oscilaciones propias de las redes, se utiliza
también como compensador de las oscilaciones propias del motor
diesel en este tipo de centrales, con los ajustes adecuados para
esta aplicación.
Se trata de una solución activa, que modifica el
par electromagnético del generador, variando la corriente de
excitación, para que la potencia activa sea lo más constante
posible. Sin embargo estas variaciones en la corriente de
excitación incrementan las oscilaciones de la tensión, de la
potencia reactiva y de la corriente de los generadores.
Los sistemas que comercialmente existen para la
sincronización de los generadores a la red no son específicos para
máquinas síncronas accionadas con par irregulares, sino que sólo
tienen en cuenta las tensiones a ambos lados del interruptor
automático que se va a sincronizar.
Como referencia:
- \sqbullet
- "Synchronizing device" United Status Patent 5642006
- \sqbullet
- "AC frequency and phase synchronizer" Patente 4409491.
Durante el análisis del estado del arte se ha
encontrado un sistema de sincronización específico para líneas de
transmisión de energía. "Sychronization System for checking
synchronization of AC Voltaje sources on power transmision line"
US 2005280966A1.
El método de sincronización objeto de la
presente invención (Sincronización CAPG con Control del
Acoplamiento Polar de Generadores), está destinado a los máquinas
síncronas accionadas por pares irregulares periódicos, como por
ejemplo motores diesel, motores de gas, turbinas eólicas... Este
método incluye la gran ventaja de que además de conseguir la
igualdad de las tensiones eléctricas (sincronismo eléctrico),
realiza la sincronización del interruptor automático de la máquina
síncrona teniendo en cuenta la posición relativa de los ejes de las
mismas, con el objetivo de optimizar el desfase de los pares
motores, de forma que la potencia total suministrada por la central
tenga las menores fluctuaciones posibles, consiguiendo así que las
fluctuaciones de tensión y de frecuencia de la red eléctrica
provocadas por la central sean mínimas, mejorando por tanto, la
calidad del servicio eléctrico.
La calidad del servicio eléctrico proporcionado
por una central con generadores accionados con par irregular, que
tenga dos o más grupos generadores, depende del desfase entre los
armónicos de par motor de los grupos. En el caso de dos grupos,
esta calidad de servicio es máxima cuando dichos pares armónicos se
encuentran en contrafase, siendo la resultante nula si los dos
grupos son idénticos.
En el caso de grupos generadores basados en
motores alternativos de dos tiempos con generadores de "p"
pares de polos existen p posibilidades de sincronización entre
ellos. En el caso de motores de cuatro tiempos existen 2p
posibilidades, ya que un ciclo de trabajo del motor corresponde con
dos vueltas completas. En otro tipo de generadores se podría aplicar
analizando la irregularidad del par en cada caso.
El método de sincronización objeto de la patente
elige, de entre las alternativas de sincronización, la óptima,
consiguiendo así que la potencia suministrada por la central sea lo
más constante posible (oscilaciones mínimas) y por tanto, el
servicio eléctrico que proporciona la central tenga la mejor
calidad.
Para seleccionar entre las distintas
posibilidades de sincronización se necesita conocer la posición
angular del eje de los grupos, para lo que se necesita como mínimo
tener una referencia de posición angular de los ejes. Este sistema
para obtener la referencia de posición angular está constituido por
una referencia (2) situada en el eje (1), y un detector de
proximidad (3) que envía un pulso (7) cuando la referencia (2) se
encuentra enfrentada al sensor (3). Existen otros métodos distintos
al mencionado, que permitirían obtener la información de posición
angular de los ejes y serían igualmente válidos.
Ante la imposibilidad de conocer la fase del par
motor sin operar el grupo con un nivel suficiente de potencia, se
debe realizar un registro previo del par motor, conjuntamente con
la referencia de posición angular del eje (7). Para lo cual un
registrador (9) realiza un registro de la referencia de posición
angular del eje (7) conjuntamente con la señal de par motor
(8).
En caso que no se pueda medir el par, en grupos
de potencia elevada, existe la posibilidad de registrar otras
variables que tengan entre ellas un desfase similar al desfase de
los pares motores. Algunas de las variables que se pueden utilizar,
son la potencia activa, la velocidad, o combinaciones de las dos
variables anteriores.
Una vez realizados los registros previos de los
grupos, se realiza el cálculo (10) del desfase óptimo angular entre
los ejes de los grupos (29), para conseguir la condición de mínimas
fluctuaciones eléctricas.
El primer grupo se sincroniza a la red, teniendo
en cuenta sólo las condiciones de sincronismo eléctrico y se toma
como referencia, para la posición relativa de los ejes de los
siguientes grupos que se vayan a sincronizar. Para sincronizar el
grupo siguiente, se mide el desfase actual (28), obteniendo el
tiempo (18) entre las referencias de las posiciones angulares (7)
de ambos grupos (el que ya se había sincronizado ya y el que se está
sincronizando).
Posteriormente un regulador de la posición
relativa entre ejes (19), cuya referencia (29) es la obtenida por
la etapa de cálculo (10), envía ordenes al regulador de velocidad
(26), hasta conseguir que el desfase actual (18) sea igual a la
referencia calculada (29).
Una vez que se han verificado las condiciones de
sincronismo eléctrico (20) (21) (22) y que el desfase entre los
ejes es el óptimo, dentro de la banda muerta preestablecida, se
genera la condición de sincronismo angular entre los ejes (23), y
se envía la orden de cierre (24) al interruptor del generador que se
está sincronizando (27), finalizando así el proceso de
sincronización.
La Figura 1 representa un esquema de etapa de
medida de referencia de posición angular de un generador, donde se
ha representado el eje (1) del generador, la referencia (2) fija
sobre el eje y un detector de proximidad (3), el cual enviará un
pulso cuando la referencia pase frente al detector de
proximidad.
La Figura 2 representa un esquema de la etapa de
registro del par motor del grupo y la referencia de posición
angular. Para la medida del par se utiliza la señal de un
transmisor de par (4) que es enviada a un convertidor (6), éste
envía la señal de par (8). Por último existe un registrador (9) que
registra conjuntamente los pulsos provenientes de la medida de la
referencia de posición angular (7) y la forma de onda de par
(8).
La Figura 3 representa un esquema de la
realización del registro de la potencia activa del generador y la
referencia de posición angular. Para la medida de la potencia
activa se utilizan las tensiones e intensidades del generador a
través de los transformadores de medida de tensión y de corrientes
(11). Se utiliza convertidor de potencia activa (12) que genera una
señal de potencia (13). Por último existe un registrador (9) que
registra conjuntamente los pulsos provenientes de la medida de la
referencia de posición angular (7) y la forma de onda de la
potencia activa.
(13)
(13)
La Figura 4 representa un esquema del registro
de la velocidad del grupo y la referencia de posición angular. Para
la velocidad del grupo se utiliza un equipo de medida de velocidad
(14), que envía una señal (15) a un convertidor (16) que genera la
señal de velocidad (17). Por último existe un registrador (9) que
registra conjuntamente los pulsos provenientes de la medida de la
referencia de posición angular (7) y la forma de onda de la
velocidad. (17)
La Figura 5 representa un registro de la forma
de onda de la potencia activa (13) y los pulsos provenientes de la
medida de la referencia de posición angular (7), tal como sería
realizado por la etapa de registro (9).
La Figura 6 muestra gráficamente como opera la
etapa de cálculo de la posición relativa del desfase angular óptimo
(10). El cual partiendo de dos registros (9) de dos grupos calcula
el tiempo óptimo (29) que debe haber entre las señales de las
referencias de posición angular (7). La expresión numérica del
cálculo del tiempo de desfase óptimo Tx (29), para el caso de dos
grupos es:
T_{X} =
(T_{G1} - T_{G2}) +
\frac{T}{2}
donde
T_{G1} es el tiempo entre la referencia de
posición angular y el máximo del registro del grupo 1.
T_{G2} es el tiempo entre la referencia de
posición angular y el máximo del registro del grupo 2.
T/2 es la mitad del periodo de las
fluctuaciones.
La Figura 7 muestra un diagrama de bloques del
Sincronizador CAPG con Control del Acoplamiento Polar de los
Generadores, basado en la medida del par motor de los grupos.
\newpage
Existe una etapa de sincronismo eléctrico
convencional que utiliza las tensiones a ambos lados del
interruptor automático (27) del grupo que se va a sincronizar para
obtener las condiciones de sincronismo eléctrico: igualdad de
módulos de tensiones (20), igualdad de frecuencias (21) e igualdad
de fases (22).
Se muestra también la etapa de la medida de la
posición relativa entre ejes (28) que mide el tiempo (18) entre las
señales (7) de ambos grupos.
A continuación la etapa de regulación y control
de la posición relativa entre ejes (19) envía señales al regulador
de velocidad (26) hasta conseguir que el desfase (18) sea igual al
desfase óptimo calculado (29)
El tiempo de desfase óptimo (29) es calculado a
partir del análisis de las fluctuaciones de par de los grupos
(8).
La Figura 8 muestra un diagrama de bloques del
Sincronizador CAPG con Control del Acoplamiento Polar de los
Generadores, basado en la medida de la potencia activa de los
grupos.
Es similar a la figura 7 pero el tiempo de
desfase óptimo (29) es calculado a partir del análisis de las
fluctuaciones de potencia activa de los grupos (13).
La Figura 9 muestra un diagrama de bloques del
Sincronizador CAPG con Control del Acoplamiento Polar de los
Generadores, basado en la medida de la velocidad angular de los
grupos.
Es similar a la figura 7 pero el tiempo de
desfase óptimo (29) es calculado a partir del análisis de las
fluctuaciones de la velocidad angular (22) de los grupos.
El método de Sincronización con Control del
Acoplamiento Polar de Generadores (CAPG) basado en la medida de par
motor, adicionalmente a las variables eléctricas, considera otra
variable fundamental que es el desfase angular entre ejes de las
máquinas síncronas, para sincronizar los pares motores de los
grupos en una posición determinada, con el fin de mejorar el
servicio eléctrico.
Este método debe realizar la sincronización
eléctrica convencional, que permite obtener las condiciones
sincronismo eléctrico: igualdad de módulos de las tensiones (20),
igualdad de frecuencias (21) e igualdad de fases (22). El módulo de
sincronización eléctrica convencional envía órdenes a los
reguladores de tensión (25) y velocidad (26) para conseguir las
citadas condiciones de sincronismo.
A continuación se realiza la medida de la
referencia de posición angular de los ejes de los grupos a través
de una referencia (2) situada en el eje (1), y un detector de
proximidad (3) que envía un pulso (7) cuando la referencia (2) se
encuentra enfrentada al sensor (3). Existen otros métodos distintos
al mencionado, que permitirían obtener la información de la
posición angular de los ejes y serían igualmente válidos.
A continuación se realiza la medida del par
motor a través de sensores de par (4) en cada uno de los ejes (1),
que envían una señal (5) a un convertidor (6), que generará la
señal del par motor (8).
Para la obtención del desfase angular óptimo se
incluye un registrador (9) de la posición de angular del eje (7) y
del par motor (8).
Una vez realizados los registros previos de los
grupos (9), se realiza la fase de cálculo (10) de la posición
relativa óptima entre ejes (29).
Para la realización de estos cálculos se utiliza
la información proporcionada por las oscilaciones de par motor de
los grupos obtenidas en los registros previos.
Durante el proceso de sincronización se realiza
la medida de la posición relativa entre ejes (18) a partir del
tiempo que transcurre entre las señales de referencia de posición
angular (7), este proceso es realizado mediante la medida de la
posición relativa entre ejes (28).
Posteriormente se realiza la regulación y
control de la posición relativa entre ejes (19) que tiene como
objetivo conseguir que la medida del desfase actual (18) sea igual a
la óptima calculada (29). Para ello, envía órdenes al regulador de
velocidad del grupo (26).
Una vez que la diferencia entre las señales (18)
y (29) es menor que una banda muerta preestablecida, se activa el
permiso de sincronización (23), que junto con las condiciones de
sincronismo eléctrico (20), (21), (22) hacen que la etapa lógica de
generación de la orden de cierre del interruptor automático del
generador, envía la orden de cierre (24) al interruptor automático
(27), finalizando así el proceso de sincronización.
La banda muerta debe estar entre 10 ms y 20 ms
en redes de 50 Hz, y entre 8 1/6 ms y 16 2/3 ms para redes de 60
Hz.
El esquema completo de esta realización se
muestra en la figura 7.
El método de Sincronización con Control del
Acoplamiento Polar de Generadores (CAPG) basado en la medida de la
potencia activa, adicionalmente a las variables eléctricas,
considera otra variable fundamental que es el desfase angular entre
ejes de los generadores, para sincronizar las potencias de los
grupos en una posición determinada, con objeto de mejorar el
servicio eléctrico.
Este método es similar al descrito en el modo
anterior, sin embargo se basa en la medida de la potencia activa de
los grupos.
La diferencia con el método anterior radica en
la forma de calcular el desfase óptimo entre los ejes de las
máquinas síncronas, que en este caso se basa en la información
sobre las fluctuaciones de potencia activa obtenida en los
registros previos a la sincronización.
Existe por tanto, una etapa de medida de la
potencia activa compuesta por convertidor de potencia activa (12),
que obtiene las tensiones y corrientes de los generadores a partir
de los transformadores de medida (11) de tensión e intensidad, y
que genera una señal de potencia activa (13).
Para la obtención los registros previos
necesarios se incluye un registrador (9) de la posición de angular
del eje (7) y la potencia activa de los grupos (13).
El esquema completo de esta realización se
muestra en la figura 8.
El método de Sincronización con Control del
Acoplamiento Polar de Generadores (CAPG) basado en la medida de la
velocidad angular, adicionalmente a las variables eléctricas,
considera otra variable fundamental que es el desfase angular entre
ejes de los generadores, para sincronizar las velocidades angulares
de los grupos en una posición determinada, con objeto de mejorar el
servicio eléctrico.
Este método es similar al descrito en el primer
modo de realización, sin embargo se basa en la medida las
velocidades angulares de los grupos.
La diferencia con el método anterior radica en
la forma de calcular el desfase óptimo entre los ejes de las
máquinas síncronas, que en este caso se basa en la información
sobre las fluctuaciones de la velocidad angular obtenida en los
registros previos a la sincronización.
Existe por tanto, una etapa de medida de la
velocidad angular del grupo compuesta por sensor de velocidad (14)
en cada uno de los ejes (1), que envían una señal (15) a un
convertidor (21), que generará la señal del velocidad angular del
grupo (22).
Para la obtención los registros previos
necesarios se instala una etapa de registro (9) de la posición de
angular del eje (7) y de la velocidad angular (22).
El esquema completo de esta realización se
muestra en la figura 9.
La invención está desarrollada para centrales
diesel, siendo válida para cualquier tipo de accionamiento que
proporcione un par irregular periódico, cualquier tipo de motor de
combustión interna, turbinas eólicas... que accionen máquinas
síncronas
Claims (7)
1. Un método para sincronizar máquinas
sincronas, que comprende las siguientes etapas:
- \sqbullet
- sincronización eléctrica, que iguala tensiones, frecuencias y fases entre las tensiones a ambos lados del interruptor automático de la máquina que se está sincronizado;
- \sqbullet
- medida de la referencia de posición angular de los ejes de las máquinas, que facilita información de la posición de los ejes;
- \sqbullet
- medida de la posición relativa entre ejes, que mide el desfase entre los ejes de la máquina que se esta sincronizando y otra ya acoplada a la red que sirve como referencia;
- \sqbullet
- regulación y control de la posición relativa entre ejes, que permite seleccionar el desfase angular deseado entre los ejes de las máquinas, siendo este desfase deseado la consigna de un regulador de posición que envía señales al regulador de velocidad del grupo;
- \sqbullet
- lógica de generación de la orden de cierre del interruptor automático de la máquina, que envía la orden de cierre al interruptor automático de la máquina que se está sincronizando, cuando además de las condiciones de sincronismo eléctrico, se cumple que el desfase angular entre los ejes de las máquinas es el deseado, o la resta del desfase deseado menos el desfase angular medido está dentro de una banda muerta predeterminada.
2. Un método para sincronizar máquinas síncronas
según la reivindicación 1, caracterizado porque calcula el
desfase angular entre los ejes con el que se quieren sincronizar
las máquinas para mejorar la calidad del servicio eléctrico de
forma que ésta sea óptima, mediante:
- \sqbullet
- la medida del par motor, que proporciona la información del par motor en el eje de las máquinas;
- \sqbullet
- el registro de la referencia de posición de angular del eje y del par motor, que realiza registros de los pares motores junto con la referencia de posición angular en las máquinas;
- \sqbullet
- el cálculo de la posición relativa óptima entre ejes, que genera la consigna de posición relativa entre ejes que utilizará la etapa de regulación y control de posición angular, para lo cual utiliza la información de las fluctuaciones de par motor obtenidas en los registros previos, calculando la posición relativa entre los ejes de tal forma que se minimicen las fluctuaciones eléctricas, siendo la calidad del servicio eléctrico óptima.
3. Un método para sincronizar máquinas síncronas
según la reivindicación 1, caracterizado porque calcula el
desfase angular con el que se quieren sincronizar las máquinas para
mejorar la calidad del servicio eléctrico de forma que ésta sea
óptima mediante:
- \sqbullet
- la medida de la potencia activa, que proporciona la información de la potencia activa de las máquinas;
- \sqbullet
- el registro de la referencia de posición de angular del eje y de la potencia activa, que realiza registros de las potencias activas junto con la referencia de posición angular en las máquinas;
- \sqbullet
- el cálculo de la posición relativa óptima entre ejes, que genera la consigna de posición relativa entre ejes que utilizará la etapa de regulación y control de posición angular, para lo cual utiliza la información de las fluctuaciones de las potencias activas de los registros previos, calculando la posición relativa entre los ejes de tal forma que se minimicen las fluctuaciones eléctricas, siendo la calidad del servicio eléctrico óptima.
4. Un método para sincroniza máquinas síncronas
según la reivindicación 1, caracterizado porque calcula el
desfase angular con el que se quieren sincronizar las máquinas para
mejorar la calidad del servicio eléctrico de forma que ésta sea
óptima, mediante:
- \sqbullet
- la medida de la velocidad angular, que proporciona la información de la velocidad angular de los ejes de las máquinas;
- \sqbullet
- el registro de la referencia de posición de angular del eje y de la velocidad angular, que realiza registros de las velocidades angulares junto la referencia de posición angular en las máquinas;
- \sqbullet
- el cálculo de la posición relativa óptima entre ejes, que genera la consigna de posición relativa entre ejes que utilizará la etapa de regulación y control de posición, para lo cual utiliza la información de las fluctuaciones de las velocidades angulares de los registros previos, calculando el desfase de tal forma que se minimicen las fluctuaciones eléctricas, siendo la calidad del servicio eléctrico óptima.
\newpage
5. Un método para sincroniza máquinas síncronas
según en las reivindicaciones 3 ó 4, caracterizado porque
calcula el desfase angular óptimo utilizando la información de las
fluctuaciones de potencia activa y velocidad angular de los
registros previos.
6. Un método para sincronizar máquinas síncronas
según las reivindicaciones anteriores caracterizado porque,
en una realización preferida, la banda muerta utilizada para la
generación de la orden de cierre del interruptor autómatico,
expresada en unidades de tiempo debe estar entre 10 ms y 20 ms en
redes de 50 Hz, y entre 8 1/6 ms y 16 2/3 ms para redes de 60
Hz.
7. Un método para sincronizar máquinas síncronas
según las reivindicaciones anteriores caracterizado porque
la medida de las referencias de posición angular se llevan a cabo
mediante detectores de proximidad, que envían pulsos cuando los
ejes se encuentran en una determinada posición.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| ES200701969A ES2289964B2 (es) | 2007-07-13 | 2007-07-13 | Metodo para sincronizar maquinas sincronas. |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| ES200701969A ES2289964B2 (es) | 2007-07-13 | 2007-07-13 | Metodo para sincronizar maquinas sincronas. |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| ES2289964A1 true ES2289964A1 (es) | 2008-02-01 |
| ES2289964B2 ES2289964B2 (es) | 2008-10-16 |
Family
ID=38961582
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| ES200701969A Active ES2289964B2 (es) | 2007-07-13 | 2007-07-13 | Metodo para sincronizar maquinas sincronas. |
Country Status (1)
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|---|---|
| ES (1) | ES2289964B2 (es) |
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