ES2661958T3

ES2661958T3 - Procedimiento y dispositivo de detección de operación en isla en generación eléctrica distribuida y de protección de cargas conectadas en las barras de los generadores cuando se produce operación en isla

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Publication number: ES2661958T3
Application number: ES12755323.8T
Authority: ES
Inventors: José Luis IRIBARRREN ASENJO; Santiago Corera Casty; Aitor Beltza Igoa
Original assignee: Zigor Corporacion S A; Zigor Corporacion Sa
Current assignee: Zigor Corporacion S A; Zigor Corporacion Sa
Priority date: 2011-03-04
Filing date: 2012-02-23
Publication date: 2018-04-04
Anticipated expiration: 2032-02-23
Also published as: ES2407129A1; EP2683050B1; ES2407129B1; EP2683050A4; EP2683050A1; WO2012120168A1

Abstract

Procedimiento para detección de funcionamiento en isla en la generación eléctrica distribuida y para la protección de las cargas conectadas en las barras de los generadores cuando se produce el funcionamiento en isla, en el que de modo suplementario a la corriente de generación de potencia (h ) propia del sistema de generación eléctrica, es producida una corriente suplementaria (i

Description

DESCRIPCIÓN

Procedimiento y dispositivo de detección de operación en isla en generación eléctrica distribuida y de protección de cargas conectadas en las barras de los generadores cuando se produce operación en isla

Campo de la invención

5 La presente invención concierne a un procedimiento y un dispositivo diseñados para detectar la operación en isla de generadores de energía eléctrica (inversores fotovoltaicos, generadores eólicos, diesel, etcétera); es decir, para detectar que uno de estos generadores queda desconectado del sistema al que alimentan de corriente eléctrica. La finalidad de esta detección de operación en isla es proteger contra el daño a las cargas conectadas en las barras del generador, procediendo a desconectarlas o parando el generador.

10 El procedimiento y dispositivo objeto de esta patente pueden estar asociados al conjunto de los generadores de una instalación o a cada uno de ellos individualmente; es decir, la invención puede estar integrada en cada uno de los generadores, o bien, se puede introducir en la instalación como un elemento aparte.

Técnica anterior

Un procedimiento según el preámbulo de la reivindicación 1 se desvela en el documento MOALLEM A ET AL: "An

15 anti-islanding protection scheme for grid-connected distributed power generation systems",POWER, CONTROL AND EMBEDDED SYSTEMS (ICPCES), 2010 INTERNATIONAL CONFERENCE ON, IEEE, PISCATAWAY, NJ, Estados Unidos, 29 de noviembre de 2010 (2010-11-29), páginas 1-5, XP031857949. Otro procedimiento para detectar la operación en isla de un generador distribuido se desvela en el documento EP 1 764 894 A1. Debido a la activación de una protección del sistema en una instalación de generación de energía eléctrica hacia la red de suministro,

20 puede producirse la apertura del circuito por medio de un interruptor automático, un diferencial u otro dispositivo a tal fin; entonces, se produce la desconexión de la red eléctrica y el generador queda aislado alimentando a la carga conectada al mismo. Si la carga tiene un factor Q elevado (Q= relación entre la potencia reactiva manejada por la carga y la potencia activa consumida por la carga), entonces el generador sigue generando energía, que ya no es absorbida por la red eléctrica y que tiene que disiparse en dicha carga. Debido a que los generadores tales como

25 inversores solares, eólicos, etcétera, son generadores de corriente, ocurre a menudo que no dan una tensión adecuada cuando trabajan en isla, con lo cual puede haber casos en que la carga quede destruida. También puede ocurrir, a veces, que, por ejemplo, por una pequeña variación de consumo de potencia activa por parte de la carga, el sistema se comporte de manera inestable, a pesar de que la tensión y frecuencia en bornes de la carga antes mencionada puedan estar suficientemente próximos a los de operación en condiciones normales (no en modo isla).

30 Por ello, se hace necesario detectar cuanto antes la condición de operación en isla para proceder a desconectar el o los generadores eléctricos implicados en el evento. Por ello, también existe normativa al respecto que obliga a detectar y resolver el problema en un tiempo limitado.

Para alcanzar tal fin, vienen empleándose diversos sistemas que responden a dos conceptos distintos, que son, sistemas de detección pasiva y sistemas de detección activa.

35 Mediante los sistemas de detección pasiva solo se miden las magnitudes más importantes (tensión en bornes del generador y de la carga, frecuencia eléctrica del sistema, distorsión de tensión, etcétera). Cuando alguno de los valores medidos está fuera de lo especificado, se supone que está en el modo de operación en isla y se puede proceder a la desconexión de las cargas y/o los generadores. El inconveniente de estos sistemas es que, si la red eléctrica a la que generamos, es de una calidad baja, se pueden tener falsas detecciones de la condición de

40 operación en isla (en lo sucesivo, condición de isla o en isla).

Como alternativa a estos sistemas se han desarrollado procedimientos de detección activa que se basan en el concepto funcional de que el generador o generadores producen en el sistema una perturbación permanente que se propaga o amplifica solo cuando existe la condición de isla, resolviéndose así las falsas detecciones de los sistemas de detección pasiva.

45 Entre los sistemas de detección activa son de destacar los siguientes (a modo de ejemplo aplicativo se hace referencia concreta a inversores solares):

a) PJD (siglas inglesas de Phase Jump Detection, en español, Detección de Salto de Fase). Consiste en que detecta un salto de fase brusco que se da cuando ocurre el paso de operación normal a isla. El problema es que también puede haber saltos de fase en la red, que den falsas detecciones, Para evitar esto, se disminuye la

50 sensibilidad y puede entonces no detectar adecuadamente.

b) Detección de armónicos. Consiste en que en operación normal (red conectada) la red impone la tensión del sistema, debido a su baja impedancia. Sin embargo en isla, la impedancia es la de la carga, y es mucho mayor que la de red. Como los inversores solares suelen generar armónicos de corriente, en operación normal son absorbidos por la red, pero en operación en isla la distorsión de tensión aumenta debido a que ha aumentado el

55 módulo de la impedancia para los armónicos cuando trabaja en isla. La impedancia de red siempre es más

pequeña que la de la carga y, por tanto, el producto de un armónico de corriente por dichas impedancias (que se traduce en armónico de tensión) es mucho mayor en isla, condición esta que puede ser detectada a los efectos

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pretendidos. El problema es que hay normativas que obligan a tener una distorsión baja de corriente ya que ello es un factor de mérito para el inversor (generador), con lo que, al bajar la distorsión, los armónicos de corriente son tan pequeños que imposibilitan la discriminación de operación entre normal o en isla.

c) Medida de la impedancia. Es parecido al procedimiento anterior, con la diferencia de que ahora se estima la impedancia del sistema variando o haciendo pulsante la corriente y, por tanto, la potencia activa generada. Entonces, se observa la repercusión sobre la variación de la tensión en las barras comunes al generador y carga, ya que será mayor cuando el sistema trabaja en isla. Un serio inconveniente de este procedimiento de detección es la gran cantidad de modulación de potencia necesaria para discriminar si el sistema está o no en isla. Además, en las células solares solo hay un punto de potencia activa en el que se les extrae la máxima potencia, de modo que, si variamos esta potencia, el aprovechamiento de la energía es menor. Esto no es bueno debido al gran coste de las células fotovoltaicas, a las que hay que sacarles la potencia máxima que puedan dar en cada momento para amortizarlas.

d) SMS (siglas inglesas de Slip-Mode frequency Shift; en español, Cambio de frecuencia en Modo Deslizamiento). Se basa en una retroalimentación positiva de la frecuencia de operación que solo se puede dar cuando el sistema trabaja en isla. En este sistema, el inversor solar se sincroniza con la red mediante un PLL (Phase Locked Loop, o bucle de enganche de fase), que tiene una tendencia a subir (o bajar) la frecuencia cuando no está conectado a red, detectando al final una frecuencia fuera de límites. En este procedimiento, uno de los inconvenientes es que, antes de la desconexión, las cargas tienen que soportar necesariamente este cambio de frecuencia. Otro procedimiento similar es hacer lo mismo con la fase que lo que se hace con la frecuencia. El resultado es el mismo, con los mismos inconvenientes. En ambos sistemas anteriores de este apartado, las perturbaciones de red pueden provocar inestabilidad del sistema y mala calidad de suministro. También pueden fallar en el caso de funcionar inversores en paralelo que tengan parámetros de ganancia algo diferentes.

e) Sandia Frequency Shift (de Sandia National Laboratories EE.UU). Esto es similar a los anteriores e igualmente inestable debido a que también utiliza una retroalimentación positiva de frecuencia.

f) Sandia Voltage Shift (desplazamiento de la tensión con retroalimentación positiva). Lo mismo que los anteriores, pero utilizando realimentación positiva de tensión. Los inconvenientes son la inestabilidad debida a la retroalimentación positiva y una pequeña reducción del rendimiento de las células solares.

Estos son los procedimientos más empleados. Los de retroalimentación positiva afectan a la estabilidad y por tanto a la calidad de red.

Explicación de la invención y ventajas

La presente invención propone un procedimiento y un dispositivo para la detección de operación en isla en la generación eléctrica distribuida y para la protección de las cargas conectadas en las barras de los generadores cuando se produce la operación en isla, según las reivindicaciones independientes. De acuerdo con el procedimiento, se postula como característico lo siguiente:

• de modo suplementario a la corriente de generación de potencia h propia del sistema de generación eléctrica, es producida una corriente suplementaria i2, tanto en operación normal como en isla;

• la corriente suplementaria i2 es de valor muy inferior al de la corriente de generación de potencia h ;

• se suman la corriente de generación de potencia h y la corriente suplementaria i2;

• se mide el valor de la tensión de respuesta al estímulo introducido en el sistema por la suma de la corriente de generación de potencia h y de la corriente suplementaria i2;

la corriente suplementaria i2 es formada a partir de la corriente de generación de potencia h, mediante una operación matemática en la que el fasor (vector de onda) de la corriente de generación de potencia h se multiplica, primero, por una constante k de valor muy pequeño respecto de la unidad, haciendo que la corriente suplementaria i2 sea mucho menor que la corriente de generación de potencia h, y segundo, por un factor que provoca una señal con desfase de onda un ángulo 9, en sentido antihorario, de la corriente suplementaria i2 respecto de la corriente de generación de potencia ii;

• el ángulo 9 es de 90°, preferentemente;

• la señal desfasada en un ángulo 9 es multiplicada por una función periódica en el tiempo con una pulsación que llamaremos omega de modulación wm y que se suma o resta a la omega de red wr;

• de manera preferente, la función periódica en el tiempo con pulsación omega de modulación wm es una función sinusoidal;

• la señal desfasada en el ángulo 9 es convertida en corriente que se introduce en los bornes del conjunto formado por el generador 1 y la carga 2;

• de manera permanente se toma lectura de la tensión en los bornes del conjunto generador-carga 1-2 y, mediante un procesador digital 9 capaz de realizar un filtrado digital de la señal y/o de efectuar su transformada de Fourier discreta en el tiempo, se mide la amplitud espectral de las diferentes frecuencias y se compara con un valor prefijado por encima del cual el sistema de generación eléctrica estaría en isla;

• el procesador digital 9 está sintonizado a wr+wm o a wr-wm.

Para servir a este procedimiento, el dispositivo según la invención consta de un transductor de corriente instalado

entre el generador eléctrico y la carga, un operador matemático, un multiplicador, un generador sinusoidal, un generador de corriente controlado, un procesador digital, un primer comparador con valor de consigna wr+wm, un segundo comparador digital con valor de consigna wr-wm, y una puerta lógica OR; en donde, el transductor de corriente está conectado entre el generador eléctrico y un operador matemático que reside en un procesador digital 5 de señal (DSP, en siglas inglesas) o un microprocesador, el multiplicador está conectado con el operador matemático, con el generador sinusoidal y con el generador de corriente controlado que, por su parte, está conectado con los bornes de la carga que, a su vez, están conectados con un procesador digital cuya salida está conectada con unos dichos primer comparador digital y segundo comparador digital que tienen su salida conectada con la puerta lógica OR. Más adelante se explicará una constitución preferente de este dispositivo de la invención.

10 Por lo que atañe al procedimiento, según sus características expuestas más arriba, se desarrolla del siguiente modo:

Las corrientes h e i2 vienen definidas por las expresiones:

(1) ii = lmáx*cos(wr*t+ 9)

(2) i2 = lmáx*k*sen(wm*t)*sen(wr*t+ 9)

En las que:

15 • lmáx: corriente máxima del circuito

• wr: omega de red

• wm: omega de modulación

• t: tiempo

• k: constante

20 • 9: ángulo de desfase

La corriente total sería la suma de (1) y (2), es decir:

(3) lmáx *cos(wr*t+ 9) + lmáx Vsen(wm*t)*sen(wr*t+ 9)

Ecuación que convenientemente simplificada se convierte en:

(4) Imáx (cos (wr*t+9)+1/2*k*(cos((wr-wm)*t+ 9)cos((wr+wm)*t+ 9))

25 Dividiendo todo por lmáx:

(5) cos(wr*t+ 9)+1/2*k*(cos((wr-wm)*t+ 9)- cos((wr+wm)*t+ 9))

Cuando el equipo trabaja en isla, la corriente expresada en la ecuación (4) multiplicada por la impedancia de la carga LCR (circuito estándar formado por una bobina L, un condensador C y una resistencia R y denominado como "carga" en las figuras) producirá una tensión en bornes de la carga LCR que contendrá los mismos componentes 30 frecuenciales ((wr+wm) y (wr-wm)) que dicha corriente con unas amplitudes determinadas.

Sin embargo, en operación normal, como la impedancia de red es mucho menor que la del circuito LCR, el producto de la corriente expresada en (4) por la impedancia de red dará una tensión en bornes de la carga LCR mucho menor para los componentes (wr+wm) y (wr-wm) que en operación en isla. Detectando la amplitud de dichos componentes es como se discrimina si el sistema trabaja o no en isla. Si la amplitud de dichos componentes es mayor que un 35 valor prefijado, se está trabajando en isla.

En la ecuación (5) se ve que hay un componente de pulsación wr, otro componente de pulsación (wr-wm) y un tercer (wr+wm), es decir, un espectro de tres frecuencias bien diferenciadas.

Si se representa gráficamente la función expresada en (5) para k=0,05, wr=2*8*50, wm=2*8*10, se obtiene el resultado que se muestra en la figura 4. La figura 5 muestra un detalle de dicha figura 4.

40 La corriente suplementaria generada, i2, no afecta a la distorsión armónica y afecta muy poco al factor de potencia. Según la fórmula:

(6) FP = 2A(1/2)/(2+kA2)A(1/2), donde FP es el factor de potencia

(7)

Con el ejemplo anterior, para k=0,05, el factor de potencia (FP) = 0,9993755849; lo que muestra lo poco que afecta 45 al factor de potencia y cómo no afecta en absoluto a la distorsión armónica. Con lo anterior estamos diciendo también que no afecta ni a la calidad ni a la estabilidad de red, ya que no hay retroalimentación positiva de ninguna variable del sistema.

imagen1

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Si llamamos p (mu) a la relación wm/wr, el módulo de la impedancia de la carga LCR respecto a R en función de p para la pulsación (wr+wm) viene dado por la siguiente expresión:

1+ n

V'4 Q2 n2-4Q2 #/3+Qz #/* + 1 + 2fi+n2

___________-1 + p___________

V'4<22 f/z-4Q2 fi2+Q2 fi*+n2—2n+l

Representando la impedancia relativa para algunos valores de p y para Q=2 (valor normativo), se obtiene la representación que se muestra en la figura 6.

En particular para p =0,2 los valores de impedancia del LCR relativos a solo la R son:

Para (wr+wm), Z(wr+wm)/Zwr = 0,8064049958

(8)

y para la pulsación (wr-wm):

(9)

Para (wr-wm), Z(wr-wm)/Zwr)= 0,7432941461

Estas impedancias son muy grandes comparadas con la impedancia de red por unidad en una instalación normal, con lo cual es fácil discriminar la operación en isla del de red.

La detección del o de los componentes frecuenciales de tensión en bornes de la carga de (wr-wm) y de (w+wm) se puede hacer utilizando filtros digitales de paso de banda o bien mediante filtrado por la transformada de tiempo discreto de Fourier (DTFT), mediante la cual se medirán y podrán discriminarse las componentes (wr+wm) y (wr- wm).

Dichos componentes serán mucho mayores cuando el sistema trabaje en isla que conectado a red. Conectado a red el conjunto LcR tiene una impedancia de 0,1 PU (por unidad o por uno), frente a 0,8064049958 PU y 0,7432941461 PU cuando está en isla. Las tensiones de (wr+wm) y (wr-wm) presentes en las barras de la carga tendrán aproximadamente los mismos valores relativos que los de impedancia en red y en isla.

Frente a los sistemas antes reseñados de detección pasiva y activa, el procedimiento ofrece numerosas e importantes ventajas como las enumeradas a continuación:

1. Estabilidad excelente al no utilizar retroalimentación positiva de ninguna variable del sistema, ya que, como es sabido universalmente, la utilización de esta retroalimentación produce inestabilidad y afecta negativamente a la calidad de la red eléctrica 13. Como se ha indicado, una gran parte de las patentes conocidas de detección activa de isla utilizan retroalimentación positiva.

2. No afecta a la calidad de la red eléctrica 13.

3. No afecta al factor de potencia.

4. No afecta a la distorsión armónica.

5. Hay un rango muy pequeño de incertidumbre en la detección de isla, ya que, como se ha dicho antes, hay gran diferencia de impedancias entre la carga 2 y la red eléctrica 13.

6. La potencia activa no es pulsante para el caso de 9=0, que es el caso normal, y es muy poco pulsante para otros valores de 9 (generando reactiva), lo cual redunda en un mejor aprovechamiento de las células solares.

7. Es fácilmente implementable en su versión integrada en el inversor o como sistema independiente.

8. Buena operación con inversores solares en paralelo.

Dibujos y referencias

Para comprender mejor la naturaleza de la invención, en los dibujos adjuntos se representa una forma de realización industrial que tiene carácter de ejemplo meramente ilustrativo y no limitativo.

La figura 1 muestra en esquema un sistema de generación eléctrica distribuida que carece del objeto de la invención y que está funcionando en isla, ya que el circuito de red está abierto. En este caso, la función está encomendada a un generador eléctrico 1 convencional.

La figura 2, de manera semejante a la figura 1, muestra en esquema una ejecución preferente de la invención acoplada a una instalación como la de la figura 1 y aplicada al caso en que el generador de corriente controlado (8) es un inversor solar.

La figura 3 es un esquema similar a la figura 2, referido a una realización preferente en la que el dispositivo objeto de la invención está integrado en un inversor solar.

En estas figuras están indicadas las siguientes referencias:

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1. - Generador eléctrico del sistema

2. - Carga entre bornes del generador 1

3. - Transductor de corriente

4. - Operador matemático

5. - Multiplicador

6. - Sumador

7. - Generador sinusoidal

8. - Generador de corriente controlado

9. - Procesador digital

10. - Primer comparador

11. - Segundo comparador

12. - Puerta lógica OR

13. - Red eléctrica

14. - Valor de consigna

i-,.- Corriente de generación de potencia

i2, Corriente suplementaria

9 - Ángulo de desfase de i2 respecto de h

wm.- Omega de modulación

wr.- Omega de red

k.- Constante

t.- Tiempo

Imáx- Corriente máxima del circuito.

Descripción de una realización preferente

Con relación a los dibujos y referencias arriba enumerados, se ilustra en los dibujos adjuntos un modo de ejecución preferente del objeto de la invención, que está referida a un procedimiento y dispositivo para detección de operación en isla en la generación eléctrica distribuida y para la protección de las cargas conectadas en las barras de los generadores cuando se produce la operación en isla. En la figura 1 se muestra el esquema de una operación en isla para un generador eléctrico 1 de un sistema convencional de generación eléctrica distribuida que alimenta una carga 2 constituida por un circuito de tipo LCR que incorpora una inductancia, un condensador y una resistencia, lo que es obligatorio para el ensayo según la normativa al respecto.

En lo que respecta al procedimiento de la invención, valga lo ya expuesto en detalle en la descripción precedente que está referido a la explicación de la invención y sus ventajas.

En cuanto al dispositivo para llevar a cabo el procedimiento, según la invención consta de un transductor de corriente 3 instalado entre el generador eléctrico 1 y la carga 2, un generador de corriente controlado 8 y un procesador digital que realiza las operaciones matemáticas y lógicas de rotación del fasor de corriente 4, multiplicación 5, generación sinusoidal 7, filtración pasabanda sincronizada o DTFT 9, comparación 10 con valor de consigna de un número real de valor apropiado para comparar con el módulo de tensión del componente (wr+wm), un segundo comparador digital 11 con valor de consigna de un número real de valor apropiado para comparar con el módulo de tensión del componente (wr-wm), y una puerta lógica OR 12, en el que, el transductor de corriente 3 está conectado entre el generador eléctrico 1 y el operador matemático 4 que reside en un procesador digital de señal (DSP, en siglas inglesas) o un microprocesador, el multiplicador 5 está conectado con el operador matemático 4, con la generación sinusoidal 7 y con el generador de corriente controlado 8 que, por su parte, está conectado con los bornes de la carga 2 que, a su vez, están conectados con un operación matemática 9, cuya salida está conectada con unos dichos primer comparador digital 10 y segundo comparador digital 11, que tienen su salida conectada con la puerta lógica Or 12. El generador eléctrico 1 puede ser un inversor solar, una máquina síncrona, una máquina asíncrona, etc.

Refiriéndonos a la realización preferente del esquema de la figura 2, la operación del dispositivo propuesto consiste en que la corriente de generación h pasa por un transductor de corriente 3 que la mide y la convierte en una tensión (representada por un fasor) para ser captada por un dispositivo DSP (procesador digital de señal) o microprocesador. El operador matemático 4 representa la operación mediante la cual el fasor se multiplica por una constante real k menor que la unidad y se rota 90° la fase de la corriente medida en el sentido contrario a las agujas del reloj. El resultado de esto se multiplica a través de un operador multiplicador 5 por una función seno generada en un operador generador sinusoidal 7 cuyo argumento es wm*t, es decir la pulsación de modulación por el tiempo. El resultado de esta multiplicación pasa a un generador de corriente controlado 8 que produce una corriente de salida que se envía a las barras o bornes del conjunto red eléctrica-carga 1-2. Se realiza una nueva operación de cálculo 9, en la que, mediante una conversión A/D (analógica/digital), se lee la tensión en las barras referida y, o bien se filtra mediante filtro digital, o bien se efectúa su transformada de Fourier de tiempo discreto (DTFT), de modo que se pasa de un dominio temporal a un dominio de frecuencia para su análisis. La salida de la operación de cálculo 9 proporciona la magnitud de los componentes de wr+wm y wr-wm que se comparan con un valor de consigna dado en el primer comparador 10 y en el segundo comparador 12. Cualquier componente de tensión de los dos anteriores que sea superior a su valor de consigna mediante una función lógica OR 13, generará una señal (valor digital 0 o 1), que indica que se está trabajando en isla y que hay que apagar el generador.

Refiriéndonos ahora a la ejecución preferente del esquema de la figura 3, la diferencia es que el dispositivo de la invención, en lugar de ser un sistema independiente del generador eléctrico 1, pasa a estar integrado en el mismo, y es relativo también a un generador de corriente controlado 8, como antes, que tiene la forma de un inversor solar. En esta configuración, dado que un inversor solar tiene un procesador para su propia operación y semiconductores de 5 potencia que pueden hacer lo descrito anteriormente, se evita añadir parte de los componentes mostrados en la figura 2, aprovechando la capacidad de cálculo de dicho procesador. Concretamente, no es necesario el transductor de corriente 3, ya que se conoce el valor de consigna de generación de corriente que es controlado por el procesador.

Claims

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REIVINDICACIONES

1. Procedimiento de detección de operación en isla de generadores (1) de electricidad distribuidos y de protección de cargas (2) conectadas en barras de los generadores cuando se produce operación en isla, comprendiendo el procedimiento producir una corriente suplementaria (i2) tanto durante operación normal como durante operación en isla, de modo suplementario a la corriente de generación de potencia (i1), teniendo la corriente de generación de potencia (i1) una primera frecuencia angular (wr); en el que la corriente suplementaria (i2) se produce con un valor mucho menor que la corriente de generación de potencia (i1); caracterizado porque la corriente suplementaria (i2) se forma desde la corriente de generación de potencia (i1) por:

- rotación de un fasor de la corriente de generación de potencia (i1) en 90°;

- y multiplicación del fasor rotado por una función sinusoidal con una segunda frecuencia angular (wm).
2. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque la corriente de generación de potencia (i1) y la corriente suplementaria (i2) se añaden a la vez.
3. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 2, caracterizado porque el procedimiento comprende además:

- medir continuamente una respuesta a una estimulación introducida mediante la adición de la corriente de generación de potencia (i1) y la corriente suplementaria (i2);

- calcular una transformada discreta de Fourier de la respuesta medida;

- comparar la transformada discreta de Fourier calculada con un valor predeterminado en la suma de la primera frecuencia angular (wr) y la segunda frecuencia angular (wm) y en la resta de la primera frecuencia angular (wr) y la segunda frecuencia angular (wm).
4. Dispositivo de detección de operación en isla de generadores (1) de electricidad distribuidos y de protección de cargas conectadas en barras de los generadores cuando se produce operación en isla, caracterizado porque el dispositivo comprende:

- un operador matemático (4) configurado para hacer rotar 90° un fasor de una corriente de generación de potencia (i1) que tiene una primera frecuencia angular (wr);

- un generador sinusoidal (7), configurado para generar una función sinusoidal;

- y un multiplicador configurado para producir una corriente suplementaria (i2) tanto durante operación normal como durante operación en isla multiplicando la función sinusoidal y el fasor rotado.
5. Dispositivo de acuerdo con la reivindicación 4, que comprende además un sumador (6) configurado para sumar la corriente de generación de potencia (i1) y la corriente suplementaria (i2).
6. Dispositivo de acuerdo con la reivindicación 5, que comprende además

- un procesador digital (9) configurado para calcular una transformada discreta de Fourier de una respuesta a una estimulación introducida por la suma de la corriente de generación de potencia (i1) y la corriente suplementaria (i2);

- un primer comparador (10) configurado para comparar la transformada discreta de Fourier calculada con un valor predeterminado en la suma de la primera frecuencia angular (wr) y la segunda frecuencia angular (wm);

- un segundo comparador (11) configurado para comparar la transformada discreta de Fourier calculada con el valor predeterminado y en la resta de la primera frecuencia angular (wr) y la segunda frecuencia angular (wm).