MX2012011739A

MX2012011739A - Sistemas y metodos para obtener un modelo de carga y para metros relacionados basados en dinamicas de carga.

Info

Publication number: MX2012011739A
Application number: MX2012011739A
Authority: MX
Inventors: David E Whitehead; Edmund O Schweitzer Iii; Marcos A Donolo
Original assignee: Schweitzer Engineering Lab Inc
Priority date: 2010-04-10
Filing date: 2011-03-22
Publication date: 2012-11-16
Also published as: US8706309B2; WO2011126732A1; NZ602837A; AU2011238726B2; CA2795718A1; AU2011238726A1; BR112012025984A2; US20110251732A1

Abstract

Se describen los sistemas y métodos para calcular los modelos de carga y los parámetros afinables asociados que pueden ser utilizados para describir el comportamiento de las cargas conectadas a un sistema de distribución de energía eléctrica. Los modelos de carga pueden ser utilizados para predecir las variaciones en la demanda, provocadas por los cambios en el voltaje de suministro, y pueden ser utilizados en la determinación de una estrategia de control optimizada basada en la dinámica de carga. Cualquier acción que provoque una perturbación al sistema de distribución de energía eléctrica puede proporcionar información con respecto a la composición o la dinámica de las cargas conectadas. Tales acciones pueden ser denominadas como eventos de modelación. Los Eventos de modelación pueden ocurrir con cierta frecuencia en los sistemas de distribución de energía eléctrica, y en consecuencia, un número de grupos de datos pueden ser adquiridos bajo una variedad de condiciones y una variedad de tiempos. Los modelos de carga pueden incluir modelos de carga estática, modelos de carga dinámica, o una combinación de modelos de carga estática y dinámica.

Description

SISTEMAS Y METODOS PARA OBTENER UN MODELO DE CARGA Y PARAMETROS RELACIONADOS BASADOS EN DINAMICAS DE CARGA CAMPO DE LA INVENCION La presente descripción ser refiere a los sistemas y métodos para obtener y refinar un modelo de carga y los parámetros relacionados basados en las mediciones de los eventos de modelación de carga en un sistema de distribución de energía eléctrica.

BREVE DESCRIPCION DE LAS FIGURAS Las modalidades no limitantes y no exhaustivas de la descripción son descritas, incluyendo diversas modalidades de la descripción, con referencia a las figuras, en las cuales : La Figura 1A ilustra una modalidad de un diagrama simplificado de una sola línea de un sistema de distribución de energía eléctrica a partir del cual pueden ser obtenidos datos, y utilizados para generar un modelo de carga; La Figura IB ilustra los ajustes a un voltaje en el lado de carga en el sistema de distribución de energía eléctrica de la Figura 1A; La Figura 1C describe un modelo de carga que puede ser utilizado en conexión con el sistema de distribución de energía eléctrica de la Figura 1A, que proporciona una estimación de un requerimiento de energía activa basado en REF.236198 los datos de suministro, diversos parámetros, y un modelo de carga ; La Figura 2A muestra la forma de la función definida por la Ecuación 3; La Figura 2B muestra la forma de la función definida por la Ecuación 12 para una carga de impedancia constante, una carga de corriente constante, y una carga de energía constante; La Figura 3 ilustra un diagrama simplificado de una línea de un sistema de distribución y control de energía eléctrica a partir del cual pueden ser obtenidos datos, y utilizados para generar un modelo de carga; La Figura 4 ilustra un diagrama de flujo de una modalidad de un método para crear un modelo de carga con base en los datos recolectados en conexión con uno o más eventos de modelación; La Figura 5 ilustra un diagrama de flujo de información de una modalidad de un programa de estimación del modelo de carga; La Figura 6 ilustra un diagrama de bloques ejemplar de un ID configurado para recolectar mediciones eléctricas y generar un modelo de carga con base en las mediciones eléctricas recolectadas; La Figura 7A ilustra una modalidad de un sistema configurado para implementar un algoritmo de modelación de carga basado en relevador; La Figura 7B ilustra las mediciones de voltaje y energía activa tomadas en un sistema configurado como se muestra en la Figura 7A, junto con las predicciones de un modelo de carga que simula una carga de impedancia constante; La Figura 7C ilustra mediciones de voltaje y energía activa tomadas en un sistema configurado como se muestra en la Figura 7A, junto con las predicciones de un modelo de carga que simula una carga de energía constante ,- La Figura 7D ilustra mediciones de voltaje y energía activa tomadas en un sistema configurado como se muestra en la Figura 7A, junto con las predicciones de un modelo de carga que simula una carga de corriente constante; La Figura 7E ilustra mediciones de voltaje y energía activa tomadas en un sistema configurado como se muestra en la Figura 7A, junto con las predicciones de un modelo de carga que simula una carga de impedancia constante de 50% y una carga de corriente constante de 50%; La Figura 8 ilustra una modalidad de un detector de eventos de modelación de carga; La Figura 9 ilustra un diagrama de bloques de una modalidad de un módulo de estimación de parámetros de modelo de carga; La Figura 10A y la Figura 10B ilustran un diagrama detallado de bloques de una modalidad de un módulo de estimación de parámetros de modelo de carga.

La Figura 11 ilustra una modalidad de un reporte que contiene los parámetros del modelo de carga; La Figura 12 ilustra una modalidad de un reporte que contiene información respecto a un evento de modelación de carga; y La Figura 13 ilustra una modalidad de un reporte que contiene información respecto a las condiciones antes de un evento de modelación y después de un evento de modelación.

DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCION La presente descripción se refiere a los sistemas y métodos para calcular un modelo de carga y los parámetros sintonizables asociados que pueden ser utilizados para predecir el comportamiento de las cargas conectadas a un sistema de distribución de energía eléctrica. Con base en los comportamientos predichos de las cargas, pueden ser empleadas estrategias de control optimizadas en el manejo del sistema de distribución de energía eléctrica.

Cualquier acción que provoque una perturbación del sistema de distribución de energía eléctrica (por ejemplo, un cambio en el voltaje o la frecuencia) puede proporcionar información respecto a la composición o a la dinámica de las cargas conectadas. Tales acciones pueden ser denominadas como eventos de modelación. Los eventos de modelación pueden ocurrir con cierta frecuencia en los sistemas de distribución de energía eléctrica. En consecuencia, un modelo de carga robusto puede ser desarrollado y refinado utilizando datos que son recolectados a una variedad de tiempos y bajo una variedad de circunstancias. Una pluralidad de modelos de carga puede ser desarrollada a diversos niveles en un sistema de distribución de energía eléctrica (por ejemplo, el nivel del sistema, el nivel de la subestación, el nivel del alimentador, etc.).

Una variedad de tipos de equipos desplegados a través de un sistema de distribución de energía eléctrica pueden proporcionar datos que pueden ser utilizados en el desarrollo y en la refinación de un modelo de carga. Los dispositivos que controlan el voltaje y/o la frecuencia en un sistema de distribución de energía eléctrica pueden ser utilizados en conjunto con los dispositivos que miden los diversos parámetros eléctricos en el sistema de distribución de energía eléctrica. La comunicación entre estos dispositivos puede permitir que un modelo de carga identifique el tipo de evento que provoca una perturbación al sistema de distribución de energía eléctrica, y la respuesta de una o más cargas a la perturbación. La sincronización en el tiempo de los datos medidos, y las instrucciones de control que dan como resultado los eventos de modelación, pueden facilitar la comunicación entre los diversos dispositivos .

Los modelos de carga son funciones matemáticas que pueden ser utilizadas para describir el comportamiento de las cargas conectadas a un sistema de distribución de energía eléctrica. Típicamente, los modelos de carga no predicen las variaciones en la demanda provocada por los clientes que requieren más o menos energía. En vez de esto, los modelos de carga capturan las variaciones en la demanda provocada por los cambios en el voltaje de suministro.

Los modelos de carga pueden ser clasificados ya sea como estáticos o dinámicos. Los modelos de carga estáticos son definidos por ecuaciones algebraicas. Los modelos de carga dinámicos son definidos por ecuaciones diferenciales que capturan la evolución en el tiempo de las demandas de energía de una carga. Las simulaciones dinámicas detalladas pueden requerir modelos de carga dinámicos . Dependiendo de la aplicación para una simulación particular, en ciertos casos, pueden ser utilizados otros modelos estáticos, mientras que otras aplicaciones pueden ser utilizadas cargas dinámicas y estáticas .

Las funciones matemáticas en los modelos de carga incluyen los parámetros que pueden ser afinados de modo que el modelo de carga se comporta como una carga física particular. En ciertas modalidades, los parámetros pueden ser afinados por la medición del voltaje, la corriente, la frecuencia, u otras características de la energía suministrada a una carga, y luego encontrando los parámetros, tal que cuando la energía que tiene la misma característica es aplicada al modelo, el modelo predice el mismo consumo de energía que es proporcionado a la carga física.

Las modalidades de la descripción serán mejor referidas por referencia a las figuras, en donde las partes similares son designadas por números similares a todo lo largo. Será fácilmente entendido que los componentes de las modalidades descritas, como en general se describen y se ilustran en las figuras en la presente, podrían ser acomodados y diseñados en una amplia variedad de diferentes configuraciones. De este modo, la siguiente descripción detallada de las modalidades de los sistemas y métodos de la descripción, no está destinada a limitar el alcance de la descripción, como se reclama, sino que meramente es representativa de las posibles modalidades de la descripción. Además, los pasos de un método no necesariamente necesitan ser ejecutados en cualquier orden específico, o incluso secuencialmente, ni necesitan que los pasos sean ejecutados solamente una vez, a no ser que se especifique de otro modo.

En algunos casos, las características, estructuras u operaciones bien conocidas no son mostradas o descritas con detalle. Además, las características, estructuras, u operaciones descritas pueden ser combinadas de cualquier manera adecuada en una o más modalidades. Se entenderá también fácilmente que los componentes de las modalidades, como se describen en general, y como se ilustran en las figuras de la presente, podrían ser acomodados y diseñados en una amplia variedad de diferentes configuraciones.

Varios aspectos de las modalidades descritas serán ilustradas como módulos o componentes de software. Como se utiliza en la presente, un módulo o componente de software puede incluir cualquier tipo de instrucción de computadora o código ejecutable en computadora localizado dentro de un dispositivo de memoria que es operable en conjunto con el equipo físico apropiado para implementar las instrucciones programadas. Un modelo o componente de software puede, por ejemplo, comprender uno o más bloques físicos o lógicos de las instrucciones de computadora, que pueden ser organizados como una rutina, programa, objetivo, componente, estructura de datos, etc., que lleva a cabo una o más tareas o implementa tipos de datos abstractos particulares.

En ciertas modalidades, un módulo o componente de software particular pueden comprender instrucciones disparadas almacenadas en diferentes sitios en un dispositivo de memoria, que conjuntamente implementan la funcionalidad descrita del módulo. Por supuesto, un módulo o componente puede comprender una instrucción simple o muchas instrucciones, y puede ser distribuidos por varios diferentes segmentos de código, entre diferentes programas, y a través de diversos dispositivos de memoria. Algunas modalidades pueden ser practicadas en un ambiente de cómputo distribuido donde las tareas son realizadas por un dispositivo de procesamiento remoto conectado a través de una red de comunicaciones. En un ambiente de cómputo distribuido, los módulos o componentes de software pueden estar localizados en dispositivos de almacenamiento de memoria locales y/o remotos. Además, los datos que son unidos o hechos juntos en un registro de base de datos pueden ser residentes en el mismo dispositivo de memoria, o a través de diferentes dispositivos de memoria, y pueden estar vinculados entre sí en campos de un registro en una base de datos a través de una red .

Pueden ser proporcionadas modalidades como un producto de programa de computadora, incluyendo un medio de almacenamiento legible en máquina que tiene almacenadas en éste, instrucciones que pueden ser utilizadas para programar una computadora (u otro dispositivo electrónico) para llevar a cabo los procesos descritos en la presente. El medio de almacenamiento legible en máquina puede incluir, pero no está limitado a: unidades de disco duro, discos flexibles, discos ópticos, CD-ROMs, DVD-ROMs, ROMs, RAMs, EPROMs, EEPROMs, tarjetas magnéticas u ópticas, dispositivos de memoria en estado sólido, u otros tipos de medios legibles en medios/máquina, adecuados para almacenar instrucciones electrónicas .

La Figura 1A ilustra un sistema 100 de transmisión y distribución eléctrica. Los datos pueden ser obtenidos de una variedad de puntos en el sistema 100 y analizados para desarrollar y refinar un modelo de carga que puede ser utilizado para predecir la respuesta de una pluralidad de cargas 183 bajo una variedad de condiciones. El sistema loo incluye dos generadores 130 y 131, los cuales están conectados a los transformadores de preparación 114 y 115. Los transformadores de preparación 114 y 115 están conectados a una barra colectiva de transmisión 113, la cual está a su vez conectada a la línea de transmisión 120 y 121. Las líneas de transmisión 120 y 121 pueden estar conectadas a una barra colectiva 174 de subestación de alto voltaje. La subestación 170 puede también incluir una barra colectiva 175 de subestación de bajo voltaje, que está conectada a los transformadores reductores 116 y 117. Una batería de condensadores 173 puede también estar conectada a la barra colectiva 174 de subestación de alto voltaje. El controlador 182 de la batería de condensadores puede conectar selectivamente la batería de condensadores 173 a la barra colectiva 174 de subestación de alto voltaje.

Los transformadores reductores 116 y 117 pueden separar un sistema de transmisión de más alto voltaje de un sistema de distribución de transmisión de menor voltaje. La barra colectiva 175 de subestación de bajo voltaje puede proporcionar energía a una pluralidad de alimentadores 179, 180, y 181, los cuales están a su vez conectados a la pluralidad de cargas 183. Para controlar mejor el voltaje distribuido a las cargas, los reguladores de voltaje (VR, por sus siglas en inglés) 176, 177, y 178 están instalados sobre los alimentadores 179, 180, y 181, respectivamente. Un voltaje es suministrado a un regulidor de voltaje (por ejemplo, el voltaje de la barra colectiva 175 de la subestación, suministrada a cualquiera de los reguladores de voltaje 176, 177, ó 178) puede ser denominado como un "voltaje del lado lineal", mientras que un voltaje suministrado a una carga por un regulador de voltaje (por ejemplo, el voltaje de cualquiera de los alimentadores 179, 180, y 181) puede ser denominado como el "voltaje en el lado de carga" .

En circunstancias donde el sistema 100 no puede suministrar suficiente energía para satisfacer las demandas de todas las cargas, pueden ser utilizadas una variedad de estrategias de control para mantener la estabilidad del sistema 100. Por ejemplo, el sistema 100 puede esparcir selectivamente o "apagar parcialmente" las cargas especificadas. Un "apagón parcialmente", como el término es utilizado en la presente, se refiere a reducir un voltaje suministrado a una carga con el fin de disminuir el consumo de energía de la carga. Esparcimiento de carga se refiere a la desconexión de una carga. El esparcimiento de carga puede referirse a los "apagones de balanceo" (por ejemplo, desconectar secuencialmente ciertas cargas durante el periodo de alta demanda) del sistema 100 para reducir la carga.

La Figura IB ilustra una estrategia para mantener el voltaje dentro de valores aceptables mediante el ajuste del voltaje del lado de la carga. El presente ejemplo se enfocará al alimentador 179 y al regulador de voltaje 176, mostrados en la Figura 1A, aunque el ejemplo podría ser también explicado utilizando el alimentador 180 o alimentador 181 y los respectivos reguladores de voltaje. En este ejemplo, el sistema de energía eléctrica 100, mostrado en la Figura 1A, opera para mantener el voltaje 192 del lado de carga 192 sobre el alimentador 179, mostrado en la Figura 1A, con un intervalo de voltaje 190 del lado del carga, aceptable, entre un ajuste alto 193 y un ajuste bajo 194, aun cuando el voltaje 191 del lado lineal varía por arriba y por debajo del ajuste alto 193 y el ajuste bajo 194. Cuando el voltaje 192 del lado de carga se aproxima ya sea al ajuste alto 193 o al ajuste bajo 194, el regulador de voltaje 176, mostrado en la Figura 1A, ajusta su voltaje de salida al cambiar su "punto de derivación", y de este modo, alterando la proporción de vueltas entre los bobinados primario y secundario .

La Figura IB ilustra diversos cambios de derivación, como el voltaje 191 del lado lineal que varía por arriba, por debajo y entre el ajuste alto 193 y el ajuste bajo 194. El evento de derivación que ocurre al tiempo Ti es agrandado. Como se muestra, al tiempo TI, el voltaje 192 del lado de carga alcanza el ajuste alto 193. Como resultado, ocurre un cambio de derivación, dando como resultado un menor voltaje 192 del lado de carga al tiempo TI. El cambio en el voltaje del lado de carga 192 es denominado como ?? 196.

El evento de cambio de derivación que ocurre al tiempo TI puede proporcionar un punto de dato para un modelo de carga. El sistema de distribución de energía eléctrica 1O0, por ejemplo, puede medir los parámetros eléctricos actuales y otros asociados con un alimentador particular, antes y después del evento de cambio de derivación al tiempo TI. El cambio en el voltaje ?? 196, la corriente, y otros parámetros eléctricos pueden ser relacionados utilizando modelos matemáticos y diversos parámetros derivados. Los eventos de modelación, tales como los cambios de derivación ilustrados en la Figura IB, pueden ser utilizados como puntos de datos para generar un modelo de carga. Diversas características eléctricas, tales como el voltaje (V) , la corriente (I) , la frecuencia AC (F) , la energía reactiva (Q) en voltios-amperios reactivos (VAR) , y la energía real (P) en vatios, pueden ser medidos antes y después del evento de modelación. En diversas modalidades, un sistema puede ser configurado para recibir datos con respecto a una pluralidad de puntos de datos (por ejemplo, tales como el evento de cambio de derivación ilustrado en la Figura IB al tiempo TI) , y para generar un modelo de carga basado en la pluralidad de puntos de datos. Un modelo de carga que describe, por ejemplo, cómo responderá una carga a un cambio en el voltaje de magnitud ?? 196, puede permitir una utilidad para igualar de manera más eficiente la generación y la demanda, y para emplear las estrategias de control más efectivas en respuestas a las circunstancias en las cuales la demanda excede la generación. En ciertas modalidades, la detección de un cambio suficiente en el voltaje puede ser caracterizada como un evento de modelación, no obstante de si el dispositivo que detecta el cambio en el voltaje tiene o no información con respecto a la causa del cambio en el voltaje.

La Figura 1C describe un modelo de carga 120 que proporciona un requerimiento 130 de energía activa estimada, basada en los datos de suministro 110 (por ejemplo, un voltaje particular, cambio en el voltaje, corriente, frecuencia, o un cambio en alguna otra características eléctrica) . El modelo de carga 120 recibe los parámetros 140 y afina las funciones matemáticas que constituyen el modelo de carga 120, de modo que el modelo de carga 120 se comporta como una carga particular. Un cambio en los datos de suministro 110 puede dar como resultado diferentes requerimientos 130 de energía activa estimada, con base en el tipo de carga asociadas con los parámetros 140 proporcionados al modelo de carga 120. Por ejemplo, cuando una carga es una carga de impedancia constante, un cambio en el voltaje suministrado provoca un cambio en la energía activa que es proporcional al cuadrado de la variación del voltaje, y descrito en la Ecuación 1.

R (Ecuación 1) Por otra parte, cuando una carga es una carga de energía constante, un cambio en el voltaje suministrado puede no provocar algún cambio en la energía activa (por ejemplo, un motor de inducción) . Para acomodar diversos tipos de carga, un modelo de carga 120 puede incluir varios parámetros afinables 140. Además, una variedad de tipos de modelos de carga pueden ser seleccionados. Los parámetros afinables y el modelo de carga seleccionado pueden influenciar la exactitud del requerimiento 130 de energía activa estimada, determinada por el modelo de carga 120. Como se utiliza en la presente, el término modelo de carga se refiere a un modelo de carga y a los parámetros afinables dentro del modelo de carga.

Una variedad de tipos de dispositivos pueden contribuir con datos que pueden ser utilizados en conexión con la generación de un modelo de carga. Por ejemplo, las mediciones de los datos relevantes (por ejemplo, V, I, F, P, y/o Q) pueden ser tomadas por cualquier dispositivo apropiado en comunicación eléctrica con un sistema de distribución eléctrica. En ciertas modalidades, los dispositivos que controlan el voltaje en un sistema de distribución de energía eléctrica pueden ser configurados para registrar los datos relevantes junto con el tipo de evento que provocó un cambio en el voltaje del sistema. Los dispositivos que controlan el voltaje en un sistema de distribución de energía eléctrica pueden incluir los controladores reguladores de voltaje, controladores de baterías de condensadores, controladores de interruptores (para la conexión y/o desconexión de cargas, líneas, transformadores, etc.), controladores de transformadores, y similares. Estos dispositivos pueden controlar el voltaje en el sistema de distribución de energía eléctrica por la conexión o desconexión de una batería de condensadores, la conexión o desconexión de una carga, provocando que un regulador de voltaje derive ascendentemente o derive descendentemente, la conexión o desconexión de un transformador, la conexión o desconexión de una línea de energía, y similares.

De acuerdo a las diversas modalidades, los parámetros 140 pueden estar basados en los datos provenientes de un dispositivo que controla el voltaje sobre una porción de un sistema de distribución eléctrica. Los parámetros 140 pueden ser generados, por ejemplo, con base en una o más mediciones de V, I, F, P, y/o Q, tomados antes y después de un evento de modelación.

Los parámetros 140 pueden estar basados en una proporción de un cambio en la energía con respecto al cambio en el voltaje (??/??) , y/o un cambio en la proporción de la energía reactiva con respecto al cambio en el voltaje (??)/??) , como es observado por cualquier dispositivo (tal como un medidor, sensor, o similar) en comunicación eléctrica con la porción relevante del sistema de distribución eléctrica .

Utilizando los parámetros 140, el modelo de carga 120 puede generar un modelo que describe el tipo de cargas y consumo de energía basados en los datos de suministro 110. Por ejemplo, el modelo de carga 120 puede determinar, con base en los datos disponibles, que una carga particular incluye 60% de cargas de impedancia constante y 40% de cargas de energía constante. Con base en los parámetros 140 y en el modelo de carga 120, los datos de suministro 110 pueden ser recibidos, y un requerimiento de energía activa estimada 130 puede ser generada con base en los datos de suministro 110.

Los modelos de carga pueden ser desarrollados a cualquier nivel dentro de un sistema de distribución de energía eléctrica. En una modalidad, un modelo de carga puede ser desarrollado a un nivel de subestación. En otra modalidad más, un modelo de carga puede ser desarrollado al nivel del alimentador, tal que cada alimentador tiene su propio modelo de carga. Otras modalidades adicionales pueden generar un modelo a nivel de subestación y un modelo a nivel de alimentador. Los modelos a diferentes niveles pueden ser ventajosos en diferentes circunstancias. Por ejemplo, una estrategia de control de apagón parcial puede ser más efectiva sobre un alimentador con un componente grande de cargas de impedancia constante, de modo que una utilidad podría ser capaz de emplear un esquema de reducción de voltaje sobre tal alimentador. En contraste, un alimentador particular tiene un componente grande de cargas de energía constante, una estrategia de control de apagón parcial puede ser menos efectiva.

Una variedad de tipos de eventos de modelación pueden ser utilizados en conexión con los sistemas y métodos descritos en la presente. En general, un evento de modelación puede referirse a cualquier evento que de cómo resultado un cambio en el voltaje en un sistema de distribución de energía eléctrica. Más en particular, el término evento de modelación abarca, pero no está limitado a: los ajustes de los reguladores de voltaje, la conexión/desconexión de una batería de condensadores, la conexión/desconexión de una carga particular, la conexión/desconexión de un transformador secundario, la conexión/desconexión de una línea de transmisión secundaria, y puede todavía incluir eventos no planeados tales como pérdida de una carga, arranque de un motor grande, pérdida o cambio de una fuente de energía intermitente (eólica, solar, o similar) cerca de un centro de carga, fallas en el equipo de un sistema de energía, y similares .

La Ecuación 2 muestra el modelo de carga estática recomendado por la fuerza de tarea IEEE sobre la representación de carga del funcionamiento dinámico. La Ecuación 2 proporciona un punto inicial para varios modelos de carga, cada uno de los cuales es discutido con mayor detalle más adelante, y cada uno de los cuales puede ser utilizado en conexión con cualquiera de las modalidades discutidas en la presente. Otros modelos de carga, los cuales no son discutidos en la presente, pueden ser conocidos por una persona experta en la técnica.

, Vbl ) (Ecuación 2) En la Ecuación 2, P0, es la energía real inicial y V0 es el voltaje asociado con P0. En esta ecuación, f0 es la frecuencia nominal (por ejemplo, 60 Hz ó 50 Hz) . El voltaje (V) y la frecuencia (f) son variables independientes, mientras que las otras variables representan parámetros afinables que pueden ser personalizados a una carga particular. La recomendación de la fuerza de tarea IEEE incluye los parámetros de umbral utilizados para reducir linealmente el cuarto y quinto términos de la Ecuación 2 a cero conforme el voltaje va por debajo de estos parámetros de umbral . La función es definida por Ecuación 3. i. if v= va f{?,?a,?„)·- o, if v < vb , v0=vh, r de otro modo (Ecuación 3) La Figura 2A muestra la forma de la función definida por la Ecuación 3. Esta función está destinada a modelar las cargas, tales como la iluminación de descarga. La energía consumida por una iluminación de descarga va hasta cero abruptamente cuando el voltaje es tal que el arco no puede re-encenderse. Además de los parámetros de umbral, los siguientes parámetros de la Ecuación 4 son mayores de cero.

KitK¡fKctK K2eW (Ecuación 4) La suma de estos parámetros debe ser igual a uno, como se muestra en la Ecuación 5.

\=K. +K.+K, +K.+K, ' c 1 1 (Ecuación 5) El modelo de carga ZIP para el análisis de flujo de energía puede ser obtenido mediante el ajuste de los siguientes constreñimientos sobre el modelo estándar.

(Ecuación 6) Con los constreñimientos de la Ecuación 6, la Ecuación 2 se simplifica a la Ecuación 7.

(Ecuación 7) El modelo de carga exponencial para el análisis de flujo de energía puede ser obtenido por la aplicación de los constreñimientos de la Ecuación 8 sobre el modelo estándar, mostrado en la Ecuación 2.

(Ecuación 8) Los constreñimientos de la Ecuación 8 implican que la función de la Ecuación 3 se simplifica como se muestra en la Ecuación 9. (?,??2,??)= ? .

(Ecuación 9) Con los constreñimientos de la Ecuación 8 y la Ecuación 9, la Ecuación 2 se simplifica a la Ecuación 10. (l +"„(/-/o)) ' (1 + M/2( -/o)) (Ecuación 10) Una aproximación al modelo de carga utilizado por el Simulador del Sistema de Energía para Ingeniería ("PSS/E") para el análisis de flujo de energía, puede ser obtenida mediante el ajuste de los constreñimientos de la Ecuación 11 sobre la Ecuación 2.

Kc ' nvl'11fl ' K¡ ' ^61 ' Vb2'n = 0 Vfll = PQBRAK V„2=0.5 "..2 ~ 1 (Ecuación 11) PQBRAK es un parámetro de solución de PSS/E que es uno de los siguientes valores: 0.6, 0.7, ó 0.8 p.u. En este modelo, PQBRAK representa una fracción de energía constante de la carga y representa la fracción de corriente constante de la carga. Con los constreñimientos de la Ecuación 11, la Ecuación 2 simplifica a la Ecuación 12.

(Ecuación 12) La Figura 2B ilustra la Ecuación 12 para tres grupos de valores de Kz, Ki, Kc, los cuales corresponden con una carga de impedancia constante, una carga de corriente constante, y una carga de energía constante. La línea 210 representa una carga de impedancia constante, la línea 220 representa una carga de corriente constante, y la línea 230 representa una carga de energía constante.

La Figura 3 ilustra un diagrama simplificado de una sola línea de una distribución de energía eléctrica, y el sistema de control 300 a partir del cual pueden ser obtenidos los datos para generar y afinar un modelo de carga. Aunque se ilustra como un diagrama de una sola línea, el sistema 300 puede representar un sistema de energía de tres fases (trifásico) .

Los IEDs 360-368, mostrados en la Figura 3, pueden ser configurados para controlar, monitorizar, proteger y/o automatizar el sistema 300. Como se utiliza en la presente, un ED puede referirse a cualquier dispositivo basado en microprocesador que monitorice, controle, automatice y/o proteja el equipo monitorizado dentro de un sistema de distribución de energía eléctrica. Tales dispositivos pueden incluir: unidades terminales remotas, relevadores diferenciales, relevadores de distancia, relevadores direccionales, relevadores alimentadores , relevadores de sobrecorriente , controles de reguladores de voltaje, relevadores de voltaje, relevadores de fallas de disyuntores, relevadores generadores, relevadores de motor, controladores de automatización, controladores de bahía, medidores, controles de re-obturadores , procesadores de comunicaciones, plataformas de cómputo, controladores lógicos programables (PLCs, por sus siglas en inglés) , controladores de automatización programables, módulos de entrada y salida, y similares. Los IEDs pueden obtener información de la condición a partir de una o más piezas del equipo monitorizado. Los IEDs pueden también recibir la información concerniente al equipo monitorizado utilizando sensores, transductores, accionadores, y similares.

Los IEDs 360-368 pueden también transmitir información obtenida respecto al equipo monitorizado . Los IEDs pueden ser configurados para monitorizar y para comunicar la información, tales como voltajes, corrientes, estado del equipo, temperatura, frecuencia, presión, densidad, absorción de infrarrojo, información de frecuencia de radio, presiones parciales, viscosidad, velocidad, velocidad rotacional, masa, estado de conmutación, estado de válvula, estado del disruptor de circuito, estado de derivación, lecturas de medidores, y similares. Los IEDs pueden también ser configurados para comunicar los cálculos, tales como los fasores (los cuales pueden no ser sincronizados como sincrofasores) , eventos, distancias de falla, diferenciales, impedancias, reactancias, frecuencia, y similares. Los IEDs pueden también comunicar la información de ajustes, información de identificación de IED, información de comunicaciones, información de condición o estado, información de alarma, y similares. La información de los tipos listados más adelante, o más en general, la información respecto a la condición del equipo monitorizado es denominada como los datos del equipo monitorizado.

Los IEDs 360-368 pueden también emitir instrucciones de control al equipo monitorizado con el fin de controlar los diversos aspectos del equipo monitorizado. Por ejemplo, un IED puede estar en comunicación con un corta circuito, y puede ser capaz de enviar una instrucción para abrir o para cerrar el corta circuito, conectando o desconectando de este modo un componente particular del sistema de energía. En otro ejemplo más, un IED puede estar en comunicación con un reobturador y ser capaz de controlar las operaciones de reobturación. En otro ejemplo más, un IED puede estar en comunicación con un regulador de voltaje y puede ser capaz de instruir al voltaje regulador para que derive ascendente y/o descendentemente. Otros ejemplos de instrucciones de control que pueden ser implementadas utilizando los lEDs pueden ser conocidos para una persona que tenga experiencia en la técnica, pero no se listan aquí. La información de los tipos listados anteriormente, o más en general, la información o las instrucciones que dirigen a un IED u otro dispositivo a llevar a cabo una cierta acción, son denominadas como instrucciones de control.

Los IEDs 360-368 pueden estar conectados entre sí utilizando una red de comunicaciones de datos, y pueden estar además conectados a un sistema de monitoreo central, tal como un sistema 380 de control de área amplia y un sistema de alerta situacional ( CSA, por sus siglas en inglés) , un sistema SCADA 382, o un sistema de información 384. La modalidad de la Figura 3 ilustra una topología en estrella, que tiene el IED 368 en su centro; no obstante, son también contempladas otras topologías . La red de comunicaciones de datos de la Figura 1 puede incluir una variedad de tecnologías de red y puede comprender dispositivos de red tales como módems, ruteadores, paredes de fuego, servidores de red privada virtual, y similares. Los IEDs y otros dispositivos de red están conectados a la red de comunicaciones a través de una interconexión de comunicaciones de red comprendida dentro de cada dispositivo.

El sistema 300 puede ser configurado para transmitir energía eléctrica producida por un generador 330 a la cargas 340 y 342. Un transformador 314 de energía de preparación puede ser configurado para incrementar la forma de onda generada a una forma de onda sinusoidal de mayor voltaje. Una barra colectiva de transmisión 322 puede ser conectada a una línea de transmisión 320. El transformador reductor 316 puede estar localizado en o cerca de una subestación 317 y puede ser configurado para transformar la forma de ondas sinusoidal de mayor voltaje a una forma de onda sinusoidal de menor voltaje, que es más adecuada para la distribución a las cargas 340 y 342. Con el fin de mantener el voltaje dentro de ciertos límites para la distribución de energía segura y confiable, los transformadores de voltaje 314 y 316 pueden realizar periódicamente los cambios de la posición de la derivación como es instruido por los IEDs 362 y 365, respectivamente.

La subestación 317 puede comprender diversos componentes, incluyendo una barra colectiva 323 de subestación; los IEDs 366 y 367; los disruptores 370, 371, y 372; y la batería de condensadores 374. Los disruptores 370, 371, y 372 pueden ser configurados para ser selectivamente accionados para conectar las cargas 340 y 342, y la batería de condensadores 374 a la barra colectiva 323 de la subestación. La batería de condensadores 374 puede ayudar a mantener un balance adecuado de la energía reactiva en el sistema 300. El IED 366 puede ser configurado para emitir instrucciones de control a los disruptores 370, 371, y 372. El IED 367 puede ser configurado para monitorizar la corriente y el voltaje de barra colectiva 323 de la subestación .

Los IEDs 360-368 están conectados en diversos puntos al sistema 300. El IED 364 puede ser configurado para monitorizar las condiciones eléctricas sobre la línea de transmisión 320. El IED 363 puede monitorizar las condiciones sobre la barra colectiva de transmisión 322. El IED 361 puede monitorizar y emitir las instrucciones de control al generador 330, mientras que el IED 360 puede emitir las instrucciones de control al disruptor 311. Los IEDs 362 y 365 pueden estar en comunicación con el transformador de preparación 314 y el transformador reductor 316, respectivamente .

En ciertas modalidades, incluyendo la modalidad ilustrada en la Figura 3, la comunicación entre diversos IEDs y/o los sistemas de mayor nivel (por ejemplo, el sistema WCSA 380, el sistema SCADA 382, o IS 384) pueden ser facilitados por un IED 368 central. En diversas modalidades, el IED 368 puede también ser ejemplificado como un controlador de automatización, y puede ser ejemplificado específicamente como cualquiera de los productos nos. SEL-2020, SEL-2030, SEL-2032, SEL-3332, o SEL-3530, disponibles de Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. de Pullman, WA, y también como se describe en la Patente de los Estados Unidos No. 5,680,324, la totalidad de la cual se incorpora por referencia en la presente.

Los IEDs 360-367 pueden comunicar la información al IED 368 incluyendo, pero no limitada a: la información de estado y de control respecto a los IEDs individuales, la información de ajuste de los IED, los cálculos realizados por los IEDs individuales, los reportes de eventos (fallas) , la información de la red de comunicaciones, los eventos de seguridad de la red, la información del equipo monitorizado, y similares.

El IED 368 puede incluir una interconexión de máquina humana local (HMI, por sus siglas en inglés) 386. La HMI 386 local puede ser utilizada para cambiar los ajustes, emitir instrucciones de control, recuperar un reporte de evento (falla), recuperar datos, y similares. El IED 368 puede también ser conectado a una fuente 388 de tiempo común.

En ciertas modalidades, el IED 368 puede generar una señal de tiempo común con base en la fuente de tiempo común 388 que puede ser distribuido a los IEDs 360-367 conectados. Con base en la señal de tiempo común, los diversos IEDs pueden ser configurados para recolectar puntos de datos alineados en el tiempo, incluyendo los sincrofasores, y para implementar control instrucciones de control de una manera coordinada en el tiempo. El sistema CSA 380 puede recibir y procesar los datos alineados en el tiempo. La sincronización del tiempo puede ser de auxilio para la organización de datos, la realización de decisiones en tiempo real, así como el análisis post-eventos , incluyendo la modelación de cargas. La fuente de tiempo común 388 puede ser cualquier fuente de tiempo que sea una fuente de tiempo aceptable para la sincronización, incluyendo pero no limitada a: un oscilador de cristal compensado en temperatura controlada por voltaje, osciladores de Rubidio y Cesio, con o sin un circuito asegurado de fase digital, y la tecnología de MEMs, que transfiere los circuitos resonantes de los dominios electrónicos a los mecánicos. En ausencia de una fuente de tiempo común discreto, el IED 368 puede servir como una fuente de tiempo común al distribuir una señal de sincronización en el tiempo basada en una fuente de tiempo interna. En ciertas modalidades, el Sistema de Posicionamiento Global (GPS, por sus siglas en inglés) puede servir como una fuente de tiempo común. En otras modalidades, la fuente de tiempo común puede ser proporcionada por una radiodifusión tal como una radiodifusión del Instituto Nacional de Ciencia y Tecnología (NIST, por sus siglas en inglés) (por ejemplo, estaciones de radio WWV, WWVB, y WWVH) , el protocolo de IEEE 1588, un protocolo de tiempo de red (NTP, por sus siglas en inglés) codificado en RFC 1305, un protocolo de tiempo de red simple (SNTP, por sus siglas en inglés) en RFC 2030, y/u otro protocolo o sistema de transmisión de tiempo.

En diversas modalidades, los datos pueden ser transferidos entre los IEDs 360-368 utilizando una amplia variedad de protocolos de transferencia de datos y medios físicos. En ciertas modalidades, los datos pueden ser transferidos asincrónicamente, mientras en otras modalidades, los datos pueden ser transferidos de acuerdo al protocolo IEEE C37.118 para corriente de datos. En las modalidades que utilizan transferidores de datos asincrónicos, los datos pueden ser obtenidos en un formato CONTRADE y convertidos a un formato CSV antes del procesamiento. Los datos recibidos en la corriente IEEE C37.118 pueden ser almacenados temporalmente y almacenados en un archivo CSV antes del procesamiento .

En una modalidad, el IED 367 puede ser configurado para determinar y/o calcular los grupos de datos que representan las condiciones eléctricas asociadas con la barra colectiva 323 de la subestación. Tales condiciones eléctricas pueden incluir el volta e (V) , la corriente (I) , la frecuencia AC (F) , energía reactiva (Q) en voltios-amperios reactivos (VAR) , y energía real (P) en vatios. Cada grupo de datos puede también incluir un tiempo de medición (T) , el cual puede ser derivado con base en una señal de tiempo común distribuida por el IED 368. En particular, el IED 367 puede registrar una pluralidad de grupos datos antes, durante y después de que el transformador 316 "derive ascendentemente " o "derive descendentemente", con el fin de cambiar la salida del voltaje del transformador 316.

Cualquier acción que provoque un cambio a cualquiera de V, I, F, Q, y/o P en un sistema de distribución de energía eléctrica puede proporcionar la información respecto a la composición o a la dinámica de las cargas conectadas. Por ejemplo, cada transformador de tiempo 316 ajusta su voltaje de salida hacia arriba o hacia abajo, las respuestas de las cargas 340 y 342 pueden ser observadas por el monitoreo de las características eléctricas de la barra colectiva 323 de la subestación. Similarmente , cuando la batería de condensadores 374 es conectada a la barra colectiva 323 de la subestación por cierre del disruptor 372, la respuesta de la barra colectiva 323 de la subestación es influenciada por la dinámica de las cargas 340 y 342. En otro ejemplo más, la dinámica de la cargas puede ser registrada cuando es detectada una falla en conexión con la carga 340 y el disruptor 370 es abierto. Una variedad de otras condiciones pueden también proporcionar información respecto a la dinámica de las cargas (por ejemplo, el arranque de un motor grande, la conexión de una fuente de generación distribuida, etc.).

Otro ejemplo más de un evento de modelación puede incluir la conexión/desconexión de un transformador secundario. Con referencia nuevamente a las Figuras 1A-1C, los transformadores 116 y 117 están conectados entre la barra colectiva 174 de subestación de alto voltaje y la barra colectiva 175 de subestación de bajo voltaje. En un ejemplo, el transformador 117 es inicialmente desconectado de las barras colectivas 174 y 175. Cuando el transformador 117 es conectado, la reactancia en serie entre las barras colectivas 174 y 175 es reducida (es decir, la reactancia en serie es más alta cuando únicamente un transformador 116 conecta a las barras colectivas 174 y 175, y la reactancia en serie es más baja cuando los transformadores 116 y 117 se conectan a las barras colectivas 174 y 175) . El cambio en la reactancia provocado por el transformador de conexión 117 da como resultado un cambio en Q. En consecuencia, un cambio en la proporción de V y Q (AV/AQ) puede ser observado. De manera contraria, la desconexión ya sea del transformador 116 ó 117 puede dar como resultado otro evento de modelación.

Otro ejemplo más de un evento de modelación puede incluir la conexión de una línea de transmisión secundaria. Nuevamente con referencia a la Figura 1, las líneas de transmisión 120 y 121 ambas conectan las barras colectivas 113 y 174. En un ejemplo, la línea de transmisión 121 puede ser desconectada. Cuando la línea de transmisión 121 es conectada en un extremo, la impedancia entre las barras colectivas 113 y 174 cambia, conduciendo a un cambio en el voltaje de suministro. Cuando la línea de transmisión 121 es luego conectada en el otro extremo, la impedancia entre las barras colectivas 113 y 174 cambia nuevamente, conduciendo a un cambio en el voltaje de suministro. Un cambio en la proporción de V y Q (AV/AQ) y en la proporción de ? y P (ñV//AQ) podría ser observada con una o ambas conexiones. Otro evento de modelación puede ser observado si cualquiera de las líneas de transmisión 120 y 121 son retiradas del servicio .

Cualquier acción que proporcione información respecto a la composición o la dinámica de las cargas conectadas puede ser denominada como un evento de modelación. Los eventos de modelación pueden ocurrir con cierta frecuencia en los sistemas de distribución de energía eléctrica, y en consecuencia, un número de grupos de datos pueden ser adquiridos bajo una variedad de condiciones y a una variedad de tiempos. Cada ajuste o perturbación puede ser analizado para determinar si el evento es un evento de modelación válido, y si es así, los datos pueden ser utilizados como una entrada a un modelo de carga que describe la sensibilidad de las cargas conectadas a variaciones en las características eléctricas. Los datos obtenidos en conexión con cada evento de modelación pueden ser utilizados para recalcular un modelo de carga, para mejorar la exactitud en un modo de aprendizaje o de seguimiento de carga. Después de cada evento de modelación, la evolución en el tiempo de una reacción de carga puede ser observada y registrada hasta que se alcanza una condición de estado estable.

Mediante el registro de las mediciones de datos cada vez que existe una perturbación en un sistema de distribución eléctrica, un modelo de carga puede ser desarrollado y/o actualizado. Regresando a una discusión de la Figura 3, las características de las cargas 340 y 342 son indicadas en respuesta a una perturbación. Estas características dependen de la mezcla de diversos tipos de cargas. Por ejemplo, las cargas 340 y 342 pueden incluir cargas de energía constante (por ejemplo, suministros de energía de conmutación, motores de inducción) . Las cargas 340 y 342 pueden también incluir carga de impedancia constante, tales como la iluminación incandescente y el calentamiento de resistencia (por ejemplo, secadores, calentadores de pedestal, estufas, calentadores de agua caliente) .

La correlación entre los tipos de cargas y variaciones de características eléctricas que suministran las cargas pueden ser ilustradas por un ejemplo en el cual la salida de transformador 316 es elevada. La elevación incrementa el voltaje sobre la barra colectiva 323 de la subestación. En respuesta al voltaje más alto, el consumo de energía y la energía reactiva de las cargas de impedancia constantes se incrementan. En contraste, las cargas de energía constantes extraen menos corriente y la energía reactiva disminuye. Al determinar cuáles cargas incluyen una proporción sustancial de las cargas de impedancia constante, el sistema 300 puede reducir el voltaje suministrado a las cargas de impedancia constantes ("pérdida de potencia de las cargas") para reducir el consumo de energía. En contraste, la reducción del voltaje suministrado a las cargas de energía constantes da como resultado las cargas que extraen corriente incrementar y que agravan la inestabilidad del voltaje. En consecuencia, cuando se identifica que una carga incluye una proporción sustancial de cargas de energía constante, una estrategia de reducción de energía apropiada puede ser para desconectar las cargas, si ninguna otra alternativa está disponible .

En una modalidad, cada carga conectada a un sistema de distribución eléctrica puede ser localmente caracterizada (por ejemplo, al nivel de la subestación) en términos de su sensibilidad, con respecto a la energía activa y con respecto a la energía reactiva como se expresa en la Ecuación 13. dP Sensibilidadp =— p dV dQ SensibilidadQ— — dv (Ecuación 13) Cuando se evalúa para las cargas impedancia constante, la Sensibilidadp es positiva y la SensibilidadQ es positiva. En contraste, cuando se evalúa para las cargas de energía constante, Sensibilidadp es cero y SensibilidadQ es cero. En algunas modalidades, cada carga puede ser además caracterizada por la reducción de energía activa y reactiva atribuible a la reacción del voltaje del 1%, con base en el flujo de energía efectiva a ese tiempo. Tales caracterizaciones pueden ser realizadas sobre un disruptor, transformador, o a nivel de estación. Un esquema de esparcimiento de carga optimizado con base en las cargas, puede reducir primeramente los voltajes a las cargas que dan como resultado la ganancia de energía máxima. Si es necesaria reducción adicional, el esquema de emisión de carga puede ser en seguida desconectar las cargas de energía constante .

Ciertas modalidades descritas en la presente pueden utilizar mediciones sincronizadas en el tiempo. Tales modalidades pueden permitir la comparación de los eventos a través de una distancia geográfica grande y pueden proporcionar un entendimiento de la interacción entre múltiples eventos sobre el sistema 300. Ciertas modalidades pueden también explicar las variaciones en los tipos de carga basado en la estación, el dia de la semana, y la hora del día, con el fin de modelar de manera más exacta las cargas conectadas, y realizar predicciones con respecto a la respuesta de carga a las excursiones de voltaje y frecuencia, incluyendo las perturbaciones no planeadas (por ejemplo, paros de iluminación, fallas en el equipo, etc.) y perturbaciones provocadas por, o como resultado de, las acciones de control. Una persona de experiencia en la técnica reconoce que las características de una carga pueden variar con base en la estación, el día de la semana, o la hora del día. Por ejemplo, en tiempo de verano, una gran proporción de la carga puede ser atribuible al aire acondicionado, mientras que en tiempo de invierno, una gran proporción de la carga puede ser atribuible a la iluminación y al calentamiento. De manera similar, las cargas sobre los días de la semana pueden variar de las cargas en los fines de semana.

El entendimiento mejorado de la composición de las cargas 340 y 342 puede permitir el manejo mejorado del flujo de energía, estimación mejorada de la estabilidad del voltaje, habilidad mejorada para derramar las cargas bajo condiciones de tensión, y la habilidad mejorada para restaurar la distribución de energía después de una interrupción. En ciertas modalidades, el análisis de los eventos de modelación y la generación de un modelo de carga pueden ser llevados a cabo localmente (por ejemplo, cada IED puede ser configurado para realizar el análisis y para calcular un modelo de carga para las cargas asociadas) . El modelo de carga puede ser comunicado a otros IEDs que van a ser incorporados con los modelos de carga que describen otras cargas conectadas con el fin de crear un resumen de la dinámica de cargas a los largo del sistema.

En otras modalidades, un IED puede ser configurado para medir los datos relevantes a los eventos de modelación, y para transmitir las mediciones a otro IED para el procesamiento. En tales modalidades, un IED central puede recibir y procesar mediciones recibidas de una pluralidad de IEDs. Un IED central puede ser configurado para realizar decisiones a lo ancho del sistema con respecto al esparcimiento de carga. En tales modalidades, un reporte de la dinámica de carga puede ser generado por cada IED. Un reporte de dinámica de carga puede comprender un grupo de datos que describen la condición previa al evento, la condición posterior al evento, un tipo de evento y la dinámica de carga observada. El IED central puede utilizar el reporte de dinámica de carga para crear un modelo de carga para cada carga conectada.

La Figura 4 ilustra un diagrama de flujo de una modalidad de un método 400 para crear a modelo de carga basado en la dinámica de carga y grupos de datos recolectados en conexión con uno o más eventos de modelación. En 410, un modelo de carga puede ser seleccionado e inicializado . Un modelo de carga puede ser seleccionado en una variedad de formas, incluyendo: la selección por el usuario, los resultados de las simulaciones, la información estadística, las fallas pre-establecidas , establecidas por un fabricante del equipo, etc. Como sea apropiado, cualquiera de los modelos de carga estática o dinámica, descritos anteriormente, pueden ser inicialmente seleccionados. En 420, los parámetros del modelo de carga apropiados para el modelo de carga seleccionado pueden ser inicializados . Los valores iniciales de los parámetros del modelo de carga pueden también ser determinados en una variedad de formas, incluyendo: la selección del usuario, los resultados de las simulaciones, la información estadística, las fallas preestablecidas, establecidas por un fabricante del equipo, etc .

En 430, comienza el monitoreo de la dinámica de carga. El monitoreo de la dinámica de carga puede comprender las características de monitoreo (por ejemplo, V, I, P, Q, etc . ) de la energía eléctrica suministrada a una carga particular, como se discutió anteriormente en conexión con la modalidad ilustrada en la Figura 3. Los cambios en cualquiera de las características eléctricas monitorizadas pueden promover un análisis en 440 para determinar si el cambio en la dinámica de carga cumple los criterios especificados que definen un evento de modelación válido. Como se discutió anteriormente, una amplia variedad de acciones de control (por ejemplo, los ajustes de los reguladores de voltaje, la conexión/desconexión de una batería de condensadores, la conexión/desconexión de una carga particular, la conexión/desconexión de un transformador secundario, la conexión/desconexión de una línea de transmisión secundaria) , y las acciones no planeadas (por ejemplo, las fallas asociadas con ciertas cargas, las descargas de iluminación, etc.) pueden constituir eventos de modelación válidos. Los criterios que define un evento de modelación válido pueden ser especificados por un usuario o pueden tener criterios por omisión establecido por un fabricante del equipo. En ciertas modalidades, pueden ser omitidos los pasos 410 y 420, y un modelo de carga inicial puede no ser creado hasta que haya ocurrido un evento de modelación válido.

Después de identificar un evento de modelación válido en 450, los grupos de datos son leídos con relación al evento de modelación. Los grupos de datos pueden comprender una pluralidad de lecturas individuales de las características eléctricas antes, durante y después del evento de modelación. En una modalidad, cada grupo de datos puede contener una medición de la magnitud de voltaje (Vi) , una medición de la frecuencia (Fi) , una medición de la energía (Pi) , y una medición de tiempo (Ti) . En ciertas modalidades, los grupos de datos pueden ser recolectados de cualquier número de IEDs en comunicación eléctrica con un sistema de distribución de energía eléctrica. Tales IEDs pueden ser distribuidos a través de un área geográfica amplia, y los datos pueden ser comparados utilizando una referencia de tiempo común para secuenciar los datos .

En 460, pueden ser realizados los ajustes al modelo de carga y los parámetros del modelo de carga para reducir al mínimo los errores entre los datos del evento de modelación y las predicciones del modelo de carga. En un caso de n grupos de datos, donde i representa la energía obtenida utilizando el modelo de carga, los parámetros del modelo de carga entonces existentes pueden ser utilizados en una función de minimización, y los parámetros del modelo de carga pueden ser afinados para minimizar la Ecuación 14.

'~° (Ecuación 14) Una variedad de métodos pueden ser utilizados para minimizar el resultado de la Ecuación 14, incluyendo los métodos descritos en A direct search optimization method that models the objective and constraint functions by linear interpolation, in Advances in Optimization and Numerical Analysis eds . , 51 -67 (S. Gómez et al . eds . , 1992), que es incorporada por referencia en la presente en su totalidad. En ciertas modalidades, cualesquiera valores generados por el modelo de carga fuera del intervalo de voltajes y frecuencias abarcados por los grupos de datos de entrada pueden ser considerados no válidos. De esta manera, los datos registrados efectivos pueden imponer límites sobre los resultados predichos por el modelo de carga.

En 470, una estrategia de control puede ser actualizada con base en los ajustes al modelo de carga y los parámetros del modelo de carga. Como se discutió anteriormente, ciertas cargas que consumen menos energía cuando es reducido un voltaje de suministro pueden ser dirigidos primeramente bajo las condiciones de estrés tensión. En una modalidad, la actualización de una estrategia de control puede incluir la determinación de cuáles cargas pueden ser intencionalmente "pérdidas en potencia" . En otro ejemplo más, donde el control de las decisiones de dispersión de carga es determinado al nivel de la subestación, la actualización de una estrategia de control puede incluir la cuantificación de la sensibilidad de las cargas específicas a las reducciones de voltaje, así como el carácter crítico de cada carga. Con base en estos factores, el controlador puede optimizar las acciones de control para preservar la energía para las cargas críticas, reducir los voltajes suministrados a ciertas cargas de impedancia constante, y dispersar ciertas cargas de energía constante.

En otro ejemplo más, un controlador regulador de voltaje puede utilizar un modelo de carga para predecir si una estrategia de control particular será o no exitosa. Bajo condiciones de tensión, una condición particular puede dictar que el voltaje de salida de un regulador de voltaje deba ser elevado. Si la carga suministrada por el regulador de voltaje incluye las cargas de energía constantes sustanciales, un modelo de carga puede predecir que una acción para establecer un voltaje pueda provocar efectivamente una disminución del voltaje o puede dar como resultado un incremento que es más pequeño que el que podría ser satisfactorio para resolver el problema. En tal caso, el control del regulador de voltaje puede abstenerse de la acción de control contraproducente o mediocre de intentar ajustar su voltaje de salida. Tal sistema puede proteger contra colapsos del voltaje.

En otro ejemplo más, los parámetros del modelo de carga pueden ser proporcionados a un sistema de mitigación de colapsos de voltaje en tiempo real. El sistema de mitigación de colapsos de voltaje en tiempo real puede utilizar los parámetros del modelo de carga para simular de manera más exacta el comportamiento del sistema de energía. Simulaciones más exactas pueden contribuir a reducir la aparición y el tamaño de los apagones relacionados al colapso de voltaje. Un procedimiento para utilizar un modelo de carga en conexión con un sistema de mitigación de colapso de voltaje en tiempo real, es descrito con detalle en M. Donólo et al., Monitoring and Mitigating the Voltage Collapse Problem in the Natal Network, IEEE Power Systems Conference and Exposition, 18 de Marzo del 2009, páginas 1-5 (el "Documento de la Red Natal"), que es incorporada por referencia en la presente.

En diversas modalidades, un sistema de mitigación de colapso de voltaje en tiempo real como el sistema presentado en el Documento de Red Natal, puede utilizar un esquema de protección de integridad del sistema ("SIPS", por sus siglas en inglés) . El SIPS puede elegir dispersar la carga a partir de una lista de cargas, que pueden ser priorizadas de acuerdo a los modelos de cargas asociadas con cada carga. Por ejemplo, las cargas de energía constantes pueden tener una alta prioridad debido a que la dispersión de estas cargas proporcionó el mayor alivio durante el colapso de voltaje.

La Figura 5 ilustra un diagrama de flujo de información de una modalidad de un sistema 500 de caracterización de carga. El sistema 500 de caracterización de carga incluye una Interconexión Gráfica de Usuario (GUI, por sus siglas en inglés) 506, una interconexión 526 de IEEE C37.118, una interconexión 524 de COMTRADE, y una máquina 520 de estimación de parámetros.

GUI 506 puede permitir que un usuario introduzca los ajustes 502 y observe los resultados 504, incluyendo un modelo de carga y los resultados generados por la máquina 520 de estimación de parámetros. En ciertas modalidades, el GUI 506 puede trazar gráficamente la energía real y reactiva con base en las mediciones, y puede también trazar gráficamente las comparaciones de las mediciones y los valores de energía reales y reactivos calculados por la máquina 520 de estimación de parámetros.

Los ajustes introducidos al GUI 506 pueden ser transferidos al cliente 508 del IEEE C37.118, a la máquina 520 de estimación de parámetros, o a la máquina 522 de COMTRADE a CSV. Tales ajustes pueden incluir, entre otras cosas, la longitud de la memoria intermedia de CSV, la selección de los archivos de CSV individuales para el procesamiento, o la selección de los archivos de COMTRADE individuales para el procesamiento.

Una fuente de datos 516 (por ejemplo, un IED o pieza de equipo monitorizado) puede proporcionar datos al sistema 500 de caracterización de carga en una variedad de formatos y por medio de una variedad de interfaces físicas. En la modalidad ilustrada, la fuente de datos 516 puede transferir datos vía cualquiera de una interconexión serial 510, una interconexión de Eternet 512, o una interconexión COMTRADE 524. Los datos pueden ser comunicados a un cliente 508 de IEEE C37.118 ya sea por interconexión serial 510 o interconexión de Eternet 12. Después del procesamiento por el cliente 508 de IEEE C37.118, los datos de CSV pueden ser acumulados en una memoria intermedia de CSV 514 antes de la transferencia a un sistema de archivo 518. La información proporcionada al sistema de caracterización de carga 500 vía la interconexión con COMTRADE 524, puede ser convertida por COMTRADE a la máquina de CSV 522 antes de la transferencia a un sistema de archivo 518. En otras modalidades, pueden ser utilizadas interconexiones alternativas (por ejemplo, una interconexión de USB, una interconexión de IEEE 1394, una interconexión de IEEE 1284, una interconexión SATA, una interconexión eSATA, PCI, etc.) junto con los protocolos de comunicación de datos, apropiados.

La máquina 520 de estimación de parámetros puede procesar los datos recibidos de la fuente de datos 516 y manipular diversos modelos de carga y parámetros para reducir al mínimo los errores entre las predicciones del modelo de carga y los datos recibidos. La máquina 520 de estimación de parámetros puede recibir desde el sistema de archivo 518, un archivo de entrada de CSV y ejecutar un algoritmo para calcular un modelo de carga, tal como el algoritmo discutido anteriormente en conexión con la Figura 4. En una modalidad, los datos de CSV pasados a la máquina 520 de estimación de parámetros, pueden incluir cinco columnas de números puntuales flotantes. Los datos incluidos en las columnas pueden incluir el tiempo en segundos, el voltaje, la frecuencia, la energía activa, y la energía reactiva. El modelo de carga generado, junto con los resultados de la simulación basados en el modelo de carga, pueden ser regresados al GUI 506 para ser mostrados a un usuario.

La Figura 6 ilustra un diagrama de bloques ejemplar de un IED 600 configurado para calcular un modelo de carga. El IED 600 incluye una interconexión de red 632, configurada para comunicarse con una red de datos. El IED 600 también incluye una entrada de tiempo 640, la cual puede ser utilizada para recibir una señal del tiempo. La señal del tiempo recibida puede ser utilizada para registrar la hora de aparición de ciertos eventos. En ciertas modalidades, una referencia de tiempo común puede ser recibida vía la interconexión de red 632, y en tales modalidades, la entrada de tiempo 640 puede no ser necesaria. Por ejemplo, el protocolo IEEE 1588 puede ser utilizado para transmitir una referencia de tiempo común vía la interconexión de red 632. Una interconexión de equipo monitorizado 629 puede ser configurada para recibir la información de estado o condición desde, y emitir las instrucciones de control a una pieza de equipo monitorizado. La interconexión 629 de equipo monitorizado puede ser ejemplificada como una interconexión serial, una interconexión de Eternet, una interconexión de COMTRADE, y similares. Una barra colectiva de datos 642, puede conectar la interconexión 629, del equipo monitorizado, la entrada de tiempo 640, la interconexión de red 632, y un medio de almacenamiento 626 legible en computadora, a un procesador 624.

El procesador 624 puede ser configurado para procesar las comunicaciones recibidas vía la interconexión de red 632, la entrada de tiempo 640, y la interconexión de equipo monitorizado 629. El procesador 624 puede operar utilizando cualquier número de velocidades de procesamiento y arquitecturas. El procesador 624 puede ser configurado para realizar diversos algoritmos y cálculos descritos en la presente. El procesador 624 puede ser ejemplificado como un circuito integrado de propósitos generales, un circuito integrado específico de la aplicación, un arreglo de compuerta programable en campo, u otro dispositivo lógico programable .

El medio 526 de almacenamiento legible en computadora, puede ser el depositario de diversos módulos de software, configurados para realizar diversas funciones descritas en la presente. Por ejemplo, el módulo 651 de IEEE C37.118 puede ser configurado para comunicarse de acuerdo al protocolo IEEE C37.118. El módulo 652 de COMTRADE a CSV puede ser configurado para convertir datos del formato COMTRADE a un formato CSV. El módulo de memoria intermedia 654 puede ser configurado para recibir una corriente de salida proveniente de COMTRADE al módulo CSV 652 y temporalmente almacenar los datos de CSV resultantes antes del procesamiento. El módulo de evento de modelación 656 puede ser configurado para identificar las condiciones indicadoras de un evento de modelación válido. El módulo 658 de sistemas de archivo puede ser configurado para interconectar los recursos del hardware del IED 600 con los diversos módulos de software. El módulo 660 de estimación de parámetros puede ser configurado para realizar el cálculo asociado con calcular un modelo de carga que describe la sensibilidad a la carga de las variaciones en el voltaje de suministro, provocadas por uno o más eventos de modelación. El módulo GUI 662 puede ser configurado para proporcionar una interconexión gráfica de usuario que permite que un usuario introduzca diversos parámetros y observe los resultados de los datos del evento de modelación y uno o más modelos de carga.

En ciertas modalidades, el IED 600 puede incluir un componente sensor 650. En la modalidad ilustrada, el componente sensor 650 está configurado para obtener datos directamente del equipo del sistema de energía tal como un conductor (no mostrado) , un transformador, o similar utilizando un transformador de energía 602 y/o un transformador de voltaje 614. El transformador de voltaje 614 puede ser configurado para reducir el voltaje (V) del sistema de energía a una forma de onda de voltaje secundario 612 que tiene una magnitud que puede ser fácilmente monitorizada y medida por IED 600. De manera similar, el transformador de corriente 602 puede ser configurado para reducir proporcionalmente la corriente en línea del sistema de energía (I) a una segunda forma de onda de corriente secundaria 604 que tienen una magnitud que puede ser fácilmente monitorizada y medida por el IED 600. Los filtros de paso bajo 608, 616 respectivamente filtran la forma de onda 604 de corriente secundaria, y la forma de onda 612 de voltaje secundario. Un convertidor de analógico a digital 618 puede multiplexar, muestrear y/o digitalizar las formas de onda filtradas para formar la corriente digitalizada correspondiente y las señales de voltaje.

El convertidor A/D 618 puede ser conectado al procesador 624 por medio de una barra colectiva 622, a través de la cual las representaciones digitalizadas de las señales de corriente y voltaje pueden ser transmitidas al procesador 624. En diversas modalidades, las señales de corriente y voltaje digitalizadas, pueden ser comparadas contra las condiciones especificadas (por ejemplo, para determinar si ha ocurrido un evento de modelación válido) .

La Figura 7A ilustra una modalidad de un sistema 700 configurado para implementar un algoritmo de modelación de carga basado en relevador. El sistema 700 comprende un generador 730 en comunicación eléctrica con un lado primario 720a de un transformador 720. El transformador 720 comprende un cambiador de derivación bajo carga, que permite que el voltaje sobre un lado secundario 720b sea ajustado con respecto a un voltaje sobre el lado primario 720a del transformador 720. Una carga 710 está en comunicación eléctrica con un lado secundario de un transformador 720. Las mediciones de voltaje y corriente pueden ser obtenidas por un IED 740. En una modalidad, el IED 740 puede ser ejemplificado como un relevador de protección de transformador, tal como el modelo no. SEL-487E, disponible de Schweitzer Engineering Laboratories, Inc., de Pullman, Washington. El IED 740 puede ser configurado para proporcionar mediciones de acuerdo a los diversos protocolos, tales como IEEE C37.118, a un sistema 750 de modelación de carga.

Como se describirá en conexión con las Figuras 7B-7E, diversos parámetros del modelo de carga pueden ser utilizados para modelar la carga 710. La Figura 7B ilustra la respuesta del sistema 700, donde la carga 710 es una carga de impedancia constante. Como se ilustra en la Figura 7B, el voltaje de entrada es 1 P.U. durante un primer periodo 761, es 1.01 P.U. durante un segundo periodo 762, es 1 P.U. durante un tercer periodo 763, y es 0.99 P.U. durante un cuarto periodo 764. Los cambios en el voltaje pueden ser provocados por la "derivación" del transformador 720 ya sea ascendente o descendentemente.

En el análisis de los datos mostrados en la Figura 7B, un algoritmo de modelación de carga basado en relevador puede determinar que la carga 710 es una carga de impedancia constante. Esta conclusión puede ser alcanzada por la determinación de que la variación entre los puntos de datos 760 es proporcional al cuadrado del voltaje de entrada. Debido al tamaño de los cambios de voltaje involucrados en este escenario, la curva de voltaje-energía mostrada en la Figura 7B no muestra una forma parabólica; sin embargo, el análisis de los puntos de datos puede confirmar la relación matemática entre el voltaje medido y la energía medida.

La Figura 7C ilustra la respuesta del sistema 700 donde la carga 710 es una carga de energía constante. Como se ilustra en la Figura 7C, el voltaje de entrada es 1 P.U. durante un primer periodo 771, es de 1.01 P.U. durante un segundo periodo 772, es de 1 P.U. durante un tercer periodo 773, y es de 0.99 P.U. durante un cuarto periodo 774. En respuesta a los cambios en la entrada de voltaje, los puntos de datos 770 permanecen constantes. En consecuencia, un algoritmo de modelación de carga basado en relevador puede determinar, por el análisis de los datos mostrados en la Figura 7C, que la carga 710 corresponde a una carga de energía constante en este escenario. Esta conclusión puede ser alcanzada por la determinación de que el consumo de energía permanece constante no obstante de los cambios en el voltaje de entrada.

La Figura 7D ilustra la respuesta del sistema 700 donde la carga 710 es una carga de corriente constante. Como se ilustra en la Figura 7D, el voltaje de entrada es de 1.01 P.U. durante un primer periodo 781, es de 1.00 P.U. durante un segundo periodo 782, y es de 0.99 P.U. durante un tercer periodo 783. Los puntos de datos 780 muestran un incremento en la energía asociada con una disminución en el voltaje. En consecuencia, un algoritmo de modelación de carga basado en relevador puede determinar por el análisis los datos mostrados en la Figura 7D que la carga 710 corresponde a una carga de energía constante en este escenario. Esta conclusión puede ser alcanzada por la determinación de que una disminución en el voltaje da como resultado un incremento en la energía.

Finalmente, la Figura 7E ilustra la respuesta del sistema 700 donde la carga 710 es una carga de impedancia constante del 50% y una carga de corriente constante del 50%. Como se ilustra en la Figura 7E, el voltaje de entrada es de 1 P.U. durante un primer periodo 791, es de 0.99 P.U. durante un segundo periodo 792, es de 1 P.U. durante un tercer periodo 793, y es de 1.01 P.U. durante un cuarto periodo 794.

La respuesta indicada por los puntos de datos 790 podría no corresponder ya sea a una carga que tiene una impedancia constante o a una carga que tiene una corriente constante; en consecuencia, un sistema de modelación de carga basado en relevador puede llegar a un promedio ponderado de diferentes tipos de cargas utilizando un algoritmo, para reducir al mínimo cualquier error entre los puntos de datos 790 y la energía predicha por un modelo de carga.

Un sistema de modelación de carga basado en relevador puede incluir una variedad de ajustes seleccionables por el usuario y ajustes de calibración. Además, ciertos bitios del relevador pueden ser también utilizados en conexión con el sistema de modelación de carga del relevador. La Tabla 1 contiene una lista de ajustes seleccionables por el usuario, de acuerdo a una modalidad. En otras modalidades, más, menos, o diferentes ajustes de usuario pueden ser empleados. También, en diversas modalidades, pueden ser empleados valores por omisión que difieren de aquellos mostrados en la Tabla 1.

Tabla 1 La Tabla 2 contiene una lista de los ajustes del nivel de calibración, de acuerdo a una modalidad.

Tabla 2 La Tabla 3 lista un bitio que puede ser averiguado después de la detección de un evento de modelación de carga.

Tabla 3 Como se discutió anteriormente, el sistema de modelación de carga puede utilizar los datos recolectados antes y/o después de un evento de modelación de carga.

Ciertos criterios pueden ser establecidos para detectar un evento de modelación de carga. La Figura 8 ilustra una modalidad de un detector 800 del evento de modelación de carga. En la modalidad ilustrada, el detector 800 del evento de modelación de carga recibe una secuencia de mediciones de voltaje en cada ciclo de procesamiento vía una entrada 840. Las mediciones de voltaje son secuencialmente colocadas en una memoria intermedia 810. En la modalidad ilustrada, la memoria intermedia 810 puedes ser una memoria intermedia circular de una longitud igual a la mitad del número de muestras en una ventana de datos (LMNOS/2) . El módulo de detección 820 puede determinar cuándo la diferencia entre el valor del voltaje máximo almacenado en la memoria intermedia 810 y el valor de montaje mínimo almacenado en la memoria intermedia 810 es mayor que un valor de umbral, LMVTRE . Como se indica en la tabla 1 anterior, LMVTRE puede ser un valor seleccionable por el usuario. Después de la detección de los criterios que satisfacen los requerimientos del módulo de detección 820, puede ser averiguada una señal 830 de LMDTC. En ciertas modalidades, el módulo de detección 820 puede también identificar una proporción de señal a ruido asociada con cualquier aseveración de la señal 830 de LMDTC.

La Tabla 4 ilustra diversos periodos y frecuencias para los sistemas que tienen tres diferentes valores de LMWL y LMNOS.

Tabla 4 Como se describió anteriormente, un modelo de carga puede incluir los parámetros que son afinados de modo que el modelo de carga equipara las características de una carga física particular. En diversas modalidades, un módulo de estimación de parámetros de modelo de carga puede analizar los datos asociados con un evento de modelación de carga y generar parámetros apropiados del modelo de carga. La Figura 9 ilustra un diagrama de bloques de una modalidad de un módulo 900 de estimación de parámetros de modelo de carga. Una pluralidad de entradas 910 puede ser proporcionada al módulo 900 de estimación de parámetros de modelo de carga. En la modalidad ilustrada, las entradas 910 incluyen la frecuencia, el voltaje, el tiempo, la energía real, la energía reactiva, y LMTRG. Un reloj 920 puede controlar una pluralidad de interruptores que conectan selectivamente las entradas 910 al módulo 900 de estimación de parámetros de modelo de carga. En una modalidad, el reloj 920 tiene un periodo igual a LMWL dividido entre LMNOS. El módulo 900 de estimación de parámetros de modelo de carga puede también recibir los ajustes de modelación de carga 930. Los parámetros del modelo de carga determinados por el módulo 900 de estimación de parámetros de modelo de carga pueden ser escritos en un medio de almacenamiento 940 legible en computadora .

Las Figuras 10A y 10B ilustran los componentes internos del módulo 900 de estimación de parámetros de modelo de carga, de acuerdo a una modalidad. La Figura 10A ilustra una pluralidad de memorias intermedias 1010a-e para almacenar datos de entrada. La Figura 10A ilustra también el lógico disparador 1080 que puede controlar los interruptores para transmitir selectivamente ciertos valores de las entradas al sistema mostrado en la Figura 10B. Cuando el LMTRG es averiguado, la salida de la entrada Y (AND) 1081 será averiguada, la cual provocará que el disparador del borde de elevación 1082 sea averiguado y permanezca averiguado por el cronómetro 1083 para d0 ciclos, donde d0 es igual a la mitad de LMNOS. El disparador de borde de caída 1084 es entonces averiguado, y en consecuencia la salida de y la entrada 1085 no es averiguada hasta que el LMTRG es nuevamente averiguado. Después de la inicialización, la variable iniciar (Init) es VERDADERO (TRUE) . Inmediatamente después que las memorias intermedias son llenadas, Init se vuelve Falso (False) . En diversas modalidades, el conjunto de circuitos disparador 1080 puede ser implementado de diversas maneras. La modalidad ilustrada es proporcionada únicamente como un ejemplo de un circuito disparador que puede ser utilizado.

La Figura 10B ilustra un diagrama de bloques de un sistema para calcular los parámetros de afinación. Las entradas de datos almacenados temporalmente V y P son proporcionados a un módulo 1020 de afinación de parámetro P. Los ajustes 1022 de modelo P son también proporcionados al módulo 1022 de afinación de parámetro P. Con base en las entradas de datos almacenados temporalmente V y P, los ajustes del modelo P 1022 (LMPVA1, LMPVB1, LMPVA2 , LMPVB2) , el módulo 1020 de afinación de parámetro P genera los parámetros de energía activa, Kz_p, Ki_p/ y Kc_p. Los parámetros de energía active, Kz p, Ki p, y Kc_p, los ajustes del modelo P 1022, y las entradas de datos almacenadas temporalmente V y P son proporcionados al módulo 1030 de P SNR. El módulo 1030 de P SNR genera un valor de la proporción de señal a ruido de estos valores, SNRP.

Las entradas de datos almacenados temporalmente V y Q son proporcionados a un módulo de afinación de parámetro Q 1021, junto con los ajustes de modelo Q 1023 (LMPVA1, LMPVB1, LMPVA2, LMPVB2) . Con base en las entradas de datos almacenados temporalmente V y Q, y los ajustes de modelo Q 1023, el módulo de afinación de parámetro Q 1021, genera los parámetros de energía reactiva, Kz q, Ki_q/ y Ko q. Los parámetros de energía reactiva, Kz_q, Ki_q, y Kc_q, los ajustes de Modelo Q 1023, y las entradas de datos almacenados temporalmente V y Q son proporcionados al módulo 1032 de Q SNR. El módulo 1032 de P SNR genera un valor de la proporción de señal a ruido de estos valores, SNRQ.

El lógico disparador de escritura 1082 controla las condiciones bajo las cuales los datos son escritos en un medio de almacenamiento 1040 legible en computadora. En la modalidad ilustrada, el lógico disparador de escritura 1082 determina si el SNRP y SRNq son cada uno mayores que una proporción de señal de ruido a umbral, especificada, srn_thre . Si SNRP y SRNq son cada uno mayores que srn_thre, los datos son escritos en el medio de almacenamiento 1040 legible en computadora.

El módulo 1020 de afinación de parámetro P y el módulo 1021 de afinación de parámetro Q, cada uno reciben como entradas dos arreglos (V y P en el caso del módulo 1020 y V y Q en el caso del módulo 1021) y los ajustes del modelo (ajustes de modelo P en el caso del módulo 1020 y ajustes de modelo Q en el caso del módulo 1021) . Los arreglos de V, P, y Q, son de longitud igual a la variable LMNOS .

La Ecuación 15 ilustra un modelo de carga estática que puede ser utilizado en los módulos 1020 y 1021 para generar los parámetros del modelo de carga basados en las mediciones de una carga física. La Ecuación 15 es una implementación específica de la Ecuación 2, que satisface todas las condiciones indicadas en la Ecuación 11.

P(V, KZ, K¡, Kc, Vau Vb Va2, Vb2, VXl P,) = La Ecuación 15 es también sometida a las condiciones descritas en la Ecuación 16. o < vaí= 1 o=vbí=, val o < Va2= 1 o=vb2= va2 KZ, ¡<IRKC e R+ Kz + Kt + Ke = l (Ecuación 16) En la Ecuación 15, ??. , es la energía real inicial y Vi es el voltaje asociado con Pi> . En la Ecuación 15, V es la variable independiente y Kz, Kc, y Ki son los parámetros de modelo. La función F (V,Va,Vb) es como se define en la Ecuación 3, anterior.

Los módulos 1020 y 1021 obtienen Kz, K± y Kc, para ambos parámetros P y Q, mediante la minimización de e en la Ecuación 17.

Va2, Vb2, Vx, Pj - Pjf (Ecuación 17) Para reducir al mínimo e, y obtener Kz, Ki, y c, los módulos 1020 y 1021 pueden utilizar una variedad de algoritmos de minimización de errores. Un algoritmo de minimización de errores de este tipo es descrito más adelante y puede ser utilizado en conexión con la Ecuación 17.

El módulo 1030 de P SNR y el módulo 1032 de Q SR , cada uno recibe como entradas dos arreglos (V y P en el caso del módulo 1030 y V y Q en el caso del módulo 1032) , los ajustes de modelo (ajustes de modelo P en el caso del módulo 1030 y ajustes de modelo Q en el caso del módulo 1032) , y los parámetros Kz, Ki y Kc (Kz_p, Ki_p, Kc_p en el caso del módulo 1030 y Kz_q, Ki_q, Kc_q en el caso del módulo 1032) . Nuevamente, los arreglos de V, P, y Q, son de una longitud (n) ) igual a la variable LMNOS . Con estos datos, los módulos de SNR 1030 y 1032 pueden computar el SNR utilizando la Ecuación 18.

(Ecuación 18) En la Ecuación 18, P(V, Kz, Kit K( Val Vbl/ Va2, Vb2, Vlf Pi) es definido por la Ecuación 15. El argumento de entrada energía (P = [Pi, P2, ... Pn_ií Pn] ) ) puede contener los valores de energía activa o energía reactiva, como sea apropiado para los módulos 1020 y 1021, respectivamente. En ciertas modalidades, un SNR bajo para un evento puede proporcionar una indicación de que los resultados de un modelo de carga o de lo datos asociados con un evento de modelación de carga particular, deben ser ajustados o desechados.

Pueden ser generados una variedad de reportes por un sistema de modulación de carga. En un sistema en el cual una pluralidad de relevadores cada uno desarrolla modelos de carga y comunican la información respecto a cada modelo de carga del relevador, puede ser utilizada una forma de reporte compacta para permitir un intercambio eficiente de la información de modelo de carga.

La Figura 11 ilustra una modalidad de un reporte 1100 (LMHISTORY) , que puede ser utilizado en conexión con un sistema de modelación de carga basado en relevador. El reporte 1100 incluye un encabezado que comprende las líneas 1101 y 1102. El encabezado puede incluir una fecha y una hora en que es generado un reporte, y la información con respecto al dispositivo (por ejemplo, un número serial, un identificador de dispositivo, un identificador de posición, etc.) que proporcionan la información contenida en el reporte. El reporte 1100 contiene tres eventos de modelación de carga separados. El primer evento comprende las líneas 1103 a la 1107, el segundo evento comprende las líneas 1108 a la 1112, y el tercer evento comprende las líneas 1113 a la 1117. El reporte 1100 puede ser descrito como un reporte de dinámica de carga debido a que éste contiene la información que describe los parámetros del modelo de carga que pueden ser utilizados para describir una carga física; no obstante, el término reporte de dinámica de carga no está limitado al formato o al contenido del reporte 1100.

La primera hilera de cada evento LMHISTORY (por ejemplo, las hileras 1101, 1108, y 1113) contiene el número de evento, la fecha, y la hora. El número de evento puede ser un identificador de evento entre 10000 y 42767 que puede ser utilizado para ver la información sobre un evento particular. El identificador de evento puede ser un número único que está siempre unido a un evento de modelación de carga. Un identificador de evento secuencial puede ser generado para cada nuevo evento. Una vez que los eventos 42767 han sido registrados, el número de evento puede superponerse a 10000.

La segunda hilera de cada evento LMHISTORY (por ejemplo, las hileras 1104, 1109, y 1114) contienen la información con respecto a los voltajes máximo y mínimo del evento de modelación de carga particular. Como se discute en conexión con la Figura 8, la diferencia entre el voltaje máximo y el voltaje mínimo debe ser mayor que un valor de umbral con el fin de constituir un evento de modelación válido. Los eventos que tienen una diferencia de voltaje más grande pueden proporcionar información más confiable sobre la cual generar los parámetros del modelo de carga. En consecuencia, en la modalidad ilustrada del reporte 1100, los valores del voltaje máximo y el voltaje mínimo son reportados y pueden ser analizados para determinar la magnitud de un evento de modelación de carga particular.

La tercera hilera de cada evento LMHISTORY (por ejemplo, las hileras 1105, 1110, y 1115) contienen los encabezados (por ejemplo, Kz, Kir Kc, Vai/ Vbl, Va2, Vb2, y el SNR) para los parámetros de modelos de energía activa y reactiva, mostrados en las hileras cuatro y cinco. La cuarta hilera de cada evento LMHISTORY (por ejemplo, las hileras 1106, 1111, y 1116) contienen los parámetros asociados con el modelo de carga de energía activa. La quinta hilera de cada evento LMHISTORY (por ejemplo, las hileras 1107, 1112, y 1117) contiene los parámetros asociadas con el modelo de carga de energía reactiva. Como una persona experta en la técnica reconocerá, una función, que puede también recibir argumentos diversos (por ejemplo, los filtros de una fecha, una búsqueda para un número específico de eventos, etc.), pueden ser utilizados para generar el reporte 1100.

La Figura 12 ilustra una modalidad de un reporte 1200 (LMEVE) , que incluye la medición de los datos con respecto a cada evento de modelación. El reporte 1200 incluye un encabezado que comprende las líneas 1201 y 1202. Como se describe en conexión con la Figura 11, el encabezado puede incluir una fecha y una hora en que un reporte es generado, y la información respecto al dispositivo (por ejemplo, un número de serie, un identificador de dispositivo, un identificador de posición, etc.) que proporciona información contenida en el reporte. El reporte 1200 puede también incluir los datos del evento LMHISTORY, similares a los datos presentados en el reporte 1100, mostrado en la Figura 11. El reporte 1200 puede proporcionar la información adecuada para incluirse en un análisis de flujo de energía u otro análisis de un sistema de distribución de energía eléctrica.

La Figura 13 ilustra una modalidad de un reporte 1300 configurado para proporcionar información respecto a las condiciones eléctricas en un sistema de distribución de energía eléctrica antes de y después de un evento de modelación de carga. La información respecto a dos eventos de modelación de carga 1320 y 1321 se muestra en el reporte 1300. La columna 1301 incluye la fecha del evento de modelación de carga. En modalidades alternativas, el tiempo de cada evento de modelación de carga puede también ser mostrado. La información concerniente a las condiciones pre-evento (por ejemplo, V, P, y Q) es mostrada en las columnas 1302, 1303, y 1304, y la información concerniente a las condiciones post-evento (por ejemplo, V, P, y Q) se muestra en las columnas 1305, 1306, y 1307. El reporte 1300 puede describir el tipo específico de evento que provocó el evento de modelación de carga en la columna 1308. Finalmente, las columnas 1309 y 1310 incluyen una medición del cambio en la energía activa con respecto al cambio en el voltaje, y una medición del cambio en la energía reactiva con respecto al cambio en el voltaje, respectivamente.

Pueden ser realizados muchos cambios a los detalles de las modalidades anteriormente descritas sin apartarse de los principios subyacentes de la presente descripción. El alcance de la presente invención por lo tanto, debe ser determinada únicamente por las siguientes reivindicaciones.

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 sistema de distribución de energía eléctrica para distribuir energía al menos a una carga, caracterizado porque comprende: una primera carga; un primer dispositivo electrónico inteligente (IED) configurado para interconectarse con el sistema de distribución de energía eléctrica, que comprende: una primera interconexión de comunicaciones en red; un primer procesador; y un primer medio de almacenamiento legible en computadora, que comprende: las instrucciones de software ejecutables en el primer procesador que hacen posible que el primer IED realice las operaciones, que incluye: identificar un primer evento de modelación; recibir una primera pluralidad de mediciones que representan las condiciones eléctricas en al menos una porción del sistema de distribución de energía eléctrica, antes de cada evento de modelación, y subsecuente a cada evento de modelación; y, calcular un primer modelo de carga basado en la primera pluralidad de mediciones, el primer modelo de carga representa una respuesta predicha de la primera carga a una variación en al menos una característica eléctrica de energía distribuida por el sistema de distribución de energía eléctrica .

2. El sistema de distribución de energía eléctrica de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: una barra colectiva conectada a la primera carga; un segundo IED configurado para interconectarse con el sistema de distribución de energía eléctrica, que comprende : una interconexión de comunicaciones en red con el primer IED; un componente sensor configurado para realizar mediciones sobre la barra colectiva; un segundo procesador; y un segundo medio de almacenamiento legible en computadora, que comprende: las instrucciones de software ejecutables sobre el segundo procesador, que hacen posible que el segundo IED realice las operaciones, que incluye: identificar un segundo evento basado en las mediciones realizadas por el componente sensor; registrar una segunda pluralidad de mediciones que representan las condiciones eléctricas en al menos una poción del sistema de distribución de energía eléctrica, antes de cada evento de modelación y subsecuente a cada evento de modelación; generar un reporte de la dinámica de carga que comprende la segunda pluralidad de mediciones; y transmitir el reporte de la dinámica de carga al primer IED.

3. El sistema de distribución de energía eléctrica de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque las instrucciones del software ejecutables en el primer procesador, hacen posible además que el primer IED realice las operaciones, que incluye: la recepción de un reporte de la dinámica de carga identificar el segundo evento como un segundo evento de modelación; calcular un segundo modelo de carga basado en la segunda pluralidad de mediciones, el segundo modelo de carga representa una respuesta predicha de la segunda carga a una variación en al menos una característica eléctrica de la energía distribuida por el sistema de distribución de energía eléctrica; y determinar una estrategia de control optimizada con base en el primer modelo de carga calculado y el segundo modelo de carga calculado.

4. El sistema de distribución de energía eléctrica de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque cada uno del primer IED y del segundo IED comprenden además una entrada de tiempo externa configurada para recibir una señal de tiempo externa desde una fuente de tiempo externa; y en donde las instrucciones de software ejecutables sobre cada uno del primer procesador y el segundo procesador hacen posible además que el primer IED y el segundo IED lleven a cabo las operaciones, que incluyen: registrar un tiempo basado en la fuente de tiempo externa y asociadas con cada una de la primera pluralidad de mediciones y la segunda pluralidad de mediciones.

5. El sistema de distribución de energía eléctrica de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el primer modelo de carga representa además la sensibilidad de la primera carga a las variaciones en el voltaje de la energía distribuida por el sistema de distribución de energía eléctrica.

6. El sistema de distribución de energía eléctrica de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: una barra colectiva conectada a la primera Gargajuna batería de condensadores en comunicación eléctrica con la barra colectiva; y en donde el primer evento de modelación comprende conectar eléctricamente la batería de condensadores a la barra colectiva.

7. El sistema de distribución de energía eléctrica de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: una barra colectiva conectada a la primera carga; un transformador en comunicación eléctrica con la barra colectiva; y en donde el primer evento de modelación comprende un ajuste de un voltaje de salida del transformador.

8. El sistema de distribución de energía eléctrica de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: una primera barra colectiva; una segunda barra colectiva; un primer transformador en comunicación eléctrica con la primera barra colectiva y la segunda barra colectiva; un transformador secundario; y en donde el primer evento de modelación comprende conectar eléctricamente el transformador secundario a la primera barra colectiva y a la segunda barra colectiva.

9. El sistema de distribución de energía eléctrica de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: una primera barra colectiva; una segunda barra colectiva; una línea de transmisión primaria en comunicación eléctrica con la primera barra colectiva y la segunda barra colectiva; una línea de transmisión secundaria; y en donde el primer evento de modelación comprende conectar eléctricamente la línea de transmisión secundaria a la primera barra colectiva y a la segunda barra colectiva.

10. El sistema de distribución de energía eléctrica de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: una segunda carga; un disruptor para conectar selectivamente la segunda carga al sistema de distribución de energía eléctrica; y en donde el primer evento de modelación comprende accionar el disruptor para conectar eléctricamente la segunda carga al sistema de distribución de energía eléctrica.

11. El sistema de distribución de energía eléctrica de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: identificar que la primera carga comprende una carga de impedancia constante; en donde la condición especificada comprende el sistema de distribución de energía eléctrica que excede una proporción del consumo de energía la generación de energía; y en donde la primera estrategia de control optimizada comprende reducir el voltaje proporcionado a la primera carga.

12. El sistema de distribución de energía eléctrica de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: identificar que la primera carga comprende una carga de energía constante; en donde la condición especificada comprende el sistema de distribución de energía eléctrica que excede una proporción del consumo de energía a generación de energía; y determinar una primera estrategia de control optimizada con base en el primer modelo de carga calculada; en donde la primera estrategia de control optimizada comprende desconectar eléctricamente la primera carga del sistema de distribución de energía eléctrica.

13. El sistema de distribución de energía eléctrica de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque las instrucciones de software ejecutables en el primer procesador hacen posible además que el primer IED lleve a cabo las operaciones que incluyen: ajustar el primer modelo de carga con base en al menos una de una estación, un día de la semana, y una hora del día, en la cual ocurre el primer evento de modelación.

14. Un IED configurado para interconectarse con un sistema de distribución de energía eléctrica para distribuir energía a una pluralidad de cargas, caracterizado porque comprende : un procesador; y un medio de almacenamiento legible en computadora que comprende : las instrucciones de software ejecutables en el procesador que hacen posible que el IED lleve a cabo las operaciones, que incluyen: identificar un primer evento de modelación; registrar una primea pluralidad de mediciones que representan las condiciones eléctricas en al menos una porción del sistema de distribución de energía eléctrica antes de cada evento de modelación y subsecuente a cada evento de modelación; y, calcular un modelo de carga con base en la primera pluralidad de mediciones, el modelo de carga representa una respuesta predicha de la primera carga a una variación en al menos una característica eléctrica de la energía distribuida por el sistema de distribución de energía eléctrica.

15. El IED de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque comprende además un componente sensor configurado para raonitorizar al menos uno del voltaje, la frecuencia, la corriente, la energía reactiva, y la energía real de al menos una porción del sistema de distribución de energía eléctrica; y en donde la identificación de una primera modelación comprende detectar un cambio en al menos uno del voltaje, la frecuencia, la corriente, la energía reactiva, y la energía real utilizando el componente sensor.

16. El IED de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque comprende además: un componente sensor configurado para monitorizar al menos uno del voltaje, la frecuencia, la corriente, la energía reactiva, y la energía real de al menos una porción del sistema de distribución de energía eléctrica; y en donde las instrucciones del software ejecutables en el procesador hacen posible además que el IED realice las operaciones que incluyen: monitorear al menos uno del voltaje, la frecuencia, la corriente, la energía reactiva, y la energía real antes de y subsecuente a un segundo evento de modelación; y el re cálculo del modelo de carga basado en el primer evento de modelación y el segundo evento de modelación .

17. El IED de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque las instrucciones de software ejecutables en el procesador hacen posible además que el IED realice las operaciones, que incluyen: ajustar el modelo de carga con base en al menos una de una estación, un día de la semana, y una hora del día, en la cual ocurre el primer evento de modelación.

18. El IED de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque comprende además: una entrada externa de tiempo del IED, configurada para recibir una señal de tiempo externa proveniente de una fuente de tiempo externa; y en donde las instrucciones de software ejecutables en el procesador hacen posible además que el IED realice las operaciones, que incluye: registrar un tiempo con base en la fuente de tiempo externa y asociada con cada una de la pluralidad de mediciones .

19. El IED de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque el modelo de carga comprende un modelo de carga estática.

20. El IED de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque el modelo de carga comprende un modelo de carga dinámica.

21. El IED de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque el IED comprende un controlador de regulador de voltaje.

22. El IED de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque el IED comprende un controlador del banco de condensadores .

23. El IED de conformidad con la reivindicación 14 , caracterizado porque el IED comprende un controlador de interruptor .

24. El IED de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque comprende además: una interconexión de comunicaciones de la red de IED para comunicarse con otros dispositivos conectados en red; y en donde las instrucciones de software ejecutables en el procesador hacen posible además que el IED realice las operaciones que incluyen: transmitir un reporte de la dinámica de carga vía la red.

25. Un método para controlar un sistema de distribución de energía eléctrica, caracterizado porque comprende : identificar una pluralidad de eventos de modelación; recolectar una pluralidad de mediciones asociadas con cada uno de la pluralidad de eventos de modelación, cada uno de la pluralidad de mediciones representan las condiciones eléctricas en al menos una porción del sistema de distribución de energía eléctrica antes de cada evento de modelación y subsecuente a cada evento de modelación; y, calcular un modelo de carga basado en la pluralidad de mediciones y que representan una respuesta predicha de la primera carga a una variación en al menos una característica eléctrica de la energía distribuida por el sistema de distribución de energía eléctrica.

26. El método de conformidad con la reivindicación 25, caracterizado porque comprende además identificar que la primer pluralidad de cargas comprende una proporción especificada de cargas de impedancia constantes .

27. Un dispositivo electrónico inteligente ( IED) en comunicación eléctrica con un sistema de distribución de energía eléctrica que comprende el equipo de distribución de energía eléctrica, caracterizado porque comprende: un componente sensor para recibir una señal proveniente del equipo de distribución de energía eléctrica; un procesador para recibir y procesar los datos provenientes del componente sensor, representativo de la señal proveniente del equipo de distribución de energía eléctrica; y una interconexión de equipo monitorizada para recibir las órdenes desde el procesador y para comunicar las órdenes al equipo de distribución de energía eléctrica; un medio de almacenamiento legible en computadora, en comunicación con el procesador, el medio de almacenamiento legible en computadora incluye: un módulo de evento de modelación de las instrucciones para que el procesador identifique un evento de modelación; y un módulo de estimación de parámetros de las instrucciones para que el procesador calcule las diferencias entre los datos provenientes del componente sensor antes del evento de modelación, y que calcule un primer modelo de carga dependiendo de las diferencias calculadas, el modelo de carga representa una respuesta predicha de una porción del sistema de distribución de energía eléctrica a una variación en una característica eléctrica de la energía distribuida por el sistema de distribución de energía eléctrica.