ES2365111T3

ES2365111T3 - Estimación de cantidades de sistema de potencia en tiempo real usando mediciones sincronizadas.

Info

Publication number: ES2365111T3
Application number: ES07862534T
Authority: ES
Inventors: Ernst Scholtz; Reynaldo F. Nuqui; John D. Finney; Mats Larsson; Mani Subramanian; Gordon Lin
Original assignee: ABB Research Ltd Switzerland; ABB Research Ltd Sweden
Current assignee: ABB Research Ltd Switzerland; ABB Research Ltd Sweden
Priority date: 2006-12-12
Filing date: 2007-12-05
Publication date: 2011-09-22
Anticipated expiration: 2027-12-05
Also published as: WO2008073250A3; US7499816B2; EP2095482B1; CN101573852B; ATE509412T1; EP2095482A2; CN101573852A; US20080140326A1; WO2008073250A2

Abstract

Método para estimar un estado de un sistema de potencia eléctrica (100), el método comprendiendo: obtener datos de medición no fasoriales (116) sobre el sistema de potencia eléctrica (100); obtener datos de mediciones fasoriales (114) sobre el sistema de potencia eléctrica (100), que se referencia a un marco de referencia de medición fasorial; dicho método estimativo caracterizado por el hecho de que comprende: estimar (406) el estado del sistema de potencia eléctrica (100) directamente de los datos de medición no fasoriales (116) y los datos de mediciones fasoriales (114) usando un algoritmo de estimación estadística, la estimación de estado siendo realizada en un marco de referencia de estimador de estado usando los datos de mediciones fasoriales (114) referenciados en el marco de referencia de medición fasorial; y generar (408) una salida indicativa del estado estimado.

Description

Antecedentes

[0001] La presente solicitud se refiere al uso de mediciones fasoriales en la estimación del estado del sistema de potencia eléctrica. Encuentra aplicación particular en la integración fasoriales de voltaje y de corriente en el proceso de estimación de estado.

[0002] La información del estado del sistema de potencia juega un papel importante en la operación y análisis de sistemas de potencia eléctrica. De hecho, la información del estado se puede usar para varios objetivos, incluyendo la seguridad del sistema y análisis de contingencia, optimización del sistema, e incluso la creación e incorporación de mercados para potencia eléctrica.

[0003] Generalmente, estimadores de estado han realizado una estimación indirecta del estado del sistema de potencia (es decir, magnitud de voltaje y ángulos en los buses de red, posiciones de derivación de transformadores de cambio de derivación, etc.) usando mediciones no fasoriales tales como flujos de potencia y magnitudes de voltaje y corriente, por nombrar algunos. Más recientemente, no obstante, unidades de mediciones fasoriales (PMUs) han sido desarrolladas. PMUs proporcionan mediciones fasoriales de voltaje y de corriente grabadas en el tiempo en distintos lugares en el sistema de potencia. Esta información adicional puede utilizarse para mejorar la estimación del estado de red.

[0004] Una de las dificultades inherentes en la evaluación de mediciones angulares de fase en un sistema muy disperso, no obstante, es la necesidad de sincronizar las mediciones a un marco de referencia común. Con este fin, PMUs han proporcionado mediciones fasoriales que son sincronizadas basadas en señales temporales del sistema de posición global (GPS). Por otra parte, el sincrofasor estándar del instituto de Ingenieros de electricidad y de electrónica (IEEE) define un ángulo de fase instantáneo del fasor en relación con el Tiempo Universal Coordinado (UTC), por lo tanto fijando el marco de referencia para las mediciones fasoriales de PMU.

[0005] Por ejemplo, el documento "Synchronized phasor measurements in power systems", Phadke A G, IEEE computer applications in power, vol.6 no.2, 1993", divulga unidades de medición fasorial que reciben una señal sincronizada del satélite GPS para medir al mismo tiempo datos fasoriales relacionados con un sistema de potencia. Los datos fasoriales medidos se usan con datos no fasoriales por un estimador para el control del estado del sistema de potencia.

[0006] Debido a la naturaleza del sistema de potencia las redes, donde la potencia fluye en ramificaciones en la red son una función de las diferencias de los ángulos de fase de voltaje a través de las ramificaciones, un bus de referencia o bus slack se elige para hacer el problema de estimación de estado solucionable. Así, un ángulo de referencia común, conocido como el ángulo de bus slack, ha sido seleccionado para el proceso de estimación de estado. Mientras es generalmente posible asignar el ángulo de bus slack a un valor arbitrario, es típicamente establecido en cero.

[0007] Como será apreciado, es preciso reconciliar los marcos de referencia de la medición fasorial y del estimador de estado. Esto se puede realizar requiriendo que una PMU de referencia sea colocada en la ubicación del bus slack y computando los ángulos de las varias PMUs con respecto a la PMU de referencia. Desafortunadamente, no obstante, tal disposición hace el sistema vulnerable a la pérdida de la señal proporcionada por la PMU de referencia, por ejemplo debido a una interrupción en una ubicación de la medición, un fallo de la PMU de referencia, o un fallo de comunicación. Mientras es posible compensar tal pérdida, el proceso para hacerlo exige relativamente mucho tiempo y es complejo.

Resumen

[0008] Aspectos de la presente solicitud se dirigen a estas cuestiones, y otras.

[0009] Según un primer aspecto, un método incluye estimar un estado de un sistema de potencia eléctrica y generar una salida indicativa del estado estimado. La estimación se realiza en un marco de referencia de estimadores de estado usando datos de mediciones fasoriales referenciados a un marco de referencia de mediciones fasoriales.

[0010] Según otro aspecto, un aparato incluye un estimador de estado y medios para generar una salida indicativa del estado estimado. El estimador de estado considera un estado de un sistema de potencia eléctrica en un marco de referencia de estimadores de estado usando datos de mediciones fasoriales referenciados a un marco de referencia de mediciones fasoriales.

[0011] Según otro aspecto un medio de almacenamiento legible por ordenador contiene instrucciones que, cuando se

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ejecutan por un ordenador, provocan que el ordenador lleve a cabo un método. El método incluye obtener datos de medición funcionalmente relacionados con un estado de un sistema de potencia eléctrica y usando los datos de las mediciones para estimar el estado del sistema de potencia. Los datos de medición incluyen mediciones fasoriales referenciadas a un marco de referencia de mediciones fasoriales y la estimación se realiza en un marco de referencia de estimadores de estado.

[0012] Según otro aspecto, un método de estimación de estado de sistema de potencia eléctrica incluye obtener mediciones fasoriales de voltaje y de corriente funcionalmente relacionadas con un estado de un sistema de potencia eléctrica. Las mediciones fasoriales de voltaje y de corriente se referencian a un marco de referencia de medición fasorial. El método también incluye reconciliar el marco de referencia de medición fasorial y un marco de referencia de estimador de estado y estimar el estado del sistema de potencia.

[0013] Los expertos en la materia apreciarán todavía otros aspectos de la presente invención tras la lectura y comprensión de las figuras y descripción anexas.

Figuras

[0014] La presente solicitud se ilustra a modo de ejemplo y no como limitación en las figuras de los dibujos anexos, en las que referencias similares indican elementos similares y en las cuales: Figura 1 representa un sistema en el que los datos fasoriales se utilizan para desempeñar una estimación de estado de sistema de potencia eléctrica. Figuras 2A y 2B representan un fasor en marcos de referencia de medición y de estimador de estado, respectivamente. Figura 3 representa un sistema con una pluralidad de islas eléctricas. Figura 4 representa un método de estimación de estado. Figuras 5A, 5B, y 5C ilustran aspectos de estimación de estado asistidos por fasor.

Descripción

[0015] Señales de tiempo medidas en una red de sistema de potencia, en su forma ideal, son sinusoidales y por ejemplo el voltaje en un nodo particular como función de tiempo idealmente sería de la forma:

Ecuación 1

(t) =

cos(2�fsist +�i )

vi imagen1 2Vi

donde i es el nodo, t es tiempo, vi(t) es el voltaje variable de tiempo, V1 es la magnitud de la raíz cuadrada media (RMS) del voltaje, fsis es la frecuencia de sistema, y �i es un ángulo de fase. El cálculo fasorial se utiliza para simplificar el análisis de sistema de potencia. La magnitud de RMS y el ángulo de fase de la señal de voltaje vi(t) se reúnen para formar un fasor Vie�1�, que es un número complejo que tiene un componente imaginario y equivalente real.

[0016] Para claridad de explicación, el uso de mediciones fasoriales en la estimación del estado del sistema de potencia se describirá en el contexto de un sistema de potencia equilibrado completamente conectado que está desprovisto de equipamiento tal como transformadores de desviación de fase. Tal sistema con n nodos (también llamados buses) se adhiere a las leyes físicas de Kirchoff y puede ser descrito a modo de variables 2n-1 que reflejan el estado del sistema. Estas últimas variables son referidas como los estados del sistema de potencia y se pueden indicar de la siguiente manera:

Ecuación 2

imagen1

donde x ��2n�1y la barra superior significa un vector. El ángulo de referencia es �n y es a veces referido como el

� n

ángulo de bus oscilante. Sin pérdida de generalidad �n es frecuentemente elegido para ser cero. Uso de equipamiento tal como transformadores de desviación de fase, al igual que el funcionamiento en una forma desequilibrada, contribuye a variables adicionales al vector de estado del sistema. Aunque se ha omitido para claridad de explicación, los expertos en la materia apreciarán que la inclusión de estas variables adicionales en el vector de estado no se desvía de la generalidad de la presente solicitud.

[0017] Además, varias cantidades se pueden expresar como función del estado del sistema de la siguiente manera:

Ecuación 3

imagen1

�g

10 donde los elementos de w son reales y la matriz jacobiana tienen un rango 2n-1.

�x

� n

[0018] Elementos de w incluyen pero de forma no limitativa: potencias activas P que fluyen en las ramificaciones de red; potencias reactivas Q en ramificiaciones de red; inyecciones de potencia de red activa en todos los buses de red Pinj ; inyecciones de potencia de red reactiva en todos los buses de red Qinj ; magnitudes del fasor de voltaje en cada bus en la

15 red V ; las magnitudes de los fasores de corriente que fluyen en todas las ramificaciones de la red I; ángulos de fase del fasor de voltaje en cada bus en la red � relativo al ángulo de referencia del estimador de estado; y los ángulos de fase del fasor de corriente asociado con cada ramificación en la red � relativa al ángulo de referencia del estimador de estado.

[0019] Las ecuaciones de flujo de potencia de la red son una representación particular mínima de g(x�n ) y estas

20 ecuaciones son derivadas usando la ley de corriente de Kirchoff. El subconjunto de w correspondiente a estas ecuaciones de flujo-carga caracterizará todos los elementos de Pinj y Qinj .

[0020] Como parte del problema de estimación de estado del sistema de potencia un subconjunto redundante, y de w es medido. La dimensión del vector y es mayor o igual a 2n-1, y y es expresado como:

25

Ecuación 4

imagen1

[0021] Las mediciones de los elementos de y generalmente tienen algunos errores asociados a éstos y estas mediciones son expresadas como:

Ecuación 5

imagen1

30 donde zTRAD es el conjunto de medición no fasorial, y �TRAD es un vector de los errores de medición asociados.

[0022] El objetivo de la estimación del estado del sistema de potencia es encontrar la estimación x de x por medio de

�n �n

una estimación reiterativa u otra técnica adecuada usando el conocimiento del sistema (es decir, modelo de sistema, topología, etc.) y el conjunto reunido redundante de mediciones (ruidosas). Un enfoque particular que ha sido adoptado en la 35 comunidad del sistema de potencia es usar el método de mínimos cuadrados ponderados para encontrar la estimación de estado x�n .

[0023] Mientras la discusión anterior se ha focalizado en una estructura para estimar el estado del sistema de potencia usando mediciones no fasoriales, Figura 1 ilustra una estructura para integrar mediciones fasoriales en el proceso de 40 estimación de estado. Como está ilustrado, un sistema de transmisión y de distribución de potencia eléctrica incluye una

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pluralidad de subestaciones, líneas de transmisión y de distribución, y otros elementos 102. Un sistema de control de supervisión y adquisición de datos (SCADA) 104 adquiere datos de entrada de los varios elementos 102 por medio de interfaces de entrada/salida (I/O) tales como unidades de terminal remotas (RTUs) 106. En el contexto de estimación de estado del sistema, los datos de entrada incluyen típicamente mediciones no fasoriales tal como magnitudes de voltaje y de corriente, flujos de potencia, e inyección de potencia.

[0024] Además, dispositivos de medición fasorial tal como PMUs 108 calculan las mediciones fasoriales en lugares deseados en el sistema, con el número y colocación de las PMUs generalmente una función de la topología de red, observabilidad del sistema, economía, y otros factores pertinentes. Las PMUs 108 proporcionan corrientes de datos de mediciones que típicamente incluyen una marca de hora, fasores de voltaje y/o de corriente, y la frecuencia del sistema de potencia. Cuando los datos del fasor se presentan en un sistema de coordenadas polar, los datos del fasor incluyen un ángulo fasorial y magnitud. En el caso de un sistema de coordenadas rectangular, los datos fasoriales incluyen el fasor real y componentes imaginarios. Como se ha indicado anteriormente, los datos del fasor se presentan respecto a un marco de referencia de medición fasorial tal como un marco de referencia temporal sincronizado respecto a las señales de tiempo obtenidas del sistema GPS 110. En una implementación, los datos del fasor están provistos según la norma de Sincrofasores del IEEE, aunque otras técnicas podrían ser usadas. Algunos o todos los datos fasoriales pueden también ser obtenidos de otras fuentes, por ejemplo a través del conocido Sistema de Medición de Área Amplia (WAMS) 112.

[0025] Como está ilustrado, los datos fasoriales 114 y no fasoriales 116 pertinentes se almacenan en una base de datos 118 tal como la base de datos en tiempo real del sistema SCADA (RTDB) 118 contenida en una memoria o memorias legible(s) por ordenador adecuada(s). Un estimador de estado 120 usa los datos 114, 116 para estimar el estado del sistema, por ejemplo usando técnicas de estimación de estados reiterativos como son generalmente conocidos en la técnica. En una tal implementación, el estimador de estado 120 se implementa a modo de instrucciones legibles por ordenador que se almacenan en un medio de almacenamiento legible por ordenador accesible a un ordenador. Cuando se ejecutan por el ordenador, las instrucciones causan que el(los) procesador(es) de ordenador estime(n) el estado del sistema de potencia.

[0026] Más particularmente, y como se describirá con mayor detalle más debajo, los datos fasoriales 116 son ventajosamente usados para aumentar el proceso tradicional de estimación de estado del sistema de potencia basado en la medición no fasorial por adición de los datos fasoriales a la medición no fasorial establecidos para crear un vector de medición combinado:

Ecuación 6

imagen1

donde zTRAD representa datos no fasoriales tradicionales y zPMU representa el conjunto de mediciones del ángulo de fase de dispositivos de medición fasorial tales como PMUs.

[0027] La salida del estimador de estado 120 se almacena en una memoria legible por ordenador, por ejemplo en la base de datos 118 o de otra manera. Alguna o toda la información de estimación de estado puede también ser presentada en una forma humana perceptible, por ejemplo por medio de una interfaz de máquina humana adecuada (HMI) 122.

[0028] Volviendo ahora a la Figura 2A, un fasor Xi' se representa en el marco de referencia de medición fasorial relativo a un ángulo de referencia 202. Según la norma de Sinchrofasores de IEEE, el ángulo de fase del fasor Xi' se define como el desvío de fase �i de un tiempo de coseno en forma de onda (similar a la Ecuación 1) con una cierta frecuencia (asumir f0 para esta discusión) cuando se compara con un tiempo de coseno en forma de onda en una frecuencia de sistema nominal f0 sincronizada con el tiempo universal coordinado (UTC). Por otra parte este desvío de fase se expresa como el ángulo de fase �i que es relativo a un ángulo de referencia �UTC y para el cual se aplica la siguiente relación:

Ecuación 7

imagen1

[0029] Para usar el fasor Xi' en el proceso de estimación de estado, no obstante, es deseable que los ángulos de fase �i y

�UTC sean asignados al marco de referencia del estimador de estado que se fija cuando el valor de �" es elegido.

[0030] La relación entre estos marcos de referencia se representa en la figura 2B, en la que el fasor Xi se muestra con respecto al ángulo de bus oscilante 204. (Nótese que �" = 0 en esta figura.) Como se puede observar, esta relación entre la medición fasorial y marcos de referencia del estimador de estado puede ser expresada como una rotación o desfase de �PMUs� SE/pila. En particular las siguientes representaciones de los ángulos en cuestión consisten en:

Ecuación 8

imagen1

De los cuales observamos que �PMUs� SE/stack = �UTC -�n.

[0031] Así la medición del ángulo de voltaje del fasor para cada PMU como se expresa en el marco de referencia del estimador de estado puede ser escrita como:

Ecuación 9

imagen1

15 [0032] Considerando el caso donde la frecuencia del sistema local fi, evidente en la forma de onda cosenoidal de tiempo donde una medición fasorial se computa según la norma de Sinchrofasores de IEEE, es diferente de f0 entonces un término adicional debería ser añadido a la Ecuación 7 en el lado izquierdo para justificar un ángulo adicional debido a esta operación de frecuencia no nominal. En la norma de Sinchrofasores de IEEE este ángulo adicional es dado como:

Ecuación 10

imagen1

20 [0033] La frecuencia local fi puede ser computada (tales mediciones siendo típicamente realizadas por los varios dispositivos de medición fasorial u otros dispositivos inteligentes electrónicos colocados en el mismo bus), y una impresión por transferencia angular de la forma b (fi,f0,t) se puede compensar al nivel del dispositivo de medición fasorial, el nivel de concentrador de datos fasoriales (PDC), o de otra manera. Para claridad de la siguiente discusión, será asumido que la

25 compensación se realiza al nivel de PMU de manera que el desfase angular debido a la operación de frecuencia no nominal es igual a cero. Por lo tanto, para los objetivos de la presente discusión, y sin tener en cuenta los errores de medición, la medición del ángulo de voltaje del fasor para cada PMU puede ser escrito como:

Ecuación 11

imagen1

30 donde �REF = (�n -�UTC).

[0034] Así, el ángulo de referencia o traslacional �REF, que refleja la reconciliación del marco de referencia de medición fasorial con el marco de referencia del estimador de estado, debería ser justificado cuando las mediciones del ángulo de fase de los dispositivos de medición fasorial se integran en el estimador de estado.

35 [0035] Un método para representar o reconciliar la medición fasorial y marcos de referencia del estimador de estado es generar un conjunto de seudomediciones que describa las diferencias angulares entre las emisiones de los varios dispositivos de medición fasorial en el marco de referencia de medición. El conjunto de diferencias angulares puede ser descrito por el siguiente vector:

40

Ecuación 12

imagen1

donde i, j � [1,m] y no hay restricciones en m (es decir, dispositivos de medición fasorial múltiples se pueden localizar en el mismo bus). En la ecuación anterior las diferencias angulares para cada i, j � [1,m] es de la forma

Ecuación 13

imagen1

5 para k, m � [1, n], y en el caso que i y j se coloquen en el mismo bus eléctrico entonces k = m y la seudomedición de diferencia angular es cero y se excluye de p. Es evidente que el ángulo traslacional �REF ha sido eliminado de todas las

entradas en p y que p es sólo una función de x . Cada medición �i tiene algún error asociado, y estos errores se

�n

alimentan a través de cada seudomedición de diferencia angular. La seudomedición de diferencia angular de voltaje 10 compilada establecida es posteriormente expresada como:

Ecuación 14

imagen1

donde � es un vector cuyos elementos reflejan el error de medición combinado de los dos errores de medición del

� PMU

ángulo de fase usados para construir cada diferencia angular. 15 [0036] Añadiendo este vector de seudomedición adicional zPMU a las mediciones zTRAD (como se muestra en la Ecuación 6),

ˆ

al igual que usando un modelo de sistema, la estimación x de x puede ser encontrada por medio de los mínimos

�n �n

cuadrados ponderados u otra técnica de estimación adecuada. Como también será apreciado, los datos de seudomedición según están contenidos en el vector de medición combinada están provistos con respecto al marco de referencia de 20 medición.

[0037] Según otro enfoque, los marcos de referencia de la medición y del estimador de estado pueden ser directamente reconciliados. Un enfoque para conseguir esta reconciliación es ver el ángulo de referencia �REF como una variable de estado adicional que también necesita ser estimada, por ejemplo añadiendo �REF al vector variable de estado de la siguiente

25 manera:

Ecuación 15 Ecuación 16

imagen1

30: donde x ��2n y �REF = �n -�UTC. [0038] Las mediciones del ángulo de fase de voltaje se pueden expresar como el siguiente vector:

35: 7

imagen1

donde � es un vector cuyos elementos son los errores de medición asociados a la medición del ángulo de fase de

� PMU

voltaje aplicable del dispositivo de medición fasorial tal como una PMU.

5 [0039] Añadiendo este vector de medición adicional a las mediciones zTRAD (como se muestra en la Ecuación 6), al

zPMU

ˆ ˆ

igual que usando un modelo de sistema, la estimación x de x al igual que la estimación de �REF , puede ser

�n �n �REF

encontrada por medio de los mínimos cuadrados ponderados u otra técnica de estimación adecuada. Nuevamente, será apreciado que las mediciones fasoriales del vector de medición combinado serán provistas con respecto al marco de referencia de medición.

10 [0040] Otro enfoque del problema de estimación de estado asistido por fasores es ejecutar la estimación de estado en el marco de referencia de medición. Así, mejor que establecer el marco de referencia del estimador de estado respecto a una ubicación espacial en la red del sistema de potencia, el marco de referencia de medición se usa como el marco de referencia del estimador de estado. Para esta elección de referencia el vector de estado puede ser expresado como:

15

Ecuación 17

imagen1

2n 2n

de la cual notamos que la dimensión de x �� es la misma que para x �� . De ello, observamos que el estado

� UTC

que los elementos del ángulo de voltaje de x y x serán diferentes, pero a través de una transformación de similitud se

� UTC

puede mostrar que están relacionados entre sí.

20 [0041] Es evidente que para esta elección de referencia, las mediciones angulares de fase de las PMUs u otros dispositivos de medición fasorial pueden ser directamente integradas en el problema de estimador de estado. Investigando la Ecuación 14 es evidente que:

25

Ecuación 18

imagen1

� PMU

voltaje aplicable de las PMUs u otros dispositivos de medición fasorial.

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[0042] Añadiendo este vector de medición adicional z a las mediciones zTRAD (como se muestra en Ecuación 6), al igual

PMU

ˆ

que usando un modelo de sistema, la estimación x de x puede ser encontrada por medio de los mínimos

�UTC �UTC

cuadrados ponderados u otra técnica de estimación adecuada. Nuevamente, será apreciado que las mediciones fasoriales del vector de medición combinado se proveen con respecto al marco de referencia de la medición.

[0043] Los enfoques descritos anteriormente serán ahora ilustrados adicionalmente con referencia a las figuras 5A, 5B, y 5C. Como está ilustrado, una parte del sistema de potencia incluye nodos o buses k, m, y n teniendo ángulos de fase de voltaje respectivos �k, �m, y �n. La relación entre los nodos se pueden expresar a modo de elementos de red ykm, ykn, y ymn. Los datos fasoriales de voltaje se miden con respecto al ángulo �UTC.

[0044] Figura 5A ilustra el método de seudomedición anteriormente descrito en relación con la Ecuación 12. Como se indica para objetivos ilustrativos por el símbolo de toma de tierra, la estimación de estado es realizada respecto al nodo de red n. La expresión �i -�j representa una diferencia ejemplar angular entre las mediciones fasoriales de voltaje adquiridas en los nodos k y m. Como se ilustra por la línea discontinua, tal método no requiere que la relación entre los marcos de referencia de estado y de medición sea explícitamente evaluada. Una ventaja de tal método es que la reconciliación del marco de referencia no necesita ser realizada respecto a un único dispositivo físico o ubicación, así produciendo robustez adicional en comparación con una disposición que depende del único dispositivo o ubicación para servir como una señal de referencia. Cuando la estimación es realizada por medio de los mínimos cuadrados o una técnica similar, los errores de medición asociados a las varias mediciones son generalmente tenidas en cuenta durante la estimación.

[0045] Figura 5B ilustra el método de reconciliación directa anteriormente descrita en relación con la Ecuación 16. Nuevamente como se ha indicado para objetivos ilustrativos por el símbolo de tierra, la estimación de estado se referencia al nodo de red n. Como está ilustrado, no obstante, las mediciones fasoriales de voltaje �i, �j como se usa en el proceso de estimación de estado se referencian al ángulo �UTC, y el ángulo de referencia �REF que reconcilia los marcos de referencia y de estimación de estado se tratan como un estado variable. Nuevamente, tal método no requiere que la reconciliación de los marcos de referencia se realice con respecto a un único dispositivo físico o ubicación. Una ventaja de tratar el ángulo de referencia como un estado variable es que la construcción de un conjunto de seudomedición de diferencias angulares puede ser evitada. Además, el ángulo de referencia �REF se puede incluir en un cálculo de función de costes. En el caso donde la función de costes es minimizada, la minimización de error puede ser vista como minimización de un error global en la estimación de estado. Por otra parte, los datos fasoriales y no fasoriales pueden utilizarse para determinar una relación de ajuste mejor entre los dos marcos de referencia.

[0046] Figura 5C representa el caso donde el estado se estima en el marco de referencia de medición como se ha mencionado anteriormente en relación con la Ecuación 17. Como se indica otra vez para objetivos ilustrativos por el símbolo de tierra, la estimación de estado se realiza con respecto al ángulo �UTC. Como está ilustrado, las mediciones fasoriales de voltaje �i, y �j como se usa en el proceso de estimación de estado se referencian al ángulo �UTC. Como las mediciones fasoriales y las estimaciones de estado se referencian al mismo marco de referencia temporal, la reconciliación de la medición y marcos de referencia puede ser evitada. Por otra parte, no es necesario seleccionar una nueva referencia o bus oscilante en el caso de una interrupción en esta ubicación seleccionada. Obsérvese que, según tal método, la estimación de estado se puede presentar en el marco de referencia temporal. Como una alternativa, la estimación de estado puede ser posteriormente presentada respecto a un nodo de sistema de potencia deseada (p. ej., un bus oscilante). En el caso de una interrupción en el nodo seleccionado, la estimación de estado se puede presentar en relación con un nodo alterno.

[0047] Mientras la discusión anterior se ha focalizado en el uso de mediciones angulares de fase de voltaje, las mediciones angulares de corriente de dispositivos de medición fasorial pueden también ser proporcionadas en relación con el marco de referencia del conjunto de medición fasorial. Una medición del ángulo de corriente puede ser expresada como:

Ecuación 19

imagen1

donde �s es una medición del ángulo de corriente de un dispositivo de medición fasorial tal como una PMU, y �km (que es una función de x ) es el ángulo de corriente en la ramificación de red entre k y m del bus. Obsérvese que los errores de

� n

medición son nuevamente omitidos para claridad de explicación.

[0048] La integración de estas mediciones angulares de corriente en las técnicas de estimación de estado del sistema de potencia asistido por fasor de voltaje descrito anteriormente será discutida a continuación. En cada caso, el vector de 9

medición incluye mediciones angulares de corriente adicionales zPMU ,�I.

[0049] En el caso de la técnica de seudomedición, el ángulo de referencia �REF se puede eliminar de las expresiones de medición creando por evaluación las siguientes diferencias angulares para crear otro conjunto de seudomedición:

Ecuación 20

imagen1

y ��PMU es un vector cuyos elementos son los errores de medición asociados a la medición del ángulo de fase de voltaje aplicable del dispositivo de medición fasorial tal como una PMU. Donde �i es uno de los ángulos de fase de voltaje posibles que se miden en el bus k, y los elementos de diferencia angular de d son de la forma:

Ecuación 21

imagen1

de donde observamos que �REF ha sido eliminado de la expresión. [0050] Por analogía a la Ecuación 6, las mediciones fasoriales de corriente pueden incluirse en el vector de medición:

Ecuación 22

imagen1

ˆ

que es luego usado en combinación con un modelo de sistema para encontrar la estimación xde x usando los mínimos

�n �n

cuadrados ponderados u otra técnica de estimación adecuada. Se apreciará nuevamente que, como se ilustra en la Ecuación 22, los datos fasoriales de voltaje y de corriente se disponen con respecto al marco de referencia de medición.

[0051] Cuando el ángulo traslacional entre los dos marcos de referencia están directamente reconciliados, las mediciones del ángulo de corriente de la forma:

Ecuación 23

imagen1

25 se incluyen en el vector de medición para formar un vector de medición análogo al mostrado en la Ecuación 22. El vector de

ˆ

medición z , en combinación con un modelo de sistema, puede utilizarse para estimar xde x ,al igual que la estimación

�n �n

ˆ

de �REF , usando los mínimos cuadrados ponderados u otra técnica de estimación adecuada.

�REF

[0052] Cuando la estimación de estado se realiza en el marco de referencia de medición, las mediciones de corrientes son 30 de la forma:

Ecuación 24

imagen1

se incluyen en el vector de medición para formar un vector de medición análogo al mostrado en la Ecuación 22. El vector de

ˆ

medición z, en combinación con un modelo de sistema, puede utilizarse para estimar x de x , usando los mínimos

�UTC �UTC

cuadrados ponderados u otra técnica de estimación adecuada.

5 [0053] Mientras la discusión precedente se ha focalizado en un sistema que es eléctricamente conectado, por lo tanto con una única isla eléctrica, es también aplicable a sistemas con dos (2) o más islas eléctricas 3021, 3022 ... 302c como se ilustra en la figura 3. PMUs 3041, 3042 ... 304c asociadas a cada isla proporcionan datos fasoriales en relación al marco de medición fasorial como se ha descrito anteriormente como se ilustra generalmente por �PMU. Un bus oscilante adicional es

10 ventajosamente elegido para cada isla 3021, 3022 ... 302c. Un ángulo de referencia/traslacional

Ecuación 25

imagen1

para cada isla eléctrica i � [1,c] existe. El vector de estado para el sistema con islas múltiples eléctricas es expresado como:

Ecuación 26

15

donde hay j buses de red conectados en el área/isla 1, x

� n

[0054] La integración de mediciones angulares de fase de unidades de medición fasorial que usan el método de diferencias angulares como se describe con las Ecuaciones 12 y 16 para el caso donde el sistema tiene más de una isla eléctrica puede 20 ser realizado usando un conjunto de seudomediciones cuyos elementos son diferencias angulares de mediciones de dispositivos localizados en la misma isla eléctrica. De esta manera, �REF,i será eliminado de las expresiones respectivas. Una

ˆ

vez que el conjunto de seudomedición es construido y anexo al vector de medición, la estimación x ,...,� de

� n� c +1

n

x� n ,...,�n� c +1puede ser encontrada usando esta información al igual que el conocimiento del sistema (es decir, topología y

modelo de sistema) usando una técnica de estimación adecuada.

25 [0055] En el caso de la técnica de reconciliación directa, los varios ángulos de referencia �REF,i se incluyen en el vector de estado de la siguiente manera:

imagen2

Ecuación 27

imagen1

[0056] Las mediciones angulares de fase (es decir, fasores de voltaje y/o corriente) de dispositivos de medición fasorial son otra vez anexados al vector de medición, y esta información conjuntamente con el conocimiento del sistema (es decir,

ˆ

topología y modelo del sistema) es luego usada para encontrar la estimación x ,...,�n� c +1 de x ,...,�n� c +1 al igual que

� n � n

ˆ

todas las estimaciones �REF,i de �REF,i , usando una técnica de estimación adecuada.

[0057] En el tercer método cuando la referencia para el problema de estimación integrada es elegido como �UTC, se puede mostrar que el vector de estado x puede ser estimado para una red con islas eléctricas c en la medida en que hay al

� UTC

menos una medición fasorial en cada isla eléctrica. Para esta disposición habrá una referencia global �UTC .

[0058] La operación será ahora descrita en relación con la Figura 4. Se recogen los datos de mediciones fasoriales y no fasoriales en el paso 402. Como se ha indicado anteriormente, los datos fasoriales incluyen mediciones que se sincronizan en un marco de referencia de medición fasorial. Como se describe también, los datos recogidos se almacenan en una memoria legible por ordenador adecuada, por ejemplo en un sistema SCADA RTDB 116.

[0059] Un vector de datos de medición se genera en el paso 404. Como se ha descrito anteriormente, los datos incluyen el vector que incluye tanto los datos fasoriales como no fasoriales. Los datos fasoriales, que pueden incluir fasores de voltaje y/o de corriente, se referencian a un marco de referencia distinto del marco de referencia del estimador de estado, por ejemplo un marco de referencia de medición sincronizado a UTC. Cuando se usan seudomediciones de diferencia angular, los datos fasoriales incluyen un conjunto de diferencias angulares entre las distintas mediciones fasoriales. En el caso de una reconciliación directa, o cuando la estimación de estado se realiza en relación al marco de referencia de medición, las distintas mediciones fasoriales se pueden utilizar directamente.

[0060] El estado del sistema de potencia se calcula en el paso 406, por ejemplo usando un algoritmo de estimación de estado convencional reiterativa que funciona en el vector de datos de medición. En el caso del método de reconciliación directa, un ángulo de reconciliación �REF que reconcilia la estimación de estado y medición se trata como un estado adicional variable para ser estimado.

[0061] Una salida indicativa del estado de sistema de potencia se genera en el paso 408 y opcionalmente se presenta en forma legible por humano por medio de una HMI adecuada.

[0062] Por supuesto, modificaciones y alteraciones surgirán a otras personas al leer y comprender la descripción precedente. Se prevé que la invención sea interpretada como incluyendo todas tales modificaciones y alteraciones en la medida en que éstas entran dentro del campo de las reivindicaciones anexas o sus equivalentes.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Método para estimar un estado de un sistema de potencia eléctrica (100), el método comprendiendo: obtener datos de medición no fasoriales (116) sobre el sistema de potencia eléctrica (100); obtener datos de mediciones fasoriales (114) sobre el sistema de potencia eléctrica (100), que se referencia a un marco de referencia de medición fasorial; dicho método estimativo caracterizado por el hecho de que comprende: estimar (406) el estado del sistema de potencia eléctrica (100) directamente de los datos de medición no fasoriales

(116) y los datos de mediciones fasoriales (114) usando un algoritmo de estimación estadística, la estimación de estado siendo realizada en un marco de referencia de estimador de estado usando los datos de mediciones fasoriales (114) referenciados en el marco de referencia de medición fasorial; y generar (408) una salida indicativa del estado estimado.
2.

Método según la reivindicación 1 donde los datos de mediciones fasoriales (114) incluye datos fasoriales de voltaje y datos fasoriales de corriente.
3.

Método según la reivindicación 1 donde el marco de referencia de medición fasorial y los marcos de referencia de estimador de estado son diferentes, y donde el marco de referencia del estimador de estado se referencia a un nodo

(n) del sistema de potencia eléctrica (100) y el marco de medición fasorial se referencia a una referencia temporal.
4.

Método según la reivindicación 1 donde la estimación se realiza iterativamente usando datos de mediciones fasoriales (114) referenciados a un marco de referencia temporal.
5.

Método según la reivindicación 1 donde los datos de mediciones fasoriales (114) incluyen, para cada una de una pluralidad de mediciones fasoriales de voltaje, diferencias angulares entre la medición fasorial de voltaje y una pluralidad de otras mediciones fasoriales de voltaje.
6.

Método según la reivindicación 1 donde los datos de mediciones fasoriales (114) incluyen, para cada una de una pluralidad de mediciones angulares de voltaje, una diferencia angular entre una medición angular de corriente y la medición angular de voltaje.
7.

Método según la reivindicación 1 que incluye generar un conjunto de seudomediciones que describe las diferencias angulares entre cada una de una pluralidad de pares de mediciones fasoriales de voltaje en el marco de referencia de mediciones y donde la estimación es realizada usando las seudomediciones.
8.

Método según la reivindicación 1 donde el sistema de potencia eléctrica incluye una primera (3041) y segunda (3042) islas eléctricas y los datos de mediciones fasoriales (114) incluyen un primer conjunto de diferencias angulares entre las mediciones fasoriales desde la primera isla eléctrica (3041) y un segundo conjunto de diferencias angulares entre las mediciones fasoriales de la segunda isla eléctrica (3042).
9.

Método según la reivindicación 1 donde la estimación se realiza con referencia a un bus de referencia y los datos de mediciones fasoriales (114) no incluyen una medición fasorial del bus de referencia.
10.

Método según la reivindicación 1 donde la estimación (406) incluye estimar un valor de un estado variable que reconcilia la medición fasorial y marcos de referencia del estimador de estado, donde dicho estado variable es un ángulo (�REFn).
11.

Método según la reivindicación 10 donde los datos de mediciones fasoriales (114) incluyen una pluralidad de mediciones angulares de fase que se sincronizan a una referencia temporal, dichas mediciones angulares de voltaje incluyendo mediciones angulares de voltaje y mediciones angulares de corriente.
12.

Método según la reivindicación 1 que incluye la estimación (406) simultánea e iterativa del estado del sistema de potencia y un valor que reconcilia la estimación del estado y los marcos de referencia de medición, donde dicho valor es un valor de un ángulo ((�REFn).
13.

Método según la reivindicación 1 donde la estimación de estado se realiza en el marco de referencia de medición.
14.

Método según la reivindicación 13 donde la estimación de estado se realiza en un marco de referencia temporal.
15.

Método según la reivindicación 1 que incluye la obtención de los datos de mediciones fasoriales (114) y no fasoriales

(116) de una base de datos (118) de un sistema SCADA.
16.

Aparato que comprende:

medios (104, 106) para obtener datos de mediciones no fasoriales (116) sobre un sistema de potencia eléctrica

(100);

5

medios (108, 112) para obtener datos de mediciones fasoriales (114) sobre el sistema de potencia eléctrica (100),

que se referencia a un marco de referencia de medición fasorial;

caracterizado por el hecho de que comprende:

un estimador de estado (120) que estima el estado del sistema de potencia eléctrica (100) directamente de los datos

de mediciones no fasoriales (116) y los datos de mediciones fasoriales (114) usando un algoritmo de estimación

10

estadística, la estimación de estado siendo realizada en un marco de referencia de estimador de estado que usa los

datos de mediciones fasoriales (114) referenciados al marco de referencia de medición fasorial;

medios (108, 112) para generar (408) una salida indicativa del estado estimado.
17.

Medio de almacenamiento legible por ordenador (118) conteniendo instrucciones que, cuando se ejecutan por un

15

ordenador, provocan que el ordenador lleve a cabo un método según una o más de las reivindicaciones 1-15.