ES2878774T3

ES2878774T3 - Sistemas y procedimientos para gestionar eventos de calidad de energía en un sistema eléctrico

Info

Publication number: ES2878774T3
Application number: ES19184204T
Authority: ES
Inventors: Jon A Bickel; Michael A Munro
Original assignee: Schneider Electric USA Inc
Current assignee: Schneider Electric USA Inc
Priority date: 2018-07-06
Filing date: 2019-07-03
Publication date: 2021-11-19
Anticipated expiration: 2039-07-03
Also published as: EP3591787B1; CA3048364A1; CN110690697A; US11043810B2; EP3591787B8; EP3869653A1; CA3048364C; US20200014207A1; CN110690697B; EP3591787A1; AU2019204826A1; AU2019204826B2

Abstract

Un procedimiento (5100) para gestionar eventos de calidad de energía en un sistema eléctrico, comprendiendo el procedimiento: procesar (5110) datos de medición eléctrica de o derivados de señales relacionadas con la energía capturadas por al menos un dispositivo electrónico inteligente "IED" para identificar al menos un evento de calidad de energía asociado con una o más cargas supervisadas por el al menos un IED, en el que el al menos un IED y las una o más cargas se instalan en ubicaciones respectivas en el sistema eléctrico; determinar (5115) al menos un medio para mitigar o eliminar un impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico; y aplicar (5120) uno o más del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto a porciones o zonas seleccionadas del sistema eléctrico; caracterizado porque dicha determinación (5115) se basa, al menos en parte, en una evaluación de una curva de tolerancia dinámica asociada con una o más cargas en el sistema eléctrico, en el que la curva de tolerancia dinámica caracteriza la respuesta de las una o más cargas al al menos un evento de calidad de energía identificado, y el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico.

Description

DESCRIPCIÓN

Sistemas y procedimientos para gestionar eventos de calidad de energía en un sistema eléctrico

Campo

La presente divulgación se refiere generalmente a las curvas de tolerancia de tensión dinámica (a veces denominadas en el presente documento "curvas de aceptabilidad de potencia") y, más particularmente, a sistemas y procedimientos relacionados con la gestión de eventos de calidad de energía en un sistema eléctrico utilizando curvas de tolerancia de tensión dinámica para sistemas de supervisión de energía.

Antecedentes

Como es sabido, los problemas de calidad de la energía son uno de los impactos más importantes y costosos en los sistemas eléctricos (también conocidos como "redes eléctricas"). Se estima que la mala calidad de la energía le cuesta ^{a la economía europea hasta 150 000 millones de euros al año, de acuerdo con la Leonardo Power Quality Initiative}.1 Además, la economía de los Estados Unidos experimenta pérdidas que van desde 119000 millones de dólares a ^{188 000 millones de dólares al año, según una investigación del Electric Power Research Institute (EPRI}).2 ^{Quizás la}estadística más importante es el descubrimiento del EPRI de que el 80 por ciento de las perturbaciones en la calidad de la energía se generan dentro de una instalación. Un modelo económico ilustrativo resume el coste total asociado con los eventos de calidad de la energía de la siguiente manera:

1 ^{https://adfpowertuning.com/en/about-us/news-stories/148-leonardo-energy-qpan-european-power-quality-surveyq-}shows-g150bn-annually-in-cost-for-low-power-quality.html

2 ^{https://blog.schneider-electric.com/power-management-metering-monitoring-power-quality/2015/10/16/why-poor-}power-quality-costs-billions-annually-and-what-can-be-done-about-it/

Pérdidas totales = pérdidas de producción pérdidas de reinicio pérdidas de producto/material pérdidas de equipo costes de terceros otros costes varios3

3 ^{The Cost of Poor Power Quality, Roman Targosz and David Chapman, octubre de 2015, N.° de publicación ECI}Cu0145

Otros costes varios asociados con problemas de calidad de la energía pueden incluir pérdidas intangibles, como una reputación dañada con clientes y proveedores, o pérdidas más directas, como la devaluación de las calificaciones crediticias y los precios de las acciones.

El documento CN 103487682 A desvela un procedimiento para proporcionar una advertencia temprana de perturbaciones en la calidad de la energía a clientes que utilizan un gran número de cargas que son sensibles a las perturbaciones en la calidad de la energía. El procedimiento implica el uso de curvas de tolerancia ITIC y SEMI.

El documento EP3229031A1 desvela la captura de datos de forma de onda (por ejemplo, tensión) mediante un IED, la evaluación de datos de forma de onda capturados y diagnosticar un evento eléctrico y su causa. La causa de un evento eléctrico se diagnostica comparando los síntomas del evento evaluados con una tabla de búsqueda y/o una biblioteca de formas de onda que incluye síntomas de eventos almacenados previamente y una causa diagnosticada de un evento eléctrico. Se toman medidas de mitigación para corregir la causa diagnosticada del evento eléctrico, y se notifica al usuario sobre la ocurrencia del evento y las medidas tomadas para corregir la causa del evento.

Sumario

El objeto de la invención es proporcionar un procedimiento y un sistema para gestionar eventos de calidad de energía capaz de mitigar los efectos de eventos de energía en un sistema eléctrico.

Este objeto se logra mediante las características de las reivindicaciones independientes.

En el presente documento, se describen los sistemas y procedimientos relacionados con la gestión de problemas y eventos de calidad de energía (por ejemplo, eventos de tensión) en un sistema eléctrico asociado con al menos un edificio, instalaciones, embarcaciones, aeronaves, otro tipo de estructura, o carga, por ejemplo. Un procedimiento para gestionar eventos de calidad de energía en un sistema eléctrico tiene las características de la reivindicación 1. Incluye el procesamiento de datos de medición eléctrica de señales relacionadas con la energía capturadas por al menos un dispositivo electrónico inteligente (IED) para identificar al menos un evento de calidad de energía asociado con una o más cargas supervisadas por el al menos un IED. En las realizaciones, el al menos un IED y las cargas se instalan en las respectivas ubicaciones del sistema eléctrico. El procedimiento también incluye determinar al menos un medio para moderar, mitigar o eliminar un impacto de al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico en función, al menos en parte, de una evaluación de una curva de tolerancia dinámica asociada con una o más cargas en el sistema eléctrico. En las realizaciones, la curva de tolerancia dinámica caracteriza la respuesta de una o más cargas al al menos un evento de calidad de energía identificado, y el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico. El procedimiento incluye, además, aplicar uno o más del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto a partes seleccionadas del sistema eléctrico.

En algunas realizaciones, las señales relacionadas con la energía capturadas por el al menos un IED son o incluyen al menos uno de: tensión, corriente, energía, potencia activa, potencia aparente, potencia reactiva, tensiones armónicas, corrientes armónicas, distorsión armónica de tensión total, distorsión armónica de corriente total, potencia armónica, corrientes de fase individuales, corrientes trifásicas, tensiones de fase y tensiones de línea. En las realizaciones, las señales relacionadas con la energía pueden incluir (o aprovechar) sustancialmente cualquier parámetro eléctrico derivado de las señales de tensión y corriente (incluidas las tensiones y corrientes en sí), por ejemplo.

En algunas realizaciones, el procedimiento puede implementarse utilizando al menos un IED acoplado al sistema eléctrico. Por ejemplo, el al menos un IED puede estar acoplado para medir señales eléctricas, recibir los datos de medición eléctrica en una entrada y estar configurado para generar al menos una o más salidas. Las salidas se pueden usar para administrar alarmas de eventos de tensión asociados con problemas de calidad de energía o eventos en el sistema eléctrico. Ejemplos del al menos un IED pueden incluir un medidor de servicios públicos inteligente, un medidor de calidad de energía y/u otro dispositivo (o dispositivos) de medición. El al menos un IED puede incluir interruptores, relés, dispositivos de corrección de la calidad de la energía, fuentes de alimentación ininterrumpida (UPS), filtros y/o variadores de velocidad (VSD), por ejemplo. Adicionalmente, el al menos un IED puede incluir un medidor virtual en algunas realizaciones. En las realizaciones, el al menos un IED también puede incorporar capacidades de E/S analógicas y/o digitales de equipos conectados directa o indirectamente al sistema eléctrico. Por ejemplo, lecturas de temperatura ambiente (por ejemplo, °F, °C) desde el exterior de una instalación y conectado al menos al un IED se consideraría como una entrada analógica conectada al sistema eléctrico. Adicionalmente, un estado de interruptor (por ejemplo, apagado/encendido, abierto/cerrado) derivado de un interruptor ubicado dentro del tablero de distribución dentro de la instalación y llevado al menos al un IED se consideraría como una entrada digital conectada al sistema eléctrico.

En las realizaciones, el procedimiento anterior es generalmente aplicable a problemas no periódicos de calidad de la energía o eventos tales como transitorios, variaciones de corta duración de media cuadrática RMS (por ejemplo, caídas, subidas, interrupciones momentáneas, interrupciones temporales, etc.) y algunas variaciones de larga duración de media cuadrática RMS (por ejemplo, que pueden durar hasta aproximadamente 1-5 minuto(s)).

Los ejemplos de datos de medición eléctrica que pueden ser capturados por el al menos un IED para identificar la condición de tensión anómala pueden incluir al menos una de las señales de tensión y corriente medidas continuamente y sus parámetros y características derivados. Se pueden derivar parámetros y eventos eléctricos, por ejemplo, del análisis de señales relacionadas con la energía (por ejemplo, potencia real, potencia reactiva, potencia aparente, distorsión armónica, desequilibrio de fase, frecuencia, transitorios de tensión/corriente, caídas de tensión, subidas de tensión, etc.). Más particularmente, el al menos un IED puede evaluar la magnitud de un evento de calidad de energía, la duración, el impacto de carga, el tiempo de recuperación del impacto, la energía de recuperación improductiva consumida, las emisiones de CO2 de la energía de recuperación, los costes asociados con el evento, etc.

Se entiende que hay tipos de eventos de calidad de energía y hay ciertas características de estos tipos de eventos de calidad de energía, como se describe más adelante en relación con el párrafo [0029] y la tabla de la norma IEEE 1159 2009 (técnica conocida) proporcionada debajo del párrafo [0029], por ejemplo. Una caída de tensión es un ejemplo de tipo de evento de calidad de energía. Las características de los eventos de caída de tensión son la magnitud de la caída de tensión y su duración, por ejemplo. El procedimiento anterior puede evaluar y ajustar las alarmas de eventos de tensión en función del efecto (o impacto) de los eventos de caída de tensión (y otros eventos) en el sistema eléctrico. En las realizaciones, los umbrales de alarma de eventos de tensión se ajustan en función de la magnitud y la duración de la caída de tensión. En algunas realizaciones, una condición de tensión anómala (es decir, perturbación de tensión) es indicativa de un evento de calidad de energía (por ejemplo, una caída de tensión). Como se usan en el presente documento, los ejemplos de eventos de calidad de energía pueden incluir eventos de tensión y/o corriente en conductores de fase, conductores neutros y/o caminos de tierra. Como se ilustra en la figura 3, por ejemplo, como se describirá más adelante, en algunas realizaciones habrá múltiples umbrales de alarma, por ejemplo, dependiendo de la duración de un evento. Adicionalmente, puede haber un umbral "por encima del nominal" (por ejemplo, transitorios, subidas, sobretensiones) y un umbral "por debajo del nominal" (por ejemplo, caídas, interrupciones, subtensiones).

El procedimiento anterior, así como los otros procedimientos (y sistemas) descritos a continuación, pueden incluir una o más de las siguientes características individualmente o en combinación con otras características en algunas realizaciones. En algunas realizaciones, los datos de medición eléctrica pueden ser datos de medición eléctrica derivados de las señales capturadas relacionadas con la energía. En las realizaciones, el al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado puede incluir al menos una técnica de mitigación y/o eliminación y/o al menos un aparato de mitigación y/o eliminación. En algunas realizaciones, aplicar uno o más del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado puede incluir aplicar la técnica de mitigación a una o más de las porciones o zonas seleccionadas del sistema eléctrico. Adicionalmente, en algunas realizaciones, aplicar uno o más del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado puede incluir instalar el aparato de mitigación en una o más de las porciones o zonas seleccionadas del sistema eléctrico. En las realizaciones, las porciones o zonas seleccionadas del sistema eléctrico corresponden a porciones o zonas del sistema eléctrico en las que la aplicación de los uno o más del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto tendrá un mayor efecto en la mitigación y/o eliminación del impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado.

En las realizaciones, la aplicación de los uno o más del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado puede incluir la identificación de costes (por ejemplo, costes monetarios, costes de reputación y otros costes tangibles o intangibles) asociados con la aplicación de los uno o más del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado. Aplicar los uno o más del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto también puede incluir aplicar los uno o más del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto a una o más de las porciones o zonas seleccionadas del sistema eléctrico en función, al menos en parte, del coste identificado. En las realizaciones, el coste identificado se basa, al menos en parte, en una ubicación de mayor impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico.

Como es sabido, hay muchos impactos del tiempo de inactividad para los consumidores de energía, que incluyen, por ejemplo, impactos en la productividad, reputación, ingresos, desempeño financiero y otros gastos. Por ejemplo, el tiempo de inactividad puede afectar a la productividad de los empleados en una empresa. El tiempo de inactividad puede dañar la reputación con los clientes, proveedores, mercados financieros, bancos, compañeros de negocio, etc. Además, el tiempo de inactividad puede afectar a los ingresos en términos de pérdida directa, pagos compensatorios, pérdida de ingresos futuros, pérdidas de facturación, pérdidas de inversión, etc. El tiempo de inactividad también puede afectar el rendimiento financiero en términos de reconocimiento de ingresos, flujo de fondos, descuentos perdidos (A/P), garantías de pago, calificación crediticia, precio de mercado, etc. Adicionalmente, el tiempo de inactividad puede afectar otros gastos como los costes de energía, costes para empleados temporales, costes de alquiler de equipos, costes de horas extras, costes de envío adicionales, los gastos de viaje, etc.

El equipo, el diseño, la instalación, la configuración, etc. son todos los costes asociados con el despliegue de cualquier aparato y/o técnica de mitigación. Una regla general es que, cuanto más cerca esté la solución de mitigación de un medidor principal o un acoplamiento de punto común (PCC) en un sistema eléctrico, más caro se volverá. Esto se debe a que la magnitud del flujo de energía aumenta a medida que se acerca al PCC. De este modo, es probable que ayudar a que una sola pieza sensible del equipo supere un evento de caída de tensión sea menos costoso que tratar de proporcionar un funcionamiento a través de la caída de tensión para todo un sistema eléctrico.

En las realizaciones, se puede evaluar la eficacia de al menos uno de los medios aplicados para mitigar o eliminar el impacto. Evaluar la eficacia de al menos uno de los medios aplicados para mitigar o eliminar el impacto puede incluir, por ejemplo, medir uno o más parámetros asociados con el sistema eléctrico en un primer tiempo, medir uno o más segundos parámetros asociados con el sistema eléctrico en un segundo tiempo, comparar los primeros parámetros con los segundos parámetros para determinar la eficacia del al menos un medio aplicado para mitigar o eliminar el impacto. En las realizaciones, los primeros parámetros son sustancialmente (o esencialmente) los mismos que los segundos parámetros. Los parámetros primeros y segundos pueden incluir parámetros relacionados con la energía, por ejemplo. En las realizaciones, los parámetros relacionados con la energía incluyen al menos uno de tensión, corriente, energía, potencia real, potencia aparente, potencia reactiva, tensiones armónicas, corrientes armónicas, distorsión armónica de tensión total, distorsión armónica de corriente total, desequilibrio de fase, potencia armónica, corrientes de fase individuales, corrientes trifásicas, tensiones de fase y tensiones de línea. En las realizaciones, el primer tiempo corresponde a un tiempo antes de que se aplique el al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto. Adicionalmente, en las realizaciones, el segundo tiempo corresponde a un tiempo después de que se aplique el al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto. En algunas realizaciones, al menos uno de los tiempos primero y segundo a veces es un tiempo seleccionado por el usuario. Adicionalmente, en algunas realizaciones, al menos uno de los tiempos primero y segundo se determina en función de un registro del cliente del tiempo en que se aplica el dispositivo/la técnica de mitigación. En las realizaciones, el cliente también puede indicar el tipo de dispositivo de mitigación que se aplica, que proporcionará información y resultados más ricos.

La evaluación de la eficacia de al menos un medio aplicado para mitigar o eliminar el impacto también puede incluir determinar un tiempo para que el sistema eléctrico se recupere del al menos un evento de calidad de energía identificado. En las realizaciones, el tiempo que tarda el sistema eléctrico en recuperarse del al menos un evento de calidad de energía identificado generalmente afecta un coste asociado con el al menos un evento de calidad de energía identificado. Adicionalmente, en las realizaciones, la eficacia de al menos un medio aplicado para mitigar el impacto se basa en el coste del al menos un evento de calidad de energía identificado.

La evaluación de la eficacia de al menos un medio aplicado para mitigar o eliminar el impacto puede incluir, además, comparar el desempeño real de aplicar el al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto con el desempeño previsto de aplicar el al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto.

La determinación de al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto del evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico puede incluir evaluar las características de funcionamiento de una pluralidad de dispositivos de mitigación frente a la curva de tolerancia dinámica para al menos un dispositivo discreto. En las realizaciones, una salida de la evaluación indica los beneficios de funcionamiento asociados con la aplicación de al menos una de las pluralidades de dispositivos de mitigación a ubicaciones de medición específicas en el sistema eléctrico. En las realizaciones, las ubicaciones de medición específicas corresponden a los puntos de conexión física de la al menos una instalación de IED en el sistema eléctrico. En las realizaciones, también se pueden instalar/implementar técnicas de mitigación en ubicaciones adyacentes; no solo en el punto en el que está instalado el al menos un IED, ya que puede no ser práctico. Como se indicó anteriormente, el al menos un IED está instalado en una o más ubicaciones respectivas en el sistema eléctrico.

La determinación de al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto del evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico también puede incluir evaluar los costes asociados con las características de funcionamiento de la pluralidad de dispositivos de mitigación. En las realizaciones, se puede derivar una métrica de coste/impacto de evento o coste/tiempo de inactividad reducido en el IED discreto, niveles de zona y sistema, por ejemplo. Es probable que la métrica sea única para cada aplicación, al igual que las curvas de tolerancia dinámica son únicas para cada aplicación.

En las realizaciones, el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado puede evaluarse (arbitrariamente o en algún intervalo) frente a las características de conducción de uno o más dispositivos de mitigación para proporcionar retroalimentación y métricas con respecto a las repercusiones operativas que podrían haberse evitado si al menos uno de los dispositivos de mitigación hubiese sido previamente instalado en el sistema eléctrico. En las realizaciones, los dispositivos de mitigación corresponden al al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado. Se entiende que, debido a que las diferentes técnicas y aparatos de mitigación tienen diferentes características de funcionamiento, cada técnica y aparato de mitigación puede tener diferentes métricas de beneficios.

En las realizaciones, el sistema eléctrico incluye una o más cargas instaladas en ubicaciones respectivas en el sistema eléctrico, y las cargas son supervisadas por uno o más de los IED en el sistema eléctrico. La pérdida de carga puede estar asociada con las cargas supervisadas, por ejemplo. En las realizaciones, la pérdida de carga también se puede determinar utilizando medidores virtuales, entradas de estado, etc.

Como se usa en el presente documento, una pérdida de carga (a veces también denominada "pérdida de carga") es la retirada inesperada, no planificada y/o involuntaria de una o más cargas del sistema eléctrico. En esta solicitud, una perturbación o evento de tensión, y la subsiguiente pérdida de carga, es probable que sea el resultado de una o más influencias externas en el sistema eléctrico (por ejemplo, un fallo, etc.), o la operación normal o anormal de cargas, dispositivos de protección, dispositivos de mitigación y/u otros equipos conectados intencionalmente al sistema eléctrico. Las pérdidas de carga pueden indicarse mediante parámetros medidos como tensión, corriente, potencia, energía, distorsión armónica, desequilibrio, etc., o pueden indicarse mediante señales de entrada-salida (E/S) discretas (digitales) y/o analógicas que se originan en equipos conectados directa y/o indirectamente al sistema eléctrico. Por ejemplo, los interruptores a menudo proporcionan una indicación de salida en su posición actual (por ejemplo, abierto/cerrado, apagado/encendido, etc.) para comunicar su estado operativo.

En las realizaciones, la curva de tolerancia dinámica se genera o actualiza en respuesta al al menos un evento de calidad de energía identificado y un impacto determinado o tiempo de recuperación del al menos un evento de calidad de energía identificado en una o más de las cargas. El al menos un evento de calidad de energía identificado puede incluir, por ejemplo, uno de una caída de tensión, una subida de tensión, un transitorio de tensión, una interrupción instantánea, una interrupción momentánea, una interrupción temporal y una variación de larga duración de media cuadrática (RMS)., por ejemplo, como se define en IEEE 1159-2009. Se entiende que diferentes personas, empresas, organizaciones y organismos de estandarización (por ejemplo, IEEE) pueden utilizar diferentes definiciones y descripciones para los eventos de calidad de energía identificados anteriormente. Algunos hablan de "caídas" "bajadas", etc. De acuerdo con algunas realizaciones de esta divulgación, los eventos de calidad de energía se refieren a eventos anómalos relacionados con la energía que duran menos de cinco minutos. Se entiende que los eventos de calidad de energía pueden durar más de cinco minutos.

En algunas realizaciones, el procedimiento incluye, además, identificar un mejor medio para mitigar o eliminar el impacto de al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto. Adicionalmente, en algunas realizaciones, el procedimiento incluye, además, indicar el mejor medio para mitigar o eliminar el impacto, por ejemplo, en la curva de tolerancia dinámica. En algunas realizaciones, el mejor medio para mitigar o eliminar el impacto corresponde al medio más eficaz (por ejemplo, el más rentable) para mitigar o eliminar el impacto de al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto. Adicionalmente, en algunas realizaciones, el mejor medio para mitigar o eliminar el impacto corresponde a un medio menos perturbador para mitigar o eliminar el impacto de al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto. En algunas realizaciones, aplicar uno o más del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto incluye aplicar el mejor medio para mitigar o eliminar el impacto en una o más de las ubicaciones seleccionadas, porciones, zonas o la totalidad del sistema eléctrico.

En algunas realizaciones, el al menos un IED y las cargas del procedimiento anterior (y los sistemas y procedimientos descritos a continuación) se instalan en una misma ubicación respectiva o puntos de medición en el sistema eléctrico. Adicionalmente, en algunas realizaciones, el al menos un IED y las cargas del procedimiento anterior (y los sistemas y procedimientos descritos a continuación) se instalan en diferentes ubicaciones respectivas (es decir, una pluralidad de ubicaciones) o puntos de medición en el sistema eléctrico. En realizaciones en las que el sistema eléctrico incluye más de una carga, por ejemplo, un IED específico puede estar corriente arriba de una carga en el sistema eléctrico mientras que está corriente abajo de otra carga en el sistema eléctrico.

Como se usan en el presente documento, las expresiones "corriente arriba" y "corriente abajo" se utilizan para referirse a ubicaciones eléctricas dentro de un sistema eléctrico. Más particularmente, las ubicaciones eléctricas "corriente arriba" y "corriente abajo" son relativas a una ubicación eléctrica de un IED que recopila datos y proporciona esta información. Por ejemplo, en un sistema eléctrico que incluye una pluralidad de IED, uno o más IED pueden colocarse (o instalarse) en una ubicación eléctrica que está corriente arriba en relación con uno o más IED en el sistema eléctrico, y los uno o más IED pueden colocarse (o instalarse) en una ubicación eléctrica que está corriente abajo en relación con uno o más IED adicionales en el sistema eléctrico. Un primer IED o carga que se coloca en un circuito eléctrico corriente arriba de un segundo IED o carga puede, por ejemplo, colocarse eléctricamente más cerca de una entrada o fuente del sistema eléctrico (por ejemplo, una alimentación de servicios públicos) que el segundo IED o carga. Por el contrario, un primer IED o carga que se coloca en un circuito eléctrico corriente abajo de un segundo IED o carga puede colocarse eléctricamente más cerca de un extremo o terminal del sistema eléctrico que el otro IED.

Un primer IED o carga que está conectado eléctricamente en paralelo (por ejemplo, en un circuito eléctrico) con un segundo IED o carga puede considerarse "eléctricamente" corriente arriba de dicho segundo IED o carga en las realizaciones, y viceversa. En las realizaciones, los uno o más algoritmos utilizados para determinar la dirección de un evento de calidad de energía (es decir, corriente arriba o corriente abajo) están ubicados (o almacenados) en el IED, en la nube, software en el sitio, puerta, etc. Como un ejemplo, el IED puede registrar la información de fase de corriente y tensión de un evento eléctrico (por ejemplo, tomando muestras de las señales respectivas) y transmitiendo comunicativamente esta información a un sistema basado en la nube. El sistema basado en la nube puede entonces analizar la información de fase de tensión y corriente (por ejemplo, instantánea, media cuadrática (RMS), formas de onda y/u otras características eléctricas) para determinar si la fuente del evento de tensión fue eléctricamente corriente arriba o corriente abajo del punto en que el IED está acoplado eléctricamente al sistema eléctrico (o red).

En algunas realizaciones, los datos de medición eléctrica de las señales relacionadas con la energía capturadas por el al menos un IED pueden procesarse en el al menos un IED, como en el sistema descrito anteriormente para gestionar alarmas de eventos de tensión en un sistema eléctrico, o procesarse en software en el sitio, en una aplicación basada en la nube, o en una puerta de enlace, etc., para gestionar alarmas de eventos de tensión. Adicionalmente, en algunas realizaciones, los datos de medición eléctrica pueden procesarse en un sistema de control asociado con el sistema eléctrico para gestionar las alarmas de eventos de tensión. El sistema de control puede usarse para controlar uno o más parámetros asociados con el sistema eléctrico, por ejemplo. En las realizaciones, la identificación de la condición de tensión anómala puede incluir identificar: (a) un tipo de evento de calidad de la energía asociado con la condición de tensión anómala, (b) una magnitud de la condición de tensión anómala, (c) una duración de la condición de tensión anómala y/o (d) una ubicación de la condición de tensión anómala en el sistema eléctrico. En las realizaciones, el tipo de evento de calidad de la energía puede incluir uno de una caída de tensión, una subida de tensión y un transitorio de tensión. Adicionalmente, en las realizaciones, la ubicación de la condición de tensión anómala puede derivarse de las señales de tensión y corriente medidas por los IED y asociadas con la condición de tensión anómala.

Como se ha expuesto más arriba, una condición de tensión anómala puede ser indicativa de un evento de tensión. Como también se ha expuesto anteriormente, un evento de tensión es un ejemplo de tipo de evento de calidad de energía. Un evento de calidad de energía puede incluir al menos una caída de tensión, una subida de tensión y un transitorio de tensión, por ejemplo. Según el estándar IEEE 1159-2009, por ejemplo, una caída de tensión es una disminución de entre 0,1 y 0,9 por unidad (pu) en RMS de tensión o corriente a la frecuencia de potencia para duraciones de 0,5 ciclos a 1 min. Los valores típicos son de 0,1 a 0,9 pu. Adicionalmente, según el estándar IEEE 1159-2009, una subida de tensión es un aumento de la RMS de tensión o la corriente a la frecuencia de potencia durante períodos de 0,5 ciclos a 1 min. A continuación, se muestra una tabla del estándar IEEE 1159-2009 (técnica conocida), que define varias categorías y características del sistema de potencia.

continuación

fenómenos electromagnéticos.

Se entiende que la tabla anterior es la forma de un organismo de normalización (IEEE en este caso) de definir/caracterizar los eventos de calidad de energía. Se entiende que existen otros estándares que también definen categorías/eventos de calidad de energía, como la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC), Instituto Nacional Estadounidense de Estándares (ANSI), etc., que pueden tener diferentes descripciones o tipos de eventos de calidad de la energía, características y terminología. En las realizaciones, los eventos de calidad de energía pueden ser eventos de calidad de energía personalizados (por ejemplo, definidos por un usuario).

En otro aspecto de esta divulgación, un procedimiento para gestionar eventos de calidad de energía en un sistema eléctrico incluye procesar datos de medición eléctrica capturados por al menos un IED para identificar al menos un evento de calidad de energía asociado con una o más cargas supervisadas por el al menos un IED. En las realizaciones, el al menos un IED y las cargas se instalan en las respectivas ubicaciones del sistema eléctrico. El procedimiento también incluye determinar al menos un medio para mitigar o eliminar un impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico en función, al menos en parte, de una evaluación de una curva de tolerancia dinámica asociada con una o más cargas en el sistema eléctrico. En las realizaciones, la curva de tolerancia dinámica caracteriza la respuesta de las una o más cargas al al menos un evento de calidad de energía identificado, y el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico. El procedimiento incluye además indicar un mejor medio para mitigar o eliminar el impacto de al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto.

En las realizaciones, indicar un mejor medio para mitigar o eliminar el impacto de al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto, reducir el tiempo de recuperación y/o los costes asociados con un evento incluye identificar el mejor medio para mitigar o eliminar el impacto de al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto, e indicar el mejor medio para mitigar o eliminar el impacto en la curva de tolerancia dinámica. En algunas realizaciones, el mejor medio para mitigar o eliminar el impacto, reducir el tiempo de recuperación y/o los costes asociados con un evento corresponde con el medio más eficaz (por ejemplo, el más rentable) para mitigar o eliminar el impacto de al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto. Adicionalmente, en algunas realizaciones, el mejor medio para mitigar o eliminar el impacto corresponde a un medio menos perturbador para mitigar o eliminar el impacto de al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto. Se entiende que la mitigación o eliminación del tiempo de recuperación y los costes operativos asociados con un evento son importantes ejemplos de beneficios de los sistemas y procedimientos desvelados en el presente documento.

En un aspecto adicional de esta divulgación, un sistema para gestionar eventos de calidad de energía en un sistema eléctrico incluye al menos un dispositivo electrónico inteligente (IED) que incluye un procesador y una memoria acoplada al procesador. El procesador y la memoria están configurados para procesar datos de medición eléctrica de señales de tensión y corriente capturadas por el al menos un IED para identificar al menos un evento de calidad de energía asociado con una o más cargas supervisadas por el al menos un IED. En las realizaciones, el al menos un IED y las cargas se instalan en las respectivas ubicaciones del sistema eléctrico. El procesador y la memoria también están configurados para determinar al menos un medio para mitigar o eliminar un impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico en función, al menos en parte, de una evaluación de una curva de tolerancia dinámica asociada con una o más cargas en el sistema eléctrico. En las realizaciones, la curva de tolerancia dinámica caracteriza la respuesta de una o más cargas al al menos un evento de calidad de energía identificado, y el impacto, el tiempo de recuperación y/o el coste operativo, etc. del al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico. El procesador y la memoria están configurados, además, para aplicar uno o más del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto a partes o zonas seleccionadas del sistema eléctrico.

En algunas realizaciones, los datos de medición eléctrica de señales relacionadas con la energía (por ejemplo, señales de tensión y/o corriente) capturadas por el al menos un IED pueden procesarse en el al menos un IED, como en el sistema descrito anteriormente para gestionar eventos de calidad de energía, o procesarse en software en el sitio (por ejemplo, software de borde), aplicaciones basadas en la nube y/o puertas de enlace, etc., para identificar el al menos un evento de calidad de energía y/o realizar o incluir una o más de otras características del sistema descrito anteriormente. Adicionalmente, en algunas realizaciones, los datos de medición eléctrica pueden procesarse en un sistema de control asociado con el sistema eléctrico para identificar el al menos un evento de calidad de energía y/o realizar o incluir una o más de otras características del sistema descrito anteriormente. El sistema de control puede usarse para controlar uno o más parámetros asociados con el sistema eléctrico, por ejemplo. En las realizaciones, la identificación del al menos un evento de calidad de la energía puede incluir identificar: (a) un tipo de evento de calidad de la energía del al menos un evento de calidad de la energía, (b) una magnitud del al menos un evento de calidad de la energía y/o (c) la ubicación del al menos un evento de calidad de la energía en el sistema eléctrico. En las realizaciones, la ubicación del evento de calidad de la energía puede derivarse de las señales de tensión y corriente medidas por los IED y asociadas con el al menos un evento de calidad de la energía.

En algunas realizaciones, los datos de medición eléctrica procesados para identificar al menos una condición de tensión anómala identificada (y eventos de calidad de energía) pueden ser capturados de manera continua o semicontinua por el al menos un IED, y la curva de tolerancia puede actualizarse dinámicamente en respuesta a condiciones de tensión anómala (o eventos de calidad de energía) detectados (o identificados) a partir de los datos de medición eléctrica. Por ejemplo, la curva de tolerancia puede generarse inicialmente en respuesta a eventos de calidad de energía identificados a partir de datos de medición eléctrica capturados una primera vez, y puede actualizarse o revisarse en respuesta a (por ejemplo, para incluir o incorporar) eventos de calidad de energía identificados a partir de datos de medición eléctrica capturados en un segundo momento. A medida que se capturan los eventos, la curva de tolerancia (también denominada a veces en el presente documento "una curva de tolerancia dinámica") puede actualizarse continuamente (por ejemplo, dinámicamente) de acuerdo con la respuesta única del sistema eléctrico.

En algunas realizaciones, determinar el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado puede incluir medir uno o más primeros parámetros asociados con las cargas en un primer tiempo, medir uno o más segundos parámetros asociados con las cargas en un segundo tiempo, y comparar los primeros parámetros con los segundos parámetros para determinar el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado en las cargas. Los primeros parámetros pueden ser los mismos (o sustancialmente los mismos) que los segundos parámetros en algunas realizaciones. Los parámetros primero y segundo pueden incluir tiempo y/o duración, por ejemplo. Adicionalmente, los parámetros primeros y segundos pueden incluir parámetros relacionados con la energía. Los parámetros relacionados con la energía pueden incluir tensión, corriente, energía, potencia real (a veces denominada "potencia verdadera" o "potencia activa") (por ejemplo, en kW), potencia aparente, potencia reactiva, tensiones armónicas, corrientes armónicas, potencias armónicas, corrientes de fase individuales, corrientes trifásicas, tensiones de fase o de línea, etc. En las realizaciones, los parámetros relacionados con la energía pueden incluir (o aprovechar) sustancialmente cualquier parámetro eléctrico derivado de las tensiones y corrientes (incluidas las tensiones y corrientes en sí).

En algunas realizaciones, el primer tiempo en el que se miden los primeros parámetros asociados con las cargas puede corresponder a un tiempo anterior al al menos un evento de calidad de energía identificado, y los primeros parámetros pueden corresponder a parámetros "previos al evento". Adicionalmente, en algunas realizaciones, el segundo tiempo en el que se miden los segundos parámetros asociados con las cargas puede corresponder a un tiempo durante el evento de calidad de energía identificado. Es más, en algunas realizaciones, el segundo tiempo puede corresponder a un tiempo después del evento de calidad de energía identificado, y los segundos parámetros pueden corresponder a parámetros "posteriores al evento".

En algunas realizaciones, determinar el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado puede incluir al menos uno de: determinar un tiempo para que las cargas se recuperen del evento de calidad de energía identificado, y determinar la duración del evento de calidad de energía identificado. En algunas realizaciones, las cargas supervisadas por el IED pueden incluir una pluralidad de cargas. En dichas realizaciones, determinar el impacto de al menos un evento de calidad de energía identificado puede incluir determinar el impacto de al menos un evento de calidad de energía identificado en la pluralidad de cargas. Al menos una de la pluralidad de cargas puede estar corriente abajo del IED en el sistema eléctrico. Adicionalmente, al menos una de la pluralidad de cargas puede estar corriente arriba del IED en el sistema eléctrico. En las realizaciones, la al menos una de la pluralidad de cargas que está corriente arriba del IED en el sistema eléctrico puede estar más cerca de una entrada (o fuente) del sistema eléctrico que la al menos una de la pluralidad de cargas que está corriente abajo del IED en el sistema eléctrico. La entrada (o fuente) del sistema eléctrico puede estar acoplada a una fuente de energía del servicio (u otra fuente de energía), por ejemplo. En algunas realizaciones, la entrada (o fuente) puede incluir una pluralidad de entradas (o fuentes), por ejemplo, en realizaciones en las que se generan múltiples fuentes de forma conjunta. La corriente puede fluir en diferentes direcciones en un sistema con múltiples fuentes, por ejemplo. Esto significa que a veces una carga puede estar corriente abajo de un IED específico y otras veces la carga puede estar corriente arriba para el mismo IED.

En algunas realizaciones, usar el al menos un evento de calidad de energía identificado y el impacto determinado del al menos un evento de calidad de energía identificado para generar la curva de tolerancia puede incluir proporcionar una indicación del al menos un evento de calidad de energía identificado en la curva de tolerancia. El al menos un evento de calidad de energía identificado puede caracterizarse como un evento de calidad de energía con impacto o un evento de calidad de energía sin impacto, en función del impacto determinado del al menos un evento de calidad de energía identificado, por ejemplo.

En algunas realizaciones, utilizar el al menos un evento de calidad de energía identificado y el impacto determinado del al menos un evento de calidad de energía identificado para generar la curva de tolerancia puede incluir generar una curva de tolerancia discreta para cada una de las cargas supervisadas por el IED, por ejemplo, desagregando múltiples cargas en el IED que supervisa las cargas. Esto se puede lograr de muchas formas. Por ejemplo, 1) mediante algoritmos especiales de desagregación, o 2) devolviendo las entradas de estado de E/S individuales al IED para que pueda saber qué cargas están funcionando y cuáles no. Los datos asociados con la curva de tolerancia para cada una de las cargas (por ejemplo, cargas discretas) supervisadas por el IED pueden agregarse en una sola curva de tolerancia, por ejemplo. En las realizaciones, la curva de tolerancia puede personalizarse dinámicamente para que refleje las características de tolerancia al evento de tensión en la ubicación del IED en el sistema eléctrico, incluyendo el al menos un evento de calidad de energía identificado (o correspondiendo a) un evento de tensión. Como se entiende, por lo general, no hay dos sistemas eléctricos exactamente iguales y no hay dos puntos de medición idénticos (los IED pueden ser del mismo tipo; sin embargo, los datos medidos por los IED serán únicos). Por lo tanto, es deseable que la curva de tolerancia refleje las características de tolerancia a eventos de tensión en la ubicación del IED (o punto físico de instalación) en el sistema eléctrico.

En algunas realizaciones, la curva de tolerancia puede mostrarse en una interfaz gráfica de usuario (GUI) del IED, o la GUI de un sistema de control usado para supervisar o controlar uno o más parámetros asociados con el sistema eléctrico. En las realizaciones, el sistema de control puede ser un medidor, un IED, un software en el sitio/integral (es decir, un sistema de software), un sistema de control basado en la nube, una puerta de entrada, un sistema en el que los datos se enrutan a través de Ethernet o algún otro sistema de comunicaciones, etc. Es posible que se muestre una advertencia en la GUI del IED, el sistema de seguimiento o el sistema de control, por ejemplo, en respuesta al impacto determinado (o gravedad) de que al menos un evento de calidad de energía identificado esté fuera del intervalo. En algunas realizaciones, el intervalo es un intervalo predeterminado, por ejemplo, un intervalo configurado por el usuario. Adicionalmente, en algunas realizaciones, el intervalo es automático, por ejemplo, utilizando umbrales basados en estándares. Es más, en algunas realizaciones, el intervalo se "aprende", por ejemplo, comenzando con una tensión nominal y empujando los umbrales a medida que ocurren eventos sin impacto en el curso natural de la operación de la red eléctrica.

La GUI puede configurarse para mostrar los factores que contribuyen al al menos un evento de calidad de energía identificado. Adicionalmente, la GUI puede configurarse para indicar una ubicación del al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico. Es más, la GUI puede configurarse para indicar cómo responderán las cargas (u otro sistema específico o pieza de equipo en el sistema eléctrico) al al menos un evento de calidad de energía identificado. Se entiende que se puede mostrar cualquier cantidad de información en la GUI. Como parte de la presente invención, cualquier parámetro eléctrico, impacto en un parámetro, entrada de estado de E/S, salida de E/S, impacto del procedimiento, tiempo de recuperación, tiempo de impacto, fases impactadas, cargas potencialmente discretas impactadas debajo de un solo IED, etc. pueden aparecer en la GUI. La figura 20, por ejemplo, como se explicará más adelante, muestra un ejemplo simple de incorporar el porcentaje de carga impactada con una indicación del tiempo de recuperación.

En las realizaciones, la curva de tolerancia que se muestra en la GUI no tiene escala fija, pero, en su lugar, puede (y necesita) escalar automáticamente, por ejemplo, para capturar o mostrar una pluralidad de eventos de calidad de energía. De acuerdo con varios aspectos de la divulgación, la belleza de tener una curva de tolerancia dinámica no está restringida a una o más curvas estáticas (por ejemplo, con escala fija). Por ejemplo, con referencia breve a la ^figura2 ^{(que se analizará más adelante), mientras que el eje y se muestra como un porcentaje del nominal en la figura}2, también se puede mostrar como un valor nominal absoluto (por ejemplo, 120 voltios, 208 voltios, 240 voltios, 277 voltios, 480 voltios, 2400 voltios, 4160 voltios, 7,2 kV, 12,47 kV, etc.). En este caso, se requeriría el autoescalado porque diferentes intervalos de tensión requerirían un escalado diferente para el eje y. Adicionalmente, el eje x se puede escalar en diferentes unidades (por ejemplo, ciclos, segundos, etc.) y/o puede tener un punto terminal máximo variable (por ejemplo, 10 segundos, 1 minuto, 5 minutos, 600 ciclos, 3600 ciclos, 18000 ciclos, etc.). En otras palabras, en algunas realizaciones no hay razón para que la GUI muestre más de lo que debe.

En algunas realizaciones, también se puede determinar un impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico o la red. En dichas realizaciones, la curva de tolerancia puede caracterizar, además, el impacto determinado del al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico.

En algunas realizaciones, la acción que afecta al menos a un componente del sistema eléctrico o de la red puede ser realizada automáticamente por un sistema de control asociado con el sistema eléctrico. El al menos un componente del sistema eléctrico puede incluir al menos una de las cargas, por ejemplo.

En otro aspecto de esta divulgación, en un sistema eléctrico que incluye al menos una carga o aparato y al menos un dispositivo electrónico inteligente (IED) configurado para medir, adquirir y/o transmitir datos relacionados con la energía de la al menos una carga o aparato, un sistema de control y/o instrumentación incluye: al menos una entrada acoplada al al menos un IED y/o al menos una carga o aparato, y al menos una salida acoplada al al menos un IED y/o al al menos un carga o aparato. Un procesador del sistema de control y/o instrumentación está acoplado para recibir datos de medición eléctrica de señales relacionadas con la energía (por ejemplo, señales de tensión y/o corriente) adquiridas por el al menos un IED de al menos una de las entradas del sistema de control y/o instrumentación. En las realizaciones, el procesador también puede estar acoplado para recibir una entrada de estado (y otros datos o señales de entrada) desde el al menos un IED y/o la al menos una carga o aparato.

Los datos de medición eléctrica se procesan para identificar al menos un evento de calidad de energía asociado con una o más de la al menos una carga o aparato supervisado por el al menos un IED. Adicionalmente, los datos de medición eléctrica se procesan para determinar un impacto de al menos un evento de calidad de energía identificado en una o más de al menos una de las cargas o aparatos. El al menos un evento de calidad de energía identificado y el impacto determinado del al menos un evento de calidad de energía identificado se utilizan para generar o actualizar una curva de tolerancia asociada con una o más de la al menos una de las cargas o aparatos, por ejemplo, en la ubicación eléctrica en la que está instalado al menos un IED. En las realizaciones, la curva de tolerancia caracteriza un nivel de tolerancia de las cargas o aparatos a ciertos eventos de calidad de energía. Una señal (por ejemplo, una señal de control) se puede generar para realizar automáticamente una acción que afecte al menos a un componente del sistema eléctrico en respuesta al impacto determinado del al menos un evento de calidad de energía identificado que está fuera de un intervalo predeterminado indicado en la curva de tolerancia. En la realización, la señal se distribuye desde al menos una de las salidas del sistema de control y/o instrumentación.

En algunas realizaciones, el sistema de control y/o instrumentación incluye al menos un IED. Adicionalmente, en algunas realizaciones, el al menos un IED incluye el sistema de control y/o instrumentación. En dichas realizaciones, el procesador descrito anteriormente puede corresponder a un procesador del al menos un IED. Adicionalmente, en dichas realizaciones, el propio IED puede identificar el evento de calidad de la energía o, como alternativa, un algoritmo que está alejado del IED (por ejemplo, basado en la nube, software en el sitio, puerta, etc.) pueden identificar el evento de calidad de energía.

En un aspecto adicional de esta divulgación, en un sistema eléctrico que incluye una o más cargas y un IED configurado para supervisar las cargas, un sistema de control incluye una o más entradas acopladas a las cargas y al IED y una o más salidas acopladas a las cargas y al IED. Un procesador del sistema de control está acoplado para recibir datos de medición eléctrica de señales relacionadas con la energía (por ejemplo, señales de tensión y/o corriente) capturadas por el IED desde una o más de las entradas del sistema de control. El procesador está configurado para procesar los datos de medición eléctrica para identificar al menos un evento de calidad de energía asociado con una o más de las cargas supervisadas por el IED, y determinar un impacto de al menos un evento de calidad de energía identificado en uno o más de las cargas. El procesador también está configurado para usar el al menos un evento de calidad de energía identificado y el impacto determinado del al menos un evento de calidad de energía identificado para generar una curva de tolerancia asociada con una o más de las cargas. La curva de tolerancia caracteriza un nivel de tolerancia (o aceptabilidad) de las cargas a ciertos eventos de calidad de energía.

Se genera una señal de control para realizar automáticamente una acción que afecta al menos a un componente del sistema eléctrico en respuesta al impacto determinado del al menos un evento de calidad de energía identificado que está fuera de un intervalo predeterminado indicado en la curva de tolerancia. En las realizaciones, la señal de control se proporciona en una o más de las salidas del sistema de control. Adicionalmente, en las realizaciones, las salidas del sistema de control en las que se proporciona la señal de control están acopladas al al menos un componente del sistema eléctrico que se ve afectado por la señal de control. El al menos un componente del sistema eléctrico puede corresponder a una o más de las cargas, por ejemplo. En algunas realizaciones, el sistema de control corresponde al IED, o lo incluye. Adicionalmente, en algunas realizaciones, el IED tiene capacidades de E/S e incluye el sistema de control. Es más, en algunas realizaciones, el sistema de control puede ser un sistema o dispositivo portátil que un usuario puede llevar a diferentes áreas en un edificio o instalación asociada con el sistema eléctrico. El sistema de control puede ser un sistema de control de una instalación particular o un sistema de control de una pluralidad de instalaciones y/o aplicaciones. Se entiende que el sistema eléctrico con el que está asociado el sistema de control puede ser un sistema eléctrico de una variedad de instalaciones, como instalaciones industriales, almacenes, edificios de oficinas u otros complejos comerciales, centros de datos, redes de distribución de energía y similares. También se entiende que el IED (con o sin capacidades de control) también puede ser un sistema o dispositivo portátil que un usuario puede llevar a diferentes áreas en un edificio o instalación asociada con el sistema eléctrico.

En las realizaciones, el sistema de control puede incluir una o más de las siguientes características, ya sea individualmente o en combinación con otras características. El procesador del sistema de control puede configurarse para mostrar la curva de tolerancia en una GUI del sistema de control. Adicionalmente, el procesador del sistema de control puede estar configurado para mostrar una advertencia en la GUI en respuesta al impacto determinado de que al menos un evento de calidad de energía identificado esté fuera del intervalo predeterminado. La GUI puede configurarse para mostrar los factores que contribuyen al al menos un evento de calidad de energía identificado, indicar una ubicación del al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico, indicar cómo responderán las cargas al al menos un evento de calidad de energía identificado y/o mostrar los tiempos de recuperación estimados de al menos un evento de calidad de energía identificado. En las realizaciones, el procesador del sistema de control puede configurarse para actualizar dinámicamente la curva de tolerancia en respuesta a eventos de calidad de energía detectados.

En otro aspecto de esta divulgación, un procedimiento para gestionar eventos de calidad de energía en un sistema eléctrico incluye procesar datos de medición eléctrica a partir de señales relacionadas con la energía (por ejemplo, señales de tensión y/o corriente) capturadas por un IED para identificar al menos un evento de calidad de energía asociado con una o más cargas supervisadas por el IED. En las realizaciones, el IED y las cargas se instalan en las respectivas ubicaciones del sistema eléctrico. El procedimiento también incluye determinar un impacto de al menos un evento de calidad de energía identificado en una o más de las cargas, y actualizar dinámicamente una curva de tolerancia asociada con una o más cargas en respuesta al impacto determinado de la al menos un evento de calidad de energía identificado. En las realizaciones, la curva de tolerancia caracteriza al menos (a) una respuesta de las cargas a ciertos eventos de calidad de energía, o (b) un impacto de ciertos eventos de calidad de energía en el sistema eléctrico.

En las realizaciones, un objeto de la invención reivindicada en el presente documento es construir una curva de tolerancia personalizada para una ubicación discreta dentro del sistema de energía de un cliente (por ejemplo, en un IED determinado) en función de un impacto percibido en las cargas corriente abajo. Adicionalmente, en las realizaciones, un objeto de la invención reivindicada en el presente documento es cuantificar el tiempo que lleva recuperarse de un evento de calidad de la energía. En definitiva, los aspectos de la invención reivindicada en el presente documento están dirigidos a describir el impacto de un evento de calidad de energía, que permite al cliente comprender sus parámetros operativos y limitaciones, por consiguiente.

Como se usa en el presente documento, un IED es un dispositivo electrónico informático optimizado para realizar una función particular o un conjunto de funciones. Como se ha expuesto más arriba, los ejemplos de IED incluyen contadores de servicios públicos inteligentes, medidores de calidad de energía y otros dispositivos de medición. Los IED también pueden estar integrados en variadores de velocidad (VSD), fuentes de alimentación ininterrumpida (UPS), interruptores, relés, transformadores o cualquier otro aparato eléctrico. Los IED pueden utilizarse para realizar funciones de control y supervisión en una amplia variedad de instalaciones. Las instalaciones pueden incluir sistemas de servicios públicos, instalaciones industriales, almacenes, edificios de oficinas u otros complejos comerciales, instalaciones en campus, centros informáticos de coubicación, centros de datos, redes de distribución de energía y similares. Por ejemplo, cuando el IED es un dispositivo de supervisión de energía eléctrica, puede acoplarse a (o instalarse en) un sistema de distribución de energía eléctrica y configurarse para detectar y almacenar datos como parámetros eléctricos que representan características operativas (por ejemplo, tensión, corriente, distorsión de la forma de onda, potencia, etc.) del sistema de distribución de energía. El usuario puede analizar estos parámetros y características para evaluar el rendimiento potencial, cuestiones relacionadas con la fiabilidad o la calidad de la energía. El IED puede incluir al menos un controlador (que en ciertos IED se puede configurar para ejecutar una o más aplicaciones simultáneamente, en serie, o de ambas formas), firmware, una memoria, una interfaz de comunicaciones y conectores que conectan el IED a sistemas externos, dispositivos y/o componentes a cualquier nivel de tensión, configuración y/o tipo (por ejemplo, CA, CC). Al menos ciertos aspectos de la funcionalidad de supervisión y control de un IED pueden incorporarse en un programa informático al que puede acceder el IED.

En algunas realizaciones, el término "IED" como se usa en el presente documento puede referirse a una jerarquía de IED que operan en paralelo y/o en tándem. Por ejemplo, un IED puede corresponder a una jerarquía de contadores de energía, medidores de potencia y/u otros tipos de medidores de recursos. La jerarquía puede comprender una jerarquía basada en árboles, un árbol binario, un árbol que tiene uno o más nodos hijos que descienden de cada nodo o nodos padre, o combinaciones de los mismos, en el que cada nodo representa un IED específico. En algunos ejemplos, la jerarquía de IED puede compartir datos o recursos de hardware y puede ejecutar software compartido.

Las características propuestas en esta divulgación evalúan eventos específicos de calidad de energía para cuantificar su impacto en las cargas de un sistema eléctrico, tiempo de recuperación y otros parámetros útiles o interesantes. Su ámbito puede incluir puntos medidos discretos, zonas de la red y/o el sistema eléctrico agregado en total. También se exponen ideas novedosas para mostrar estos conceptos, lo que permite al consumidor de energía identificar de manera más eficiente y rentable, analizar, mitigar y gestionar sus redes eléctricas.

De las siete categorías de calidad de energía reconocidas definidas por la IEEE 1159-2009, las variaciones de corta duración de la media cuadrática (RMS) son generalmente las más disruptivas y tienen el mayor impacto económico universal en los consumidores de energía. Las variaciones de corta duración de RMS incluyen caídas/bajadas de tensión, subidas, interrupciones instantáneas, interrupciones momentáneas e interrupciones temporales. Un estudio de ejemplo realizado por el Electric Power Research Institute (EPRI) estima que los clientes industriales experimentan ^{un promedio de}66 ^{caídas de tensión cada año. A medida que ha aumentado la tendencia de las industrias a depender}más de los equipos sensibles a las caídas, también lo ha hecho el impacto de estos eventos.

La prevalencia de las caídas de tensión y las consecuencias de una base de instalación creciente de equipos sensibles a las caídas presentan muchas oportunidades adicionales para los proveedores de servicios y soluciones eléctricas.

La siguiente tabla ilustra varias oportunidades de ejemplo:

Breve descripción de los dibujos

Las características anteriores de la divulgación, así como la divulgación en sí, pueden entenderse más completamente a partir de la siguiente descripción detallada de los dibujos, en los que:

la FIG. 1 muestra una vista gráfica de varios ejemplos de categorías de calidad de energía;

la FIG. 1A muestra un sistema eléctrico de ejemplo de acuerdo con realizaciones de la divulgación;

la FIG. 1B muestra un ejemplo de dispositivo electrónico inteligente (IED) que puede usarse en un sistema eléctrico de acuerdo con las realizaciones de la divulgación;

la FIG. 2 muestra un ejemplo de curva de la industria de tecnología de la información (ITI) (también denominada a veces "curva de aceptabilidad de potencia");

la FIG. 3 muestra una curva de tolerancia de tensión de referencia de ejemplo que podría ser la curva ITI (como se ilustra) o alguna otra relación única entre la magnitud y duración de tensión de un evento;

la FIG. 4 muestra un evento de caída de tensión de ejemplo en una curva de tolerancia de tensión de referencia; la FIG. 5 muestra un ejemplo de cambio recomendado para la curva de tolerancia de tensión de referencia de la FIG. 3 basado en un impacto del evento de caída de tensión mostrado en la FIG. 4;

^{la FIG.}6 ^{muestra un ejemplo de curva de tolerancia de tensión actualizada y personalizada dinámicamente;}la FIG. 7 muestra un ejemplo de una multitud de caídas de tensión que representan un impacto y que no representan un impacto, subidas y transitorios en una curva de tolerancia de tensión;

^{la FIG.}8 ^{muestra una curva de tolerancia de tensión actualizada y personalizada dinámicamente para una multitud}de eventos que representan un impacto y que no representan un impacto;

la FIG. 9 muestra un ejemplo de curva de tolerancia-impacto tridimensional (3-D) con impacto de las una o más cargas;

la FIG. 10 muestra un ejemplo de curva de tolerancia-impacto 3-D con sombreado de color degradado que indica la gravedad del impacto de la carga o cargas;

la FIG. 11 muestra un ejemplo de curva de tolerancia-impacto 3-D con un evento de muestra que indica la gravedad del impacto de las una o más cargas;

la FIG. 12 muestra un ejemplo de curva de tolerancia-impacto en 3-D con tiempo de recuperación;

la FIG. 13 muestra un ejemplo de curva de tolerancia-impacto en 3-D con sombreado de color degradado que indica la duración del tiempo de recuperación;

la FIG. 14 muestra un ejemplo de curva de tolerancia-impacto en 3-D con un evento de muestra que indica la duración del tiempo de recuperación;

la FIG. 15 muestra otro ejemplo de curva de tolerancia-impacto 3-D con un evento de muestra que indica pérdidas de producción como un impacto económico;

la FIG. 16 muestra un ejemplo de red eléctrica simple con un fallo;

la FIG. 16A muestra otro ejemplo de red eléctrica con fallo;

la FIG. 17 muestra un ejemplo de curva de tolerancia personalizada con una multitud de eventos corriente arriba y corriente abajo que representan un impacto y que no representan un impacto;

la FIG. 18 muestra un ejemplo de curva de tolerancia personalizada con una multitud de eventos corriente arriba desagregados que representan un impacto y que no representan un impacto;

la FIG. 19 muestra un ejemplo de curva de tolerancia personalizada con una multitud de eventos corriente abajo desagregados que representan un impacto y que no representan un impacto;

la FIG. 20 muestra un ejemplo de curva de tolerancia-impacto en 3-D con impacto de carga, tiempo de recuperación y fuentes de eventos corriente arriba/corriente abajo indicadas para una multitud de eventos;

la FIG. 21 es un diagrama que muestra un ejemplo de progresión de costes para mitigar eventos de tensión; la FIG. 22 muestra un ejemplo de curva de tolerancia personalizada y actualizada para el evento de caída de tensión ilustrado en la FIG. 4;

la FIG. 23 muestra la curva SEMI F47 superpuesta en el gráfico ilustrado en la FIG. 22;

la FIG. 24 muestra ejemplos de beneficios de funcionamiento de un dispositivo de mitigación de caída en un sistema eléctrico, un ejemplo es SagFighter® de Schneider Electric;

la FIG. 25 muestra un ejemplo de una multitud de eventos de impacto de carga potencialmente evitados con un dispositivo de mitigación de caída;

la FIG. 26 muestra otro ejemplo de una multitud de eventos de impacto de carga potencialmente evitados y su tiempo de recuperación agregado con un dispositivo de mitigación de caída;

la FIG. 27 muestra un ejemplo del impacto previsto de instalar un dispositivo de mitigación de eventos de tensión; la FIG. 28 muestra un ejemplo del impacto real de instalar un dispositivo de mitigación de eventos de tensión; la FIG. 29 muestra un ejemplo de un sistema eléctrico simple con una pluralidad de IED;

la FIG. 30 muestra una línea de tiempo de recuperación de ejemplo para una pluralidad de tipos de IED que experimentan un evento de tensión;

la FIG. 30A ilustra un ejemplo de medición virtual que se usa para identificar un impacto de un evento de tensión en cargas no medidas;

la FIG. 30B muestra un sistema eléctrico de ejemplo de acuerdo con realizaciones de esta divulgación;

las FIG. 30C-30E muestran ejemplos de curvas de tolerancia dinámica de acuerdo con realizaciones de esta divulgación;

las FIG. 30F-30I muestran sistemas eléctricos de ejemplo adicionales de acuerdo con realizaciones de esta divulgación;

la FIG. 31 muestra un ejemplo de fallo en el sistema eléctrico simple de la FIG. 29;

la FIG. 32 muestra zonas de ejemplo del sistema eléctrico simple de la FIG. 29, por ejemplo, basado en ubicaciones de transformadores reductores;

la FIG. 33 muestra un ejemplo de configuración de zona personalizada del sistema eléctrico simple de la FIG. 29; la FIG. 34 muestra un ejemplo de una curva de tolerancia de tensión simple (también denominada a veces curva de aceptabilidad de potencia);

la FIG. 35 muestra un evento de caída de tensión de ejemplo mostrado en la curva de tolerancia de tensión simple de la FIG. 34;

la FIG. 36 muestra un ejemplo de curva de tolerancia de tensión actualizada después del evento de caída de tensión ilustrado en la FIG. 35;

la FIG. 37 muestra un segundo evento de caída de tensión de ejemplo en la curva de tolerancia de tensión ilustrada en la FIG. 36;

la FIG. 38 muestra un ejemplo de curva de tolerancia de tensión actualizada después del segundo evento de caída de tensión ilustrado en la FIG. 37;

la FIG. 39 muestra un tercer evento de caída de tensión de ejemplo en la curva de tolerancia de tensión ilustrada en la FIG. 38;

la FIG. 40 muestra una curva de tolerancia de tensión de ejemplo después del tercer evento de caída de tensión ilustrado en la FIG. 39;

la FIG. 41 es un gráfico que muestra las una o más cargas medidas en función del tiempo para un evento de tensión de ejemplo que representa un impacto;

FIG. 42 es un gráfico que muestra las una o más cargas medidas en función del tiempo para múltiples eventos de tensión de ejemplo que representan un impacto;

la FIG. 43 es un gráfico que muestra las una o más cargas típicas medidas y esperadas frente al tiempo para un evento de tensión de ejemplo;

la FIG. 44 es un gráfico que muestra el impacto porcentual de la carga en función del tiempo;

la FIG. 45 es un diagrama de flujo que ilustra un procedimiento de ejemplo para gestionar eventos (o perturbaciones) de calidad de energía en un sistema eléctrico;

la FIG. 46 es un diagrama de flujo que ilustra un procedimiento de ejemplo para cuantificar eventos (o perturbaciones) de calidad de energía en un sistema eléctrico;

la FIG. 47 es un diagrama de flujo que ilustra un procedimiento de ejemplo para la generación de conductores calificados expandida para la calidad de la energía;

la FIG. 48 es un diagrama de flujo que ilustra un procedimiento de ejemplo para generar una curva de tolerancia dinámica para la calidad de la energía;

la FIG. 49 muestra una forma de onda ilustrativa;

la FIG. 50 muestra otra forma de onda ilustrativa;

la FIG. 51 es un diagrama de flujo que ilustra un procedimiento ilustrativo para gestionar un evento de calidad de energía en un sistema eléctrico;

la FIG. 52 es un diagrama de flujo que ilustra un procedimiento ilustrativo para determinar al menos un medio para mitigar o eliminar un impacto de un evento de calidad de energía en un sistema eléctrico;

la FIG. 53 es un diagrama de flujo que ilustra un procedimiento de ejemplo para aplicar al menos un medio para mitigar o eliminar un impacto de un evento de calidad de energía en un sistema eléctrico;

las FIG. 54A y 54B muestran un diagrama de flujo que ilustra un procedimiento de ejemplo para evaluar la eficacia de al menos un medio aplicado para mitigar o eliminar un impacto de un evento de calidad de energía en un sistema eléctrico;

la FIG. 55 muestra una línea de tiempo ilustrativa de detección de eventos de calidad de energía; y

las FIG. 56A-56C muestran curvas de tolerancia generadas de acuerdo con varios aspectos de esta divulgación.

Descripción detallada

Las características y otros detalles de los conceptos, los sistemas y las técnicas que se pretenden proteger en el presente documento se describirán ahora más particularmente. Se entenderá que cualquier realización específica descrita en el presente documento se muestra a modo de ilustración y no como limitaciones de la divulgación y los conceptos descritos en el presente documento. Las características de la materia objeto descrita en el presente documento se pueden emplear en diversas realizaciones sin apartarse del ámbito de los conceptos que se buscan proteger.

Para mayor comodidad, en el presente documento se recopilan ciertos conceptos y expresiones introductorios utilizados en la memoria descriptiva (y adoptados del estándar IEEE 1159-2009). Varios de estos conceptos y expresiones se muestran en la figura 1, por ejemplo. Cabe destacar que la figura 1 no incluye todas las categorías de calidad de la energía, como la distorsión de la forma de onda, desequilibrio, fluctuaciones de tensión y desviaciones de frecuencia de potencia.

Como se usa en el presente documento, la expresión "evento aperiódico" se utiliza para describir un evento eléctrico que ocurre de forma no cíclica, arbitrariamente o sin regularidad temporal específica. A lo largo de este documento, tanto las variaciones de media cuadrática (RMS) de corta duración como los transitorios se consideran eventos aperiódicos (es decir, la muesca se considera un fenómeno armónico).

Como se usa en el presente documento, la expresión "interrupción instantánea" se utiliza para describir una desviación del 0-10 % del valor nominal durante una duración de A ciclo a 30 ciclos.

Como se usa en el presente documento, la expresión "interrupción momentánea" se utiliza para describir una desviación del 0-10 % del valor nominal durante una duración de 30 ciclos a 3 segundos.

Como se usa en el presente documento, la expresión "caída" (del cual una "caída de tensión" es un ejemplo) se utiliza para describir una desviación del 10-90% del valor nominal, por ejemplo, por una duración de A ciclo a 1 minuto, ^{como se muestra en la figura}1^.

Como se usa en el presente documento, la expresión "variaciones de corta duración de RMS" se utiliza para describir una desviación del valor nominal con una duración de A ciclo a 1 minuto. Las subcategorías de variaciones de corta duración de RMS incluyen interrupciones instantáneas, interrupciones momentáneas, interrupciones temporales, caídas y subidas.

Como se usa en el presente documento, la expresión "subida" se utiliza para describir una desviación superior al 110 % del valor nominal, por ejemplo, por una duración de A ciclo a 1 minuto, como se muestra en la figura 1.

Como se usa en el presente documento, la expresión "interrupción temporal" se utiliza para describir una desviación del 0-10 % del valor nominal durante un período de 3 segundos a 1 minuto.

Como se usa en el presente documento, el término "transitorio" se utiliza para describir una desviación del valor nominal con una duración inferior a 1 ciclo. Las subcategorías de transitorios incluyen transitorios impulsivos (polaridad unidireccional) y oscilatorios (polaridad bidireccional).

En las realizaciones, el grado de impacto que tiene una variación de corta duración de RMS en la instalación de un consumidor de energía depende principalmente de cuatro factores:

1. La naturaleza y el origen del evento,

2. La susceptibilidad de las una o más cargas al evento,

3. La influencia del evento en el procedimiento o actividad, y

4. La sensibilidad de los costes para este evento.

En consecuencia, cada sistema de cliente, la operación o la carga pueden responder de manera diferente a una perturbación eléctrica determinada. Por ejemplo, es posible que un evento de caída de tensión afecte significativamente la operación de un cliente, mientras que la misma caída de tensión puede tener un impacto mínimo o nulo en la operación de otro cliente. También es posible que una caída de tensión afecte una parte del sistema eléctrico de un cliente de manera diferente a otra parte del mismo sistema eléctrico.

Con referencia a la figura 1A, un ejemplo de sistema eléctrico de acuerdo con las realizaciones de la divulgación incluye una o más cargas (aquí, cargas 111, 112, 113, 114, 115) y uno o más dispositivos electrónicos inteligentes (IED) (aquí, IED 121, 122, 123, 124) capaces de tomar muestras de, detectar o supervisar uno o más parámetros (por ejemplo, parámetros de supervisión de potencia) asociados con las cargas. En las realizaciones, las cargas 111, 112, 113, 114, 115 y los IED 121, 122, 123, 124 pueden instalarse en uno o más edificios u otras ubicaciones físicas o pueden instalarse en uno o más procedimientos y/o cargas dentro de un edificio. Los edificios pueden corresponder, por ejemplo, a edificios comerciales, industriales o institucionales.

Como se muestra en la figura 1A, los IED 121, 122, 123, 124 están acoplados cada uno a una o más de las cargas 111, 112, 113, 114, 115 (que pueden estar ubicadas "corriente arriba" o "corriente abajo" de los IED en algunas realizaciones). Las cargas 111, 112, 113, 114, 115 pueden incluir, por ejemplo, maquinaria o aparatos asociados con una aplicación particular (por ejemplo, una aplicación industrial), aplicaciones y/o procedimientos. La maquinaria puede incluir equipos eléctricos o electrónicos, por ejemplo. La maquinaria también puede incluir los controles y/o equipos auxiliares asociados con el equipo.

En las realizaciones, los IED 121, 122, 123, 124 pueden supervisar y, en algunas realizaciones, analizar parámetros (por ejemplo, parámetros relacionados con la energía) asociados con las cargas 111, 112, 113, 114, 115 a las que están acopladas. Los IED 121, 122, 123, 124 también pueden estar integrados dentro de las cargas 111, 112, 113, 114, 115 en algunas realizaciones. De acuerdo con varios aspectos, uno o más de los IED 121, 122, 123, 124 pueden configurarse para supervisar las fuentes de servicios públicos, incluidos los dispositivos de protección contra sobretensiones (SPD), unidades de disparo, filtros activos, iluminación, equipamiento IT, motores y/o transformadores, que son algunos ejemplos de cargas 111, 112, 113, 114, 115, y los IED 121, 122, 123, 124 pueden detectar fallos a tierra, caídas de tensión, subidas de tensión, interrupciones momentáneas y transitorios oscilatorios, así como un fallo del ventilador, temperatura, fallos de arco, fallos de fase a fase, enrollamiento en cortocircuito, fusibles quemados y ^{distorsiones armónicas, que son algunos parámetros de ejemplo que pueden estar asociados con las cargas}111^,112^,113, 114, 115. Los IED 121, 122, 123, 124 también pueden supervisar dispositivos, como generadores, incluidas las entradas/salidas (E/S), relés de protección, cargadores de batería y sensores (por ejemplo, agua, aire, gas, vapor, niveles, acelerómetros, caudales, presiones, etc.).

De acuerdo con otro aspecto, los IED 121, 122, 123, 124 pueden detectar condiciones de sobretensión y subtensión, así como otros parámetros como la temperatura, incluida la temperatura ambiente. De acuerdo con un aspecto adicional, los IED 121, 122, 123, 124 pueden proporcionar indicaciones de los parámetros supervisados y las condiciones detectadas que se pueden usar para controlar las cargas 111, 112, 113, 114, 115 y otros equipos en el sistema eléctrico en el que las cargas 111, 112, 113, 114 y los IED 121, 122, 123, 124 están instalados. Los IED 121, 122, 123, 124 pueden realizar una amplia variedad de otras funciones de supervisión y/o control, y los aspectos y realizaciones desvelados en el presente documento no se limitan a los IED 121, 122, 123, 124 que funcionan de acuerdo con los ejemplos mencionados anteriormente.

Se entiende que los IED 121, 122, 123, 124 pueden adoptar diversas formas y cada uno puede tener una complejidad asociada (o un conjunto de capacidades y/o características funcionales). Por ejemplo, el IED 121 puede corresponder a un IED "básico", el IED 122 puede corresponder a un IED "intermedio" y el IED 123 puede corresponder a un IED "avanzado". En dichas realizaciones, el IED 122 intermedio puede tener más funciones (por ejemplo, características y/o capacidades de medición de energía) que el IED 121 básico, y el IED 123 avanzado puede tener más funcionalidad y/o características que el IED 122 intermedio. Por ejemplo, en las realizaciones, el IED 121 (por ejemplo, un IED con capacidades y/o características básicas) puede ser capaz de supervisar tensión instantánea, energía de corriente, demanda, factor de potencia, valores promedios, valores máximos, potencia instantánea y/o variaciones de larga duración de RMS, y el IED 123 (por ejemplo, un IED con capacidades avanzadas) puede ser capaz de supervisar parámetros adicionales como transitorios de tensión, fluctuaciones de tensión, tasas de respuesta de frecuencia, flujos de potencia armónicos y componentes armónicos discretos, todo a frecuencias de toma de muestras más altas, etc. Se entiende que este ejemplo es solo para fines ilustrativos y, de la misma manera, en algunas realizaciones, un IED con capacidades básicas puede ser capaz de supervisar uno o más de los parámetros de medición de energía anteriores que se indican como asociados con un IED con capacidades avanzadas. También se entiende que en algunas realizaciones los IED 121, 122, 123, 124 tienen cada uno una funcionalidad independiente.

En la realización de ejemplo mostrada, los IED 121, 122, 123, 124 están acoplados comunicativamente a una unidad central de procesamiento 140 a través de la "nube" 150. En algunas realizaciones, los IED 121, 122, 123, 124 pueden estar acoplados comunicativamente directamente a la nube 150, como el IED 121 en la realización ilustrada. En otras realizaciones, los IED 121, 122, 123, 124 pueden estar acoplados comunicativamente indirectamente a la nube 150, por ejemplo, a través de un dispositivo intermedio, como un concentrador 130 conectado a la nube (o una puerta de enlace), como lo están los IED 122, 123, 124 en la realización ilustrada. El concentrador 130 conectado a la nube (o la puerta de enlace) puede, por ejemplo, proporcionar a los IED 122, 123, 124 acceso a la nube 150 y a la unidad central de procesamiento 140.

Como se usan en el presente documento, la expresión "nube" y la expresión "computación en la nube" están destinados a hacer referencia a los recursos informáticos conectados a Internet o accesibles de otro modo a los IED 121, 122, 123, 124 a través de una red de comunicación, que puede ser una red cableada o inalámbrica, o una combinación de ambas. Los recursos informáticos que comprenden la nube 150 pueden estar centralizados en una única ubicación, distribuidos en múltiples ubicaciones, o una combinación de ambos. Un sistema de computación en la nube puede dividir las tareas de computación entre múltiples estantes, servidores compactos, procesadores, núcleos, controladores, nodos u otras unidades informáticas de acuerdo con una programación o arquitectura de sistema de nube particular. De manera similar, un sistema de computación en la nube puede almacenar instrucciones e información informática en una memoria o almacenamiento centralizado, o puede distribuir dicha información entre múltiples componentes de memoria o almacenamiento. El sistema en la nube puede almacenar múltiples copias de instrucciones e información informática en unidades de almacenamiento redundantes, como una matriz RAID.

La unidad central de procesamiento 140 puede ser un ejemplo de un sistema informático en la nube o un sistema informático conectado a la nube. En las realizaciones, la unidad central de procesamiento 140 puede ser un servidor ubicado dentro de edificios en los que están instaladas las cargas 111, 112, 113, 114, 115 y los IED 121, 122, 123, 124, o puede ser un servicio basado en la nube ubicado remotamente. La unidad central de procesamiento 140 puede incluir componentes funcionales de computación similares a los de los IED 121, 122, 123, 124 en algunas realizaciones, pero generalmente puede poseer un mayor número y/o versiones más potentes de componentes involucrados en el procesamiento de datos, como procesadores, mecanismos de memoria, almacenamiento, interconexión, etc. La unidad central de procesamiento 140 se puede configurar para implementar una variedad de ^{técnicas de análisis para identificar patrones en los datos de medición recibidos de los IED}121^,122^{, 123, 124, como}se expone más adelante. Las diversas técnicas de análisis expuestas en el presente documento implican además la ejecución de una o más funciones de software, algoritmos, instrucciones, aplicaciones y parámetros, que se almacenan en una o más fuentes de memoria acopladas comunicativamente a la unidad central de procesamiento 140. En determinadas realizaciones, las expresiones "función", "algoritmo", "instrucción", "aplicación" o "parámetro" también pueden referirse a una jerarquía de funciones, algoritmos, instrucciones, aplicaciones, o parámetros, respectivamente, operando en paralelo y/o en tándem. Una jerarquía puede comprender una jerarquía basada en árboles, un árbol binario, un árbol que tiene uno o más nodos secundarios que descienden de cada nodo principal, o combinaciones de los mismos, en el que cada nodo representa una función específica, algoritmo, instrucción, aplicación o parámetro.

En las realizaciones, dado que la unidad central de procesamiento 140 está conectada a la nube 150, puede acceder a dispositivos o bases de datos 160 adicionales conectados a la nube a través de la nube 150. Por ejemplo, la unidad central de procesamiento 140 puede acceder a Internet y recibir información tal como datos meteorológicos, datos de precios de servicios públicos u otros datos que puedan ser útiles para analizar los datos de medición recibidos de los IED 121, 122, 123, 124. En las realizaciones, los dispositivos o bases de datos 160 conectados a la nube pueden corresponder a un dispositivo o base de datos asociados con una o más fuentes de datos externas. Adicionalmente, en las realizaciones, los dispositivos o bases de datos 160 conectados a la nube pueden corresponder a un dispositivo de usuario desde el cual un usuario puede proporcionar datos de entrada de usuario. Un usuario puede ver información sobre los IED 121, 122, 123, 124 (por ejemplo, marcas de IED, modelos, tipos, etc.) y los datos recopilados por los IED 121, 122, 123, 124 (por ejemplo, estadísticas de uso de energía) utilizando el dispositivo del usuario. Adicionalmente, en las realizaciones, el usuario puede configurar los IED 121, 122, 123, 124 utilizando el dispositivo de usuario.

En las realizaciones, aprovechando la conectividad en la nube y los recursos informáticos mejorados de la unidad central de procesamiento 140 en relación con los IED 121, 122, 123, 124, se pueden realizar análisis sofisticados de los datos recuperados de uno o más IED 121, 122, 123, 124, así como en las fuentes adicionales de datos expuestas anteriormente, cuando sea apropiado. Este análisis se puede utilizar para controlar dinámicamente uno o más parámetros, procedimientos, condiciones o equipo (por ejemplo, cargas) asociados con el sistema eléctrico.

En las realizaciones, los parámetros, procedimientos, condiciones o el equipo se controlan dinámicamente mediante un sistema de control asociado con el sistema eléctrico. En las realizaciones, el sistema de control puede corresponder o incluir uno o más de los IED 121, 122, 123, 124 en el sistema eléctrico, unidad central de procesamiento 140 y/u otros dispositivos dentro o fuera del sistema eléctrico.

Con referencia a la figura 1B, un ejemplo de IED 200 que puede ser adecuado para su uso en el sistema eléctrico mostrado en la FIG. 1A, por ejemplo, incluye un controlador 210, un dispositivo de memoria 215, almacenamiento 225 y una interfaz 230. El IED 200 también incluye un puerto de entrada-salida (E/S) 235, un sensor 240, un módulo de comunicación 245 y un mecanismo de interconexión 220 para acoplar comunicativamente dos o más componentes IED 210-245.

El dispositivo de memoria 215 puede incluir una memoria volátil, como DRAM o SRAM, por ejemplo. El dispositivo de memoria 215 puede almacenar programas y datos recopilados durante el funcionamiento del IED 200. Por ejemplo, en realizaciones en las que el IED 200 está configurado para supervisar o medir uno o más parámetros eléctricos asociados con una o más cargas (por ejemplo, 111, mostradas en la FIG. 1A) en un sistema eléctrico, el dispositivo de memoria 215 puede almacenar los parámetros eléctricos supervisados.

El sistema de almacenamiento 225 puede incluir un medio de grabación no volátil que se puede escribir y leer por ordenador, como un disco o una memoria de almacenamiento externo, en la que se almacenan señales que definen un programa a ejecutar por el controlador 210 o información a procesar por el programa. El controlador 210 puede controlar la transferencia de datos entre el sistema de almacenamiento 225 y el dispositivo de memoria 215 de acuerdo con mecanismos de transferencia de datos y computación conocidos. En las realizaciones, los parámetros eléctricos supervisados o medidos por el IED 200 pueden almacenarse en el sistema de almacenamiento 225.

El puerto de E/S 235 se puede utilizar para acoplar cargas (por ejemplo, 111, mostradas en la FIG. 1A) al IED 200, y el sensor 240 puede usarse para supervisar o medir los parámetros eléctricos asociados con las cargas. El puerto de E/S 235 también se puede utilizar para acoplar dispositivos externos, como dispositivos sensores (por ejemplo, dispositivos de sensor de temperatura y/o movimiento) y/o dispositivos de entrada del usuario (por ejemplo, dispositivos informáticos locales o remotos) (no mostrados), al IED 200. El puerto de E/S 235 puede estar acoplado además a uno o más mecanismos de entrada/salida de usuario, como botones, visualizaciones, dispositivos acústicos, etc., para proporcionar alertas (por ejemplo, para mostrar una alerta visual, como texto y/o una luz fija o intermitente, o para proporcionar una alerta de audio, como un pitido o un sonido prolongado) y/o para permitir la interacción del usuario con el IED 200.

El módulo de comunicación 245 puede configurarse para acoplar el IED 200 a una o más redes o dispositivos de comunicación externos. Estas redes pueden ser redes privadas dentro de un edificio en el que está instalado el IED 200, o redes públicas, tal como Internet. En las realizaciones, el módulo de comunicación 245 también puede configurarse para acoplar el IED 200 a un concentrador conectado a la nube (por ejemplo, 130, mostrado en la figura 1A), o a una unidad central de procesamiento conectada a la nube (por ejemplo, 140, mostrada en la figura 1A), asociada a un sistema eléctrico que incluye el IED 200.

El controlador 210 del IED puede incluir uno o más procesadores que están configurados para realizar funciones específicas del IED 200. Los uno o más procesadores pueden ser un procesador disponible comercialmente, como el conocido PentiumTM, procesadores de clase CoreTM o AtomTM disponibles en Intel Corporation. Hay muchos otros procesadores disponibles, incluyendo controladores lógicos programables. El controlador 210 de IED puede ejecutar un sistema operativo para definir una plataforma informática en la que se pueden ejecutar aplicaciones asociadas con el IED 200.

En las realizaciones, los parámetros eléctricos supervisados o medidos por el IED 200 pueden recibirse en una entrada del controlador 210 como datos de entrada del IED, y el controlador 210 puede procesar los parámetros eléctricos medidos para generar datos de salida del IED o señales en una salida del mismo. En las realizaciones, los datos o señales de salida del IED pueden corresponder a una salida del IED 200. Los datos o señales de salida del IED pueden proporcionarse en los puertos de E/S 235, por ejemplo. En las realizaciones, los datos o señales de salida del IED pueden ser recibidos por una unidad central de procesamiento conectada a la nube, por ejemplo, para su posterior procesamiento (por ejemplo, para identificar eventos de calidad de energía, como se ha expuesto brevemente anteriormente), y/o por equipo (por ejemplo, cargas) al que está acoplado el IED (por ejemplo, para controlar uno o más parámetros asociados con el equipo, como se expondrá más adelante). En un ejemplo, el iEd 200 puede incluir una interfaz 230 para mostrar visualizaciones indicativas de los datos o señales de salida del IED. La interfaz 230 puede corresponder a una interfaz gráfica de usuario (GUI) en las realizaciones, y las visualizaciones pueden incluir curvas de tolerancia que caracterizan un nivel de tolerancia del equipo al que está acoplado el IED 200, como se describirá más adelante.

Los componentes del IED 200 pueden acoplarse mediante el mecanismo de interconexión 220, que puede incluir uno o más autobuses, cableado u otro aparato de conexión eléctrica. El mecanismo de interconexión 220 puede permitir las comunicaciones (por ejemplo, datos, instrucciones, etc.) que se intercambiarán entre los componentes del sistema del IED 200.

Se entiende que el IED 200 es solo una de las muchas configuraciones potenciales de los IED de acuerdo con varios aspectos de la divulgación. Por ejemplo, los IED de acuerdo con las realizaciones de la divulgación pueden incluir más (o menos) componentes que el IED 200. Adicionalmente, en las realizaciones, se pueden combinar uno o más componentes del IED 200. Por ejemplo, en realizaciones, la memoria 215 y el almacenamiento 225 pueden combinarse.

Volviendo ahora a la figura 1A, para describir con precisión eventos aperiódicos tales como caídas de tensión en un sistema eléctrico (como el sistema eléctrico que se muestra en la figura 1A), es importante medir las señales relacionadas con la energía (por ejemplo, señales de tensión) asociadas con el evento. Dos atributos que se utilizan a menudo para caracterizar las caídas de tensión y los transitorios son la magnitud (desviación de la norma) y la duración (duración en el tiempo) del evento. Ambos parámetros son fundamentales para definir y, de este modo, mitigar este tipo de problemas de calidad de la energía. Los diagramas de dispersión de la magnitud de un evento (eje y) frente a su duración correspondiente (eje x) se muestran normalmente en un solo gráfico llamado diagrama "Magnitud-Duración", "Curva de tolerancia de potencia" o, como se hace referencia en el presente documento, una curva de tolerancia.

La figura 2 ilustra un gráfico 250 de magnitud-duración bien conocido: la curva de la industria de tecnología de la información (ITI) (a veces denominada curva ITIC o CBEMA) 260. La curva ITIC 260 muestra "una envolvente de tensión de entrada de CA que normalmente puede ser tolerada (sin interrupción en la función) por la mayoría de los equipos de tecnología de la información (ITE)". y es "aplicable a tensiones nominales de 120 V obtenidas a partir de 120 V, sistemas de 208Y/120V y 120/240V de 60 hercios". La "Región prohibida" en el gráfico incluye cualquier aumento o subida que exceda el límite superior de la envolvente. Los eventos que ocurren en esta región pueden resultar en daños al ITE. La "región sin daños" incluye caídas o interrupciones (es decir, por debajo del límite inferior de la envoltura) que no se espera que dañen el ITE. Adicionalmente, la "no interrupción en la región funcional" describe el área entre las líneas azules en la que las caídas, subidas, interrupciones y transitorios normalmente pueden ser tolerados por la mayoría de los ITE.

Como es sabido, las limitaciones de la curva ITIC 260 incluyen:

1. Es una envolvente/curva estática/fija,

2. Se propone para TI,

3. Está diseñada para sistemas eléctricos de 120V 60Hz,

4. Es un gráfico estandarizado/genérico que describe lo que debería esperarse "normalmente",

5. Inherentemente no proporciona información sobre las consecuencias de un evento,

6^{. Es únicamente un gráfico basado en tensión y no considera ningún otro parámetro eléctrico, y}

7. Se presenta en un gráfico semilogarítmico para la eficiencia multiplicativa.

Se entiende que las curvas de tolerancia de la técnica anterior como ITIC/CBEMA, la curva SEMI, u otras curvas configuradas manualmente, a menudo no son más que sugerencias para aplicaciones específicas. No indican cómo un sistema o equipo específico, aparato, carga, o controles asociados con el equipo, aparato, o la carga responderán realmente a un evento de caída/subida, cuál será el impacto del evento en el sistema eléctrico, o cómo y dónde mitigar económicamente los problemas. Asimismo, todas las zonas (subsistemas) dentro del sistema eléctrico reciben el mismo tratamiento, aunque la mayoría de los IED supervisan múltiples cargas. Una buena analogía es un atlas de carreteras: mientras que el atlas ilustra la ubicación de la carretera, no indica la ubicación de los peligros en la carretera, millaje de gasolina esperado, estado del vehículo, construcción, etc. Se requiere un mejor enfoque para mejorar la gestión de las caídas y subidas de tensión en los sistemas eléctricos.

Teniendo en cuenta lo anterior, la capacidad de proporcionar curvas de tolerancia personalizadas permite a un consumidor de energía (y los sistemas y procedimientos desvelados en el presente documento) administrar mejor su sistema a través de decisiones de inversión simplificadas, reducción de los costes de CAPEX y OPEX, problemas y oportunidades identificados y caracterizados, funcionamiento mejorado en evento y, en última instancia, mayor productividad y rentabilidad.

Algunos ejemplos de factores que deben tenerse en cuenta al aprovechar los beneficios de proporcionar curvas de tolerancia dinámicas para los consumidores de energía incluyen:

1. No hay dos clientes exactamente iguales y no hay dos puntos de medición idénticos. Una curva de tolerancia dinámica se personaliza de forma exclusiva para el punto en el que se recopilan los datos de medición en un sistema eléctrico específico.

2. A medida que los eventos ocurren y son capturados, una curva de tolerancia dinámica se actualiza continuamente de acuerdo con las respuestas únicas del sistema eléctrico.

3. Una curva de tolerancia dinámica se puede aplicar a cualquier tipo de sistema eléctrico/cualquier tipo de cliente; no se limita a los sistemas ITE.

4. También se puede utilizar una curva de tolerancia dinámica para prácticamente cualquier nivel de tensión; no ^{se limita a sistemas de}120 ^voltios.

5. Una curva de tolerancia dinámica no tiene escala fija; puede (y puede que necesite) escalar automáticamente.

6^{. Es posible agregar automáticamente curvas de tolerancia dinámica de dispositivos discretos en una única curva}de tolerancia de sistema dinámico.

Teniendo en cuenta lo anterior, hay una pluralidad de nuevas características potenciales de acuerdo con esta divulgación que pueden producir numerosos beneficios para los consumidores de energía. En las realizaciones, el objetivo de estas funciones es simplificar un tema generalmente complejo en oportunidades prácticas para los consumidores de energía. Las características de ejemplo de acuerdo con esta divulgación se establecen a continuación para su consideración.

I. Curvas de tolerancia dinámica

Esta realización de la divulgación comprende ajustar automáticamente una curva de tolerancia de caída/subida en función del impacto de la carga medida por un IED discreto. En esta realización, el "impacto de la carga" se determina evaluando una carga previa al evento frente a una carga posterior al evento (es decir, la carga después del inicio del evento). La diferencia entre las cargas previas y posteriores al evento (es decir, kW, corriente, energía, etc.) se utiliza para cuantificar el impacto del evento. La medida de "impacto" puede calcularse como un valor porcentual, valor absoluto, valor normalizado u otro valor útil para el consumidor de energía. Las evaluaciones adicionales pueden incluir cambios en la tensión, corriente, factor de potencia, niveles de distorsión armónica total (THD), niveles discretos de componentes armónicos, distorsión de la demanda total (TDD), desequilibrio, o cualquier otro parámetro/característica eléctrica que pueda proporcionar una indicación del tipo (carga o fuente), magnitud y ubicación del cambio dentro del sistema eléctrico. La fuente de datos puede provenir de datos registrados, datos de forma de onda, lecturas MODBUS directas, o cualquier otro medio.

La figura 3 ilustra una curva de tolerancia típica (por ejemplo, curva ITIC), que se utiliza como referencia (también se muestra en la figura 2). Cabe señalar que en las realizaciones sustancialmente cualquier curva de tolerancia conocida descrita de forma única (por ejemplo, SEMI F47, ANSI, CBEMA, otra curva personalizada) se puede utilizar como la curva de tolerancia de referencia porque una intención de esta realización de la divulgación es personalizar dinámicamente (es decir, cambiar, actualizar, revisar, etc.) la curva de tolerancia para que refleje las características únicas de tolerancia al evento de tensión eléctrico en el punto de instalación del iEd . A medida que el IED captura y cuantifica más eventos, la precisión y caracterización de la curva de tolerancia de tensión dinámica pueden mejorar en el punto de instalación de ese IED. La figura 3 también se muestra como un gráfico semilogarítmico; sin embargo, la curva de tolerancia dinámica se puede escalar en cualquier formato práctico tanto para análisis como para fines de visualización.

La figura 4 ilustra un ejemplo de evento de caída de tensión (50 % del nominal, 3 milisegundos de duración) en una ^{curva de tolerancia estándar/base que da como resultado la pérdida del}20 ^{% de la carga según lo determinado por el}IED. El área sombreada en la figura 5 ilustra la diferencia entre la curva de tolerancia de la referencia (por ejemplo, como se muestra en la figura 3) y la tolerancia real de las cargas medidas corriente abajo debido a la sensibilidad particular en esta ubicación en el sistema eléctrico a este grado (magnitud y duración) de caída de tensión. La figura 6 ^{ilustra un ejemplo de curva de tolerancia personalizada y actualizada automáticamente construida a partir del punto}de datos del evento y determinada para el punto en el que el IED está instalado en el sistema eléctrico. En las realizaciones, asume que cualquier evento de caída/subida/transitorio con características más severas (es decir, caída de tensión más profunda, mayores subidas de tensión, transitorio más grande, mayor duración, etc.) tendrá un impacto en la carga al menos con la misma gravedad que el evento que se está considerando actualmente.

La figura 7 ilustra una multitud de caídas/subidas/transitorios de tensión en una curva de tolerancia estándar/de referencia. Algunos eventos se indican como representativos de un impacto y otros no representativos de un impacto, ^{en función de uno o más parámetros cambiantes en el momento del evento. La figura}8 ^{ilustra una curva de tolerancia}personalizada y actualizada automáticamente para la multitud de caídas/aumentos/transitorios de tensión que representan un impacto y que no representan un impacto según lo determinado por los datos medidos tomados desde el punto en el que el IED está instalado en el sistema eléctrico.

a. Curvas de tolerancia dinámica de tres dimensiones (3-D) con impacto de carga (también denominadas en el presente documento "curvas de tolerancia dinámica de impacto")

Las curvas de tolerancia estándar (por ejemplo, curva ITIC, curva SEMI, etc.) se describen en gráficos bidimensionales con el porcentaje de la tensión nominal en el eje y y la duración (por ejemplo, ciclos, segundo, milisegundos, etc.) en el eje x, por ejemplo, como se muestra en la figura 7. Mientras que el eje y se presenta en unidades de porcentaje de la tensión nominal, se entiende que las unidades del eje y también pueden estar en unidades absolutas (por ejemplo, valores reales como tensión), o sustancialmente cualquier otro descriptor de la magnitud del parámetro del eje y. Adicionalmente, mientras que el eje x es logarítmico en la figura 7, por ejemplo, se entiende que el eje x no tiene por qué ser logarítmico (por ejemplo, también puede ser lineal). Estos gráficos de curvas de tolerancia estándar en 2-D proporcionan solo una descripción limitada de las características de un evento (magnitud y duración); no proporcionan información relacionada con el impacto de un evento en las una o más cargas. Si bien el consumidor de energía sabe que se ha producido un evento, no pueden decir si (y si es así, en qué grado) un evento afectó su sistema eléctrico (y probablemente, su operación).

Agregar una tercera dimensión al gráfico de la curva de tolerancia permite al consumidor de energía identificar visualmente la caracterización de la tolerancia de caída/subida/transitorio de su sistema (en el punto de medición) relacionada con la magnitud, duración, y un tercer parámetro como el impacto de la carga. De nuevo, el impacto de la carga se determina analizando los cambios en la carga (u otro parámetro eléctrico) antes y después de un evento utilizando datos registrados, datos de forma de onda, datos de lectura directa de MODBUS, otros datos, o cualquier combinación de los mismos.

Las curvas de tolerancia tridimensionales (3-D) de acuerdo con las realizaciones de la divulgación pueden adaptarse y/u orientarse a cualquier eje, perspectiva, escala, numéricamente ascendente/descendente, alfabetizarse, color, tamaño, forma, parámetro eléctrico, característica del evento, etc., para describir de manera útil un evento o eventos al consumidor de energía. Por ejemplo, la figura 9 ilustra una perspectiva ortográfica ilustrativa de una curva de ^{tolerancia-impacto que incorpora tres parámetros:}1^{) porcentaje de la tensión nominal en el eje y,}2^{) duración en ciclos}y segundos en el eje x y 3) porcentaje de carga impactada en el eje z. Mientras que el eje y se presenta en unidades de porcentaje de la tensión nominal en la realización ilustrada, se entiende que las unidades del eje y también pueden estar en unidades absolutas (por ejemplo, valores reales como tensión), o sustancialmente cualquier otro descriptor de la magnitud del parámetro del eje y. Adicionalmente, mientras que el eje x es logarítmico en la realización ilustrada, se entiende que el eje x no tiene por qué ser logarítmico (por ejemplo, también puede ser lineal). La figura 10 ilustra una vista en 3-D en perspectiva de un solo punto ilustrativo de la misma curva de tolerancia-impacto mostrada en la figura 9, e incorpora los mismos parámetros respectivos para los tres ejes. También intenta integrar el sombreado de color para ayudar a ilustrar la gravedad del impacto debido a eventos de magnitud y duración específicas (de menor a peor; amarillo a rojo, en la realización ilustrada). La figura 11 intenta ilustrar una vista en 3-D en perspectiva de un solo punto ilustrativo de una curva de tolerancia-impacto que incorpora magnitud, la duración, el porcentaje de impacto de carga, sombreado y forma del evento (para proporcionar más características del evento en un solo gráfico). De nuevo, el impacto de la carga puede ser un porcentaje relativo de la carga total antes del evento (como se muestra en el gráfico), como un valor real (por ejemplo, kW, amperios, etc.), ascendente o descendente de valor, o cualquier otra manipulación de estos o cualesquiera otros parámetros eléctricos.

b. Curvas de tiempo de recuperación-tolerancia dinámica de tres dimensiones (3-D)

En función de la sección anterior que analiza el impacto de la carga, en las realizaciones también es posible usar curvas de tolerancia-impacto para cuantificar más directamente el efecto de un evento de caída/subida/transitorio de tensión en la operación de un consumidor de energía. El tiempo para recuperarse de un evento puede afectar directamente el coste total de un evento de tensión.

A los efectos de esta divulgación, "tiempo de recuperación" se define como el período de tiempo requerido para devolver los parámetros del sistema eléctrico a (o aproximadamente a) su estado original antes del evento que provocó su perturbación inicial. En las realizaciones, el tiempo de recuperación y el impacto de la carga son variables independientes; ninguno depende del otro. Por ejemplo, un evento de tensión puede afectar un pequeño porcentaje de carga, sin embargo, el tiempo de recuperación puede ser considerable. Por el contrario, el tiempo de recuperación de un evento que presenta un impacto extremo podría ser relativamente corto. Así como el impacto de un evento depende de una serie de factores (algunos ejemplos se establecen en la sección de sumario de esta divulgación), también lo es el tiempo de recuperación. Algunos ejemplos de factores que pueden influir en gran medida en la duración del tiempo de recuperación incluyen: capacidad para localizar rápidamente el origen del evento (si está dentro de la instalación), extensión del daño al equipo, disponibilidad de repuestos, disponibilidad de personal, sistemas redundantes, esquemas de protección, etc.

Un procedimiento de ejemplo para calcular el tiempo de recuperación incluye medir el tiempo transcurrido entre la ocurrencia de un primer evento representativo de un impacto y el punto en el que la carga excede un umbral predeterminado de la carga previa al evento. Por ejemplo, una carga previa al evento de 500 kW con un umbral de recuperación del 90 % indicará que la recuperación se ha producido a 450 kW. Si la carga medida tarda 26 minutos en alcanzar o superar los 450 kW (es decir, 90 % de la carga previa al evento), entonces el tiempo de recuperación es igual a 26 minutos. El umbral de recuperación se puede determinar utilizando un porcentaje relativo de la carga de prevención, un valor absoluto (kW), la recuperación de los niveles de tensión o corriente, un disparador externo o manual, un valor estándar reconocido, una configuración subjetiva, o por algún otro procedimiento que utilice uno o más parámetros eléctricos o no eléctricos.

La figura 12 ilustra una perspectiva ortográfica ilustrativa de una curva de tiempo de tolerancia-recuperación que ^{incorpora tres parámetros:}1^{) porcentaje de la tensión nominal en el eje y,}2^{) duración en ciclos y segundos (o, como}alternativa, milisegundos) en el eje x y 3) tiempo o período de recuperación en días, horas y/o minutos en el eje z. Mientras que el eje y se presenta en unidades de porcentaje de la tensión nominal en la realización ilustrada, se entiende que las unidades del eje y también pueden estar en unidades absolutas (por ejemplo, valores reales como tensión), o sustancialmente cualquier otro descriptor de la magnitud del parámetro del eje y. Adicionalmente, mientras que el eje x es logarítmico en la realización ilustrada, se entiende que el eje x no tiene por qué ser logarítmico (por ejemplo, también puede ser lineal). En las realizaciones, el eje z (tiempo de recuperación) puede configurarse sustancialmente en cualquier escala fija (o autoescalarse), puede enumerarse en orden ascendente o descendente y puede utilizar sustancialmente cualquier unidad temporal conocida. La figura 13 ilustra una vista ILUSTRATIVA en 3-D en perspectiva de un solo punto de la misma curva de tolerancia-tiempo de recuperación mostrada en la figura 12, e incorpora los mismos parámetros respectivos para los tres ejes. La figura 13 también integra sombreado de color para ayudar a ilustrar la gravedad del tiempo de recuperación debido a eventos de magnitud y duración específicos (de menor a peor; amarillo a rojo en la realización ilustrada). La figura 14 ilustra una vista ilustrativa en 3D en perspectiva de un solo punto de una curva de tiempo de tolerancia-recuperación que incorpora la magnitud, la duración, tiempo de recuperación, sombreado y forma del evento (para proporcionar más características del evento en un solo gráfico).

c. Curvas de tolerancia dinámica-impacto económico en 3-D

Las curvas 3-D expuestas anteriormente también pueden usarse para ilustrar el impacto económico (por ejemplo, pérdidas de producción, reiniciar pérdidas, pérdidas de producto/material, pérdidas de equipos, pérdidas de terceros, pérdidas totales, etc.) en lo que respecta a eventos de tensión. Obviamente, la configuración puede llevar mucho tiempo; sin embargo, la relación entre el tiempo de recuperación y cualquier factor económico relevante puede mostrarse y entenderse fácilmente utilizando curvas de tolerancia dinámica-impacto económico. El coste del tiempo de inactividad (CoD) puede usarse inicialmente para determinar un coste económico dado durante el período de recuperación (asumiendo que el valor de CoD sea razonable). Algunos estudios indican que cada minuto de inactividad cuesta a los consumidores de energía en la industria automotriz más de 22000 $. En oposición a esto, los estudios ^{similares indican que los consumidores de energía de la industria de la salud pierden más de}10000 ^{$/minuto de}tiempo de inactividad. Con el tiempo, los consumidores de energía (y los sistemas y procedimientos desvelados en el presente documento) pueden cuantificar sus costes típicos de tiempo de recuperación (ya sea lineal o no lineal), o pueden realizar un estudio para determinar esta relación en sus instalaciones o negocios. La determinación de la relación entre los eventos de tensión y los factores económicos permitirá a los consumidores de energía tomar decisiones más rápidas y mejores con respecto a los gastos de capitalización y/o la retención de servicios.

Por ejemplo, la figura 15 ilustra las pérdidas de producción con respecto a un evento de caída de tensión del 50 % ^{nominal con una duración de 3 milisegundos. Suponiendo que el tiempo de recuperación fue de}8 ^{horas (véase, por}ejemplo, la figura 13) y las pérdidas de producción son un promedio de 2500 $/hora, las pérdidas totales de producción serán de 20000 $. Si las capacidades de funcionamiento pueden ayudar a evitar una interrupción operativa a un coste de 50000 $, la recuperación de la inversión en el funcionamiento de la caída de tensión, aunque el equipo puede ser solo de aproximadamente 2,5 eventos de tensión, por ejemplo. Como se mencionó al principio del presente ^{documento, los estudios han demostrado que los clientes industriales promedio experimentan alrededor de}66 ^caídasde tensión cada año, por lo que la decisión de mitigar debería ser sencilla en este caso.

d. Curvas de tolerancia-impacto corriente arriba/corriente abajo

Como se ha dicho y es ampliamente conocido, los sistemas eléctricos son sensibles a los eventos de tensión en diversos grados. Para algunos consumidores de energía, los eventos de tensión pueden ser simplemente una molestia (sin impacto significativo); para otros consumidores de energía, cualquier pequeña anomalía de tensión puede ser catastrófica. Como se ha expuesto anteriormente, cuantificar el impacto de los eventos de tensión ayuda a los consumidores de energía a determinar la gravedad, prevalencia e influencia de estos eventos en su operación. Si los eventos de tensión afectan la operación del consumidor de energía, la siguiente etapa es identificar la fuente del problema.

Se pueden usar algoritmos de medición y otros procedimientos asociados para determinar si la fuente de un evento de tensión está corriente arriba o corriente abajo de un punto de medición (por ejemplo, punto eléctrico de instalación de un IED en un sistema eléctrico). Por ejemplo, la figura 16 ilustra una red eléctrica simple con tres puntos de medición (M¹, M²y M³). Se muestra que se produce un fallo (X) entre M¹y M². En las realizaciones, los algoritmos en M¹pueden ^{indicar que la fuente del fallo está corriente abajo (}4^{) de su ubicación, y los algoritmos en M2 pueden indicar que la fuente del fallo está corriente arriba (}4^{) de su ubicación. Adicionalmente, en las realizaciones, los algoritmos en M3 pueden indicar que la fuente del fallo está corriente arriba (}4^{). Al evaluar el fallo como un evento del sistema (es decir,}utilizando datos de los tres IED), en las realizaciones, es posible identificar en general la ubicación de la fuente del fallo dentro de la red eléctrica (es decir, con respecto a los puntos de medición).

Esta realización evalúa el impacto de un evento de tensión contra la ubicación indicada (corriente arriba o corriente abajo del punto de medición) relacionada con la fuente del evento de tensión. Esto es muy útil porque las fuentes de eventos de tensión corriente arriba a menudo requieren diferentes soluciones mitigantes (y costes asociados) que las fuentes de eventos de tensión corriente abajo. Asimismo, probablemente habrá diferentes consideraciones económicas (por ejemplo, costes de impacto, costes de mitigación, etc.) dependiendo de dónde se encuentre la fuente del evento de tensión dentro del sistema eléctrico. Cuanto mayor sea el área sometida al impacto, cuanto más caro sea mitigar el problema. Los eventos de tensión corriente arriba pueden afectar potencialmente a una parte más grande de la red eléctrica que los eventos de tensión corriente abajo y, por lo tanto, pueden ser más costoso de mitigar. De nuevo, el coste de mitigar los eventos de tensión se determinará caso por caso, ya que cada punto de medición es único.

En las realizaciones, los IED instalados en los puntos de medición están configurados para medir, proteger y/o controlar una o más cargas. Los IED se instalan típicamente corriente arriba de las una o más cargas porque el flujo de corriente a las una o más cargas puede ser un aspecto esencial en la medición, proteger y/o controlar las una o más cargas. Sin embargo, se entiende que los IED también pueden instalarse corriente abajo de las una o más cargas.

Con referencia a la figura 16A, otro ejemplo de sistema eléctrico incluye una pluralidad de IED (IED1, IED2, IED3, IED4, IED5) y una pluralidad de cargas (L1, L2, L3, L4, L5). En las realizaciones, las cargas L1, L2 corresponden a un primer tipo de carga, y las cargas L3, L4, L5 corresponden a un segundo tipo de carga. El primer tipo de carga puede ser el mismo o similar al segundo tipo de carga en algunas realizaciones, o diferente del segundo tipo de carga en otras realizaciones. Las cargas L1, L2 están colocadas en una ubicación "eléctricamente" (o "conductiva") corriente abajo en relación con al menos los IED IED1, IED2, IED3 en el sistema eléctrico (es decir, IED IED1, IED2, IED3 están corriente arriba de las cargas L1, L2). Adicionalmente, las cargas L3, L4, L5 están colocadas en una ubicación "eléctricamente" corriente abajo en relación con al menos los IED IED1, IED4, IED5 en el sistema eléctrico (es decir, IED IED1, IED4, IED5 están corriente arriba de las cargas L3, L4, L5).

En la realización ilustrada, se muestra un evento de calidad de energía (o fallo) X que ocurre corriente arriba en relación con las cargas L1, L2. Las flechas hacia arriba indican "corriente arriba" y las flechas hacia abajo indican "corriente abajo" en la realización de ejemplo mostrada. Como se ilustra, IED IED1, IED2 se muestran apuntando hacia el fallo X. Adicionalmente, IED IED3, IED4, IED5 se muestran apuntando corriente arriba. En las realizaciones, esto se debe a que la ruta que conduce al fallo X está corriente arriba de las ubicaciones respectivas IED IED3, IED4, IED5 en el sistema eléctrico, y corriente abajo de la ubicación respectiva de IED IED1, IED2 en el sistema eléctrico. En las realizaciones, los algoritmos que determinan la dirección del fallo X pueden ubicarse (o almacenarse) en los IED, software en el sitio, sistemas basados en la nube y/o pasarelas, etc., por ejemplo.

La figura 17 ilustra una curva de tolerancia de tensión de gráfico en 2-D de eventos de tensión capturados por un IED similar a la figura 7 anterior; sin embargo, los eventos de tensión corriente arriba y corriente abajo se indican de forma única y se solapan/superponen conjuntamente. La figura 18 ilustra una curva de tolerancia de tensión en 2-D que muestra solo los eventos de tensión corriente arriba que están desagregados del conjunto total de eventos de tensión que se muestran en la figura 17. De manera similar, la figura 19 ilustra una curva de tolerancia de tensión en 2-D que muestra solo los eventos de tensión corriente abajo desagregados del conjunto total de eventos de tensión que se muestran en la figura 17. Estos gráficos permiten a los consumidores de energía (y los sistemas y procedimientos desvelados en el presente documento) distinguir los eventos corriente arriba de los eventos corriente abajo, de este modo, ayudando a proporcionar una mejor vista visualmente intuitiva para identificar la ubicación principal de las fuentes de eventos de tensión (y tal vez, sus causas). Por supuesto, las características adicionales o alternativas, los parámetros, los filtros y/u otra información relacionada (por ejemplo, datos eléctricos, hora, metadatos, etc.) pueden ser utilizados, visualizados y/o trazados para embellecer aún más de manera efectiva y productiva las curvas de tolerancia de tensión.

Por ejemplo, la figura 20 ilustra una perspectiva ortográfica ilustrativa de una curva de ubicación de fuente de impacto ^{de tolerancia que incorpora cinco parámetros:}1 ^{) porcentaje de la tensión nominal en el eje y,}2^{) duración en ciclos y}segundos en el eje x y 3) porcentaje de carga impactada en el eje z. Mientras que el eje y se presenta en unidades de porcentaje de la tensión nominal en la realización ilustrada, se entiende que las unidades del eje y también pueden estar en unidades absolutas (por ejemplo, valores reales como tensión), o sustancialmente cualquier otro descriptor de la magnitud del parámetro del eje y. Adicionalmente, mientras que el eje x es logarítmico en la realización ilustrada, se entiende que el eje x no tiene por qué ser logarítmico (por ejemplo, también puede ser lineal). También se incluyen ^{dimensiones adicionales en la figura}20^{, como el tiempo de recuperación (tamaño del punto de datos) y si un evento}en particular fue corriente arriba o corriente abajo del punto de medición (el centro del punto de datos es blanco o negro, respectivamente). Además, el eje z se podría hacer para mostrar el tiempo de recuperación, mientras que el tamaño del punto de datos podría usarse para indicar el porcentaje de carga sometida a impacto. Se entiende que se pueden incorporar muchos otros parámetros/dimensiones según tenga sentido y/o sea útil.

e. Mitigación del impacto de caída/subida/transitorio mediante curvas de tolerancia dinámica

Como se indicó anteriormente, los sistemas eléctricos suelen ser sensibles a los eventos de tensión en diversos grados. Para algunos consumidores de energía, los eventos de tensión pueden ser simplemente una molestia (sin impacto significativo); para otros consumidores de energía, cualquier evento de tensión puede ser catastrófico. Como se ha expuesto anteriormente, cuantificar el impacto de los eventos de tensión ayuda a los consumidores de energía a determinar la gravedad, prevalencia e influencia de estos eventos en su operación. Si los eventos de tensión tienen un impacto en la operación del consumidor de energía, la siguiente etapa debe ser identificar el problema para que pueda reducirse o eliminarse por completo.

En las realizaciones, eliminar o reducir el impacto de las caídas/subidas/transitorios de tensión (e interrupciones momentáneas, temporales e instantáneas) para las diversas realizaciones expuestas a lo largo de la divulgación, ^{generalmente se puede lograr de tres maneras:}1^{) eliminando la fuente de los eventos de tensión,}2^{) reduciendo el}número o la gravedad de los eventos de tensión producidos por la fuente o 3) minimizando los efectos de los eventos de tensión en el equipo sometido al impacto. En algunas realizaciones, es sustancialmente difícil eliminar la fuente (o fuentes) de los eventos de tensión porque estas mismas fuentes suelen ser un componente integral o una carga dentro de la infraestructura eléctrica de la instalación, procedimiento y/u operación. Adicionalmente, la fuente del evento de tensión puede estar ubicada en la red eléctrica y, por lo tanto, obstaculizar la capacidad de abordar directamente un problema. Si la fuente del evento de tensión se encuentra dentro de la instalación del consumidor de energía, puede ser posible minimizar los eventos de tensión en la fuente mediante el uso de diferentes técnicas o tecnologías (por ejemplo, motores de "arranque suave" en lugar de arranque de motor "transversal"). En algunas realizaciones, eliminar o reemplazar la fuente (o fuentes) de eventos de tensión puede tener un coste prohibitivo y requerir un nuevo diseño extenso de un sistema o subsistema eléctrico. También es posible "desensibilizar" el equipo contra los efectos de eventos de tensión como caídas, subidas y transitorios. Como siempre, existen compensaciones económicas al considerar el mejor enfoque para reducir o eliminar los problemas de tensión. La figura 21 es una ilustración generalmente reconocida que muestra la progresión en el coste para mitigar eventos de tensión y otros problemas relacionados con la calidad de la energía, lo que tiende a aumentar a medida que la solución se acerca a la fuente. Una evaluación económica exhaustiva puede incluir los costes del ciclo de vida tanto inicial como total para una solución determinada. Asimismo, puede ser muy importante considerar la respuesta de cualquier posible solución a las fuentes internas y externas de perturbaciones de tensión del sistema.

A modo de ejemplo, los motores son un aparato eléctrico importante que se utiliza en la mayoría de los procedimientos. Los arranques de motor estándar (a través de la línea) generalmente producen caídas de tensión debido a la ^{impedancia entre la fuente y el motor y la corriente de entrada del motor, que es típicamente de}6 ^a10 ^{veces la}corriente nominal de carga completa. Lo más probable es que retirar el motor del procedimiento no sea práctico; sin embargo, reducir la caída de tensión o minimizar sus efectos en los equipos adyacentes pueden ser alternativas viables. Algunas soluciones de ejemplo pueden incluir el uso de diferentes tecnologías de motor, como los variadores de velocidad o el empleo de técnicas de arranque suave del motor para controlar o limitar la corriente de entrada (y, por lo tanto, reducir o eliminar la caída de tensión en el arranque). Otro ejemplo de solución es implementar uno o más de varios dispositivos o equipos mitigantes para reducir el impacto del evento de tensión en los equipos sensibles. De nuevo, cada sistema eléctrico es único, por lo que el coste de mitigar las perturbaciones en la calidad de la energía puede variar de un lugar a otro, de sistema a sistema y de cliente a cliente.

Esta realización incluye la evaluación de las características de funcionamiento de una multitud de dispositivos mitigadores frente a las curvas de impacto de tolerancia dinámica proporcionadas por cada IED capaz. El resultado de la evaluación puede indicar los beneficios adicionales del funcionamiento de cualquier dispositivo mitigador en particular a cualquier ubicación de medición específica. Además, una comparación de los beneficios económicos operativos y/o de otro tipo también se puede realizar entre dos o más tecnologías o técnicas de funcionamiento para un sistema o subsistema específico. En las realizaciones, para realizar la evaluación, se puede evaluar una colección (o biblioteca) administrada de las características de funcionamiento de los dispositivos de mitigación. La colección (o biblioteca) administrada de dispositivos de mitigación puede incluir (pero sin limitación) características y/o capacidades tales como tipo, tecnología, comportamiento de magnitud frente a duración, restricciones de carga, aplicaciones típicas, costes de compra, costes de instalación, costes operativos, disponibilidad, fuentes de compra, dimensiones/factores de forma, marcas, y así sucesivamente para cada variedad conocida. En las realizaciones, las características y capacidades descritas en la colección administrada de dispositivos de mitigación se considerarán (según sea necesario y estén disponibles) para su aplicación en cada (o sustancialmente cada) punto (o subsistema) medido discretamente en el que los datos se pueden obtener y evaluar. Una o más curvas de características de funcionamiento (que indican la magnitud frente a la duración de las capacidades de funcionamiento) para cualquier dispositivo de mitigación que se encuentre en la colección administrada (biblioteca) pueden solaparse/superponerse en la curva de tolerancia dinámica para al menos uno o más puntos de medición discretos. Como alternativa, la evaluación se puede proporcionar a través de otros medios en consecuencia. Una o más características y/o capacidades de los dispositivos de mitigación pueden incluirse en la evaluación frente a la curva de tolerancia dinámica en función de factores como los enumerados y disponibles en la colección (o biblioteca) administrada. En las realizaciones, esta evaluación puede estar impulsada por una alarma, activarse manual o automáticamente, programarse o iniciarse de otra manera.

Las curvas de impacto-tolerancia dinámica proporcionadas por cada IED capaz para la jerarquía del sistema eléctrico (o partes de su jerarquía) pueden evaluarse contra las características de funcionamiento de uno o más dispositivos de mitigación. En las realizaciones, puede ser más factible, rentable, o de otro modo beneficioso proporcionar mejoras de funcionamiento como parte de un sistema, procedimiento del subsistema y/o ubicación discreta. Considerando que puede ser económico/práctico/factible aplicar un tipo de solución de mitigación de funcionamiento para un dispositivo o un subsistema/zona, puede ser más económico/práctico/factible proporcionar una solución de mitigación de funcionamiento diferente para otro dispositivo o subsistema/zona dentro del sistema eléctrico. En definitiva, se puede proporcionar la solución de mitigación de funcionamiento más económica/práctica/factible para todo (o parte del) sistema eléctrico según la información disponible. En las realizaciones, se pueden considerar otros factores al determinar las mejoras de funcionamiento para una o más ubicaciones dentro de un sistema eléctrico; sin embargo, esta aplicación enfatiza la importancia de aprovechar las curvas de tolerancia dinámica establecidas discretamente de uno o más IED.

La figura 22 ilustra la curva de tolerancia dinámica 2-D de la figura 5. De nuevo, este ejemplo muestra una curva de tolerancia que se ha personalizado y actualizado en función de una sola caída de tensión del 50 % que dura 3 milisegundos y tiene un impacto de carga del 20 %. Se puede realizar una evaluación para determinar el enfoque más económico/práctico/factible con el fin de mejorar el rendimiento de funcionamiento para esta ubicación particular en el sistema eléctrico. La colección administrada (biblioteca) de dispositivos de mitigación puede evaluarse frente a opciones adecuadas y soluciones viables. La figura 23 muestra las características de funcionamiento (magnitud frente a duración) de SagFighter® de Schneider Electric, que afirma cumplir con SEMI F47, solapada/superpuesta sobre la curva de tolerancia dinámica actualizada. La figura 24 proporciona al consumidor de energía una indicación gráfica de los beneficios de funcionamiento de SagFighter en esta ubicación particular del sistema eléctrico (como se indica en el área sombreada en la figura 24, por ejemplo). Por supuesto, la recomendación final del dispositivo de mitigación proporcionada al consumidor de energía puede depender de algo más que la característica de funcionamiento del dispositivo de mitigación (por ejemplo, económico/práctico/factible/etc.). Adicionalmente, este enfoque se puede proporcionar a múltiples puntos medidos a través del sistema o subsistemas eléctricos.

f. Determinación de los costes de oportunidad para soluciones de mitigación de funcionamiento mediante curvas de tolerancia dinámica

Como es sabido, el costo de oportunidad se refiere a un beneficio o ganancia que podría haberse logrado, pero fue renunciado en lugar de tomar un curso de acción alternativo. Por ejemplo, un administrador de la instalación con un presupuesto fijo puede invertir fondos para ampliar la instalación O para mejorar la fiabilidad de la instalación existente. El coste de oportunidad se determinaría en función del beneficio económico de la elección no tomada por el administrador de la instalación.

En esta realización de la divulgación, el "coste de oportunidad" se amplía para incluir otros beneficios como pérdidas de producción, pérdidas materiales, tiempo de recuperación, el impacto de carga, pérdidas de equipos, pérdidas de terceros y/o cualquier otra pérdida que sea cuantificable por alguna medida. Adicionalmente, un "curso de acción alternativo" puede ser la decisión de no tomar ninguna medida. Algunos de los beneficios de no tomar medidas incluyen el ahorro de recursos, ahorros monetarios, ahorro de tiempo, impacto operativo reducido, aplazamiento, etc. Es decir, los responsables de la toma de decisiones a menudo consideran que los beneficios de no tomar ninguna acción son mayores que los beneficios de tomar acciones específicas.

La decisión de no emprender una acción a menudo se basa en la falta de información relacionada con un problema determinado. Por ejemplo, si alguien no puede cuantificar los beneficios de realizar una acción en particular, es menos probable que tomen esa acción (que puede ser una decisión equivocada). Por el contrario, si alguien es capaz de cuantificar los beneficios de realizar una acción en particular, es más probable que tomen la decisión correcta (actuar o no). Además, tener información de calidad disponible proporciona las herramientas para producir otras evaluaciones económicas, como análisis de coste/beneficio y relaciones riesgo/recompensa.

Esta realización de esta divulgación puede evaluar de forma continua (o semicontinua) el impacto de los eventos de tensión (caídas/subidas/transitorios) frente a las características de tolerancia de funcionamiento de uno o más dispositivos de mitigación, aparatos y/o equipos. La evaluación puede considerar datos históricos para rastrear continuamente eventos de tensión, impacto asociado del sistema discreto y combinado (por ejemplo, como valor relativo, valor absoluto, demanda, energía u otra característica cuantificable relacionada con la energía), subsistema y/o perspectiva del sistema, impacto jerárquico de dos o más dispositivos, zonas, zonas transversales, o una combinación de las mismas. La información obtenida de la evaluación se puede utilizar para proporcionar retroalimentación y métricas sobre las repercusiones operativas que podrían haberse evitado si uno o más dispositivos de mitigación, aparatos y/o equipos se hubiesen instalado en una ubicación (o ubicaciones).

Por ejemplo, la figura 25 proporciona un gráfico en 2-D que ilustra eventos (y cualquier impacto asociado) que podrían haberse evitado (círculos verdes) si se hubiera tomado la decisión de instalar SagFighter® antes del evento de tensión respectivo. La figura 26 ilustra un gráfico similar al que se muestra en la figura 25, pero también incluye el tiempo de recuperación estimado que podría haberse evitado si se hubieran implementado soluciones de mitigación antes de los eventos de tensión. Las métricas asociadas con estos eventos potencialmente evitados (por ejemplo, impacto relativo (%), impacto absoluto (W, kW, etc.), tiempo de recuperación por evento, tiempo de recuperación acumulado, periodo de inactividad, pérdidas, otros parámetros cuantificables, etc.) también se pueden proporcionar a un consumidor de energía para ayudar a justificar inversiones para resolver problemas de caída de tensión. El consumidor de energía (o los sistemas y procedimientos de la divulgación en el presente documento) también podría elegir qué nivel de mitigación sería justificable comparando diferentes técnicas de mitigación con los datos históricos de la curva de tolerancia (es decir, el punto de disminución de la región de interés (ROI)). Las métricas se pueden enumerar por evento o acumularse, provistas en una tabla o en gráficas, analizarse como un punto discreto o desde dos o más dispositivos (es decir, una perspectiva a nivel de sistema) o manipularse de otra manera para indicar y/o cuantificar el impacto y/o el coste de oportunidad por no instalar la mitigación de eventos de tensión. La misma información podría mostrarse en una perspectiva ortográfica en 3-D de una curva de tolerancia-impacto incorporando al menos tres ^{parámetros tales como:}1^{) porcentaje de la tensión nominal en el eje y,}2^{) duración en ciclos y segundos en el eje x y}3) porcentaje de carga impactada (o tiempo de recuperación en días, horas o minutos) en el eje z. Mientras que el eje y se presenta en unidades de porcentaje de la tensión nominal en la realización ilustrada, se entiende que las unidades del eje y también pueden estar en unidades absolutas (por ejemplo, valores reales como tensión), o sustancialmente cualquier otro descriptor de la magnitud del parámetro del eje y. Adicionalmente, mientras que el eje x es logarítmico en la realización ilustrada, se entiende que el eje x no tiene por qué ser logarítmico (por ejemplo, también puede ser lineal). Otros parámetros, características, metadatos y/o aparatos atenuantes pueden incorporarse de manera similar en un gráfico y/o una tabla.

g. Verificación de la eficacia de las técnicas de mitigación mediante curvas de tolerancia dinámica

Reevaluar o reevaluar la decisión de invertir en la infraestructura de una instalación a menudo se pasa por alto, se da por hecho, o simplemente se basa en especulaciones y suposiciones. En la mayoría de los casos, los beneficios de instalar tecnologías de mitigación simplemente se asumen, pero nunca se cuantifican. Los procedimientos de Medición y Verificación (M&V) se enfocan en cuantificar el ahorro y la conservación de energía; sin embargo, no se consideran las etapas para mejorar la fiabilidad y la calidad de la energía.

Las realizaciones de esta divulgación proporcionan de forma periódica o continua los siguientes beneficios de ejemplo:

• Asignar riesgos entre los contratistas y sus clientes (por ejemplo, para contratos de desempeño),

• Evaluar con precisión los eventos de tensión para cuantificar los ahorros (en impacto, tiempo de recuperación, tiempo de actividad, pérdidas u otros factores económicos),

• Reducir las incertidumbres de la calidad de la tensión a niveles razonables,

• Ayudar a supervisar el desempeño del equipo,

• Identificar oportunidades adicionales de supervisión y/o mitigación,

• Reducir el impacto en los equipos específicos y

• Mejorar las operaciones y el mantenimiento.

La curva de tolerancia dinámica de tensión-impacto proporciona una referencia de eventos de tensión en cada punto medido discretamente que captura los procedimientos, operaciones o instalaciones impactados o potencialmente impactados. Las evaluaciones posteriores a la instalación se pueden realizar utilizando datos tomados de las áreas que se prevé experimentarán los beneficios. En las realizaciones, estas evaluaciones posteriores a la instalación comparan "antes y después" para cuantificar los beneficios reales de instalar el equipo de mitigación. Las cantidades determinadas pueden incluir un impacto reducido del evento, tiempo de recuperación, costes operativos, costes de mantenimiento, o cualquier otra variable operativa o económica. Una ecuación ilustrativa para determinar los ahorros calculados debido a la instalación de equipos de mitigación puede ser:

Ahorros = (costes de referencia - costes de periodo de inactividad reducido) ± Ajustes

en la que los "costes de periodo de inactividad reducido" pueden incluir todos o una combinación de los siguientes:

Reducción de pérdidas de producción,

Reducción de pérdidas de reinicio,

Reducción de pérdidas de producto/material,

Reducción de pérdidas de equipos,

Reducción de costes de terceros y

... y/o alguna otra reducción de pérdidas.

Es posible que sea necesario considerar los costes de instalación del equipo de mitigación, probablemente como un "ajuste", en algunas realizaciones.

La figura 27 ilustra un ejemplo de curva de tolerancia de tensión dinámico en 2-D de acuerdo con la divulgación en el que las líneas de umbral azules (-) representan los umbrales de referencia de funcionamiento en un punto medido discretamente y la línea rosa (-) representa la mejora predicha de los umbrales de funcionamiento de eventos de tensión mediante la instalación de un cierto tipo de equipo de mitigación. Los círculos verdes en la figura 27 indican los eventos de tensión (y, en consecuencia, el tiempo de recuperación) que se espera evitar mediante la instalación del equipo de mitigación. La figura 28 ilustra un ejemplo de curva de tolerancia de tensión dinámico en 2-D de acuerdo con la divulgación que muestra los eventos de tensión reales y el tiempo de recuperación evitado debido a la instalación del equipo de mitigación. La línea naranja (-) ilustra la mejora real de los umbrales de funcionamiento de tensión mediante la instalación del equipo de mitigación. En este ejemplo, el equipo de mitigación superó sus expectativas al ^{evitar tres eventos de tensión adicionales y}22 ^{horas (42 eventos reales -}20 ^{eventos previstos) de tiempo de}recuperación adicional.

Cada sistema eléctrico es único y funcionará de manera diferente hasta cierto punto. Las realizaciones de esta divulgación utilizan datos empíricos para caracterizar el rendimiento real del equipo de mitigación. Por ejemplo, los umbrales reales para el funcionamiento de tensión (-) pueden funcionar mejor de lo esperado como se muestra en la figura 28 porque la carga corriente abajo en el equipo de mitigación fue/es menor que la esperada. Esto permite que el dispositivo de mitigación funcione más de lo previsto. Por el contrario, exceder la capacidad de carga del equipo de mitigación probablemente resultaría en un desempeño peor al esperado. A medida que la carga del equipo de mitigación continúa aumentando más allá de su clasificación, los umbrales de funcionamiento de tensión (-) se acercarán al umbral de funcionamiento de tensión original (-) o posiblemente serán aún más graves.

Se puede producir una curva de tolerancia dinámica 3-D similar a la que se muestra en la figura 15 para demostrar mejor el efecto de la mitigación en otros parámetros como el impacto de la carga, tiempo de recuperación, factores económicos, etc. En este caso, se utilizarían al menos tres dimensiones para caracterizar el sistema eléctrico en el punto de instalación del IED. Una evaluación 3-D proporcionaría una comprensión intuitiva aún mejor del historial de un equipo de mitigación, desempeño presente y/o futuro. También haría que la selección de equipos de mitigación para aplicaciones futuras sea menos complicada y más rentable.

Las métricas asociadas con los eventos esperados (basados en datos históricos) y los eventos realmente evitados (por ejemplo, impacto relativo (%), impacto absoluto (W, kW, etc.), pérdidas reducidas, otros parámetros cuantificables, etc.) se pueden proporcionar a un consumidor de energía para ayudar a justificar las inversiones originales o adicionales para resolver problemas de caída de tensión. Las métricas se pueden enumerar por evento o acumularse, provistas en una tabla o en gráficas, analizarse como un punto discreto o desde dos o más dispositivos (es decir, una perspectiva a nivel de sistema), o manipularse de otra manera para indicar y/o cuantificar los beneficios y/o costes por minuto evitado de impacto debido a la instalación de mitigación de eventos de tensión. La misma información podría mostrarse como una perspectiva ortográfica en 3-D de una curva de tolerancia-impacto que incorpore al menos tres ^{parámetros tales como:}1^{) porcentaje de la tensión nominal en el eje y,}2^{) duración en ciclos y segundos en el eje x y}3) porcentaje de carga impactada (o tiempo de recuperación) en el eje z. Mientras que el eje y se presenta en unidades de porcentaje de la tensión nominal en la realización ilustrada, se entiende que las unidades del eje y también pueden estar en unidades absolutas (por ejemplo, valores reales como tensión), o sustancialmente cualquier otro descriptor de la magnitud del parámetro del eje y. Adicionalmente, mientras que el eje x es logarítmico en la realización ilustrada, se entiende que el eje x no tiene por qué ser logarítmico (por ejemplo, también puede ser lineal). Otros parámetros, características, los metadatos y/o los aparatos atenuantes podrían incorporarse de manera similar en un gráfico y/o tabla, por ejemplo.

II. Uso de IED sin calidad de energía para ayudar a cuantificar el impacto de eventos de tensión

La capacidad de cuantificar el impacto de un evento de tensión puede derivarse de los cambios medidos en la energía, corrientes o flujos de potencia (es decir, consumo). Se puede utilizar un IED para proporcionar estas mediciones. Las mediciones pueden adquirirse en tiempo real (por ejemplo, a través de lecturas MODBUS directas), históricamente (por ejemplo, datos registrados), o por cualquier otro medio.

Los sistemas de supervisión de energía a menudo incorporan una variedad diversa de IED que se instalan en todo el sistema eléctrico del consumidor de energía. Estos IED pueden tener diferentes niveles de capacidades y conjuntos de funciones; algunos más y otros menos. Por ejemplo, los consumidores de energía a menudo instalan IED de alta gama (muchas/la mayoría de las capacidades) en el lugar en el que la energía eléctrica ingresa a sus instalaciones ^(M1 ^{en la figura 29). Esto se hace para adquirir la comprensión más amplia posible de la calidad y cantidad de las}señales eléctricas recibidas de la fuente (típicamente, la utilidad). Debido a que el presupuesto para la medición generalmente es fijo y el consumidor de energía a menudo quiere medir lo más ampliamente posible en su sistema eléctrico, la sabiduría convencional estipula el uso de IED con capacidades progresivamente menores a medida que los puntos de medición instalados se acercan a las cargas (véase la figura 29, por ejemplo). En definitiva, la mayoría de las instalaciones incorporan muchos más IED de gama baja/media que IED de gama alta.

Las plataformas de medición de "gama alta" (y algunas plataformas de medición de "intervalo medio") son más caras y generalmente capaces de capturar fenómenos de calidad de energía, incluidos eventos de tensión de alta velocidad. Las plataformas de medición de "gama baja" son menos costosas y, por lo general, tienen un ancho de banda de procesador reducido, frecuencias de toma de muestras, memoria y/u otras capacidades en comparación con los IED de gama alta. El énfasis de los IED de gama baja, incluidas las mediciones de energía tomadas en la mayoría de los interruptores, UPS, VSD, etc., es típicamente el consumo de energía u otras funciones relacionadas con la energía, y quizás algunos fenómenos de calidad de energía muy básicos (por ejemplo, cantidades de estado estacionario como desequilibrio, sobretensión, subtensión, etc.).

Esta característica aprovecha (es decir, interrelaciona, correlaciona, alinea, etc.) uno o más indicadores de eventos de tensión, derivaciones estadísticas y/u otra información de un IED de gama alta con uno o más parámetros medidos similares y/o dispares de un IED de gama baja con el objetivo de cuantificar el impacto, tiempo de recuperación u otra característica de evento en el IED de gama baja. Un procedimiento ilustrativo para hacer esto es usar la marca de tiempo del evento de tensión (indicador del momento en que ocurre un evento de tensión) del IED de gama alta como punto de referencia para evaluar un parámetro medible correspondiente con la misma marca de tiempo en un extremo bajo que no tienen inherentemente la capacidad de capturar eventos de tensión. Los datos evaluados tanto en la gama alta, los IED de gama media y baja pueden incluir (pero sin limitación) la magnitud del evento, la duración, valores de fase o línea, energía, potencia, corriente, componentes secuenciales, desequilibrio, marca de tiempo, cambios antes/durante/después del evento, cualquier otro parámetro eléctrico medido o calculado, metadatos, características del medidor, etc. De nuevo, las mediciones pueden adquirirse en tiempo real (por ejemplo, a través de lecturas MODBUS directas), históricamente (por ejemplo, datos registrados), o por cualquier otro medio.

Otra forma de ejemplo de aprovechar los IED sin calidad de energía es extender el uso de alarmas de eventos (incluidos los eventos de tensión) derivados de los IED de gama alta. Por ejemplo, cuando un IED de gama alta detecta un evento de tensión, se analizan los datos coincidentes de los IED de gama baja para determinar el impacto, tiempo de recuperación u otra característica y/o parámetro del evento. Si el análisis de los datos del IED de gama baja indica que se produjo algún nivel de impacto, una alarma de evento de tensión, el sistema que realiza el análisis de los datos coincidentes puede generar una alarma de impacto y/u otro tipo de alarma. La información de alarma puede incluir cualquier parámetro relevante y/o información medida por el IED de gama baja, IED de gama alta, metadatos, características del medidor, el impacto de carga, tiempo de recuperación, qué IED de gama alta activó o activaron la alarma de IED de gama baja, y así sucesivamente.

Las figuras 29 y 30 ilustran un ejemplo relativamente simple de esta realización de la divulgación. En el momento t^ü, un IED de alta gama instalado en un punto de medición o ubicación respectiva Mⁱindica el comienzo de un evento de tensión. Se mide la carga previa al evento y comienza el reloj de tiempo de recuperación para el IED instalado en la ubicación de medición Mⁱ. Otros datos relevantes, las métricas y/o la información derivada estadísticamente también se pueden medir o calcular según sea necesario. Simultáneamente, el software (en el sitio y/o basado en la nube) y/o el hardware que administra el sistema de medición evalúa los otros IED conectados para determinar si hay algún otro IED instalado en otro punto o ubicación de medición respectivo (por ejemplo, M², M³, M⁴, M⁵, M^e, M⁷, M⁸, M⁹, M¹⁰) experimentaron al mismo tiempo un evento representativo de un impacto. En este ejemplo, el IED instalado en la ubicación de medición M⁷se encuentra que ha experimentado un evento representativo de un impacto coincidente (los otros dispositivos se ignoran en este ejemplo por motivos de simplicidad). La carga previa al evento se determina a partir de M⁷y el reloj de tiempo de recuperación comienza para M⁷utilizando la marca de tiempo del evento de tensión como referencia. Con los IED instalados en ubicaciones de medición Mⁱy M⁷identificado como afectado por el evento de tensión, el impacto se cuantifica en función de los parámetros eléctricos previos/durante/posteriores al evento (por ejemplo, potencia, corriente, energía, tensión, etc.) con t^oderivado del IED instalado en la ubicación de medición Mⁱy se utiliza como punto de referencia para ambos dispositivos M ⁱy M⁷. El IED instalado en la ubicación de medición M⁷está ubicado corriente abajo del IED instalado en la ubicación de medición Mⁱy experimenta un impacto relativo más significativo (es decir, mayor porcentaje de su carga previa al evento) debido a la impedancia del sistema y las cargas afectadas de forma única. Los contadores de tiempo de recuperación para los IED instalados en las ubicaciones de medición Mⁱy M⁷son independientes entre sí, como será el caso de todos los IED. En este ejemplo, el IED instalado en la ubicación de medición M⁷experimenta aproximadamente el mismo tiempo de recuperación que el IED instalado en la ubicación de medición Mⁱ(es decir, t^{M ir}“ t^M7r); sin embargo, puede que ese no sea siempre el caso, ya que el tiempo de recuperación puede ser único en cada ubicación medida.

En las realizaciones, la medición virtual también se puede utilizar para identificar un impacto de un evento de tensión en cargas no medidas. Por ejemplo, hay dos rutas eléctricas corriente abajo del IED instalado en la ubicación de medición Mⁱen la figura 30A. La ruta eléctrica de la derecha se mide a través de un IED físico (por ejemplo, instalado en la ubicación de medición M²); sin embargo, la ruta eléctrica de la izquierda no la mide directamente un IED físico. Si los datos de carga medidos por los IED instalados en las ubicaciones de medición Mⁱy M²se miden de forma síncrona o pseudo-síncrona, es posible determinar (dentro de las limitaciones de precisión y sincronización de los IED instalados en las ubicaciones de medición Mⁱy M²) la carga que fluye por la ruta no medida, Vⁱ, mediante la siguiente ecuación: Vⁱ= Mⁱ- M². V ⁱrepresenta la ubicación de un "medidor virtual" o un "IED virtual" en el sistema eléctrico, y significa la diferencia entre los IED instalados en las ubicaciones de medición Mⁱy M²para cualquier medida de carga síncrona (o pseudo-síncrona).

Para este ejemplo, considere un fallo que se produce corriente abajo del IED instalado en la ubicación de medición Mⁱy corriente arriba del medidor virtual ubicado en la ubicación de medición Vⁱen la figura 30A. Usando el concepto de medición virtual como se ha descrito anteriormente, se determina que ha ocurrido un cambio de carga en la ruta no medida. Debido a que los datos de carga a través de la ruta no medida pueden derivarse de los IED instalados en las ubicaciones de medición Mⁱy M², es posible calcular el impacto de la carga en la ruta no medida debido al fallo. En este ejemplo, otros parámetros importantes relacionados con esta realización de la divulgación también pueden derivarse de medidores virtuales, incluido el tiempo de recuperación, impacto económico, etc.

En una realización, la frecuencia de toma de muestra de datos (por ejemplo, potencia, corriente, energía, tensión u otros parámetros eléctricos) para los IED instalados en ubicaciones de medición Mⁱ, M⁷y/o cualquier otro IED puede aumentarse de forma dependiente o independiente según sea necesario después de que se haya indicado un evento de tensión para proporcionar resultados más precisos (por ejemplo, tiempo de recuperación). Los datos se pueden mostrar en formato tabular, gráficamente en 2-D o 3-D, codificado por colores, como líneas de tiempo de IED discretos, zonalmente, jerárquicamente o como una vista de sistema (agregada), linealmente o logarítmicamente, o en cualquier otra estructura o procedimiento que se considere relevante y/o útil. La salida de esta realización puede ser a través de un informe, texto, correo electrónico, de modo audible, pantalla/visualización, o por algún otro medio interactivo.

Con referencia a las figuras 30B-30I, se proporcionan varias figuras de ejemplo para ilustrar más el concepto de medición virtual de acuerdo con las realizaciones de esta divulgación. Como se ha expuesto más arriba, un sistema eléctrico normalmente incluye uno o más puntos o ubicaciones de medición. Como también se ha expuesto anteriormente, uno o más IED (u otros medidores, tales como medidores virtuales) se pueden instalar o ubicar (temporal o permanentemente) en las ubicaciones de medición, por ejemplo, para medir, proteger y/o controlar una carga o cargas en el sistema eléctrico.

Con referencia a la figura 30B, se muestra un ejemplo de sistema eléctrico que incluye una pluralidad de ubicaciones de medición (aquí, M¹, M², M³). En la realización ilustrada, al menos un primer iEd está instalado en la primera ubicación de medición M¹, al menos un segundo IED está instalado en la segunda ubicación de medición M²y al menos un tercio de IED está instalado en la tercera ubicación de medición M³. El al menos un primer IED es un llamado "dispositivo(s) principal(es)" y el al menos un segundo IED y el al menos un tercer IED son los denominados "dispositivos hijos". En la realización de ejemplo mostrada, el al menos un segundo IED y el al menos un tercio del IED son hijos del al menos un primer IED (y, así hermanos entre sí), por ejemplo, debido a que al menos un segundo IED y al menos un tercer IED están instalados en las respectivas ubicaciones de medición M², M³en el sistema ^{eléctrico que se "ramifican" desde un punto común (aquí, conexión}1^{) asociado con la ubicación de medición M1 en el}que se instala al menos un primer IED. La conexión 1 es el punto físico del sistema eléctrico en el que el flujo de energía (medido en M¹por el al menos un primer IED) diverge para proporcionar energía a las ramas izquierda y derecha del sistema eléctrico (medido en M²y M³por el al menos un segundo IED y el al menos un tercio del IED, respectivamente).

El sistema eléctrico que se muestra en la figura 30B es un ejemplo de un sistema "completamente medido", en el que todos los circuitos derivados son supervisados por un IED físico (aquí, el al menos un primer IED, el al menos un segundo IED y el al menos un tercer IED). De acuerdo con varios aspectos de la presente divulgación, las curvas de tolerancia dinámica se pueden desarrollar de forma independiente para cada ubicación de medición discreta (M¹, M², M³) sin depender de entradas externas de otros IED. Por ejemplo, los datos de medición eléctrica de señales relacionadas con la energía capturadas por al menos un primer IED instalado en la primera ubicación de medición M¹pueden usarse para generar una curva de tolerancia dinámica única para la ubicación de medición M¹(por ejemplo, como se muestra en la figura 30C) sin ninguna entrada (o datos) desde el al menos un segundo IED o el al menos un tercer IED. Adicionalmente, los datos de medición eléctrica de señales relacionadas con la energía capturadas por al menos un segundo IED instalado en la segunda ubicación de medición M²puede usarse para generar una curva de tolerancia dinámica única para la ubicación de medición M²(por ejemplo, como se muestra en la figura 30D) sin ninguna entrada (o datos) desde el al menos un primer IED o el al menos un tercer IED. Es más, los datos de medición eléctrica de señales relacionadas con la energía capturados por al menos un tercio del IED instalado en la tercera ubicación de medición M³puede usarse para generar una curva de tolerancia dinámica única para la ubicación de medición M³(por ejemplo, como se muestra en la figura 30E) sin ninguna entrada (o datos) desde el al menos un primer IED o el al menos un segundo IED.

Con referencia a la figura 30F, en la que se muestran elementos similares de la figura 30B con designaciones de referencia similares, se muestra otro ejemplo de sistema eléctrico. De forma similar al sistema eléctrico que se muestra en la figura 30B, el sistema eléctrico que se muestra en la figura 30F incluye una pluralidad de ubicaciones de medición (aquí, M¹, M², V¹). También, de forma similar al sistema eléctrico que se muestra en la figura 30B, el sistema eléctrico que se muestra en la figura 30F incluye al menos un dispositivo de medición instalado o ubicado en cada una de las ubicaciones de medición (M¹, M²). Aquí, sin embargo, a diferencia del sistema eléctrico que se muestra en la figura 30B, el sistema eléctrico que se muestra en la figura 30F incluye un medidor virtual (V¹) de acuerdo con las realizaciones de esta divulgación.

En la realización ilustrada, al menos un primer IED está instalado en una primera ubicación de medición "física" M¹, al menos un segundo IED está instalado en una segunda ubicación de medición "física" M², y al menos un medidor virtual se deriva (o se ubica) en una ubicación de medición "virtual" (no física) V¹. El al menos un primer IED es un denominado "dispositivo padre" y el al menos un segundo IED y el al menos un medidor virtual son los denominados "dispositivos secundarios". En la realización de ejemplo mostrada, el al menos un segundo IED y el al menos un medidor virtual son hijos del al menos un primer IED (y, por lo que se consideran hermanos entre sí). En la realización ilustrada, el al menos un segundo IED y el al menos un medidor virtual están instalados y derivados, respectivamente, en los respectivos lugares de medición M², V¹en el sistema eléctrico que se "ramifican" desde un punto común (aquí, conexión 1) asociado con la ubicación de medición M¹en el que se instala al menos un primer IED. La conexión 1 es el punto físico del sistema eléctrico en el que el flujo de energía (medido en M¹por el al menos un primer IED) diverge para proporcionar energía a las ramas izquierda y derecha (medida en M²por el al menos un segundo IED, y como se calcula para V¹por el al menos un medidor virtual).

De acuerdo con las realizaciones de esta divulgación, los datos de medición eléctrica asociados con la ubicación de medición virtual V¹se pueden crear/derivar calculando la diferencia entre los datos síncronos (o pseudo-síncronos) de al menos un primer IED (aquí, un dispositivo padre) instalado en la primera ubicación de medición M¹y el IED de al menos un segundo (aquí, un dispositivo hijo) instalado en la segunda ubicación de medición M². Por ejemplo, los datos de medición eléctrica asociados con la ubicación de medición virtual V¹pueden derivarse calculando la diferencia entre los datos de medición eléctrica de las señales relacionadas con la energía capturadas por el al menos un primer IED y los datos de medición eléctrica de las señales relacionadas con la energía capturadas por el al menos un segundo IED, en un momento específico en el tiempo (por ejemplo, V¹= M¹- M², para datos síncronos o pseudo-síncronos). Se entiende que los medidores virtuales (por ejemplo, el al menos un medidor virtual ubicado en la ubicación de medición virtual V¹) puede incluir datos de uno o más circuitos derivados no medidos, que se agregan inherentemente en un solo circuito representativo.

El sistema eléctrico que se muestra en la figura 30F es un ejemplo de un sistema "parcialmente medido", en el que solo un subconjunto de los circuitos totales es supervisado por IED físicos (aquí, el al menos un primer IED y el al menos un segundo IED). De acuerdo con varios aspectos de la presente divulgación, las curvas de tolerancia dinámica ^{se pueden desarrollar de forma independiente para cada punto medido físicamente (Mi, M}2^{) sin depender de entradas}externas de otros IED. Adicionalmente, de acuerdo con varios aspectos de la presente divulgación, la curva de tolerancia dinámica para un punto medido virtualmente (Vi) se deriva utilizando datos selectos síncronos (o pseudosíncronos) y complementarios (por ejemplo, potencia, energía, tensión, corriente, armónicos, etc.) de los IED físicos (aquí, el al menos un primer IED, y el al menos un segundo IED), y es dependiente (a veces, completamente dependiente) de estos dispositivos (aquí, el al menos un primer IED y el al menos un segundo IED). Por ejemplo, volviendo brevemente a las figuras 30C-30E, la curva de tolerancia dinámica para el punto V virtual medidoi puede ^{derivarse de los datos de la curva de tolerancia dinámica para puntos medidos físicos Mi, M}2 ^{(por ejemplo, como se}muestra en las figuras 30C y 30D, respectivamente). Debido a esta dependencia, se entiende que los problemas (por ejemplo, precisión, datos perdidos, datos no sincrónicos, etc.) con el al menos un primer IED y el al menos un segundo IED se reflejarán en los datos del medidor virtual resultantes en la realización ilustrada. En la realización ilustrada, la curva de tolerancia dinámica para el punto V virtual medidoi puede ser la misma (o similar) a la curva de tolerancia dinámica que se muestra en la figura 30E como ejemplo.

Con referencia a la figura 30G, otro ejemplo de sistema eléctrico incluye al menos un medidor virtual ubicado en una ubicación de medición "virtual" Vi, al menos un primer IED instalado en una primera ubicación de medición "física" Mi ^{y al menos un segundo IED instalado en una segunda ubicación de medición "física" M}2^{. El al menos un medidor}virtual es un llamado "dispositivo padre" o "dispositivo padre virtual", y el al menos un primer IED y el al menos un segundo medidor son "dispositivos hijo". En la realización de ejemplo mostrada, el al menos un primer IED y el al menos un segundo IED son hijos del al menos un medidor virtual (y, por lo que se consideran hermanos entre sí).

Como se ilustra, el al menos un primer IED y el al menos un segundo IED están instalados (o ubicados) en las ^{respectivas ubicaciones de medición Mi, M}2 ^{en el sistema eléctrico que se "ramifican" desde un punto común (aquí,}conexión i ) asociado con la ubicación de medición virtual Vi en el que se deriva (o se ubica) el al menos un medidor virtual. La conexión i es el punto físico del sistema eléctrico en el que el flujo de energía (calculado en Vi) diverge ^{para proporcionar energía a las ramas izquierda y derecha (medida en Mi y M}2 ^{por el al menos un primer IED y el al}menos un segundo IED, respectivamente).

De acuerdo con las realizaciones de esta divulgación, los datos de medición eléctrica asociados con la primera ubicación de medición Vi se crean/derivan a través de un enfoque ligeramente diferente al descrito anteriormente en relación con la figura 30F, por ejemplo. En particular, los datos de medición eléctrica asociados con la primera ubicación de medición Vi se pueden determinar calculando la suma de datos síncronos (o pseudo-síncronos) de al menos un primer IED secundario instalado en la ubicación de medición Mi y el al menos un segundo dispositivo IED ^{hijo instalado en la ubicación de medición M}2 ^{(por ejemplo, Vi= Mi M}2^{, para datos síncronos o pseudo-síncronos).}

El sistema eléctrico que se muestra en la figura 30G es un ejemplo de un sistema "parcialmente medido", en el que solo un subconjunto de los circuitos totales es supervisado por IED físicos. De acuerdo con varios aspectos de la presente divulgación, las curvas de tolerancia dinámica se pueden desarrollar de forma independiente para cada punto ^{medido físicamente (Mi, M}2^{) sin depender de entradas externas de otros IED. Adicionalmente, de acuerdo con varios}aspectos de la presente divulgación, la curva de tolerancia dinámica para el medidor padre virtual (Vi) se deriva utilizando datos complementarios seleccionados (por ejemplo, potencia, energía, tensión, armónicos de corriente, etc.) ^{de los IED físicos (Mi, M}2^{), y depende completamente de estos dispositivos (Mi, M}2^{). Debido a esta dependencia, se}entiende que cualquier problema (por ejemplo, precisión, datos perdidos, datos no sincrónicos, etc.) con medidores ^{Mi y M}2 ^{se reflejará en el dispositivo padre virtual Vi.}

Con referencia a la figura 30H, otro ejemplo de sistema eléctrico incluye al menos un primer medidor virtual ubicado en una primera ubicación de medición "virtual" Vi, al menos un primer IED instalado en una primera ubicación de medición "física" Mi, y al menos un segundo medidor virtual instalado en una segunda ubicación de medición "virtual" ^V2^{. El al menos un medidor virtual es un "dispositivo padre" o un "dispositivo padre virtual", y el al menos un primer}IED y el al menos un segundo medidor virtual son "dispositivos hijos". En la realización de ejemplo mostrada, el al menos un primer IED y el al menos un segundo medidor virtual son hijos del al menos un primer medidor virtual (y, por lo que se consideran hermanos entre sí).

Como se ilustra, el al menos un primer IED y el al menos un segundo medidor virtual están instalados y derivados, ^{respectivamente, en los respectivos lugares de medición Mi, V}2 ^{en el sistema eléctrico que se "ramifican" desde un}punto común (aquí, conexión i ) asociado con la primera ubicación de medición virtual Vi en el que se encuentra (o se deriva) al menos el primer medidor virtual. La conexión i es el punto físico del sistema eléctrico en el que el flujo de energía (calculado en Vi) diverge para proporcionar energía a las ramas izquierda y derecha (medida en Mi por el al ^{menos un primer IED, y calculado en V}2^).

De acuerdo con algunas realizaciones de esta divulgación, el sistema eléctrico que se muestra en la figura 30H es matemática y probabilísticamente indeterminado porque hay demasiados valores desconocidos de las entradas necesarias. Se pueden hacer suposiciones con respecto a la ocurrencia de eventos de calidad de energía (por ejemplo, ^{eventos de tensión) en los dispositivos virtuales (Vi, V}2^{); sin embargo, el impacto de los eventos de calidad de la}energía puede ser imposible (o extremadamente difícil) de definir en este caso. Como se aprecia en las exposiciones anteriores y siguientes, los datos de medición virtual se derivan de datos tomados de IED físicos. En la realización mostrada en la figura 30H, hay muy pocos IED físicos para derivar los datos "virtuales". La figura 30H se muestra para ilustrar algunas limitaciones relacionadas con las derivaciones de IED virtuales.

Con referencia a la figura 30I, otro ejemplo de sistema eléctrico incluye al menos cuatro medidores virtuales (o IED) ubicados (o derivados) en las respectivas ubicaciones de medición "virtuales" (V¹, V², V³, V⁴) en el sistema eléctrico, y al menos cinco IED instalados en las respectivas ubicaciones de medición "físicas" (M¹, M², M³, M⁴, M⁵) en el sistema eléctrico. En particular, el sistema eléctrico incluye al menos un primer medidor virtual "principal" ubicado en una primera ubicación de medición "virtual" V¹, al menos un primer IED "hijo" instalado en una primera ubicación de medición "física" M¹y al menos un segundo IED "hijo" instalado en una segunda ubicación de medición "física" M²(con al menos un primer IED en la ubicación de medición M¹y el IED de al menos un segundo en la ubicación de medición M²ser hijos del al menos un primer medidor virtual en la ubicación/posición de medición V¹). El sistema eléctrico también incluye al menos un tercer IED "hijo" instalado en una tercera ubicación de medición "física" M³y al menos un segundo medidor virtual "secundario" ubicado en una segunda ubicación de medición "virtual" V²(con al menos un tercio del IED en la ubicación de medición M³y el al menos un segundo medidor virtual en la ubicación de medición V²siendo hijos del al menos un primer IED en la ubicación de medición M¹).

El sistema eléctrico incluye, además, al menos un cuarto IED "hijo" instalado en una cuarta ubicación de medición "física" M⁴y al menos un tercer medidor virtual "hijo" ubicado en un tercer lugar de medición "virtual" V³(con al menos un cuarto IED en la ubicación de medición M⁴y el al menos un tercio del medidor virtual en la ubicación de medición V³ser hijos del medidor virtual de al menos un segundo en la ubicación de medición V²). El sistema eléctrico también incluye al menos un quinto IED "hijo" instalado en una quinta ubicación de medición "física" M⁵y al menos un cuarto medidor virtual "secundario" ubicado en un cuarto lugar de medición "virtual" V⁴(con al menos un quinto IED en la ubicación de medición M⁵y el al menos un cuarto medidor virtual en la ubicación de medición V⁴siendo hijos de al menos un tercio del medidor virtual en la ubicación de medición V³). Como se ilustra, hay esencialmente cinco capas en la jerarquía de medición desde la primera ubicación de medición virtual V¹, a la quinta ubicación de medición "física" M⁵y la cuarta ubicación de medición "virtual" V⁴.

El sistema eléctrico que se muestra en la figura 30I ilustra un sistema parcialmente medido, en el que solo un subconjunto de los circuitos totales es supervisado por dispositivos físicos/IED. De acuerdo con varios aspectos de la presente divulgación, las curvas de tolerancia dinámica se pueden desarrollar de forma independiente para cada ubicación medida físicamente (M¹, M², M³, M⁴, M⁵) sin dependencia o interdependencia de entradas externas de otros IED. Las curvas de tolerancia dinámica para las ubicaciones de medición virtual V¹, V², V³, V⁴pueden derivarse de datos complementarios y síncronos (o pseudo-síncronos) (por ejemplo, potencia, energía, tensión, corriente, armónicos, etc.) según lo medido por los IED físicos instalados en las ubicaciones con medidor discreto M¹, M², M³, M⁴, M⁵. Adicionalmente, los datos de medición eléctrica de señales relacionadas con la energía o derivadas de la misma y capturadas por al menos un segundo IED instalado en la segunda ubicación de medición M²se pueden utilizar para generar una curva de tolerancia dinámica para la ubicación de medición M²sin ninguna entrada (o datos) del al menos un primer IED o del al menos un tercer IED.

En particular, los datos de medición eléctrica asociados con la primera ubicación de medición virtual V¹pueden determinarse (y usarse para ayudar a generar una curva de tolerancia dinámica para la primera ubicación de medición virtual V¹) calculando la suma de datos síncronos (o pseudo-síncronos) del al menos un primer IED secundario instalado en la ubicación de medición M¹y el al menos un segundo dispositivo IED hijos instalado en la ubicación de medición M²(por ejemplo, V¹= M¹+ M², para datos síncronos o pseudo-síncronos). Adicionalmente, los datos de medición eléctrica asociados con la segunda ubicación de medición V²pueden determinarse (y usarse para ayudar a generar una curva de tolerancia dinámica para la segunda ubicación de medición virtual V²) calculando la diferencia entre los datos síncronos (o pseudo-síncronos) del al menos un primer IED secundario instalado en la ubicación de medición M¹y el al menos un tercer dispositivo IED hijo instalado en la ubicación de medición M³(por ejemplo, V²= M¹- M³, para datos síncronos o pseudo-síncronos).

Los datos de medición eléctrica asociados con la tercera ubicación de medición virtual V³pueden determinarse (y usarse para ayudar a generar una curva de tolerancia dinámica para la tercera ubicación de medición virtual V³) calculando primero la diferencia entre los datos síncronos (o pseudo-síncronos) del al menos un primer IED secundario instalado en la ubicación de medición M¹y el al menos un tercer dispositivo IED hijo instalado en la ubicación de medición M³, y luego calcular la diferencia entre la primera diferencia calculada y los datos síncronos (o pseudosíncronos) del al menos un cuarto IED hijo instalado en la ubicación de medición M⁴(por ejemplo, V³= M¹- M³- M⁴, para datos síncronos o pseudo-síncronos).

Adicionalmente, los datos de medición eléctrica asociados con la cuarta ubicación de medición virtual V⁴pueden determinarse (y usarse para ayudar a generar una curva de tolerancia dinámica para la cuarta ubicación de medición virtual V⁴) calculando primero la diferencia entre los datos síncronos (o pseudo-síncronos) del al menos un primer IED hijo instalado en la ubicación de medición M¹y el al menos un tercer dispositivo IED hijo instalado en la ubicación de medición M³, y luego calcular la diferencia entre los datos síncronos (o pseudo-síncronos) del al menos un cuarto IED hijo instalado en la ubicación de medición M⁴y el al menos un quinto IED hijo instalado en la ubicación de medición M⁵. La diferencia entre la primera diferencia calculada y la diferencia calculada entre los datos síncronos (o pseudosíncronos) del al menos un cuarto IED hijo instalado en la ubicación de medición M⁴y el al menos un quinto IED hijo instalado en la ubicación de medición M⁵puede usarse para determinar los datos de medición eléctrica asociados con la cuarta ubicación de medición virtual V⁴(por ejemplo, V⁴= M¹- M³- M⁴- M⁵, para datos síncronos o pseudosíncronos).

Como se apreciará en las exposiciones que se exponen a continuación, utilizando disparadores de eventos o alarmas de uno o más de los IED físicos (M¹, M², M³, M⁴, M⁵), es posible utilizar datos previos y posteriores al evento de los IED físicos para desarrollar curvas de tolerancia dinámicas, determinar los impactos de los eventos, cuantificar los tiempos de recuperación y evaluar otros costes asociados en los medidores virtuales (y ubicaciones de medición V¹, V², V³, V⁴). De nuevo, la validez de la información derivada para el medidor virtual (V¹, V², V³, V⁴) depende de la veracidad, precisión, sincronicidad y disponibilidad de datos de los IED físicos (M¹, M², M³, M⁴, M⁵). En este caso particular, hay muchas interdependencias que se utilizan para derivar datos para los medidores virtuales (y ubicaciones de medición V¹, V², V³, V⁴), por lo que se entiende que se puede experimentar alguna deficiencia para una o más derivaciones.

Se entiende que los ejemplos descritos anteriormente para determinar, derivar y/o generar curvas de tolerancia dinámica para medidores virtuales en un sistema eléctrico también puede aplicarse a la agregación de zonas y sistemas. En el espíritu de los conceptos que describen el "impacto operativo", "tiempo de recuperación", "costes de energía de recuperación", etc., se entiende que la agregación solo puede tener sentido cuando es 1) directamente útil para el cliente/consumidor de energía, 2) y/o útil para aprovechar los beneficios adicionales centrados en el cliente y/o el negocio (presente o futuro). Es por eso que el mejor enfoque para la agregación suele ser centrarse en el peor de los casos (es decir, impacto del evento, tiempo de recuperación del evento, otros costes de eventos asociados, etc.). Si se realiza la agregación y no refleja la experiencia del cliente al intentar resolver el evento en cuestión, entonces es difícil lograr alguna utilidad a partir de la agregación. En definitiva, el hecho de que algo sea matemáticamente y/o estadísticamente factible no necesariamente lo hace útil.

III. Evaluación del impacto de la carga y el tiempo de recuperación mediante la jerarquía y los datos de la curva de tolerancia dinámica

En las realizaciones, cuando ocurre un evento de tensión que impacta la carga, es importante para el consumidor de energía (o los sistemas y procedimientos desvelados en el presente documento) priorizar el "qué, cuándo, por qué, dónde, quién, cómo/cuánto/cuán rápido, etc." de la respuesta. Más específicamente: 1) qué ha sucedido, 2) cuándo ha sucedido, 3) por qué ha sucedido, 4) dónde ha sucedido, 5) quién es responsable, 6) cómo resolver el problema, 7) cuánto va a costar y 8) cuán pronto puede resolverse. Las realizaciones descritas en el presente documento ayudan a los consumidores de energía a responder estas preguntas.

Comprender y cuantificar el impacto de los eventos de tensión (y/u otros) desde una perspectiva de IED, zona y/o sistema es extremadamente importante para que los consumidores de energía comprendan el funcionamiento de su sistema eléctrico y la instalación en su totalidad, y para responder a los eventos eléctricos en consecuencia. Debido a que cada carga tiene características operativas únicas, características y clasificaciones eléctricas, funciones, etc., el impacto de un evento de tensión puede diferir de una carga a la siguiente. Esto puede resultar en un comportamiento impredecible, incluso con cargas comparables conectadas al mismo sistema eléctrico y ubicadas adyacentes entre sí. Se entiende que algunos aspectos de las realizaciones que se describen a continuación pueden hacer referencia o superponerse con ideas discutidas previamente presentadas en el presente documento.

Las perspectivas del sistema (o jerárquicas) muestran cómo se interconecta un sistema eléctrico o un sistema de medición. Cuando ocurre un evento de tensión, su impacto está fuertemente influenciado por la impedancia del sistema y la sensibilidad de una carga dada. Por ejemplo, la figura 31 ilustra un sistema eléctrico completamente medido relativamente simple que experimenta un evento de tensión (por ejemplo, debido a un fallo). En general, la impedancia del sistema dictará la magnitud del fallo, los dispositivos de protección determinarán la duración del fallo (tiempo de limpieza), y la ubicación del fallo será un factor importante en el ámbito del impacto del fallo en el sistema eléctrico. En la figura 31, es posible (incluso probable) que el área sombreada experimente una caída de tensión significativa seguida de una interrupción (debido al funcionamiento de los dispositivos de protección). En las realizaciones, la duración del impacto del evento será desde el momento de inicio del fallo hasta que el sistema vuelva a funcionar normalmente (nota: este ejemplo indica un tiempo de recuperación de 8 horas). El área no sombreada del sistema eléctrico en la figura 31 también puede experimentar un evento de tensión debido al fallo; sin embargo, el tiempo de recuperación para el área no sombreada probablemente será más breve que el área sombreada.

En las realizaciones, tanto las áreas sombreadas como las no sombreadas del sistema eléctrico mostrado en la figura 31 pueden verse afectadas por el fallo; sin embargo, ambos pueden exhibir diferentes duraciones de tiempo de recuperación. Si los procedimientos atendidos por las áreas sombreadas y no sombreadas son fundamentales para la operación de la instalación, entonces el tiempo de recuperación del sistema será igual al mayor de los dos tiempos de recuperación.

En las realizaciones, es importante identificar y priorizar los IED, las zonas y/o los sistemas. Las zonas se pueden determinar dentro de la jerarquía del sistema eléctrico en función de: esquemas de protección (por ejemplo, cada interruptor protege una zona, etc.), fuentes derivadas por separado (por ejemplo, transformadores, generadores, etc.), procedimientos o subsistemas, tipos de carga, subgrupos de facturación o tenedores, esquemas de comunicaciones de red (por ejemplo, direcciones IP, etc.), o cualquier otra clasificación lógica. Cada zona es un subconjunto de la jerarquía del sistema de medición, y cada zona puede tener prioridad por tipo y cada zona puede tener asignada más de una prioridad si corresponde (por ejemplo, tipo de carga de alta prioridad con procedimiento de baja prioridad). Por ejemplo, si un dispositivo de protección también actúa como un IED y está incorporado en el sistema de medición, él y los dispositivos debajo de él podrían considerarse una zona. Si los dispositivos de protección se colocan en capas en un esquema coordinado, las zonas estarían en capas de manera similar para corresponderse con los dispositivos de protección. En la figura 32, otro procedimiento para determinar zonas automáticamente implica aprovechar el contexto jerárquico para evaluar la tensión, datos de corriente y/o potencia (también se pueden usar otros parámetros según sea necesario) para identificar las ubicaciones de los transformadores. La figura 32 indica tres zonas: fuente de servicio, transformador 1 y transformador 2. La figura 33 es una ilustración ilustrativa de la configuración de zona personalizada de un consumidor de energía.

Una vez establecidas las zonas, priorizar cada zona ayudará al consumidor de energía a responder mejor a los eventos de tensión (o cualquier otro evento) y su impacto. Si bien existen técnicas para priorizar zonas automáticamente (por ejemplo, carga de mayor a menor, tipos de carga, tiempos de recuperación, etc.), el enfoque más prudente sería que el consumidor de energía clasificara las prioridades de cada zona. Ciertamente es factible (y se espera) que dos o más zonas tengan la misma prioridad en la clasificación. Una vez que se establecen las prioridades de zona, entonces es posible analizar el impacto de la carga y el tiempo de recuperación para eventos de tensión desde una perspectiva zonal. De nuevo, todo esto puede automatizarse utilizando las técnicas descritas anteriormente para establecer zonas, priorizando en función de los efectos históricos de los eventos de tensión dentro del sistema eléctrico y proporcionando al consumidor de energía resúmenes de análisis basados en estas clasificaciones.

Las zonas también son útiles para identificar enfoques prácticos y económicos para mitigar eventos de tensión (u otros problemas de calidad de la energía). Debido a que las soluciones de mitigación pueden variar desde esquemas de todo el sistema hasta esquemas específicos, es beneficioso evaluar las oportunidades de mitigación de la misma manera. Como se muestra en la figura 21 anterior, por ejemplo, las soluciones de mitigación para eventos de tensión se vuelven más costosas a medida que la solución propuesta se acerca al tablero eléctrico principal.

En las realizaciones, la evaluación de zonas para identificar oportunidades de mitigación de eventos de tensión puede producir una solución equilibrada y económica. Por ejemplo, una zona puede ser más susceptible a eventos de tensión (por ejemplo, quizás debido al arranque de un motor local) que en otra zona. Puede ser posible proporcionar servicio eléctrico a cargas sensibles de otra zona. Como alternativa, puede ser prudente mover la causa de los eventos de tensión (por ejemplo, el motor local) a otro punto de servicio en otra zona.

Otro ejemplo de beneficio de la evaluación de zonas es la capacidad de priorizar las inversiones de gasto de capital (CAPEX) para la mitigación de eventos de tensión en función de la priorización de cada zona respectiva. Suponiendo que las zonas se hayan priorizado/clasificado correctamente, métricas importantes como el porcentaje de carga impactada (relativa), carga total impactada (absoluta), gravedad en el peor de los casos, tiempo de recuperación, etc., pueden agregarse a lo largo del tiempo para indicar la mejor solución y ubicación para el equipo de mitigación. El uso de datos de tolerancia de tensión zonal agregados de los IED dentro de la zona puede proporcionar una solución de "mejor ajuste" para toda la zona o ubicar una solución específica para una o más cargas dentro de una zona.

IV. Gestión de alarmas de IED mediante curvas de tolerancia dinámica y datos de impacto asociados

Como se ha expuesto más arriba, cada ubicación dentro de un sistema/red eléctrica generalmente tiene características únicas de tolerancia a eventos de tensión. La generación dinámica (continua) de las distintas características de tolerancia a eventos de tensión para uno o más puntos medidos en el sistema eléctrico proporciona muchos beneficios, incluida una mejor comprensión del comportamiento de un sistema eléctrico en el punto medido, técnicas adecuadas y económicas para mitigar las anomalías de tensión, verificación de que el equipo de mitigación instalado cumple con sus criterios de diseño, aprovechar los IED que no son de calidad de energía para ayudar a caracterizar las tolerancias de eventos de tensión, etc.

Otra ventaja de ejemplo de caracterizar la tolerancia a eventos de tensión de un punto del IED es personalizar las alarmas en el punto de instalación del IED. El uso de la caracterización dinámica de eventos de tensión para gestionar ^{las alarmas proporciona varios beneficios que incluyen garantizar}1^{) que se capturen los eventos relevantes,}2^{) se}eviten alarmas excesivas (mejor "validez de alarma"), 3) se configuren las alarmas adecuadas y 4) se prioricen las alarmas importantes.

Los enfoques existentes para la configuración y gestión de alarmas a menudo incluyen:

• Configuración manual por consumidor de energía basada en estándares, recomendaciones, o adivinar.

• Alguna forma de aprendizaje de puntos de ajuste que requirió un "período de aprendizaje" de configuración para determinar qué era normal. Desafortunadamente, si ocurrió un evento durante el período de aprendizaje, se consideraría un comportamiento normal a menos que el consumidor de energía lo detectara y omitiera el punto de datos.

• Enfoque de "captura todo" que requiere que el consumidor de energía aplique filtros para distinguir qué alarmas son importantes y cuáles no.

En definitiva, se podría solicitar al consumidor de energía (que puede no ser un experto) que discrimine activamente qué alarmas/umbrales de eventos son importantes, ya sea antes o después del evento, las alarmas se capturan en un "sistema en vivo".

Actualmente, las alarmas de eventos de tensión del IED tienen dos umbrales importantes que normalmente se configuran: 1) magnitud y 2) duración (a veces denominada histéresis de alarma). Los equipos/cargas están diseñados para operar a una magnitud de tensión óptima dada (es decir, tensión nominal) limitada por un intervalo aceptable de magnitudes de tensión. Adicionalmente, puede ser posible que una carga opere fuera del intervalo de tensión aceptable, pero solo por períodos cortos de tiempo (es decir, duración).

Por ejemplo, una fuente de alimentación puede tener una magnitud de tensión asignada de 120 voltios RMS ± 10 % (es decir, ± 12 voltios RMS). Por lo tanto, el fabricante de la fuente de alimentación está especificando que la fuente de alimentación no debe funcionar continuamente fuera del intervalo de 108-132 voltios r Ms . Más precisamente, el fabricante no hace promesas con respecto al rendimiento de la fuente de alimentación o la susceptibilidad a daños fuera de su intervalo de tensión prescrito. Menos evidente es cómo funciona la fuente de alimentación durante fluctuaciones/eventos de tensión momentáneos (o más largos) fuera del intervalo de tensión prescrito. Las fuentes de alimentación pueden proporcionar cierta tensión debido a su capacidad inherente para almacenar energía. La duración del funcionamiento del voltaje depende de varios factores, principalmente la cantidad de carga conectada a la fuente de alimentación durante la fluctuación/evento de tensión. Cuanto mayor sea la carga en la fuente de alimentación, menor será la capacidad de la fuente de alimentación para funcionar, a través de la fluctuación/evento de tensión. En resumen, esto fundamenta los dos parámetros (magnitud de tensión y duración durante el evento de tensión), que también resultan ser los mismos dos parámetros ejemplificados en las curvas de tolerancia de tensión básicas. Además, valida la carga como un parámetro adicional que se puede considerar en lo que respecta al impacto de un evento de tensión y los umbrales de alarma del IED.

En realizaciones de esta divulgación, el umbral de alarma de magnitud de tensión de un dispositivo IED puede configurarse inicialmente con un valor de punto de ajuste razonable (por ejemplo, tensión asignada de la carga ± 5 %). El umbral de duración correspondiente puede configurarse inicialmente en cero segundos (sensibilidad de duración más alta). Como alternativa, el umbral de alarma de magnitud de tensión del dispositivo IED puede configurarse para CUALQUIER fluctuación de tensión por encima o por debajo de la tensión asignada de la carga (sensibilidad de magnitud más alta). De nuevo, el umbral de duración correspondiente (histéresis de alarma) puede configurarse inicialmente en cero segundos (máxima sensibilidad).

A medida que la tensión medida se desvía más allá del umbral de alarma de tensión (independientemente de su punto de ajuste configurado), el dispositivo IED puede emitir una alarma ante un evento de perturbación de tensión. El IED puede capturar características relacionadas con el evento de tensión, como la magnitud de la tensión, marca de tiempo, duración del evento, parámetros y características eléctricas relevantes antes/durante/después del evento, forma de onda y características de forma de onda, y/o cualquier otra indicación o parámetro del sistema de supervisión que el IED sea capaz de capturar (por ejemplo, posiciones de estado de E/S, marcas de tiempo relevantes, datos coincidentes de otros IED, etc.).

Los eventos de tensión pueden evaluarse para determinar/verificar si existe una discrepancia significativa entre el valor de un parámetro eléctrico previo al evento (por ejemplo, carga, energía, desequilibrio de fase, corriente, etc.) y su correspondiente valor posterior al evento. Si no existe una discrepancia (antes del evento frente a después del evento), puede considerarse que el evento de tensión "no presenta un impacto", lo que significa que no hay indicios de que la operación y/o el equipo del consumidor de energía se hayan visto afectados funcionalmente por el evento de tensión. Los datos del evento de tensión aún pueden conservarse en la memoria; sin embargo, puede clasificarse como que no presenta un impacto para la operación del consumidor de energía en el punto en el que el IED capturó el evento de tensión. Los puntos de ajuste de umbral de duración y magnitud de alarma de tensión existentes pueden reconfigurarse a la magnitud y duración del evento no representativo de un impacto (es decir, reconfigurado a puntos de ajuste menos sensibles). Por último, en las realizaciones, el evento de tensión más grave que no indica ningún impacto operativo y/o funcional del equipo en el punto del IED se convertirá en el nuevo umbral de magnitud y duración de tensión para las alarmas de eventos de tensión para ese IED respectivo.

Si existe una discrepancia anterior al evento frente a después del evento, puede considerarse que el evento de tensión "presenta un impacto", lo que significa que hay al menos una indicación de que el funcionamiento y/o el equipo del consumidor de energía se vieron afectados funcionalmente por el evento de tensión. Los datos del evento de tensión pueden conservarse en la memoria, incluyendo todos los datos y métricas medidos/calculados relacionados con el evento representativo de un impacto (por ejemplo, % impactado, impacto absoluto, magnitud de tensión, duración del evento, etc.). Además, los datos relevantes adicionales asociados con el evento de tensión se pueden agregar al archivo/registro de datos del evento de tensión en un momento posterior (por ejemplo, tiempo de recuperación calculado del evento, información adicional sobre eventos de tensión de otros iEd , ubicación determinada de la fuente del evento, metadatos, datos del IED, otros parámetros eléctricos, normas históricas actualizadas, análisis estadístico, etc.). Debido a que se determina que el evento de tensión es "representativo de un impacto", los puntos de ajuste del umbral de duración y magnitud de la alarma de tensión no se modifican para garantizar que sean menos graves, pero que sigan teniendo un impacto, los eventos continúan siendo capturados por el IED en su respectivo punto de instalación dentro del sistema eléctrico.

En las realizaciones, el resultado final de este procedimiento es que el dispositivo IED discreto produce una plantilla de alarma de tensión personalizada en el punto de instalación que indica eventos de tensión (y sus características respectivas) que producen eventos representativos de impacto y/o diferencia eventos de tensión representativos de impacto de eventos de tensión no representativos de impacto. A medida que ocurren más eventos de tensión, la plantilla de alarma de tensión personalizada representa con mayor precisión la sensibilidad real al evento de tensión en el punto de instalación del IED. En las realizaciones, es posible capturar cualquier evento de tensión (o sustancialmente cualquier) que exceda cualquier umbral estandarizado o personalizado; sin embargo, los consumidores de energía pueden optar por priorizar los eventos de impacto como una categoría distintiva de alarmas/indicadores. Esto podría usarse, por ejemplo, para minimizar la inundación de alarmas de tensión superfluo en el sistema de supervisión del consumidor de energía anunciando solo las alarmas priorizadas que se consideren indican que se ha producido un impacto.

Como se indicó anteriormente en relación con otras realizaciones de esta divulgación, la curva de tolerancia de tensión personalizada construida para el anuncio de alarma de eventos de tensión personalizado también podría usarse para recomendar equipos de mitigación para mejorar las características de funcionamiento en el punto de instalación del IED. En caso de que el consumidor de energía instale equipos de mitigación, el sistema puede proporcionar/detectar una indicación manual o automática de modo que se pueda crear una nueva versión de la plantilla de tolerancia de tensión basada en la modificación del sistema (por ejemplo, instalación de equipos de mitigación). En las realizaciones, un enfoque práctico puede ser una indicación manual de equipo de mitigación suplementario que se está agregando al sistema; sin embargo, también se podría proporcionar una indicación automática basada en "cambios inusuales" en la respuesta del sistema eléctrico a eventos de tensión en el punto de instalación del IED, por ejemplo. estos "cambios inusuales" podrían establecerse, por ejemplo, evaluando estadísticamente (por ejemplo, a través de algoritmos de análisis) uno o más parámetros eléctricos (es decir, tensión, corriente, impedancia, carga, distorsión de la forma de onda, etc.). En las realizaciones, también pueden identificarse por cualquier cambio repentino en la tensión que se produce en el punto de instalación del IED. Se puede realizar una consulta al consumidor de energía o al administrador del sistema eléctrico para validar cualquier adición, eliminaciones o cambios en la red eléctrica. La retroalimentación del consumidor de energía podría usarse para refinar mejor cualquier evaluación estadística (por ejemplo, algoritmos de análisis) relacionados con eventos de tensión (u otras características de medición). La información histórica (incluidas las curvas de tolerancia de tensión personalizadas) se conservaría para numerosas evaluaciones, como la verificación de la efectividad de las técnicas de mitigación, impacto de la instalación de nuevos equipos en las características de funcionamiento de tensión, etc.

Como parte de esta encarnación, se pueden usar más de dos parámetros de eventos para configurar umbrales para activar alarmas para eventos de tensión. En la descripción anterior, la magnitud de la desviación de tensión y la duración del evento de tensión se utilizan para configurar y disparar alarmas de eventos de tensión. En las realizaciones, también es posible incluir más dimensiones como impacto de carga y/o tiempo de recuperación para configurar alarmas de eventos de tensión. Así como es posible establecer umbrales de puntos de ajuste de eventos de tensión para alarmas solo cuando se impacta cualquier carga, también es posible configurar umbrales de puntos de ajuste de eventos de tensión para permitir cierto nivel de impacto en la carga. Mediante identificación de carga, ya sea de forma manual o automática (en función del reconocimiento de parámetros eléctricos), es posible activar la alarma cuando solo ciertos tipos de cargas experimentan un impacto debido a un evento de tensión. Por ejemplo, algunas cargas tienen ciertas firmas, como niveles elevados de frecuencias armónicas específicas. En las realizaciones, sería posible disparar una alarma de evento de tensión si esas frecuencias armónicas específicas ya no son evidentes.

Es posible utilizar otros parámetros para personalizar las plantillas de alarma. Por ejemplo, el consumidor de energía solo puede estar interesado en eventos de tensión con tiempos de recuperación superiores a 5 minutos. Las características de eventos de tensión que normalmente producen tiempos de recuperación menores a 5 minutos podrían filtrarse utilizando datos de eventos históricos para configurar las plantillas de alarma en consecuencia. Además, los consumidores de energía solo pueden estar interesados en eventos de tensión que generen pérdidas monetarias superiores a 500 $. De nuevo, las características de eventos de tensión que típicamente producen pérdidas monetarias inferiores a 500 $ podrían filtrarse utilizando datos históricos para configurar las plantillas de alarma en consecuencia. Como es evidente, cualquier otro parámetro útil derivado de las características de eventos de tensión puede usarse de manera similar para adaptar y proporcionar configuraciones prácticas de alarma. También se pueden usar varios parámetros al mismo tiempo (por ejemplo, tiempos de recuperación > 5 minutos Y pérdidas monetarias > 500 $) para proporcionar esquemas y plantillas de alarma más complejos, etc.

En las realizaciones, a medida que ocurren más eventos de tensión, los atributos y parámetros de tensión adicionales antes/durante/después del evento se capturan tanto a nivel discreto como del sistema y se integran en caracterizaciones históricas típicas (normas históricas). Esta caracterización adicional de eventos de tensión se puede utilizar, por ejemplo, para estimar/predecir el tiempo de recuperación esperado tanto a nivel discreto como de sistema. Adicionalmente, se pueden hacer recomendaciones a los consumidores de energía sobre cómo lograr un tiempo de recuperación más rápido basado en datos de eventos históricos con respecto a la secuenciación efectiva para reactivar las cargas.

En las realizaciones, la priorización de alarmas del cliente se puede realizar (para eventos de tensión o cualquier otro tipo de evento) en función del nivel de carga medido en uno o más puntos de medición discreta/IED dentro del sistema eléctrico. Cuando se recibe alguna indicación desde un punto medido/virtual/IED de que una carga o cargas han cambiado (o están funcionando de manera atípica), los umbrales de punto de ajuste de alarma de eventos de tensión pueden volver a evaluarse y modificarse en función del nivel de carga medido en uno o más discretos (o según la operación atípica de la carga). Por ejemplo, puede ser ventajoso anular, silenciar o despriorizar la alarma de evento de tensión cuando uno o más IED indican que la carga de medición es baja (lo que indica que la instalación está fuera de línea). Por el contrario, sería prudente aumentar la prioridad de la alarma de evento de tensión, ya que uno o más IED indican que se están iniciando cargas adicionales.

Como se mencionó anteriormente en esta sección, en las realizaciones, es posible utilizar esta característica para priorizar las alarmas (incluidas las alarmas de eventos de tensión). El IED puede configurarse para capturar datos relacionados sustancialmente con cualquier variación de tensión perceptible de la tensión asignada (o tensión asignada de la carga) en el punto de instalación, y tomar una acción, incluido el almacenamiento, procesamiento, análisis, visualización, control, agregado, y así sucesivamente. Adicionalmente, se pueden realizar las mismas acciones en prácticamente cualquier alarma (incluidas las alarmas de eventos de tensión) que excedan algún punto de ajuste/umbral predefinido, como los definidos por una curva de tolerancia de tensión dinámica, norma(s) u otras recomendaciones (derivadas de cualquier número o combinación de parámetros eléctricos, E/S, metadatos, características del IED, etc.). En las realizaciones, cualquiera o todos los eventos capturados (incluidos los eventos de tensión) se pueden analizar para priorizar automáticamente las alarmas en un nivel discreto, nivel de zona y/o sistema basado en cualquier número de parámetros que incluyen: tipo de alarma, descripción de la alarma, hora de alarma, magnitud de alarma, fase(s) afectada(s), duración de la alarma, tiempo de recuperación, características de la forma de onda, impacto de carga asociado con una alarma, ubicación, aspectos jerárquicos, metadatos, características del IED, tipo de carga, tipo de cliente, aspectos económicos, importancia relativa a la operación o carga, y/o cualquier otra variable, parámetro o combinación de los mismos relacionado con el evento (incluyendo eventos de tensión) y la operación del consumidor de energía. La priorización puede ser relevante para las características inherentes de eventos discretos o involucrar comparaciones de más de un evento (incluidos los eventos de tensión), y puede realizarse a medida que se originan los eventos, diferidos para un momento posterior, o dependiendo de los parámetros antes mencionados. En las realizaciones, la priorización puede ser interactiva con el consumidor de energía, automatizada, o ambas con el objetivo de facilitar las preferencias del consumidor de energía.

En las realizaciones, los parámetros a considerar pueden incluir al menos datos eléctricos (de al menos una fase), control de datos, datos de tiempo, metadatos, datos del IED, datos operativos, información de los clientes, datos de carga, datos de configuración e instalación, preferencias de los consumidores de energía, información histórica, datos estadísticos y analíticos, datos económicos, datos del material, cualquier dato derivado/desarrollado, etc.

Por ejemplo, la figura 34 ilustra una curva de tolerancia de tensión relativamente simple para un IED con umbrales de ^{alarma de tensión establecidos en ±}10 ^{% de la tensión nominal para eventos que varían arbitrariamente de}1 ^{ms a}estado estable. En la figura 35, se produce un evento de caída de tensión en este IED que cae al 50 % de la tensión nominal y tiene una duración de 3 ms. El análisis anterior/durante/posterior al evento de este evento indica que no se afectó ninguna carga. En las realizaciones, debido a que ninguna carga fue impactada, los umbrales del punto de ajuste de alarma en el IED se reconfiguran para indicar/priorizar la ocurrencia de un evento de tensión cuando (a veces, solo cuando) la magnitud y la duración de un evento de tensión son más graves que el evento descrito en la figura 35. La figura 36 ilustra los cambios realizados en la curva de tolerancia de tensión original. En definitiva, se espera que los eventos de tensión que ocurren en el área roja del gráfico no tengan impacto y los eventos de tensión que ocurren en el área verde del gráfico pueden o no tener impacto. En la figura 37, ocurre otro evento de tensión y es capturado por el mismo IED. En este segundo evento de tensión, se produce una interrupción de tensión (hasta el 0 % de la tensión nominal) y tiene una duración de 1 milisegundo. De nuevo, el análisis previo/durante/posterior al evento del segundo evento indica que no se afectó ninguna carga. Y, de nuevo, los umbrales del punto de ajuste de alarma en el IED se reconfiguran para indicar/priorizar la ocurrencia de un evento de tensión cuando (a veces, solo cuando) la magnitud y duración del evento de tensión son más graves que el evento descrito en la figura 36. La figura 38 ilustra los cambios realizados en la curva de tolerancia de tensión original.

En la figura 39, ocurre un tercer evento de tensión y es capturado por el IED. En este tercer evento de tensión, la tensión desciende al 30 % de la tensión nominal y tiene una duración de 2 milisegundos. Esta vez, el análisis previo/durante/posterior al evento del tercer evento indica que el 25 % de la carga se vio afectada. Posteriormente, los umbrales de los puntos de ajuste de las alarmas no se modifican debido al impacto del 25 % en la carga (es decir, un impacto de carga ocurrió en el punto que se esperaba que ocurriera). La figura 40 ilustra los ajustes finales del umbral de alarma de eventos de tensión después de estos tres eventos de tensión. Cabe destacar que el tercer evento no se muestra en el gráfico porque el fin de esta realización de la divulgación es volver a configurar/modificar los umbrales del punto de ajuste del evento de tensión. El consumidor de energía puede ser notificado sobre la ocurrencia del tercer evento, y los datos del evento de tensión, cálculos, derivación y cualquier análisis se pueden almacenar para futuras referencias/beneficios.

V. Evaluación y cuantificación del impacto de eventos de tensión en la energía y la demanda

Establecer las pérdidas incurridas debido a eventos de tensión a menudo es complicado; sin embargo, las realizaciones de esta divulgación proporcionan una métrica (o métricas) interesante(s) para ayudar a cuantificar la contribución de la energía y la demanda a las pérdidas totales. Cuando ocurre un evento de tensión, los procedimientos y/o equipos de la instalación pueden desconectarse. La actividad de reiniciar procedimientos y/o equipos consume energía y puede (en algunos casos) producir un pico de demanda para la instalación. Aunque estos costes se pasan por alto con frecuencia, pueden ser considerables a lo largo del tiempo y contribuir poco a la producción real y la rentabilidad de la operación de una instalación. Puede haber formas de recuperar algunos de estos costes a través de la cobertura de la póliza de seguro, cancelaciones de impuestos en algunas jurisdicciones, e incluso picos de demanda de "condonación" de la empresa de servicios públicos. Quizás, de forma más importante, la cuantificación del impacto financiero de los eventos de tensión en las facturas de servicios públicos puede proporcionar incentivos para mitigar los eventos de tensión que conducen a estas pérdidas inesperadas y potencialmente impactantes.

Cuando ocurre un evento de tensión, los análisis descritos anteriormente se pueden realizar para determinar el nivel de impacto en la carga o la operación. Si no se encuentra evidencia de un impacto en una carga, procedimiento y/o sistema, este aspecto de esta realización de la divulgación puede ignorarse. Si se encuentra que el evento de tensión ha impactado una carga, procedimiento y/o sistema, se realizan los análisis de parámetros eléctricos previos/durante/posteriores al evento. Se inicia el reloj de tiempo de recuperación y esta realización de la divulgación clasifica el consumo de energía, demanda, factor de potencia y cualquier otro parámetro relacionado con la estructura de facturación del servicio público asociado con el intervalo de tiempo de recuperación. Se pueden realizar evaluaciones y análisis de estos parámetros para determinar discretos, métricas zonales y/o del sistema (incluida la agregación), comparaciones con métricas de eventos históricos, costes incrementales de energía/demanda/factor de potencia, etc. Estas métricas pueden evaluarse contra las estructuras de tarifas de los servicios públicos locales para calcular los costes totales relacionados con la energía para la recuperación, discreto, zonales y/o sistemas más susceptibles y más costosos durante el período de recuperación para la mitigación dirigida, expectativas basadas en datos históricos de eventos de tensión (por ejemplo, número de eventos, período de recuperación de eventos, costes de energía para eventos, etc.), oportunidades para mejorar operativamente/procedimentalmente el tiempo de respuesta a eventos de tensión, y así sucesivamente.

En las realizaciones, los datos y análisis recopilados antes, durante y/o después del período de recuperación se pueden filtrar, truncar, resumir, etc. para ayudar al consumidor de energía a comprender mejor el impacto del evento de tensión (u otro evento) en su sistema eléctrico, procedimientos, operación, tiempo de respuesta, procedimientos, costes, equipo, productividad o cualquier otro aspecto relevante de la operación de su negocio. También puede proporcionar un resumen útil (o un informe detallado) para las discusiones con las empresas de servicios públicos, gestión, ingeniería, mantenimiento, contabilidad/presupuestación, o cualquier otra parte interesada.

VI. Desglose de datos operativos típicos y atípicos mediante el tiempo de recuperación

Es importante reconocer que la operación de una instalación durante un período de recuperación es a menudo aberrante o atípica en comparación con los tiempos de no recuperación (es decir, operación normal). Es útil identificar, "etiquetas" (es decir, denotar), y/o diferenciar los datos operativos aberrantes o atípicos de los datos operativos normales (es decir, datos de no recuperación) para realizar cálculos, métrica, analítica, evaluaciones estadísticas, etc. Los sistemas de medición/supervisión no diferencian inherentemente los datos operativos aberrantes de los datos operativos normales. Diferenciar y etiquetar los datos operativos como aberrantes (es decir, debido a que están en modo de recuperación) o normales proporciona varias ventajas que incluyen, pero sin limitación:

1. Los análisis (como los mencionados anteriormente) pueden asumir uniformidad operativa en todos los datos; sin embargo, es útil desglosar los patrones operativos aberrantes o atípicos de los patrones operativos normales para evaluar y comprender mejor la importancia de los datos que se analizan. El análisis de datos se mejora al proporcionar dos categorías diferentes de operaciones; normal y aberrante/anormal/atípico. Cada uno puede analizarse de forma automática e independiente para proporcionar información única y/o más precisa con respecto a cada modo operativo dentro de una instalación o sistema. Diferenciar los datos operativos normales de los datos operativos atípicos (es decir, debido a un evento de tensión) refuerza aún más las decisiones tomadas en función de las conclusiones de los análisis.

2. La diferenciación de los modos operativos normales y aberrantes hace posible proporcionar información básica discreta para cada modo operativo. Esto proporciona la capacidad de normalizar mejor los datos de operación porque los datos atípicos pueden excluirse del análisis de los datos del sistema. Adicionalmente, los modos operativos aberrantes pueden analizarse para ayudar a comprender, cuantificar y, en última instancia, mitigar los impactos asociados con eventos de tensión impactantes. En el caso de mitigación de eventos, el análisis de datos de períodos operativos aberrantes ayudará a identificar posibles enfoques más efectivos y/o económicos para reducir el impacto de los eventos de tensión.

3. Las pérdidas incurridas debido a eventos de tensión son generalmente difíciles de establecer; sin embargo, evaluaciones de datos etiquetados (es decir, divididos, denotados, etc.) como anormales/aberrantes/atípicos pueden usarse para identificar valores atípicos de consumo de energía asociados con eventos de tensión. Esta información se puede utilizar para ayudar a cuantificar la contribución de la energía y la demanda de los eventos a las pérdidas totales. Cuando ocurre un evento de tensión, el equipo puede desconectarse involuntariamente. El procedimiento de reiniciar equipos y procedimientos consume energía y puede (en algunos casos) producir un nuevo pico de demanda para la instalación. Aunque estos costes con frecuencia se pasan por alto/se omiten, pueden ser considerables a lo largo del tiempo y contribuir poco a la producción real y la rentabilidad de la operación. Puede haber formas de recuperar algunos de estos costes a través de la cobertura de la póliza de seguro, cancelaciones de impuestos en algunas jurisdicciones, e incluso picos de demanda de "condonación" de la empresa de servicios públicos. Quizás, de forma más importante, la cuantificación del impacto financiero de los eventos de tensión en las facturas de servicios públicos puede proporcionar un incentivo para mitigar los eventos de tensión que conducen a estas pérdidas inesperadas y potencialmente impactantes.

VII. Otras evaluaciones y métricas relacionadas con el impacto del evento de tensión y el tiempo de recuperación

Como es sabido, los eventos de tensión, incluidas las interrupciones, son una de las principales causas mundiales de pérdidas relacionadas con la interrupción del negocio. La pérdida económica anual estimada para las empresas medianas y grandes se estima entre 104000 millones de dólares y 164000 millones de dólares según un estudio de Allianz Global. En las realizaciones, incorporando metadatos económicos adicionales, es posible evaluar eventos de tensión individuales para determinar el impacto monetario de estos eventos. Adicionalmente, en realizaciones, es posible totalizar los impactos de eventos de tensión agregando datos e información de eventos individuales. Algunos ejemplos de información financiera útil para ayudar a cuantificar el impacto económico de los eventos de tensión incluyen: pérdida de material promedio/evento/hora, tarifas de servicios públicos (como se expuso más arriba), coste promedio de pérdida de producción/evento/hora, pérdida estimada de equipo/evento/hora, costes promedio de terceros/evento/hora, o cualquier otra métrica monetaria relacionada con el coste del tiempo de inactividad por evento o por día/hora/minuto. Usando el tiempo de recuperación de los cálculos descritos anteriormente, se pueden determinar métricas para sustancialmente cualquier pérdida que haya sido cuantificada monetariamente. Estas métricas se pueden determinar en un IED discreto, zona y/o nivel del sistema en consecuencia.

En el presente documento se establecen varios índices nuevos relacionados con eventos de tensión como métricas útiles para calificar y cuantificar eventos y anomalías de tensión. Si bien estos nuevos índices se centran en las caídas de tensión, en las realizaciones, también se pueden considerar para cualquier otro evento de tensión o categoría de evento de calidad de la energía. Los índices de ejemplo incluyen:

o Tiempo medio entre eventos (MTBE). Como se usa en el presente documento, el término "MTBE" se usa para describir el tiempo promedio o esperado que un sistema o parte de un sistema está operativo entre eventos y su posterior tiempo de recuperación. Esto incluye eventos que representan un impacto y que no representan un impacto, por lo que puede haber o no una cantidad de tiempo de recuperación asociado con cada evento. o Tiempo medio entre eventos representativos de impacto (MTBIE). Como se usa en el presente documento, el término "MTBIE" se usa para describir el tiempo promedio o esperado que un sistema o parte de un sistema está operativo entre eventos y su posterior tiempo de recuperación. En la realización, esta métrica se limita solo a eventos impactantes y probablemente tendrá cierta cantidad de tiempo de recuperación asociado con cada evento. o Tiempo medio de reinicio (MTTR). Como se usa en el presente documento, el término "MTTR" se utiliza para describir el tiempo promedio que se tarda en reiniciar la producción en un sistema o parte de un nivel (por ejemplo, carga, zona, etc.) del sistema. Este "tiempo promedio" incluye todos (o sustancialmente todos) los factores involucrados en el reinicio de la producción, incluidos (entre otros): reparaciones, reconfiguraciones, reinicios, reinicializaciones, revisiones, reevaluaciones, recalibraciones, rearranques, reemplazamientos, reentrenamiento, reubicaciones, revalidaciones, y cualquier otro aspecto/función/trabajo que afecte el tiempo de recuperación de una operación.

o Tasa de caídas. Como se usa en el presente documento, la expresión "tasa de caída" se utiliza para describir el número promedio de eventos de caída de un sistema o parte de un sistema durante un período de tiempo determinado, como horas, meses, años (u otro período de tiempo). o Disponibilidad de producción. Como se usa en el presente documento, la expresión "disponibilidad de producción" generalmente se refiere a la disponibilidad inmediata para la producción, y se define como la capacidad de una instalación para realizar la operación requerida en un momento o período determinado. Esta métrica se centra en los parámetros controlados por eventos y puede estar determinada por:

MTBIE

PA= MTBIE MTTR

En las realizaciones, los sistemas, las zonas y/o los puntos IED discretos pueden caracterizarse por su "Número de tiempo de actividad de producción de 9", que es una indicación de la disponibilidad de producción sin incluir la duración del tiempo de recuperación. De forma similar al número de 9 en la connotación habitual, esta métrica puede determinarse anualmente (o normalizarse a un valor anual) para proporcionar una indicación o métrica del impacto de los eventos de tensión (u otros eventos) en la productividad de una operación. Esta métrica puede ser útil para ayudar a identificar oportunidades de inversión en mitigación y priorizar esas oportunidades en consecuencia.

En las realizaciones, es posible utilizar las métricas establecidas anteriormente para estimar/predecir el tiempo de recuperación en función de la información histórica del tiempo de recuperación. La magnitud de un evento de tensión, la duración, ubicación, metadatos, caracterización de IED, u otros datos e información calculados/derivados, por ejemplo, puede utilizarse para facilitar estas estimaciones y predicciones. Esta medida se puede realizar y proporcionar a los consumidores de energía en el punto IED discreto, zona y/o nivel del sistema como uno o más informes, textos, correos electrónicos, indicaciones sonoras, pantallas/visualizaciones, o por cualquier otro medio interactivo.

Algunos ejemplos de métricas complementarias que pueden ser exclusivas de la operación de un consumidor de energía y ayudar a priorizar las consideraciones del equipo de mitigación para la ubicación, inversión, etc., incluyen:

o Índice de frecuencia de interrupción zonal promedio (AZIFI). AZIFI es una métrica de ejemplo que se puede utilizar para cuantificar las zonas que experimentan "la mayoría" de interrupciones en un sistema eléctrico. Como se usa en el presente documento, AZIFI se define como:

p^ i^pi _número de impactos de zona dentro de la instalación

número total de zonas en el sistema

o Indice de frecuencia de interrupción promedio de impacto zonal (ZIAIFI). ZIAIFI es una métrica de ejemplo que se puede utilizar para mostrar tendencias en las interrupciones de zona junto con el número de zonas afectadas en el sistema eléctrico. Como se usa en el presente documento, ZIAIFI se define como:

o Índice de duración de interrupción zonal promedio (AZIDI). AZIDI es una métrica de ejemplo que se puede usar para indicar una fiabilidad general del sistema basada en un promedio de impactos de zona. Como se usa en el presente documento, AZIDI se define como:

o Índice de duración media de interrupción total zonal (ZTAIDI). ZTAIDI es una métrica de ejemplo que se puede utilizar para proporcionar una indicación del período de recuperación promedio para las zonas que experimentaron al menos un evento de tensión impactante. Como se usa en el presente documento, ZTAIDI se define como:

ZTAIDI ~ suma d-e ^{i a s} duraciones de todos los impactos de zona

número de zonas que experimentaron al menos un impacto

Si bien las métricas anteriores se centran en los impactos relacionados con la zona, en las realizaciones, algunos o todos los conceptos pueden reutilizarse para puntos IED discretos o (en algunos casos) métricas de impacto del sistema. Se entiende que el fin en el presente documento es documentar ejemplos de la capacidad de crear métricas útiles para los consumidores de energía y sus operaciones; no definir todas las métricas posibles o combinaciones de las mismas.

También se entiende que cada una de las métricas discutidas anteriormente puede determinarse y dividirse adicionalmente para fuentes de evento de tensión corriente arriba, corriente abajo, internas (por ejemplo, instalación) y externas (por ejemplo, servicios), según corresponda. Los dos últimos mencionados (interno/externo) pueden requerir algún nivel de clasificación jerárquica del IED y/o sistema eléctrico. Otras clasificaciones de jerarquías (por ejemplo, esquemas de disposición de protección, fuentes derivadas por separado, procedimientos o subsistemas, tipos de carga, subgrupos de facturación o tenedores, esquemas de comunicaciones de red, etc.) pueden usarse para crear/derivar métricas útiles adicionales según sea necesario para evaluar mejor el impacto de los eventos de tensión en la operación de una instalación, por ejemplo. Los resultados de las realizaciones de esta divulgación pueden ser proporcionados por uno o más informes, textos, correos electrónicos, indicaciones sonoras, pantallas/visualizaciones, o por cualquier otro medio interactivo. Las indicaciones se pueden proporcionar en el IED, software en el sitio, en la nube, puerta de enlace, u otro componente y/o accesorio del sistema de supervisión. En las realizaciones, las salidas e indicaciones pueden ser generadas por circuitos y sistemas de acuerdo con la divulgación en respuesta a los circuitos y sistemas que reciben y procesan entradas respectivas.

VIII. Seguimiento del estado de recuperación de eventos de tensión

Un procedimiento de ejemplo de acuerdo con la divulgación para reducir los períodos de tiempo de recuperación incluye proporcionar un procedimiento de seguimiento de la recuperación a medida que avanza. Al identificar y supervisar los períodos de recuperación a través de IED discretos, zonas, jerarquías y/o el sistema en tiempo real, el consumidor de energía (y los sistemas y procedimientos desvelados en el presente documento) es/son más capaces de identificar, gestionar y acelerar el procedimiento de recuperación de un evento en todas sus instalaciones. El seguimiento de la recuperación de eventos permite a los consumidores de energía comprender el estado de la recuperación y tomar decisiones mejores y más rápidas para facilitar su recuperación. Esta realización también permitiría al consumidor de energía revisar los datos históricos para realizar mejoras en la recuperación, producir y/o actualizar procedimientos de recuperación, identificar las constricciones de recuperación zonal, equipo problemático, y así sucesivamente para mejorar las situaciones de recuperación de eventos futuros (y, por lo tanto, aumentar el tiempo de actividad y la disponibilidad del sistema). Se pueden incorporar capacidades de alarma en situaciones de recuperación para proporcionar indicaciones de ubicaciones limitantes dentro de las zonas o la instalación. Se pueden utilizar métricas de recuperación histórica o algunos otros puntos de ajuste configurados para determinar los ajustes de umbral de alarma de recuperación para IED, el software del sistema y/o la nube, y los resultados de las realizaciones de esta divulgación pueden ser proporcionados por uno o más informes, textos, correos electrónicos, indicaciones sonoras, pantallas/visualizaciones, o por cualquier otro medio interactivo.

IX. Desarrollo de varias referencias relacionadas con eventos de tensión

Otro procedimiento de ejemplo para determinar los tiempos de recuperación esperados utiliza factores como segmentos de mercado y/o tipos de clientes, evaluaciones basadas en procedimientos y/o tipos de carga y equipos para determinar los tiempos de recuperación esperados. Al definir los tiempos de recuperación en función de estos y otros factores, por ejemplo, se puede desarrollar una referencia del tiempo de recuperación con respecto a la magnitud de un evento de tensión, la duración, porcentaje de carga impactada y/o cualquier otro parámetro eléctrico, metadatos o especificación IED. Las referencias se pueden utilizar para establecer umbrales de alarma de recuperación, evaluar el rendimiento del tiempo de recuperación e identificar oportunidades de mejora, estimar el tiempo y los costes de recuperación reales frente a los esperados, mejorar la precisión de las estimaciones para eventos de tensión impactantes, etc. Los datos históricos reales sobre el impacto del evento de tensión y el tiempo de recuperación pueden usarse para producir modelos relevantes a través de varios medios, incluidos análisis estadísticos (y/o análisis) y evaluaciones, interpolación/extrapolación simple y/o cualquier otro procedimiento que produzca valores típicos razonables. Los modelos de referencia pueden variar de simples a complejos, y pueden crearse o determinarse para ubicaciones discretas de IED, zonas, o sistemas completos, y las salidas de las realizaciones de esta divulgación pueden ser proporcionadas por uno o más informes, textos, correos electrónicos, indicaciones sonoras, pantallas/visualizaciones, o por cualquier otro medio interactivo.

X. Evaluación de eventos de tensión en busca de similitudes para identificar el comportamiento repetitivo

En las realizaciones, la evaluación de eventos de tensión en un sistema eléctrico para examinar la similitud de eventos puede ser útil para los consumidores de energía. Las similitudes pueden ser en el momento del evento, estacionalidad, características del tiempo de recuperación, comportamiento de los parámetros eléctricos, comportamiento de las características zonales, comportamiento de los procedimientos operativos y/o cualquier otro comportamiento notable o puntos en común. Identificar comportamientos repetitivos y/o puntos en común puede ser una táctica importante para priorizar y resolver los efectos de los eventos de tensión. Además, el análisis/la analítica de datos históricos puede proporcionar la capacidad de predecir el impacto del sistema y el tiempo de recuperación debido a un evento de tensión después del inicio inicial de dicho evento de tensión.

XI. Pronóstico de eventos de tensión

Como se mencionó en realizaciones anteriores de la divulgación, es importante poder identificar oportunidades beneficiosas para que los consumidores de energía mitiguen los eventos de tensión. Otra métrica que se puede considerar es pronosticar un número estimado de interrupciones, impacto estimado y tiempo total de recuperación (y costes asociados). En las realizaciones, esta métrica puede ser extremadamente útil para fines de planificación, soporte de oportunidades de inversión de capital en equipos de mitigación de eventos de tensión, e incluso para pronosticar los ahorros esperados para la instalación de dichos equipos de mitigación. Estos pronósticos pueden evaluarse en un momento posterior para determinar su precisión y ajustar los pronósticos y las expectativas en el futuro.

XII. Otros gráficos y diagramas relacionados con el impacto del evento de tensión y el tiempo de recuperación

Aparte de los diversos diagramas (o gráficos) expuestos en relación con las realizaciones descritas anteriormente, existen otros procedimientos útiles adicionales para mostrar datos relacionados con eventos de tensión. Los gráficos que se describen a continuación en relación con las figuras 41-44, por ejemplo, son solo algunos ejemplos de visualización de datos en un formato útil; puede haber muchos otros procedimientos para presentar datos de eventos de tensión de una manera significativa que pueda beneficiar a los consumidores de energía. Las gráficas, gráficos, tablas, diagramas y/u otras técnicas ilustrativas, por ejemplo, pueden usarse para resumir, comparar, contrastar, validar, ordenador, tender, demostrar relaciones, explicar, y así sucesivamente. Estos tipos de datos pueden ser en tiempo real, históricos, modelados, proyectados, referencia, medidos, calculados, estadísticos, derivados, resumidos y/o estimados. Los gráficos también pueden tener cualquier dimensión (por ejemplo, 2-D, 3-D, etc.), color, sombra, forma (por ejemplo, línea, barra, etc.), etc. para proporcionar una perspectiva única y útil.

La figura 41 ilustra un ejemplo del impacto de la carga frente al tiempo de recuperación para un solo evento. El área verde es indicativa del intervalo normal o esperado de parámetros operativos, el área sombreada en naranja resalta el período de tiempo de recuperación y la línea negra es la carga en función del tiempo. La figura 42 ilustra un ejemplo de una serie de eventos impactantes frente a su tiempo de recuperación de un solo IED (aquí también se podrían usar varios IED). En este ejemplo, el área verde es indicativa de parámetros operativos normales o esperados, y el naranja sombreado resalta los períodos en los que el sistema ha experimentado un evento representativo de un impacto y experimentó un período de recuperación. La figura 43 ilustra un ejemplo de datos adicionales que se integran con los datos mostrados en la figura 41. En este ejemplo, el área verde es indicativa del intervalo normal o esperado de parámetros operativos, el naranja sombreado resalta el período de tiempo de recuperación, la línea negra muestra la carga en función del tiempo, la línea discontinua rosa muestra la carga esperada en función del tiempo, y la línea discontinua azul muestra un perfil típico previo al evento. Como regla de oro, el comportamiento de los eventos corriente arriba puede ser más impredecible que los eventos corriente abajo a lo largo del tiempo. La figura 44 ilustra un ejemplo de porcentaje de impacto de carga antes/durante/después del evento frente al tiempo de recuperación para un evento de tensión. De nuevo, diferentes variables, parámetros de métricas, características, etc. pueden representarse en un gráfico, ilustrarse, etc., según sea necesario o útil.

XIII. Agregación/consolidación de datos de impacto de eventos de tensión y tiempo de recuperación

Como es sabido, los eventos de tensión son a menudo extensos, impactando múltiples cargas, procedimientos, e incluso todo el sistema al mismo tiempo. En las realizaciones, los sistemas de medición de acuerdo con la divulgación pueden exhibir múltiples alarmas de diferentes IED ubicados en toda la instalación. Los eventos de origen generalmente afectan a todo el sistema, por ejemplo, resultando en todos (o sustancialmente todos) los IED capaces que indican que ha ocurrido un evento.

En las realizaciones, agregar/consolidar la multitud de datos de eventos de tensión, alarmas e impactos en un sistema es importante por varias razones. En primer lugar, muchos consumidores de energía tienden a ignorar las "avalanchas de alarmas" de los sistemas de supervisión, por lo que agregar/consolidar los datos de eventos de tensión disminuye el número de alarmas que el consumidor de energía tiene que revisar y reconocer. En segundo lugar, los datos de una ráfaga de alarmas a menudo son el resultado de un evento de tensión que proviene de la misma causa raíz. En este caso, es mucho más eficiente reconciliar todos los eventos de tensión coincidentes capturados por múltiples IED en un solo evento para la reconciliación. En tercer lugar, los eventos de tensión agrupados son mucho más fáciles de analizar que los eventos de tensión independientes, ya que la mayoría de los datos e información relevantes están disponibles en un solo lugar. Por motivos de brevedad, hay muchas otras razones para agregar/consolidar eventos de tensión que no se enumeran en el presente documento.

La capacidad de agregar/consolidar el impacto de los eventos de tensión y los tiempos de recuperación que a menudo acompañan es importante porque ayuda a evitar la redundancia de los datos de eventos. Los datos de eventos redundantes pueden sesgar las métricas y exagerar las conclusiones, lo que puede resultar en decisiones erróneas. Esta divulgación se centra en tres capas de agregación/consolidación dentro de los sistemas eléctricos: IED, zonal y sistema.

En las realizaciones, la primera capa (IED) requiere una agregación/consolidación mínima porque los datos se adquieren de un solo punto/dispositivo y (con suerte) el dispositivo no debería producir información redundante dentro de sí mismo a partir de eventos de tensión. En algunos casos, puede haber información de alarma algo superflua de un solo dispositivo. Por ejemplo, un evento de tensión trifásico puede proporcionar una alarma para cada una de las tres fases que experimentan el evento de tensión. Además, se puede activar una alarma tanto para la activación como para la desactivación del evento, resultando en seis alarmas de eventos de tensión totales (una alarma de activación y desactivación para cada una de las tres fases). Si bien este ejemplo de abundancia de alarmas puede resultar molesto y confuso, muchos dispositivos y sistemas de supervisión ya agregan/consolidan múltiples alarmas de eventos como se acaba de describir en una sola alarma de evento. En algunas realizaciones, se puede proporcionar una única alarma de evento de tensión desde cada IED para cada evento de tensión que ocurra en el sistema eléctrico.

Se mencionó anteriormente que un evento de tensión a menudo afecta a varios IED dentro de un sistema de supervisión; específicamente, aquellos que son capaces de capturar condiciones de tensión anómala. Dado que las zonas y los sistemas suelen consistir en varios IED, la necesidad de sumar/consolidar el impacto y las repercusiones posteriores de los eventos de tensión recae en estos dos (zonas y sistemas). Aunque una zona puede abarcar todo un sistema, las zonas se configuran como un subconjunto/subsistema del sistema eléctrico y/o de medición. Sin embargo, debido a que las zonas y los sistemas generalmente constan de varios dispositivos, serán tratados de manera similar.

En las realizaciones, existen diferentes procedimientos/técnicas para agregar/consolidar zonas. Un primer procedimiento de ejemplo incluye evaluar el impacto del evento de tensión y el tiempo de recuperación de todos los IED dentro de una zona en particular y atribuir el impacto más grave y el tiempo de recuperación de cualquier IED dentro de esa zona a toda la zona. Debido a que el impacto del evento y el tiempo de recuperación son variables independientes y, por lo tanto, pueden derivarse de diferentes IED, estas dos variables deben tratarse de forma independiente entre sí. Por supuesto, sería importante rastrear qué dispositivo de zona se consideró/reconoció como el que experimentó el impacto más grave y qué dispositivo de zona experimentó el tiempo de recuperación más largo. Este mismo enfoque podría usarse para sistemas aprovechando las conclusiones generadas a partir de las evaluaciones de zona. Por último, el tiempo de recuperación de un sistema no se completa hasta que todos los IED relevantes indiquen que ese es el caso.

Un segundo procedimiento de ejemplo incluye evaluar un evento de tensión dentro de una zona mediante evaluaciones estadísticas (por ejemplo, promedio, impacto y tiempo medio de recuperación, etc.) de todos los IED con una zona en particular. En este caso, la gravedad de un evento de tensión se puede determinar para toda la zona evaluando estadísticamente los datos de todos los IED y proporcionando resultados para representar la zona completa para cada evento de tensión en particular. Determinaciones estadísticas que incluyen medias, desviaciones estándar, correlaciones, confianza, error, precisión, exactitud, parcialidad, se pueden emplear coeficientes de variación y cualquier otro procedimiento y/o técnica estadísticos para agregar/consolidar los datos de varios IED en un valor o valores representativos para la zona. Se puede utilizar el mismo enfoque estadístico para combinar zonas en métricas/valores representativos para el impacto del sistema y el tiempo de recuperación. De nuevo, el tiempo de recuperación de un sistema dependerá de cada IED relevante que indique que es el caso.

Otro procedimiento de ejemplo para evaluar eventos de tensión es por tipo de carga. En las realizaciones, el consumidor de energía (o los sistemas y procedimientos desvelados en el presente documento) puede optar por categorizar y agregar/consolidar cargas por similitud (por ejemplo, motores, iluminación, etc.) independientemente de su ubicación dentro del sistema eléctrico de la instalación, y evaluar el impacto y el tiempo de recuperación de esas cargas en consecuencia. También sería posible evaluar los eventos de tensión mediante sus respectivos procedimientos. Agregar/consolidar cargas (independientemente del tipo, ubicación, etc.) asociados con el mismo procedimiento, el impacto y el tiempo de recuperación podrían cuantificarse para dicho procedimiento. Otro procedimiento para agregar/consolidar eventos de tensión es por fuentes y/o fuentes derivadas por separado. Este enfoque ayudaría a cuantificar el impacto y el tiempo de recuperación de un evento de tensión en relación con la fuente de energía dentro de la instalación (o en la red de servicios públicos). También se pueden considerar otros procedimientos útiles y lógicos para agregar/consolidar la información de eventos de tensión de dos o más IED (por ejemplo, por edificio, por producto, por coste, por mantenimiento, etc.).

En las realizaciones, un fin fundamental de agregar/consolidar datos de eventos de tensión es identificar oportunidades para disminuir el impacto general de estos eventos en el negocio del consumidor de energía para reducir el tiempo de inactividad y hacerlo más rentable. Uno o más de los procedimientos (o combinaciones de procedimientos) descritos en el presente documento pueden usarse para cumplir este objetivo. Puede ser útil o incluso necesario tener uno o más de estos procedimientos configurados por el consumidor de energía (o sustituto), o el sistema y los procedimientos desvelados en el presente documento. La capacidad de considerar el impacto del evento de tensión y el tiempo de recuperación en IED discretos no es mutuamente excluyente de ningún enfoque para considerar y evaluar el impacto del evento de tensión agregado/consolidado y el tiempo de recuperación.

Otra perspectiva interesante sería evaluar el desempeño de la operación del consumidor de energía después de que ocurra el evento de tensión inicial. Por ejemplo, un evento de tensión puede resultar en la desconexión de una carga. Poco después, otra carga relacionada también puede dispararse fuera de línea como resultado del primer disparo de carga; no debido a otro evento de tensión. El alcance de esta reacción/propagación en cadena sería de interés al determinar las consecuencias de proporcionar mitigación de paso para la primera carga. En este ejemplo, proporcionar una línea de tiempo de las reacciones de carga durante el período de recuperación debido al evento de tensión original puede ser prudente para ayudar a minimizar el impacto general de los eventos de tensión en la operación del consumidor de energía.

En las realizaciones, los resultados de los análisis de los datos de tensión y corriente se aplican al punto de la red en la que está conectado el IED que captura los datos. Cada IED en la red puede generar típicamente análisis distintos del evento, asumiendo que cada iEd está en una ubicación única. Como se usa en el presente documento, la expresión "en una ubicación única" generalmente se refiere a la ubicación de la instalación dentro del sistema eléctrico, que impacta la impedancia, cargas medidas/conectadas, niveles de tensión, etc. En algunos casos, puede ser posible interpolar o extrapolar datos de eventos de tensión caso por caso.

En las realizaciones, para caracterizar con precisión los eventos de calidad de la energía (por ejemplo, caídas de tensión) y su(s) posterior(es) impacto(s) en la red, es importante medir las señales de tensión y corriente asociadas con el evento. Las señales relacionadas con la energía (por ejemplo, señales de tensión) se pueden utilizar para caracterizar el evento, las señales de corriente se pueden usar para cuantificar el impacto del evento, y tanto la tensión como la corriente se pueden usar para derivar otros parámetros eléctricos relevantes relacionados con esta divulgación. Aunque los resultados de los análisis de los datos de tensión y corriente se aplican al punto de la red en el que está conectado el IED que captura los datos, puede ser posible interpolar y/o extrapolar datos de eventos de tensión caso por caso. Cada iEd de la red suele generar análisis distintos del evento, asumiendo que cada IED está en una ubicación única.

En las realizaciones, existen múltiples factores que pueden influir en el impacto (o no impacto) de una caída de tensión. La impedancia del sistema eléctrico del consumidor de energía puede hacer que los eventos de tensión produzcan caídas de tensión más graves en la jerarquía del sistema (asumiendo una topología de alimentación radial). Las magnitudes de eventos de tensión, las duraciones, los tipos de fallos, los parámetros operativos, el tiempo del evento, los ángulos de fase, los tipos de carga y una variedad de otros factores relacionados con parámetros funcionales, eléctricos e incluso de mantenimiento pueden influir en los efectos de los eventos de caída de tensión.

Se entiende que cualquier información relevante y/o datos derivados de los IED, tipos de clientes, tipos de segmentos de mercado, tipos de carga, se pueden almacenar las capacidades del IED y cualquier otro metadato, analizarse, mostrarse y/o procesarse en la nube, en el sitio (software y/o pasarelas), o en un IED en algunas realizaciones.

Con referencia a las figuras 45-48, se muestran varios diagramas de flujo (o diagramas de flujo) para ilustrar varios procedimientos de la divulgación. Los elementos rectangulares (tipificados por el elemento 4505 en la figura 45), como se puede denominar en el presente documento "bloques de procesamiento" pueden representar software informático y/o instrucciones de algoritmo IED o grupos de instrucciones. Los elementos en forma de diamante (tipificados por el elemento 4525 en la figura 45), como se puede denominar en el presente documento "bloques de decisión" representan software informático y/o instrucciones de algoritmo IED o grupos de instrucciones, que afectan la ejecución del software informático y/o las instrucciones del algoritmo del iEd representadas por los bloques de procesamiento. Los bloques de procesamiento y los bloques de decisión pueden representar pasos realizados por circuitos funcionalmente equivalentes, como un circuito procesador de señal digital o un circuito integrado específico de aplicación (ASIC).

Los diagramas de flujo no representan la sintaxis de ningún lenguaje de programación en particular. En su lugar, los diagramas de flujo ilustran la información funcional que requiere un experto en la técnica para fabricar circuitos o generar software para realizar el procesamiento requerido del aparato particular. Cabe señalar que muchos elementos del programa de rutina, como la inicialización de bucles y variables y el uso de variables temporales no se muestran. Los expertos en la técnica apreciarán que, a menos que se indique lo contrario en el presente documento, la secuencia particular de bloques descrita es solo ilustrativa y puede variarse. De este modo, a menos que se indique lo contrario, los bloques que se describen a continuación no están orden; lo que significa que, cuando sea posible, los bloques se pueden realizar en cualquier orden conveniente o deseable, incluido que los bloques secuenciales se pueden realizar simultáneamente y viceversa. También se entenderá que varias características de los diagramas de flujo descritos a continuación pueden combinarse en algunas realizaciones.

De este modo, a menos que se indique lo contrario, las características de uno de los diagramas de flujo que se describen a continuación pueden combinarse con características de otros de los diagramas de flujo que se describen a continuación, por ejemplo, para capturar las diversas ventajas y aspectos de los sistemas y procedimientos asociados con las curvas de tolerancia dinámica que se busca proteger mediante esta divulgación.

Con referencia a la figura 45, un diagrama de flujo ilustra un procedimiento de ejemplo 4500 para gestionar eventos (o perturbaciones) de calidad de la energía en un sistema eléctrico que se puede implementar, por ejemplo, en un procesador de un IED (por ejemplo, 121, mostrado en la figura 1A) y/o un procesador de un sistema de control asociado con el sistema eléctrico. El procedimiento 4500 también se puede implementar de forma remota desde el IED y/o el sistema de control en una puerta de enlace, en la nube, software en el sitio, etc.

Como se ilustra en la figura 45, el procedimiento 4500 comienza en el bloque 4505, en el que las señales de tensión y/o corriente (o formas de onda) asociadas con una o más cargas (por ejemplo, 111, que se muestran en la figura 1A) en un sistema eléctrico se miden y se capturan los datos, se recogen, se almacenan, etc. mediante un IED (y/o sistema de control) acoplado a las cargas.

En el bloque 4510, los datos de medición eléctrica de las señales de tensión y/o corriente se procesan para identificar al menos un evento de calidad de energía asociado con una o más de las cargas. En algunas realizaciones, la identificación del al menos un evento de calidad de la energía puede incluir identificar: (a) un tipo de evento de calidad de la energía del al menos un evento de calidad de la energía, (b) una magnitud del al menos un evento de calidad de la energía, (c) la duración del al menos un evento de calidad de la energía y/o (d) la ubicación del al menos un evento de calidad de la energía en el sistema eléctrico, por ejemplo. En las realizaciones, el tipo de evento de calidad de la energía puede incluir uno de una caída de tensión, una subida de tensión y un transitorio de tensión.

En el bloque 4515, se determina un impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado en una o más de las cargas. En algunas realizaciones, determinar el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado incluye medir uno o más primeros parámetros (por ejemplo, parámetros "previos al evento") asociados con las cargas una primera vez (por ejemplo, un tiempo antes del evento), medir uno o más segundos parámetros (por ejemplo, parámetros "posteriores al evento") asociados con las cargas en un segundo momento (por ejemplo, un tiempo después del evento), y comparar los primeros parámetros con los segundos parámetros para determinar el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado en las cargas. En las realizaciones, los eventos de calidad de la energía pueden caracterizarse como un evento representativo de un impacto o un evento sin impacto basado, al menos en parte, en el impacto determinado de los uno o más eventos. Un evento representativo de un impacto puede, por ejemplo, corresponder a un evento que interrumpe la operación (o efectividad) de las cargas y/o del sistema eléctrico incluyendo las cargas. Esto, a su vez, puede afectar una salida del sistema, por ejemplo, la producción, la calidad, el ritmo, etc. de un producto generado por el sistema. En algunas realizaciones, el producto puede ser un objeto físico/tangible (por ejemplo, un aparato). Adicionalmente, en algunas realizaciones, el producto puede ser un objeto no físico (por ejemplo, datos o información). Un evento sin impacto, en oposición a esto, puede corresponder a un evento que no interrumpe (o interrumpe mínimamente) la operación (o efectividad) de las cargas y/o el sistema eléctrico incluyendo las cargas.

En el bloque 4520, el al menos un evento de calidad de energía identificado y el impacto determinado del al menos un evento de calidad de energía identificado se utilizan para generar o actualizar una curva de tolerancia existente asociada con una o más de las cargas. En las realizaciones, la curva de tolerancia caracteriza un nivel de tolerancia de las cargas a ciertos eventos de calidad de energía. Por ejemplo, la curva de tolerancia (por ejemplo, como se muestra en la figura 4) puede generarse para indicar una "región prohibida", una "región sin daños" y una "región sin interrupciones en la función" asociada con las cargas (y/o el sistema eléctrico), con las respectivas regiones corresponde a varios niveles de tolerancia de las cargas a ciertos eventos de calidad de energía. La curva de tolerancia se puede mostrar en una interfaz gráfica de usuario (GUI) (por ejemplo, 230, mostrada en la figura 1B) del IED y/o GUI del sistema de control, por ejemplo. En realizaciones en las que ya se ha generado una curva de tolerancia antes del bloque 4520, por ejemplo, debido a que existe una curva de tolerancia, la curva de tolerancia existente puede actualizarse para incluir información derivada del al menos un evento de calidad de energía identificado y el impacto determinado del al menos un evento de calidad de energía identificado. Puede existir una curva de tolerancia existente, por ejemplo, en realizaciones en las que existe una curva de tolerancia de referencia o en realizaciones en las que ya se ha generado una curva de tolerancia usando el procedimiento 4500 (por ejemplo, una curva de tolerancia inicial generada en respuesta a un primer evento o evento de calidad de energía inicial). En otras palabras, en las realizaciones, normalmente no se genera una nueva curva de tolerancia después de cada evento de calidad de energía identificado, sino que cada evento de calidad de energía identificado puede resultar en actualizaciones a una curva de tolerancia existente.

En el bloque 4525, que es opcional en algunas realizaciones, se determina si el impacto de al menos un evento de calidad de energía identificado excede un umbral o cae fuera de un intervalo o región (por ejemplo, "sin interrupción en la zona funcional") indicado en la curva de tolerancia. Si se determina que el impacto de al menos un evento de calidad de energía identificado cae fuera del intervalo indicado en la curva de tolerancia (por ejemplo, el evento resulta en una interrupción de la función de una carga medida por un parámetro eléctrico o indicado por alguna entrada externa), el procedimiento puede continuar al bloque 4530. Como alternativa, si se determina que el impacto de al menos un evento de calidad de energía identificado no cae fuera de un intervalo indicado en la curva de tolerancia (por ejemplo, el evento no resulta en una interrupción en función de una carga), el procedimiento puede terminar en algunas realizaciones. En otras realizaciones, el procedimiento puede volver al bloque 4505 y repetirse nuevamente. Por ejemplo, en realizaciones en las que es deseable capturar continuamente (o semicontinuamente) señales de tensión y/o corriente y actualizar dinámicamente la curva de tolerancia en respuesta a eventos de calidad de energía identificados en estas señales de tensión y/o corriente capturadas, el procedimiento puede volver al bloque 4505. Como alternativa, en realizaciones en las que es deseable caracterizar eventos de calidad de energía identificados en un solo conjunto de señales capturadas de tensión y/o corriente, el procedimiento puede terminar.

Es más, en las realizaciones, la información del evento puede usarse para ajustar (por ejemplo, expandir) la región "sin interrupción en la función", por ejemplo, para generar una curva de tolerancia personalizada para la ubicación ^{específica del IED (similar a la figura}2^{). Se debe apreciar que caracterizar el sistema eléctrico en ciertos puntos es}extremadamente útil para los usuarios porque pueden comprender mejor el comportamiento de su sistema.

En algunas realizaciones, el intervalo indicado en la curva de tolerancia es un intervalo predeterminado, por ejemplo, un intervalo configurado por el usuario. En otras realizaciones, el intervalo no está predeterminado. Por ejemplo, puedo optar por no tener una región "sin interrupción en la función" y decir que cualquier cosa que se desvíe de una tensión nominal necesita ser evaluada. En este caso, la tensión puede variar por todo el lugar y puedo tener docenas de eventos de calidad de energía; sin embargo, es posible que mi carga no experimente ninguna interrupción. De este modo, no se considera que estos eventos representen un impacto. En este caso, amplío/expando mi región de "no interrupción" desde básicamente la tensión nominal hacia fuera hasta el punto en el que estos eventos comienzan a perturbar mis cargas (según el impacto de la carga medido antes del evento frente al evento posterior).

En otras palabras, la invención no se limita a la curva ITIC (o cualquier otro intervalo o curva predeterminada). En su lugar, las realizaciones de la invención requieren "crear" una curva de tolerancia de tensión personalizada para una ubicación específica (es decir, en la que se encuentra el IED) dentro del sistema eléctrico o la red. La curva puede basarse en la curva ITIC, la curva SEMI, o cualquier otra curva. Adicionalmente, la curva puede ser una curva personalizada (es decir, puede no basarse en una curva conocida, sino que puede desarrollarse sin una referencia inicial o una referencia). Se entiende que no se requiere una curva de tolerancia predeterminada para la presente invención, más bien, solo se utiliza para explicar la invención (en relación con esta figura, y en relación con las figuras descritas arriba y abajo).

En el bloque 4530, que es opcional en algunas realizaciones, una acción que afecte al menos a un componente del sistema eléctrico se puede realizar automáticamente en respuesta al impacto determinado del al menos un evento de calidad de energía identificado que está fuera del intervalo indicado en la curva de tolerancia. Por ejemplo, en algunas realizaciones, se puede generar una señal de control en respuesta al impacto determinado de que al menos un evento de calidad de energía identificado esté fuera del intervalo, y la señal de control se puede usar para afectar al menos un componente del sistema eléctrico. En algunas realizaciones, el al menos un componente del sistema eléctrico corresponde al menos a una de las cargas supervisadas por el IED. La señal de control puede ser generada por el IED, un sistema de control u otro dispositivo o sistema asociado con el sistema eléctrico. Como se explica en las figuras anteriores, en algunas realizaciones, el IED puede incluir o corresponder al sistema de control. Adicionalmente, en algunas realizaciones, el sistema de control puede incluir el IED.

A modo de otro ejemplo, una acción que puede verse afectada en el bloque 4530 es iniciar y detener un temporizador para cuantificar una longitud (o duración) del impacto en la producción, por ejemplo, en una instalación con la que está asociado el impacto. Esto ayudará al usuario a tomar mejores decisiones con respecto a la operación de la instalación durante condiciones atípicas.

Después del bloque 4530, el procedimiento puede terminar en algunas realizaciones. En otras realizaciones, el procedimiento puede volver al bloque 4505 y repetirse de nuevo (sustancialmente por las mismas razones expuestas anteriormente en relación con el bloque 4525). En algunas realizaciones en las que el procedimiento termina después del bloque 4530, el procedimiento puede iniciarse de nuevo en respuesta a una entrada del usuario y/o una señal de control, por ejemplo.

Con referencia a la figura 46, un diagrama de flujo ilustra un procedimiento de ejemplo 4600 para cuantificar eventos (o perturbaciones) de calidad de energía en un sistema eléctrico que se puede implementar, por ejemplo, en un procesador de un IED (por ejemplo, 121, mostrado en la figura 1A) y/o un procesador de un sistema de control. El procedimiento 4600 también se puede implementar de forma remota desde el IED en una puerta de enlace, en la nube, software en el sitio, etc. Este procedimiento 4600 evalúa las señales de tensión y/o corriente medidas y capturadas por el IED para determinar si el sistema eléctrico se vio afectado (por ejemplo, en el nivel de los IED) utilizando características de potencia previas al evento/posteriores al evento. En las realizaciones, es posible determinar un tiempo de recuperación utilizando un umbral (por ejemplo, la potencia posterior al evento es el 90 % de la potencia anterior al evento). Esto nos permite cuantificar el impacto de una perturbación de la calidad de la energía en una o más cargas, procedimiento(s), sistema(s), instalación(es), etc.

Como se ilustra en la figura 46, el procedimiento 4600 comienza en el bloque 4605, en el que las señales de tensión y/o corriente (o formas de onda) son medidas y capturadas por un IED.

En el bloque 4610, las señales de tensión y/o corriente se procesan para identificar un evento de calidad de energía asociado con una o más cargas (por ejemplo, 111, mostradas en la figura 1A) supervisadas por el IED. En algunas realizaciones, previas al evento, los datos registrados de eventos y posteriores al evento también se pueden utilizar para identificar el evento de calidad de la energía. Los datos registrados previos al evento, durante el evento y posteriores al evento pueden, por ejemplo, almacenarse en un dispositivo de memoria asociado con el IED y/o la puerta de enlace, aplicación de software en la nube y/o en el sitio.

En el bloque 4615, los parámetros previos al evento se determinan a partir de las señales de tensión y/o corriente. En las realizaciones, los parámetros previos al evento corresponden sustancialmente a cualquier parámetro que pueda medirse directamente y/o derivarse de la tensión y la corriente, incluidos, pero sin limitación, potencia, energía, armónicos, factor de potencia, frecuencia, parámetros del evento (por ejemplo, tiempo de perturbación, magnitud de la perturbación, etc.), etc. En las realizaciones, los datos previos al evento también pueden derivarse de "normas estadísticas". Los metadatos también se pueden utilizar para ayudar a derivar parámetros adicionales en consecuencia.

En el bloque 4620, se determina un impacto del evento de calidad de la energía, se mide o se calcula. En las realizaciones, el impacto del evento se calcula en función de los parámetros previos al evento y posteriores al evento. En las realizaciones, esto incluye tanto las características del evento (es decir, la magnitud, la duración, el tipo de perturbación, etc.) y su impacto en la(s) carga(s), procedimiento(s), sistema(s), instalación(es), etc. en el punto medido en el sistema.

En el bloque 4625, los umbrales (o condiciones) de recuperación se comparan con parámetros en tiempo real. En las realizaciones, los umbrales de recuperación pueden corresponder a un porcentaje de las condiciones previas al evento para ser considerado como un sistema, subsistema, procedimiento y/o condición de recuperación de carga. En las realizaciones, los estándares de la industria, las recomendaciones de segmentos de mercado, el análisis histórico, variables determinadas independientemente y/o características de carga se pueden utilizar para proporcionar los umbrales de recuperación. Adicionalmente, se pueden utilizar normas estadísticas para proporcionar los umbrales de recuperación. En las realizaciones, los umbrales de recuperación están configurados (por ejemplo, umbrales de recuperación preconfigurados) que se almacenan en un dispositivo de memoria asociado con el IED. Un enfoque alternativo es pasar toda la información de eventos de tensión a la nube o al software en el sitio y luego filtrarla allí usando umbrales de recuperación. En este caso, los umbrales de recuperación se almacenarían en la nube o en el sitio y no en el IED.

En el bloque 4630, el IED determina si los parámetros en tiempo real cumplen con los umbrales (o condiciones) de recuperación. Si el IED determina que los parámetros en tiempo real cumplen con los umbrales de recuperación, el procedimiento pasa al bloque 4635. Como alternativa, si el IED determina que los parámetros en tiempo real no cumplen con los umbrales de recuperación, el procedimiento puede volver al bloque 4625 y el bloque 4625 puede repetirse de nuevo. En las realizaciones, la salida aquí es para determinar el tiempo de recuperación; por lo tanto, puede permanecer en el bucle hasta que los niveles posteriores al evento alcancen un umbral predeterminado.

En el bloque 4635, el IED calcula un tiempo de recuperación del evento de calidad de energía. En las realizaciones, el tiempo de recuperación se calcula a partir de un tiempo asociado con el evento de calidad de la energía (por ejemplo, una ocurrencia inicial del evento de calidad de la energía) hasta que se alcancen los umbrales de recuperación.

En el bloque 4640, se proporciona una indicación de la perturbación (o evento) de la calidad de la energía en una salida del IED. En las realizaciones, la indicación puede incluir uno o más informes y/o una o más señales de control. El informe se puede generar para incluir información de cualquier IED discreto del sistema eléctrico, incluyendo: tiempo de recuperación, impacto en la potencia, costes asociados con el impacto del evento, cambios de estado de e /s , tiempo del evento/tiempo de recuperación, cambios en tensiones/corrientes, cambios de desequilibrio, áreas impactadas, etc. En las realizaciones, el tiempo de recuperación y el impacto pueden basarse en los datos de uno o más IED. Los informes se pueden proporcionar al cliente, equipos de ventas, gestión de ofertas, equipos de ingeniería, y/o cualquier otra parte interesada, etc. Las señales de control pueden generarse para controlar uno o más parámetros o características asociadas con el sistema eléctrico. Como un ejemplo, las señales de control pueden usarse para ajustar uno o más parámetros asociados con la(s) carga(s) que el IED está configurado para supervisar.

En el bloque 4640, también se puede almacenar la indicación de la alteración de la calidad de la energía (y otros datos asociados con el procedimiento 4600). En algunas realizaciones, la indicación puede almacenarse localmente, por ejemplo, en el mismo sitio que el IED (o en el propio dispositivo IED). Adicionalmente, en algunas realizaciones, la indicación puede almacenarse de forma remota, por ejemplo, en la nube y/o software en el sitio. Después del bloque 4640, el procedimiento 4600 puede terminar.

Con referencia a la figura 47, un diagrama de flujo ilustra un procedimiento de ejemplo 4700 para la generación de prospectos calificados expandida para la calidad de la energía. De forma similar al procedimiento 4600 descrito anteriormente en relación con la figura 46, por ejemplo, en las realizaciones, el procedimiento 4700 se puede implementar en un procesador de un IED y/o un procesador de un sistema de control. El procedimiento 4700 también se puede implementar de forma remota desde el IED en una puerta de enlace, en la nube, software en el sitio, etc. En las realizaciones, mediante la evaluación de las características de potencia de los eventos de calidad de la energía antes y después del evento, es posible cuantificar la susceptibilidad del sistema eléctrico en puntos medidos a alteraciones en la calidad de la energía. Esta información podría usarse para identificar ofertas de productos para soluciones mitigantes y proporcionar clientes potenciales mejor calificados a las organizaciones que comercializan esas soluciones. En las realizaciones, el procedimiento 4700 también se puede utilizar para oportunidades de ahorro de energía (por ejemplo, corrección del factor de potencia, aumento de la eficiencia del equipo, etc.) cuando ocurre un evento de calidad de energía.

Como se ilustra en la figura 47, el procedimiento 4700 comienza en el bloque 4705, en el que las señales de tensión y/o corriente (o formas de onda) son medidas y capturadas por un IED.

En el bloque 4710, las señales de tensión y/o corriente se procesan para identificar un evento de calidad de energía asociado con una o más cargas supervisadas por el IED. En algunas realizaciones, previas al evento, los datos registrados de eventos y posteriores al evento también se pueden utilizar para identificar el evento de calidad de la energía. Los datos registrados previos al evento, durante el evento y posteriores al evento pueden, por ejemplo, almacenarse en un dispositivo de memoria asociado con el IED y/o la puerta de enlace, aplicación de software en la nube y/o en el sitio.

En el bloque 4715, los parámetros previos al evento se determinan a partir de las señales de tensión y/o corriente. En las realizaciones, los parámetros previos al evento corresponden sustancialmente a cualquier parámetro que pueda medirse directamente y/o derivarse de la tensión y la corriente, incluidos, pero sin limitación, potencia, energía, armónicos, factor de potencia, frecuencia, parámetros del evento (por ejemplo, tiempo de perturbación, magnitud de la perturbación, etc.), etc. En las realizaciones, los datos previos al evento también pueden derivarse de "normas estadísticas". Los metadatos también se pueden utilizar para ayudar a derivar parámetros adicionales en consecuencia.

En el bloque 4720, se calcula un impacto del evento de calidad de la energía. En las realizaciones, el impacto del evento se calcula en función de los parámetros previos al evento y posteriores al evento. En las realizaciones, esto incluye tanto las características del evento (es decir, la magnitud, la duración, el tipo de perturbación, etc.) y su impacto en la(s) carga(s), procedimiento(s), sistema(s), instalación(es), etc. en el punto medido en el sistema.

En el bloque 4725, las características del evento se comparan con las soluciones de mitigación (por ejemplo, soluciones de productos). En las realizaciones, puede haber una biblioteca de criterios de diseño y aplicaciones de soluciones para mitigar los problemas asociados con un evento o perturbación de la calidad de la energía. La biblioteca de criterios de diseño y aplicaciones para soluciones puede almacenarse en un dispositivo de memoria asociado con el IED, o puede accederse mediante el IED (por ejemplo, remotamente, a través de la nube). En algunas realizaciones, el bloque 4725 se puede realizar en la nube o en software en el sitio. De esa forma, el consumidor de energía puede ver todo desde el nivel del sistema.

En el bloque 4730, el IED determina si una entidad en particular (por ejemplo, Schneider Electric) proporciona una solución de mitigación para eventos específicos. Si el IED determina que la entidad en particular proporciona una solución de mitigación para el evento específico, el procedimiento procede a un bloque 4635. Como alternativa, si el IED determina que la entidad en particular no proporciona una solución de mitigación para el evento específico, el procedimiento procede a un bloque 4750. En algunas realizaciones, el "IED" puede definirse como en la nube o en el sitio (pero alejado del medidor). En las realizaciones, es posible que queramos poner las soluciones y gran parte del análisis en la nube o en el software en el sitio porque es más fácil de actualizar, el consumidor de energía tiene un acceso más fácil a él y proporciona una vista global del sistema.

En el bloque 4735, se crea una lista de soluciones proporcionadas por la entidad en particular para el evento o problema específico (o tipo de evento o problema). En el bloque 4740, se genera un informe y se proporciona a los clientes, equipos de ventas asociados con la entidad en particular u otros representantes apropiados de la entidad. En las realizaciones, el informe puede incluir información de cualquier dispositivo de medición discreto (o como un sistema) que incluye: tiempo de recuperación, impacto en la potencia, cambios de estado de E/S, tiempo del evento/tiempo de recuperación, cambios en tensiones/corrientes, cambios en el equilibrio de fase, procedimientos y/o áreas impactadas, etc. El informe puede incluir información sobre la solución SE (por ejemplo, literatura orientada al cliente, características y beneficios, especificaciones técnicas, coste, etc.), tamaño aproximado de la solución requerido para un evento dado (o tipo de evento), comparaciones con estándares externos, colocación, etc. La jerarquía del sistema eléctrico y/o de medición y/u otros metadatos (por ejemplo, características de carga, etc.) se pueden utilizar para ayudar en la evaluación.

En el bloque 4745, el informe (y otra información asociada con el procedimiento 4700) puede almacenarse. En algunas realizaciones, el informe puede almacenarse localmente, por ejemplo, en el mismo sitio que el IED (o en el propio dispositivo IED). Adicionalmente, en algunas realizaciones, el informe puede almacenarse de forma remota, por ejemplo, en la nube. En la realización, los bloques 4740 y 4745 pueden realizarse sustancialmente de forma simultánea.

Volviendo ahora al bloque 4730, si se determina que la entidad en particular no proporciona una solución de mitigación para el evento especificado, el procedimiento procede a un bloque 4750. En el bloque 4750, los parámetros y/o características del evento (y otra información asociada con el procedimiento 4700) se pueden almacenar (por ejemplo, localmente y/o en la nube). En el bloque 4755, se genera un informe basado, al menos en parte, en seleccionar información almacenada en el bloque 4750. En las realizaciones, el informe puede incluir una evaluación de los impactos del consumidor de energía y las necesidades para el desarrollo potencial de una solución futura, soluciones de terceros, etc. Después del bloque 4755 (o bloques 4740/4745), el procedimiento 4700 puede terminar.

Con referencia a la figura 48, un diagrama de flujo ilustra un procedimiento de ejemplo 4800 para la generación de curvas de tolerancia dinámica para la calidad de la energía. De forma similar a los procedimientos 4500, 4600 y 4700 descritos anteriormente, en las realizaciones, el procedimiento 4800 se puede implementar en un procesador de un IED y/o un procesador de un sistema de control. El procedimiento 4800 también se puede implementar de forma remota desde el IED en una puerta de enlace, en la nube, software en el sitio, etc. En las realizaciones, mediante la evaluación de las características de potencia previas al evento/durante el evento/posteriores al evento de eventos de calidad de energía, es posible (con el tiempo) desarrollar automáticamente una curva de tolerancia de eventos personalizada para prácticamente cualquier consumidor de energía. Esto es extremadamente útil para ayudar a los consumidores de energía a identificar, caracterizar, analizar y/o desensibilizar su sistema a eventos de calidad de energía.

Como se ilustra en la figura 48, el procedimiento 4800 comienza en el bloque 4805, en el que las señales de tensión y/o corriente (o formas de onda) son medidas y capturadas por un IED.

En el bloque 4810, las señales de tensión y/o corriente se procesan para identificar un evento de calidad de energía asociado con una o más cargas supervisadas por el IED. En algunas realizaciones, previas al evento, los datos registrados de eventos y posteriores al evento también se pueden utilizar para identificar el evento de calidad de la energía. Los datos registrados previos al evento, durante el evento y posteriores al evento pueden, por ejemplo, almacenarse en un dispositivo de memoria asociado con el IED y/o la puerta de enlace, aplicación de software en la nube y/o en el sitio.

En el bloque 4815, los parámetros previos al evento se determinan a partir de las señales de tensión y/o corriente. En las realizaciones, los parámetros previos al evento corresponden sustancialmente a cualquier parámetro que pueda medirse directamente y/o derivarse de la tensión y la corriente, incluidos, pero sin limitación, potencia, energía, armónicos, factor de potencia, frecuencia, parámetros del evento (por ejemplo, tiempo de perturbación, magnitud de la perturbación, etc.), etc. En las realizaciones, los datos previos al evento también pueden derivarse de "normas estadísticas". Los metadatos también se pueden utilizar para ayudar a derivar parámetros adicionales en consecuencia.

En el bloque 4820, se determina un impacto del evento de calidad de la energía. En las realizaciones, el impacto del evento se calcula en función de los parámetros previos al evento y posteriores al evento. En las realizaciones, esto incluye tanto las características del evento (es decir, la magnitud, la duración, el tipo de perturbación, etc.) y su impacto en la(s) carga(s), procedimiento(s), sistema(s), instalación(es), etc. en el punto medido en el sistema.

En el bloque 4825, los umbrales (o condiciones) de perturbación se comparan con el impacto determinado del evento. En las realizaciones, los umbrales de perturbación pueden corresponder a un cambio porcentual entre las condiciones previas al evento y posteriores al evento para considerarse un sistema, un subsistema, un procedimiento y/o una alteración de la carga "significativo/a". Por ejemplo, una reducción del 5 % en la carga debido a un evento eléctrico (u otro) puede considerarse "significativa". En las realizaciones, los umbrales de perturbación están configurados (por ejemplo, umbrales de perturbación preconfigurados) que se almacenan en un dispositivo de memoria asociado con el IED y/o la puerta de enlace, aplicación de software en la nube y/o en el sitio.

En el bloque 4830, el IED determina si el sistema, subsistema, procedimiento, instalación y/o carga ha experimentado (o está experimentando) una perturbación "significativa" (por ejemplo, en función de la comparación en el bloque 4825). Si el IED determina que el sistema, subsistema, procedimiento, instalación y/o carga(s) experimentaron una perturbación "significativa", el procedimiento procede a un bloque 4835. Como alternativa, si el IED determina que el sistema, subsistema, procedimiento, instalación y/o carga(s) no ha experimentado una perturbación "significativa", el procedimiento procede a un bloque 4840.

En el bloque 4835, se genera un punto de perturbación y se representa como perturbador (por ejemplo, impactando el sistema, subsistema, procedimiento, instalación y/o carga(s), por ejemplo). En el bloque 4845, una curva de tolerancia de referencia (por ejemplo, SEMI-F47, ITIC, CBEMA, etc.) se modifica, se cambia y/o se personaliza) en función de las características asociadas con la perturbación específica registrada (aquí, en el bloque 4835).

Como alternativa, en el bloque 4840, en respuesta a la determinación del IED de que el sistema, subsistema, procedimiento, la instalación y/o la carga no ha experimentado una perturbación "significativa", se genera un punto de perturbación y se representa como no perturbador (por ejemplo, sin afectar el sistema, subsistema, procedimiento, instalación y/o carga(s), por ejemplo). En el bloque 4845, se modifica la curva de tolerancia de la referencia, se cambia y/o se personaliza en función de las características asociadas con la perturbación específica registrada (aquí, en el bloque 4840). Por ejemplo, las líneas de la curva se pueden mover entre "región sin interrupción" y "región sin daños/prohibida". Como alternativa, es posible que las líneas de la curva no se muevan en absoluto.

En el bloque 4850, se genera un informe. En las realizaciones, el informe puede incluir información de sustancialmente cualquier IED discreto (o como un sistema) que incluye: tiempo de recuperación, impacto en la potencia, cambios de estado de E/S, tiempo del evento/tiempo de recuperación, cambios en tensiones/corrientes, cambios de desequilibrio, áreas y cargas impactadas, etc. El informe puede incluir gráficos actualizados de las una o más curvas de tolerancia, cambios resaltados en las una o más curvas, soluciones de mitigación recomendadas, etc.

En el bloque 4855, que es opcional en algunas realizaciones, al menos una configuración de alarma puede actualizarse en puntos de medición discretos para que coincida con la nueva curva de tolerancia (por ejemplo, generada en el bloque 4845). En el bloque 4860, la nueva curva de tolerancia (y otra información asociada con el procedimiento 4800) se puede almacenar (por ejemplo, en la zona, en una puerta de entrada, software en el sitio y/o en la nube). En algunas realizaciones, dos o más de los bloques 4850, 4855 y 4860 pueden realizarse sustancialmente de forma simultánea. Después de los bloques 4850, 4855 y 4860, el procedimiento 4800 puede terminar.

En general, el equipo (por ejemplo, una carga u otra infraestructura eléctrica) está diseñado para tener una tensión asignada y un intervalo operativo recomendado, como se ilustra en las figuras 49 y 50. La tensión asignada es la magnitud/nivel de tensión deseado para una operación óptima del equipo. Adicionalmente, el intervalo operativo recomendado es el área que rodea la tensión asignada (por encima y por debajo de la tensión asignada) en la que el equipo aún puede operar con éxito de forma continua, aunque no necesariamente de forma óptima (por ejemplo, eficiencia menor, calentamiento adicional, corrientes más altas, etc.). Los umbrales de alarma de eventos de tensión del IED (también denominados en el presente documento "umbrales de alarma" para simplificar) se configuran típicamente (pero no siempre) para alinearse con el intervalo operativo recomendado, de modo que se puedan medir, capturar y almacenar las fluctuaciones más allá del intervalo operativo recomendado. Esto se debe a que existe una fuerte correlación con las fluctuaciones de tensión excesivas y el daño temporal o permanente al equipo que experimenta estas fluctuaciones. Adicionalmente, las fluctuaciones de tensión pueden dar lugar a problemas operativos, interrupciones, pérdida de datos y/o cualquier otro número de impactos en el equipo, procedimientos y/u operaciones.

Mientras que el "intervalo operativo recomendado" de cargas, procedimientos y/o sistemas se asocia típicamente con una magnitud de tensión, la duración de estas fluctuaciones también es una consideración importante. Por ejemplo, ^{una fluctuación de tensión de}1 ^{milisegundo de}10^{% fuera del intervalo operativo recomendado no puede afectar}negativamente la operación de una carga, procedimiento y/o sistema, ni afectar su vida operativa esperada. Como ^{alternativa, una fluctuación de tensión de}20 ^{milisegundos del}+10 ^{% fuera del intervalo operativo recomendado puede}causar la misma carga, procedimiento y/o sistema para experimentar una interrupción y/o reducir su esperanza de vida (en cierta medida).

Las figuras 49 y 50 ilustran dos representaciones del mismo concepto. En concreto, la figura 49 muestra una forma de onda RMS y la figura 50 muestra una forma de onda instantánea. La forma de onda RMS mostrada en la figura 49 se deriva de los datos de forma de onda instantáneos mostrados en la figura 50 usando un cálculo de ecuación bien conocido (media cuadrática o RMS). Ambas representaciones de forma de onda son útiles para analizar la energía y los problemas relacionados con la energía y solucionar problemas de calidad de la energía. Cada gráfico respectivo ilustra una clasificación de tensión ilustrativa, umbral de alarma superior y umbral de alarma inferior para una carga teórica, procedimiento y/o sistema. En este caso, se supone que el intervalo operativo recomendado (área sombreada) se alinea con los límites de los umbrales de alarma superior e inferior, respectivamente.

Con referencia a la figura 51, un diagrama de flujo ilustra un procedimiento de ejemplo 5100 para gestionar eventos (o perturbaciones) de calidad de la energía en un sistema eléctrico que se puede implementar, por ejemplo, en un procesador de un IED (por ejemplo, 121, mostrado en la figura 1A). El procedimiento 5100 también se puede implementar de forma remota desde el IED en una puerta de enlace, en la nube, software en el sitio, etc. en algunas realizaciones.

Como se ilustra en la figura 51, el procedimiento 5100 comienza en el bloque 5105, en el que las señales (o formas ^{de onda) relacionadas con la energía asociadas con una o más cargas (por ejemplo,}111^{, que se muestran en la figura}1A) en un sistema eléctrico se miden y se capturan los datos, se recogen, se almacenan, etc. mediante un IED (y/o sistema de control) acoplado a las cargas. En algunas realizaciones, las señales relacionadas con la energía capturadas por el IED son o incluyen al menos uno de: tensión, corriente, energía, potencia activa, potencia aparente, potencia reactiva, tensiones armónicas, corrientes armónicas, distorsión armónica de tensión total, distorsión armónica de corriente total, potencia armónica, corrientes de fase individuales, corrientes trifásicas, tensiones de fase y tensiones de línea.

En el bloque 5110, los datos de medición eléctrica de las señales relacionadas con la energía (por ejemplo, señales de tensión y/o corriente) se procesan para identificar al menos un evento de calidad de energía asociado con una o más de las cargas. En algunas realizaciones, la identificación del al menos un evento de calidad de la energía puede incluir identificar: (a) un tipo de evento de calidad de la energía del al menos un evento de calidad de la energía, (b) una magnitud del al menos un evento de calidad de la energía, (c) la duración del al menos un evento de calidad de la energía y/o (d) la ubicación del al menos un evento de calidad de la energía en el sistema eléctrico, por ejemplo. En las realizaciones, el tipo de evento de calidad de la energía puede incluir uno de una caída de tensión, una subida de tensión, interrupción y un transitorio de tensión.

En el bloque 5115, se determina al menos un medio para mitigar un impacto, reducir un tiempo de recuperación y/o reducir un coste operativo, etc. del al menos un evento de calidad de energía identificado. En algunas realizaciones, el al menos un medio para mitigar el impacto se determina en función, al menos en parte, de una evaluación de una curva de tolerancia dinámica asociada con una o más cargas en el sistema eléctrico. En la Fig. 22 se muestra un ejemplo de curva de tolerancia dinámica, por ejemplo. En algunas realizaciones, la curva de tolerancia dinámica caracteriza la respuesta de una o más de las cargas al al menos un evento de calidad de energía identificado. Adicionalmente, en algunas realizaciones, la curva de tolerancia dinámica caracteriza el impacto (y/o el tiempo de recuperación) del al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico.

Un procedimiento ilustrativo para determinar al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto, reducir un tiempo de recuperación y/o reducir un coste operativo, etc. del al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico se analiza a continuación en relación con la Fig. 52. Sin embargo, baste decir aquí que, en algunas realizaciones, el al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto, reducir un tiempo de recuperación y/o reducir un coste operativo, etc. del al menos un evento de calidad de energía identificado se determina evaluando las características de recorrido de una pluralidad de dispositivos de mitigación contra la curva de tolerancia dinámica para al menos un dispositivo discreto (por ejemplo, carga).

Como se ha expuesto anteriormente en relación con la figura 45, en algunas realizaciones, el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado se determina midiendo una o más primeras características o parámetros eléctricos (por ejemplo, parámetros "previos al evento") asociados con cargas supervisadas por al menos un IED por primera vez (por ejemplo, un tiempo antes del evento), midiendo uno o más segundos parámetros o características (por ejemplo, parámetros "posteriores al evento") asociados con las cargas en un segundo momento (por ejemplo, un tiempo después del evento), y comparar los primeros parámetros con los segundos parámetros para determinar el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado en las cargas. En las realizaciones, los eventos de calidad de la energía pueden caracterizarse como un evento representativo de un impacto o un evento sin impacto basado, al menos en parte, en el impacto determinado de los uno o más eventos. Un evento representativo de un impacto puede, por ejemplo, corresponder a un evento que interrumpe la operación (o efectividad) de las cargas y/o del sistema eléctrico incluyendo las cargas. Esto, a su vez, puede afectar una salida del sistema, por ejemplo, la producción, la calidad, el ritmo, etc. de un producto generado por el sistema. En algunas realizaciones, el producto puede ser un objeto físico/tangible (por ejemplo, un aparato). Adicionalmente, en algunas realizaciones, el producto puede ser un objeto no físico (por ejemplo, datos o información). Un evento sin impacto, en oposición a esto, puede corresponder a un evento que no interrumpe (o interrumpe mínimamente) la operación (o efectividad) de las cargas y/o el sistema eléctrico incluyendo las cargas.

En el bloque 5120, se sugiere o aplica uno o más del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto del evento de calidad de energía identificado a partes o zonas seleccionadas del sistema eléctrico. Un procedimiento ilustrativo para aplicar el al menos un medio para mitigar el impacto del evento de calidad de energía identificado se analiza a continuación en relación con la Fig. 53. Sin embargo, baste decir aquí que, en algunas realizaciones, el al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto, reducir un tiempo de recuperación y/o reducir un coste operativo, etc. del evento de calidad de energía identificado se aplica a una o más de las partes o zonas seleccionadas del sistema eléctrico.

En algunas realizaciones, el al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto, reducir un tiempo de recuperación y/o reducir un coste operativo, etc. incluye una o más técnicas de mitigación y/o eliminación. Adicionalmente, en algunas realizaciones, el al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto, reducir un tiempo de recuperación y/o reducir un coste operativo, etc. incluye uno o más aparatos de mitigación y/o eliminación. En las realizaciones, la técnica de mitigación y/o eliminación puede incorporarse mediante el diseño y/o la operación de equipos existentes. Adicionalmente, en las realizaciones, el aparato de mitigación puede incluir (o ser) un equipo especial utilizado principalmente para la reducción o eliminación de problemas de calidad de la energía.

Las técnicas de mitigación o eliminación ilustrativas pueden incluir ubicar transformadores cerca del equipo para aislar dicho equipo sensible del resto del sistema, reducir la impedancia del sistema a través de conductores más grandes para que las caídas de tensión y las subtensiones tengan un impacto menos severo, o instalar transformadores con blindajes Faraday para reducir el ruido de alta frecuencia. Las técnicas de mitigación o eliminación de ejemplo pueden incluir el diseño de sistemas, como la reubicación de equipos sensibles más alejados de los equipos que producen caídas, como motores grandes.

Para transitorios, los aparatos de mitigación o eliminación ilustrativos pueden incluir tecnologías de dispositivos de protección contra sobretensiones (SPD), reactores de línea, transformadores de aislamiento, etc. Adicionalmente, para caídas y subidas de tensión, los aparatos de mitigación o eliminación ilustrativos pueden incluir SagFighter, transformadores de tensión constante (CVT), UPS, etc. Para problemas de mayor duración, los aparatos de mitigación o eliminación de ejemplo pueden incluir reguladores de tensión, transformadores de cambio de tomas, transformadores de tipo reductor/elevador, etc.

En el bloque 5125, que es opcional en algunas realizaciones, se evalúa la eficacia de uno o más medios aplicados para mitigar o eliminar el impacto, reducir un tiempo de recuperación y/o reducir un coste operativo, etc. Un procedimiento ilustrativo para evaluar la eficacia de uno o más medios aplicados para mitigar el impacto se analiza a continuación en relación con las Figs. 54A y 54B. Sin embargo, baste decir aquí que, en algunas realizaciones, la eficacia de uno o más medios aplicados para mitigar o eliminar el impacto, reducir un tiempo de recuperación y/o reducir un coste operativo, etc. se evalúa comparando los parámetros asociados con el sistema eléctrico en los tiempos primero y segundo, por ejemplo, antes y después de que se apliquen uno o más medios para mitigar o eliminar el impacto.

Después del bloque 5125 (o bloque 5120), el procedimiento 5100 puede terminar en algunas realizaciones. En otras realizaciones, el procedimiento 5100 puede incluir una o más etapas adicionales. Por ejemplo, en una realización, el procedimiento 5100 puede incluir, además, indicar el mejor medio para mitigar o eliminar el impacto de al menos un medio para mitigar el impacto, por ejemplo, en la curva de tolerancia dinámica (por ejemplo, como se muestra en la Fig. 22). En algunas realizaciones, el mejor medio para mitigar o eliminar el impacto corresponde al medio más efectivo para mitigar o eliminar el impacto de al menos un medio determinado para mitigar o eliminar el impacto (por ejemplo, en el bloque 5115). Adicionalmente, en algunas realizaciones, el mejor medio para mitigar o eliminar el impacto corresponde a un medio menos perturbador para mitigar o eliminar el impacto de al menos un medio determinado para mitigar o eliminar el impacto (por ejemplo, en el bloque 5115). Se entiende que se pueden usar múltiples técnicas y/o aparatos de mitigación en diferentes puntos de un sistema o en una única ubicación en el sistema.

Con referencia a la figura 52, un diagrama de flujo ilustra un procedimiento de ejemplo 5200 para determinar al menos un medio para mitigar o eliminar un impacto, reducir un tiempo de recuperación y/o reducir un coste operativo, etc. del al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico. El procedimiento 5200 puede implementarse, por ejemplo, en un procesador de al menos un IED (por ejemplo, 121, mostrado en la figura 1A) y/o alejarse del al menos un IED en una puerta de enlace, en la nube, software en el sitio, etc. En las realizaciones, el procedimiento 5200 puede corresponder a las etapas de ejemplo realizadas en el bloque 5115 del procedimiento 5100 expuesto anteriormente en relación con la figura 51.

Como se ilustra en la figura 52, el procedimiento 5200 comienza en el bloque 5205, en el que uno o más dispositivos o técnicas de mitigación o eliminación que puedan ser adecuados para mitigar o eliminar el impacto, reducir un tiempo de recuperación y/o reducir un coste operativo, etc. están identificados. En las realizaciones, los dispositivos o técnicas de mitigación o eliminación se seleccionan de una biblioteca de dispositivos o técnicas de mitigación o eliminación, por ejemplo, almacenados en un dispositivo de memoria asociado con el al menos un IED (o de forma remota en el software, basado en la nube, puerta de enlace u otro controlador). El dispositivo de memoria puede contener (o enumerar) una pluralidad de dispositivos o técnicas de mitigación o eliminación, por ejemplo. En algunas realizaciones, uno o más de los dispositivos o técnicas de mitigación o eliminación son específicos de la aplicación o del sitio (por ejemplo, específicos para la configuración particular del sistema eléctrico). Adicionalmente, en algunas realizaciones, uno o más de los dispositivos o técnicas de mitigación o eliminación pueden actualizarse, personalizarse o configurarse (por ejemplo, en al menos un IED o alejarse del al menos un IED), por ejemplo, en respuesta a datos de medición eléctrica de o derivados de señales relacionadas con la energía capturadas por el al menos un IED (por ejemplo, en el bloque 5105, mostrado en la figura 51). Por ejemplo, los dispositivos o técnicas de mitigación o eliminación pueden configurarse (o reconfigurarse) en respuesta a datos de medición eléctrica de o derivados de señales relacionadas con la energía capturadas por el al menos un IED.

En las realizaciones, los uno o más dispositivos o técnicas de mitigación o eliminación que puedan ser adecuados para mitigar o eliminar el impacto, reducir un tiempo de recuperación y/o reducir un coste operativo, se identifican en función de una o más características asociadas con un evento de calidad de energía identificado al menos (por ejemplo, en el bloque 5105, mostrado en la figura 51). Las características ilustrativas pueden incluir, por ejemplo, un tipo de evento de calidad de energía (por ejemplo, caída de tensión, subida de tensión, etc.).

En el bloque 5210, las características de funcionamiento de cada uno de los dispositivos o técnicas de mitigación o eliminación identificados se evalúan frente a la curva de tolerancia dinámica para al menos un dispositivo discreto. En las realizaciones, el al menos un dispositivo discreto puede corresponder a una o más de las cargas supervisadas por el al menos un IED. Una salida de la evaluación realizada en el bloque 5210 puede, por ejemplo, indicar los beneficios de funcionamiento asociados con la aplicación de cada uno de los dispositivos o técnicas de mitigación o eliminación identificados en ubicaciones de medición específicas en el sistema eléctrico. En las realizaciones, las ubicaciones de medición específicas corresponden a los puntos de conexión física del al menos un IED instalado (temporal o permanentemente) en el sistema eléctrico.

En algunas realizaciones, se pueden interpolar curvas de tolerancia dinámica para una pluralidad de dispositivos discretos, y las características de funcionamiento de cada uno de los dispositivos o técnicas de mitigación o eliminación identificados pueden evaluarse contra los puntos construidos a partir de la interpolación para determinar los beneficios de funcionamiento. Las curvas de tolerancia dinámica se pueden interpolar, por ejemplo, en función de una jerarquía conocida (o descubierta) del sistema eléctrico y/o parámetros de diseño del sistema eléctrico.

Las características de permanencia están determinadas típicamente por la capacidad de un procedimiento o carga (y/o su respectivo sistema de control) para continuar operando a través de un evento sin interrupción. Las una o más curvas de tolerancia dinámica de acuerdo con la divulgación proporcionan características de funcionamiento en el punto en el que el IED está físicamente instalado en el sistema eléctrico. Estas características generalmente se determinan en función de la magnitud y duración de un evento de tensión. Pasar a través de un evento indica que el evento no afectó a la carga. El "impacto" de la carga se basa típicamente en cambios en la carga antes, durante y después de dicho evento (normalmente, previamente al evento frente a posteriormente al evento). Un ejemplo de beneficio del funcionamiento es que la operación de una carga o procedimiento no se interrumpe y/o el equipo no está sometido a estrés, dañado y/o se ha reducido su esperanza de vida. Se entiende que, aunque una carga puede soportar un evento de tensión, es posible que el evento pueda estresar, dañar o reducir la vida útil de la carga. En las realizaciones, la carga simplemente no durará tanto y/o puede fallar prematuramente.

En el bloque 5215, al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto, reducir el tiempo de recuperación y/o reducir los costes operativos, etc. se determina en función de las características de funcionamiento evaluadas. Como se usa en el presente documento, las características de funcionamiento se refieren a la capacidad de un dispositivo o técnica de mitigación o eliminación para atravesar (o ayudar a prolongar la etapa de) eventos de caída de diversa magnitud y duración, retener varias transitorios de tensión y/o regular (a cierta velocidad) las condiciones de sobretensión y tensión insuficiente. En otras palabras, es una descripción de cómo un dispositivo o técnica de mitigación o eliminación maneja las perturbaciones de tensión. Como tal, el al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto puede determinarse en función de cómo un dispositivo o técnica de mitigación o eliminación responde a las perturbaciones de tensión. Por ejemplo, el SagFighter® cumple con los requisitos de SEMI F47, que describen las características de magnitudduración que el SagFighter® es capaz de funcionar sin interrupción (dentro de sus limitaciones de diseño).

Después del bloque 5215, el procedimiento 5200 puede terminar en algunas realizaciones. En otras realizaciones, el procedimiento 5200 puede incluir una o más etapas adicionales. Por ejemplo, en una realización, el procedimiento 5200 puede incluir además la evaluación continua del impacto adicional del al menos un evento de calidad de energía identificado contra las características de recorrido de uno o más dispositivos de mitigación para proporcionar retroalimentación y métricas con respecto a las repercusiones operativas que podrían haberse evitado si al menos de los dispositivos o técnicas mitigantes identificados se habrían instalado (o aplicado) en el sistema eléctrico. Por ejemplo, el impacto de la carga podría haberse evitado, el tiempo de recuperación podría haberse evitado o minimizado, el consumo de energía y los costes asociados con el tiempo de recuperación podrían haberse reducido, la productividad perdida podría haberse minimizado o eliminado, etc.

Con referencia a la figura 53, un diagrama de flujo ilustra un procedimiento de ejemplo 5300 para aplicar al menos un medio para mitigar o eliminar un impacto, reducir el tiempo de recuperación y/o reducir los costes operativos, etc. de un evento de calidad de energía en un sistema eléctrico. El procedimiento 5300 puede implementarse, por ejemplo, en un procesador de al menos un IED (por ejemplo, 121, mostrado en la figura 1A) y/o alejarse del al menos un IED en una puerta de enlace, basado en la nube, software en el sitio, etc. En las realizaciones, el procedimiento 5300 puede corresponder a las etapas de ejemplo realizadas en el bloque 5120 del procedimiento 5100 expuesto anteriormente en relación con la figura 51.

Como se ilustra en la figura 53, el procedimiento 5300 comienza en el bloque 5305, en el que se identifican las ubicaciones del evento de calidad de la energía en el sistema eléctrico. Por ejemplo, un IED puede determinar que el evento de calidad de la energía está corriente arriba en relación con el IED en el sistema eléctrico, o corriente abajo en relación con el IED en el sistema eléctrico. En las realizaciones, la determinación puede realizarse con una probabilidad asociada. En algunas realizaciones, se pueden utilizar varios IED para determinar si el evento de calidad de la energía está corriente arriba o corriente abajo en relación con un IED particular en el sistema eléctrico.

En el bloque 5310, se determinan las porciones o zonas del sistema eléctrico que incluyen o corresponden a las ubicaciones identificadas del evento de calidad de energía. Por ejemplo, un sistema eléctrico puede incluir tres zonas, y la ubicación o ubicaciones del evento de calidad de la energía pueden incluir una o más de las tres zonas. En otras realizaciones, ninguna de las tres zonas puede verse afectada por el evento.

En el bloque 5315, una o más de las porciones o zonas identificadas en el bloque 5310 se seleccionan para aplicar el al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto, reducir el tiempo de recuperación y/o reducir los costes operativos, etc. Por ejemplo, en algunas realizaciones, puede ser más rentable aplicar el al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto en las una o más partes o zonas del sistema eléctrico que está corriente arriba en relación con el IED, ya que el al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto puede ser capaz de mitigar o eliminar el impacto en partes de los sistemas eléctricos que están corriente arriba y corriente abajo en relación con el IED. En otras realizaciones, puede ser más eficaz (desde el punto de vista de mitigar o eliminar el impacto) aplicar el al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto en una pluralidad de partes o zonas del sistema eléctrico.

En el bloque 5320, el al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto, reducir el tiempo de recuperación y/o reducir los costes operativos, etc. se aplica a una o más partes o zonas seleccionadas en el bloque 5315. En algunas realizaciones, puede haber una latencia entre seleccionar y aplicar el al menos un medio. Además, también puede haber un aspecto manual en esto. Por ejemplo, en algunas realizaciones, un cliente puede recibir un informe del sistema, salir y adquirir el medio de mitigación especificado, e instalarlo.

Después del bloque 5320, el procedimiento 5300 puede terminar en algunas realizaciones.

Con referencia a las Figs. 54A y 54B, un diagrama de flujo ilustra un procedimiento ilustrativo 5400 para evaluar la eficacia de al menos un medio aplicado para mitigar o eliminar un impacto, reducir el tiempo de recuperación y/o reducir los costes operativos, etc. de un evento (o perturbación) de calidad de energía identificado en un sistema eléctrico. El procedimiento 5400 puede implementarse, por ejemplo, en un procesador de al menos un IED (por ejemplo, 121, mostrado en la figura 1A) y/o alejarse del al menos un IED en una puerta de enlace, basado en la nube, software en el sitio, etc. En las realizaciones, el procedimiento 5400 puede corresponder a realizaciones más detalladas de etapas ilustrativas realizadas en el procedimiento 5100 expuesto anteriormente en relación con la Fig. 51. Se comentan diversas realizaciones del procedimiento 5400 con referencia a las Figs. 55-56C.

Como se ilustra en la FIG. 54A, el procedimiento 5400 comienza en el bloque 5405, en el que las señales relacionadas con la energía (por ejemplo, las señales de tensión y/o corriente (o formas de onda) asociadas con una o más cargas ^{(por ejemplo,}111^{, que se muestran en la figura}1^{A) en un sistema eléctrico se miden y se capturan los datos, se}recogen, se almacenan, etc. por al menos un IED (y/o sistema de control) acoplado a las cargas.

En el bloque 5410, se genera o actualiza una curva de tolerancia en función de los datos de medición eléctrica de las señales relacionadas con la energía medidas en el bloque 5405. Más particularmente, en el bloque 5410, los datos de medición eléctrica de las señales relacionadas con la energía se procesan para identificar al menos un evento de calidad de la energía asociado con una o más de las cargas. Adicionalmente, en el bloque 5410, se determina un impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado en una o más de las cargas. Es más, en el bloque 5410, el al menos un evento de calidad de energía identificado y el impacto determinado del al menos un evento de calidad de energía identificado se utilizan para generar o actualizar una curva de tolerancia existente asociada con una o más de las cargas.

En las realizaciones, las etapas realizadas en el bloque 5410 son iguales o similares a las etapas realizadas en las etapas 4510, 4515, 4520 del procedimiento 4500 descrito anteriormente en relación con la Fig. 45.

Como se ha expuesto anteriormente en relación con la figura 45, en algunas realizaciones, la identificación del al menos un evento de calidad de la energía puede incluir identificar: (a) un tipo de evento de calidad de la energía del al menos un evento de calidad de la energía, (b) una magnitud del al menos un evento de calidad de la energía, (c) la duración del al menos un evento de calidad de la energía y/o (d) la ubicación del al menos un evento de calidad de la energía en el sistema eléctrico, por ejemplo. El tipo de evento de calidad de la energía puede incluir, por ejemplo, uno de una caída de tensión, una subida de tensión y un transitorio de tensión.

Como también se ha expuesto anteriormente en relación con la figura 45, en algunas realizaciones, la determinación del impacto de al menos un evento de calidad de energía identificado puede incluir medir una o más primeras características o parámetros eléctricos (por ejemplo, parámetros "previos al evento") asociados con cargas supervisadas por al menos un IED por primera vez (por ejemplo, un tiempo antes del evento), midiendo uno o más segundos parámetros o características (por ejemplo, parámetros "posteriores al evento") asociados con las cargas en un segundo momento (por ejemplo, un tiempo después del evento), y comparar los primeros parámetros con los segundos parámetros para determinar el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado en las cargas. En las realizaciones, los eventos de calidad de la energía pueden caracterizarse como un evento representativo de un impacto o un evento sin impacto basado, al menos en parte, en el impacto determinado de los uno o más eventos. Un evento representativo de un impacto puede, por ejemplo, corresponder a un evento que interrumpe la operación (o eficacia) de las cargas, procedimientos, y/o el sistema eléctrico incluyendo las cargas. Esto, a su vez, puede afectar una salida del sistema, por ejemplo, la producción, la calidad, el ritmo, etc. de un producto generado por el sistema. En algunas realizaciones, el producto puede ser un objeto físico/tangible (por ejemplo, un aparato). Adicionalmente, en algunas realizaciones, el producto puede ser un objeto no físico (por ejemplo, datos o información). Un evento sin impacto, en oposición a esto, puede corresponder a un evento que no interrumpe (o interrumpe mínimamente) la operación (o eficacia) de las cargas, procedimientos, y/o el sistema eléctrico incluyendo las cargas.

Como se ha expuesto igualmente anteriormente en relación con la figura 45, en algunas realizaciones, la curva de tolerancia generada en respuesta al al menos un evento de calidad de energía identificado y el impacto determinado del al menos un evento de calidad de energía identificado, caracteriza un nivel de tolerancia de las cargas a ciertos eventos de calidad de energía. Por ejemplo, la curva de tolerancia (por ejemplo, como se muestra en la figura 4) puede generarse para indicar una "región prohibida", una "región sin daños" y una "región sin interrupciones en la función" asociada con las cargas, los procedimientos y/o el sistema eléctrico, con las respectivas regiones corresponde a varios niveles de tolerancia de las cargas a ciertos eventos de calidad de energía. La curva de tolerancia se puede mostrar en una interfaz gráfica de usuario (GUI) (por ejemplo, 230, mostrada en la FIG. 1B) del IED y/o la GUI del sistema de control, en teléfonos, en tabletas, etc., por ejemplo. En realizaciones en las que ya se ha generado una curva de tolerancia antes del bloque 5410, por ejemplo, debido a que existe una curva de tolerancia, la curva de tolerancia existente puede actualizarse para incluir información derivada del al menos un evento de calidad de energía identificado y el impacto determinado del al menos un evento de calidad de energía identificado. Puede existir una curva de tolerancia existente, por ejemplo, en realizaciones en las que existe una curva de tolerancia de referencia o en realizaciones en las que ya se ha generado una curva de tolerancia usando, por ejemplo, el procedimiento 4500 o 5400 (por ejemplo, una curva de tolerancia inicial generada en respuesta a un primer evento o evento de calidad de energía inicial). En otras palabras, en las realizaciones, normalmente no se genera una nueva curva de tolerancia después de cada evento de calidad de energía identificado, sino que cada evento de calidad de energía identificado puede resultar en actualizaciones a una curva de tolerancia existente.

En algunas realizaciones, el procedimiento puede volver al bloque 5405 después del bloque 5410 y los bloques 5405 y 5410 pueden repetirse nuevamente, por ejemplo, para capturar más eventos de calidad de energía, como se ilustra en la Fig. 55, y para generar una curva de tolerancia que incluya múltiples eventos de calidad de energía, como se ilustra en la FIG. 56A.

En el bloque 5415, se evalúa la curva de tolerancia generada o actualizada en el bloque 5410. En algunas realizaciones, la curva de tolerancia se evalúa en un momento aleatorio o arbitrario. En otras realizaciones, la curva de tolerancia se evalúa en un valor predeterminado, tiempo periódico o programado. En función de la evaluación, en el bloque 5420 se determina si un dispositivo/técnica de mitigación (o al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto) debe aplicarse o debe aplicarse para mitigar o eliminar uno o más de los eventos de calidad de energía mostrados en la curva de tolerancia. Esto podría deberse a la cantidad de eventos con impacto, tiempo de recuperación acumulado debido a eventos de calidad de energía, impactos de carga, pérdidas económicas, la energía de recuperación improductiva consumida, las emisiones de CO2 de la energía de recuperación, etc.

En algunas realizaciones, puede haber algún umbral económico preconfigurado que indique que se debe aplicar un dispositivo/técnica de mitigación. También podría basarse en la cantidad de eventos con impacto, tiempo de recuperación acumulado debido a eventos de calidad de energía, impactos de carga, pérdidas económicas, la energía de recuperación improductiva consumida, las emisiones de CO2 de la energía de recuperación, etc. También puede haber un tiempo asociado con el umbral. Por ejemplo, puedo considerar las pérdidas de energía totales (acumuladas) asociadas con eventos de calidad de energía impactantes, o puedo evaluar las pérdidas de energía asociadas con eventos de calidad de energía impactantes durante un período de tiempo. Por ejemplo, el primero puede ser en kWh total y el segundo en kWh/año. Una vez que supere el umbral, se proporciona una indicación para sugerir la aplicación de uno o más dispositivos/técnicas de mitigación.

Si se determina que se debe aplicar o se debe aplicar un dispositivo/técnica de mitigación, el procedimiento pasa al bloque 5425. Como alternativa, si se determina que no es necesario aplicar un dispositivo/técnica de mitigación, el procedimiento puede volver al bloque 5405 y repetirse de nuevo en algunas realizaciones y terminar en otras realizaciones.

En el bloque 5425, se selecciona y aplica al menos un dispositivo/técnica de mitigación. En las realizaciones, el al menos un dispositivo/técnica de mitigación puede seleccionarse y aplicarse usando uno o más de los enfoques descritos anteriormente en relación con las Figs. 51-53.

En el bloque 5430, después de que se seleccione y aplique al menos un dispositivo/técnica de mitigación en el bloque 5425, las señales relacionadas con la energía (por ejemplo, las señales de voltaje y/o corriente) (o formas de onda) asociadas con una o más de las cargas y se capturan los datos se miden, se recogen, se almacenan, etc. por el al menos un IED (y/o sistema de control) acoplado a las cargas. En las realizaciones, también se pueden tomar datos de otros dispositivos que no estaban presentes hasta ahora en el sistema. Estos otros dispositivos pueden corresponder a nuevos dispositivos, como IED instalados de forma permanente y/o temporales, por ejemplo.

En el bloque 5435, se genera o actualiza una curva de tolerancia en función de los datos de medición eléctrica de las señales relacionadas con la energía medidas en el bloque 5430. De forma similar a la curva de tolerancia generada en el bloque 5410, en el bloque 5435, los datos de medición eléctrica de las señales relacionadas con la energía se procesan para identificar al menos un evento de calidad de la energía asociado con una o más de las cargas. Adicionalmente, de forma similar a la curva de tolerancia generada en el bloque 5410, en el bloque 5435, se determina un impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado en una o más de las cargas. Es más, de forma similar a la curva de tolerancia generada en el bloque 5410, en el bloque 5435, el al menos un evento de calidad de energía identificado y el impacto determinado del al menos un evento de calidad de energía identificado se utilizan para generar o actualizar una curva de tolerancia existente asociada con una o más de las cargas. Como se ha ilustrado anteriormente, la curva de tolerancia generada o actualizada en el bloque 5435 se genera o actualiza usando eventos de calidad de energía que ocurren después de que se selecciona y aplica al menos un dispositivo/técnica de mitigación en el bloque 5425.

En algunas realizaciones, el procedimiento puede volver al bloque 5430 después del bloque 5435 y los bloques 5430 y 5435 pueden repetirse nuevamente, por ejemplo, para capturar más eventos de calidad de energía, como se ilustra en la Fig. 55, y para generar una curva de tolerancia (después de la instalación de los dispositivos/técnicas de mitigación) que incluya múltiples eventos de calidad de energía, como se ilustra en la Fig. 56C.

En el bloque 5440, se evalúa la curva de tolerancia generada o actualizada en el bloque 5435. En algunas realizaciones, la curva de tolerancia se evalúa en un momento aleatorio o arbitrario. En otras realizaciones, la curva de tolerancia se evalúa en un valor predeterminado, tiempo periódico o programado. En función de la evaluación, en el bloque 5445 se determina si el al menos un dispositivo/técnica de mitigación aplicado es eficaz. En algunas realizaciones, la eficacia se determina en función de los cambios observados entre la curva de tolerancia generada en el bloque 5410 (antes de que se apliquen los dispositivos/técnicas de mitigación, por ejemplo, como se muestra en la Fig. 56a ) y la curva de tolerancia generada en el bloque 5435 (después de que se apliquen los dispositivos/técnicas de mitigación, por ejemplo, como se muestra en la Fig. 56C). En algunas realizaciones, las mejoras de mitigación o eliminación se consideran efectivas si se reducen o eliminan los eventos que ocurren después de que se apliquen los dispositivos/técnicas de mitigación. La primera curva de tolerancia generada en el bloque 5410 se usaría como base para determinar si se evitó o no un evento y/o se redujo el impacto del evento. En definitiva, la eficacia se puede determinar comparando una evaluación antes/después usando la primera curva de tolerancia ("antes") generada en el bloque 5410 con la segunda curva de tolerancia ("después") generada en el bloque 5435. Dado que todos los eventos ("antes" y "después") son capturados por el sistema, es fácil ver qué eventos se evitaron y predecir el tiempo de recuperación, energía de recuperación, etc. asociados con esos eventos evitados, como se ilustra en las Figs. 56A y 56C, por ejemplo. Se entiende que una o más reducciones significativas en el número de eventos impactantes, tiempo de recuperación acumulado debido a eventos de calidad de energía, impactos de carga, pérdidas económicas, la energía de recuperación improductiva consumida, las emisiones de CO2 de la energía de recuperación, etc. pueden usarse como medida de la eficacia de un dispositivo/técnica de mitigación.

En algunas realizaciones, determinar la eficacia del al menos un dispositivo/técnica de mitigación aplicado incluye comparar la curva de tolerancia generada en el bloque 5435 (por ejemplo, como se ilustra en la Fig. 56C), que sea representativo de la eficacia real de los dispositivos/técnicas de mitigación aplicados, con una curva de tolerancia indicativa del rendimiento previsto de los uno o más dispositivos/técnicas de mitigación (por ejemplo, como se ilustra en la FIG. 56B). En algunas realizaciones, la curva de tolerancia indicativa del rendimiento previsto de los dispositivos/técnicas de mitigación se genera antes de que se apliquen los dispositivos/técnicas de mitigación. En otras realizaciones, esta curva de tolerancia puede generarse después de que se apliquen los dispositivos/técnicas de mitigación.

En realizaciones adicionales, determinar si la eficacia del al menos un dispositivo/técnica de mitigación aplicado es eficaz incluye determinar si la eficacia del al menos un dispositivo/técnica de mitigación aplicado está por encima o por debajo de uno o más de los denominados umbrales de eficacia. En algunas realizaciones, los umbrales de eficacia pueden basarse en uno o más factores previos al evento/posteriores al evento, métricas y/o características y, en algunas realizaciones, tienen una magnitud y duración asociadas. Por ejemplo, un umbral de eficacia puede basarse en una o más combinaciones de mejoras específicas, incluida una reducción en el número de eventos impactantes, tiempo de recuperación acumulado debido a eventos de calidad de energía, magnitudes de impacto de carga, pérdidas ^{económicas, la energía de recuperación improductiva consumida, las emisiones de CO}2 ^{de la energía de}recuperación, etc.

En algunas realizaciones, el tiempo de recuperación acumulado o el tiempo para que el sistema eléctrico se recupere del al menos un evento de calidad de energía identificado, por ejemplo, afecta directamente a un coste asociado con al menos un evento de calidad de energía identificado. En las realizaciones, la eficacia del al menos un dispositivo/técnica de mitigación aplicada se basa en el análisis de coste/beneficio del al menos un evento de calidad de energía identificado. Por ejemplo, la eficacia del al menos un dispositivo/técnica de mitigación aplicado puede basarse en una evaluación económica del coste de la solución de mitigación o eliminación y el beneficio logrado por dicha solución. Por ejemplo, una solución de mitigación o eliminación que cuesta 10000 $ y ahorra 20000 $ en costes debido a la reducción o mitigación proporcionada por la solución puede determinarse que no es efectiva en ^{comparación con una solución alternativa de mitigación o eliminación que costaría}20000 ^{$ y ahorraría}100000 ^{$ en}costes debido a la reducción o mitigación proporcionada por la solución. A modo de otro ejemplo, se puede determinar que una solución de mitigación o eliminación que cuesta 10000 $ y reduce las emisiones de CO2 en un 10 por ciento debido a que la reducción o mitigación proporcionada por la solución no es efectiva en comparación con una solución alternativa de mitigación o eliminación que costaría 20000 $ y reduce las emisiones de CO2 en 40 por ciento debido a la reducción o mitigación proporcionada por la solución.

Si se determina que al menos un dispositivo/técnica de mitigación aplicada es eficaz, el procedimiento pasa al bloque 5450. Como alternativa, si se determina que al menos un dispositivo/técnica de mitigación aplicado no es efectivo (por ejemplo, se determina que el al menos un dispositivo/técnica de mitigación aplicado no es tan efectivo como se esperaba), el procedimiento puede continuar al bloque 5465.

En el bloque 5450, se determina si se debe continuar aplicando al menos un dispositivo/técnica de mitigación actualmente aplicado. Si se determina que se debe continuar aplicando al menos un dispositivo/técnica de mitigación aplicada actualmente, el procedimiento puede proceder a un bloque 5455 en el que se continúa aplicando el al menos un dispositivo/técnica de mitigación. Como alternativa, si se determina que el al menos un dispositivo/técnica de mitigación actualmente aplicado no debe continuar aplicándose, el procedimiento puede proceder a un bloque 5460 en el que el al menos un dispositivo/técnica de mitigación puede actualizarse o detenerse (o retirarse del sistema eléctrico).

En algunas realizaciones, el objetivo es comparar qué aparato y/o técnica de mitigación sería más rentable para resolver un problema de tensión en curso antes de instalarlo (por ejemplo, en el bloque 5425). Cada aparato/técnica de mitigación tiene sus propios recorridos y/o características de mitigación y el coste asociado a él. El objetivo sería determinar cuál proporcionar al usuario final una lista de técnicas y aparatos de mitigación que incluyan los beneficios esperados de cada técnica/aparato respectivo en función de la ubicación o ubicaciones únicas del IED. Algunos pueden ser menos costosos, y seguir resolviendo el problema. Otros pueden requerir un enfoque más costoso para satisfacer las necesidades y/o requisitos del cliente. En las realizaciones, existe una compensación entre el funcionamiento y el coste. Se pueden hacer sugerencias; sin embargo, en algunas realizaciones, el cliente puede tener que sopesar en última instancia las limitaciones presupuestarias con el impacto real y/o percibido del problema de la calidad de la energía y determinar el procedimiento/aparato que mejor se adapte a sus objetivos.

En las realizaciones, cada evento que ocurre se compara con la curva de tolerancia dinámica de instalación previa a la mitigación (es decir, la curva de tolerancia generada en el bloque 5410) y la nueva curva de tolerancia dinámica de la instalación posterior a la mitigación (es decir, la curva de tolerancia generada en el bloque 5435), como se muestra en las Fig. 56A y 56C, por ejemplo. En las realizaciones, así es como se determinan los impactos evitados, el tiempo de recuperación reducido, los costes de eventos reducidos, etc. Estos impactos evitados, tiempo de recuperación reducido, costes de energía de recuperación reducidos, reducción de otros costes, etc., se supervisan en el futuro y se proporcionan al cliente para que pueda ver la eficacia de su inversión en equipos de mitigación utilizando estos parámetros de forma continua.

Volviendo ahora al bloque 5465, después de que se determine que al menos un dispositivo/técnica de mitigación aplicado no es efectivo, se podrá determinar si existen otros medios para mitigar o eliminar el impacto. Si se determina que existen otros medios para mitigar o eliminar el impacto, el procedimiento puede continuar al bloque 5470. Como alternativa, si se determina que no existen otros medios para mitigar o eliminar el impacto, el procedimiento puede proceder al bloque 5480 o al bloque 5450, tal como se ha expuesto más arriba. En el bloque 5480, que es opcional en algunas realizaciones, se puede evaluar la necesidad de dispositivos/técnicas de mitigación adicionales para determinar si la necesidad es lo suficientemente grande como para invertir y/o desarrollar (o comprar) dispositivos/técnicas de mitigación adicionales.

En el bloque 5470, se selecciona al menos otro medio para mitigar o eliminar el impacto. En las realizaciones, el al menos otro medio para mitigar o eliminar el impacto se selecciona (o determina) utilizando técnicas iguales o similares a las descritas anteriormente en relación con la Fig. 52, por ejemplo.

En el bloque 5475, se aplica el seleccionado al menos otro medio para mitigar o eliminar el impacto. En las realizaciones, el al menos otro medio seleccionado para mitigar o eliminar el impacto se aplica utilizando técnicas iguales o similares a las descritas anteriormente en relación con la Fig. 53, por ejemplo.

Después del bloque 5475 (y los bloques 5455 y 5460), el procedimiento puede terminar en algunas realizaciones. En algunas realizaciones, el procedimiento puede iniciarse de nuevo de vez en cuando, por ejemplo, para evaluar la eficacia de una técnica y/o aparato de mitigación aplicada, e incorporar técnicas o aparatos de mitigación y/o eliminación potencialmente nuevos o más efectivos en el sistema eléctrico.

La presente divulgación comprende un procedimiento para gestionar eventos de calidad de energía en un sistema eléctrico, comprendiendo el procedimiento:

procesar datos de medición eléctrica de, o derivados de, señales relacionadas con la energía capturadas por al menos un dispositivo electrónico inteligente (IED) para identificar al menos un evento de calidad de energía asociado con una o más cargas supervisadas por el al menos un IED, en el que el al menos un IED y las cargas se instalan en ubicaciones respectivas en el sistema eléctrico;

determinar al menos un medio para mitigar o eliminar un impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico en función, al menos en parte, en una evaluación de una curva de tolerancia dinámica asociada con una o más cargas en el sistema eléctrico y características de las técnicas y aparatos de mitigación, en el que la curva de tolerancia dinámica asociada con una o más cargas caracteriza la respuesta de una o más cargas al al menos un evento de calidad de energía identificado, y el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico; e

indicar el mejor medio para mitigar o eliminar el impacto de al menos un medio para mitigar el impacto.

La presente divulgación comprende el procedimiento anterior, en el que indicar el mejor medio para mitigar o eliminar el impacto de al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto incluye:

identificar un mejor medio para mitigar o eliminar el impacto de al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto; e

indicando el mejor medio para mitigar o eliminar el impacto en la curva de tolerancia dinámica, en el que el mejor medio para mitigar o eliminar el impacto corresponde al medio más eficaz para mitigar o eliminar el impacto del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto en función de al menos uno de: un impacto reducido proyectado, un tiempo de recuperación reducido proyectado, una energía de recuperación reducida proyectada, reducción proyectada de emisiones de CO2 relacionadas con la recuperación de energía y reducción proyectada de costes asociados con el evento de calidad de energía.

Como se ilustra arriba y como apreciará un experto en la técnica, las realizaciones de la divulgación promueven una medición de "mayor cantidad y más capaz" dentro de las instalaciones. Por ejemplo, cuantos más IED se instalen en el sistema eléctrico de un consumidor de energía, más beneficiosas podrán ser estas realizaciones para el consumidor de energía. Como también apreciará un experto en la técnica, existen importantes oportunidades para los productos de mitigación de eventos de tensión. Es más, un experto en la materia apreciará que es importante identificar y promover oportunidades que normalmente se habrían pasado por alto, incomprendido o simplemente ignorado por los consumidores de energía. La capacidad de cuantificar los eventos de tensión crea un sentido de urgencia justificable para que el consumidor de energía resuelva estos problemas. Las diversas realizaciones descritas en esta divulgación deberían permitir a las organizaciones basadas en servicios identificar más fácilmente oportunidades y ser retenidas para diseñar e instalar la solución más económica. Al aprovechar los productos para identificar oportunidades para mejorar la mitigación de eventos de tensión, tiempo de recuperación reducido y costes reducidos asociados con eventos de tensión, por ejemplo, los consumidores de energía pueden mejorar su disponibilidad operativa y aumentar su rentabilidad.

Las realizaciones descritas en esta divulgación también pueden crear muchas oportunidades para servicios basados en la nube. Si bien la perspectiva de utilizar software en el sitio para evaluar, cuantificar y mitigar los eventos de tensión puede ser más ideal en algunas realizaciones, la participación/interacción directa (o sustancialmente directa) con los consumidores de energía puede tender a promover muchas más oportunidades de venta de servicios y productos. Al evaluar los datos de eventos de tensión en la nube, la participación activa de manera más oportuna con información relevante y soluciones prácticas puede generar más posibilidades.

Como se ha ilustrado anteriormente, las perturbaciones de tensión tienen un impacto significativo en los equipos industriales, procedimientos, productos y, en última instancia, el resultado final del cliente. En las realizaciones, las caídas de tensión son la fuente más grande (o cercana a la más grande) de problemas de calidad de la energía y pueden originarse tanto dentro como fuera de las instalaciones de un consumidor de energía. El uso de curvas de tolerancia de tensión dinámico y las otras realizaciones descritas en el presente documento proporcionará la capacidad de localizar, cuantificar y rectificar el impacto de las caídas de tensión y acortar el tiempo de recuperación de eventos, reduciendo así los costes operativos y el desperdicio de productos. Además, las curvas de tolerancia dinámica de tensión brindan la capacidad de apuntar, diseñar y validar soluciones y servicios de mitigación personalizados, lo que ayuda al consumidor de energía a reducir las interrupciones en sus operaciones, maximizando el rendimiento y la disponibilidad de su sistema, aumentando la vida útil de sus equipos y reduciendo sus costes operativos totales. En definitiva, las realizaciones desveladas en esta solicitud pueden, por ejemplo, incorporarse en medidores, pasarelas, software en el sitio, como PME, y ofertas basadas en la nube, como Power Advisor de Schneider Electric.

Como se describió anteriormente y como apreciarán los expertos en la técnica, las realizaciones de la divulgación en el presente documento pueden configurarse como un sistema, procedimiento, o una combinación de los mismos. Por consiguiente, las realizaciones de la presente divulgación pueden estar compuestas por varios medios que incluyen al menos hardware, software, firmware o cualquier combinación de los mismos.

Debe apreciarse que los conceptos, los sistemas, los circuitos y técnicas que se buscan proteger en el presente documento no se limitan a su uso en las aplicaciones de ejemplo descritas en el presente documento (por ejemplo, aplicaciones del sistema de supervisión de energía), sino más bien, puede ser útil en prácticamente cualquier aplicación en la que se desee gestionar eventos de calidad de energía en un sistema eléctrico.

Habiendo descrito realizaciones preferidas, que sirven para ilustrar varios conceptos, estructuras y técnicas objeto de esta patente, ahora resultará evidente para los expertos en la técnica que otras realizaciones que incorporan estos conceptos, se pueden utilizar estructuras y técnicas. Adicionalmente, los elementos de las diferentes realizaciones descritas en el presente documento pueden combinarse para formar otras realizaciones que no se hayan establecido específicamente anteriormente.

Por consiguiente, se sostiene que el alcance de la patente no debe limitarse a las realizaciones descritas, sino que debe limitarse únicamente por el ámbito de las siguientes reivindicaciones.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento (5100) para gestionar eventos de calidad de energía en un sistema eléctrico, comprendiendo el procedimiento:

procesar (5110) datos de medición eléctrica de o derivados de señales relacionadas con la energía capturadas por al menos un dispositivo electrónico inteligente "IED" para identificar al menos un evento de calidad de energía asociado con una o más cargas supervisadas por el al menos un IED, en el que el al menos un IED y las una o más cargas se instalan en ubicaciones respectivas en el sistema eléctrico;

determinar (5115) al menos un medio para mitigar o eliminar un impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico; y

aplicar (5120) uno o más del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto a porciones o zonas seleccionadas del sistema eléctrico;

caracterizado porque

dicha determinación (5115) se basa, al menos en parte, en una evaluación de una curva de tolerancia dinámica asociada con una o más cargas en el sistema eléctrico, en el que la curva de tolerancia dinámica caracteriza la respuesta de las una o más cargas al al menos un evento de calidad de energía identificado, y el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico.

2. El procedimiento según la reivindicación 1, en el que el al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto incluye una técnica de mitigación y/o eliminación o un aparato de mitigación y/o eliminación.

3. El procedimiento según la reivindicación 2, en el que la aplicación de los uno o más del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto incluye aplicar la técnica de mitigación a una o más de las ubicaciones, porciones o zonas seleccionadas del sistema eléctrico.

4. El procedimiento según la reivindicación 2, en el que la aplicación de los uno o más del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto incluye instalar el aparato de mitigación en una o más de las partes o zonas seleccionadas del sistema eléctrico.

5. El procedimiento según la reivindicación 1, en el que las ubicaciones, porciones o zonas seleccionadas del sistema eléctrico corresponden a ubicaciones, porciones o zonas del sistema eléctrico en las que la aplicación de los uno o más del al menos un medio tendrá un mayor efecto en la mitigación o eliminación del impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado.

6^{. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que la aplicación de los uno o más del}al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto incluye:

identificar una reducción probable en al menos uno de un impacto, un tiempo de recuperación, una energía de recuperación, emisiones de CO2 relacionadas con la energía de recuperación y/o costes relacionados con eventos asociados con el al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto en función de las características de funcionamiento esperadas del al menos un medio para mitigar o eliminar dicho impacto; y

aplicar los uno o más del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto en función de la reducción probable identificada.

7. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende, además:

evaluar la eficacia del al menos un medio aplicado para mitigar o eliminar el impacto, en el que la eficacia se basa en al menos uno de los impactos evitados, el tiempo de recuperación, la energía de recuperación, emisiones de CO2 relacionadas con la energía de recuperación y/o costes asociados con el al menos un evento de calidad de energía identificado.

8^{. El procedimiento según la reivindicación 7, en el que la evaluación de la eficacia del al menos un medio aplicado}para mitigar o eliminar el impacto incluye:

medir uno o más primeros parámetros asociados con el sistema eléctrico en un primer tiempo;

generar una primera curva de tolerancia dinámica en función de los primeros parámetros medidos en un primer tiempo;

predecir la eficacia del al menos un medio aplicado para mitigar o eliminar el impacto en función de una evaluación de la primera curva de tolerancia dinámica, en el que la evaluación de la primera curva de tolerancia dinámica se basa en una evaluación de las características de funcionamiento del al menos un medio aplicado para mitigar o eliminar el impacto con respecto a al menos un punto de instalación en el sistema eléctrico en el que se miden los primeros parámetros;

medir uno o más segundos parámetros asociados con el sistema eléctrico en un segundo tiempo;

generar una segunda curva de tolerancia dinámica en función de los segundos parámetros medidos en el segundo tiempo; y

comparar la información asociada con la primera curva de tolerancia dinámica con la información asociada con la segunda curva de tolerancia dinámica para determinar una eficacia del al menos un medio aplicado para mitigar o eliminar el impacto, en el que la eficacia se basa en la evaluación de al menos uno de los impactos evitados realizados, el tiempo de recuperación, la energía de recuperación, emisiones de CO2 relacionadas con la energía de recuperación y/u otros costes asociados con el al menos un evento de calidad de energía identificado mediante la evaluación de eventos que habrían causado problemas en el sistema si no se hubiera aplicado al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto.

^{9. El procedimiento según la reivindicación}8^{, en el que los primeros parámetros son los mismos que los segundos}parámetros, y/o

en el que los parámetros primeros y segundos incluyen parámetros relacionados con la energía, y los parámetros relacionados con la energía incluyen al menos uno de tensión, corriente, energía, potencia real, potencia aparente, potencia reactiva, tensiones armónicas, corrientes armónicas, distorsión armónica de tensión total, distorsión armónica de corriente total, potencia armónica, corrientes de fase individuales, corrientes trifásicas, tensiones de fase y tensiones de línea.

10. El procedimiento según la reivindicación 9, en el que el primer tiempo corresponde a un tiempo antes de que se aplique el al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto, y el segundo tiempo corresponde a un tiempo después de que se aplique el al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto,

en el que al menos uno de los tiempos primero y segundo es, en particular, un tiempo seleccionado por el usuario.

11. El procedimiento según la reivindicación 7, en el que la evaluación de la eficacia del al menos un medio aplicado para mitigar o eliminar el impacto incluye:

determinar un tiempo para que el sistema eléctrico se recupere del al menos un evento de calidad de energía identificado.

12. El procedimiento según la reivindicación 11, en el que el tiempo para que el sistema eléctrico se recupere del al menos un evento de calidad de energía identificado afecta directamente a un coste asociado con el al menos un evento de calidad de energía identificado, y la eficacia del al menos un medio aplicado para mitigar el impacto se basa en el coste del al menos un evento de calidad de energía identificado.

13. El procedimiento según la reivindicación 7, en el que la verificación de la eficacia del al menos un medio aplicado para mitigar o eliminar el impacto incluye comparar el desempeño real de aplicar el al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto con el desempeño previsto de aplicar el al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto.

14. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que la determinación del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto del evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico incluye: evaluar las características de funcionamiento de una pluralidad de dispositivos de mitigación frente a la curva de tolerancia dinámica para al menos un dispositivo discreto, en el que una salida de la evaluación indica los beneficios de funcionamiento asociados con la aplicación de cada uno de la pluralidad de dispositivos de mitigación a ubicaciones de medición específicas en el sistema eléctrico, en el que las ubicaciones de medición específicas corresponden, en particular, a puntos de conexión física de la al menos una instalación de IED en el sistema eléctrico.

15. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende, además:

evaluar continuamente el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado frente a las características de funcionamiento de uno o más dispositivos de mitigación para proporcionar retroalimentación y métricas con respecto a las repercusiones operativas que podrían haberse evitado si al menos uno de los dispositivos de mitigación se hubiera instalado en el sistema eléctrico, en el que los dispositivos de mitigación corresponden al al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado.

16. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que la curva de tolerancia dinámica se genera o actualiza en respuesta al al menos un evento de calidad de energía identificado y un impacto determinado o tiempo de recuperación del al menos un evento de calidad de energía identificado en las una o más de las cargas, en el que el al menos un evento de calidad de energía identificado puede incluir uno de una caída de tensión, una subida de tensión, un transitorio de tensión, una interrupción instantánea, una interrupción momentánea, una interrupción temporal y una variación de larga duración de media cuadrática (RMS).

17. El procedimiento según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende, además:

identificar el mejor medio para mitigar o eliminar el impacto del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto; e

indicando el mejor medio para mitigar o eliminar el impacto en la curva de tolerancia dinámica, en el que el mejor medio para mitigar o eliminar el impacto corresponde al medio más eficaz para mitigar o eliminar el impacto del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto en función de al menos uno de: un impacto reducido proyectado, un tiempo de recuperación reducido proyectado, una energía de recuperación reducida proyectada, emisiones de CO2 reducidas proyectadas relacionadas con la energía de recuperación y una reducción proyectada de los costes asociados con el evento de calidad de la energía,

en el que la aplicación de los uno o más del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto, en particular, incluye aplicar el mejor medio para mitigar o eliminar el impacto a una o más de las partes o zonas seleccionadas del sistema eléctrico.

18. Un sistema para gestionar eventos de calidad de energía en un sistema eléctrico, que comprende:

al menos un dispositivo electrónico inteligente "IED" (121) que incluye un procesador (210) y una memoria (215) acoplada al procesador, el procesador y la memoria configurados para:

procesar (5110) datos de medición eléctrica de o derivados de señales relacionadas con la energía capturadas por el al menos un IED para identificar al menos un evento de calidad de energía asociado con una o más cargas supervisadas por el al menos un IED, en el que el al menos un IED y las una o más cargas se instalan en ubicaciones respectivas en el sistema eléctrico;

determinar (5115) al menos un medio para mitigar o eliminar un impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico; y

aplicar (5120) uno o más del al menos un medio para mitigar o eliminar el impacto a porciones o zonas seleccionadas del sistema eléctrico;

caracterizado porque

dicha determinación (5115) se basa, al menos en parte, en una evaluación de una curva de tolerancia dinámica asociada con una o más cargas en el sistema eléctrico y características de las técnicas y aparatos de mitigación, en el que la curva de tolerancia dinámica asociada con las una o más cargas caracteriza la respuesta de las una o más cargas al al menos un evento de calidad de energía identificado, y el impacto del al menos un evento de calidad de energía identificado en el sistema eléctrico.