ES2320310T3 - Metodo y dispositivo para evaluar la estabilidad de una red de transmision electrica. - Google Patents
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Abstract
Método para evaluar la estabilidad de una red de transmisión de potencia eléctrica, donde dicha red comprende una pluralidad de subestaciones, buses y líneas, y un centro de protección del sistema (8), comprendiendo el método (a) transmitir datos de las subestaciones (5) respecto al estado de los conmutadores de al menos una subestación al centro de protección del sistema (8), (b) medir los datos de los fasores (9) para voltajes y corriente en una pluralidad de localizaciones de la red, (c) transmitir dichos datos de los fasores (9) a dicho centro de protección del sistema (8) y (d) determinar el centro de protección del sistema (8), a partir de dichos datos de los fasores (9) y dichos datos de subestación (5), al menos un valor del margen de estabilidad de potencia, voltaje, o impedancia como una medida de la estabilidad de la red de transmisión.
Description
Método y dispositivo para evaluar la estabilidad
de una red de transmisión eléctrica.
La invención se refiere a redes de transmisión
de potencia eléctrica de gran escala, y más particularmente, a un
método y un dispositivo para evaluar la estabilidad de una red de
transmisión de potencia eléctrica de acuerdo con el preámbulo de las
reivindicaciones 1 y 7.
Los sistemas o redes de transmisión y
distribución de potencia eléctrica comprenden líneas de conexión de
alta tensión para conectar regiones geográficamente separadas, y
subestaciones para transformar voltajes y para conmutar conexiones
entre líneas. La generación de potencia y el flujo de cargas en una
red con varias subestaciones están controlados por un sistema
central de gestión de energía. Las mediciones de los valores medios
(raíz cuadrada de la media) RMS de voltajes, corrientes, potencia
activa y potencia reactiva que fluyen por la red se hacen en
diversos sitios en la red. Las mediciones desde toda la red se
recogen en el sistema de gestión de energía, proporcionando una
instantánea del estado de la red. Tal instantánea se actualiza
aproximadamente cada 30 segundos. La instantánea da una visión
estática del estado de la red, en particular de los flujos de
carga.
Un método para evaluar la estabilidad de la red,
basada en los márgenes de voltaje, se describe en el documento
"Use of local measurements to Estimate
Voltage-Stability Margin" de K. Vu y otros,
Aplicaciones de Ordenadores en la Industria de Potencia (PICA) de
Mayo 12-16 de 1997, IEEE, y en "Voltaje
instability predictor (VIP) and its applications" de K. Vu y
otros, Conferencia de Sistemas de Computación de Potencia (PSCC) de
Junio de 1999. Estos artículos describen una "Predictor de
inestabilidad de Voltaje" (VIP) que mide las corrientes y
voltajes localmente para inferir la proximidad de un colapso del
voltaje. El concepto de VIP se ilustra en la Figura 1. Una parte de
un sistema de potencia eléctrica se trata como una fuente de
potencia, otra parte como una carga. La fuente de potencia se
representa por su equivalente Thévenin 21 con una impedancia
Thévenin Z_{Thev}. La carga se representa por una impedancia de
carga aparente Z_{App}. Tanto la impedancia Thévenin Z_{Thev}
como la impedancia de carga aparente Z_{App} se estiman a partir
de las mediciones de la corriente y el voltaje medidos por el
dispositivo VIP 22. La relación de estas impedancias indica cuán
próxima está la fuente de potencia de colapsar. El documento
"Grids get smart protection and control" de K. Vu y otros,
IEEE Aplicaciones de Ordenador en Potencia, de Octubre de 1997,
describe los dispositivos VIP informando de sus hallazgos tales
como la proximidad al colapso para un sistema de gestión de
energía.
El documento US 5.734.586 describe un sistema
para optimizar un estado estable en una red de distribución de
potencia no balanceada que tiene una estructura con forma de
estrella. La optimización comienza con los datos que representan el
estado de la red y determina comandos de conmutación para
reconfigurar las líneas y comandos de control para condensadores y
reguladores de voltaje para la compensación de potencia
reactiva.
El documento US 5.703.391 describe un análisis
de las oscilaciones de la red basado en mediciones de cantidades
eléctricas y del estado de los conmutadores, y un control de un SVC
para estabilizar la red de potencia.
En todos los documentos citados, los tiempos de
reacción en un nivel del sistema están limitados por las funciones
de gestión del sistema relativamente lentas.
Por lo tanto es un objeto de la invención crear
un método y un dispositivo para evaluar la estabilidad de una red
de transmisión de potencia eléctrica que ofrece una visión dinámica
mejorada del estado de la red. Un objeto adicional de la invención
es posibilitar una rápida reacción a nivel de red para cambios
repentinos en las condiciones de la carga.
Estos objetos se consiguen por un método y un
dispositivo para evaluar la estabilidad de una red de transmisión
de potencia eléctrica de acuerdo con las reivindicaciones 1 y 7.
El método inventivo evalúa la estabilidad de una
red de transmisión de potencia eléctrica, donde dicha red comprende
una pluralidad de subestaciones, buses y líneas, y un centro de
protección del sistema. Este comprende las etapas de
1. medir los datos de los fasores para voltajes
y corrientes en una pluralidad de localizaciones de la red,
2. transmitir dichos datos de fasores a dicho
centro de protección del sistema,
3. transmitir la información relativa al estado
de los conmutadores de al menos una subestación al centro de
protección del sistema, y
4. determinar el centro de protección del
sistema al menos un valor del margen de estabilidad como una medida
de la estabilidad de la red de transmisión.
De este modo, se recoge información detallada en
tiempo real acerca del estado de la red en un nivel del sistema de
la red, que permite el análisis global correspondiente de la
información.
En una realización preferida de la invención, el
centro de protección del sistema determina uno o más comandos de
control, basados sobre los datos del fasor y sobre el estado de los
conmutadores. Los comandos de control se transmiten al menos a una
subestación y se ejecutan en la misma.
El centro de protección del sistema y el método
de acuerdo con la invención proporcionan la protección de la red de
potencia a nivel de sistema, en contraste con los esquemas de
protección existentes que funcionan localmente y sólo protegen
líneas de transmisión individuales o componentes de subestación
tales como transformadores o generadores.
En otra realización preferida de la invención,
el centro de protección del sistema determina la información acerca
del estado de la red, por ejemplo flujos de potencia y los límites
futuros potenciales o estimados o cuellos de botella, es decir, las
condiciones de sobrecarga a esperar en una línea o subestación
determinadas. Esta información se transmite al sistema de gestión
de energía que controla la generación de potencia y el flujo de
potencia dentro de la red de acuerdo con la información de estado de
la red. Como este modo de control usa una predicción del
comportamiento de la red, se anticipa y evita la sobrecarga de los
componentes de la red antes de que los componentes de la red
excedan sus límites operativos y tengan que desconectarse agravando
potencialmente las condiciones de la red incluso más.
Como el método inventivo y el dispositivo
utilizan datos de fasores, descansan sobre información en tiempo
real sobre corrientes, voltajes y potencia, con una resolución
temporal elevada. Esto es en contraste con la información escalar
tales como los valores RMS, que corresponden a una media calculada
sobre al menos un periodo y no es una información en tiempo real.
Tal información no en tiempo real, como se usa en los sistemas de
gestión de energía existentes, tiene intervalos de actualización de
aproximadamente 30 segundos. Como resultado, el tiempo de reacción
del método inventivo para detectar una inestabilidad potencial de la
red, para determinar contramedidas y usar los comandos de control
correspondientes es menor de 100 milisegundos y típicamente menor
de 50 milisegundos. Tal tiempo de reacción rápida reduce el riesgo
de los eventos perjudiciales causados por una sobrecarga o una red
inestable.
En una realización preferida adicional de la
invención, los datos de los fasores se asocian con la información
de temporización obtenida de un sistema de distribución de tiempo
común.
El tema objeto de la invención se explicará con
más detalle en el siguiente texto con referencia a las realizaciones
preferidas de ejemplo que se ilustran en los dibujos adjuntos, en
los que:
la Figura 1 muestra esquemáticamente la
estructura conceptual para evaluar la estabilidad de la red, de
acuerdo con el estado de la técnica;
la Figura 2 muestra esquemáticamente una
estructura de los dispositivos y el flujo de información para
realizar la invención; y
la Figura 3 es un diagrama que muestra las
corrientes y voltajes en un punto seleccionado en una red de
potencia eléctrica.
Los símbolos de referencia usados en los dibujos
y sus significados, se listan en forma de resumen en la lista de
símbolos de referencia. En principio, partes idénticas se
proporcionan con los mismos símbolos de referencia en las
figuras.
La Figura 2 muestra una estructura de un sistema
de control para una red de transmisión de potencia que incluye un
dispositivo para realizar la invención. El sistema de control está
estructurado jerárquicamente dentro de un nivel de bahía 12, un
nivel de estación 13 y un nivel de red 14. El nivel de bahía 12
comprende dispositivos de bahía 1, incluyendo por ejemplo la
grabación de fallos, protección de bahía, control de bahía, cambios
de las llaves de carga, desconexiones de carga y dispositivos de
monitorización. El nivel de estación 13 comprende el sistema de
automatización de la subestación 2 que a su vez comprende un sistema
de protección de la subestación 3 y un sistema de control de la
subestación 4. El sistema de automatización de la subestación 2
comunica con los dispositivos bahía 1 por líneas de señal dedicada
y/o una red de área local. El sistema de automatización de la
subestación 2 recoge datos desde los dispositivos bahía 1 y emite
comandos de conmutación y otros comandos de control a los
dispositivos bahía 1. Otros comandos de control comprenden fijar la
etapa del transformador o el control de los dispositivos de
compensación reactiva tales como los bancos de condensadores o
dispositivos FACTS. Bajo condiciones normales, el sistema de
automatización de la subestación 2 funciona sin que ningún operario
humano esté presente en la subestación.
En el nivel de red 14, el sistema de gestión de
energía 7 recoge los datos de la subestación 5 de una pluralidad de
sistemas de automatización de subestaciones 2. Los datos recogidos
proporcionan una visión general del estado de la red. En base a
esta visión general, el sistema de gestión de energía 7 controla la
generación de potencia y el flujo de carga en la red emitiendo
comandos de control 6 a la pluralidad de sistemas de automatización
de las subestaciones 2 y/o a las plantas de potencia. Usualmente,
este proceso de gestión de energía involucra una persona que toma
decisiones e interviene. Para grandes redes con por ejemplo más de
10-15 subestaciones y dependiendo de la
distribución geográfica de la red, el nivel de red comprende una
jerarquía de sistemas de gestión de energía 7, con un sistema
central de gestión de energía 7 que coordina varios sistemas de
gestión de energía dependientes 7.
Para realizar el método inventivo, el sistema
comprende, en el nivel de red 14, un dispositivo inventivo, que es,
un centro de protección del sistema 8. El centro de protección del
sistema 8 recibe los datos de fasores 9 desde las unidades de
medición de fasores 10, que residen por ejemplo en los alimentadores
en el nivel de bahía 12 de una pluralidad de subestaciones y/o
residiendo en puntos de bifurcación a lo largo de las líneas de
transmisión. El centro de protección del sistema 8 recibe los datos
de la subestación 5 desde los sistemas de automatización de las
subestaciones 2 y transmite comandos de control 6 a los sistemas de
automatización de las subestaciones 2.
En el caso en el que hay una jerarquía de
sistemas de gestión de energía 7, preferiblemente hay una pluralidad
de centros de protección del sistema 8, donde cada centro de
protección del sistema 8 está asociado con uno de los sistemas de
gestión de energía dependiente 7.
Los datos de fasores 9 representan un fasor y
puede ser un número polar, el valor absoluto del cual corresponde
bien a la magnitud real o al valor RMS de una cantidad, y el
argumento de la fase al ángulo de fase en el instante cero. Como
alternativa el fasor puede ser un número complejo que tiene partes
real e imaginaria o el fasor puede usar una notación rectangular o
exponencial. Los fasores pueden usarse para representar cantidades
tales como el voltaje, la corriente, la potencia o energía asociadas
con un conductor de fase o un circuito electrónico. Por el
contrario los dispositivos de detección convencionales usados en las
redes de potencia generalmente miden sólo representaciones
escalares medias tales como el valor RMS de un voltaje, corriente,
etc.
En el método inventivo, los datos de los fasores
9 se recogen desde las unidades de medición de fasores 10 que están
distribuidos a lo largo de un área geográfica, es decir sobre miles
de kilómetros. Como los datos de fasores 9 de estas fuentes
dispersas se analizan juntas debemos referirnos a ellos como una
referencia de fase común. En otras palabras, las diferentes
unidades de medición de fasores 10 deben tener relojes locales que
estén sincronizados dentro de una precisión determinada.
Tal sincronización de las unidades de medición
de fasores 10 preferiblemente se consigue con un sistema conocido
de distribución del tiempo, por ejemplo un sistema de
posicionamiento global (GPS). En una implementación típica, los
datos de fasores 9 se determinan al menos cada 200 o cada 100 y
preferiblemente cada 40 milisegundos, con una resolución temporal
de preferiblemente menos de 1 milisegundo. Cada medición está
asociada con un sello temporal derivado del reloj local
sincronizado. Los datos de los fasores 9 por lo tanto comprenden los
datos del sello temporal.
El método inventivo evalúa la estabilidad de la
red de transmisión de potencia eléctrica determinando el valor del
margen de estabilidad pertinente para las unidades específicas y/o
una combinación de entidades dentro de la red. En el sistema VIP
como se describe en los antecedentes de la invención, la medida de
estabilidad se expresa en términos de impedancias o, como un margen
de voltaje, en términos de voltajes. En una realización preferida
de la invención, se usa un margen de potencia como margen de
estabilidad. Un margen de potencia es una representación más
intuitiva que un margen de voltaje o de impedancia. Un margen de
potencia local representa por ejemplo la cantidad de potencia que
puede transmitirse a través de una línea de transmisión determinada
de la red. Un margen de potencia global combina los datos de los
fasores 9 recogidos de una pluralidad de unidades de medición de
fasores 10.
La Figura 3 muestra una representación del
voltaje y corriente en un punto determinado en una red de potencia,
donde está localizado un dispositivo VIP. Este puede ser un
alimentador de una línea de conexión o una carga. Cuando la carga
se hace más fuerte, la corriente aumenta y el voltaje disminuye. La
curva real del voltaje frente a la corriente (curva V/I) se
representa por la línea alargada 23. El comportamiento real está
influenciado por toda la red, pero se estima a partir de las
mediciones locales por el dispositivo VIP. El dispositivo VIP
calcula y proporciona una estimación de esta curva, mostrada por la
línea discontinua 24. En particular la pendiente de la curva
corresponde a la impedancia Thévenin Z_{Thev} calculada por el
dispositivo VIP. Dada esta curva estimada, se calcula la potencia
máxima, en MVA que puede transmitirse a través de dicho alimentador
bajo condiciones de la red actuales. La potencia máxima corresponde
a un punto sobre la curva estimada V/I 24 para la cual el producto
de la corriente y el voltaje es máximo. El margen de potencia, para
un punto de operación presente 25, es la diferencia entre la
potencia máxima y la potencia que se está transmitiendo actualmente.
Sean la corriente y voltaje actuales I_{t} y V_{t},
respectivamente. Entonces el margen de potencia local \DeltaS que
corresponde a ese alimentador es
\DeltaS =
\frac{(V_{t} -
Z_{Thev}I_{t})^{2}}{4Z_{Thev}}
En resumen, el método del cálculo del margen de
potencia da, en base a las mediciones de los fasores de corriente y
voltaje en línea, una estimación adaptada continuamente a la
cantidad de potencia adicional que se puede transferir a través de
la línea o la cantidad de potencia adicional que puede extraerse por
una subestación antes de que la red colapse. Esto es
particularmente ventajoso en situaciones en las que el estado de la
red se mueve lentamente hacia la inestabilidad, sin delatar eventos
perjudiciales que indican una situación crítica.
En una realización preferida de la invención, el
margen global de potencia combina los datos de los fasores 9
recogidos de una pluralidad de unidades de medición 10 de fasores.
El margen de potencia global por lo tanto no está asociado con un
único dispositivo VIP, sino con una combinación de entidades de red,
tales como alimentadores, líneas o subestaciones. El margen de
potencia global preferiblemente se determina por el centro de
protección del sistema 8. A continuación siguen algunos métodos
preferidos para determinar los márgenes globales de potencia para
disposiciones específicas de red.
Para una pluralidad de alimentadores conectados
al mismo distribuidor de potencia eléctrica, donde cada alimentador
está asociado con una unidad de medición de fasores 10, se calcula
un margen de potencia global considerando la suma de las cargas de
la pluralidad de alimentadores como una carga única soportada. El
margen de potencia global se calcula de forma similar que el margen
de potencia local descrito anteriormente, pero sumando las
mediciones de fasores de corriente de las unidades de medición de
fasores individuales 10 para proporcionar una suma de corrientes
sobre la cual se basan los cálculos adicionales.
Si están conectadas una pluralidad de
generadores de potencia y una pluralidad de cargas a través de
líneas de transmisión comunes, entonces los márgenes de potencia se
calculan localmente por ejemplo cada línea y cada carga. El margen
de potencia global corresponde al peor caso, es decir es igual al
más pequeño de los márgenes de potencia locales. La información
local se usa para coordinar la desconexión de cargas, de modo que
sólo se desconecta la mínima cantidad de potencia en el lugar más
crítico.
Cuando varias subestaciones alimentan la misma
carga, se evalúa un voltaje medio ponderado para las subestaciones.
Las corrientes de rama desde las subestaciones se suman juntas, y se
calcula la impedancia de carga aparente y la red equivalente
estimada.
Para calcular el margen de estabilidad global,
debe conocerse la topología de la red. Por esta razón, los sistemas
de automatismos de la subestación 2 transmiten los datos de la
subestación 5, en particular información acerca del estado de los
conmutadores de la subestación, al centro de protección del sistema
8.
El método inventivo comprende por lo tanto las
etapas de
1. medir los datos de los fasores 9 para los
voltajes y corriente en una pluralidad de localizaciones de la
red,
2. transmitir dichos datos de fasores 9 a dicho
centro de protección del sistema 8.
3. transmitir información respecto al estado de
los conmutadores 5 de al menos una subestación 5 al centro de
protección del sistema 8, y
4. determinar el centro de protección del
sistema 8 al menos un valor del margen de estabilidad de la red de
transmisión.
\vskip1.000000\baselineskip
En una realización preferida, el método
inventivo comprende además las etapas de
1. determinar una o más comandos de control 6,
en base a los datos del fasor 9 y el estado de los conmutadores
5,
2. transmitir los comandos de control 6 a al
menos una subestación, y
3. ejecutar los comandos de control 6 en al
menos una subestación.
\vskip1.000000\baselineskip
Para generar comandos de control significativos
6 para los sistemas de automatismos de la subestación 2, la
topología de la red es conocida para el centro de protección del
sistema 8. El hecho de que el centro de protección del sistema 8
tenga la emisión directa de los comandos de control 6 al sistema de
automatismos de la subestación 2 permite tiempos de reacción cortos
para los eventos observados y las condiciones de red, en particular
para el peligro de inestabilidad. Tales tiempos de reacción cortos
son menores de 100 milisegundos y típicamente de 50 milisegundos.
Esto puede compararse favorablemente con la práctica actual de
reacción a las anormalidades del nivel de red a través del sistema
de gestión de energía 7 que está limitada por los tiempos del ciclo
de actualización de aproximadamente 30 segundos.
Ejemplos de tal intervención inmediata del
centro de protección del sistema 8 en el funcionamiento de un
sistema de automatismos de la subestación 2 son la desconexión de
cargas críticas y el control de los dispositivos de compensación de
potencia reactiva.
En una realización preferida adicional, el
método inventivo comprende además las etapas de
1. determinar el centro de protección del
sistema 8 la información del estado de la red 11, tal como el flujo
de potencia y los límites futuros potenciales o estimados,
2. transmitir el centro de protección del
sistema 8, dicha información del estado de la red 11 a un sistema
de gestión de energía 7,
3. controlar el sistema de gestión de energía 7
la generación de potencia y el flujo de potencia dentro de la red
de acuerdo con la información del estado de la red 11.
\vskip1.000000\baselineskip
Ejemplos de tal intervención indirecta del
centro de protección del sistema 8 a través del sistema de gestión
de energía 7 son el control de la generación de potencia y la
desconexión de carga.
En una realización preferida de la invención, la
decisión de si ciertas condiciones de red causan automáticamente
que el centro de protección del sistema 8 emita comandos de control
6 al sistema de automatismos de la subestación 2, o si se alerta a
un operario en un sistema de gestión de energía 7, depende de si el
centro de protección del sistema 8 está en un modo manual o
automático.
En otra realización preferida de la invención,
el centro de protección del sistema 8 proporciona otras funciones
que se basan en una amplia colección del sistema de cantidades
detalladas de la red. Por ejemplo, el centro de protección del
sistema 8 identifica las cargas o secciones de línea que están
asociadas a menudo con fallos o con una próxima inestabilidad de la
red. Tal análisis es una base para un mantenimiento preventivo o una
actualización de las instalaciones.
En una realización preferida adicional de la
invención, se instala un centro de protección del sistema 8, o una
pluralidad de centros de protección del sistema 8, como sistemas
separados de los sistemas de gestión de energía 7. Esto permite
actualizar los sistemas de gestión de energía existentes 7 con la
funcionalidad del centro de protección del sistema inventivo 8.
Para instalaciones completamente nuevas, la disposición en paralelo
y la operación parcialmente independiente del sistema de gestión de
energía 7 y el centro de protección del sistema 8 aumenta la
fiabilidad.
fiabilidad.
El dispositivo inventivo o centro de protección
del sistema 8 comprende una unidad concentradora de datos, una
unidad de protección del sistema, una unidad de control
automatizado, una unidad de gestión de recursos y una unidad de
evaluación de fallos.
La unidad concentradora de datos recoge,
pre-trata y almacena los datos de los fasores 9
recibidos desde las unidades de medición de fasores 10. También
recoge datos asociados a la subestación 5, en particular información
de la topología de la red. Todos los datos recogidos están
asociados con un sello temporal. La unidad concentradora de datos
proporciona la información recogida de las otras unidades.
La unidad de protección del sistema genera
dinámicamente información del estado de la red 11 a partir de los
datos proporcionados por la unidad concentradora de datos. Tal
información del estado de la red 11 comprende los márgenes de
voltaje y los márgenes de potencia, locales y/o globales y la
capacidad de transmisión. Esa información del estado de la red 11
puede monitorizarse por un operario.
La unidad de control automatizada, dependiendo
de si está en un modo automático o manual, genera comandos de
control 6 a partir de la información del estado de red 11 y a partir
de los datos proporcionados por la unidad concentradora de
datos.
La unidad de gestión de recursos recoge los
datos de monitorización de los componentes individuales y
proporciona información acerca del estado de los componentes. En
una realización preferida de la invención, esta información del
estado de los componentes se tiene en cuenta por la unidad de
control automático.
Como resumen, el centro de protección del
sistema 8 comprende una unidad concentradora de datos para almacenar
los datos de los fasores 9 desde una pluralidad de unidades de
medición de fasores 10 que están distribuidos sobre la red de
transmisión de potencia y para almacenar los datos de las
subestaciones 5 desde una pluralidad de sistemas de automatización
de las subestaciones 2. Ambas clases de datos están asociadas con la
información de temporización. El centro de protección del sistema 8
comprende además una unidad de protección del sistema para generar
al menos un valor del margen de estabilidad de la red de transmisión
y otra información del estado de la red 11.
En una realización preferida, el centro de
protección del sistema 8 comprende además una unidad de control
automatizada para generar comandos de control 6 para un sistema de
automatización de la subestación 2 a partir de al menos un valor
del margen de estabilidad y otra información del estado de la red 11
y a partir de los datos proporcionados por la unidad concentradora
de datos.
En otra realización preferida, el centro de
protección del sistema 8 comprende medios para transmitir la
información del estado de la red 11 al sistema de gestión de
energía 7.
- 1
- dispositivo bahía
- 2
- sistema de automatización de la subestación
- 3
- sistema de protección de la subestación SSPS
- 4
- sistema de control de la subestación SSCS
- 5
- datos de la subestación
- 6
- comandos de control
- 7
- sistema de gestión de energía EMS
- 8
- centro de protección del sistema SPC
- 9
- datos de fasores
- 10
- unidad de medición de fasores PMU
- 11
- información del estado de la red
- 12
- nivel bahía
- 13
- nivel de estación
- 14
- nivel de red
- 21
- equivalente de Thévenin
- 22
- predictor de inestabilidad de voltaje VIP
- 23
- curva real V/I
- 24
- curva estimada V/I
- 25
- punto de funcionamiento
Claims (9)
1. Método para evaluar la estabilidad de una red
de transmisión de potencia eléctrica, donde dicha red comprende una
pluralidad de subestaciones, buses y líneas, y un centro de
protección del sistema (8), comprendiendo el método
(a) transmitir datos de las subestaciones (5)
respecto al estado de los conmutadores de al menos una subestación
al centro de protección del sistema (8),
(b) medir los datos de los fasores (9) para
voltajes y corriente en una pluralidad de localizaciones de la
red,
(c) transmitir dichos datos de los fasores (9) a
dicho centro de protección del sistema (8) y
(d) determinar el centro de protección del
sistema (8), a partir de dichos datos de los fasores (9) y dichos
datos de subestación (5), al menos un valor del margen de
estabilidad de potencia, voltaje, o impedancia como una medida de
la estabilidad de la red de transmisión.
2. El método de acuerdo con la reivindicación 1,
que comprende además las etapas de
(a) determinar el centro de protección del
sistema (8) uno o más comandos de control (6),
(b) transmitir el centro de protección del
sistema (8) dichos comandos de control (6) a al menos una
subestación, y
(c) ejecutar la subestación dicho comando de
control (8).
3. El método de acuerdo con la reivindicación
1, que comprende además las etapas de
(a) determinar el centro de protección del
sistema (8) la información del estado de la red (11)
(b) transmitir el centro de protección del
sistema (8) dicha información del estado de red (11) a un sistema
de gestión de energía (7), y
(c) controlar el sistema de gestión de energía
(7) la generación de potencia y el flujo de potencia dentro de la
red de acuerdo con la información del estado de la red (11).
4. El método de acuerdo con la reivindicación 1,
caracterizado porque los datos de los fasores (9) se miden
al menos cada 100 milisegundos.
5. El método de acuerdo con la reivindicación
1, caracterizado porque los datos de los fasores (9) están
asociados con un sello temporal que tiene una resolución temporal
menor de 1 milisegundo.
6. El método de acuerdo con la reivindicación 1,
caracterizado porque la medición de los datos de los fasores
(9) se sincroniza por la información de temporización desde un
sistema de posicionamiento global.
7. Un centro de protección del sistema (8) para
una red de transmisión de potencia eléctrica comprende una unidad
concentradora de datos para almacenar los datos de los fasores (9)
desde una pluralidad de unidades de medición de fasores (10) que
están distribuidos sobre la red de transmisión de potencia y para
almacenar los datos de subestación (5) respecto al estado de los
conmutadores de una pluralidad de sistemas de automatismos de
subestación (2) y una unidad de protección del sistema para
determinar, a partir de dichos datos de fasores (9) y dichos datos
de subestación (5), al menos un valor de margen de estabilidad de
potencia, voltaje, o impedancia como una medida de la estabilidad
de la red de transmisión.
8. El centro de protección del sistema (8) de
acuerdo con la reivindicación 7 caracterizado porque
comprende una unidad de control automatizado para generar comandos
de control (6) para un sistema de automatismos de la subestación
(2) a partir de al menos un valor del margen de estabilidad a partir
de los datos proporcionados por la unidad concentradora de
datos.
9. El centro de protección del sistema (8) de
acuerdo con la reivindicación 7, caracterizado porque
comprende medios para transmitir la información del estado de red
(11) a un sistema de gestión de energía (7) de la red de
transmisión.
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