ES2520490B2 - Sistemas y procedimientos para protección de apagones - Google Patents

Abstract

Sistemas y procedimientos para protección de apagones.#Se describe un sistema para la gestión de un sistema de suministro de energía eléctrica que incluye un conjunto de dispositivos electrónicos inteligentes (IEDs) remotos y un IED central.#Los IEDs remotos se pueden configurar para obtener información relacionada con los ángulos de rotor, frecuencias de funcionamiento, tasa de cambio de frecuencia, inercia de rotación, y niveles de consumo de energía de cargas y generadores incluidos en el sistema de suministro de energía eléctrica. El IED central puede comunicarse con los IEDs remotos para determinar qué cargas y generadores están asociados con una subred del sistema de suministro de energía eléctrica y si se desconectan ciertas cargas o generadores. En base a esta determinación, el IED central pueden dirigir los IEDs remotos para desconectar cargas o generadores del sistema de suministro de energía eléctrica, o para aumentar o disminuir rápidamente la salida del generador según sea apropiado.

Description

Sistemas y procedimientos para protección de apagones

5 Campo técnico

Esta divulgación se refiere a sistemas y a procedimientos para el control y la protección de un sistema de suministro de energía eléctrica y, más particularmente, a sistemas y a procedimientos para la protección de apagones de baja frecuencia de área amplia en un

10 sistema de suministro de energía eléctrica.

Breve descripción de los dibujos

Se describen realizaciones no limitativas y no exhaustivas de la divulgación, incluyendo 15 diversas realizaciones de la divulgación, con referencia a las figuras, en las que:

La figura 1 ilustra un diagrama simplificado de una realización de un sistema de suministro de energía eléctrica que incluye dispositivos electrónicos inteligentes.

20 La figura 2 ilustra un diagrama de bloques de una realización de un dispositivo electrónico inteligente para protección y control de un sistema de suministro de energía eléctrica

La figura 3 ilustra otro diagrama de bloques de una realización de un dispositivo electrónico inteligente para protección y control de un sistema de suministro de energía eléctrica.

25 La figura 4 ilustra una realización de un procedimiento de protección y control de un sistema de suministro de energía eléctrica.

La figura 5 ilustra otra realización de un procedimiento de protección y control de un sistema 30 de suministro de energía eléctrica que utiliza la información de inercia de rotación del sistema.

Descripción detallada

35 Las realizaciones de la divulgación se entenderán mejor por referencia a los dibujos. Se entenderá fácilmente que los componentes de las realizaciones divulgados, como

generalmente se describen e ilustran en las figuras en el presente documento, podría estar dispuestos y diseñados en una amplia variedad de diferentes configuraciones. Por lo tanto, la siguiente descripción detallada de las realizaciones de los sistemas y procedimientos de la descripción no pretende limitar el alcance de la descripción, como se reivindica, sino que es meramente representativa de las posibles realizaciones de la descripción. Además, las etapas de un procedimiento no necesariamente tienen que ser ejecutadas en un orden específico, o incluso secuencialmente, ni las etapas necesitan ser ejecutadas una sola vez, a menos que se especifique lo contrario.

En algunos casos, características, estructuras, u operaciones bien conocidas no se muestran o describen en detalle. Además, las características descritas, estructuras, o las operaciones se pueden combinar de cualquier manera adecuada en una o más realizaciones. También será entenderá fácilmente que los componentes de las realizaciones, como se describe en general, y se ilustran en las figuras de este documento, podrían estar dispuestos y diseñados en una amplia variedad de configuraciones diferentes. Por ejemplo, a lo largo de esta memoria, cualquier referencia a "una realización" o "la realización" significa que una característica particular, la estructura, o característica descrita en relación con esa realización está incluida en al menos una realización. Por lo tanto, las frases citadas, o variaciones de las mismas, como se ha indicado a lo largo de esta especificación no necesariamente se refieren todas a la misma realización.

Varios aspectos de las realizaciones descritas se ilustran como módulos o componentes de software. Como se usa aquí, un módulo de software o componente puede incluir cualquier tipo de instrucción de ordenador o código ejecutable por ordenador situado dentro de un dispositivo de memoria que se puede operar en conjunto con el hardware adecuado para poner en práctica las instrucciones programadas. Un módulo de software o componente pueden, por ejemplo, comprender uno o más bloques físicos o lógicos de instrucciones de ordenador, que pueden ser organizados como una rutina, programa, objeto, elemento, estructura de datos, etc., que realizan una o más tareas o implementan tipos de datos abstractos.

En ciertas realizaciones, un módulo de software o componente particular pueden comprender instrucciones dispares almacenadas en diferentes ubicaciones de un dispositivo de memoria, que en conjunto implementan la funcionalidad descrita del módulo. De hecho, un módulo o componente puede comprender una sola instrucción, o muchas instrucciones, y pueden estar distribuidos sobre varios segmentos de código diferentes, entre diferentes

programas, y la mayoría de los dispositivos de memoria. Algunas realizaciones pueden ponerse en práctica en un entorno informático distribuido donde las tareas son realizadas por un dispositivo de procesamiento remoto conectado a través de una red de comunicaciones. En un entorno informático distribuido, los módulos o componentes de software pueden estar situados en la memoria local y/o remota de los dispositivos de almacenamiento. Además, estando los datos ligados o fundidos juntos en un registro de base de datos pueden residir en el mismo dispositivo de memoria, o en mayoría de los dispositivos de memoria, y pueden ser unidos entre sí en los campos de un registro en una base de datos en una red.

Las realizaciones se puede proporcionar como un producto de programa de ordenador que incluye un soporte legible por máquina no transitorio que tiene almacenado en el mismo instrucciones que se pueden utilizar para programar un ordenador u otro dispositivo electrónico para llevar a cabo los procedimientos descritos en el presente documento. El medio legible por máquina no transitorio puede incluir, pero no está limitado a, los discos duros, disquetes, discos ópticos, CD-ROMs, DVD-ROMs, ROMs, RAMs, EPROMs, EEPROMs, tarjetas magnéticas u ópticas, dispositivos de memoria de estado sólido, u otros tipos de medios/medios legibles por máquina adecuados para almacenar instrucciones electrónicas. En algunas realizaciones, el ordenador u otro dispositivo electrónico puede incluir un dispositivo de procesamiento tal como un microprocesador, microcontrolador, circuitería lógica, o similar. El dispositivo de procesamiento puede incluir además uno o más dispositivos especiales de procesamiento de uso, tales como un circuito de interfaz de aplicación específica (ASIC), PAL, PLA, PLD, campo de matriz de puertas programables (FPGA), o cualquier otro dispositivo adaptable o programable.

Los sistemas de generación y de suministro de energía eléctrica están diseñados para generar, transmitir y distribuir energía eléctrica a cargas. Sistemas de generación y de suministro de energía eléctrica pueden incluir equipos, tales como generadores eléctricos, motores eléctricos, transformadores, líneas de transmisión y distribución, disyuntores, interruptores, buses, líneas de transmisión, reguladores de tensión, baterías de condensadores, y similares. Dicho equipo puede ser monitorizado, controlado automatizado, y/o protegido mediante dispositivos electrónicos inteligentes (IEDs) que reciben la información del sistema de energía eléctrica de los equipos, toman decisiones basadas en la información, y proporcionan monitorización, control, protección y/o automatización de salidas para el equipo.

En algunas realizaciones, un IED pueden incluir, por ejemplo, las unidades terminales remotas, relés diferenciales, relés de distancia, relés direccionales, relés de alimentación, relés de sobrecorriente, controles reguladores de tensión, relés de tensión, relés de fallo de interruptor, relés de generador, relés de motor, controladores de automatización, controladores de bahía, medidores, controles de reconectadores, procesadores de comunicación, plataformas informáticas, controladores lógicos programables (PLCs), controladores de automatización programables, módulos de entrada y salida, gobernadores, excitadores, controladores statcom, controladores SVC, controladores OLTC, y similares. Además, en algunas realizaciones, los IEDs puede estar conectados comunicativamente a través de una red que incluye, por ejemplo, multiplexores, enrutadores, concentradores, pasarelas, cortafuegos, y/o interruptores para facilitar las comunicaciones en las redes, cada una de las cuales pueden también funcionar como un IED. Dispositivos de red y de la comunicación también pueden ser integrados en un IED y/o estar en comunicación con un IED. Tal como se usa en el presente documento, un IED puede incluir un solo IED discreto o un sistema de múltiples IED que operan juntos.

Los equipos de generación de energía eléctrica y el sistema de administración pueden ser monitorizados y protegidos de distintas disfunciones y/o condiciones que utilizan uno o más IEDs. Por ejemplo, un IED puede estar configurado para proteger el equipo del sistema de energía eléctrica a partir de condiciones anormales, tales como cuando las capacidades de generación de energía del sistema de energía eléctrica, no pueden suministrar adecuadamente las cargas del sistema. En virtud de esta condición de desequilibrio del sistema, pueden ocurrir pérdidas de energía o apagones que afectan negativamente tanto a los proveedores de energía eléctrica como a sus clientes. De acuerdo con las realizaciones descritas en este documento, un IED puede emplear técnicas para minimizar los apagones en una porción más grande del sistema de suministro de energía eléctrica, tales como las técnicas de restricción de carga de baja frecuencia (OF) y restricción de generación de sobre-frecuencia (OF) o técnicas de retroceso.

Los desequilibrios de energía en un sistema de suministro de energía eléctrica pueden estar asociados con una caída (o aumento) en la frecuencia fundamental de la tensión de sistema de energía eléctrica. De acuerdo con realizaciones dadas a conocer en el presente documento, cuando se cruza un umbral de nivel UF (u OF), las cargas se pueden desconectar (por ejemplo, restringir) desde el sistema o generadores de energía eléctrica u otros componentes de producción de energía activos en el sistema de energía eléctrica puede ser restringido o retroceder para reequilibrar el sistema. Al restringir cargas

selectivas, restringir generadores, o retroceder generadores u otros componentes del sistema de energía productores de energía activos y reequilibrar el sistema, los efectos negativos de las condiciones del sistema no balanceados pueden ser mitigados.

La figura 1 ilustra un diagrama simplificado de una generación de energía eléctrica y el sistema de suministro 100 que incluye los IEDs 102-108 consistentes con las realizaciones descritas en este documento. Aunque se ilustra como un diagrama de una línea para fines de simplicidad, la generación de energía eléctrica y el sistema de suministro 100 también se pueden configurar como un sistema de energía trifásico. Además, las realizaciones descritas en este documento pueden ser utilizados por cualquier sistema de generación y suministro de energía eléctrica y, por lo tanto, no se limita al sistema específico 100 que se ilustra en la figura 1. Por consiguiente, las realizaciones pueden estar integradas, por ejemplo, en sistemas de generación y suministro de energía de plantas industriales, sistemas de generación y suministro de energía de los buques de gran calado, sistemas de generación y suministro de energía de naves, generación distribuida de sistemas de generación y suministro de energía y sistemas de generación y suministro de energía de la red eléctrica.

El sistema de generación y suministro de energía eléctrica 100 pueden incluir la generación, transmisión, distribución y equipos de consumo eléctrico. Por ejemplo, el sistema 100 puede incluir uno o más generadores 110 -116 que, en algunas realizaciones, puede ser operado por un proveedor de servicios públicos para la generación de energía eléctrica para el sistema 100. Generadores 110 y 112 pueden estar acoplados a un primer bus de transmisión 118 a través de la etapa de transformadores 120 y 122, que son, respectivamente, configurados para intensificar las tensiones proporcionadas al primer bus de transmisión 118. Una línea de transmisión 124 puede estar acoplada entre el primer bus de transmisión 118 y un segundo bus de transmisión 126. Otro generador 114 puede estar acoplado al segundo bus de transmisión 126 a través de un transformador 128 que está configurado para intensificar la tensión proporcionada al segundo bus de transmisión 126. Generadores, tal como se utiliza en la presente memoria, puede referirse a cualquier equipo capaz de suministrar energía eléctrica en un sistema de suministro de energía eléctrica, y puede incluir, por ejemplo, la rotación máquinas síncronas o de inducción u otro equipo de producción electrónica de energía con un inversor capaz de suministrar energía eléctrica (fotovoltaica, energía eólica, batería, y similares).

Un transformador reductor 130 puede estar acoplado entre el segundo bus de transmisión 126 y un bus de distribución 132 que está configurado para reducir la tensión suministrada

por el segundo bus de transmisión 126 a niveles de transmisión para reducir la distribución de niveles en el bus de distribución 132. Uno o más alimentadores 134, 136 pueden extraer energía desde el bus de distribución 132. Los alimentadores 134, 136 pueden distribuir energía eléctrica a una o más cargas 138, 140. En algunas realizaciones, la energía eléctrica suministrada a las cargas 138, 140 puede ser aún más reducida a los niveles de distribución a los niveles de carga a través de transformadores de reducción 142 y 144, respectivamente.

Un alimentador 134 puede alimentar de energía eléctrica desde el bus de distribución 132 a un sitio distribuido 146 (por ejemplo, una refinería, fundición, molino de producción de papel,

o similar). El alimentador 134 puede estar acoplado a un bus de sitio de distribución 148. El sitio de distribución 146 también puede incluir un generador distribuido 116 configurado para proporcionar energía al bus del sitio de distribución 148 a un nivel adecuado a través del transformador 150. En algunas realizaciones, el generador distribuido 116 puede comprender una turbina configurada para producir energía eléctrica a partir de la quema de residuos, el uso de calor residual, o similares. El sitio de distribución 146 puede incluir además una o más cargas 138. En algunas realizaciones, la energía suministrada a las cargas 138 desde el bus del sitio de distribución 148 puede intensificarse o reducirse a un nivel apropiado a través del transformador 142. En ciertas realizaciones, el sitio de distribución 146 puede ser capaz de proporcionar energía suficiente para las cargas 138 de forma independiente por el generador distribuido 116, puede utilizar la energía de los generadores 110-114, o puede utilizar tanto el generador distribuido 116 y uno o más de los generadores 110-114 para proporcionar energía eléctrica a las cargas.

Los IEDs 102-108 pueden estar configurados para controlar, supervisar, proteger, y/o automatizar el sistema de energía eléctrica 100. Tal como se utiliza en el presente documento, un IED puede referirse a cualquier dispositivo basado en un microprocesador que monitoriza, controla, automatiza, y/o protege el equipo monitorizado dentro de un sistema de energía eléctrica. Un IED puede incluir, por ejemplo, unidades terminales remotas, relés diferenciales, relés de distancia, relés direccionales, relés de alimentación, relés de sobrecorriente, controles reguladores de tensión, relés de tensión, relés de fallo de interruptor, relés de generadores, relés de motor, controladores de automatización, controladores de bahía, medidores, controles de reconectadores, procesadores de comunicaciones, plataformas informáticas, controladores lógicos programables (PLC), controladores de automatización programables, módulos de entrada y salida, unidades de motor, y similares. En algunas realizaciones, los IEDs 102-108 pueden recopilar información

sobre el estado de una o varias piezas de equipo monitorizado. Además, los IEDs 102-108 pueden recibir información relativa a los equipos monitorizados por medio de sensores, transductores, actuadores, etc. Aunque la figura 1 ilustra los IEDs separados que monitorizan una señal (por ejemplo, el IED 104) y el control de un interruptor (por ejemplo, el IED 108), estas capacidades pueden ser combinadas en un solo IED.

La figura 1 ilustra varios IEDs 102-108 que realizan diversas funciones con fines ilustrativos y no implica ninguna disposición o funciones específicas que se requieran de ningún IED particular. En algunas realizaciones, los IED 102-108 puede estar configurados para controlar y comunicar la información, tales como tensiones, corrientes, estado del equipo, temperatura, frecuencia, presión, densidad, absorción de infrarrojos, información de radio frecuencia, presiones parciales, viscosidad, velocidad, velocidad de giro, masa, estado del interruptor, estado de la válvula, posición de la válvula, estado de excitación, condiciones de flujo magnético, estado del interruptor automático, estado de pulsación, lecturas de contador, y similares. Además, los IEDs 102-108 pueden ser configurados para comunicarse cálculos, tales como fasores (que pueden o no estar sincronizados como sincrofasores), eventos, distancias de fallo, diferenciales, impedancias, reactancias, frecuencia, etc. Los IEDs 102-108 podrán también transmitir información de configuración, información de identificación de IED, información de las comunicaciones, información de estado, información de la alarma, y similares. Información de los tipos mencionados anteriormente, o más en general, la información sobre el estado del equipo monitorizado, puede ser referida en general a este documento como datos del sistema monitorizados.

En ciertas realizaciones, los IED 102-108 puede emitir instrucciones de control para el equipo monitorizado con el fin de controlar diversos aspectos relacionados con el equipo monitorizado. Por ejemplo, un IED (por ejemplo, el IED 106) puede estar en comunicación con un interruptor de circuito (por ejemplo, interruptor 152), y puede ser capaz de enviar una instrucción para abrir y/o cerrar el disyuntor de circuito, conectando o desconectando así una parte de un sistema de energía. En otro ejemplo, un IED puede estar en comunicación con un reconectador y ser capaz de controlar las operaciones de cierre adicional. En otro ejemplo, un IED puede estar en comunicación con un regulador de tensión y ser capaz de instruir el regulador de tensión para incrementar y/o reducir. En otro ejemplo, un IED puede estar en comunicación con un excitador generador síncrono para subir o bajar la corriente de campo, tensión, y/o condiciones de flujo. En otro ejemplo, un IED puede estar en comunicación con un regulador de velocidad del generador o de otros dispositivos electrónicos para modificar la posición de las válvulas de combustible, rejillas de aire,

condensación o válvulas de extracción, válvulas de derivación de vapor, velocidades de compresores, válvulas piloto hidráulicas. La información de los tipos mencionados anteriormente, o de manera más general, la información o instrucciones que dirigen un IED u otro dispositivo para llevar a cabo una determinada acción, pueden ser referidos generalmente como instrucciones de control.

El sitio de distribución 146 puede incluir un IED 108 para la monitorización, el control y la protección del equipo del sitio distribuido 146 (por ejemplo, generador 116, transformador 142, etc.). El IED 108 puede recibir datos del sistema monitorizados, incluyendo señales de corriente a través del transformador de corriente (CT) 154 y las señales de tensión a través de transformador de energía (PT 156) a partir de una o más ubicaciones (por ejemplo, la línea 158) en el sitio de distribución 146. El IED 108 puede además estar en comunicación con un interruptor 160 acoplado entre el alimentador 134 y el bus de sitio de distribución

148. En ciertas realizaciones, el IED 108 puede ser configurable para hacer que el interruptor 160 desconecte el bus de sitio de distribución 148 desde el bus de distribución 132, en base a los datos del sistema monitorizados recibidos a través de CT 154 y PT 156.

El alimentador 136 puede estar acoplado comunicativamente con un IED 106 configurado para controlar un interruptor 152 entre las cargas 140 y el bus de distribución 132 en base a datos de sistema monitorizados. En algunas realizaciones, la energía suministrada a las cargas de 140 desde el bus de distribución 132 puede intensificarse o reducirse a un nivel apropiado a través del transformador 144. Al igual que el IED 108 del sitio de distribución 146, los datos del sistema monitorizados pueden ser obtenidos por IED 106 utilizando TC y/o PTS (no mostrados).

Otros IEDs (por ejemplo, IED 104) puede ser configurado para monitorear, controlar y/o proteger la generación de energía eléctrica y el sistema de suministro 100. Por ejemplo el IED 104 puede proporcionar protección al transformador y al generador al transformador de incremento 120 y el generador 110. En algunas realizaciones, los IED 104-108 puede estar en comunicación con otro IED 102, que puede ser un controlador central, sincrofasor procesador vectorial, controlador de automatización, controlador lógico programable (PLC), controlador de automatización en tiempo real, sistema de adquisición de datos y control de supervisión (SCADA), o similares. Por ejemplo, en algunas realizaciones, el IED 102 puede ser un procesador de sincrofasor vector, tal como se describe en la publicación de la solicitud de patente US Nº 2009/0088990, que se incorpora aquí por referencia en su totalidad. En otras realizaciones, el IED 102 puede ser un controlador de automatización en

tiempo real, tal como se describe en la Solicitud de Patente de EE.UU. Publicación Nº 2009/0254655, que se incorpora aquí por referencia en su totalidad. El IED 102 también puede ser un PLC o cualquier dispositivo similar capaz de recibir comunicaciones de otros IED y el procesamiento de las comunicaciones de los mismos. En ciertas realizaciones, los IED 104-108 puede comunicarse con el IED 102 directamente o a través de una red de comunicaciones (por ejemplo, la red 162).

El IED central 102 puede comunicarse con otros IEDs 104-108 para proporcionar un control y seguimiento de los otros IEDs 104-108 y del sistema de generación y suministro de energía 100 en su conjunto. En algunas realizaciones, los IED 104-108 puede ser configurados para generar los datos de sistema monitorizados en forma de fasores sincronizados en el tiempo (es decir, sincrofasores) de las corrientes y/o tensiones monitorizados. Los IEDs 104-108 pueden calcular datos del sincrofasor utilizando una variedad de procedimientos que incluyen, por ejemplo, los procedimientos descritos en la patente US Nº 6.662.124, la patente US Nº 6.845.333, y la patente US Nº 7.480.580, que se incorporan aquí por referencia en su totalidad. En algunas realizaciones, las mediciones de sincrofasores y comunicaciones pueden cumplir con el protocolo IEC C37.118. En ciertas realizaciones, los IEDs 102-108 puede recibir señales de tiempo comunes para la sincronización de los datos recogidos (por ejemplo, mediante la aplicación de sellos de tiempo similares). En consecuencia, los IEDs 102-108 pueden recibir señales de tiempo comunes de referencias de tiempo 164-170 respectivamente. En algunas realizaciones, las señales de tiempo comunes se pueden proporcionar usando un satélite GPS (por ejemplo, IRIG), una señal de radio común, tal como WWV o WWVB, una señal de tiempo de la red, tales como IEEE 1588, o similar.

De acuerdo con realizaciones descritas en el presente documento, los IEDs 102-108 pueden estar configurados para determinar una frecuencia de funcionamiento del sistema de alimentación de datos monitorizados del sistema. La frecuencia de funcionamiento del sistema de energía se puede determinar usando muchos procedimientos, incluyendo, por ejemplo, medir el tiempo entre cruces por el punto cero de la tensión y/o corriente, medición de la rotación de los fasores de secuencia positiva, tiempo de medición entre período de tensión y/o picos de corriente, y/o similares. Los IEDs 102-108 pueden estar configurados además para indicar cuando una frecuencia de operación cae por debajo de un nivel predeterminado. En ciertas realizaciones, un IED puede tener un número de diferentes niveles de UF y puede indicar cuando una frecuencia de operación cae por debajo de uno o más de los niveles de UF.

La figura 2 ilustra un diagrama de bloques de un IED 200 para la protección y el control de un sistema de suministro de energía eléctrica (por ejemplo, el sistema 100 ilustrado en la figura 1). El IED 200 puede comunicarse con uno o más IEDs 222 configurados para proporcionar indicaciones de eventos UF (por ejemplo, cuando las frecuencias de operación del sistema están por debajo de uno o más niveles UF) para el IED 200. En algunas realizaciones, los IEDs 222 pueden recibir datos del sistema de verificación y, en base a los datos de sistema monitorizados, proporcionar indicaciones de eventos UF tales como cuando las frecuencias de funcionamiento medidas caen por debajo de uno o más niveles de UF al IED 200.

En algunas realizaciones, los IEDs 222 pueden ser programados con un punto de ajuste de un UF predeterminado (por ejemplo, nivel) y ser configurado para proporcionar indicaciones de tiempo sincronizadas de eventos UF al IED 200. En algunas realizaciones, los IEDs 222 puede incluir uno o más puntos de ajuste (por ejemplo, niveles) y se pueden configurar para proporcionar indicaciones de tiempo sincronizadas de eventos UF (por ejemplo, cuando uno

o más de los puntos de ajuste se cruzan) al IED 200. Además, en ciertas realizaciones, los IEDs 222 puede indicar que se traspasó el punto de ajuste UF (por ejemplo, nivel), una indicación de la hora del evento UF, la energía consumida por una carga asociada al IED, y/o los datos de los sincrofasores que puede incluir un ángulo de carga.

Sobre la base de las indicaciones de eventos UF recibidos de los IEDs 222, los IEDs 200 pueden determinar si las cargas específicas están exhibiendo eventos UF y si tales cargas pueden ser desconectadas (por ejemplo, restringidas) para limitar y/o evitar eventos UF y las alteraciones de los sistemas. Esta funcionalidad se puede conseguir utilizando uno o más módulos funcionales 202-220 incluidos en el IED 200. Por ejemplo, las indicaciones de eventos UF (por ejemplo, puntos de ajuste UF traspasados, indicaciones de tiempo de eventos de UF, energía consumida por las cargas asociadas con los IEDs 222, y/o los datos de sincrofasor) detectadas por los IEDs 222 puede ser proporcionadas a un módulo de cálculo de matriz de nivel de UF incluido en el IED 200. En ciertas realizaciones, el módulo de cálculo de matriz de nivel de UF 208 puede estar configurado para ordenar eventos UF y su información asociada en base a las marcas de tiempo que indica cuando los eventos de UF fueron recibidos por su IEDs 222 asociados (por ejemplo, eventos de UF se pueden ordenar en función de su tiempo de ocurrencia). La información desde el módulo de cálculo de matriz de nivel de UF 208, incluyendo uno o más eventos UF ordenados pueden ser proporcionados a un módulo de cálculo de evento de nivel de UF 206 coincidente. El módulo

de cálculo de eventos de nivel de UF 206 puede estar configurado para determinar si los uno o más eventos UF ordenados por el módulo de cálculo de matriz de nivel de UF 208 están asociados con un evento de sistema de UF más grande sobre la base de los sellos de tiempo asociados con los uno o más eventos de UF. Por ejemplo, el módulo de cálculo evento de nivel de UF 206 puede determinar que un conjunto particular de eventos UF ordenados por el módulo de cálculo de matriz de nivel UF 208 está asociado a un evento de sistema de UF más grande en función de su ocurrencia dentro de un período de tiempo determinado (por ejemplo, un período de 10 ms). Sobre la base de los acontecimientos UF que ocurren dentro de un período de tiempo concreto, el módulo de cálculo de matriz de nivel de UF 208 puede determinar que las cargas asociadas a los eventos de UF se asocian con una subred de energía que experimentan una condición UF y proporcionar esta información a un módulo de cálculo de reducción de la carga 204.

El IED 200 también puede incluir un módulo de parámetro ajustable por el usuario 202 que, en algunas realizaciones, incluye parámetros que definen una cantidad de carga a ser restringida por un nivel de UF en particular. En algunas realizaciones, la cantidad de carga a ser restringida puede estar en la forma de un valor de energía/frecuencia (por ejemplo, MW/Hz). La información relativa a la cantidad de carga a ser restringida por un nivel de UF en particular puede ser proporcionada al módulo de cálculo reducción de carga 204. El módulo de cálculo de reducción de carga 204 también puede utilizar información sobre los eventos UF proporcionados por el módulo de cálculo de matriz de nivel UF 208 y el módulo de cálculo de eventos de nivel UF 206, incluidas las indicaciones de tiempo de eventos UF y las indicaciones de los puntos de ajuste de UF traspasados. Basándose en la información recibida por el módulo de cálculo de reducción de carga 204, el módulo de cálculo de reducción de carga 204 puede determinar una cantidad de carga a restringir (por ejemplo, la cantidad de carga a restringir desde el sistema medida en MW) en base a los parámetros de usuario definidos y otra información del evento UF recibida.

Los IEDs 222 pueden estar configurados además para vigilar la energía consumida por las cargas que están asociadas. La información relativa a la energía consumida por las cargas asociadas con los IEDs 222 puede monitorizarse en términos de energía (por ejemplo, MW) u otros parámetros acoplados tales como corriente. Por ejemplo, en referencia a la figura 1, el IED 106 puede ser capaz de monitorizar la energía consumida por las cargas 140, y el IED 108 puede ser capaz de indicar la energía presentada consumida por el sitio distribuido

146.

De acuerdo con algunas realizaciones, información con respecto a la energía consumida por las cargas puede ser proporcionada a un módulo de cálculo de matriz de energía 212 incluido en el IED 200. En algunas realizaciones, el módulo de cálculo unidad de energía 212 puede calcular un valor de consumo de energía para cada carga (por ejemplo, mediante el uso de parámetros acoplados a consumo de energía tal como corriente). Además, el módulo de cálculo de unidad de energía 212 puede clasificar y/u ordenar cargas específicas en función de su consumo de energía asociado.

El módulo de parámetro ajustable por el usuario 202 puede incluir un parámetro que incluye una indicación de prioridad para las cargas asociadas con los IEDs 222. Por ejemplo, la indicación de prioridad puede incluir una cola de prioridad que indica el orden en el que las cargas deben ser restringidas desde el sistema en el caso de una condición de UF. Por consiguiente, la indicación de prioridad puede indicar ciertas cargas (por ejemplo, un hospital) que deben permanecer conectadas al sistema en el caso de una condición de UF.

La información generada por el módulo de cálculo de unidad de energía 212 puede ser proporcionada a un módulo de selección de restricción de carga 210 incluido en el IED 200 junto con la indicación de prioridad proporcionada por el módulo de parámetro ajustable por el usuario 202. El módulo de selección de restricción de carga 210 puede recibir más información en relación con una cantidad de carga a restringir desde el módulo de cálculo de reducción de la carga 204. Sobre la base de la información recibida (por ejemplo, la cantidad de carga a restringir, la prioridad de las cargas, y la cantidad de energía consumida por las cargas), el módulo de selección de restricción de carga 210 puede determinar qué cargas se deben restringir para reducir los efectos del evento UF detectado en el sistema. Es decir, el módulo de selección de restricción de carga 210 puede coincidir la cantidad de energía a restringir con la energía utilizada por cada una de las cargas, priorizadas por la información de prioridad, y determinar que carga restringir.

En algunas realizaciones, el IED 200 pueden incluir un módulo de control de restricción de carga 214 configurado para recibir una indicación del módulo de selección de restricción de carga 210 de que cargas deben ser restringidas y proporcionar una señal de control al IED 222 asociado con las cargas que deben ser restringidas dirigiendo el IEDs 222 a restringir (por ejemplo, desconectar) las cargas pertinentes del sistema. Por ejemplo, en referencia a la figura 1, el módulo de selección de restricción de carga 210 puede determinar que las cargas 140 deben ser restringidas, y el módulo de control de restricción de carga 214 puede dirigir el IED 106 asociado con las cargas de 140 al interruptor de disparo 152,

desconectando de este modo la cargas desde el sistema 100.

La información sobre sub-redes de energía dentro de una topología de red mayor de un sistema de suministro de energía eléctrica también puede ser utilizada por el IED 200 para calcular las cargas que deben ser desconectadas en vista de las condiciones de UF. En este contexto, los IED 222 puede proporcionar información de ángulo de carga (por ejemplo, sincrofasor información) a un módulo de cálculo de matriz de ángulo de fase 220 incluido en el IED 200. En un sistema de generación y suministro de energía eléctrica, el equipo (por ejemplo, cargas) asociado con un cierta sub-red de energía del sistema de generación y suministro de energía eléctrica puede experimentar tasas de decaimiento de frecuencias similares cuando el sistema experimenta una condición de UF. Del mismo modo, los equipos asociados con diferentes sub-redes de energía pueden experimentar diferentes tasas de decaimiento de frecuencia cuando el sistema experimenta un UF.

Por ejemplo, en un sistema que tiene dos subredes dentro de una topología de red mayor de un sistema de suministro de energía eléctrica, la probabilidad de que ambas subredes experimenten la misma tasa de atenuación de frecuencia en un sistema de condiciones de UF es baja. En ciertas condiciones, la frecuencia en una subred puede aumentar mientras que la frecuencia en la otra subred puede disminuir. Además, incluso en condiciones en ambas subredes exhiben un deterioro en la frecuencia, los decaimientos de frecuencia probablemente llegarán a establecer los niveles de umbral de UF en momentos diferentes. En base a lo anterior, mediante el análisis de las tasas de decaimiento y los tiempos de carga dentro de un sistema, el IED 200 puede determinar qué cargas están asociadas con una subred de energía particular. Por ejemplo, si ciertas cargas exhiben las tasas de decaimiento de frecuencias similares que ocurren en tiempos similares (por ejemplo, dentro de un período de 2 ms), el IED 200 puede determinar que las cargas están asociadas con una subred de energía particular. En algunas realizaciones, el IED 200 y sus módulos asociados 202-220 pueden determinar qué cargas se asocian con una subred de energía particular, sobre la base de los procedimientos descritos en la solicitud de patente US Nº de publicación 2009/0089608 que se incorpora aquí por referencia en su totalidad.

Para activar el IED 200 para determinar qué cargas están asociadas con una subred de energía particular, los IEDs 222 pueden comunicar mediciones de fase de carga de tiempo sincronizado al IED 200 utilizando, por ejemplo, el protocolo IEC C38.118. Ángulos de carga medidos por el IED 222 pueden proporcionarse al módulo de cálculo del ángulo de matriz de fase 220 que, en algunas realizaciones, puede almacenar tal información. El módulo de

cálculo de matriz de ángulo de fase 220 puede proporcionar los ángulos de carga medidos a un módulo de detección de subred 218. Sobre la base de los ángulos de carga medidos, el módulo de detección de subred 218 puede determinar si las cargas asociadas con los IEDs 222 están asociadas a subredes particulares.

Para saber qué cargas están asociadas con determinadas subredes se puede proporcionar a un módulo de selección de carga basado en prioridad y subred 216. El módulo de selección de carga basado en prioridad y subred 216 también puede recibir el parámetro que incluye una indicación de prioridad de las cargas asociadas con los IEDs 222 desde el módulo de parámetro ajustable por el usuario 202. Además, el módulo de selección de carga basado en prioridad y subred 216 puede recibir una indicación de la cantidad de carga a ser restringida desde el módulo de cálculo de reducción de la carga 204.

Sobre la base de la información relacionada con qué cargas están asociadas con determinadas subredes, la información de prioridad para las cargas y/o la cantidad de carga a restringir, el módulo de selección de carga basado en prioridad y subred 216 puede determinar qué cargas deben ser restringidas por el sistema para reducir los efectos de las condiciones del UF. Esta información puede ser proporcionada por el módulo de selección de carga basado en prioridad y subred 216 al módulo de control de restricción de carga 214. El módulo de control de restricción de carga 214 puede entonces utilizar esta información junto con la información recibida del módulo de selección de restricción de carga 210 para determinar qué cargas deben ser restringidas y dirigir los IEDs 222 apropiados para restringir las cargas del sistema.

En algunas realizaciones, los módulos 202-220 incluidos en el IED 200 pueden implementarse en un sistema de IED programable. Por ejemplo, la funcionalidad del IED 200 se puede conseguir usando un proceso de vector de sincrofasor (por ejemplo, el SEL-3378 disponible de Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.) o un controlador de automatización en tiempo real (por ejemplo, el SEL-3530 disponible por parte de Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.).

La figura 3 ilustra otro diagrama de bloques de un IED 300 para protección y control de un sistema de suministro de energía eléctrica. Como se ilustra, el IED 300 puede incluir un procesador 302, una memoria de acceso aleatorio (RAM) 304, una interfaz de comunicaciones 306, una interfaz de usuario 308, y un medio de almacenamiento legible por ordenador no transitorio 310. El procesador 302, la memoria RAM 304, la interfaz de

comunicaciones 306, la interfaz de usuario 308, y el medio de almacenamiento legible por ordenador 310 pueden estar acoplados comunicativamente el uno al otro a través de un bus de datos común 312. En algunas realizaciones, los diversos componentes del IED 300 se pueden implementar usando hardware, software, firmware, y/o cualquier combinación de los mismos.

La interfaz de usuario 308 puede ser utilizado por un usuario para introducir los ajustes definidos por el usuario, como, por ejemplo, una cantidad de carga a restringir para cada nivel de evento, la información de prioridad de carga, y similares (por ejemplo, los parámetros incluidos en el módulo de parámetro ajustable por el usuario 202 de la figura 2). La interfaz de usuario 308 puede estar integrada en el IED 300 o, alternativamente, puede ser una interfaz de usuario para un ordenador portátil u otro dispositivo similar acoplado en comunicación con el IED 300. La interfaz de comunicaciones 306 puede ser cualquier interfaz capaz de comunicarse con los IED y/u otros equipos del sistema de energía eléctrica acoplado comunicativamente al IED 300. Por ejemplo, la interfaz de comunicaciones 306 puede ser una interfaz de red capaz de recibir comunicaciones de otros IED sobre un protocolo tal como el IEC 61850 o similar. En algunas realizaciones, la interfaz de comunicaciones 306 puede incluir una fibra óptica o interfaz de comunicaciones eléctricos para la comunicación con otros IEDs.

El procesador 302 puede incluir uno o más procesadores de propósito general, procesadores específicos de aplicación, microcontroladores, procesadores de señales digitales, FPGA, o cualquier otro dispositivo de procesamiento adaptable o programable. El procesador 302 puede estar configurado para ejecutar instrucciones legibles por ordenador almacenadas en el medio de almacenamiento legible por ordenador 310. En algunas realizaciones, las instrucciones legibles por ordenador pueden ser módulos funcionales ejecutables por ordenador configurados para implementar ciertos sistemas y procedimientos descritos en este documento cuando se ejecutan por el procesador. Por ejemplo, las instrucciones legibles por ordenador pueden incluir un módulo de restricción de carga de UF 314 configurado para hacer que el procesador lleve a cabo las operaciones de restricción de carga de UF y un módulo de alineación de tiempo 316 que utiliza tiempo de alineación y la coordinación de varias comunicaciones hacia y desde los IED conectados al IED, como se describe en referencia a la figura 2. Las instrucciones legibles por ordenador también pueden incluir cualquiera de los módulos funcionales descritos en referencia a la figura 2 para implementar la funcionalidad del IED 300 descrito en la misma.

La figura 4 ilustra una realización de un procedimiento 400 para protección y control de un sistema de suministro de energía eléctrica. En 402, un IED central puede recibir información de sistema de IEDs remotos cada uno asociado a una carga. En ciertas realizaciones, la información de sistema puede incluir información relativa a las frecuencias de funcionamiento de las cargas, el consumo de energía de las cargas, información del sincrofasor, una indicación de que una frecuencia de funcionamiento de una carga ha alcanzado un nivel predeterminado, y similares. En base a esta información del sistema, en 404, el IED central puede determinar que las cargas están asociadas con una subred particular del sistema de suministro de energía eléctrica experimentando una condición de UF. En ciertas realizaciones, la determinación de qué cargas están asociadas con una subred en particular del sistema de suministro de energía eléctrica se basa en las tasas de decaimiento y/o tiempos de decaimiento de las frecuencias de funcionamiento de las cargas. En la etapa 406, el IED central puede determinar si se desconectan una o más cargas asociadas con la subred desde el sistema de suministro de energía eléctrica para mitigar la condición UF, el envío de una señal a los IED asociados con las una o más cargas que dirigen a los IED para desconectar las cargas. Como se discutió anteriormente, en algunas realizaciones, la determinación de que cargas desconectar del sistema de suministro de energía eléctrica puede estar basada en información de prioridad asociada con las cargas.

En ciertas implementaciones de realizaciones dadas a conocer en el presente documento, cada carga en un sistema puede tener un IED asociado que pueden ser IEDs similares o idénticos. Los IEDs asociados con una carga se pueden configurar para controlar un ángulo de rotor de la máquina de una carga, una frecuencia de funcionamiento, una tasa de cambio de la frecuencia del sistema operativo, y/o el consumo de energía de la carga. Cada generador en el sistema también puede tener un IED asociado que pueden ser IEDs similares o idénticos. Los IEDs asociados con un generador pueden estar configurados para controlar un ángulo de rotor de la máquina, una frecuencia de funcionamiento, una tasa de cambio de frecuencia de operación, y la producción de energía del generador.

De acuerdo con realizaciones descritas en el presente documento, la formación de isletas puede ser detectada por la correlación de tiempo de desviaciones de frecuencia en la información recibida de frecuencia del sistema operativo de los IED asociados con generadores y/o cargas. Desviaciones de frecuencia se pueden detectar comparando la información de frecuencia del sistema operativo recibida con uno o más umbrales de baja frecuencia y/o de sobre la frecuencia (OF). En ciertas realizaciones, estos umbrales pueden ser los mismos para los IEDs asociados tanto con las cargas como con los generadores.

La figura 5 ilustra otra realización de un procedimiento 500 para protección y control de un sistema de suministro de energía eléctrica que utiliza la información de inercia de rotación del sistema. En particular, el procedimiento ilustrado 500 puede ser utilizado para determinar una cantidad de carga y/o generador de energía a restringir para mitigar una condición UF u OF. La información de inercia de rotación se puede expresar en términos de kg m2 u otras convenciones adecuadas, incluyendo calificación de segundos x MVA. En ciertas realizaciones, la información de inercia de rotación para una o más cargas del sistema puede ser introducida por un usuario en uno o más IEDs asociados. Del mismo modo, la información de inercia de rotación para uno o más generadores del sistema puede ser introducida por el usuario en uno o más IEDs asociados.

En 502, una inercia de rotación total asociada con una o más isletas detectadas (por ejemplo, una subred en particular del sistema de suministro de energía eléctrica determinada utilizando realizaciones descritas en el presente documento) puede ser calculada. La inercia de rotación total de una isleta detectada puede estar indicada como "H". En ciertas realizaciones, la inercia de rotación total de una isleta detectada puede ser calculada mediante la suma de la información de la inercia de rotación para las cargas y/o generadores asociados con la isleta detectada.

En 504, se puede hacer una determinación si las desviaciones de frecuencia de funcionamiento detectadas de las isletas detectadas están por encima o por debajo de ciertos umbrales. Si las desviaciones de frecuencia están por debajo de los umbrales fijados (por ejemplo, en una condición UF), en 506, una cantidad de aporte de energía mecánica adicional que se requiere de los generadores asociados con la isleta se puede predecir según una fórmula que utiliza una frecuencia de funcionamiento, una tasa de cambio de la frecuencia de funcionamiento, y una inercia de rotación total de la isleta detectada (es decir, "H"). En ciertas realizaciones, la energía mecánica adicional puede ser denotada como "Pacc" y puede ser medida en vatios. Una cantidad de carga a restringir en la isleta detectada puede ser calculada sobre la base de la contribución prevista adicional mecánica de energía, una lista de prioridades de la carga, y un consumo de energía medido de cada carga en la isleta detectada. En realizaciones en las que los generadores del sistema incluyen aumento de la capacidad de alimentación rápida directa (por ejemplo, capacidades de aceleración de los generadores), en lugar de restrigir cargas, la energía mecánica adicional requerida por el término Pacc se puede lograr aumentando rápidamente la salida de energía de los generadores. Por ejemplo, la generación basada en energía electrónica,

tal como fotovoltaica, batería, o cualquier otra generación de estilo inversor de energía electrónica similar puede utilizar dicha aceleración para incrementar la salida de energía de los generadores.

Si las desviaciones de frecuencia están por encima de los umbrales establecidos (por ejemplo, en una condición OF), en 508, una cantidad de reducción de energía mecánica requerida desde los generadores asociados con la isleta se puede predecir de acuerdo con una fórmula que utiliza la frecuencia de trabajo, la tasa de cambio de la frecuencia de funcionamiento, y la inercia de rotación total de la isleta detectada (es decir, "H"). En ciertas realizaciones, la cantidad de reducción de energía mecánica puede ser medida en vatios. Una cantidad de generación de energía a ser restringida en la isleta detectada puede ser calculada en base a la cantidad prevista de reducción de energía mecánica, una lista de prioridades del generador, y una producción de energía medida de cada generador en la isleta detectada. En realizaciones en las que los generadores del sistema incluyen la capacidad de reducción rápida de alimentación directa (por ejemplo, capacidades de "retroceso" o de "rechazo de carga" del generador), la cantidad de vatios del generador a reducir pueden en cambio lograrse mediante la generación de retroceso en lugar de operar generadores sin conexión con los interruptores del circuito.

Ciertas realizaciones de los sistemas y procedimientos descritos en este documento pueden ser implementadas utilizando diversos enfoques adecuados. Por ejemplo, en algunas realizaciones, se pueden utilizar procedimientos que utilizan fasores sincronizados en el tiempo (sincrofasores). Información del ángulo del rotor de la máquina, información de frecuencia de funcionamiento, una tasa de cambio de la frecuencia de funcionamiento, y los valores de consumo de energía de los generadores y/o cargas en una isleta detectada pueden ser enviadas desde los IEDs remotos asociados con los generadores y/o cargas para uno o más IEDs centralizados que operen como controlador(es) central(es). Utilizando esta información, los uno o más IEDs centrales pueden realizar los procedimientos anteriormente mencionados para determinar a qué cargas y/o generadores deben ser enviadas señales de operación y/o señales de retroceso o rechazo.

En ciertas realizaciones, la determinación de una cantidad de carga a restringir, que puede ser expresada en términos de Pacc puede ser calculada de acuerdo a lo siguiente:

ia=d_1 +d_2+⋯d_+ carga_1+carga_2+⋯carga_(1)

19 10

ia=ia2nominal(2)

= 2 ima � (3)

donde Jsistema es la inercia de rotación del sistema, Jgenerador_n es la inercia de rotación de un generador particular, incluido en el sistema, Jcarga_n es la inercia de rotación de una carga particular en el sistema, Hsistema es la inercia de rotación total del sistema, Pacc es la cantidad de contribución de energía mecánica adicional requerida o la cantidad de carga a ser restringida, f es la frecuencia de operación, y RoCoF es la tasa de variación de la frecuencia de operación.

En ciertas realizaciones, los uno o más IEDs centrales pueden ser un controlador SEL-1102 (disponible de Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.) que se comunica a uno o más IEDs remotos, tales como relés SEL-751 (disponibles de Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.) a través de uno o más canales (por ejemplo, uno o más canales C37.118). Por ejemplo, un sistema ilustrativo puede incluir tres generadores y doce cargas restringibles. Cinco relés SEL-751 pueden estar asociados con los tres generadores, que tienen cada uno una H de 4 segundos y una calificación de 100 MVA. Diez SEL-751 pueden estar asociados a las doce cargas restringibles, que tienen cada una una H de 0,5 segundos y una calificación de 30 MVA. Cada uno de los generadores puede producir 100 MW, y cada una de las cargas puede consumir 25 MW.

Un evento UF que tiene un nivel de 59 Hz y un UF RoCoF de 2 Hz/seg puede ocurrir con dos generadores y ocho cargas que experimentan eventos UF dentro de 6 milisegundos de entre sí. Utilizando las ecuaciones 1-3, una solución para la prevención de una condición de apagón causada por un evento de baja frecuencia puede ser determinada. Por ejemplo, sobre la base de los parámetros del sistema ilustrativos descritos anteriormente, Jgenerador para cada generador es 800 kg-m2, Jcarga para cada carga es de 30 kg-m2, Jsistema de la isleta que experimenta el evento UF es 1,840 kg-m2, Hsistema de la isleta es de 9,2 segundos y la deficiencia de energía Pacc es, por lo tanto 60 MW. Tres de las cargas de 25 MW pueden seleccionarse para restringir (es decir, un total de 75 MW en conjunto), asegurando que la isleta no experimenta una condición de apagón.

Utilizando las ecuaciones 1-3, también se puede determinar una solución para la prevención de una condición de apagón causada por un evento OF. Por ejemplo, sobre la base de los parámetros del sistema ilustrado anteriormente descritos, Jsistema de la isleta que experimenta un evento OF es 2460 Mkg-m2, Hsistema de la isleta que experimenta el evento OF 12,3

segundos, y el exceso de energía Pacc 187 MW. Para asegurar que la isleta no experimente una condición de apagón, uno de los generadores de 100 MW puede ser restringido, mientras que otro puede retroceder a una salida de 87 MW para dar cuenta de los 187 MW de energía excedente.

Ciertas realizaciones de los sistemas y procedimientos descritos en este documento también pueden utilizar un procedimiento binario para evitar una condición de apagón. Por ejemplo, en algunas realizaciones, uno o más IEDs remotos asociados con las cargas y/o generadores en un sistema pueden almacenar las frecuencias de funcionamiento y uno o más umbrales RoCoF. El uno o más IEDs remotos pueden generar representaciones cuantificadas y/o binarias de las frecuencias de funcionamiento y un RoCoF en base a una comparación con el uno o más umbrales RoCoF y transmitir esta información a uno o más IEDs centrales que operan como un controlador centralizado. El uno o más IEDs remotos pueden transmitir aún más el consumo de energía y la generación de información de cargas y/o generadores asociados. Sobre la base de la información recibida de los uno o más IEDs remotos, el uno o más IEDs centrales puede determinar una H y Pacc estimados para el sistema que utiliza, al menos en parte, las ecuaciones 1-3. Utilizando un H y Pacc estimados, el uno o más IEDs centrales pueden determinar qué cargas y/o generadores del sistema se deben enviar señales de operación y/o señales de retroceso o rechazo.

Un sistema ilustrativo que implementa realizaciones descritas en este documento comprende uno o más IEDs centrales que pueden ser un controlador SEL-1102 (disponible de Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.), se comunica con uno o más IEDs remotos como relés SEL-751 (disponibles de Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.) a través de uno o más canales binarios de comunicación (por ejemplo, uno o más MirorredBits®). Por ejemplo, un sistema ilustrativo puede incluir tres generadores y doce cargas restringibles. Cinco relés SEL-751 pueden estar asociados con los tres generadores, que tienen cada uno una H de 4 segundos y una calificación de 100 MVA. Diez SEL-751 pueden estar asociados con los doce cargas restringibles, que tienen cada una H de 0,5 segundos y una calificación de 30 MVA. Cada uno de los generadores puede producir 100 MW, y cada una de las cargas puede consumir 25 MW.

Un evento de UF que tiene un nivel de 59 Hz de UF y un RoCoF de <5 Hz/seg puede ocurrir con dos generadores y ocho cargas que experimentan eventos UF dentro de 6 milisegundos entre sí. Utilizando las ecuaciones 1-3, puede ser determinada una solución para la prevención de una condición de apagón causado por el evento de baja frecuencia. Por

ejemplo, sobre la base de los parámetros del sistema ilustrativo descritos anteriormente y representaciones binarias de la información del sistema, Jgenerador para cada generador es 800 kg-m2, Jcarga para cada carga es de 30 kg-m2, Jsistema de la isleta que experimenta el evento UF es 1840 kg-m2, Hsistema de la isleta es de 9,2 segundos y la deficiencia de energía Pacc puede calcularse como 75 MW. Tres de las cargas de 25 MW pueden seleccionarse para restringir (es decir, un total de 75 MW en conjunto), asegurando que la isleta no experimenta una condición apagón.

Utilizando las ecuaciones 1-3, también se puede determinar una solución para la prevención de una condición de apagón causada por un evento OF en el sistema mencionado anteriormente. Por ejemplo, un caso de un evento OF que tiene un nivel 61 Hz UF y una RoCoF de <5 Hz/seg puede ocurrir con tres generadores y dos cargas que experimentan eventos OF dentro de 3,5 milisegundos de diferencia. En base a los parámetros del sistema ilustrado arriba descritos, Jsistema de la isleta que experimenta el evento OF es 2460 kg-m2, Hsistema de la isleta que experimentar el evento OF es 12,3 segundos, y por lo tanto el exceso de energía Pacc es 104 MW. Para asegurar la isleta no experimenta una condición de apagón, uno de los generadores de 100 MW puede ser restringido, mientras que otro puede retroceder a la salida de 96 MW para dar cuenta de los 104 MW de exceso de energía.

Las representaciones cuantificadas y/o binarias de las frecuencias de funcionamiento y/o RoCoF pueden introducir ciertos errores asociados con la simplificación binaria. Por ejemplo, en el ejemplo de evento OF arriba detallado, la simplificación binaria puede introducir un error de 83 MW en el exceso de energía Pacc calculado. La isleta puede sobrevivir (es decir, no experimentar una condición de apagón) si el generador puede cubrir suficientemente el error 83 MW introducido por la simplificación. Si el generador no puede cubrir suficientemente el error, el OF en la isleta se acelerará a otro de nivel de umbral. En el ejemplo anteriormente detallado, si el generador no puede cubrir suficientemente el MW 83, el evento OF puede elevarse a una frecuencia de funcionamiento de 62 Hz y un RoCoF de <5 Hz/seg. Basado en los parámetros del sistema que se ilustra arriba descritos, Jsistema de la isleta que experimenta el evento OF es 1660 kg-m2, Hsistema de la isleta que experimenta el evento OF es 8,3 segundos, por lo que el exceso de energía Pacc es de 71 MW. Para asegurar que la isleta no experimenta una condición de apagón, el generador puede ser de 71 MW, lo que reduce el error introducido por la simplificación binaria a 12 MW, lo que impide una condición de apagón.

En algunas realizaciones, los factores de composición de carga de cada carga restringible

podrán introducirse en uno o más de los IEDs remotos asociados con las cargas del sistema y/o uno o más IEDs centrales. Esta información podría ser utilizada por las cargas asociadas a una isleta detectada para determinar un factor de carga total de la composición de la isleta. Factores de compensación de carga se pueden introducir basados en la dependencia de tensión o la dependencia de frecuencia o en base a categorías de carga estándar, incluyendo, por ejemplo, diversas cargas modeladas P/Q, cargas modeladas P/V, cargas modeladas P/f o similares. Factores de compensación de carga también se pueden introducir como factor relativo de los motores de inducción conectados directos, motores síncronos, cargas electrónicas, cargas resistivas, o similares. Las cargas pueden ser clasificadas además por las características de carga de los motores de inducción conectados directos y motores síncronos. A continuación las cargas, pueden calcularse por los uno o más IEDs remotos y/o centrales para determinar la característica de carga totalizada de cada isleta detectada, que se puede denominar como "RL". El RL total de una isleta detectada puede calcularse mediante la suma de la RL de todas las cargas que se asocian a la isleta detectada.

Las redes interconectadas, tales como las asociadas con las grandes empresas de servicios públicos pueden estar asociadas con los límites impuestos por la propiedad de empresa de servicios públicos de las capacidades de transmisión y distribución. Se pueden formar isletas, que incluyen áreas interconectadas de múltiples empresas de servicios públicos, siendo cada una de las áreas operadas de forma independiente y habiendo localizado tecnologías de prevención del apagón. Para utilizar los sistemas y procedimientos antes mencionados para evitar apagones en las isletas que se extienden a través de las redes interconectadas asociadas con múltiples utilidades, información de generador y de carga puede ser proporcionada en uno o más IEDs centrales. El uno o más IEDs centrales pueden entonces compartir información de inercia total, información de compensación de carga, y los cálculos Pacc con uno o más IEDs asociados con porciones particulares de la red. Tecnologías de prevención del apagón localizadas pueden usar esta información para todo el sistema para tomar medidas de prevención de apagón localizadas.

Aunque las realizaciones y aplicaciones de la divulgación específicas han sido ilustradas y descritas, es de entenderse que la descripción no se limita a las configuraciones singulares y componentes descritos en este documento. Por ejemplo, los sistemas y procedimientos descritos en el presente documento pueden aplicarse a un sistema de suministro de energía eléctrica industrial o un sistema de suministro de energía eléctrica que se implementa en un barco o plataforma petrolera que no puede incluir la transmisión a larga distancia de energía

de alta tensión. Además, los principios descritos en el presente documento también pueden ser utilizados para la protección de un sistema eléctrico de las condiciones, en el que la generación de energía sería restringida en lugar de la carga para reducir los efectos sobre el sistema. En consecuencia, se pueden hacer muchos cambios a los detalles de las realizaciones descritas anteriormente sin apartarse de los principios subyacentes de esta descripción. El alcance de la presente descripción debe, por lo tanto, puede determinar sólo por las siguientes reivindicaciones.

Claims (24)

1. REIVINDICACIONES

   1. Un sistema para la gestión de un sistema de suministro de energía eléctrica que comprende:

   una primera pluralidad de dispositivos electrónicos inteligentes (IEDs), estando cada IED de la primera pluralidad de IED acoplado en comunicación con una carga, en el que cada IED de la primera pluralidad de IEDs está configurado para obtener información de carga de las cargas, y en el que cada IED de la primera pluralidad de IEDs está configurado para

   10 desconectar selectivamente una carga desde el sistema de suministro de energía eléctrica;

   una segunda pluralidad de IEDs, estando cada IED de la segunda pluralidad de IED acoplado en comunicación con un generador correspondiente, en el que cada IED de la segunda pluralidad de IEDs está configurado para obtener información de generador desde

   15 el generador correspondiente, y en el que cada IED de la segunda pluralidad de IEDs está configurado para modificar selectivamente la carga o generación en el sistema de suministro de energía eléctrica; y

   un IED central acoplado en comunicación con la primera y segunda pluralidad de IEDs, 20 estando el IED central configurado para:

   recibir la información de carga y generador;

   obtener frecuencias de funcionamiento de las cargas y calcular las tasas de decaimiento de 25 las frecuencias de funcionamiento;

   cuando una frecuencia de funcionamiento de una carga ha alcanzado un nivel de bajafrecuencia predeterminado, determinar qué cargas están asociadas con la misma sub-red, donde las cargas con las tasas de decaimiento similares están determinados a estar

   30 asociados con la misma sub-red;

   en base a la información de carga y generador, determinar una cantidad de generación o carga a ser modificada; y,

   35 señalar los IEDs apropiados de la primera y segunda pluralidad de IEDs para modificar la generación o carga asociadas;

   en el que la información de carga comprende información relativa a una inercia de rotación de las una o más cargas y la información de generador comprende inercia de rotación de los uno o más generadores.
2. 2. El sistema de la reivindicación 1, en el que la segunda pluralidad de IEDs está configurada para desconectar selectivamente el generador correspondiente del sistema de suministro de energía eléctrica.

   10 3. El sistema de la reivindicación 1, en el que la segunda pluralidad de IEDs está configurada para retroceder selectivamente el generador correspondiente.
3. 4. El sistema de la reivindicación 1, en el que la segunda pluralidad de IEDs está configurada para acelerar selectivamente el generador correspondiente.

   15 5 El sistema de la reivindicación 1, en el que la información de carga comprende además uno o más seleccionados del grupo que consiste en: ángulo del rotor; frecuencia de funcionamiento; tasa de cambio de frecuencia de funcionamiento; y consumo de energía.

   20 6. El sistema de la reivindicación 1, en el que la información del generador comprende además uno o más seleccionados del grupo que consiste en: ángulo del rotor; frecuencia de funcionamiento; tasa de cambio de frecuencia de funcionamiento; y consumo de energía.
4. 7. El sistema de la reivindicación 1, en el que el IED central está configurado además para

   25 determinar un sistema de inercia de rotación sobre la base de la carga recibida y la información del generador.
5. 8. El sistema de la reivindicación 7, en el que el IED central está configurado además para

   determinar una frecuencia de operación en base a la información de carga y generador. 30
6. 9. El sistema de la reivindicación 8, en el que el IED central está configurado además para determinar una cantidad de contribución de energía adicional requerida de los generadores en base a una comparación entre la frecuencia de funcionamiento y uno o más umbrales predeterminados y para señalar los IED apropiados de la primera y la segunda pluralidad de

   35 IEDs para restringir una cantidad adecuada de carga sobre la base de los mismos.
7. 10. El sistema de la reivindicación 8, donde el IED central está configurado además para determinar una cantidad de reducción de energía de los generadores en base a una comparación entre la frecuencia de funcionamiento y uno o más umbrales predeterminados y para señalar los IED apropiados de la primera y segunda pluralidad de IEDs para restringir

   5 una cantidad adecuada de generación sobre la base de los mismos.
8. 11. El sistema de la reivindicación 1, en el que la información de carga y generador comprenden información de fasor sincronizado.

   10 12. El sistema de la reivindicación 1, en el que la información de carga y generador comprenden información binaria.
9. 13. El sistema de la reivindicación 1, en el que el IED central está configurado además para

   recibir información de composición de carga de la primera pluralidad de IEDs y para 15 determinar una cantidad apropiada de carga a restringir sobre la base de los mismos.
10. 14. El sistema de la reivindicación 1, en el que el IED central detecta la formación de isletas por correlación del tiempo de la información de carga y generación recibida.

    20 15. Un procedimiento para la gestión de un sistema de suministro de energía eléctrica usando un dispositivo electrónico inteligente central (IED) que comprende:

    recibir, en el IED central a partir de una primera pluralidad de IEDs, estando cada una de la primera pluralidad de IEDs acoplada en comunicación con una carga, comprendiendo la 25 información de carga la información de inercia de rotación de las cargas;

    obtener las frecuencias de funcionamiento de las cargas y, con base en las frecuencias de funcionamiento, calcular las tasas de decaimiento de las frecuencias de funcionamiento;

    30 cuando una frecuencia de funcionamiento de una carga ha alcanzado un nivel de bajafrecuencia predeterminado, determinar qué cargas están asociadas con la misma sub-red, donde las cargas con tasas de decaimiento similares son determinadas a asociarse con la misma sub-red;

    35 recibir, en el IED central de una segunda pluralidad de IEDs, estando cada una de la segunda pluralidad de IEDs acoplada en comunicación con un generador respectivo,

    comprendiendo la información de generador la información de inercia de rotación de los generadores;

    determinar, mediante el IED central, una cantidad de generación o de carga para modificar 5 en base a la información de carga y generador; y

    señalizar, mediante el IED central, los IED apropiados de la primera y segunda pluralidad de IEDs para modificar la generación asociada o la carga en base a la cantidad determinada de generación o de carga a modificar.

11. 16.

    El procedimiento de la reivindicación 15, en el que la cantidad de generación o de carga a modificar comprende una cantidad de generación a restringir, y la señalización comprende la señalización de IEDs apropiados para desconectar la generación asociada en base a la cantidad determinada de generación a desconectar.

12. 17.

    El procedimiento de la reivindicación 15, en el que la cantidad de generación o de carga a modificar comprende una cantidad de generación para retroceder, y la señalización comprende la señalización de los IEDs adecuados para restringir la generación asociada en base a la cantidad determinada de generación a restringir.

13. 18. El procedimiento de la reivindicación 15, en el que la cantidad de generación o de carga a modificar comprende una cantidad de generación a acelerar, y la señalización comprende la señalización de los IEDs apropiados para acelerar la generación asociada en base a la cantidad determinada de generación a acelerar.
14. 19. El procedimiento de la reivindicación 15, en el que la información de carga comprende además uno o más seleccionados del grupo que consiste en: ángulo del rotor; frecuencia de funcionamiento; tasa del cambio de frecuencia de funcionamiento; y el consumo de energía.

    30 20. El procedimiento de la reivindicación 15, en el que la información de generador comprende además uno o más seleccionados del grupo que consiste en: ángulo del rotor; frecuencia de funcionamiento; tasa de cambio de frecuencia de funcionamiento; y el consumo de energía.

    35 21. El procedimiento de la reivindicación 15, en el que el procedimiento comprende además: determinar, mediante el IED central, una inercia de rotación del sistema en base a la carga

    recibida y la información del generador.
15. 22. El procedimiento de la reivindicación 21, en el que el procedimiento comprende además:

    determinar, mediante el IED central, una frecuencia de funcionamiento en base a la carga 5 recibida y la información del generador.
16. 23. El procedimiento de la reivindicación 22, en el que el procedimiento comprende además: determinar, mediante el IED central, una cantidad de contribución de energía adicional requerida de los generadores en base a una comparación entre la frecuencia de

    10 funcionamiento y uno o más umbrales predeterminados; y

    señalizar, mediante el IED central, los IEDs apropiados de la primera y segunda pluralidad de IEDs para restringir una cantidad adecuada de carga basado en los mismos.

    15 24. El procedimiento de la reivindicación 22, en el que el procedimiento comprende además: determinar, mediante el IED central, una cantidad de reducción de energía de los generadores en base a una comparación entre la frecuencia de funcionamiento y uno o más umbrales predeterminados; y

    20 señalizar, mediante el IED central, para señalar los IEDs apropidos de la primera y segunda pluralidad de IEDs para restringir una cantidad apropiada de generación a base de los mismos.
17. 25. El procedimiento de la reivindicación 15, en el que la información de carga y generador 25 comprenden información de fasor sincronizado.
18. 26. El procedimiento de la reivindicación 15, en el que la información de carga y generador comprenden información binaria.

    30 27. El procedimiento de la reivindicación 15, en el que el procedimiento comprende además: recibir, mediante el IED central desde la primera pluralidad de IEDs, información de composición de carga; y

    determinar, mediante el IED central, una cantidad apropiada de carga a restringir en base a 35 la información de composición de carga.
19. 28. El procedimiento de la reivindicación 15, que comprende además la detección de la formación de isletas por el tiempo de correlación de la carga recibida y la información de generación.

    5 29. Un dispositivo electrónico inteligente (IED) asociado con un sistema de suministro de energía eléctrica que comprende:

    una interfaz configurada para recibir:

    10 información de carga de una primera pluralidad de IEDs, estando cada uno de la primera pluralidad de IED acoplada comunicativamente con una carga y configurada para desconectar selectivamente una carga desde el sistema de suministro de energía eléctrica, comprendiendo la información de carga la información de inercia de rotación de las cargas, y frecuencia de funcionamiento de las cargas e

    15 información de generador de una segunda pluralidad de IEDs, estando cada una de la segunda pluralidad de IEDs acoplada en comunicación con un generador respectivo y configurado para desconectar selectivamente el generador respectivo del sistema de suministro de energía eléctrica, comprendiendo la información de generador la información

    20 de inercia de rotación de los generadores;

    un procesador acoplado en comunicación a la interfaz; y

    un medio de almacenamiento legible por ordenador no transitorio acoplado en comunicación

    25 con el procesador, almacenando el medio de almacenamiento legible por ordenador las instrucciones que cuando son ejecutadas por el procesador, hacen que el procesador:

    en base a la frecuencia de funcionamiento de las cargas, calcula las tasas de decaimiento de las frecuencias de funcionamiento;

    30 cuando una frecuencia de funcionamiento de una carga ha alcanzado un nivel de bajafrecuencia predeterminado, determina qué cargas están asociadas con la misma sub-red, donde las cargas con tasas de decaimiento similares son determinadas a asociarse con la misma sub-red;

    determine una cantidad de generación a restringir, retroceder o acelerar, o la carga a ser

    restringida en base a la información de carga y generador y a señalizar los IEDs apropiados de la primera y segunda pluralidad de IEDs a restringir, retroceder o acelerar la generación asociada o restringir la carga asociada en base a la cantidad determinada de generación a restringir, retroceder, o acelerar, o de carga a ser restringida.
20. 30. El sistema de la reivindicación 1, en el que el IED central comprende un primer IED central, el sistema comprende además un segundo IED central estando asociados el primer y el segundo IEDs centrales con diferentes redes interconectadas, y el primer y el segundo IEDs centrales están configurados para compartir la información de carga.
21. 31. El método de la reivindicación 15, en el que el IED central comprende un primer IED central, el método comprende además: el primer IED central compartiendo información con el segundo IED central, estando el primer y el segundo IEDs centrales asociados con diferentes redes interconectadas.
22. 32. El IED de la reivindicación 29, en el que la interfaz está además configurada para compartir información de carga de la primera pluralidad de IEDs y la información de generador de la segunda pluralidad de IEDs con un IED central asociado, donde el IED y el IED central están asociados con diferentes redes interconectadas.
23. 33. El sistema de la reivindicación 1, en el que las tasas de decaimiento comprenden tiempos en los que las frecuencias de funcionamiento alcanzan un nivel baja-frecuencia predeterminado.

    25 34. El método de la reivindicación 15, en el que las tasas de decaimiento comprenden tiempos en los que las frecuencias de funcionamiento alcanzan un nivel baja-frecuencia predeterminado.
24. 35. El IED de la reivindicación 29, en el que las tasas de decaimiento comprenden tiempos

    30 en los que las frecuencias de funcionamiento alcanzan un nivel baja-frecuencia predeterminado.