ES2352590T3

ES2352590T3 - Método y dispositivo para predecir un estado de un sistema eléctrico de potencia en el dominio temporal.

Info

Publication number: ES2352590T3
Application number: ES07730024T
Authority: ES
Inventors: Bertil Berggren; Stefan Roxenborg; Tord Bengtson
Original assignee: ABB Research Ltd Switzerland; ABB Research Ltd Sweden
Current assignee: ABB Research Ltd Switzerland; ABB Research Ltd Sweden
Priority date: 2007-06-08
Filing date: 2007-06-08
Publication date: 2011-02-21
Anticipated expiration: 2027-06-08
Also published as: WO2008148428A1; DE602007009878D1; US20100088048A1; CN101688892A; US8095326B2; EP2156203B1; EP2156203A1; ATE484755T1; CN101688892B

Abstract

Método para predecir un estado del sistema eléctrico de potencia, que comprende la etapa de realizar una Transformada Rápida de Fourier sobre muestras de una señal de forma de onda periódica (Φ) para determinar un espectro de frecuencias (S(Φ)) de la señal de forma de onda periódica (Φ), en el que la señal de forma de onda periódica (Φ) se deriva de al menos una magnitud eléctrica medible de un sistema eléctrico de potencia y es representativa del estado del sistema eléctrico de potencia, caracterizado por - la determinación de las frecuencias (fi) y las amplitudes complejas (Ai) relacionadas en picos seleccionados en el espectro de frecuencias (S(Φ)) y el almacenamiento de las frecuencias (fi) y amplitudes (Ai) junto con una marca de tiempo (t0), - la determinación y almacenamiento de uno o más valores predichos (Φp, Φpj) de la señal de forma de onda periódica (Φ) en el dominio del tiempo en uno o más tiempos de predicción (tp, tpj) mediante el cálculo de una suma de señales senoidales en los tiempos de predicción correspondientes (tp, tpj), estando cada una de las señales senoidales caracterizadas por una de las frecuencias determinadas (fi) y sus amplitudes complejas (Ai) relacionadas así como con la marca de tiempo (t0), - la comparación de uno o más valores predichos (Φp, Φpj) con un valor medido (Φm, Φmj) derivado de una medición de la al menos una magnitud eléctrica del sistema eléctrico de potencia, en la que los uno o más tiempos de predicción (tp, tpj) son iguales cada uno al punto en el tiempo en el que se tomó la correspondiente medición, y - la notificación de un cambio inesperado en el estado del sistema eléctrico potencia si cada uno de un número predeterminado de diferencias entre los uno o más valores predichos (Φp, Φpj) y los valores medidos (Φm, Φmj) correspondientes exceden un límite (Φlim) predeterminado.

Description

La invención se refiere a un método y un dispositivo para predecir un estado de un sistema eléctrico de potencia mediante la realización de una Transformada Rápida de Fourier sobre muestras de una señal de forma de onda periódica para determinar un espectro de frecuencia de la señal de forma de onda periódica, en donde la señal de forma de onda periódica se derivó de al menos una magnitud eléctrica medible del sistema eléctrico de potencia y es representativa del estado del sistema eléctrico de potencia. En el dispositivo, la Transformada Rápida de Fourier se realiza por al menos una unidad de procesamiento que recibe las muestras de la señal de forma de onda periódica desde al menos una unidad de almacenamiento.

El término sistema eléctrico de potencia comprende la generación de potencia así como sistemas de transmisión y distribución de potencia y sus componentes de potencia relacionados, tales como generadores de potencia, transformadores de potencia, interruptores, líneas de transmisión y distribución, etc. Actualmente, se supervisa continuamente el funcionamiento del sistema eléctrico de potencia para recoger datos sobre el estado funcional del sistema y para ser capaz de reaccionar rápidamente ante desviaciones del estado de funcionamiento normal y especialmente ante faltas. Los datos recogidos se pueden almacenar adicionalmente para usarlos en un momento posterior para propósitos de evaluación. La supervisión se basa normalmente en mediciones de magnitudes eléctricas del sistema eléctrico de potencia. Como resultado, actualmente la supervisión significa detectar eventos solamente después de que éstos han ocurrido.

En desarrollos recientes, la supervisión se suplementó mediante el aspecto de la predicción de una falta en un sistema eléctrico de potencia para superar el problema de que la supervisión convencional sólo permite una reacción ante una falta después de que ha ocurrido la falta y el posible daño se materializó. En el documento US 6.917.888 B2, se describe un método para detectar faltas en redes de líneas eléctricas en donde se anticipan las faltas basándose en los datos de frecuencia. En el documento US 2007/0052426 A1, se describe un método de predicción de fallos para un transformador de potencia que usa una función de transferencia en el dominio de la frecuencia del transformador para estimar el estado del transformador. La función de transferencia en el dominio de la frecuencia se puede calcular usando una Transformada Rápida de Fourier (TRF) de las formas de onda medidas de la entrada y salida del transformador.

En ambos documentos solamente se acomete el aspecto de la predicción del fallo y en ambos métodos, la predicción del fallo se realiza en el dominio de la frecuencia.

El documento US 6.597.999 B1 describe un método para predecir los cruces por cero de intensidades de falta, usando las transformadas de Fourier. El documento US 5.966.675 A describe el uso de valores en el dominio de la frecuencia para la supervisión de faltas.

Es un objetivo de la presente invención proporcionar un método y un dispositivo del tipo descrito anteriormente que permita la predicción de un estado de un sistema eléctrico de potencia para usarlo para más que solamente finalidades de predicción del fallo.

Este objetivo se consigue mediante un método de acuerdo con la reivindicación 1 y un dispositivo de acuerdo con la reivindicación 19 para realizar el método.

De acuerdo con la invención, el espectro de frecuencias de la señal de forma de onda periódica se usa para determinar las frecuencias y las amplitudes complejas relacionadas en picos seleccionados en el espectro de frecuencias. Las frecuencias y las amplitudes complejas correspondientes se almacenan junto con una marca de tiempo. Para una señal senoidal ideal solamente se han de determinar una frecuencia y una amplitud compleja, mientras que para las señales de forma de onda periódica de la vida real en un sistema eléctrico de potencia, tales como la tensión, intensidad, potencia activa

o reactiva, se puede extraer una lista de varias frecuencias y amplitudes complejas correspondientes. La lista de frecuencias y amplitudes complejas se usa en la siguiente etapa para determinar un valor predicho de la señal de forma de onda periódica en el dominio del tiempo. Por lo tanto se elige un momento de predicción y se calcula una suma de señales senoidales en el momento de predicción, en el que cada una de las señales senoidales se caracteriza por una de las frecuencias determinadas y sus amplitudes complejas relacionadas así como la marca de tiempo.

En la realización preferida, el valor predicho se determina en base a la ecuación

⎡ 2π fi ( t − t ) ⎤

p 0

φp = Re ⎢∑ (Ai ⋅ e )⎥,⎣ i ⎦

en la que φp es el valor predicho, i es un índice para numerar consecutivamente las frecuencias fi y sus amplitudes complejas correspondientes Ai determinadas, t0 es la marca del tiempo en que se determinaron las frecuencias fi y amplitudes Ai y tp es el tiempo de la predicción.

En una realización, las frecuencias y las amplitudes complejas relacionadas se determinan a partir de aquellos picos en el espectro de frecuencias cuya amplitud exceda un límite de amplitud predeterminado. Adicional o alternativamente, las frecuencias y las amplitudes complejas relacionadas se pueden determinar después de que el espectro de frecuencias se haya filtrado con un filtro de frecuencia.

Mediante la predicción de un valor de la señal de forma de onda periódica en el dominio del tiempo llega a ser posible determinar, cuándo exactamente la señal de forma de onda periódica alcanza una cierta amplitud o ángulo de fase en condiciones de funcionamiento normales. Tal información se puede usar para activar una cierta acción de control en el sistema eléctrico de potencia.

Dado que las acciones de control normalmente requieren que la información en la que se basa la decisión de control se determine con fiabilidad y con el retardo de tiempo más corto posible, se sugiere en una realización realizar el método en un dispositivo de ordenador con un sistema operativo en tiempo real y realizar la etapa de la determinación del valor predicho simultáneamente con las etapas de realización de la Transformada Rápida de Fourier y de la determinación de las frecuencias y las amplitudes complejas relacionadas.

Para determinar el punto en el tiempo en el que la señal de forma de onda periódica alcanza una cierta amplitud o ángulo de fase predeterminado, se prefiere en una realización determinar una secuencia consecutiva de valores de predicción en momentos de predicción consecutivos y determinar el tiempo de los tiempos de predicción consecutivos en el que las secuencias de valores

predichos alcanza la amplitud o ángulo de fase predeterminado.

Se puede iniciar entonces una acción de control en el sistema eléctrico de potencia en el punto en el tiempo más adecuado, por ejemplo cuando los efectos colaterales negativos de la acción de control sean los mínimos o cuando el impacto de la acción de control sea la máxima. Dependiendo del tiempo de reacción del sistema eléctrico de potencia ante la acción de control, la acción de control se puede iniciar o bien cuando el tiempo real alcanza con precisión el punto en el tiempo predeterminado o se puede iniciar un cierto tiempo antes del punto en el tiempo predeterminado, en el que este cierto tiempo se elige dependiendo de un retardo esperado en la reacción del sistema eléctrico de potencia a la acción de control.

La predicción de la amplitud o el ángulo de fase de la señal de forma de onda periódica se puede aplicar por ejemplo a la conmutación de un interruptor de potencia. Un interruptor se debería idealmente conmutar con intensidad cero a través del interruptor, de forma que no se interrumpa la intensidad durante la operación de conmutación lo que conduciría a un desgaste más elevado de los contactos del interruptor. En consecuencia, es ventajoso predecir el cruce por cero de la intensidad del interruptor mediante la determinación del punto en el tiempo en el que la intensidad del interruptor se supone que alcanza cero amperios e iniciar la conmutación del interruptor para que tenga lugar exactamente en el cruce por cero de la intensidad para reducir el desgaste del interruptor.

Se ha descrito hasta el momento cómo el valor predicho de una señal de forma de onda periódica se puede usar para predecir el punto en el tiempo en el que se alcanza una amplitud o ángulo de fase predeterminado en condiciones de funcionamiento normales y cómo este punto en el tiempo predicho se puede usar para mejorar la precisión de la inicialización de la acción de control.

De acuerdo con otra realización, el método para predecir un valor de una señal de forma de onda periódica en el dominio del tiempo se usa para detectar una falta del sistema eléctrico de potencia. Por lo tanto, el valor predicho se compara con el valor medido derivado de una medición de al menos una magnitud eléctrica del sistema eléctrico de potencia, en la que el tiempo de predicción es igual al punto en el tiempo en el que se toma la medición. Dado que a menudo es difícilmente posible medir en un punto en el tiempo dado con precisión, se considera como una solución inferior predecir primero un valor y entonces tratar de medir exactamente en el tiempo de predicción. Una manera mejor es determinar primero la lista de frecuencias y amplitudes complejas relacionadas del espectro de frecuencias, segundo medir al menos una magnitud eléctrica, tercero determinar el punto en el tiempo en el que se tomó la medición realmente, cuarto predecir el valor en un tiempo de predicción que es igual al instante de medición y quinto comparar los valores medido y predicho. Si una diferencia entre el valor predicho y el valor medido excede de un límite predeterminado, se notifica un cambio inesperado en el estado del sistema eléctrico de potencia para iniciar acciones adicionales. Las acciones adicionales pueden ser diferentes dependiendo de la clase de magnitud eléctrica y de las características del sistema eléctrico de potencia. En el caso más simple, se puede notificar un estado de falta del sistema eléctrico de potencia directamente si la diferencia entre el valor predicho y el valor medido excede el límite predeterminado. Esto podría ser posible por ejemplo si una diferencia considerable entre un valor de tensión predicho y uno medido indica un cortocircuito. En la mayoría de los otros casos, se iniciará un análisis adicional. Tal análisis puede incluir la búsqueda de patrones específicos en el desarrollo en el tiempo de al menos una magnitud eléctrica, lo que requiere mediciones adicionales, que pueden ser mediciones realizadas antes o después del tiempo de predicción. El análisis adicional puede realizarse o bien en línea en la misma unidad de proceso o una conectada o fuera de línea. Dado que el método de predicción proporciona no solamente una indicación de un cambio inesperado en el estado del sistema eléctrico de potencia sino también un punto en el tiempo exacto en el que ha cambiado el estado, todos los datos necesarios antes y después del evento se pueden almacenar para ser usados en un análisis posterior. Esto permite el desarrollo y uso de algoritmos avanzados para la detección de faltas y del estado en el sistema eléctrico de potencia.

Además de comparar sólo esporádicamente un valor predicho con uno medido se dispone en otra realización la determinación de los valores predichos de la señal de forma de onda periódica en múltiples tiempos de predicción y la comparación de cada uno de los múltiples valores predichos con un valor medido derivado de una medición de al menos una magnitud eléctrica del sistema eléctrico de potencia, en el que los múltiples tiempos de predicción son iguales cada uno al punto en el tiempo en el que se tomó la correspondiente medición. Un cambio inesperado en el estado del sistema eléctrico de potencia se notifica si cada uno de un número predeterminado de diferencias entre los múltiples valores predichos y los valores medidos correspondientes excede un límite predeterminado.

El método de acuerdo con esta realización se puede realizar en línea, en donde al menos una magnitud eléctrica del sistema eléctrico de potencia se mide constantemente y se compara con los valores predichos tan pronto como se realizan las mediciones. Los valores medidos se almacenan y se usan para extraer continuamente un espectro de frecuencias actualizado y un conjunto actualizado de frecuencias y amplitudes complejas relacionadas del espectro de frecuencias.

La notificación del cambio inesperado en el estado se puede realizar en varias formas conocidas en la técnica tales como la producción de una información acústica, visual o táctil para el operador o generar un mensaje y visualizar y almacenar el mensaje. La iniciación de acciones adicionales se puede realizar entonces o bien automáticamente o bien manualmente por el operador. El estado del sistema eléctrico de potencia que se ha predicho puede ser por ejemplo la ausencia de cortocircuitos, la disponibilidad de una línea de transmisión de potencia en una red de potencia o la calidad de operación de un cambiador de tomas de un transformador de potencia. Un cambio inesperado en el estado sería en estos ejemplos una indicación de que se ha detectado un cortocircuito o que la línea de transmisión de potencia se ha perdido o que el cambiador de tomas no funciona adecuadamente.

En otra realización, se provoca intencionadamente un cambio en la señal de forma de onda periódica y se registra el cambio mediante el almacenamiento de una secuencia consecutiva de valores predichos en tiempos de predicción consecutivos. El cambio en la señal de forma de onda periódica se puede provocar por ejemplo mediante el cambio paso a paso de una señal de referencia por parte de una unidad de control en el sistema eléctrico de potencia, estando la unidad de control por ejemplo conectada a un convertidor o a unidad de filtrado en el sistema eléctrico de potencia. Otro ejemplo de un cambio provocado es el cambio de un cambiador de tomas de un transformador de potencia.

En un desarrollo adicional de la realización, la secuencia registrada de valores predichos se compara con una secuencia esperada de la señal de forma de onda periódica y el resultado de la comparación se usa para evaluar el estado del sistema eléctrico de potencia.

En el dispositivo de acuerdo con la invención, se dispone la al menos una unidad de procesamiento para determinar frecuencias y amplitudes complejas relacionadas en picos seleccionadas en el espectro de frecuencia, para almacenar las frecuencias y amplitudes junto con una marca de tiempo en la unidad de almacenamiento, determinar un valor predicho de la señal de forma de onda periódica en el dominio del tiempo en un tiempo de predicción mediante el cálculo de una suma de señales senoidales en el tiempo de predicción, estando caracterizadas cada una de las señales senoidales por una de las frecuencias determinadas y sus amplitudes complejas relacionadas así como la marca de tiempo y almacenar el valor predicho en la unidad de almacenamiento. La unidad de almacenamiento puede ser o bien una unidad de almacenamiento temporal tal como una RAM desde la que los datos se pueden transmitir a una unidad de almacenamiento permanente posteriormente

o la unidad de almacenamiento puede ser una unidad de almacenamiento permanente tal como una ROM, disco duro, tarjeta de memoria o de memoria flash, etcétera. La unidad de procesamiento puede ser cualquier unidad capaz de recibir, procesar y producir información digital, tal como una CPU, un microcontrolador, un procesador de señal digital, un ASIC, una FPGA o un dispositivo de procesamiento de nivel más elevado tal como un ordenador embebido.

En una realización especial, la unidad de procesamiento es una unidad de procesamiento digital que funciona bajo un sistema operativo en tiempo real, en el que la unidad de procesamiento determina el valor predicho en un subproceso de elevada prioridad y realiza la Transformada Rápida de Fourier y determina las frecuencias y amplitudes complejas relacionadas en un subproceso de baja prioridad.

El dispositivo puede ser por ejemplo parte de un relé de protección o de un sistema de supervisión distribuido en un área grande.

La invención se describe ahora a modo de ejemplo con referencia a los dibujos adjuntos en los que: La Figura 1 muestra un diagrama de flujo de un método en el que un

interruptor de potencia se conmuta en un punto del tiempo

predeterminado; la Figura 2a muestra la primera rutina de un método en el que el método consiste en dos rutinas ejecutándose en paralelo entre sí; la Figura 2b muestra la segunda rutina del método con las dos rutinas en paralelo; la Figura 3 muestra un diagrama de flujo de un método, en el que se evalúa la calidad de funcionamiento de un cambiador de tomas;

la Figura 4 muestra un dispositivo con una unidad de procesamiento y una unidad de almacenamiento para realizar el método de acuerdo con la invención;

la Figura 5 muestra un sistema eléctrico de potencia en el que se aplica un método para predecir un estado en el dominio del tiempo para detectar una pérdida de una línea de potencia;

la Figura 6 muestra un espectro de frecuencia de una señal de forma de onda periódica;

la Figura 7 muestra diagramas de tiempo de valores consecutivos predichos y medidos de una señal de tensión periódica así como su diferencia;

la Figura 8 muestra los diagramas de tiempo de los valores consecutivos predichos y medidos de una señal de tensión periódica así como su diferencia cuando se cambia un cambiador de tomas;

la Figura 9 muestra diagramas de tiempo de valores consecutivos predichos y medidos de una señal de tensión periódica así como su diferencia cuando se cambió un cambiador de tomas y tuvo lugar un arco eléctrico durante el funcionamiento del cambiador de tomas.

La Figura 1 muestra un diagrama de flujo de un método para predecir un punto en el tiempo futuro en el que una intensidad i a través de un interruptor cruza por cero. En la etapa 1 se registran las muestras de una señal de forma de onda periódica φ en puntos en el tiempo t consecutivos, comenzando en el tiempo to, en el que la señal onda periódica φ es igual a la intensidad i a través del interruptor. Posteriormente, en la etapa 2, se realiza una TRF sobre las muestras de la señal de forma de onda periódica φ para generar un espectro de la frecuencia S(φ). Un ejemplo de un espectro de frecuencia se muestra en la Figura 6. A partir del espectro de frecuencia S(φ) se seleccionan ciertos picos por comparación de las amplitudes A(S) en el espectro con una amplitud límite Alim predeterminada. Aquellos picos cuyas amplitudes A(S) exceden la amplitud límite Alim se seleccionan y almacenan con su marca de tiempo (etapa 3), en la que la marca de tiempo indica el punto en el tiempo en el que se registran las muestras de las mediciones para determinar las frecuencias fi y las amplitudes complejas correspondientes Ai. En el ejemplo de la Figura 6, se determinan cinco frecuencias fi y sus correspondientes amplitudes complejas Ai relacionadas. En las siguientes etapas 4 al 7, se ejecuta un bucle para determinar los valores predichos φpj de la señal de forma de onda periódica en el dominio del tiempo en tiempos de predicción consecutivos tpj mediante el cálculo de una suma de señales senoidales en los tiempos de predicción correspondientes tpj, en el que cada una de las señales senoidales se caracteriza por una de las frecuencias determinadas fi y sus amplitudes complejas Ai relacionadas así como su marca de tiempo. Para cada uno de los valores predichos φpj se comprueba en la etapa 6 si el valor es más cercano a cero, es decir si el valor predicho φpj indica el cruce por cero de la intensidad i. Si un valor predicho φpj no es igual o más cercano a cero, se calcula el siguiente valor predicho φp(j+1). Por el contrario, si el valor predicho φpj se detecta que es el más cercano a cero, se guarda su tiempo de predicción tpj correspondiente como el tiempo de cruce por cero tpa y se calcula el tiempo de conmutación ts en el que el interruptor ha de ser conmutado como la diferencia entre el tiempo de cruce por cero tpa y un tiempo de retardo predeterminado tretardo, que corresponde al tiempo de reacción del interruptor a la señal de interrupción (etapa 8). En la siguiente etapa 9, se compara el punto en el tiempo verdadero tahora con el tiempo de conmutación ts y cuando se alcanza el tiempo de conmutación ts se envía una señal de conmutación al interruptor en la etapa 10.

La Figura 2a muestra la primera rutina de un método en el que se ejecutan dos rutinas en paralelo. La primera rutina muestrea una señal de forma de onda periódica φ y procesa las muestras para proporcionar conjuntos de frecuencias fi y las amplitudes complejas Ai relacionadas continuamente actualizados. La segunda rutina usa el último conjunto respectivo para determinar los valores predichos y para compararlos con los valores nuevamente medidos de la señal de forma de onda periódica. Las etapas 11 a 13 de la Figura 2a son las mismas que las etapas 1 a 3 de la Figura 1, con la única diferencia de que cualquier señal de forma de onda periódica φ derivada de al menos una magnitud eléctrica medible de un sistema eléctrico de potencia puede ser un sujeto del método. El número de muestras a tomar en la etapa 11 se denomina como X. Mientras que se determinan el espectro de frecuencias S(φ) y las frecuencias fi así como las amplitudes Ai, continúa en segundo plano el muestreo de la señal de forma de onda periódica φ. En la etapa 14, se comprueba si entretanto se dan suficientes nuevas muestras de la señal de forma de onda periódica φ para alcanzar de nuevo el número X predeterminado. Si no, se espera hasta que se alcance el número X predeterminado. Cuando se han tomado suficientes nuevas muestras, el método vuelve a la etapa 12 para realizar una TRF sobre las nuevas muestras y para generar un conjunto actualizado de frecuencias fi y amplitudes Ai a partir del espectro de frecuencias S(φ) resultante. Las frecuencias fi y amplitudes Ai actualizadas se almacena entonces junto con su marca de tiempo actualizada, de modo que se sobrescribe el conjunto de datos anterior.

En paralelo a la primera rutina de la Figura 2a, se ejecuta una segunda rutina que se representan en la Figura 2b. En la etapa 15, se pone un contador k a cero y se pone el índice j a uno. En la siguiente etapa 16, se toma una nueva muestra φmj de la señal de forma de onda periódica φ, derivada de una nueva medición de al menos una magnitud eléctrica del sistema eléctrico de potencia, en el que la medición se toma en el instante de medición tmj. Incluso si la muestra φmj no precisa necesariamente ser una medición en sí sino que puede ser el resultado del procesamiento de datos de una medición de al menos una magnitud eléctrica, la muestra φmj se denomina valor medido φmi de aquí en adelante. En el mismo instante de tiempo en que se tomó el valor medido φmj, se ha de determinar ahora un valor predicho φpj. Esto es por lo que el tiempo de predicción tpj es igual al instante de medición tm. En la etapa 17, el valor predicho φpj se determina en el tiempo de predicción tpj en una forma análoga a la etapa 5 de la Figura 1, en la que la determinación se basa en el último resultado de la primera rutina de la Figura 2a, es decir el último conjunto de frecuencias fi y sus amplitudes complejas Ai relacionadas así como su marca de tiempo. En la etapa 18, se calcula el valor absoluto de la diferencia entre el valor predicho φpj = φp1 y el valor medido φmj = φm1. La diferencia se compara con un límite φlim predeterminado.

Si la diferencia no excede el límite φlim predeterminado, el índice j se aumenta en uno en la etapa 22 y el método vuelve a la etapa 16 para determinar el siguiente valor medido φmj+1 = φm2 y siguiente valor predicho φpj+1 = φp2 y compararlos. Si la diferencia excede el límite φlim predeterminado, el contador k se incrementa en uno así como del índice j (etapa 19). En la siguiente etapa 20, el contador se compara con un límite de contador klim. Si el límite de contador klim no se supera, el método vuelve a la etapa 16 para determinar los valores para la siguiente comparación. En caso contrario, se genera una notificación de que ha sucedido un cambio en el estado del sistema eléctrico de potencia, que puede conducir entonces al inicio de análisis adicionales o de acciones. La superación del límite de contador klim indica que cada uno de un número predeterminado de diferencias entre los valores predichos φpj y los valores medidos φmj correspondientes excede el límite predeterminado φlim. Después de generar la notificación, el método vuelve a la etapa 15 para comenzar con la segunda rutina desde el principio, usando un conjunto actualizado de frecuencias fi y amplitudes complejas Ai relacionadas.

La Figura 7 muestra diagramas de tiempo de los valores predichos φpj y de los valores medidos φmj dados en valores normalizados, en el que la señal de forma de onda periódica φ correspondiente es una señal de tensión de una línea de distribución de potencia. Adicionalmente, se presenta la diferencia entre los valores predichos φpj y los valores medidos φmj, (φpj – φmj). En el ejemplo de la Figura 9, la diferencia es siempre más pequeña que un límite φlim predeterminado de 0,02.

La Figura 3 muestra un diagrama de flujo de un método, en el que se evalúa la calidad de funcionamiento de un cambiador de tomas. El cambiador de tomas se conecta a un transformador de potencia y el transformador de potencia es parte de un sistema de transmisión o distribución de potencia. En la primera etapa 23 del método, se comienza el registro de muestras de una señal de forma de onda periódica φ, en el que la señal de forma de onda periódica φ se deriva de la medición de la tensión u en el sistema de transmisión o distribución de potencia. En la siguiente etapa 24, se realiza una acción de control mediante el cambio del cambiador de tomas de modo que la relación de transformación del transformador de potencia cambie. Como resultado, la tensión en el sistema de transmisión o distribución de potencia debería cambiar también. Las siguientes etapas 25 y 26 son las mismas que las etapas 12 y 13 de la Figura 2a. En la etapa 27, se determina un número N de valores predichos φpj de la señal de forma de onda periódica φ en tiempos de predicción tpj consecutivos. En la etapa 28, se determina una secuencia de valores φej esperados de la señal de forma de onda periódica φ en los que se asume que no ha tenido lugar un cambio en el cambiador de tomas. En consecuencia, los valores esperados φej reflejan la tensión esperada en el sistema de transmisión

o distribución de potencia sin cambio en la relación de transformación. En la siguiente etapa 29, se comparan los valores predichos φpj y los valores esperados φej y el resultado de la comparación se usa para evaluar la calidad del funcionamiento del cambiador de tomas. Dado que tanto el valor predicho como el esperado son dependientes del tiempo, no sólo se puede evaluar si se logró la amplitud esperada en el cambio de tensión sino también si el cambio de tensión tuvo lugar dentro del marco de tiempo esperado y si las perturbaciones de la tensión permanecieron dentro de los límites requeridos.

Para mostrar la aplicabilidad del método de acuerdo con la Figura 3, se incluyen las Figuras 8 y 9 con los diagramas de tiempo de valores consecutivos predichos y medidos normalizados de una señal de tensión periódica y su diferencia (φpj – φmj) cuando se realizó un cambio en el cambiador de tomas. En ambos casos, el cambio en el cambiador de tomas no se tuvo en cuenta cuando se determinaron los valores predichos φpj sino que en su lugar la intención fue ver como de claramente se puede detectar un cambio de tensión y si se puede distinguir un cambio en el cambiador de tomas problemático de un funcionamiento normal. Como se puede ver en la Figura 8, que muestra un cambio en el cambiador de tomas normal, la amplitud de tensión cambió significativamente y posteriormente permaneció en un nivel constante, mientras que la frecuencia de la tensión permaneció inalterada durante la operación completa. Sin embargo, la Figura 9 representa un cambio en el cambiador de tomas en el que tuvo lugar un arco. La diferencia entre los valores predichos y esperado (φpj – φmj) que se alcanza durante el arco tiene múltiples órdenes de magnitud de la diferencia de nivel de la Figura 8. Aparte de esto, se podría deducir también una indicación de arco de las elevadas oscilaciones de frecuencia en la señal de tensión. En consecuencia, el cambio en el cambiador de tomas problemático se puede distinguir claramente del normal, de modo que en el caso de la Figura 9, se puede guardar una notificación en un archivo de registro y/o enviarla a un operador en la forma de un mensaje de texto estableciendo que tuvo lugar un arco pero que el cambio en el cambiador de tomas aún tuvo éxito dado que la tensión se adecuó posteriormente al nivel y frecuencia esperados.

En la Figura 4, se muestra un dispositivo 30 con una unidad de procesamiento 31 y una unidad de almacenamiento 32. El dispositivo 30 recibe a través de los puertos de entrada 33 mediciones de las magnitudes eléctricas de un sistema eléctrico de potencia tal como las tensiones medidas umed y las intensidades medidas imed. Se conecta al menos un puerto de salida 34 a una unidad externa, que puede ser un dispositivo de almacenamiento externo, una pantalla, un altavoz, un dispositivo de control remoto o un dispositivo de supervisión central. El al menos un puerto de salida 34 se usa para transmitir una posible información de notificación a la unidad externa para extraerla o guardarla, en la que la información de notificación puede estar en la forma de texto, gráficos o una señal acústica. El al menos un puerto de salida 34 se usa adicional o alternativamente para transmitir varios datos deducidos durante la realización de uno de los métodos presentados anteriormente para almacenar, visualizar o procesar adicionalmente en otra forma los datos, en donde los datos pueden ser por ejemplo los valores predichos y esperados o medidos así como su comparación.

La Figura 5 muestra un sistema eléctrico de potencia que comprende 4 unidades de generación G. El sistema eléctrico de potencia comprende una red de potencia en donde se transmite energía eléctrica desde las unidades de generación G a cargas 35 indicadas por flechas. La red de potencia comprende 4 nodos, un primer nodo 36, un segundo 37, un tercer nodo 38 y un cuarto nodo 39, que se conectan mediante líneas de potencia. En una primera línea de potencia [36, 37] entre el primer nodo 36 y el segundo nodo 37, se instala un dispositivo 40 que se controla mediante una unidad de control local 41 y cuya función es ajustar una magnitud eléctrica del sistema eléctrico de potencia tal como la intensidad o la potencia activa o reactiva que fluye a lo largo de la primera línea de potencia [36, 37]. Cada acción de control en el dispositivo activo 40 afecta no sólo a la magnitud eléctrica en la primera línea de potencia [36, 37] sino también a todas las otras conexiones de líneas de potencia entre el primer y el segundo nodos, en donde el cambio de magnitud en cada línea depende de la topología global de la red de potencia. Las otras conexiones de líneas de potencia entre el primer y el segundo nodos 36 y 37 son por ejemplo la conexión a lo largo de una segunda línea de potencia [36, 38] entre el primer y el tercer nodo más una tercera línea de potencia [38, 37] entre el tercero y el segundo nodo, así como una conexión a lo largo de la segunda línea de potencia [36, 38] más una cuarta línea de potencia [38, 39] entre el tercer y el cuarto nodos más una quinta línea de potencia [39, 37] entre el cuarto y el segundo nodos. Las acciones de control en el dispositivo activo 40 que están todas originadas y controladas por la unidad de control local 41, tiene sus tiempos marcados y almacenadas con su marca de tiempo en la unidad de control 41. En la proximidad al cuarto nodo 39, se instala una unidad de medición remota 42 que comprende un dispositivo 30 de acuerdo con la Figura 4 para realizar el método de predicción de acuerdo con la invención. La unidad de control local 41 y la unidad de medición remota 42 se conectan a través de un canal de comunicación 43, que puede ser cableado o inalámbrico.

La unidad de medición remota 42 supervisa el estado del sistema eléctrico de potencia mediante la previsión de valores del la al menos una magnitud eléctrica del sistema eléctrico de potencia basándose en las mediciones tomadas en la tercera línea de potencia [38, 37] y mediante la comparación de los valores predichos con las mediciones correspondientes. Si se detecta un cambio en el estado del sistema eléctrico de potencia mediante la unidad de medición remota 42, la unidad 42 envía una notificación junto con los datos de tiempos marcados a la unidad de control local 41. Alternativamente, la unidad de control local 41 puede solicitar que se envíen los últimos datos determinados por la unidad de medición remota 42, si se ha de realizar una acción de control. La unidad de control local 41 compara los datos de marcas de tiempo recibidos con la información de marcas de tiempo almacenados sobre las acciones de control para determinar si y hasta qué punto la cuarta línea de potencia [38, 39] se puede influenciar por una acción de control en el dispositivo activo 40. Si se supone una cierta topología y conectividad de la red de potencia entonces una cierta magnitud de la acción de control podría dar como resultado una cierta magnitud de cambio en el estado del sistema eléctrico de potencia en el punto en el que la unidad de medición remota 42 está instalada. Por lo tanto la unidad de control local 41 trata de encontrar aquellos datos de la unidad de medición remota 42 cuya marca de tiempo coincide con la marca de tiempo de una de las acciones de control. Para estos datos, se determina y analiza la relación entre la magnitud de la acción de control y el cambio resultante en el estado del sistema eléctrico

de potencia medido por la unidad de medición remota 42.

Si, por ejemplo, la intensidad de la cuarta línea de potencia [38, 39] llega a ser tan alta que la línea de potencia alcanza un límite térmico, una información actualizada sobre si y cómo el flujo en la cuarta línea de potencia [38, 39] se puede afectar por el dispositivo activo 40 es muy útil para ajustar las siguientes acciones de control en consecuencia. Por lo tanto, la unidad de control local 41 o bien inicia una acción de control especial en el dispositivo activo 40 y analiza los datos recibidos entonces de la unidad de medición remota 42 o bien la unidad de control 41 usa los últimos datos que coinciden con una acción de control que ha tenido lugar justo recientemente, después de que tuvo lugar el problema en la cuarta línea de potencia [38, 39]. La información actualizada sobre la relación entre la magnitud de la acción de control y el cambio resultante en el estado del sistema eléctrico de potencia se puede usar entonces para ajustar directamente las siguientes acciones de control o para iniciar análisis adicionales.

Un ejemplo especial es el caso en el que una o más de las líneas de potencia se desconectan de la red. Si por ejemplo la segunda línea de potencia [36, 38] se desconecta, una acción de control en el dispositivo activo 40 no producirá ningún cambio en el estado del sistema eléctrico de potencia tal como se puede detectar desde la unidad de medición remota 42.

Se puede usar por lo tanto de forma ventajosa un dispositivo 30 para predecir un estado de un sistema eléctrico de potencia para determinar hasta qué punto es posible influenciar la intensidad o el flujo de potencia de líneas de potencia remotas, en las que las líneas de potencia remotas forman conexiones paralelas con una línea de potencia con un dispositivo activo 40. En una primera realización especial, esta información sobre la capacidad de control del flujo en líneas de potencia remotas se usa para determinar la conectividad de al menos una parte de la red de potencia. Esto es ventajoso especialmente en las postrimerías de una perturbación en la red de potencia cuando el estado real y la configuración de la red de potencia no son claros. En una segunda realización especial, la información sobre la capacidad de control del flujo en las líneas de potencia remotas se usa para el control térmico de al menos una línea de potencia remota en la red de potencia, es decir, se ajusta el flujo a través de esa línea para respetar los límites térmicos de la línea. Dependiendo del tamaño y estructura de la red de potencia, se pueden instalar remotamente del dispositivo activo 40 más de solamente un dispositivo de predicción 30, en donde todos los dispositivos 30 podrían comunicar con la unidad de control local 41.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Método para predecir un estado del sistema eléctrico de potencia, que comprende la etapa de realizar una Transformada Rápida de Fourier sobre muestras de una señal de forma de onda periódica (φ) para determinar un espectro de frecuencias (S(φ)) de la señal de forma de onda periódica (φ), en el que la señal de forma de onda periódica (φ) se deriva de al menos una magnitud eléctrica medible de un sistema eléctrico de potencia y es representativa del estado del sistema eléctrico de potencia, caracterizado por

•

la determinación de las frecuencias (fi) y las amplitudes complejas (Ai) relacionadas en picos seleccionados en el espectro de frecuencias (S(φ)) y el almacenamiento de las frecuencias (fi) y amplitudes (Ai) junto con una marca de tiempo (t0),

•

la determinación y almacenamiento de uno o más valores predichos (φp, φpj) de la señal de forma de onda periódica (φ) en el dominio del tiempo en uno o más tiempos de predicción (tp, tpj) mediante el cálculo de una suma de señales senoidales en los tiempos de predicción correspondientes (tp, tpj), estando cada una de las señales senoidales caracterizadas por una de las frecuencias determinadas (fi) y sus amplitudes complejas (Ai) relacionadas así como con la marca de tiempo (t0),

•

la comparación de uno o más valores predichos (φp, φpj) con un valor medido (φm, φmj) derivado de una medición de la al menos una magnitud eléctrica del sistema eléctrico de potencia, en la que los uno o más tiempos de predicción (tp, tpj) son iguales cada uno al punto en el tiempo en el que se tomó la correspondiente medición, y

•

la notificación de un cambio inesperado en el estado del sistema eléctrico potencia si cada uno de un número predeterminado de diferencias entre los uno o más valores predichos (φp, φpj) y los valores medidos (φm, φmj) correspondientes exceden un límite (φlim) predeterminado.
2. Método de acuerdo con la reivindicación 1, en el que el valor predicho se

⎡ 2π fi (t −t ) ⎤

p 0

determina basándose en la ecuación φp = Re⎢∑(Ai ⋅ e )⎥, en la que φp es ⎣ i ⎦

el valor predicho, i es un índice para numerar consecutivamente las frecuencias determinadas fi y sus amplitudes complejas correspondientes Ai, t0 es la marca del tiempo en que se determinaron las frecuencias fi y amplitudes Ai y tp es el tiempo de la predicción.
3.

Método de acuerdo con la reivindicación 1 ó 2, en el que las frecuencias (fi) y las amplitudes complejas (Ai) relacionadas se determinan a partir de aquellos picos en el espectro de frecuencias (S(φ)) cuya amplitud excede una amplitud límite (Alim) predeterminada.
4.

Método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, en el que las frecuencias (fi) y las amplitudes complejas (Ai) relacionadas se determinan después de que se haya filtrado el espectro de frecuencias (S(φ)).
5.

Método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, en el que el método se realiza en un dispositivo de ordenador con un sistema operativo en tiempo real y en el que la etapa de la determinación del valor predicho (φp) se realiza simultáneamente con las etapas de la realización de la Transformada Rápida de Fourier y la determinación de las frecuencias (fi) y las amplitudes complejas (Ai) relacionadas.
6.

Método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, en el que el método se realiza en línea y en donde los valores medidos (φmj) se derivan constantemente y se comparan con los correspondientes de los múltiples valores predichos (φpj) tan pronto como se realizan las mediciones.
7.

Método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, en el que el estado es la ausencia de cortocircuitos en el sistema eléctrico de potencia.
8.

Método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, en el que el sistema eléctrico de potencia es una red de potencia y en donde el estado es la disponibilidad de una línea de transmisión de potencia en la red.
9.

Método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, en el

que el sistema eléctrico de potencia comprende un transformador de potencia con un cambiador de tomas y donde el estado es la calidad de funcionamiento del cambiador de tomas.
10.

Dispositivo para predecir un estado de un sistema eléctrico de potencia que comprende al menos una unidad de procesamiento y al menos una unidad de almacenamiento adaptadas para realizar el método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9.