ES2556145B1 - Protección y control asistidos por topología adaptativa de sistemas de suministro de energía eléctrica - Google Patents

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Abstract

Protección y control asistidos por topología adaptativa de sistemas de suministro de energía eléctrica.#Se divulgan protección y control asistidos por comunicación adaptativa. Dispositivos electrónicos inteligentes (IED) asociados a dispositivos de conmutación locales, y con identificadores únicos, pueden transmitir el estado de conmutación y los identificadores únicos a un IED de área. El IED de área puede calcular la topología usando el estado de conmutación, y proporcionar información de control a los IED locales usando la topología. El IED de área puede comunicar el identificador único del IED local, calculado como situado inmediatamente corriente arriba de cada IED local y, tras la detección de un fallo, los IED locales pueden enviar señales de bloqueo que incluyan el identificador único recibido del IED inmediatamente corriente arriba del mismo. El IED de área puede comunicar comandos de control que incluyan los identificadores únicos y comandos de control para que los IED locales emprendan la acción de control. Tras la coincidencia del identificador único en el comando de control con su propio identificador único, los IED locales pueden emprender la acción de control y transmitir las acciones restantes.

Description

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La Figura 3B ilustra un segmento alimentador de distribution que ilustra que las senales de bloqueo de disparo, recibidas desde ciertos reconectores, estan bloqueadas.
La Figura 4 ilustra un diagrama de bloques de un sistema que puede ser utilizado en implementar ciertas realizaciones de los sistemas y procedimientos divulgados en la presente memoria.
La Figura 5A ilustra un diagrama unilineal simplificado de un sistema de suministro de energia electrica que incluye un fallo permanente en el sistema.
La Figura 5B ilustra el sistema de la Figura 5A con una ubicacion distinta de conmutador de conexion abierto y un fallo en el alimentador opuesto cerca del conmutador de conexion abierto.
La Figura 6 ilustra un procedimiento de protection y control asistidos por comunicacion adaptativa con un contexto de area extendida, consistente con la presente divulgation.
La Figura 7 ilustra un diagrama unilineal simplificado de un sistema de suministro de energia electrica que incluye una condition de sobrecarga.
La Figura 8 ilustra un procedimiento de proteccion y control asistidos por comunicacion adaptativa con un contexto de area extendida, consistente con la presente divulgacion
Description detallada
Los sistemas de suministro de energia electrica pueden incluir equipos de generation, transmision y distribucion de energia electrica, y cargas que producen y consumen la energia electrica. Por ejemplo, tales sistemas incluyen diversos tipos de equipos, tales como generadores, transformadores, interruptores de circuito, conmutadores, lmeas de distribucion, lmeas de transmision, buses, baterias de condensadores, reactores, cargas y similares. Un proposito de los sistemas de suministro de energia electrica es generar y suministrar energia electrica utilizable a un usuario o carga final. A menudo, las sedes de generacion estan situadas a grandes distancias de un usuario o carga final. La energia electrica generada es habitualmente de un voltaje relativamente bajo, pero es transformado en un voltaje relativamente alto antes de ingresar a un sistema de transmision. El voltaje es
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nuevamente reducido para el sistema de suministro, y a menudo reducido una vez mas antes del suministro definitivo al usuario o carga final. La energia electrica puede ser monitorizada y controlada en diversas etapas en el sistema de suministro. Dispositivos electronicos inteligentes (IED) son usados a menudo para recoger information del sistema de energia electrica, tomar decisiones de control y / o protection, emprender acciones de control, automatization y / o proteccion, y / o para monitorizar el sistema de suministro de energia electrica.
La configuration del sistema de suministro de energia electrica (tambien mencionada como topologia o contexto) puede ser modificada debido a las acciones de proteccion o control emprendidas por los IED. Tras una modification de ese tipo, puede ser dificil maximizar la efectividad de la proteccion posterior, a menos que el sistema de proteccion y control este al tanto de las modificaciones de la topologia. Por ejemplo, el control de voltios / VAR puede ser usado para lograr diversos objetivos distintos, incluyendo la optimization del perfil de voltaje, la reduction del voltaje de conservation (CVR) y la correction del factor de potencia; sin embargo, su aplicacion puede ser algo rigida en cuanto a que tiende a ser incapaz de adaptarse a los cambios en la longitud del alimentador o, lo que es peor, sus configuraciones son incapaces de manipular cambios de topologia que provocan que un dispositivo pertenezca sustancialmente a otro alimentador. De manera similar, una action de proteccion puede modificar la topologia, haciendo que las posteriores acciones de restauracion sean menos efectivas, debido al margen insuficiente para restaurar la potencia, o cerrando dispositivos de conmutacion que no restauren la energia al mayor numero de clientes.
Estos cambios automatizados en la topologia del sistema tambien provocan problemas con los esquemas de bloqueo de disparo, tales como un esquema de bloqueo basado en un Suceso Generico de Subestacion Orientado a Objetos (basado en GOOSE) IEC 61850. Esta divulgation describe como estas dos tecnologias han sido integradas en un esquema automatizado de detection, aislamiento y restauracion de fallos (FDIR) para proporcionar tanto un sistema efectivo de control de voltios / VAR como un esquema de bloqueo de disparo dinamico de alta velocidad, aplicable en todo el sistema, que puede ser flexible y continuar funcionando segun cambia la topologia del sistema.
Esta divulgacion se refiere a sistemas y procedimientos para informar a los dispositivos de proteccion y control locales de aspectos relevantes de la topologia de sistemas de energia vecinos y para adaptar el comportamiento del dispositivo local segun participa en un
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esquema de protection o control asistido de comunicacion. Los aspectos relevantes de la topolog^a pueden estar referidos a otras condiciones de sistema tales como los niveles de carga, los niveles de voltaje y la disponibilidad de equipos. Diversos sistemas y procedimientos, consistentes con la presente divulgation, pueden permitir que el contexto de area extendida (p. ej., la topologia) informe las decisiones locales, con una degradation limitada de la velocidad global de la respuesta del sistema. Cada IED local puede hacer una comparacion de si el identificador de dispositivo incluido en un mensaje es o no igual al identificador del IED local.
Las realizaciones de la divulgacion seran mejor comprendidas con referencia a los dibujos, en los que partes iguales estan designadas con numeros iguales en toda su extension. Se entendera facilmente que los componentes de las realizaciones divulgadas, segun lo generalmente descrito e ilustrado en las figuras en la presente memoria, podrian ser dispuestos y disenados en una amplia variedad de configuraciones distintas. Por tanto, la siguiente description detallada de las realizaciones de los sistemas y procedimientos de la divulgacion no esta concebida para limitar el alcance de la divulgacion, segun lo reivindicado, sino que es meramente representativa de posibles realizaciones de la divulgacion. Ademas, las etapas de un procedimiento no necesariamente deben ser ejecutadas en ningun orden espedfico, ni incluso secuencialmente, como tampoco deben las etapas ser ejecutadas solamente una vez, a menos que se especifique lo contrario.
En algunos casos, caracteristicas, estructuras u operaciones bien conocidas no se muestran ni se describen en detalle. Ademas, las caracteristicas, estructuras u operaciones descritas pueden ser combinadas de cualquier manera adecuada en una o mas realizaciones. Tambien se entendera facilmente que los componentes de las realizaciones, segun lo generalmente descrito e ilustrado en las figuras en la presente memoria, podrian ser dispuestos y disenados en una amplia variedad de configuraciones distintas.
Varios aspectos de las realizaciones descritas seran ilustrados como modulos o componentes de software. Segun se usa en la presente memoria, un modulo o componente de software puede incluir cualquier tipo de instruction de ordenador, o codigo ejecutable por ordenador, situado dentro de un dispositivo de memoria, y / o transmitido como senales electronicas por un bus de sistema, o red cableada o inalambrica. Un modulo o componente de software, por ejemplo, puede comprender uno o mas bloques fisicos o logicos de instrucciones de ordenador, que pueden ser organizadas como una rutina, un programa, un objeto, un componente, una estructura de datos, etc., que realiza una o mas tareas o que
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implementa tipos espedficos de datos abstractos.
En ciertas realizaciones, un modulo o componente espedfico de software puede comprender instrucciones dispares almacenadas en distintas ubicaciones de un dispositivo de memoria, que implementen conjuntamente la funcionalidad descrita del modulo. En efecto, un modulo o componente puede comprender una unica instruccion o muchas instrucciones, y puede estar distribuido entre diversos segmentos distintos de codigo, entre distintos programas y entre diversos dispositivos de memoria. Algunas realizaciones pueden ser puestas en practica en un entorno informatico distribuido, donde las tareas son realizadas por un dispositivo de procesamiento remoto enlazado mediante una red de comunicaciones. En un entorno informatico distribuido, los modulos o componentes de software pueden estar situados en dispositivos de almacenamiento de memoria local y / o remota. Ademas, los datos vinculados o representados conjuntamente en un registro de base de datos pueden ser residentes en el mismo dispositivo de memoria, o entre diversos dispositivos de memoria, y pueden estar vinculados conjuntamente en campos de un registro en una base de datos sobre una red.
Las realizaciones pueden ser proporcionadas como un producto de programa de ordenador que incluya un medio legible por ordenador que tiene almacenadas en el mismo instrucciones que pueden ser usadas para programar un ordenador (u otro dispositivo electronico) para realizar los procesos descritos en la presente memoria. El medio legible por maquina puede incluir, pero no esta limitado a, controladores de disco rigido, disquetes flexibles, discos opticos, memorias CD-ROM, ROM, RAM, EPROM, EEPROM, tarjetas magneticas u opticas, dispositivos de memoria de estado solido u otros tipos de medio legible por medios / maquinas, adecuados para almacenar instrucciones electronicas.
La Figura 1 ilustra un diagrama unilineal simplificado de un sistema de suministro de energia electrica 100 y los IED asociados 104, 106, 108, 115 y 170, consistente con ciertas realizaciones divulgadas en la presente memoria. El sistema 100 incluye varias subestaciones y los IED 104, 106, 108, 115 y 170, configurados para realizar diversas funciones. El sistema 100 se proporciona con fines ilustrativos y no implica ninguna disposicion o funcion espedfica requerida de ningun IED espedfico. En algunas realizaciones, los IED 104, 106, 108, 115 y 170 pueden ser configurados para monitorizar y comunicar informacion, tal como voltajes, corrientes, estado de equipos, temperatura, frecuencia, presion, densidad, absorcion infrarroja, informacion de radiofrecuencia, presiones parciales, viscosidad, velocidad, velocidad giratoria, masa, estado de
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conmutacion, estado de valvulas, estado de interruptores de circuito, estado de tomas, lecturas de contadores y similares. Ademas, los IED 104, 106, 108, 115 y 170 pueden ser configurados para comunicar calculos, tales como fasores (que pueden o no estar sincronizados como sincro-fasores), sucesos, distancias de fallos, diferenciales, impedancias, reactancias, frecuencia y similares. Los IED 104, 106, 108, 115 y 170 tambien pueden comunicar information de configuraciones, information de identification de IED, information de comunicaciones, informacion de estado, informacion de alarmas y similares. La informacion de los tipos enumerados anteriormente o, mas generalmente, la informacion acerca del estado de equipos monitorizados, puede ser generalmente mencionada en la presente memoria como datos de sistema monitorizado.
En ciertas realizaciones, los IED 104, 106, 108, 115 y 170 pueden emitir instrucciones de control al equipo monitorizado, a fin de controlar diversos aspectos referidos al equipo monitorizado. Por ejemplo, un IED (p. ej., el IED 106) puede estar en comunicacion con un interruptor de circuito (p. ej., el interruptor 152), y puede ser capaz de enviar una instruction para abrir y / o cerrar el interruptor de circuito, conectando o desconectando asi una parte del sistema 100. En otro ejemplo, un IED puede estar en comunicacion con un reconector y ser capaz de controlar operaciones de reconexion. En otro ejemplo, un IED puede estar en comunicacion con un regulador de voltaje y ser capaz de instruir al regulador de voltaje para aumentar o reducir la toma. En otro ejemplo mas, un IED puede estar en comunicacion con una bateria de condensadores, que puede estar selectivamente conectada con un sistema de suministro de energia electrica para proporcionar soporte reactivo de energia y voltaje. La informacion de los tipos enumerados anteriormente o, mas generalmente, la informacion o las instrucciones que dirigen un IED u otro dispositivo para realizar una cierta action, pueden ser mencionadas como instrucciones de control.
El sistema de suministro de energia electrica 100, ilustrado en la Figura 1, puede incluir una subestacion de generation 111. La subestacion 111 puede incluir los generadores 110 y 112, que estan conectados con un bus 118 a traves de los transformadores elevadores 120 y 122. El bus 118 puede estar conectado con el bus 126 en la subestacion 119 mediante la lmea de transmision 124. Aunque el equipo en la subestacion 111 puede estar monitorizado y / o controlado por diversos IED, solamente se muestra un unico IED 104. El IED 104 puede ser un IED de protection de transformador para el transformador 120. El IED 104 puede estar en comunicacion con un origen horario comun 188 que, como se indica mas adelante, puede ser distribuido en el sistema 100 usando una red de comunicaciones o usando un origen horario universal, tal como un sistema de localization global (GPS) o
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similares.
La utilization de un origen horario comun o universal puede garantizar que los IED tengan una senal horaria sincronizada que pueda ser usada para generar datos sincronizados en el tiempo, tales como los sincro-fasores.
La subestacion 119 puede incluir un generador 114, que puede ser un generador distribuido, y que puede estar conectado con el bus 126 a traves del transformador elevador 118. El bus 126 puede estar conectado con un bus de distribution 132 mediante un transformador reductor 130. Diversas lmeas de distribucion 136 y 134 pueden estar conectadas con el bus de distribucion 132. La lmea de distribucion 136 puede conducir a una subestacion 141 donde la lmea es monitorizada y / o controlada usando el IED 106, que puede abrir y cerrar selectivamente el interruptor 152. La carga 140 puede ser suministrada desde la lmea de distribucion 136. Ademas, el transformador reductor 144 puede ser usado para reducir un voltaje para su consumo por la carga 140.
La lmea de distribucion 134 puede conducir a la subestacion 151, y suministrar energia electrica al bus 148. El bus 148 tambien puede recibir energia electrica desde el generador distribuido 116, mediante el transformador 150. La lmea de distribucion 158 puede suministrar energia electrica desde el bus 148 a la carga 138, y puede incluir ademas el transformador reductor 142. El interruptor de circuito 160 puede ser usado para conectar selectivamente el bus 148 con la lmea de distribucion 134. El IED 108 puede ser usado para monitorizar y / o controlar el interruptor de circuito 160, asi como la lmea de distribucion 158.
Un IED central 170 puede estar en comunicacion con diversos IED 104, 106, 108 y 115, usando una red de comunicaciones de datos. Los IED 104, 106, 108 y 115 pueden ser remotos con respecto al IED central 170. Los IED remotos 104, 106, 108 y 115 pueden comunicarse por diversos medios, tales como una comunicacion directa desde el IED 170, o sobre una red de comunicaciones de area extendida 162. Los IED 104, 106, 108, 115 y 170 pueden estar comunicativamente enlazados entre, si usando una red de comunicaciones de datos, y pueden ademas estar enlazados comunicativamente con un sistema de monitorizacion central, tal como un sistema de control supervisor y de adquisicion de datos (SCADA) 182, un sistema de information (IS) 190 y / o un sistema de control y perception situacional de area extendida (WCSA) 180. La red de comunicaciones de datos entre los IED 104, 106, 108, 115 y 170 puede utilizar una amplia variedad de tecnologias de red, y puede comprender dispositivos de red tales como modems, routers, cortafuegos, servidores
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de red privada virtual y similares, que no se muestran en la Figura 1. Los IED 104, 106, 108 y 115 pueden estar en comunicacion usando comunicacion de clase de proteccion, tal como, por ejemplo, canales de comunicacion entre pares de alta velocidad.
Los diversos IED en el sistema 100 pueden obtener informacion de energia electrica a partir de equipos monitorizados que usen transformadores de potencial (PT) para mediciones de voltaje (p. ej., el transformador de potencial 156), transformadores de corriente (CT) para mediciones de corriente (p. ej., el transformador de corriente 154) y similares. Los PT y los CT pueden incluir a cualquier dispositivo capaz de proporcionar salidas que puedan ser usadas por los IED para hacer mediciones de potencial y de corriente, y pueden incluir los PT y CT tradicionales, los PT y CT opticos, las bobinas de Rogowski, los sensores de efecto Hall y similares.
Cada IED puede ser configurado para acceder a un origen, o fuente, horario comun 188. El origen horario comun 188 puede ser distribuido mediante una red de comunicaciones (usando, por ejemplo, el protocolo IEEE-1588, el protocolo NTP o similares), u obtenido localmente en cada IED. El origen horario comun 188 puede ser una hora, o tiempo, universal, tal como la suministrada usando satelites del GPS, WWVB, WWV o similares. Puede usarse una hora comun para sincronizar en el tiempo las mediciones del sistema de energia electrica y / o en el calculo de sincro-fasores. Los fasores calculados por los IED pueden incluir un sello horario que indica una hora en la cual fue realizada la medicion.
El IED central 170 tambien puede estar en comunicacion con un cierto numero de otros dispositivos o sistemas. Tales dispositivos o sistemas pueden incluir, por ejemplo un sistema WCSA 180, un sistema SCADA 182 o una Interfaz Hombre-Maquina (HMI) 187 local. La HMI local 187 puede ser usada para cambiar configuraciones, emitir instrucciones de control, extraer un informe de sucesos, extraer datos y similares. En algunas realizaciones, el sistema WCSA 180 puede recibir y procesar los datos alineados en el tiempo, y puede coordinar acciones de control sincronizadas en el tiempo al mas alto nivel del sistema de suministro de energia electrica 100. El dispositivo de almacenamiento masivo 187 puede almacenar datos referidos al sistema 100 de los IED 104, 106, 108, 115 y 170.
El IED central 170 puede ademas incluir una entrada horaria, que puede recibir una senal horaria desde un origen horario 186 del IED central. El origen horario 186 del IED central tambien puede ser usado por el IED central 170 para sellar con la hora la informacion y los datos. La sincronizacion en el tiempo puede ser util para la organizacion de datos y la toma
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de decisiones en tiempo real, asi como en el analisis posterior a los sucesos. La sincronizacion en el tiempo puede ademas ser aplicada a comunicaciones de red. El origen horario comun 188 puede ser cualquier origen horario que sea una forma aceptable de sincronizacion en el tiempo, incluyendo, pero sin limitarse a, un oscilador de cristal compensado con temperatura controlado por voltaje, osciladores de Rubidio y Cesio, con o sin bucles digitales bloqueados en fase, tecnologia de sistemas micro-electromecanicos (MEMS), que transfiere los circuitos resonantes entre los dominios electronico y mecanico, o un receptor del GPS con descodificacion horaria. A falta de un origen horario comun disponible para todos los IED, el IED central 170 puede servir como un origen horario comun, distribuyendo una senal de sincronizacion en el tiempo.
El sistema de information 190 incluye generalmente hardware y software para permitir la comunicacion por red, la seguridad de la red, la administracion de usuarios, la administration de Internet y de intranet, el acceso remoto a redes y similares. El sistema de informacion 190 puede generar informacion acerca de la red para mantener y sostener una red de comunicaciones fiable, de calidad y segura, ejecutando logica comercial en tiempo real sobre sucesos de seguridad de la red, realizar diagnosticos de red, optimizar prestaciones de red y similares. Las realizaciones ilustradas en la Figura 1 estan configuradas en una topologia de estrella con el IED 170 en su centro; sin embargo, tambien se contemplan otras topologias. Por ejemplo, los IED 104, 106, 108, 115 y 170 pueden estar comunicativamente acoplados entre si en una disposition entre pares. Ademas, puede utilizarse una topologia de anillo para conectar los diversos IED entre si y / o con otros sistemas, tales como un sistema SCADA o un sistema WCSA 140.
La Figura 2 ilustra un diagrama unilineal simplificado de un sistema de suministro de energia electrica 200 que incluye un fallo permanente 250 en el sistema 200 que provoca que el reconector corriente arriba 202 se abra y se cierre. El sistema 200 incluye tres fuentes de alimentation 222, 224 y 226, cada una conectada usando dispositivos de conmutacion (tales como, por ejemplo, reconectores o interruptores de circuito) 202, 204, 206 y 208. Inicialmente (antes del fallo), los dispositivos de conmutacion 202 y 204 estan cerrados, mientras que los dispositivos de conmutacion 206 y 208 estan abiertos. Todos los segmentos de lmea corriente abajo estan privados de energia. Tras la ocurrencia del fallo 250, el dispositivo de conmutacion 202 se abre debido a la protection de fallos, para aislar el fallo 250. La electricidad se restaura luego a los clientes lmea abajo que experimentaron un apagon, pero cuyo segmento de lmea no fallo, cerrando el dispositivo de conmutacion 206.
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Al implementar las respuestas mostradas en la Figura 2, puede implementarse un esquema de control distribuido o un esquema de control central. El control distribuido situa el algoritmo de toma de decisiones en los gabinetes y subestaciones reconectores o de conmutacion, organizandolos usualmente en pequenos grupos de trabajo que proporcionan conmutacion coordinada. El control distribuido puede admitir un sistema robusto, en el sentido de que si un grupo pierde la comunicacion con miembros individuales, no afecta a los otros grupos en el sistema; sin embargo, el control distribuido puede requerir un enlace fiable de comunicaciones entre pares y puede estar limitado en la capacidad de implementar acciones de control basadas en la condition del sistema como un todo.
La presencia del sistema de FDIR en la red de distribution introduce la posibilidad de que los alimentadores puedan cambiar de longitud y complejidad en un gran numero de variaciones. En consecuencia, un sistema adaptativo de control de voltios / VAR puede ser configurado para tener en cuenta estos cambios. Tener en cuenta tales cambios puede implicar la modification del punto de referencia y otras modificaciones para los parametros de control.
De acuerdo a ciertas realizaciones, a fin de coordinar todos los dispositivos en un alimentador, un esquema de bloqueo de disparo puede extenderse mas alla del cerco de la subestacion, y hacia los gabinetes de reconectores. De acuerdo a algunas realizaciones, pueden colocarse controladores logicos adicionales en las cercanias de los reconectores. Cada controlador logico puede utilizar un IEC GOOSE 61850 para multi-difundir su senal de bloqueo por una red de Ethernet compartimentada en redes virtuales de area local (VLAN). GOOSE es un protocolo de multi-difusion de Nivel 2 que usa la trama de mensajes extendida de Ethernet. Esta trama de mensajes extendida permite que se envie una Identification (ID) de VLAN junto con cada mensaje. La Identification de VLAN es leida por conmutadores de Ethernet, que confinan luego el mensaje a un area de red definida. Esto reduce el trafico innecesario por toda la extension de la red. Los mensajes de GOOSE tambien pueden ser priorizados por un conmutador de Ethernet, que permite que sean colocados en una cola de alta prioridad, omitiendo cualquier almacenamiento temporal de menor prioridad que pueda estar teniendo lugar en cualquier puerto dado. Adicionalmente, debido a que son comunicaciones de duplex completo de Capa 2, los mensajes de GOOSE no experimentan retardo debido a la retransmision despues de una colision de Ethernet (no hay ninguna colision de Ethernet).
La Figura 3A ilustra un ejemplo de un segmento alimentador de distribucion 300 que incluye
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un cierto numero de dispositivos 304, 306, 308, 310, 312 adyacentes al reconector A 302. Los reconectores 302 a 312 pueden incluir un dispositivo de conmutacion (tal como, por ejemplo, un reconector) en comunicacion con un IED local (tal como, por ejemplo, un controlador de reconector) que incluye un controlador logico. Las flechas en la Figura 3A indican que el controlador logico en el reconector A 302 deberia estar pasando senales de bloqueo procedentes de los reconectores D 308, E 310 y F 312, pero desentendiendose de toda senal de bloqueo recibida desde los reconectores B 304 y C 306. La Figura 3B ilustra un segmento alimentador de distribution 350 que incluye un cierto numero de dispositivos 354, 356, 358, 360 y 362 adyacentes al Reconector A 352. La Figura 3B ilustra que las senales de bloqueo de disparo recibidas desde los reconectores D 358, E 360 y F 362 son pasadas al control de reconector 352. Si el flujo de energia fuera invertido, las senales de bloqueo de disparo desde los reconectores B 354 y C 356 deberian ser pasadas, mientras que las senales desde los reconectores D 358, E 360 y F 362 deberian ser ignoradas.
De acuerdo a algunas realizaciones, cada ubicacion de reconector puede tener asignado un identificador unico. El identificador unico puede corresponder a una ubicacion geografica o a otro identificador (p. ej., un numero de serie, una direction de MAC o similares). El identificador puede ser fijado en las configuraciones de controlador logico dentro de cada gabinete, y asociado a cada dispositivo reconector en la configuration de FDIR.
El sistema de FDIR puede recalcular periodicamente la topologia. De acuerdo a algunas realizaciones, el recalculo puede ocurrir cada pocos segundos. De acuerdo a otras realizaciones, el periodo de recalculo puede ser mas corto o mas largo. Si la topologia ha cambiado, puede enviarse una actualization a cada dispositivo afectado. El mensaje puede identificar el identificador unico del dispositivo mas cercano de protection lmea arriba en la nueva topologia de alimentadores. De acuerdo a algunas realizaciones, este mensaje puede ser un mensaje analogico. Un conjunto de datos de GOOSE, transmitido por cada controlador logico, puede contener un objeto analogico y uno digital. El objeto digital puede ser el valor mismo de la senal de bloqueo. El objeto analogico se fija como el identificador unico del reconector lmea arriba, segun lo recibido por el sistema de FDIR. Cuando un controlador logico recibe una senal de bloqueo, puede ser configurado para comparar el valor del objeto analogico en el conjunto de datos recibidos con su propio identificador unico. Si los dos valores son equivalentes, la senal de bloqueo es remitida al control de reconector.
En lugar de la creation de una serie de reglas logicas si-entonces para cada reconector, que son rigidas y no se adaptan bien a los cambios o agregados de lmeas o dispositivos, el
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sistema de FDIR puede apoyarse en el conocimiento en tiempo real de la topolog^a del sistema de distribution.
La Figura 4 ilustra un diagrama de bloques de un sistema 400 que puede ser utilizado al implementar ciertas realizaciones de los sistemas y procedimientos divulgados en la presente memoria. El sistema 400 puede incluir, entre otras cosas, uno o mas procesadores 402, la memoria de acceso aleatorio (RAM) 404, una interfaz de comunicaciones 406, una interfaz de usuario 408 y un medio de almacenamiento no transitorio legible por ordenador 410. El procesador 402, la RAM 404, la interfaz de comunicaciones 406, la interfaz de usuario 408 y el medio de almacenamiento legible por ordenador 410 pueden estar comunicativamente acoplados entre si mediante un bus comun de datos 412. En algunas realizaciones, los diversos componentes del sistema 400 pueden ser implementados usando hardware, software, firmware y / o cualquier combination de los mismos.
La interfaz de usuario 408 puede incluir cualquier numero de dispositivos que permitan a un usuario interactuar con el sistema 400. Por ejemplo, la interfaz de usuario 408 puede ser usada para exhibir una interfaz interactiva a un usuario. La interfaz de usuario 408 puede ser un sistema de interfaz individual acoplado comunicativamente con el sistema 400 o, alternativamente, puede ser un sistema integrado, tal como una interfaz de visualization. La interfaz de usuario 408 tambien puede incluir cualquier numero de otros dispositivos de entrada, incluyendo, por ejemplo, dispositivos de teclado, de bola de seguimiento y / o de puntero.
La interfaz de comunicaciones 406 puede ser cualquier interfaz capaz de comunicar con otros sistemas de ordenador, dispositivos perifericos y / u otros equipos comunicativamente acoplados con el sistema 400. Por ejemplo, la interfaz de comunicaciones 406 puede permitir al sistema 400 comunicar con otros sistemas de ordenador (p. ej., sistemas de ordenador asociados a bases de datos externas, una LAN, una WAN y / o Internet), admitiendo la transferencia asi como la reception de datos desde tales sistemas. La interfaz de comunicaciones 406 puede incluir, entre otras cosas, un modem, un sistema de transmision de datos por satelite, una tarjeta de Ethernet y / o cualquier otro dispositivo adecuado que permita al sistema 400 conectarse con bases de datos y redes, tales como las LAN, las MAN, las WAN e Internet.
El procesador 402 puede incluir uno o mas procesadores de proposito general, procesadores espedficos de la aplicacion, microprocesadores programables, micro-
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controladores, procesadores de senales digitales, FPGA, otros dispositivos de procesamiento personalizables o programables y / u otros dispositivos cualesquiera, o cualquier disposition de dispositivos, que sean capaces de implementar los sistemas y procedimientos divulgados en la presente memoria.
El procesador 402 puede ser configurado para ejecutar instrucciones legibles por ordenador, almacenadas en el medio de almacenamiento no transitorio legible por ordenador 410. El medio de almacenamiento legible por ordenador 410 puede almacenar otros datos o information, segun se desee. En algunas realizaciones, las instrucciones legibles por ordenador pueden incluir los modulos funcionales ejecutables por ordenador 414. Por ejemplo, las instrucciones legibles por ordenador pueden incluir uno o mas modulos funcionales configurados para implementar toda, o parte de, la funcionalidad de los sistemas y procedimientos descritos anteriormente. Los modelos funcionales espedficos que pueden ser almacenados en el medio de almacenamiento legible por ordenador 410 incluyen un modulo de registro temporal de caracteristicas de voltaje y de corriente, un modulo de estimation de parametros de actividad masiva, un modulo de estimation de coeficientes de transferencia masiva, un modulo de estimacion de voltaje de celulas, un modulo de control de bateria y un modulo de supresion de voltaje.
El sistema y los procedimientos descritos en la presente memoria pueden ser implementados independientemente del lenguaje de programacion usado para crear las instrucciones legibles por ordenador y / o de cualquier sistema operativo que funcione en el sistema 400. Por ejemplo, las instrucciones legibles por ordenador pueden estar escritas en cualquier lenguaje de programacion adecuado, ejemplos de lo cual incluyen, pero no se limitan a, C, C++, Visual C++ y / o Visual Basic, Java, Peri o cualquier otro lenguaje de programacion adecuado. Ademas, las instrucciones legibles por ordenador y / o los modulos funcionales pueden ser de la forma de una coleccion de programas o modulos individuales, y / o un modulo de programa dentro de un programa mas grande, o una parte de un modulo de programa. El procesamiento de datos por el sistema 400 puede ser en respuesta a comandos de usuario, a resultados del procesamiento previo o a una solicitud hecha por otra maquina de procesamiento. Se apreciara que el sistema 400 puede utilizar cualquier sistema operativo adecuado, incluyendo, por ejemplo, Unix, DOS, Android, Symbian, Windows, iOS, OSX, Linux y / o similares.
La Figura 5A ilustra un sistema de suministro de energia electrica 500 que incluye un conjunto de dos alimentadores radiales; consistiendo cada uno en multiples conmutadores
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cerrados. El sistema incluye dos origenes 540 y 542 que pueden ser conectados usando los alimentadores. Un cierto numero de dispositivos de conmutacion 502, 504, 506, 508, 510, 512 y 514 estan colocados sobre los alimentadores para la apertura y cierre selectivo de los mismos. Los dispositivos de conmutacion 502 a 508 y 512 a 514 estan inicialmente cerrados, mientras que el dispositivo de conmutacion 510 esta inicialmente abierto, dando como resultado los dos alimentadores radiales. Cada dispositivo de conmutacion esta en comunicacion con un IED local individual 522, 524, 526, 528, 530, 532 y 534, segun lo ilustrado. Un IED de area 536 esta en comunicacion con los IED locales 522 a 534. Los IED locales 522 a 534 pueden estar en comunicacion usando comunicaciones de clase de protection, tales como, por ejemplo, comunicaciones entre pares de alta velocidad. Los IED locales 522 a 534 pueden estar en comunicacion con el IED de area 536 usando comunicaciones de clase SCADA. El sistema usa el IED de area 536 para rastrear la topologia de los alimentadores y otras condiciones de area extendida. Cada IED local 522 a 534 puede difundir pequenos mensajes a los IED locales vecinos 522 a 534, mediante una red de comunicacion. Los ejemplos de una red de ese tipo incluyen el IED-61850 GOOSE y otros procedimientos de comunicacion bien establecidos, habitualmente usados para la aplicacion de proteccion asistida por comunicacion. La presente divulgation se refiere a este tipo de red como una red de clase de proteccion. El IED de area 536 reune mayores cantidades de datos a partir de los IED locales 522 a 534, mediante una red mas lenta, usada habitualmente para aplicaciones de control supervisor y adquisicion de datos (SCADA). Esta divulgacion se refiere a este tipo de red como una red de clase SCADA. Para los fines de esta divulgacion, una red de clase de proteccion puede incluir una red que proporciona beneficios deseables tales como velocidad, seguridad y fiabilidad sobre una red de clase SCADA. Observese que la red de clase de proteccion y la red de clase SCADA pueden ser implementadas como una unica red fisica, empleando modernas tecnicas de priorizacion y gestion de ancho de banda.
El sistema ilustrado en la figura 5A incluye un fallo permanente 550 en el sistema, cerca del conmutador de conexion abierto 510. Cada uno de los IED locales 502 a 508 corriente arriba detecta la corriente del fallo y activa una indication de fallo no direccional (FLT). Es deseable que el IED local mas cercano al fallo se dispare para despejar el fallo. Cada IED local 522 a 528 que detecta el fallo envia una senal de bloqueo al IED local corriente arriba del mismo. En el ejemplo ilustrado, el IED local 528 detecta el fallo y envia una senal de bloqueo al IED local 526, que tambien detecta el fallo y envia una senal de bloqueo al IED local 524, que tambien detecta el fallo y envia una senal de bloqueo al IED local 522. De tal modo, los IED locales 522 a 526 tienen el disparo bloqueado, mientras que el IED local 528
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dispara el conmutador 508 para despejar el fallo. Como se describe en mas detalle mas adelante, cada IED local que recibe una senal de bloqueo 522 a 526 compara el Identificador unico en la senal de bloqueo con su propio Identificador, y bloquea el disparo solamente si el Identificador unico en la senal de bloqueo coincide con su propio Identificador. Cada IED local es actualizado periodicamente con el Identificador del IED local inmediatamente corriente arriba del mismo, por el IED de area 536. Las senales de bloqueo pueden ser comunicadas usando las comunicaciones de clase de proteccion, mientras que la actualization de los IED locales de los Identificadores de IED locales corriente arriba, por el IED de area 536, puede ser comunicada usando las comunicaciones de clase SCADA. Ademas, los IED locales 522 a 534 pueden enviar information al IED de area 536, tal como, por ejemplo, el estado de conmutacion, la carga, los fasores y similares, usando las comunicaciones de clase SCADA.
La Figura 5B ilustra el sistema 500 de la Figura 5A, en el que el conmutador de conexion abierto es el conmutador 504. Es decir, inicialmente, el conmutador 502 esta cerrado, el conmutador 504 esta abierto y los conmutadores 506 a 514 estan cerrados. El IED de area 536 ha sido actualizado con los estados de los conmutadores 502 a 514, por los IED locales 522 a 534. El fallo 552 ocurre entre el conmutador 504 y el 506. Como en la Figura 5A, cada uno de los IED locales 526 a 534 corriente arriba detecta la corriente de fallo y activa una indication de fallo no direccional (FLT). Es deseable que el IED local 526 mas cercano al fallo 552 dispare el conmutador 506 para despejar el fallo 522. Cada IED local 526 a 534 que detecta el fallo 552 envia una senal de bloqueo el IED local inmediatamente corriente arriba del mismo. Es decir, el IED 526 detecta el fallo y envia una senal de bloqueo al IED local 528, que tambien detecta el fallo y envia una senal de bloqueo al IED local 530, que tambien detecta el fallo y envia una senal de bloqueo al IED local 532, que tambien detecta el fallo y envia una senal de bloqueo al IED local 534. Cada IED local 528 a 534 que recibe la senal de bloqueo no dispara su dispositivo de conmutacion 508 a 514 asociado. El IED local 526 si dispara su dispositivo de conmutacion 506 asociado. Como en la Figura 5A, los IED locales 522 a 534 han recibido desde el IED de area 536, mediante las comunicaciones de clase SCADA, los Identificadores unicos de los IED inmediatamente corriente arriba de los mismos. Tras la detection del fallo, los IED 526 a 534 envian senales de bloqueo que incluyen los Identificadores unicos de los IED inmediatamente corriente arriba de los mismos. Tras la reception de las senales de bloqueo, los IED 528 a 534 comparan los Identificadores unicos en el mensaje con sus propios Identificadores. Si los Identificadores unicos en el mensaje coinciden con su propio Identificador, entonces los IED locales 528 a 534 bloquean sus senales de disparo, y sus dispositivos de conmutacion 508 a 514
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asociados permanecen cerrados. El IED local 526 no recibio un mensaje de bloqueo de ese tipo y, por tanto, no bloqueo el disparo, y su dispositivo de conmutacion 506 asociado se abre, despejando el fallo 552.
El IED de area 536 puede contener un contexto mas amplio del sistema de energia 500 circundante que los IED locales 522 a 534 individuales. El IED de area 536 puede usar el estado de conmutacion y otros datos relacionados son recogidos a partir de los IED locales 522 a 534 mediante la red de comunicacion SCADA, y combinados con conocimientos previos acerca de las relaciones entre los dispositivos, para formar un modelo de la topologia del sistema de energia 500.
El IED de area 536 usa identificadores (Identificadores) unicos para los IED locales 522 a 534 en el sistema, para informar a los IED locales 522 a 534 en el sistema de aspectos relevantes de la topologia, para garantizar la interpretation adecuada de las senales de bloqueo. Estos Identificadores pueden ser cantidades analogicas o puntos Booleanos codificados.
La Figura 6 ilustra una realization de un procedimiento 600 para la protection y control asistido por comunicacion adaptativa, con contexto de area extendida, consistente con la presente divulgation. El procedimiento 600 comienza 602 con el envio por cada uno de los IED locales (tales como, por ejemplo, los IED locales 522 a 534 de las Figuras 5A y 5B) de sus propios Identificadores unicos al IED de area (tal como, por ejemplo, el IED de area 536 de las Figuras 5A y 5B). Cada IED local en el sistema puede tener previamente asignado un identificador unico, que puede ser fijado por un usuario o generado automaticamente por el dispositivo. Los Identificadores unicos de cada IED local pueden ser comunicados al IED de area usando la red de comunicaciones de velocidad SCADA.
Los IED locales envian 606 el estado de conmutacion al IED de area. Usando el estado de conmutacion, el IED de area actualiza la topologia 608 almacenada y / o rastreada por el IED de area. Con la information de topologia, el IED de area puede determinar, para cada Identificador local, el Identificador del IED local directamente corriente arriba del mismo. El IED de area transmite a cada IED local el Identificador unico del IED local inmediatamente corriente arriba (UID) del IED local 610. Tal transmision puede estar usando las comunicaciones de clase SCADA. Cada IED local procede a monitorizar el sistema de suministro de energia electrica y, si el IED local no detecta un fallo 612, entonces el procedimiento vuelve al envio por el IED local del estado de conmutacion al IED de area
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606, segun lo ilustrado. Aunque el procedimiento, segun lo ilustrado, vuelve a enviar el estado de conmutacion al IED de area 606, el procedimiento puede volver a cualquiera de las etapas 606 a 610. En una realization espedfica, el IED local sencillamente continua monitorizando el sistema de suministro de ene^a electrica y determinando si se detecta 612 o no un fallo.
Tras la detection de un fallo 612, el IED local envia un comando de bloqueo (mediante las comunicaciones de clase de protection) que incluye el UID 614 (el comando de bloqueo incluye el Identificador del Identificador local inmediatamente corriente arriba del IED local que envia el comando de bloqueo, donde el UID fue originalmente proporcionado al IED local por el IED de area). El IED local puede enviar el comando de bloqueo a todos los dispositivos vecinos mediante la red de clase de proteccion. Cuando los otros IED locales reciben el comando de bloqueo, cada IED local compara su propio Identificador unico con el UID del comando de bloqueo 616 recibido. Si el UID en el comando de bloqueo recibido coincide con el Identificador unico del IED receptor 618, entonces el IED receptor bloquea el disparo 622, y el procedimiento vuelve a la etapa 606 (o a cualquiera de las etapas 604 a 614). Sin embargo, si el UID en el comando de bloqueo recibido no coincide con el Identificador unico del IED receptor 618, entonces el IED receptor no bloquea el disparo 620 (es decir, no bloquea una senal de disparo a su interruptor de circuito asociado, debido al comando de bloqueo, aunque deberia entenderse que el IED local puede tener otros algoritmos ejecutandose que pueden bloquear la senal de disparo). El procedimiento vuelve luego a la etapa 606.
Diversos sistemas y procedimientos, consistentes con la divulgation presente, pueden permitir que el contexto de area extendida (p. ej., la topologia) informe las decisiones locales con degradation limitada de la velocidad global de la respuesta del sistema. Cada IED local puede hacer una comparacion de si el identificador incrustado en el mensaje de bloqueo (BID) es igual o no al identificador del dispositivo local (ID).
En la realizacion descrita, la information topologica pertinente es sencillamente el Identificador del dispositivo de proteccion corriente arriba. La presente divulgacion puede ser extendida a una amplia variedad de aplicaciones, que incluyen, pero no se limitan a: Disparo de Transferencia Directa (DTT); Disparo de Transferencia Directa de Infraalcance (DUTT); Disparo de Transferencia Tolerante de Sobrealcance (POTT); Disparo de Transferencia Tolerante de Infraalcance (PUTT); Bloqueo de Comparacion Direccional (DCB); Desbloqueo de Comparacion Direccional (DCUB); y similares.
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Ademas, el ejemplo anterior describe solamente mensajes de bloqueo de disparo. Debera entenderse que pueden ser comunicados diversos tipos de mensajes con el Identificador unico del dispositivo inmediatamente corriente arriba. Por ejemplo, el mensaje puede ser un mensaje de incremento o disminucion para un control regulador de voltaje, e incluir el Identificador del IED local. Tras la recepcion, segun lo expuesto anteriormente, el IED receptor puede comparar el Identificador unico en el mensaje con su propio Identificador y aceptar el comando solamente si el Identificador unico en el mensaje coincide con su propio Identificador. Puede usarse cualquier otro comando que pueda ser comunicado entre los IED, tal como, por ejemplo, bloquear disparo, abrir dispositivo de conmutacion, cerrar dispositivo de conmutacion, incremento de toma de transformador, decremento de toma de transformador, bloquear toma de transformador, conectar baterias de condensadores, desconectar baterias de condensadores, modificar puntos de referencia de generador, modificar puntos de referencia de almacenamiento, bloquear reconexion, desbloquear reconexion, habilitar configuraciones sensibles, inhabilitar configuraciones sensibles, cambiar grupos de configuration, ajustar puntos de referencia de voltaje, ajustar puntos de referencia de factores de energia, recortar generation distribuida, liberar generation distribuida y similares.
La Figura 7 ilustra un diagrama unilineal simplificado de un sistema de suministro de energia electrica 700 que incluye una condition de sobrecarga 750. Segun lo ilustrado con relation a la Figura 7, la presente divulgation tambien puede ser aplicada a aplicaciones referidas al control. Una realization referida al control es la transferencia automatica de carga con el fin de mitigation de sobrecarga o de equilibrio de cargas. El sistema de suministro de energia electrica 700 incluye tres origenes 744, 746 y 748. Los origenes 744 y 746 estan conectados con la lmea 752 (que puede ser una lmea de transmision, una lmea de distribution o similares). El origen 748 esta conectado, usando la lmea 754, con la lmea 752. La lmea 752 incluye un cierto numero de dispositivos de conmutacion 702, 704, 706, 708, 710, 712 y 714. La lmea 754 esta conectada con la lmea 752 entre los dispositivos de conmutacion 708 y 710, e incluye los dispositivos de conmutacion 716, 718, 720. Los dispositivos de conmutacion 710 y 716 estan inicialmente abiertos y todos los otros dispositivos de conmutacion estan inicialmente cerrados. Como en las realizaciones previamente descritas, cada dispositivo de conmutacion 702 a 720 esta asociado a un IED local, tal como los IED locales 722, 724, 726, 728, 730, 732, 734, 736, 738 y 740. Los IED locales 722 a 740 pueden ser configurados para monitorizar el sistema de suministro de energia electrica y controlar los dispositivos de conmutacion asociados. Tambien esta ilustrado un IED de area
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742 en comunicacion con cada uno de los IED locales 722 a 740. Segun lo descrito en las realizaciones previas, el IED de area 742 puede estar en comunicacion con los IED locales 722 a 740, usando una primera red de comunicaciones (o de clase SCADA), donde cada uno de los IED locales puede estar en comunicacion con cada uno de los otros, usando una segunda red de comunicaciones (o de clase de proteccion).
El IED de area 742 contiene un contexto mas amplio del sistema de energia circundante que los IED locales 722 a 740 individuales. El estado de conmutacion, los niveles de carga, los niveles de voltaje y otros datos relacionados son recogidos a partir de los IED locales 722 a 740, mediante la red de comunicacion de clase SCADA. Estos datos son combinados en el IED de area 742 con conocimiento previo acerca de las relaciones entre dispositivos, y con clasificaciones de capacidad de equipo / conductor, para formar un modelo del sistema de energia.
El IED de area 742 selecciona una accion de transferencia de carga entre las posibilidades disponibles. En el ejemplo mostrado en la Figura 7, la carga podria ser transferida cerrando el conmutador 710 y abriendo el conmutador 702, 704, 706 o 708. Alternativamente, la carga podria ser transferida cerrando el conmutador 716 y abriendo el conmutador 702, 704, 706 o 708. El IED de area 742 tiene el necesario contexto de area extendida para seleccionar el mejor curso de accion. La accion seleccionada incluira cerrar un conmutador, seguida por la apertura de un segundo conmutador. El IED de area 742 podria lograr esto usando tan solo la red SCADA, enviando el comando de cierre al primer IED local, esperando que el primer IED local responda con la confirmation de la operation de cierre, enviando luego el comando de apertura al segundo IED local. Esto puede dar como resultado dos circuitos radiales conectados entre si durante varios segundos, debido al rezago temporal introducido por la red SCADA.
Alternativamente, la red de clase de protection puede ser utilizada para completar la transferencia de carga mas rapidamente. La divulgation presente puede ser usada para permitir que la transferencia de carga del cierre de transition se complete rapidamente, aprovechando a la vez el contexto de area extendida. En este caso, el IED de area 742 inicia la transferencia de carga enviando un mensaje al IED local asociado al conmutador por cerrar seleccionado. Este mensaje de transferencia de carga puede incluir el Identificador del conmutador que deberia ser posteriormente abierto. Una vez que el primer IED local confirma que el conmutador local asociado al mismo esta cerrado, forma un mensaje de apertura que consiste en la serial de apertura y el Identificador del IED asociado
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al conmutador por abrir, segun lo informado anteriormente por el IED de area 742. El IED local envia entonces el mensaje de apertura a todos los dispositivos vecinos, mediante la red de clase de proteccion, donde el mensaje incluye el Identificador del IED asociado al conmutador por abrir, segun lo informado anteriormente por el IED de area 742. Los IED locales que reciben el mensaje de apertura comparan su propio Identificador con el Identificador que esta incrustado en el mensaje recibido. Si los Identificadores coinciden, entonces se acepta la senal de apertura. Si los Identificadores no coinciden, entonces la senal de apertura es rechazada.
De esta manera, el IED de area 742 usa identificadores unicos para los conmutadores en el sistema, para informar a los IED locales en el sistema de los aspectos relevantes de la topologia, para garantizar la interpretation debida de las senales de apertura.
En otra realization, el Identificador de area puede usarse para la conmutacion de transition de apertura. El IED de area 742 selecciona los dos conmutadores 702 a 720 que deben ser operados para transferir carga. En este caso, el IED de area 742 puede iniciar la transferencia de carga enviando un mensaje al IED local asociado al conmutador por abrir seleccionado. Este mensaje de transferencia de carga puede incluir el Identificador del IED local asociado al conmutador que deberia ser cerrado posteriormente. Una vez que el primer IED local confirma que el conmutador local esta abierto, forma un mensaje de cierre que consiste en la senal de cierre y el Identificador del IED asociado al conmutador por cerrar, segun lo informado anteriormente por el IED de area. El IED local envia luego el mensaje de cierre a todos los IED locales vecinos, mediante la red de clase de proteccion. Los IED locales que reciben el mensaje de cierre comparan su propio Identificador con el Identificador que esta incrustado en el mensaje recibido. Si los Identificadores coinciden, entonces la senal de cierre es aceptada por el IED local que recibe el mensaje. Si los Identificadores no coinciden, entonces la senal de cierre es rechazada por el IED local que recibe el mensaje.
En particular, el IED de area 742 puede determinar que el conmutador 710 deberia abrirse, seguido por el cierre del conmutador 716. El IED de area 742 puede luego enviar un mensaje a los IED locales 702 a 740, usando la red de comunicacion de clase SCADA, donde el mensaje incluye el Identificador unico del IED local 730 (asociado al conmutador 710) con el comando de apertura, y el Identificador unico del IED local 736 (asociado al conmutador 716) con el comando de cierre. Tras la reception, cada IED local 722 a 740 compara el primer Identificador unico en el mensaje con su propio Identificador unico. El IED
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local 730 determinara que el primer Identificador unico en el mensaje coincide con su propio Identificador unico. Todos los otros IED locales rechazaran el mensaje procedente del IED de area 742, mientras que el IED local 730 aceptara el mensaje, ordenara a su dispositivo de conmutacion 710 asociado que se abra, y luego enviara un mensaje que incluye el Identificador unico del IED local 736 y el comando de cierre. Tras la recepcion de este segundo mensaje desde el IED 730, cada IED local comparara el Identificador unico en el mismo con su propio Identificador unico. El IED local 736 determinara que el Identificador unico en el mensaje coincide con su propio Identificador unico, y aceptara el mensaje, mientras que los otros IED rechazaran el mensaje, debido a que el Identificador unico en el mismo no coincide con los Identificadores unicos de los otros IED locales. El IED local 736 ordenara entonces a su dispositivo de conmutacion 716 asociado que se cierre. En cada etapa, o en diversas etapas, los IED locales 722 a 740 pueden comunicar el estado de conmutacion al IED de area 742, y el IED de area 742 puede usar la informacion de estado de conmutacion para actualizar su topologia (o contexto) del sistema de suministro de energia electrica.
La Figura 8 ilustra una realization de un procedimiento 800 para el control asistido por comunicacion adaptativa de un sistema de suministro de energia electrica. El procedimiento 800 comienza 802 con cada uno de los IED locales (tales como, por ejemplo, los IED locales 722 a 740 de la Figura 7) enviando sus propios Identificadores unicos al IED de area (tal como, por ejemplo, el IED de area 742 de la Figura 7). Cada IED local puede enviar el estado de conmutacion del conmutador asociado al mismo, e informacion del sistema de energia, al IED de area 806. La informacion del sistema de energia puede incluir informacion tal como la corriente, el voltaje, la frecuencia, la carga, los fasores, los sincro-fasores y similares. El IED de area puede usar la informacion de estado de conmutacion para actualizar la topologia 808. El IED de area puede usar la informacion del sistema de energia electrica procedente de los IED locales para calcular las acciones de control 810. Las acciones de control pueden incluir, por ejemplo, cerrar la transferencia de carga de transition, abrir la transferencia de carga de transition, el aislamiento de fallos, la restauracion de fallos, la seccionalizacion de cargas, la operation coordinada de dispositivos de control de voltaje y similares. El IED de area puede luego enviar acciones de control que incluyen el primer IED local que abra o cierre su conmutador asociado; el Identificador unico del primer IED local; el segundo IED local que abra o cierre su conmutador asociado; y el Identificador unico del segundo IED local 812. El mensaje puede ser enviado usando el sistema de comunicacion de clase SCADA.
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Tras la recepcion del mensaje desde el IED de area, los IED locales comparan el primer Identificador unico enunciado con su propio Identificador unico. Si el primer Identificador unico enunciado no coincide con el Identificador 814 del IED local, entonces el procedimiento vuelve a la etapa 806. Sin embargo, si el primer Identificador unico enunciado si coincide con el Identificador 814 del IED local, entonces el primer IED local emprende la primera accion de control y envia una accion de control que incluye un comando para que el segundo IED local abra o cierre su conmutador asociado, junto con el Identificador unico del segundo IED local 816. Esta comunicacion puede ser mediante comunicaciones de clase de protection. Tras la recepcion del segundo mensaje, cada IED compara su propio Identificador con el Identificador unico en el mensaje. Si el segundo Identificador unico enunciado no coincide con el Identificador 818 del IED, entonces el procedimiento vuelve a la etapa 806. Sin embargo, si el segundo Identificador unico enunciado si coincide con el Identificador 818 del IED, entonces el segundo IED local emprende la segunda accion de control 820 (abre o cierra su dispositivo de conmutacion asociado), y el procedimiento vuelve a la etapa 806. Deberia hacerse notar que, tras la vuelta a la etapa 806 despues de las etapas 814, 818 o 820, los IED locales pueden actualizar el estado de conmutacion asociado para el IED de area 806, y el IED de area actualiza su topologia 808.
Debera hacerse notar que, aunque los ejemplos anteriores se proporcionan con operaciones de apertura y cierre, las realizaciones en la presente memoria pueden incluir cualquiera de los muchos comandos disponibles que pueden ser emitidos desde un IED a su equipo monitorizado. Ademas, aunque los ejemplos anteriores indican solamente dos etapas, pueden emprenderse varias etapas usando las realizaciones descritas en la presente memoria. Es decir, el IED puede determinar comandos tales como bloqueo de disparo, abrir dispositivo de conmutacion, cerrar dispositivo de conmutacion, incrementar toma de transformador, decrementar toma de transformador, bloquear toma de transformador, conectar baterias de condensadores, desconectar baterias de condensadores, modificar puntos de referencia de generador, modificar puntos de referencia de almacenamiento, bloquear reconexion, desbloquear reconexion, habilitar configuraciones sensibles, inhabilitar configuraciones sensibles, cambiar grupos de configuration, ajustar puntos de referencia de voltaje, ajustar puntos de referencia de factores de potencia, recortar generation distribuida, liberar generacion distribuida y similares. El IED de area puede determinar varias etapas a emprender, mientras que los IED locales intercambian la information de etapas segun lo descrito anteriormente, usando la red de comunicacion de clase de proteccion.
Si bien se han ilustrado y descrito realizaciones y aplicaciones espedficas de la divulgation,
ha de entenderse que la divulgacion no esta limitada a la configuration y componentes precisos divulgados en la presente memoria. Diversas modificaciones, cambios y variaciones, evidentes para los expertos en la tecnica, pueden ser realizados en la disposition, operation y detalles de los procedimientos y sistemas de la divulgacion, sin 5 apartarse del espmtu y el ambito de la divulgacion.
Lo que se reivindica es:
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REIVINDICACIONES
1) Un sistema de control del suministro de ene^a electrica, que comprende:
una pluralidad de dispositivos de conmutacion para abrir y cerrar en diversas ubicaciones un sistema de suministro de energia electrica;
una pluralidad de dispositivos electronicos inteligentes (IED) locales, cada IED local de la pluralidad de IED locales:
en comunicacion con uno entre la pluralidad de dispositivos de conmutacion;
comprendiendo un Identificador unico;
en comunicacion con el sistema de suministro de energia electrica para obtener information de energia electrica del mismo; y
comprendiendo un modulo de comunicacion para enviar informacion del sistema de energia electrica y recibir informacion de comando;
un IED de area que comprende:
un modulo de topologia para mantener y actualizar una topologia del sistema de suministro de energia electrica;
un modulo de comunicacion para recibir informacion del sistema de energia electrica desde los IED locales, y transmitir a cada IED local el Identificador unico del IED local inmediatamente corriente arriba del IED local; y
una red de comunicacion en comunicacion con los modulos de comunicacion del IED de area y cada uno de los IED locales;
caracterizado porque, tras la detection de un fallo, cada IED local que detecto el fallo transmite un mensaje de bloqueo que incluye el Identificador unico del IED inmediatamente corriente arriba del mismo; y

Claims (1)

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    en el que cada IED local bloquea la apertura de su dispositivo de conmutacion asociado tras la recepcion de un mensaje de bloqueo que incluye su Identificador unico.
    2) El sistema de la reivindicacion 1, caracterizado porque cada IED local no bloquea la apertura de su dispositivo de conmutacion asociado, al no recibir ningun mensaje de bloqueo que incluya su Identificador unico.
    3) El sistema de la reivindicacion 1, caracterizado porque la red de comunicacion comprende:
    una red de comunicacion de clase de control para la comunicacion de la information de Identificador unico; y
    una red de comunicacion de clase de protection para la comunicacion de informacion de proteccion.
    4) El sistema de la reivindicacion 3, caracterizado porque la red de comunicacion de clase de control y la red de comunicacion de clase de proteccion comprenden la misma red fisica.
    5) El sistema de la reivindicacion 3, caracterizado porque la red de comunicacion de clase de control comprende una red de Control Supervisor y Adquisicion de Datos (SCADA).
    6) El sistema de la reivindicacion 1, caracterizado porque el Identificador unico de cada uno de los IED locales comprende Identificadores unicos de los dispositivos de conmutacion asociados a los IED locales.
    7) El sistema de la reivindicacion 1, caracterizado porque el Identificador unico de cada uno de los IED locales comprende una direction de MAC de cada uno de los IED locales.
    8) El sistema de la reivindicacion 1, caracterizado porque el modulo de topologia del IED de area esta configurado para actualizar la topologia usando informacion del sistema de energia electrica, procedente de los IED locales.
    9) El sistema de la reivindicacion 1, caracterizado porque, tras la actualization de la topologia, el IED de area esta configurado para comunicar a cada IED local un Identificador unico actualizado del IED local inmediatamente corriente arriba del IED local particular.
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    10) El sistema de la reivindicacion 3, caracterizado porque el IED de area esta configurado para transmitir a cada IED local el Identificador unico del IED local inmediatamente corriente arriba del IED local, usando la red de comunicacion de clase de control.
    11) Un sistema de control del suministro de energia electrica, que comprende:
    una pluralidad de dispositivos de conmutacion para abrir y cerrar en diversas ubicaciones un sistema de suministro de energia electrica;
    una pluralidad de dispositivos electronicos inteligentes (IED), cada IED local de la pluralidad de los IED locales:
    en comunicacion con uno entre la pluralidad de dispositivos de conmutacion;
    comprendiendo un Identificador unico;
    en comunicacion con el sistema de suministro de energia electrica para obtener information de energia electrica del mismo; y
    comprendiendo un modulo de comunicacion para enviar y recibir informacion del sistema de energia electrica, e informacion de protection;
    un IED de area que comprende:
    un modulo de topologia para mantener y actualizar una topologia del sistema de suministro de energia electrica;
    un modulo de control para calcular acciones de control que incluyen comandos de apertura y cierre para conmutadores espedficos; y
    un modulo de comunicacion para recibir informacion del sistema de energia electrica procedente de los IED locales, y transmitir las acciones de control calculadas a los IED locales; y
    una red de comunicacion en comunicacion con los modulos de comunicacion del IED de
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    area y de cada uno de los IED locales;
    en el que, tras el calculo de una accion de control, el IED de area esta configurado para transmitir un comando que comprende:
    el Identificador unico de un primer IED local;
    un comando para que el primer IED local abra o cierre su dispositivo de conmutacion asociado;
    un Identificador unico de un segundo IED local; y
    un comando para que el segundo IED local abra o cierre su dispositivo de conmutacion asociado; y
    caracterizado porque el primer IED local, tras la recepcion del comando desde el IED de area y la coincidencia de su Identificador unico con el Identificador unico del primer IED local en el comando, el IED local esta configurado para:
    abrir o cerrar su dispositivo de conmutacion asociado; y
    transmitir un comando que comprende:
    el Identificador unico del segundo IED local; y
    el comando para que el segundo IED local abra o cierre su dispositivo de conmutacion asociado.
    12) El sistema de la reivindicacion 11, caracterizado porque, tras la recepcion del comando desde el primer IED local, y la coincidencia de su Identificador unico con el Identificador unico del segundo IED local en el comando, el segundo IED esta configurado para abrir o cerrar su dispositivo de conmutacion asociado.
    13) El sistema de la reivindicacion 11, caracterizado porque la red de comunicacion comprende:
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    una red de comunicacion de clase de control para la comunicacion de la information de Identificador unico; y
    una red de comunicacion de clase de protection para la comunicacion de informacion de protection.
    14) El sistema de la reivindicacion 13, caracterizado porque la red de comunicacion de clase de control y la red de comunicacion de clase de proteccion comprenden la misma red fisica.
    15) El sistema de la reivindicacion 13, caracterizado porque la red de comunicacion de clase de control comprende una red de Control Supervisor y Adquisicion de Datos (SCADA).
    16) El sistema de la reivindicacion 13, caracterizado porque el comando procedente del IED de area es comunicado usando la red de comunicacion de clase de control.
    17) El sistema de la reivindicacion 11, caracterizado porque el modulo de control comprende la detection de una condition de sobrecarga, y el calculo de cual de los conmutadores abrir y cual de los conmutadores cerrar para mejorar una condicion de sobrecarga.
    18) El sistema de la reivindicacion 11, caracterizado porque el modulo de control comprende calculos de transferencia de carga.
    19) El sistema de la reivindicacion 11, caracterizado porque el modulo de control comprende uno seleccionado entre el grupo que consiste en: calculos de disparo de transferencia directa; calculos de disparo de transferencia directa de infraalcance; calculos de disparo de transferencia tolerante de sobrealcance; calculos de disparo de transferencia tolerante de infraalcance; calculos de bloqueo de comparacion direccional; calculos de desbloqueo de comparacion direccional; y combinaciones de los mismos.
    20) Un procedimiento de proteccion de un sistema de suministro de energia electrica, caracterizado porque comprende:
    obtener cada dispositivo electronico inteligente (IED) local, entre una pluralidad de IED locales, informacion del sistema de energia electrica local del sistema de suministro de energia electrica;
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    obtener cada IED local information de estado de conmutacion de un dispositivo de conmutacion asociado, entre una pluralidad de dispositivos de conmutacion;
    transmitir cada IED local informacion de estado de conmutacion e informacion de Identificador unico de IED local a un IED de area;
    calcular el IED de area una topologia del sistema de energia electrica, usando la informacion de estado de conmutacion procedente de los IED locales;
    calcular el IED de area, para cada IED local, el Identificador unico del IED local inmediatamente corriente arriba del IED local, usando la topologia;
    transmitir el IED de area a cada IED local el Identificador unico del IED local, calculado como situado inmediatamente corriente arriba del IED local;
    tras la detection de un fallo usando la informacion obtenida del sistema de energia electrica local, transmitir cada IED local un comando que incluya el Identificador unico del IED local inmediatamente corriente arriba del IED local, segun fue recibido desde el IED de area;
    tras la reception de un comando, comparar cada IED local su propio Identificador unico con el Identificador unico en el comando y, cuando los Identificadores coinciden, llevar a cabo el IED local el comando.
    21) El procedimiento de la reivindicacion 20, caracterizado porque el IED de area transmite el Identificador unico del IED local, calculado como situado inmediatamente corriente arriba del IED local, usando una red de comunicacion de clase de control.
    22) El procedimiento de la reivindicacion 20, caracterizado porque cada IED local transmite el comando de bloqueo usando una red de comunicacion de clase de protection.
    23) El procedimiento de la reivindicacion 20, caracterizado porque el comando comprende un comando de bloqueo y, cuando el Identificador unico y el Identificador unico en el comando de bloqueo coinciden, el IED local bloquea el disparo de su dispositivo de conmutacion asociado.
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    24) Un procedimiento de proteccion de un sistema de suministro de ene^a electrica, caracterizado porque comprende:
    obtener cada dispositivo electronico inteligente (IED) local, entre una pluralidad de IED locales, informacion del sistema de energia electrica local del sistema de suministro de energia electrica;
    obtener cada IED local informacion de estado de conmutacion de un dispositivo de conmutacion asociado, entre una pluralidad de dispositivos de conmutacion;
    transmitir cada IED local informacion de estado de conmutacion, informacion de Identificador unico del IED local e informacion del sistema de energia electrica a un IED de area;
    calcular el IED de area una topologia del sistema de energia electrica, usando la informacion de estado de conmutacion procedente de los IED locales;
    calcular el IED de area acciones de control, usando la topologia calculada y la informacion recibida del sistema de energia electrica;
    transmitir el IED de area un comando que comprende: el Identificador unico de un primer IED local; un comando para el primer IED local; un Identificador unico de un segundo IED local; y un comando para el segundo IED local;
    recibir el primer IED local el comando del IED de area;
    llevar a cabo el primer IED local el comando para el primer IED local;
    transmitir el primer IED local un comando que comprende:
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    el Identificador unico del segundo IED local; y un comando para el segundo IED local; recibir el segundo IED local el comando del primer IED local; llevar a cabo el segundo IED el comando para el segundo IED local.
    25) El procedimiento de la reivindicacion 24, caracterizado porque el IED de area transmite el comando usando una red de comunicacion de clase de control.
    26) El procedimiento de la reivindicacion 24, caracterizado porque las acciones de control comprenden una protection de sobrecarga que transfiere carga desde una primera fuente de alimentation a una segunda fuente de alimentation.
    27) El procedimiento de la reivindicacion 24, caracterizado porque la etapa de calcular acciones de control comprende ademas calcular un margen usando una capacidad nominal y una carga de corriente a partir de la information del sistema de energia electrica transmitida desde los IED locales.
    28) El procedimiento de la reivindicacion 24, caracterizado porque el comando para el primer IED local comprende abrir o cerrar un dispositivo de conmutacion.
    29) El procedimiento de la reivindicacion 24, caracterizado porque el comando para el primer IED local comprende uno seleccionado entre el grupo que consiste en: bloqueo de disparo, abrir dispositivo de conmutacion, cerrar dispositivo de conmutacion, incrementar toma de transformador, disminuir la toma de transformador, bloquear toma de transformador, conectar baterias de condensadores, desconectar baterias de condensadores, modificar puntos de referencia del generador, modificar puntos de referencia de almacenamiento, bloquear reconexion, desbloquear reconexion, habilitar configuraciones sensibles, inhabilitar configuraciones sensibles, cambiar grupos de configuration, ajustar puntos de referencia de voltaje, ajustar puntos de referencia de factores de energia, restringir generation distribuida, liberar generacion distribuida y combinaciones de los mismos.
    OJ
    imagen1
    Figura 1
ES201590107A 2013-03-28 2014-03-26 Protección y control asistidos por topología adaptativa de sistemas de suministro de energía eléctrica Withdrawn - After Issue ES2556145B1 (es)

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