MX2011012664A

MX2011012664A - Aparato y metodo de estimacion de fasores sincronizados en tiempos predeterminados referidos a estandar de tiempo comun en sistema electrico.

Info

Publication number: MX2011012664A
Application number: MX2011012664A
Authority: MX
Inventors: Luther S Anderson; Gregary C Zweigle; Armando Guzman-Casillas
Original assignee: Schweitzer Engineering Lab Inc
Priority date: 2010-12-08
Filing date: 2011-11-28
Publication date: 2012-06-07
Also published as: ZA201108981B; CA2761175A1; CA2761175C; US20110077885A1; US8494795B2; BRPI1105953A2

Abstract

Un aparato y método estima una pluralidad de fasores sincronizados en tiempos predeterminados referidos a un estándar de tiempo común en un sistema de energía eléctrica. El método incluye adquirir y determinar una frecuencia de la señal de sistema de energía, muestrear la señal de sistema de energía en una relación de intervalo de muestreo en función de la frecuencia de la señal de sistema de energía para formar muestras de señal, y generar una pluralidad de valores de tiempo de adquisición en función de la ocurrencia de cada una de las muestras de señal en una correspondiente pluralidad de tiempos diferentes referidos al estándar de tiempo común. El método además incluye ajustar un fasor de cada una de las muestras de señal en función de la diferencia de tiempo entre un valor de tiempo de adquisición correspondientemente seleccionado y un tiempo predeterminado referido al estándar de tiempo común para formar la pluralidad de fasores sincronizados.

Description

APARATO Y METODO DE ESTIMACION DE FASORES SINCRONIZADOS EN TIEMPOS PREDETERMINADOS REFERIDOS A ESTANDAR DE TIEMPO COMUN EN SISTEMA ELECTRICO Antecedentes de la Invención La presente invención se refiere, de manera general, al monitoreo, medición, protección y control de sistemas eléctricos, y de manera más específica, a un aparato y método para la estimación de fasores sincronizados en tiempos predeterminados que son referidos a un estándar de tiempo común en un sistema eléctrico.

El conocimiento del estado de una red eléctrica es importante con el propósito de reconocer y entender las perturbaciones en la red eléctrica, proporcionar funcionalidad de protección, proporcionar medición, monitorear la red eléctrica y determinar las acciones de control. Esto es verdadero sobre todo para redes eléctricas críticas, tales como un sistema o red de energía eléctrica en donde la energía es generada y transportada desde las instalaciones de generación hacia las ubicaciones y cargas que requieren la energía. Los sistemas de energía eléctrica incluyen una variedad de elementos de sistema de energía, tales como generadores eléctricos, motores eléctricos, transformadores de energía, líneas de transmisión de energía, buses y capacitores, por nombrar unos cuantos. Los sistemas REF. 225576 de energía eléctrica también incluyen varios dispositivos de monitoreo, dispositivos de control, dispositivos de medición y dispositivos de protección (por ejemplo, relevadores de protección) . En la mayoría de los casos, estos dispositivos son dispositivos electrónicos basados en microprocesador o "inteligentes" (IEDs) , que utilizan fasores (es decir, un número complejo constante que representa una función sinusoidal de tiempo) para realizar sus funciones respectivas. Los fasores son derivados de mediciones remotas locales o compartidas que son muestreadas a partir de corrientes y/o tensiones del sistema de energía eléctrica.

Sin considerar si los fasores son derivados de mediciones locales o remotas, la precisión o exactitud de estas mediciones es de una importancia máxima cuando se consigue el nivel deseado de rendimiento del sistema de energía eléctrica. Esta precisión es prevista, tanto en la precisión de la medición por sí misma como la precisión del conocimiento del tiempo de adquisición de la medición.

La precisión del tiempo de adquisición ha sido dirigida por medio de los sistemas de mantenimiento de tiempo que distribuyen un tiempo preciso en gran medida, que es referido como un estándar de tiempo absoluto, el cual ha sido utilizado para impulsar el tiempo de adquisición de una medición de tensión o corriente. En forma típica, el estándar de tiempo absoluto incluye uno del tiempo universal coordinado (UTC) o el tiempo atómico internacional (TAI) , distribuido por medio del sistema global de posicionamiento (GPS) y entonces, con un protocolo de tiempo tal como el estándar de código de tiempo del Grupo de Instrumentación Inter Range (IRIG) o a través de la Internet. Los sistemas que emplean esquemas de referencia de tiempo absoluto utilizan mediciones de tensión y/o corriente que son muestreadas a partir de señales analógicas de tensión y/o corriente con respecto al tiempo absoluto. Como resultado, tanto el valor de la medición, como el tiempo en el cual es adquirido el valor de medición, pueden ser obtenidos, procesados, almacenados y/o transportados con una alta precisión. En aplicaciones tales como la determinación del estado del sistema de energía, es deseable muestrear las señales de tensión y/o corriente en muchos puntos a través del sistema de energía eléctrica en el mismo momento. En este caso, utilizando un estándar de tiempo absoluto, las señales de tensiones y/o corriente son muestreadas en un instante coordinado de tiempo para permitir la sincronización de la adquisición a través de la red. Las mediciones resultantes de la tensión y/o corriente son procesadas para formar "fasores sincronizados" , los cuales son entonces utilizados para permitir nuevas aplicaciones para el monitoreo, medición, protección y control de la generación de energía eléctrica, la red de transmisión y distribución del sistema de energía eléctrica. Los fasores sincronizados también podrían ser almacenados para uso subsiguiente en el análisis de una falla u otra condición anómala del sistema de energía eléctrica.

El monitoreo en tiempo real del estado presente del sistema de energía eléctrica es a menudo conseguido utilizando un algoritmo de estimación de estado. En general, el algoritmo de estimación de estado utiliza mediciones medidas de la tensión y la energía que son colectadas a partir de puntos o nodos monitoreados en el sistema de energía eléctrica. Las cantidades medidas son entonces utilizadas para estimar el estado del sistema de energía eléctrica. Sin embargo, una limitación inherente de los algoritmos de estimación de estado es el retraso de tiempo introducido como resultado de la estimación del estado del sistema de energía. Por lo tanto, es deseable minimizar el retraso debido a la determinación de los valores estimados de estado, así como también, cualquier retraso entre la determinación de los valores estimados de estado y cualquier acción subsiguiente de control (es decir, el tiempo de espera o latencia de control) .

Un sistema de energía eléctrica que utiliza los fasores sincronizados puede ayudar a reducir el tiempo de espera de control inherente en los algoritmos de estimación de estado. Debido a que cada fasor sincronizado representa un valor de estado presente del sistema de energía, la derivación de los valores estimados de estado no es requerida, y los mecanismos que determinan la acción de control son capaces de actuar de manera más rápida. Una aplicación adicional para el uso de los fasores sincronizados incluye la grabación dinámica o continua de la magnitud y el ángulo de fase variable del sistema de energía eléctrica. La utilización de una grabación dinámica permite el análisis subsiguiente de los cambios en el sistema de energía eléctrica, por ejemplo, debido a la abertura o el cierre de una línea, las diferencias de equilibrio entre la generación y la carga, o las oscilaciones o fluctuaciones inestables de la energía. Un número de tipos de funciones de protección, tales como aquellas encontradas en los relevadores de protección, también podría beneficiarse a partir del uso de los fasores sincronizados. Por ejemplo, los fasores sincronizados podrían ser utilizados para mejorar la detección de la pérdida de la sincronización del sistema de energía eléctrica cuando los generadores comienzan la operación a diferentes velocidades. Cuando es detectada la pérdida de sincronización, puede emplearse con rapidez un esquema de acción de remedio para "aislar" una porción (s) del sistema de energía eléctrica o esparcir una carga.

Como es mencionado con anterioridad, los fasores son calculados a partir de señales analógicas de tensión y corriente de reducción progresiva del sistema de energía eléctrica. Cuando se reciben a partir de los respectivos transformadores de tensión y corriente, las señales analógicas de tensión y/o corriente son filtradas, muestreadas con respecto a la frecuencia local del sistema de energía (por ejemplo, 60 Hz) . Y son procesadas para formar fasores adecuados para uso por medio de un microprocesador u otro dispositivo inteligente. Los fasores sincronizados son similarmente calculados, excepto que son muestreados con respecto a un estándar de tiempo absoluto y son derivados con respecto a un instante coordinado de tiempo.

Por ejemplo, un método de cómputo del fasor sincronizado se describe en las Patentes de los Estados Unidos Nos. 6, 845,333 y 6, 662,124, asignadas a Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. En una modalidad, la referencia de tiempo absoluto es generada por medio de GPS, que transmite la información de tiempo y ubicación que es utilizada por los receptores locales de los dispositivos electrónicos inteligentes. La adquisición podría estar basada en la derivación de cada instante de muestra de la referencia de tiempo absoluto, y la grabación del tiempo en el cual es tomada la muestra.

Para ser significante, un fasor sincronizado o la cantidad de fasor sincronizado tienen que ser referidos a un estándar para permitir la correlación con otros fasores sincronizados incluso cuando los fasores sincronizados sean adquiridos a partir de múltiples ubicaciones del sistema de energía eléctrica con estados y frecuencias variables. Un método conocido en la técnica que podría ser utilizado como referencia a un fasor sincronizado incluye la correlación de una señal muestreada y asociada de tensión o corriente con un fasor con una frecuencia igual a la frecuencia nominal del sistema de energía y con una fase predeterminada que ha sido establecida en todos los IEDs o dispositivos de medición. En forma alterna, puede ser elegida una cantidad análoga única como la referencia para todos los IEDs que se comunican y comparten los fasores sincronizados. Por ejemplo, la frecuencia en un punto en el esquema de distribución es elegida en algunas ocasiones como la referencia para todos los dispositivos que calculan los fasores sincronizados. En algunos casos, una característica de una señal de referencia, tal como el cruce de cero, puede proporcionar la referencia para el valor de fase.

Sumario de la Invención De acuerdo con una modalidad de la invención, un aparato estima una pluralidad de fasores sincronizados en tiempos predeterminados referidos a un estándar de tiempo común en un sistema de energía eléctrica. El aparato incluye un controlador de muestra configurado para determinar la frecuencia de una señal de sistema de energía adquirida en cada ubicación del sistema de energía eléctrica, en donde son calculados los fasores sincronizados, un medio de muestreo configurado para muestrear la señal de sistema de energía en una relación de intervalo de muestreo en función de la frecuencia de la señal de sistema de energía para formar una pluralidad de muestras de señal, un controlador de tiempo configurado para generar una pluralidad de valores de tiempo de adquisición en función de la ocurrencia de cada una de la pluralidad de muestras de señal en una pluralidad correspondiente de tiempos diferentes referidos al estándar de tiempo común. Cada uno de la pluralidad de valores de tiempo de adquisición es asociado con una magnitud de fasor y ángulo de fase de fasor a partir de cada una de la pluralidad de muestras de señal. El aparato también incluye un estimador de fasor configurado para ajustar la magnitud de fasor y ángulo de fase de fasor para cada una de la pluralidad de muestras de señal en función de la diferencia de tiempo entre un valor de tiempo de adquisición correspondientemente seleccionado de la pluralidad de valores de tiempo de adquisición y un tiempo predeterminado de los tiempos predeterminados referidos al estándar de tiempo común para formar la pluralidad de fasores sincronizados.

De acuerdo con otra modalidad de la invención, un método estima una pluralidad de fasores sincronizados en tiempos predeterminados referidos a un estándar de tiempo común en un sistema de energía eléctrica. El método incluye adquirir una señal de sistema de energía en una ubicación del sistema de energía eléctrica, determinar la frecuencia de la señal de sistema de energía, muestrear la señal de sistema de energía en una relación de intervalo de muestreo en función de la frecuencia de la señal de sistema de energía para formar una pluralidad de muestras de señal, y generar una pluralidad de valores de tiempo de adquisición en función de la ocurrencia de cada una de la pluralidad de muestras de señal en una pluralidad correspondiente de diferentes tiempos referidos al estándar de tiempo común. Cada uno de la pluralidad de valores de tiempo de adquisición es asociado con una magnitud de fasor y ángulo de fase de fasor derivado de cada una de la pluralidad de muestras de señal. Para cada una de la pluralidad de muestras de señal, el método además incluye ajustar la magnitud de fasor y ángulo de fase de fasor en función de la diferencia de tiempo entre un correspondiente valor de tiempo de adquisición seleccionado de la pluralidad de valores de tiempo de adquisición y un tiempo predeterminado de los tiempos predeterminados referidos al estándar de tiempo común para formar la pluralidad de fasores sincronizados. De acuerdo con un aspecto de la invención, la ubicación del sistema de energía es local y la señal de sistema de energía es una señal de entrada analógica local . De acuerdo con otro aspecto de la invención, la ubicación del sistema de energía es remota y la señal de sistema de energía es una señal de entrada analógica remota digitalizada .

De acuerdo con una modalidad adicional de la invención, un método estima una pluralidad de fasores sincronizados en tiempos predeterminados referidos a un estándar de tiempo común en un sistema de energía eléctrica. El método incluye adquirir una señal de sistema de energía en una ubicación del sistema de energía eléctrica, determinar la frecuencia de la señal de sistema de energía, muestrear la señal de sistema de energía en una relación de intervalo de muestreo en función de la frecuencia de la señal de sistema de energía para formar una pluralidad de muestras de señal y generar una pluralidad de valores de tiempo de adquisición en función de la ocurrencia de cada una de la pluralidad de muestras de señal en una pluralidad correspondiente de tiempos diferentes referidos al estándar de tiempo común, cada uno de la pluralidad de valores de tiempo de adquisición es asociado con una magnitud de fasor y ángulo de fase de fasor derivado a partir de cada una de la pluralidad de muestras de señal. Para cada una de la pluralidad de muestras de señal, el método además incluye interpolar la magnitud de fasor y girar el ángulo de fase de fasor para formar una pluralidad correspondiente de magnitudes de fasor y ángulos de fase de fasor referidos de la pluralidad de fasores sincronizados en función de la diferencia de tiempo entre un valor de tiempo de adquisición seleccionado correspondiente de la pluralidad de valores de tiempo de adquisición y un tiempo predeterminado de los tiempos predeterminados referidos al estándar de tiempo común.

Debe entenderse que la presente invención incluye un número de aspectos y/o características diferentes que podrían tener utilidad, solos y/o en combinación con otros aspectos o características. En consecuencia, este sumario no es una identificación exhaustiva de cada aspecto o característica que ahora es o podría ser reivindicado de aquí en adelante, sino que representa un panorama general de ciertos aspectos de la presente invención que ayuden en el entendimiento de la descripción más detallada que sigue. El alcance de la invención no es limitado a las modalidades específicas que se describe más adelante, sino que es señalado en las reivindicaciones presentadas ahora o de aquí en adelante.

Breve Descripción de las Figuras La Figura 1 es una línea única esquemática de un sistema de energía que podría ser utilizado en una típica red de área amplia.

La Figura 2 es un diagrama de bloque del sistema de energía y el IED de la Figura 1 en conjunto con una fuente de tiempo configurada para suministrar un tiempo común, de acuerdo con una modalidad de la invención.

La Figura 3 es un diagrama de bloque funcional del IED de la Figura 1, de acuerdo con una modalidad de la invención .

La Figura 4 es un diagrama de bloque funcional de la estimación de fasor de la Figura 3, de acuerdo con una modalidad de la invención.

La Figura 5 es una línea de tiempo de ejemplo que ilustra la relación entre los valores de tiempo de adquisición Ta, Tbl TCI ... , los valores de tiempo de adquisición Tlt T2l T3, ... , y los tiempos predeterminados tlt t2, t3, ... , referidos a un estándar de tiempo común de la estimación de fasor de la Figura 4, de acuerdo con una modalidad de la invención.

La Figura 6A es un diagrama de bloque funcional de un bloque de ajuste de fasor de ejemplo de la Figura 4, de acuerdo con una modalidad de la invención.

La Figura 6B es un diagrama de bloque funcional de otro bloque de ajuste de fasor de ejemplo de la Figura 4, de acuerdo con una modalidad de la invención.

La Figura 7 es un diagrama de bloque funcional de otro IED de la Figura 1 que podría ser utilizado en conjunto con dispositivos de adquisición remota, de acuerdo con una modalidad de la invención.

La Figura 8 es un diagrama de bloque funcional todavía de otro IED de la Figura 1, de acuerdo con una modalidad de la invención.

La Figura 9 es un diagrama de bloque funcional de una estimación de fasor de la Figura 8, de acuerdo con una modalidad de la invención.

La Figura 10 es un diagrama de bloque funcional de un bloque, de interpolación de ejemplo de la estimación de fasor de la Figura 9, de acuerdo con una modalidad de la invención .

La Figura 11 es un diagrama de bloque funcional de un bloque correcto de la Figura 8, de acuerdo con una modalidad de la invención.

La Figura 12 es un diagrama de bloque funcional todavía de otro IED de la Figura 1, de acuerdo con una modalidad de la invención.

Descripción Detallada de la Invención En contraste con los sistemas existentes, la presente invención proporciona el cálculo de fasores sincronizados en tiempos predeterminados referidos a un estándar de tiempo común, en un modo que elimina la necesidad de una alineación adicional de tiempo, y permite la correlación con todos los fasores sincronizados en el sistema, aún cuando sean adquiridos a partir de múltiples ubicaciones del sistema de energía eléctrica con estados variables y frecuencias diferentes. La relación de intervalo de muestreo es variable, en función de la variación de frecuencia de la señal de sistema de energía local y además puede estar basada en un múltiplo exacto de la frecuencia de la señal de sistema de energía local. Además, no son requeridas correcciones para las desviaciones de frecuencia. Además, proporciona los fasores sincronizados que son adicionalmente procesados para aplicaciones de protección del sistema de energía que requieren intervalos de muestreo también en función de un múltiplo de la frecuencia local del sistema de energía. Asimismo, no requiere que el muestreo sea sincronizado o que esté basado en la misma frecuencia entre los dispositivos de medición (por ejemplo, IEDs) que están estimando los fasores sincronizados. El control del intervalo de muestreo no está basado en una referencia de tiempo absoluto. La invención es simple de implementar y es económica en forma computacional . Asimismo, permite que el momento de referencia de tiempo común predeterminado sea determinado, de manera uniforme, entre los IEDs que utilizan los fasores, o que sean determinados de una manera independientemente local. También proporciona que los fasores sincronizados sean referidos a un fasor de una fase y frecuencia predeterminada. Las aplicaciones pueden proporcionar señales para la protección, monitoreo, grabación, medición, control, análisis o procesamiento adicional debido al momento de referencia de tiempo común que proporciona una escala común en contra de la cual pueden ser comparadas las señales.

La Figura 1 es un diagrama esquemático de línea única de un sistema de energía 10 que podría ser utilizado en un área amplia típica. Como es ilustrado en la Figura 1, el sistema de energía 10 incluye entre otras cosas, tres generadores sincronizados 11, 12 y 13, que son configurados para generar formas de onda sinusoidal de tres fases tales como las formas de banda sinusoidal de 12 kV, , tres transformadores de energía de elevación 14a, 14b y 14c, que son configurados para incrementar las formas de onda generadas en formas de onda sinusoidal de tensión más alta tales como las formas de onda sinusoidal de 138 kV y un número de interruptores de circuito 18. Los transformadores de energía de elevación 14a, 14b y 14c operan para proporcionar formas de onda sinusoidal de tensión más alta a un número de líneas de transmisión de larga distancia tales como las líneas de transmisión 20a, 20b, 20c y 20d. En una modalidad, una primera subestación 16 podría ser definida de manera que incluya los dos generadores sincronizados 11 y 12, los dos transformadores de energía de elevación 14a y 14b y los interruptores asociados de circuito 18, todos interconectados por medio de un primer bus 19. Una segunda subestación 35 podría ser definida de manera que incluya el generador sincronizado 13, el transformador de energía de elevación 14c y los interruptores asociados de circuito 18, todos interconectados por medio de un segundo bus 25. En el extremo de las líneas de transmisión de larga distancia 20a, 20b podría ser definida una tercera subestación 22 de manera que incluya dos transformadores de energía de disminución 24a y 24b configurados para transformar las formas de onda sinusoidal de tensión más alta en formas de onda sinusoidal de tensión más baja (por ejemplo, 15 kV) adecuadas para la distribución por medio de una o más líneas de distribución 26 a cargas tales como la carga 32. La segunda subestación 35 también incluye dos transformadores de energía de disminución 24c y 24d para transformar las formas de onda sinusoidal de tensión más alta, recibidas por medio del segundo bus 25, en formas de onda sinusoidal de tensión más baja adecuadas para uso por las respectivas cargas 30 y 34.

Un número de dispositivos electrónicos inteligentes (IED) es conectado en varios puntos en el sistema de energía eléctrica 10. Sin embargo, para facilidad de la discusión, sólo un IED 100 es mostrado conectado, de manera operativa, con la línea de transmisión 20b por medio de un transformador. En general, un IED puede ser configurado para realizar uno o más de la protección del sistema de energía (por ejemplo, la protección diferencial de corriente de línea), la automatización (por ejemplo, el nuevo cierre de un interruptor de circuito) , el control (por ejemplo, el cambio del banco de capacitores) y la medición (por ejemplo, el cálculo de consumo de energía) .

La Figura 2 es un diagrama de bloque del sistema de energía 10 y el IED 100 en conjunto con una fuente de tiempo 108 que es configurada para suministrar un tiempo común al IED 100. La Figura 2 también incluye un segundo IED 110 y un sistema de monitoreo y control 112 que es acoplado, en forma operativa, con el IED 100 por medio de la red de comunicaciones 107. La red 107 podría ser cualquier red adecuada adaptada para permitir la transmisión entre los distintos dispositivos interconectados de la Figura 2. Por ejemplo, la red 107 podría ser configurada como una red de área local de base Ethernet o una red de área amplia, etc., y podría incluir un número de receptores-transmisores asincrónicos universales. El sistema de monitoreo y control 112 es configurado, entre otras cosas, para proporcionar las funciones de SCADA (Adquisición de Datos y Control de Supervisión) y EMS (Sistema de Manejo de Energía) mediante la aplicación de la información de un sincrofasor recibida a partir de los dispositivos adicionales del sistema de energía 10.

Como se discute más adelante en conexión con un número de figuras, el IED 100 es configurado para estimar los fasores sincronizados en instantes predeterminados de tiempo que están basados en una referencia de tiempo común, y en algunas modalidades, con referencia a un fasor con una fase y frecuencia predeterminadas. Con referencia a la Figura 2, el IED 100 tiene una entrada configurada para recibir una señal analógica de entrada 102, y una señal bidireccional configurada para proporcionar una señal de control de sistema 104 al sistema de energía 10 (por ejemplo, una señal al interruptor de circuito abierto 18 para aislar una porción de la primera subestación 16 del resto del sistema de energía 10) . La señal de control de sistema 104 también podría proporcionar información de control al IED 100. La señal analógica de entrada 102, que podría ser representativa de una o más tensiones locales (por ejemplo, una fase-A con una tensión a tierra, una fase-B con una tensión a tierra y una fase-C con una tensión a tierra) y/o una o más corrientes locales (por ejemplo, una corriente de fase-A, una corriente de fase-B y una corriente de fase-C) , es recibida por el IED 100 por medio de los transformadores de tensión y/o corriente conectados con una o más fases del sistema de energía 10. En forma alterna, la señal analógica de entrada 102 podría ser representativa de una señal remota de tensión y/o corriente recibida por el IED 100 a partir de un dispositivo remoto de adquisición que monitorea el sistema de energía 10. Una fuente de tiempo 108 proporciona una referencia de tiempo común 101 al IED 100. El tiempo común 101 podría ser sincronizado con un estándar de tiempo absoluto tal como UTC, y distribuido utilizando GPS, de preferencia, formateado en una señal de estándar de código de tiempo Inter Group Instrumentation Group (IRIG) para la recepción mediante el IED 100. En forma alterna, el tiempo común 101 podría ser un tiempo común entre IEDs en una red. Los formatos, esquemas de distribución y estándares de tiempo adicionales también podrían ser utilizados.

En general, la señal analógica de entrada 102 recibida a partir del sistema de energía 10 es filtrada, multiplexada , muestreada y digitalizada para formar una señal de muestras instantáneas analógicas adecuadas para uso por medio del microcontrolador 103 y del IED 100. En una modalidad, el microcontrolador 103 incluye una CPU, o un microprocesador, una memoria de programa (por ejemplo, una EPROM Flash) y una memoria de parámetro (por ejemplo, una EEPROM) . Como será apreciado por aquellas personas expertas en la técnica, podrían ser utilizadas otras configuraciones adecuadas de microcontrolador. Además, aunque se discute en términos del microcontrolador 103, debe observarse que las modalidades presentadas y reivindicadas en la presente podrían ser practicadas utilizando un FPGA u otro equivalente .

En función de la configuración IED 100, el microcontrolador 103 ejecuta una función de protección y/o una función de automatización y/o una función de control y/o una función de medición. Además, el microprocesador 103 ejecuta un programa de computadora o un esquema lógico de control para estimar los fasores sincronizados 111 en tiempos predeterminados referidos a un estándar de tiempo común, que se discute más adelante en conexión con las Figuras 3-11, de acuerdo con una modalidad de la invención. Para facilidad de discusión, el programa de computadora o esquema lógico de control que estiman los fasores sincronizados es referido en la presente como un método de estimación de fasor sincronizado que podría o no ser adicional a una función de protección y/o una función de automatización y/o una función de control y/o una función de medición del IED 100.

La Figura 3 es un diagrama de bloque funcional del IED 100, de acuerdo con una modalidad de la invención. Aunque se discute como bloques funcionales, debe entenderse que el IED 100 podría ser implementado en hardware, software, firmware o una combinación de los mismos. Con referencia a la Figura 3, el IED 100 incluye un filtro analógico 140 que tiene una entrada para la recepción de la señal analógica de entrada 102 y una salida que proporciona una señal instantánea analógica filtrada 142 hacia un convertidor de analógico-a-digital (ADC) 144. Cuando es recibida por el ADC 144, la señal instantánea analógica filtrada 142 es muestreada en una relación determinada por la frecuencia de una señal analógica de entrada 102 para generar una señal instantánea analógica muestreada 146. La serie de muestras filtradas de señal representativas de la señal instantánea analógica filtrada 142 pueden ser generadas en una frecuencia asociada con un múltiplo entero de la señal analógica de entrada 102.

El IED 100 también incluye un filtro digital 148 que tiene una entrada para la recepción de la señal instantánea analógica muestreada 146. En operación, el filtro digital 148 rechaza las características no deseadas de señal, tales como la distorsión armónica, el ruido térmico y los desplazamientos DC que decaen de manera exponencial, a partir de la señal instantánea analógica muestreada 146 con el propósito de proporcionar una señal filtrada 150 por medio de su salida. La señal filtrada 150 representa muestras instantáneas filtradas y digitalizadas de la señal analógica de entrada 102, en donde las muestras instantáneas de la señal analógica de entrada 102 son tomadas en una frecuencia de la señal analógica de entrada 102. Una respuesta típica de impulso del filtro digital 148 es una respuesta de forma de Onda de coseno de ciclo completo o una respuesta de forma de onda de coseno de medio ciclo.

La señal filtrada 150 es proporcionada a un calculador de fasor 152, en donde una serie de fasores instantáneos 154 es calculada en función de la señal filtrada 150. Aunque no se ilustra por separado, el calculador de fasor 152 podría incluir una función de cambio de fase de 90 grados con el propósito de proporcionar una representación de cuadratura adecuada para el cálculo de las magnitudes y los ángulos de fase. Como es observado con anterioridad, para facilitar los cálculos subsiguientes por el microcontrolador 103, cada uno de los fasores instantáneos 154 es expresado en una forma de coordenada polar de manera que incluya una magnitud instantánea de fasor 154a y un ángulo instantáneo de fase de fasor 154b. En forma alterna, podría ser utilizada una representación como un valor complejo, en función de la naturaleza de la función IED 156. En este caso, cada uno de los fasores instantáneos 154 es expresado como un componente instantáneo real de fasor 154a y un componente imaginario instantáneo de fasor 154b. Para facilitar la discusión, ambas versiones, la combinación de magnitud y fase y la combinación de parte imaginaria-parte real, son referidas en la presente como un fasor instantáneo o en general como un fasor. El ángulo instantáneo de fase de fasor 154b es referido por ejemplo, como (una de) la(s) señal (es) de entrada analógica 102. El calculador de fasor 152 también podría incluir el cálculo de los valores de secuencia tales como la secuencia positiva, la secuencia negativa o la secuencia de cero. Estas cantidades adicionales también podrían ser parte de los fasores instantáneos 154.

Una función IED 156 es configurada para recibir los fasores instantáneos 154, y para utilizar un algoritmo o equivalente, para realizar la función adecuada IED (por ejemplo, protección, automatización, control, medición) para determinar el estado del sistema de energía 10. En función del estado determinado, la señal de control de sistema 104 es proporcionada al sistema de energía 10, otros IEDs, etcétera. La señal de control de sistema 104 podría ser transmitida, en forma directa, a un dispositivo de accionamiento asociado con el IED 100, o podría ser transmitida a través de la red 107 en donde es coordinada con otras señales de control para la decodificación y procesamiento adicionales a través de un dispositivo remoto de accionamiento. La función IED 156 también es configurada para utilizar los fasores sincronizados 111 a fin de realizar las funciones del sistema de energía, tales como provocar que un interruptor se dispare. La función IED 156 también podría incluir un enlace con la red 107 con el propósito de transmitir y recibir varios datos relacionados con la protección, monitoreo, automatización y control, y para recibir los fasores sincronizados 111 de otros IEDs acoplados con el sistema de energía 10.

Además de las funciones de procesamiento de señal descritas con anterioridad, el IED 100 incluye un controlador de muestra 160 que tiene una entrada para la recepción de la señal instantánea analógica filtrada 142. El controlador de muestra 160 también incluye dos salidas; una primera salida que proporciona un flujo de señal de control 162 al ADC 144 y un controlador de tiempo 166, y una segunda salida configurada para proporcionar una frecuencia local 164 a la estimación de fasor 200. El controlador de muestra 160 no tiene entrada de control basada en el tiempo común 101, y por lo tanto, no proporciona un flujo de señal de control 162 al ADC 144 en función del tiempo común 101.

La frecuencia local 164 es representativa de una frecuencia (por ejemplo, 60.2 Hz) de la señal analógica de entrada 102. En una modalidad, la frecuencia local 164 es derivada de la señal instantánea analógica filtrada 142 utilizando uno de cualquier número de métodos bien conocidos. Por ejemplo, un intervalo entre dos o más cruces de cero de la señal instantánea analógica filtrada 142 podría ser medido como un periodo sinusoidal. Los intervalos entre los cruces de cero pueden ser filtrados para reducir el ruido, los armónicos y otras distorsiones indeseables. La frecuencia local 164 podría entonces ser calculada como un recíproco del periodo sinusoidal. La frecuencia local 164 también podría ser derivada de una de la señal instantánea analógica filtrada 142, la señal analógica de entrada 102, la señal instantánea analógica muestreada 146, la señal filtrada 150 y/o los fasores instantáneos 154.

Después de derivar la frecuencia local 164, un número igual de instantes de muestras de ejemplo podría ser colocado dentro de cada periodo para proporcionar una base para el flujo de señal de control 162. Por ejemplo, cada periodo podría incluir 8 instantes de muestreo que producen nominalmente 480 instantes de muestreo de la señal instantánea analógica filtrada 142 por segundo para una frecuencia local de 60 Hz . De esta manera, los instantes de muestreo del flujo de señal de control 162 están basados en la frecuencia local .

En una modalidad, el controlador de muestra 160 opera para generar una serie de instantes de muestreo en la relación de intervalo de muestreo local, que es referida en la presente como el flujo de señal de control 162, en donde los instantes de muestreo son un número entero múltiplo de la frecuencia de la señal analógica de entrada 102. Como será apreciado por una persona experta en la técnica, los instantes de muestreo podrían estar basados en otros múltiplos de la frecuencia de la señal analógica de entrada 102. Para facilidad de la discusión, el flujo de señal de control 162 podría ser observado como un tren de impulsos de los instantes de muestreo. Sin embargo, en general el flujo de señal de control 162 podría ser configurado en uno de cualquier número de consideraciones de señal adaptadas para controlar los multiplexores analógicos, los circuitos de ganancia, los interruptores de muestra y retención, la lógica programable y otros dispositivos.

Además de la recepción del flujo de señal de control 162, el controlador de tiempo 166 incluye una entrada para la recepción del tiempo común 101. Como es descrito con anterioridad, el tiempo común 101 podría ser por ejemplo, el tiempo de referencia a un estándar de tiempo absoluto y podría ser comunicado por medio de un protocolo tal como IRIG, o un tiempo absoluto común entre los IEDs . El controlador de tiempo 166 utiliza el tiempo común 101 para generar una serie de valores instantáneos de tiempo 168, en donde cada uno es denotado como T. Cada valor instantáneo de tiempo 168 es representativo de un instante decodificado del tiempo común 101, y es actualizado en forma periódica (por ejemplo, una vez por segundo), en función del estándar de tiempo común y la naturaleza de la implementación . Por ejemplo, si el tiempo común 101 es formateado utilizando un protocolo IRIG-B, es transmitido un flujo único de bits de 100 impulsos por segundo. Esto significa que 100 bits de información, que representan un cuadro de datos de la información de tiempo, son transmitidos cada segundo. Cada cuadro de datos de un segundo contiene información acerca del día del año (1-366), horas, minutos y segundos (por ejemplo, el 17 agosto 2005 a 4:13.000000 P ) . En consecuencia, en una modalidad, el valor instantáneo de tiempo 168 es representativo de un instante decodificado del tiempo común 101, y es actualizado una vez por segundo.

Utilizando la información de tiempo proporcionada por el tiempo común 101, el controlador de tiempo 166 también monitorea el flujo de señal de control 162 para formar el flujo de valor de tiempo de adquisición 170 que tiene una serie de valores de tiempo de adquisición que son denotados como Ti, T2, T3l .... Cada valor de tiempo de adquisición es asociado con un instante de muestreo de la señal de entrada analógica y por lo tanto, es asociado con una magnitud instantánea de fasor 154a y un ángulo instantáneo de fase de fasor 154b.

Por ejemplo, si el flujo de señal de control 162 es una serie de impulsos en donde el borde delantero de cada impulso representa el comienzo de una operación ADC de la señal instantánea analógica filtrada 142, el flujo de valor de tiempo de adquisición 170 podría ser una serie de valores de tiempo que coinciden con el tiempo del borde delantero de cada impulso, produciendo un flujo de valor de tiempo de adquisición 170 que tiene un número de valores de tiempo de adquisición por segundo es determinado por la frecuencia local 164. De esta manera, el valor de tiempo de adquisición T2 podría ocurrir aproximadamente cada 2 milisegundos (ras) después del valor de tiempo de adquisición Tlr el valor de tiempo de adquisición T3 podría ocurrir aproximadamente 2 ms después del valor de tiempo de adquisición T2 o aproximadamente 4 ms después del valor de tiempo de adquisición Tlt el valor de tiempo de adquisición T4 podría ocurrir aproximadamente 2 ms después del valor de tiempo de adquisición T3 o aproximadamente 6 ms después del valor de tiempo de adquisición Tlt y así sucesivamente, y cada uno de los valores de tiempo de adquisición codifica el valor del instante de muestreo de la señal instantánea analógica filtrada. En función de la relación de fase entre los instantes de muestreo del flujo de señal de control 162 y el tiempo común 101, un cambio o desplazamiento de tiempo del tiempo común 101 podría ser utilizado para expresar cada uno de los valores de tiempo de adquisición T2, T2, T3, ... , del flujo de valor de tiempo de adquisición 170. En este caso, el controlador de tiempo 166 podría registrar el intervalo del tiempo común 101 en el tiempo de un siguiente impulso de flujo de señal de control 162, y posteriormente, podría agregar ese intervalo grabado al tiempo común 101 para generar cada uno de los valores de tiempo de adquisición Tlt T2l T3, del valor de tiempo de adquisición 170.

En general, la estimación de fasor 200 es configurada para generar los fasores sincronizados 111 indicativos de la señal analógica de entrada 102. Los fasores sincronizados 111 son magnitudes ajustadas y alineadas de fase con el tiempo común 101, y en algunas modalidades, la fase adicional es alineada con referencia a un fasor con una fase y frecuencia predeterminada. La Figura 4 es un diagrama de bloque funcional de la estimación de fasor 200, de acuerdo con una modalidad de la invención. La estimación de fasor 200 opera para generar los fasores sincronizados 111 en respuesta a la recepción de una serie de magnitudes instantáneas de fasor 154a, una serie correspondiente de ángulos instantáneos de fase de fasor 154b, la frecuencia local 164, los valores instantáneos de tiempo 168 y el flujo de valor de tiempo de adquisición 170. Aunque se describe como bloques funcionales, debe entenderse que la estimación de fasor 200 podría ser implementada en hardware, software, firmware o una combinación de los mismos.

Con referencia a la Figura 4, la estimación de fasor 200 incluye una función de tiempo predeterminada de generación 202 y un bloque de ajuste de fasor 214 acoplado en forma operativa, con la función de tiempo predeterminada de generación 202. La función de tiempo predeterminada de generación 202 tiene una primera entrada para la recepción de los valores instantáneos de tiempo 168 T y una segunda entrada para la recepción de los valores de tiempo de adquisición Tlt T2, T3, ... , del flujo de valor de tiempo de adquisición 170. La estimación de fasor 200 también tiene una primera salida que proporciona los tiempos predeterminados i, t2l t3l ... , con referencia al estándar de tiempo común Illa. Los tiempos predeterminados tx, t2l t3, referidos al estándar de tiempo común Illa podrían ser el resultado de la sincronización a través de toda o una porción del sistema de energía 10 (por ejemplo, los fasores sincronizados) o podrían ser específicos al IED 100, por lo tanto, podrían ser generados y utilizados sólo en forma local, en función de la aplicación deseada de los fasores sincronizados 111. En cualquier caso, los tiempos predeterminados tlr t2, t3, ... , referidos al estándar de tiempo común Illa son los valores deseados de tiempo en los cuales las magnitudes y los ángulos de fase de los fasores sincronizados 111 serán estimados a partir de las magnitudes y ángulos de fase de los fasores calculados en los tiempos conocidos (por ejemplo, los valores de tiempo de adquisición Tlr T2l T3, ...) .

La función de tiempo predeterminada de generación 202 además tiene una segunda salida que proporciona un flujo de un par de valor de tiempo 206 que es configurado como una serie de pares de valores correspondientes de tiempo con el bloque de ajuste de fasor 214. Cada uno de los pares correspondientes de valor de tiempo incluye un tiempo predeterminado referido al estándar de tiempo común Illa y que corresponde con un valor de tiempo de adquisición seleccionado a partir de una serie de valores de tiempo de adquisición Ta, Tbl TCr ... , seleccionados. Cada uno de los valores de tiempo de adquisición Ta, Tb, TCl ... , seleccionados corresponde con uno de los valores de tiempo de adquisición Ti, T2, T3l del flujo de valor de tiempo de adquisición 170, de manera que los valores de tiempo de adquisición Ta, Tbl TCl ... , seleccionados son un subconjunto de los valores de tiempo de adquisición Tlt T2, T3l ... , del flujo de valor de tiempo de adquisición 170. Por ejemplo, en una implementación Ta = T4l Tb = T254, Tc = T50 , y así sucesivamente, en función de la ocurrencia de los tiempos predeterminados tlt t2, ¿3, ... , referidos al estándar de tiempo común Illa con respecto a la ocurrencia de los valores de tiempo de adquisición Tlt T2, T3,..., del flujo de valor de tiempo de adquisición 170. En resumen, cada uno de los valores de tiempo de adquisición Tai Tb, TCl ... , corresponde con uno de los valores de tiempo de adquisición T1( T2, T3, ... , del flujo de valor de tiempo de adquisición 170 que directamente precede la ocurrencia de uno de los tiempos predeterminados ti, t2, t3, ... , referidos al estándar de tiempo común Illa. La Figura 5 es una línea de tiempo de ejemplo 250 que ilustra la relación entre la serie de los valores de tiempo de adquisición Ta, Tb, Tc, ... , seleccionados, los valores de tiempo de adquisición Tlt T2, T3, ... , del flujo de valor de tiempo de adquisición 170 y los tiempos predeterminados tlt t2, t3l ... , referidos al estándar de tiempo común Illa de la estimación de fasor 200. Como se muestra en la Figura 5, los valores de tiempo instantáneo T son seleccionados de manera que ocurren una vez cada segundo, los tiempos predeterminados ti, t2l t3l ... , referidos al estándar' de tiempo común Illa son seleccionados de manera que ocurren cada 250 ms y los valores de tiempo de adquisición Tlt T2l T3, ... , del flujo de valor de tiempo de adquisición 170 ocurren aproximadamente cada 2 1/12 ms en función de 8 instantes de muestreo por periodo de una frecuencia local de 60 Hz) sin embargo, son posibles otros intervalos de tiempo.

Se recuerda que, cada valor de tiempo de adquisición Ti, T2i T3, ¦ ¦ ¦ i se correlaciona con el flujo de señal de control 162, que en una modalidad, se correlaciona con un múltiplo entero de la frecuencia de la señal analógica de entrada 102. Con referencia a la Figura 5, en función de la ocurrencia de un tiempo predeterminado de los tiempos predeterminados t2, t2, t3, ... , por ejemplo, el tiempo predeterminado tlr un valor de tiempo de adquisición Tlr T2, T3, ... , del flujo de valor de tiempo de adquisición 170 inmediatamente precedente al tiempo predeterminado tlt por ejemplo, el valor de tiempo de adquisición T4l es asignado con un valor de tiempo de adquisición seleccionado, por ejemplo, Ta, y así sucesivamente. En este ejemplo, el tiempo predeterminado tx y el valor de tiempo de adquisición Ta forman un par correspondiente de valor de tiempo tlt Ta del flujo de par de valor de tiempo 206. El par correspondiente de valor de tiempo, por ejemplo, tlt Ta es entonces transmitido al bloque de ajuste de fasor 214. En forma similar, el par correspondiente de valor de tiempo t2, Tb, el par de valor de tiempo t3l Tc y así sucesivamente son transmitidos al bloque de ajuste de fasor 214 a medida que son generados .

Como se discutió con anterioridad, cada valor de tiempo de adquisición Tlr T2, T3, ... , del flujo de valor de tiempo de adquisición 170 es asociado con una magnitud instantánea de fasor 154a y un ángulo instantáneo de fase de fasor 154b. Como resultado de ser derivado de un valor de tiempo de adquisición Tlt Tz, T3, ... , cada uno de los valores de tiempo de adquisición Ta, Tb, TCl ... , corresponde con una magnitud instantánea de fasor 154a y el ángulo instantáneo de fase de fasor 154b. Con referencia una vez más a la Figura 4, un bloque de ajuste de fasor 214 es configurado para ajustar o realinear la magnitud instantánea de fasor 154a y el ángulo instantáneo de fase de fasor 154b con el propósito de generar el fasor sincronizado 111, mostrado como el flujo de magnitud de fasor referida 111b y el flujo de ángulo de fase de fasor referido lile o llld, adecuado para uso por ejemplo, en la función de protección 156. En general, la magnitud instantánea de fasor 154a y el ángulo instantáneo de fase de fasor 154b del fasor instantáneo 154 que ocurren al mismo tiempo de uno del valor de tiempo de adquisición Tx, T2, T3, ... , es ajustado, de manera que la magnitud y el ángulo de fase resultantes son iguales a la magnitud y el ángulo de fase de un fasor equivalente que ocurre en el momento de la siguiente ocurrencia del tiempo predeterminado tlt t2, 3... referido a un estándar de tiempo común Illa. Como es observado con anterioridad, el ángulo de fase del fasor sincronizado 111 además podría ser referido a un fasor de fase y frecuencia predeterminada con el propósito de comparar con otros fasores de referencia similarmente generados. De manera más específica, la función de tiempo predeterminado de generación 202 genera una señal de control de valor de tiempo de adquisición 208 que opera para permitir la recepción seleccionada de la magnitud instantánea de fasor 154a a través de una función de interpolación del bloque de ajuste de fasor 214, y para permitir la recepción seleccionada del ángulo instantáneo de fase de fasor 154b mediante un bloque de rotación del bloque de ajuste de fasor 214. La recepción seleccionada es permitida en función de la ocurrencia de cada uno de los valores de tiempo de adquisición Ta, Tb, Tc, ... , seleccionados. Aunque se ilustra que provoca una acción de cambio, la señal de control de valor de tiempo de adquisición 208 podría provocar cualquier acción adecuada que permita, de manera selectiva, que la magnitud instantánea de fasor 154a y el ángulo instantáneo de fase de fasor 154b sean proporcionados al bloque de ajuste de fasor 214 en función de la ocurrencia de un valor de tiempo de adquisición seleccionado de la serie de valores de tiempo de adquisición Ta, ¾, Tc, ... , seleccionados.

Con referencia una vez más a la Figura 5, una línea de magnitud 260 ilustra una serie de magnitudes instantáneas de fasor 154a (representados como puntos) en donde cada una de la serie de magnitudes instantáneas de fasor 154a corresponde con una ocurrencia de un valor de tiempo de adquisición TLT T2, T3, .... En forma similar, una línea de ángulo de fase 262 es alineada con la línea de magnitud 260 para ilustrar una serie de ángulos instantáneos de fase de fasor 154b (representados como puntos) , en donde cada uno de la serie de ángulos instantáneos de fase de fasor 154b corresponde con una ocurrencia de un valor de tiempo de adquisición TX, T2L T3, . . . .

Por ejemplo, una magnitud instantánea de fasor 154a que ocurre en el valor de tiempo de adquisición T2 es denotada como ??(??) 264 mientras que un ángulo instantáneo de fase de fasor 154b que ocurre en el valor de tiempo de adquisición ? es denotado como XAÍTJ.) 266. En forma similar, el tiempo predeterminado que precede en forma directa tXl una magnitud instantánea de fasor 154a que ocurre en el valor de tiempo de adquisición T4 = TA 271 es denotada como ¾(Ta) 268 mientras que un ángulo instantáneo de fase de fasor 154b que ocurre en el valor de tiempo de adquisición T4 = Ta es denotado como XÑ(TA) 270. Debe observarse que en la Figura 5, la relación de T4 = Ta y T5 = Ta + dT con respecto a t¿ es utilizada con propósitos ilustrativos y que otras alineaciones con i son posibles en función de la implementación IED 100. El fasor sincronizado 111, derivado en el tiempo predeterminado t2, podría ser similarmente ilustrado en la Figura 5 como una magnitud de fasor referida XM(ti) de un flujo de magnitud de fasor referida 111b denotado como XM{tlt t2, t3...), y un ángulo de fase de fasor referido de un flujo de ángulo de fase de fasor referido lile denotado como ¾(t2, t2, t3... ) .

En una modalidad, los ángulos de fase del flujo de ángulo de fase de fasor referido lile son adicionalmente procesados con referencia a ellos en un fasor con una fase y frecuencia predeterminada. Mediante la sustracción de un ángulo de fase asociado con el fasor de referencia de frecuencia fija que tiene una frecuencia de referencia preseleccionada (por ejemplo, 60.0 Hz) a partir de cada uno de los ángulos de fase (por ejemplo, para un sistema, de manera instantánea, en 60.2 Hz) del flujo de ángulo de fase de fasor referido lile, los ángulos resultantes de fase son referidos a un fasor con una fase y frecuencia predeterminada para formar un flujo de ángulo de fase de fasor referido llld ajustado. En otras palabras, cada ángulo de fase de fasor de referencia puede ser adicionalmente procesado para remover una frecuencia fija, de manera que el ángulo resultante ajustado de fase de fasor de referencia es estimado con respecto al tiempo asociado tlt t2l t3... referido al estándar de tiempo común Illa y un fasor con una fase y frecuencia predeterminada .

En el ejemplo ilustrado de la Figura 5, una línea de fasor de referencia de frecuencia fija 265 es mostrada. Antes de la referencia a un fasor con fase y frecuencia predeterminada 265, el ángulo de fase de fasor de referencia es localizado en la intersección de la línea de ángulo de fase 262 y una línea bisectriz que corresponde con el valor de tiempo tlr y es denotada como XA(fci) lile. De manera subsiguiente a la referencia a un fasor con una fase y frecuencia predeterminada, la frecuencia fija 265 es sustraída del ángulo de fase de fasor de referencia, originando un ángulo de fasor de referencia ajustado denotado como XA ( ti) ABJ Ule. La sustracción es un módulo realizado el intervalo de ángulo de fase del ángulo de fase de fasor referido lile. Por ejemplo, si el ángulo de fase de fasor referido lile se encuentra en el intervalo de cero a 360 grados, entonces, la sustracción es el módulo calculado 360. t Si los tiempos predeterminados t2, t2, t3... referidos al estándar de tiempo común Illa son elegidos de manera adecuada con los instantes de tiempo cuando el fasor de referencia con la fase y frecuencia predeterminada se encuentra en cero grados, entonces, la conversión en el fasor con la fase y frecuencia predeterminada es conseguida sin procesamiento adicional . Esto es debido al hecho que la operación de sustracción siempre está sustrayendo un valor de cero y por lo tanto, no necesita ser calculado de manera explícita .

La Figura 6A es un diagrama de bloque funcional de un bloque de ajuste de fasor 214 de ejemplo, de acuerdo con una modalidad de la invención. En el bloque de ajuste de fasor de ejemplo de la Figura 6A, cada fasor sincronizado resultante incluye un tiempo predeterminado tI( t2, t3.. . referido al estándar de tiempo común Illa, una magnitud de fasor de referencia del flujo de magnitud de fasor referida 111b y un ángulo de fase de fasor referido ajustado del flujo de ángulo de fase de fasor referido ajustado llld. Aunque se ilustra utilizando un número de multiplicadores, adicionadores y operadores como se describe más adelante, se contempla que el bloque de ajuste de fasor 214 podría ser implementado en uno de cualquier número de modos para proporcionar la interpolación de la magnitud instantánea de fasor 154a y la rotación del ángulo instantáneo de fase de fasor 154b para formar la magnitud de fasor referida 111b y el ángulo de fase de fasor referido lile del fasor sincronizado 111.

Con referencia a las Figuras 5 y 6A, el bloque de ajuste de fasor 214 incluye un primer adicionador 302 configurado para sustraer la magnitud instantánea de fasor en el valor de tiempo de adquisición seleccionado XM(Ta) 268 a partir de la siguiente magnitud instantánea de fasor en el valor de tiempo de adquisición seleccionado XM(TA + dT) 284 para generar una diferencia de magnitud de fasor 301, en donde Ta + dT representa el tiempo del siguiente valor de tiempo de adquisición enseguida del valor de tiempo de adquisición seleccionado Ta. Se observa que el valor de tiempo de adquisición seleccionado XM(T¡¡ + dT) 284 se encuentra simplemente disponible a partir de la serie de magnitudes instantáneas de fasor 154a y no implica un procesamiento anticausal. La diferencia de magnitud de fasor 301 representa la diferencia en la magnitud entre dos magnitudes instantáneas de fasor secuenciales . El bloque de ajuste de fasor 214 también incluye un segundo adicionador 308 configurado para sustraer el valor de tiempo de adquisición seleccionado TA de la serie de valor de tiempo de adquisición seleccionados Ta, Tbl Tc, ... , a partir del tiempo predeterminado ti referido al estándar de tiempo común Illa con el propósito de generar una diferencia de valor de tiempo 310. El bloque de ajuste de fasor 214 además incluye un divisor 306 configurado para dividir la diferencia de valor de tiempo 310 entre una delta del valor de tiempo de adquisición dT 274 para generar un primer factor de proporcionalidad 307. La diferencia de valor de tiempo 310 representa la diferencia en tiempo a partir del valor de tiempo de adquisición seleccionado Ta 271 con el valor de tiempo referido al estándar de tiempo común tlt y la delta del valor de tiempo de adquisición dT 274 representa el tiempo entre los instantes de muestreo del flujo de señal de control 162 proporcionado por el controlador de muestra 160. Un primer multiplicador 304 es configurado para multiplicar la diferencia de magnitud de fasor 301 por el primer factor de proporcionalidad 307 para generar una señal intermedia de diferencia de magnitud 305.

El bloque de ajuste de fasor 214 además incluye un tercer adicionador 328 configurado para agregar la magnitud instantánea de fasor en el valor de tiempo de adquisición seleccionado XM(Ta) 268 a la señal intermedia de diferencia de magnitud 305 para formar una magnitud de fasor referida no calibrada 311. Un primer operador 312 y un segundo operador 316 también son incluidos en el bloque de ajuste de fasor 214. El primer operador 312 es configurado para multiplicar la frecuencia local 164 por la diferencia de valor de tiempo 310, seguido por la conversión de las unidades unitarias con las unidades de ángulo de fase mediante la multiplicación con un valor constante representativo del factor de conversión, para formar un segundo factor de proporcionalidad 313. El segundo operador 316 es configurado para multiplicar una frecuencia fija 324 del fasor con la fase y la frecuencia predeterminada por el valor de tiempo predeterminado t referido al estándar de tiempo común Illa, seguido en forma similar por la conversión de unidad para generar un tercer factor de proporcionalidad 309. El segundo operador 316 utiliza el hecho que los valores de fase permanecen dentro de un intervalo fijo (por ejemplo, de cero a 360 grados) para convertir el valor de tiempo predeterminado ti referido al estándar de tiempo común Illa en un intervalo pequeño de valores antes de la multiplicación. Por ejemplo, si es elegido el fasor con la fase y frecuencia predeterminada, de manera que la fase siempre sea igual a cero en cada múltiplo exacto de un segundo, de acuerdo con el estándar de tiempo común, entonces, el valor de tiempo predeterminado t2 referido al estándar de tiempo común Illa puede ser convertido en un intervalo de cero a un segundo antes de la multiplicación por la frecuencia fija 324. Para convertir el intervalo para este ejemplo, simplemente se remueve el resto de la información de tiempo, de acuerdo con la representación del valor de tiempo predeterminado t referido al estándar de tiempo común Illa, por ejemplo, la información del año, día, horas y minutos puede ser removida junto con la sustracción de un número entero de segundos del valor de tiempo predeterminado t referido al estándar de tiempo común Illa, de modo que el intervalo resultante es de cero a un segundo.

El bloque de ajuste de fasor 214 también incluye un tercer y un cuarto operadores 314 y 318, en donde el tercer operador 314 es configurado para agregar un ángulo instantáneo de fase de fasor en el valor de tiempo de adquisición seleccionado XM{Ta) 270 al segundo factor de proporcionalidad 313, seguido por la conversión de módulo al intervalo deseado de ángulo de fase para formar un fasor de referencia previamente alineado 315. El cuarto operador 318 es configurado para agregar el fasor de referencia previamente alineado 315 al tercer factor de proporcionalidad 309, seguido por la conversión de módulo al intervalo deseado de ángulo de fase para formar un ángulo de fase de fasor referido no calibrado y ajustado 319.

La distorsión de magnitud de implementación puede ser aproximada y removida por medio de la corrección de implementación de magnitud 330 configurada para recibir la frecuencia local 164 y remover cualquier distorsión de implementación para formar un factor de corrección de magnitud 321 que utiliza una de un número de técnicas. Esta distorsión de implementación podría ser introducida por medio de componentes IED tal como el filtro analógico 140 que distorsiona la señal instantánea analógica filtrada 142 con compresión de ganancia como una función de la frecuencia local. Esto es debido a que cada filtro tiene una magnitud y respuesta de fase específica que varía como una función del contenido de frecuencia de la señal en función en la cual actúa. No es el propósito de la corrección de implementación de magnitud 330 corregir los errores de muestreo de desplazamiento nominal . Esto es debido a que la invención realiza muéstreos como una función de la frecuencia variable de la señal local (por ejemplo, la señal analógica de entrada 102) y por lo tanto, no requiere correcciones para compensar el muestreo en una relación diferente que la señal local, tales como las relaciones fijas o las relaciones basadas en la referencia de tiempo común. Una técnica que podría ser empleada por la corrección de implementación de magnitud 330 incluye el uso de una tabla de búsqueda que contiene los valores de compensación de distorsión como una función de la magnitud instantánea de fasor 154a. Además, la compensación puede ser incluida con la operación de interpolación mediante el ajuste adicional del valor de tiempo referido a un estándar de tiempo común de acuerdo con la cantidad de cambio de tiempo efectivo requerido para compensar los cambios de fase, por ejemplo, de filtro analógico 140.

En forma similar, la distorsión o cambio del ángulo de fase puede ser aproximada y removida por medio de la corrección de implementación de ángulo 332 configurada para recibir la frecuencia local 164 y para remover cualquier distorsión de implementación con el propósito de formar un factor de corrección de fase 317, que utiliza uno de un número de técnicas. Esta distorsión de implementación podría ser provocada por los cambios de fase introducidos por los componentes IED, tales como el filtro analógico 140. No es el propósito que la corrección de implementación de ángulo 332 corrija los errores de muestreo de desplazamiento nominal. Esto es debido a que la invención realiza muéstreos como una función de la frecuencia variable de la señal local (por ejemplo, la señal analógica de entrada 102) y por lo tanto, no requiere correcciones para compensar el muestreo en una relación diferente que la señal local, tal como las relaciones fijas o las relaciones basadas en la referencia de tiempo común. Una técnica que podría ser empleada por la corrección de implementación de ángulo 332 incluye el uso de una constante o parámetro previamente seleccionado tal como una tabla de búsqueda que contiene los valores de compensación de distorsión como una función de la magnitud instantánea de fasor 154a.

Un segundo multiplicador del bloque de ajuste de fasor 214 es configurado para multiplicar la magnitud de fasor referida no calibrada 311 con el factor de corrección de magnitud 321 para formar una magnitud de fasor de referencia XM{tx) del flujo de magnitud de fasor referida 111b. En forma similar, un quinto operador 322 del bloque de ajuste de fasor 214 es configurado para agregar el ángulo de fase de fasor referido no calibrado 319 al factor de corrección de fase 317 para formar el ángulo de fase de fasor referido ajustado ¾(ti)ADj del flujo de ángulo de fase de fasor referido ajustado llld. De este modo, los fasores sincronizados 111 son estimados en tiempos predeterminados referidos al estándar de tiempo común en un sistema eléctrico y son referidos a un fasor con la fase y frecuencia predeterminada .

En una modalidad alterna, la estimación de fasor 200 puede utilizar los valores de tiempo de adquisición seleccionados Tai Tb, TCl ... , que corresponden con los instantes de muestreo existentes que inmediatamente preceden un tiempo predeterminado asociado tlr t2, t3... referido a un estándar de tiempo común Illa en conjunto con los valores de tiempo después de tiempo Ta + dT, Tb + dT, T + dTCl ... , (inmediatamente subsiguientes a un tiempo predeterminado tlt t2, t3..., referido al estándar de tiempo común Illa) para interpolar el ángulo instantáneo de fase de fasor 154b con el propósito de formar el ángulo de fase de fasor de referencia del flujo de ángulo de fase de fasor referido lile, en un modo equivalente a la interpolación mostrada en la Figura 6A para la magnitud de fasor de referencia del flujo de magnitud de fasor referida 111b. Mientras que la rotación del ángulo instantáneo de fase de fasor 154b de la modalidad anterior toma la ventaja de la inclinación conocida del cambio de fase como una función de la frecuencia local 164, la interpolación alterna de modalidad utiliza el ángulo instantáneo de fase de fasor 154b muestreado en cualquier lado del tiempo predeterminado, por ejemplo, tlf para determinar el ángulo de fase de fasor de referencia del flujo de ángulo de fase de fasor referido lile (véase la Figura 5) . En la modalidad alterna, una representación de los fasores como componentes complejos reales e imaginarios puede ser similarmente convertida a partir de los valores de tiempo de adquisición seleccionados Ta, Tb, Tc, ... , en los tiempos predeterminados ti, t2, t3... , referidos al estándar de tiempo común Illa en un modo equivalente a la interpolación mostrada en la Figura 6A para cada magnitud de fasor de referencia del flujo de magnitud de fasor referida 111b. En este caso, la referencia a un fasor con la frase y frecuencia predeterminada de los ángulos de fase es realizada en el modo mostrado por el segundo operador 316 y el cuarto operador 318 de la Figura 6A si el fasor es caracterizado que tiene una magnitud y ángulo de fase. Para los fasores caracterizados que tienen una parte compleja real e imaginaria, la multiplicación compleja del fasor por el fasor con la fase y frecuencia predeterminada es suficiente para convertir un ángulo de fase de fasor de referencia del flujo de ángulo de fase de fasor referido lile en un ángulo de fase de fasor referido ajustado del flujo de ángulo de fase de fasor referido ajustado llld.

La Figura 6B es un diagrama de bloque funcional de otro bloque de ajuste de fasor 214 de ejemplo, de acuerdo con una modalidad de la invención. En el bloque de ajuste de fasor de ejemplo de la Figura 6B, la referencia a un fasor con fase y frecuencia predeterminada no es realizada, de manera que cada fasor sincronizado resultante incluye un tiempo predeterminado tlt t2, t3... referido a un estándar de tiempo común Illa, una magnitud de fasor de referencia del flujo de magnitud de fasor referida 111b y un ángulo de fase i. de fasor de referencia del flujo de ángulo de fase de fasor referido lile. El bloque de fasor de ejemplo de la Figura 6B es configurado y operativo como es descrito en la Figura 6A, excepto que excluye el segundo operador para multiplicar una frecuencia fija por el valor de tiempo referido al estándar de tiempo común. Como resultado, el flujo de ángulo de fase de fasor referido lile es generado más que el flujo de ángulo de fase de fasor referido ajustado llld.

La Figura 7 es un diagrama de bloque funcional de otro IED 400 que podría ser utilizado en conjunto con uno o más dispositivos remotos, de acuerdo con una modalidad de la invención. En este caso, el dispositivo remoto (no se ilustra por separado) convierte su señal analógica de entrada 102 en un formato digital adecuado para la transmisión al IED 400. Por lo tanto, una señal analógica de entrada digitalizada 402 es recibida por el IED 400.

Con referencia a la Figura 7, más que el filtro analógico 140 y el ADC 144 del IED 100, el IED 400 incluye un decodificador de canal 404 que es configurado para decodificar la señal analógica de entrada digitalizada 402 recibirá a partir de otro IED, y un bloque de nuevo muestreo 406. La señal analógica de entrada digitalizada 402 podría ser recibida por medio de uno de cualquier número de medios que incluyen alambrados e inalámbricos. La señal analógica de entrada digitalizada 402 podría ser codificada utilizando métodos bien conocidos para garantizar la seguridad de la transmisión, reducir los efectos no deseados de ruido, reducir la interferencia de señal de múltiples vías y los errores de incremento repentino, y similares, y podría ser decodificado utilizando cualquier número de formatos adecuados bien conocidos, en función de la implementación IED y/o el esquema de codificación.

Cuando es recibida por el decodificador de canal 404, la señal analógica de entrada digitalizada 402 es decodificada para formar una señal instantánea decodificada 405. La señal instantánea decodificada 405 incluye la amplitud instantánea de la señal de entrada analógica remota, así como también la información con respecto al valor de tiempo de adquisición de datos remotos. El valor de tiempo de adquisición de datos remotos indica el instante en el cual la señal de sistema de energía fue muestreada por el dispositivo remoto para adquirir su señal de entrada analógica, en donde el instante de muestreo es referido a un estándar de tiempo común (por ejemplo, UTC) . La señal instantánea decodificada 405 además podría incluir datos adicionales tales como la frecuencia del sistema de energía medida por el dispositivo remoto (frecuencia remota) , aunque esta información de frecuencia podría ser derivada entre el IED 400 de la amplitud instantánea de la señal instantánea decodificada 405 y la marca de tiempo de adquisición de datos remotos, utilizando métodos bien conocidos.

El bloque de nuevo muestreo 406 es configurado para generar muestras de señal representativas de la señal analógica de entrada 102 recibidas por el dispositivo remoto. De esa manera, en función de la recepción del bloque de nuevo muestreo 406, la señal instantánea decodificada 405 es ajustada a partir del intervalo de muestreo remoto en un intervalo que es representativo de la frecuencia remota. Como resultado, la señal instantánea analógica muestreada 146 (representativa de la señal analógica de entrada 102 recibida por el dispositivo remoto) es proporcionada al filtro digital 148. Los componentes restantes (por ejemplo, el controlador de muestra 160) de la Figura 7 son sustancialmente configurados y pueden ser operados como es descrito en conexión con las Figuras 3-6 para proporcionar a los fasores sincronizados 111 la indicación del sistema de energía 10 referida a los instantes de tiempo común.

La Figura 8 es un diagrama de bloque funcional todavía de otro IED 500, de acuerdo con una modalidad de la invención. En este caso, el IED 500 convierte la señal analógica de entrada 102 en fasores sincronizados 111 antes de realizar la función adecuada de protección, automatización, control, medición mediante la función IED 156 para determinar el estado del sistema de energía 10. En resumen, más que proporcionar la serie de fasores instantáneos 154 a partir del calculador de magnitud y ángulo de fase, junto con los fasores sincronizados 111 de la estimación de fasor 200, a la función IED 156 como es mostrado en la Figura 3, el IED 500 incluye una estimación de fasor 502 acoplada con la función IED 156 de manera que los fasores sincronizados 111 primero son calculados y posteriormente son transmitidos para uso a través de la función IED 156.

Del mismo modo que el IED de la Figura 3, el IED 500 incluye el filtro analógico 140, el ADC 144, el filtro digital 148, el controlador de muestra 160 y el controlador de tiempo 166, que operan como es descrito en conexión con las Figuras 3-6. Sin embargo, a diferencia del IED de la Figura 3, la estimación de fasor 502 del IED 500 incluye la funcionalidad del calculador de fasor 152 (sin la funcionalidad de cambio de fase de 90 grados) , y utiliza un cambio separado de 90 grados en conjunto con una interpolación para ajustar el ángulo de fase de la señal filtrada 150 y para formar el flujo de magnitud de fasor referida 111b y el flujo de ángulo de fase de fasor referido lile y/o el flujo de ángulo de fase de fasor referido ajustado llld de los fasores sincronizados 111.

La Figura 9 es un diagrama de bloque funcional de la estimación de fasor 502 del IED 500, de acuerdo con una modalidad de la invención. La estimación de fasor 502 incluye un bloque de cambio de 90 grados 504 que tiene una entrada para la recepción de la señal filtrada 150. La señal filtrada 150 es representativa de la señal analógica de entrada 102 y es generada en respuesta a los instantes de muestreo del flujo de señal de control 162. Por lo tanto, la señal filtrada 150 podría ser denotada como A{Tlt T2, T3l ...) , en donde cada uno de Tlt T2, T3l ... , es un valor de tiempo de adquisición de una muestra correspondiente de la señal filtrada 150, y en donde A es una amplitud instantánea. En función de la recepción de la señal filtrada 150, el bloque de cambio de 90 grados 504 opera para cambiar la señal filtrada 150 en 90 grados para formar una señal filtrada cambiada 503. El cambio de 90 grados podría ser conseguido retrasando cada una de las muestras que forman la señal filtrada 150 mediante 1/4 de ciclo, de acuerdo con la frecuencia local 164. En una modalidad, las muestras de la señal filtrada son tomadas en un múltiplo entero 16 veces la frecuencia local 164. La señal filtrada cambiada 503 podría ser denotada como A(Tlt - kdT, T2 - kdT, T3 - kdT) en donde cada una de las muestras de la señal filtrada 150 es retrasada por kdT, en donde k es igual a un valor entero igual a 1/4 del número total de muestras de la señal filtrada 150 incluidas en el período único de forma de onda analógica T, en este caso k = 4 , y en donde dT es igual al periodo de tiempo entre cada muestra de la señal filtrada 150.

La estimación de fasor 502 también incluye un bloque de interpolación 506 que tiene una primera entrada para la recepción de la señal filtrada 150, que tiene una segunda entrada para la recepción de la señal filtrada cambiada 503, que tiene una tercera entrada para la recepción de los valores de tiempo de adquisición Tlt T2, T3, ... , del flujo de valor de tiempo de adquisición 170, y que tiene una cuarta entrada para la recepción del flujo del par de valores de tiempo 513, que incluye los tiempos predeterminados t1# t2l t3... referidos al estándar de tiempo común Illa junto con los valores de tiempo de adquisición seleccionados Ta, Tbl Tc, .... El bloque de interpolación 506 es configurado para ajustar el tiempo de cada una de las muestras de la señal filtrada 150 y la señal filtrada cambiada 503 de un valor de tiempo de adquisición tal como Ta = T4 en un valor de tiempo referido al estándar de tiempo común tal como el valor de tiempo predeterminado t que ocurre entre dos de los valores de tiempo de adquisición tales como T4 y T5.

Por ejemplo, la Figura 10 es un diagrama de bloque funcional de un ejemplo del bloque de interpolación 506 de la estimación de fasor 502, de acuerdo con una modalidad de la invención. Aunque se ilustró utilizando un número de multiplicadores, adicionadores y operadores como es descrito más adelante, se contempla que el bloque de interpolación 502 podría ser implementado en uno de cualquier número de modos para proporcionar el ajuste del intervalo de muestreo remoto al intervalo que es representa ivo de la frecuencia remota.

Con referencia a la Figura 10, el bloque de interpolación 506 incluye un primer adicionador 302 configurado para sustraer una primera muestra 507 de la señal filtrada 150 tomada en el valor de tiempo de adquisición seleccionado tal como Ta = T4 a partir de una correspondiente siguiente muestra 509 de la señal filtrada 150 tomada en el valor de tiempo de adquisición tal como T5 para generar una diferencia de amplitud de muestra 508. La diferencia de amplitud de muestra 508 representa una diferencia en la amplitud entre dos magnitudes instantáneas secuenciales de muestra de la señal filtrada 150. El bloque de interpolación 506 también incluye el segundo adicionador 308 configurado para sustraer un valor de tiempo de adquisición seleccionado de flujo de valor de tiempo de adquisición seleccionado 170, por ejemplo, Ta a partir de un tiempo predeterminado referido a un estándar de tiempo común Illa, por ejemplo, t2, para generar la diferencia de valor de tiempo 310.

Además, el divisor 306 de la Figura 10 es configurado para dividir la diferencia de valor de tiempo 310 entre la delta del valor de tiempo de adquisición dT 274 para generar el primer factor de proporcionalidad 307 (véase las Figuras 5 y 6) . En el ejemplo ilustrado, la diferencia de valor de tiempo 310 representa la diferencia en tiempo entre el valor de tiempo de adquisición seleccionado Ta con el tiempo predeterminado ti referido al estándar de tiempo común Illa, y la delta del valor de tiempo de adquisición dT 274 representa el tiempo entre los instantes de muestreo del flujo de señal de control 162. El primer multiplicador 304 es configurado para multiplicar la diferencia de amplitud de muestra 508 por el primer factor de proporcionalidad 307 para generar una señal de diferencia de amplitud intermedia 512.

El bloque de interpolación 506 además incluye un tercer adicionador 328 configurado para agregar la primera muestra 507 de la señal filtrada 150 a la señal de diferencia de amplitud intermedia 512 para formar una amplitud de muestra de referencia no calibrada .A(fci) 514. Aunque no se ilustra por separado, la amplitud de muestra de referencia no calibrada y cambiada -¾(Ci- kdT) 516 es equivalentemente formada por medio del bloque de interpolación 506. La implementación de -kdT puede ser simplemente la selección de un valor que es k muestras antes del valor presente.

Con referencia una vez más a la Figura 9, cada una de las amplitudes de muestra de referencia no calibrada 514, por ejemplo, A(ti), y cada una de las amplitudes de muestras de referencia no calibrada y cambiada 516, por ejemplo, A(t2-kdT) , son recibidas por medio del calculador de fasor 153. El calculador de fasor 153 es configurado para calcular una serie de magnitudes de fasor de referencia no calibrada 518 de las amplitudes de muestra de referencia no calibrada 514 y las amplitudes de muestra de referencia no calibrada y cambiada 516. En forma similar, el calculador de fasor 153 es configurado para calcular una serie correspondiente de ángulos de fase de fasor de referencia previamente alineados 520 de las amplitudes de muestra de referencia no calibrada 514 y las amplitudes de muestras de referencia no calibrada y cambiada 516. En consecuencia, cada una de la magnitud de fasor referida no calibrada 518 tiene un correspondiente ángulo de fase de fasor de referencia previamente alineado 520. Los detalles del cálculo de una magnitud de fasor y representación de ángulo de una representación real e imaginaria son bien conocidos, y además, pueden incluir el cálculo bien conocido de las cantidades de secuencia tal como la secuencia positiva, la secuencia negativa y la secuencia de cero. En la Figura 9, el componente real es representado por la amplitud de muestra de referencia no calibrada 514 y el componente imaginario es representado por las amplitudes de muestras de referencia no calibrada y cambiada 516.

La estimación de fasor 502 también incluye un bloque de corrección 522 configurado para remover los artefactos de implementación y la distorsión de las magnitudes de fasor de referencia no calibradas 518 y los ángulos de fase de fasor de referencia previamente alineados 520 para formar las correspondientes magnitudes de fasor de referencia del flujo de magnitud de fasor referida 111b y los ángulos de fase de fasor de referencia del flujo de ángulo de fase de fasor referido lile, y/o para formar las correspondientes magnitudes de fasor de referencia ajustadas del flujo de magnitud de fasor referida 111b y los correspondientes ángulos de fase de fasor de referencia ajustados del flujo de ángulo de fase de fasor referido ajustado llld.

La Figura 11 es un diagrama de bloque funcional del bloque de corrección ejemplo 522, de acuerdo con una modalidad de la invención. En el bloque de corrección 522 de ejemplo de la Figura 11, la referencia a un fasor con la fase y frecuencia predeterminada es realizada, de manera que cada fasor de referencia resultante incluye una magnitud de fasor de referencia del flujo de magnitud de fasor referida 111b y un ángulo de fase de fasor referido ajustado del flujo de ángulo de fase de fasor referido ajustado llld, en un tiempo predeterminado i, t2l t3... referido al estándar de tiempo común Illa. Sin embargo, se contempla que del mismo modo que el bloque de ajuste de fasor de la Figura 6A, la referencia a un fasor con la fase y frecuencia predeterminada no es necesariamente realizada en el bloque de corrección 522 de ejemplo de la Figura 11, de manera que cada fasor de referencia resultante incluye una magnitud de fasor de referencia del flujo de magnitud de fasor referida 111b y un ángulo de fase de fasor de referencia del flujo de ángulo de fase de fasor referido lile en un tiempo predeterminado ti, t2, t3...referido al estándar de tiempo común Illa.

Como es ilustrado, el bloque de corrección 522 incluye una primera entrada para la recepción de la magnitud de fasor referida no calibrada 518, una segunda entrada para la recepción de la frecuencia local 164, una tercera entrada para la recepción del flujo de valor de tiempo predeterminado Illa, y una cuarta entrada para la recepción del ángulos de fase de fasor de referencia previamente alineados 520. El bloque de corrección 522 también incluye el segundo operador 316 configurado para multiplicar la frecuencia de referencia 324 del fasor de referencia de frecuencia fija por un valor de tiempo del flujo de valor de tiempo predeterminado illa, por ejemplo, el valor de tiempo tlt seguido en forma similar por la conversión de unidad para generar el tercer factor de proporcionalidad 309. El bloque de corrección 522 además incluye el cuarto operador 318 configurado para agregar el ángulos de fase de fasor de referencia previamente alineados 520 al tercer factor de proporcionalidad 309, seguido por la conversión de módulo en el intervalo deseado de ángulo de fase para formar un ángulo de fase de fasor referido no calibrado 526.

La distorsión de magnitud de implementación puede ser aproximada y removida por medio de la corrección de implementación de magnitud 330 configurada para recibir la frecuencia local 164 y remover cualquier distorsión de implementación para formar el factor de corrección de magnitud 321 que utiliza uno de un número de técnicas como es descrito en conexión con las Figuras 6A y B. En forma similar, la distorsión o cambio del ángulo de fase de implementación puede ser aproximada y removida por medio de la corrección de implementación de ángulo 332 configurada para recibir la frecuencia local 164 y remover cualquier distorsión de implementación para formar el factor de corrección de ángulo 317 que utiliza uno de un número de técnicas como es descrito en conexión con las Figuras 6A y 6B. No es el propósito de la corrección de implementación de magnitud 330 o la corrección de implementación de ángulo 332 la corrección de los errores de muestreo de desplazamiento nominal. Esto es debido a que la invención realiza el muestreo como una función de la frecuencia variable de la señal local (por ejemplo, la señal analógica de entrada 102) y por lo tanto, no requiere correcciones para compensar el muestreo en una relación diferente que la señal local, tal como las relaciones fijas o las relaciones basadas en la referencia de tiempo común.

El segundo multiplicador 320 del bloque de corrección 522 es configurado para multiplicar la magnitud de fasor referida no calibrada 518 con el factor de corrección de magnitud 321 para formar las magnitudes de fasor de referencia del flujo de magnitud de fasor referida 111b. En forma similar, el quinto operador 322 del bloque de corrección 522 es configurado para agregar el ángulo de fase de fasor referido no calibrado 526 al factor de corrección de ángulo 317 para formar los ángulos de fase de fasor de referencia del flujo de ángulo de fase de fasor referido llld. De este modo, los fasores de referencia son estimados con precisión en los valores de tiempo referidos al estándar de tiempo común en un sistema eléctrico. La magnitud de fasor de referencia no calibrada 518 y el ángulos de fase de fasor de referencia previamente alineados 520 podrían ser representativos de los valores en los tiempos ligeramente diferentes que el tiempo predeterminado tI( t2, t3...referido al estándar de tiempo común Illa y esta diferencia es corregida por el factor de corrección de magnitud 321 y el factor de corrección de fase 317. En algunos casos, la magnitud de fasor referida no calibrada 518 puede ser corregida mediante una etapa de interpolación en lugar del segundo multiplicador 320.

El presente método podría ser implementado como un proceso de computadora, un sistema de computación o como un artículo de manufactura tal como un producto de programa de computadora o un medio susceptible de ser leído por computadora . El producto de programa de computadora podría ser un medio de almacenamiento de computadora susceptible de ser leído por un sistema de computadora y que codifica un programa de computadora de instrucciones para la ejecución del proceso de computadora. El producto de programa de computadora también podría ser una señal propagada en un portador que puede ser leída por un sistema de computación y que codifica un programa de computadora de instrucciones para la ejecución del proceso de computadora.

La Figura 12 es un diagrama de bloque funcional todavía de otro IED 600 que podría ser utilizado en conjunto con uno o más dispositivos remotos, de acuerdo con una modalidad de la invención. En este caso, el dispositivo remoto (no se ilustra por separado) convierte su señal analógica de entrada 102 en un formato digital adecuado para la trasmisión al IED 600. Por lo tanto, una señal analógica de entrada digitalizada 602 es recibida por el IED 600.

El lugar del filtro analógico 140 y el ADC 144 del IED 100, el IED 400 incluye el bloque de decodificación de canal 604 que es configurado para decodificar la señal analógica de entrada digitalizada 602 recibida a partir de un '' IED remoto, y un bloque de nuevo muestreo 406. La señal analógica de entrada digitalizada 602 podría ser recibida por medio de uno de cualquier número de medios que incluyen alambrados e inalámbricos . La señal analógica de entrada digitalizada 602 podría ser codificado utilizando métodos bien conocidos para garantizar la seguridad de la transmisión, reducir los efectos no deseados de ruido, reducir la interferencia de señal de múltiples vías y los errores de incremento repentino, y similares, y podría ser decodificada utilizando uno de cualquier número de formatos adecuados bien conocidos, en función de la implementación IED y/o el esquema de codificación.

Cuando es recibida por el bloque de decodificación de canal 604, la señal analógica de entrada digitalizada 602 es decodificada para formar una señal instantánea decodificada 405. La señal instantánea decodificada 405 incluye la amplitud instantánea de la señal de entrada analógica remota, así como también la información con respecto al valor de tiempo de adquisición de datos remotos. El valor de tiempo de adquisición de datos remotos indica el instante en el cual la señal de sistema de energía fue muestreada por el dispositivo remoto para adquirir su señal de entrada analógica, en donde el instante de muestreo es referido a un estándar de tiempo común. La señal instantánea decodificada 405 además podría incluir datos adicionales tales como la frecuencia del sistema de energía medida por el dispositivo remoto (la frecuencia remota) , aunque esta información de frecuencia podría ser derivada por el IED 400 a partir de la amplitud instantánea de la señal instantánea decodificada 405 y la marca de tiempo de adquisición de datos remotos, utilizando métodos bien conocidos.

El bloque de nuevo muestreo 606 es configurado para generar muestras de señal representativas de la señal analógica de entrada 602 recibida por el dispositivo remoto. De esta manera, en función de la recepción del bloque de nuevo muestreo 606, la señal instantánea decodificada 405 es ajustada a partir del intervalo de muestreo remoto en un intervalo que es representativo de la frecuencia remota. Como resultado, la señal instantánea analógica muestreada 146 (representativa de la señal analógica de entrada 602 recibida por el dispositivo remoto) es proporcionada al filtro digital 148. Los componentes restantes (por ejemplo, el controlador de muestra 160) de la Figura 12 son sustancialmente configurados y pueden operar como es descrito en conexión con la Figura 8 para proporcionar a los fasores sincronizados 111 la indicación del sistema de energía 10 referida a los instantes de tiempo común.

En una modalidad, las operaciones lógicas del presente método son implementadas (1) como una secuencia de las etapas implementadas de computadora o módulos del programa que corren en un sistema de computadora y/o (2) como circuitos lógicos interconectados de máquina o módulos de circuito dentro del sistema de computación. La implementación es una materia de elección en función de los requerimientos de rendimiento del sistema de computación que implementa la invención. En consecuencia, las operaciones lógicas que constituyen las modalidades de la presente invención descritas en la presente son referidas de manera variada como operaciones, dispositivos estructurales, etapas o módulos. Será reconocido por una persona experta en la técnica que estas operaciones, dispositivos estructurales, etapas y módulos podrían ser implementados en software, en firmware, en una lógica digital de uso especial y cualquier combinación de los mismos sin desviarse del espíritu y alcance de la presente invención como es señalado dentro de las reivindicaciones adjuntas con la misma.

Como es mencionado con anterioridad, el tiempo común podría ser cualquier tiempo que es común entre los IEDs . Por ejemplo, el tiempo común podría ser distribuido en los IEDs a través de una red de comunicación a partir de un IED, a partir de un reloj en la red, o similares. En otro ejemplo, el tiempo común podría ser un tiempo negociado por los IEDs en la red. El tiempo común podría ser un tiempo absoluto tal como la señal de tiempo suministrada utilizando satélites GPS en un formato IRIG. En otro ejemplo, el tiempo común podría ser suministrado a los IEDs y/o una red de comunicación IED utilizando una radiodifusión de tiempo que utiliza señales de radio tales como la estación de radio de señal de tiempo NIST WWVB o W V.

Mientras la invención ha sido descrita con referencia a ciertos aspectos ilustrativos, se entenderá que esta descripción no tiene que ser interpretada en un sentido limitante. Más bien, varios cambios y modificaciones pueden ser realizados a las modalidades ilustrativas sin apartarse del espíritu verdadero, las características centrales y el alcance de la invención, que incluyen aquellas combinaciones de las características que son descritas o reivindicadas en la presente de manera individual. Además, será apreciado que cualquiera de estos cambios y modificaciones serán reconocidos por aquellas personas expertas en la técnica como un equivalente a uno o más elementos de las siguientes reivindicaciones, y tienen que ser cubiertos por estas reivindicaciones hasta el alcance más completo permitido por la ley.

Se hace constar que con relación a esta fecha el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones : 1. Un aparato para la estimación de una pluralidad de fasores sincronizados en tiempos predeterminados que son referidos a un estándar de tiempo común en un sistema de energía eléctrica, caracterizado porque comprende: un medio de muestreo configurado para muestrear una señal de sistema de energía en una relación de intervalo de muestreo de selección para formar una pluralidad de muestras de señal ; un controlador de tiempo configurado para generar una pluralidad de valores de tiempo de adquisición en función de la ocurrencia de cada una de la pluralidad de muestras de señal en una correspondiente pluralidad de tiempos de muestra referidos al estándar de tiempo común, cada uno de la pluralidad de valores de tiempo de adquisición es asociado con una magnitud de fasor y un ángulo de fase de fasor de cada una de la pluralidad de muestras de señal; y un estimador de fasor configurado para ajustar la magnitud de fasor y el ángulo de fase de fasor para cada una de la pluralidad de muestras de señal en función de una diferencia de tiempo entre un correspondiente valor de tiempo de adquisición seleccionado de una pluralidad de valores de tiempo de adquisición y un tiempo predeterminado de los tiempos predeterminados referidos al estándar de tiempo común para formar la pluralidad de fasores sincronizados. 2. El aparato de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende un controlador de muestra configurado para determinar la relación de muestreo de selección. 3. El aparato de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la relación de muestreo de selección es la frecuencia de la señal de sistema de energía adquirida en una ubicación del sistema de energía eléctrica. 4. El aparato de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la relación de muestreo de selección está basada en un intervalo fijo. 5. El aparato de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el estándar de tiempo común es un estándar de tiempo absoluto. 6. El aparato de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque cada uno de la pluralidad de fasores sincronizados comprende una correspondiente pluralidad de magnitudes de fasor referidas y ángulos de fase de fasor referidos . 7. El aparato de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque el estimador de fasor además es configurado para: interpolar cada una de la pluralidad de magnitudes de fasor para formar cada una de la pluralidad de magnitudes de fasor referidas; y girar cada uno de la pluralidad de ángulos de fase de fasor para formar cada uno de la pluralidad de ángulos de fase de fasor referidos. 8. El aparato de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque además comprende un filtro digital para generar una pluralidad de señales filtradas, en donde el estimador de fasor además es configurado para el cambio de fase en cada una de la pluralidad de señales filtradas en 90 grados y para la interpolación antes del cálculo de las magnitudes de fasor de referencia y los ángulos de fase de fasor referidos. 9. El aparato de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque además comprende un calculador de fasor configurado para calcular una magnitud de fasor referida no calibrada y un ángulo de fase de fasor referido previamente alineado de cada una de la pluralidad de muestras de señal en la pluralidad de valores de tiempo de adquisición antes del ajuste de la magnitud de fasor y el ángulo de fase de fasor en la correspondiente pluralidad de magnitudes de fasor referidas y ángulos de fase de fasor referidos. 10. El aparato de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la diferencia de tiempo comprende la diferencia en tiempo entre la ocurrencia de un valor de tiempo de adquisición seleccionado precedente de la pluralidad de valores de tiempo de adquisición y un tiempo predeterminado de los tiempos predeterminados referidos al estándar de tiempo común. 11. El aparato de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la diferencia de tiempo comprende la diferencia en tiempo entre la ocurrencia dé un tiempo predeterminado de los tiempos predeterminados referidos al estándar de tiempo común y el siguiente valor de tiempo de adquisición seleccionado de la pluralidad de valores de tiempo de adquisición. 12. El aparato de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los tiempos predeterminados son sincronizados a través del sistema de energía eléctrica. 13. El aparato de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los tiempos predeterminados son tiempos determinados locales al aparato. 14. El aparato de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el estimador de fasor además es configurado para la alineación de fase de cada uno de la pluralidad de fasores sincronizados en un fasor de referencia con una fase y frecuencia predeterminada. 15. El aparato de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque la frecuencia predeterminada comprende 60 Hz . 16. El aparato de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque la frecuencia predeterminada comprende 50 Hz . 17. El aparato de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la señal de sistema de energía comprende una pluralidad de señales de sistema de energía. 18. El aparato de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende un filtro analógico configurado para filtrar la señal de sistema de energía antes de la recepción a través del medio de muestreo. 19. El aparato de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el estándar de tiempo común está basado en una señal de sistema de posicionamiento global comunicada a través de un protocolo de código de tiempo IRIG. 20. El aparato de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende un filtro digital configurado para filtrar, en forma digital, cada una de la pluralidad de muestras de señal. 21. El aparato de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque la relación de intervalo de muestreo es un múltiplo entero de la frecuencia de la señal de sistema de energía. 22. El aparato de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende la utilización de uno o más de la pluralidad de fasores sincronizados para realizar una función del sistema de energía seleccionada a partir del grupo que consiste de: protección; automatización; medición; control; y combinaciones de las mismas. 23. El aparato de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el controlador de muestra además es configurado para generar una señal de frecuencia de muestra en función de la relación de intervalo de muestreo, la señal de frecuencia de muestra es alineada con la pluralidad de valores de tiempo de adquisición y es utilizada para formar la pluralidad de fasores sincronizados. 24. El aparato de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque el estimador de fasor es adicionalmente configurado para: remover la distorsión de magnitud de implementación de la señal de muestra antes de la formación de cada uno de la pluralidad de fasores sincronizados; y remover la distorsión de ángulo de fase de implementación de la señal de muestra antes de la formación de cada una de la pluralidad de fasores sincronizados. 25. El aparato de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la ubicación de la señal de sistema de energía es local y la señal de sistema de energía comprende una señal de entrada analógica local . 26. El aparato de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la ubicación de la señal de sistema de energía es remota y la señal de sistema de energía comprende una señal de entrada analógica remota digitalizada . 27. El aparato de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque cada uno de la pluralidad de fasores sincronizados comprende una correspondiente pluralidad de cantidades de secuencia de fasor referidas. 28. Un método de estimación de una pluralidad de fasores sincronizados en tiempos predeterminados referidos a un estándar de tiempo común en un sistema de energía eléctrica, caracterizado porque comprende: muestrear una señal de sistema de energía en una relación de intervalo de muestreo para formar una pluralidad de muestras de señal; generar una pluralidad de valores de tiempo de adquisición en función de la ocurrencia de cada una de la pluralidad de muestras de señal en una correspondiente pluralidad de tiempos de muestra referidos al estándar de tiempo común, cada uno de la pluralidad de valores de tiempo de adquisición es asociado con una magnitud de fasor y un ángulo de fase de fasor de cada una de la pluralidad de muestras de señal; y para cada una de la pluralidad de muestras de señal, se ajusta la magnitud de fasor y el ángulo de fase de fasor en función de la diferencia de tiempo entre un correspondiente valor de tiempo de adquisición seleccionado de la pluralidad de valores de tiempo de adquisición y un tiempo predeterminado de los tiempos predeterminados referidos al estándar de tiempo común para formar la pluralidad de fasores sincronizados. 29. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque además comprende la etapa de determinación de la frecuencia de la ubicación en el sistema de energía antes de la etapa de muestreo, de manera que la relación de intervalo de muestreo está basada en la frecuencia del sistema de energía. 30. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque la relación de intervalo de muestreo está basada en una relación de muestreo fija. 31. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque el estándar de tiempo común es un estándar de tiempo absoluto. 32. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque cada uno de la pluralidad de fasores sincronizados comprende una correspondiente pluralidad de magnitudes de fasor referidas y ángulos de fase de fasor referidos . 33. El método de conformidad con la reivindicación 32, caracterizado porque cada una de la pluralidad de magnitudes de fasor es interpolada para formar cada una de la pluralidad de magnitudes de fasor referidas. 34. El método de conformidad con la reivindicación 32, caracterizado porque además comprende las etapas de filtrado para generar una pluralidad de señales filtradas; el cambio de fase de cada una de la pluralidad de señales filtradas en 90 grados; la interpolación; y el cálculo de las magnitudes de fasor de referencia y los ángulos de fasor ref ridos . 35. El método de conformidad con la reivindicación 32, caracterizado porque además comprende la etapa de cálculo de una magnitud de fasor referida no calibrada y un ángulo de fase de fasor previamente alineado de cada una de la pluralidad de muestras de señal en la pluralidad de valores de tiempo de adquisición antes del ajuste de la magnitud de fasor y el ángulo de fase de fasor con la correspondiente pluralidad de magnitudes de fasor referidas y ángulos de fase de fasor referidos. 36. El método de conformidad con la reivindicación 32, caracterizado porque cada uno de la pluralidad de ángulos de fase de fasor es girado para formar cada uno de la pluralidad de ángulos de fase de fasor referidos. 37. El método de conformidad con la reivindicación 32, caracterizado porque además comprende el cálculo de la magnitud de fasor y el ángulo de fase de fasor de cada una de la pluralidad de muestras de señal en la pluralidad de valores de tiempo de adquisición antes del ajuste de la magnitud de fasor y el ángulo de fase de fasor de cada una de la pluralidad de muestras de señal con la correspondiente pluralidad de magnitudes de fasor referidas y ángulos de fase de fasor referidos. 38. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque la diferencia de tiempo comprende la diferencia en tiempo entre la ocurrencia del valor de tiempo de adquisición seleccionado precedente de la pluralidad de valores de tiempo de adquisición y un tiempo predeterminado de los tiempos predeterminados referidos al estándar de tiempo común. 39. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque la diferencia de tiempo comprende la diferencia en tiempo entre la ocurrencia de un tiempo predeterminado de los tiempos predeterminados referidos al estándar de tiempo común y un siguiente valor de tiempo de adquisición seleccionado de la pluralidad de valores de tiempo de adquisición. 40. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque los tiempos predeterminados son sincronizados a través del sistema de energía eléctrica. 41. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque los tiempos predeterminados son determinados en una ubicación en el sistema de energía eléctrica local a la etapa de determinación en la que es realizada la frecuencia del sistema de energía. 42. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque cada uno de la pluralidad de fasores sincronizados además se encuentra en fase alineado con un fasor de referencia con la fase y frecuencia predeterminada. 43. El método de conformidad con la reivindicación 42, caracterizado porque la frecuencia predeterminada comprende 60 Hz . 44. El método de conformidad con la reivindicación 42, caracterizado porque la frecuencia predeterminada comprende 50 Hz . 45. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque la señal de sistema de energía comprende una pluralidad de señales de sistema de energía. 46. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque la señal de sistema de energía es filtrada analógica antes de la etapa de muestreo. 47. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque el estándar de tiempo común está basado en una señal de sistema de posicionamiento global comunicada por medio del protocolo de código de tiempo IRIG. 48. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque cada una de la pluralidad de muestras de señal es filtrada, en forma digital. 49. El método de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque la relación de intervalo de muestreo es un múltiplo entero de la frecuencia de la señal de sistema de energía. 50. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque además comprende la utilización de uno o más de la pluralidad de fasores sincronizados para realizar una función del sistema de energía seleccionada a partir del grupo que consiste de: protección, automatización, medición, control y combinaciones de los mismos. 51. El método de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque además comprende la generación de una señal de frecuencia de muestra en función de la relación de intervalo de muestreo, la señal de frecuencia de muestra es alineada con la pluralidad de valores de tiempo de adquisición y es utilizada para formar la pluralidad de fasores sincronizados. 52. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque además comprende la remoción de la distorsión de magnitud de implementación de la señal de muestra antes de la formación de cada una de la pluralidad de fasores sincronizados. 53. El método de conformidad con la reivindicación 52, caracterizado porque además comprende la remoción de la distorsión de ángulo de fase de implementacion de la señal de muestra antes de la formación de cada uno de la pluralidad de fasores sincronizados. 5 . El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque la señal de sistema de energía comprende una señal de entrada analógica local . 55. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque la señal de sistema de energía comprende una señal de entrada analógica remota digitalizada . 56. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque cada uno de la pluralidad de fasores sincronizados comprende una correspondiente pluralidad de cantidades de secuencia de fase referidas. 57. Un método de estimación de una pluralidad de fasores sincronizados en tiempos predeterminados referidos a un estándar de tiempo común en un sistema de energía eléctrica, caracterizado porque comprende: muestrear una señal de sistema de energía en una relación de intervalo de muestreo de selección para formar una pluralidad ele muestras de señal; generar una pluralidad de valores de tiempo de adquisición en función de la ocurrencia de cada una de la pluralidad de muestras de señal en una correspondiente pluralidad de tiempos diferentes referidos al estándar de tiempo común, cada uno de la pluralidad de valores de tiempo de adquisición es asociado con una magnitud de fasor y un ángulo de fase de fasor de cada una de la pluralidad de muestras de señal; y para cada una de la pluralidad de muestras de señal, se interpola la magnitud de fasor y se gira el ángulo de fase de fasor para formar una correspondiente pluralidad de magnitudes de fasor referidas y ángulos de fase de fasor referidos de la pluralidad de fasores sincronizados en función de la diferencia de tiempo entre un valor de tiempo de adquisición correspondientemente seleccionado de la pluralidad de valores de tiempo de adquisición y un tiempo predeterminado de los tiempos predeterminados referidos al estándar de tiempo común. 58. El método de conformidad con la reivindicación 57, caracterizado porque además comprende la etapa de determinación de la frecuencia de la ubicación del sistema de energía antes de la etapa de muestreo, de manera que la relación de intervalo de muestreo está basada en la frecuencia del sistema de energía. 5?. El método de conformidad con la reivindicación 57, caracterizado porque la relación de intervalo de muestreo está basada en una relación de muestreo fija. 60. El método de conformidad con la reivindicación 57, caracterizado porque el estándar de tiempo común es un estándar de tiempo absoluto. 61. El método de conformidad con la reivindicación 57, caracterizado porque además comprende el cálculo de la magnitud de fasor y el ángulo de fase de fasor de cada una de la pluralidad de muestras de señal en la pluralidad de valores de tiempo de adquisición antes del ajuste de la magnitud de fasor y el ángulo de fase de fasor de cada una de la pluralidad de muestras de señal con la correspondiente pluralidad de magnitudes de fasor referidas y ángulos de fase de fasor referidos. 62. El método de conformidad con la reivindicación 57, caracterizado porque la rotación del ángulo de fase de fasor comprende una rotación de 90 grados. 63. El método de conformidad con la reivindicación 57, caracterizado porque además comprende la etapa de cálculo de una magnitud de fasor referida no calibrada y un ángulo de fase de fasor previamente alineado de cada una de la pluralidad de muestras de señal en la pluralidad de valores de tiempo de adquisición antes del ajuste de la magnitud de fasor y el ángulo de fase de fasor con la correspondiente pluralidad de magnitudes de fasor referidas y ángulos de fase de fasor referidos . 64. El método de conformidad con la reivindicación 57, caracterizado porque la diferencia de tiempo comprende la diferencia en tiempo entre la ocurrencia del valor de tiempo de adquisición seleccionado precedente de la pluralidad de valores de tiempo de adquisición y un tiempo predeterminado de los tiempos predeterminados referidos al estándar de tiempo común. 65. El método de conformidad con la reivindicación 57, caracterizado porque la diferencia de tiempo comprende la diferencia en tiempo entre la ocurrencia de un tiempo predeterminado de los tiempos predeterminados referidos al estándar de tiempo común y un siguiente valor de tiempo de adquisición seleccionado de la pluralidad de valores de tiempo de adquisición. 66. El método de conformidad con la reivindicación 58, caracterizado porque cada uno de la pluralidad de fasores sincronizados además se encuentra en fase alineado con un fasor de referencia con la fase y frecuencia predeterminada. 67. El método de conformidad con la reivindicación 66, caracterizado porque la frecuencia predeterminada comprende 60 Hz . 68. El método de conformidad con la reivindicación 66, caracterizado porque la frecuencia predeterminada comprende 50 Hz . 69. El método de conformidad con la reivindicación 57, caracterizado porque el estándar de tiempo común está basado en una señal de sistema de posicionamiento global comunicada a través de un protocolo de código de tiempo IRIG. 70. El método de conformidad con la reivindicación 57, caracterizado porque cada una de la pluralidad de fasores sincronizados comprende una correspondiente pluralidad de cantidades de secuencia de fasor referidas. 71. El método de conformidad con la reivindicación 57, caracterizado porque la señal de sistema de energía comprende una señal de entrada analógica remota digitalizada . 72. El método de conformidad con la reivindicación 57, caracterizado porque la señal de sistema de energía comprende una señal de entrada analógica local .