ES3033910T3 - System for the combined location, time and frequency-dependent determination of electrical parameters in a power supply network - Google Patents
System for the combined location, time and frequency-dependent determination of electrical parameters in a power supply networkInfo
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Abstract
La invención se refiere a un sistema para la determinación combinada, dependiente de la ubicación, el tiempo y la frecuencia, de parámetros eléctricos en una red eléctrica (3), con las siguientes características: a) El sistema cuenta con un sistema de excitación (1) diseñado para alimentar aleatoriamente al menos una señal de excitación eléctrica a la red eléctrica (3); b) El sistema cuenta con un sistema de medición (2) diseñado para determinar los parámetros eléctricos en la red eléctrica (3) que se producen como resultado de la señal de excitación eléctrica de forma dependiente de la ubicación, el tiempo y la frecuencia; c) El sistema de medición cuenta con un sistema de sensores (5) que incluye varios sensores distribuidos espacialmente en la red eléctrica y/o sensores variables según la ubicación, mediante los cuales se pueden determinar los parámetros eléctricos en la red eléctrica (3) en diferentes ubicaciones y, por consiguiente, de forma dependiente de la ubicación. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)
Description
DESCRIPCIÓN
Sistema para la determinación combinada de parámetros eléctricos en una red de suministro eléctrico dependiendo de la ubicación, el tiempo y la frecuencia
La invención se refiere a un sistema para la determinación combinada de parámetros eléctricos en una red de suministro eléctrico dependiendo de la ubicación, el tiempo y la frecuencia. En los sistemas eléctricos se producen a menudo superposiciones de parámetros eléctricos dependientes de la ubicación, el tiempo y la frecuencia, que provocan averías, por ejemplo, en los equipos de red y los consumidores, así como averías en el funcionamiento de la red. En este sentido, las inestabilidades en el funcionamiento de la red están causadas por las resonancias que pueden surgir del funcionamiento de los convertidores de red. Esto provoca una reducción de la calidad de la tensión e incluso inestabilidad de la red y cortes a los que no se puede asignar una causa claramente definida.
Los campos de aplicación típicos en los que se producen estas averías en los equipos de la red y en los consumidores, así como averías en el funcionamiento de la red son, por ejemplo:
- accionamientos o generadores con convertidores de frecuencia, por ejemplo, accionamientos con control de velocidad en plantas de producción, equipos de carga como cintas transportadoras, grúas; instalaciones eólicas - redes ferroviarias eléctricas para el transporte de pasajeros y mercancías
- redes ferroviarias locales, como metro, ferrocarril suburbano, tranvía, trolebús
- rutas de transporte eléctrico de larga distancia, como las redes de líneas aéreas para camiones
- redes de a bordo eléctricas en vehículos de motor, buques/submarinos y aviones
La siguiente fuente aborda este tipo de fallos en la red ferroviaria suiza: Markus Meyer, Wettingen; Martin Aeberhard, Zollikofen; Kaspar Germann, Berna; Rolf Suter, Thun; Peter Dahler, Turgi:Messung des Frequenzgangs von Triebfahrzeugen, eb(Medición de la respuesta en frecuencia de las máquinas motrices, ferrocarriles eléctricos), 105 (2007) número 10, pág. 521-527.
Hasta ahora, se ha intentado prevenir las averías en los equipos de red y en los consumidores mediante la supervisión por separado los parámetros eléctricos dependientes del tiempo, como la tensión y la corriente, y mediante la supervisión independiente de esto de los parámetros eléctricos dependientes de la frecuencia, como los armónicos de tensión y corriente, y los valores límite de desconexión derivados de ellos.
Por el documento DE 102016002267 A1 se conoce una disposición y un procedimiento para medir las propiedades eléctricas en el punto de conexión de una red eléctrica de suministro eléctrico, de generadores, consumidores o subredes conectados a ella. Por el documento WO 2015/168260 A1 se conoce una red de sensores inteligentes para la supervisión local del estado de una red de suministro eléctrico. Por el documento EP 3336 995 A1 se conoce un procedimiento, un equipo de control y un sistema para determinar valores de estado para describir estados operativos en una subred de una red de suministro eléctrico.
La invención se basa en el objetivo de proporcionar un sistema con el que se puedan identificar y evitar aún mejor tales averías en la red de suministro eléctrico.
Este objetivo se resuelve mediante un sistema de acuerdo con la reivindicación 1. Las formas de realización ventajosas se describen en las reivindicaciones dependientes.
a) El sistema presenta un sistema de excitación que está configurado para alimentar aleatoriamente al menos una señal de excitación eléctrica en la red de suministro eléctrico,
b) el sistema presenta un sistema de medición que está configurado para determinar los parámetros eléctricos que se producen en la red de suministro eléctrico como resultado de la señal de excitación eléctrica dependiendo de la ubicación, el tiempo y la frecuencia,
c) en donde el sistema de medición presenta un sistema de sensores que dispone de una pluralidad de sensores distribuidos localmente por la red de suministro eléctrico y/o sensores de ubicación variable, mediante los cuales pueden determinarse parámetros eléctricos en la red de suministro eléctrico en diferentes ubicaciones y, en consecuencia, dependiendo de la ubicación.
Con un sistema de este tipo, se pueden resolver de forma sencilla y rentable los siguientes problemas no resueltos hasta ahora:
- Los parámetros eléctricos que actúan dependiendo de la ubicación no registrados anteriormente generan potenciales de interferencia adicionales que provocan paradas no deseadas, por ejemplo, la propagación de ondas progresivas conocida desde hace tiempo en las redes de alta tensión de 110 kV o redes de muy alta tensión de 220 o 380 kV. - El arranque y frenado de las máquinas motrices eléctricas de los ferrocarriles eléctricos en la explotación ferroviaria, suburbana, subterránea y tranviaria genera corrientes de arranque y frenado dependientes de la ubicación, cuyo efecto no puede calcularse en línea con los métodos de medición y evaluación existentes.
- Esto se cumple en todos los niveles de tensión, es decir, baja tensión hasta 1 kV, media tensión hasta 52 kV, alta tensión hasta 150 kV con valores de tensión normalizados de 110 kV, tensión muy alta por encima de 150 kV con valores de tensión normalizados de 220 kV y 380 kV y tensión ultra-alta con valores de tensión por encima de 500 kV
- Esto se cumple para todos los niveles de tensión tanto para redes de corriente alterna y trifásicas de 50 Hz y 60 Hz, así como para redes de corriente alterna de 162/3 Hz y redes de corriente continua de ferrocarriles eléctricos y también redes de corriente continua de alta tensión
- Por ello, los potenciales de interferencia no pueden clasificarse hasta el punto de que puedan protegerse de forma selectiva, es decir, bien localizada.
- Esto provoca fallos en los ferrocarriles eléctricos.
- Esto provoca cortes en la red en el intervalo de las redes de tensión alta de 110 kV y de tensión muy alta de 220 o 380 kV.
- Esto provoca cortes en la red en el intervalo de las redes de corriente continua de alta tensión.
- Debido a la falta de una identificación en línea de las redes eléctricas combinada dependiente de la ubicación, el tiempo y la frecuencia no es posible distinguir de forma fiable entre el funcionamiento normal admisible y el funcionamiento de fallo, en particular en el ámbito de las redes eléctricas ferroviarias.
- Debido a la falta de procedimientos para la identificación de redes eléctricas en línea combinada dependiente de la ubicación, el tiempo y la frecuencia no se pueden definir pruebas relevantes en la práctica de equipos, componentes e instalaciones eléctricas.
Por lo tanto, en el sistema de acuerdo con la invención se propone adicionalmente un componente dependiente de la ubicación para determinar los parámetros eléctricos en la red de suministro eléctrico. Para ello, el sistema de medición dispone de un sistema de sensores que cuenta con una pluralidad de sensores distribuidos localmente por la red de suministro eléctrico, que pueden estar dispuestos de manera estacionaria, por ejemplo, y/o sensores de ubicación variable. Los sensores de ubicación variable pueden controlarse arbitrariamente en una ubicación específica deseada o estar situados, por ejemplo, en un medio de transporte que se desplace a lo largo de la red de suministro eléctrico.
Se trata de determinar las propiedades combinadas de los sistemas eléctricos que dependen de la ubicación, el tiempo y la frecuencia. Son decisivas para el funcionamiento de los equipos eléctricos y consumidores conectados. Como sistema eléctrico se define en este caso un componente individual o la totalidad de los equipos de la red, como cables, líneas, transformadores e instalaciones de compensación, incluidos los consumidores eléctricos y los generadores eléctricos conectados a la red. Realización del equipo: Dispositivo para la conexión a consumidores eléctricos (absorbe energía eléctrica) y generadores (suministra energía eléctrica) o consumidores/generadores combinados, los llamados prosumidores, que funcionan temporalmente como consumidores y temporalmente como generadores.
Por ejemplo, para detectar la dependencia de la ubicación se utiliza un sistema de sensores instalados permanentemente de manera estacionaria, estacionarios "itinerantes" (instalados permanentemente e itinerantes) o transitorios móviles (localmente variables). Los parámetros dependientes del tiempo y la frecuencia de los sistemas eléctricos se miden adicionalmente dependiendo de la ubicación, por ejemplo, mediante un sistema de sensores que se desplaza a lo largo de las líneas eléctricas, y se vinculan a los parámetros dependientes del tiempo y la frecuencia. Esto se realiza, por ejemplo mediante:
1. Un sistema de sensores "itinerantes" instalados permanentemente que se mueven dentro del sistema eléctrico, por ejemplo, en vehículos acoplados eléctricamente a la red, por ejemplo, en vehículos ferroviarios eléctricos. Las magnitudes medidas pueden determinarse a este respecto de forma pasiva o activa. Se trata de una medición localmente móvil, por ejemplo mediante sensores o dispositivos de medición de parámetros eléctricos dependientes de la ubicación, el tiempo y la frecuencia
2. Medición localmente móvil mediante sensores móviles, por ejemplo, electrodos móviles de alta tensión para medir tensiones en líneas aéreas y parámetros eléctricos dependientes del tiempo y la frecuencia
3. Movimiento de sensores de tensión y corriente a lo largo de sistemas eléctricos, por ejemplo, a lo largo de líneas aéreas, con equipos de desplazamiento guiados mecánicamente (por ejemplo, suspendidos sobre rodillos en cables conductores) o no guiados mecánicamente (por ejemplo, drones) para registrar parámetros eléctricos dependientes de la ubicación, el tiempo y la frecuencia
De acuerdo con un diseño ventajoso de la invención, está previsto que el sistema de excitación presente un sistema de actuadores que tiene una pluralidad de actuadores distribuidos localmente a lo largo de la red de suministro eléctrico y/o actuadores de ubicación variable, por medio de los cuales las señales de excitación sincrónicas o asíncronas eléctricamente definidas con patrones de pulsos definidos se pueden alimentar en la red de suministro eléctrico en diferentes lugares. Esto tiene la ventaja de que las señales de excitación pueden alimentarse a la red de suministro eléctrico en distintos lugares según sea necesario. Los actuadores pueden estar dispuestos a este respecto en cada caso en una ubicación común con uno o más sensores, o en ubicaciones diferentes de los sensores. Los actuadores de ubicación variable pueden combinarse localmente en cada caso con sensores de ubicación variable, de modo que sólo sea necesario un accionamiento común para cambiar el lugar de utilización del sensor y del actuador.
Como tales señales de excitación son adecuadas tensiones o corrientes o impedancias, así como posibles combinaciones de estas, que se conectan a la red de suministro eléctrico. Estas señales de excitación pueden conmutarse en patrones de impulso con tiempos de conexión y pausa fijos o variables. Los patrones de impulso son conexiones definidas en el tiempo de señales de tensión y/o corriente y/o impedancias eléctricas con frecuencias discrecionales desde 0 Hz (magnitud constante) hasta frecuencias en el intervalo de MHz como magnitud (impulso) periódica o única. La conexión definida en el tiempo tiene lugar con un tiempo de conexión y pausa fijo o variable. Las señales de excitación sincrónicas tienen pasos por cero temporalmente comunes con la frecuencia fundamental de la red de suministro eléctrico que debe medirse. Las señales de excitación asíncronas no tienen pasos por cero temporalmente comunes con la frecuencia fundamental de la red de suministro eléctrico que debe medirse.
De acuerdo con la invención, está previsto que el sistema presente un sistema de evaluación que esté configurado para evaluar los parámetros eléctricos determinados dependiendo de la ubicación, el tiempo y la frecuencia de la red de suministro eléctrico y para generar una representación con resolución al menos local y temporal de los parámetros eléctricos o de las respuestas de sistema eléctricas de la red de suministro eléctrico determinadas a partir de los mismos. Esto permite un diagnóstico rápido y fiable de los fallos de la red mencionados al principio.
De acuerdo con la invención, está previsto que el sistema de evaluación esté configurado para generar una, varias o todas las siguientes representaciones de los parámetros eléctricos o de las respuestas de sistema eléctricas de la red de suministro eléctrico determinadas a partir de los mismos:
a) Representación de la ubicación a lo largo del tiempo y las magnitudes eléctricas,
b) Representación del tiempo a través de las magnitudes locales y eléctricas,
c) Representación de las magnitudes eléctricas a lo largo de la ubicación y el tiempo.
A este respecto, el sistema de evaluación puede configurarse ventajosamente para generar la representación respectiva mediante un cálculo en línea en tiempo real de magnitudes derivadas de los parámetros dependientes del tiempo, la ubicación y la frecuencia.
De acuerdo con la característica a), se crea un mapa de las magnitudes de tiempo y eléctricas. De acuerdo con la característica b), se crea un mapa de tiempo de las magnitudes de ubicación y eléctricas. De acuerdo con la característica c), se crea un mapa electro-temporal de las magnitudes eléctricas para diferentes tiempos y ubicaciones. Esto amplía y mejora considerablemente las posibilidades de diagnóstico de los fallos de la red.
De acuerdo con un diseño ventajoso de la invención, está previsto que el sistema esté configurado para alimentar continuamente señales de excitación eléctricas en la red de suministro eléctrico a través del sistema de excitación durante el funcionamiento real de la red de suministro eléctrico y para determinar los parámetros eléctricos que se producen en la red de suministro eléctrico dependiendo de la ubicación, el tiempo y la frecuencia a través del sistema de medición. Por tanto, el sistema permite identificar en línea los fallos de la red en cualquier momento, incluso en el funcionamiento en tiempo real.
De acuerdo con un diseño ventajoso de la invención, está previsto que el sistema de medición está configurado para almacenar los parámetros eléctricos determinados dependiendo de la ubicación, el tiempo y la frecuencia de la red de suministro eléctrico y/o parámetros matemáticamente determinables derivados de los mismos de forma sincrónica en el tiempo. Esto tiene la ventaja de que se puede almacenar una pluralidad de parámetros determinados mediante el sistema de medición, que luego se pueden evaluar sincrónicamente a lo largo del tiempo, por ejemplo estadísticamente.
De acuerdo con un diseño ventajoso de la invención, está previsto que el sistema de excitación esté configurado para alimentar señales de excitación eléctricas a la red de suministro eléctrico en momentos de excitación espaciados entre sí de manera uniforme o desigual, o con una combinación de momentos de excitación espaciados de manera uniforme y desigual. Esto amplía y mejora considerablemente las posibilidades de diagnóstico de los fallos de la red.
Esto permite, por ejemplo, la realización de procedimientos de excitación y medición sincrónica-sub-asincrónica para la identificación en línea combinada de sistemas eléctricos dependiente de la ubicación, el tiempo y la frecuencia. De este modo, el sistema eléctrico en cuestión puede ser excitado de forma sincrónica-sub-asincrónica por las señales de excitación. Sincrónica en el tiempo significa que los intervalos de tiempo entre los momentos de excitación o entre los tiempos de medición son siempre constantes en el tiempo. Temporalmente asincrónica significa que los intervalos de tiempo son variables. Temporalmente sincrónica-sub-asincrónica significa que, además de excitaciones y mediciones constantes en el tiempo (sincrónicas), también hay excitaciones y mediciones variables en el tiempo.
Esto puede llevarse a cabo en procedimientos activos, por ejemplo mediante la excitación del sistema y medición de la siguiente manera:
I. con excitación de sistemas multifilares constante en el tiempo (intervalos iguales entre las señales de excitación) o sincrónica en el tiempo (simultánea en todos los conductores) variable en el tiempo (intervalos desiguales entre las señales de excitación)
II. paralelamente en el tiempo se realiza una excitación individual constante en el tiempo o variable de los conductores de fase; esta excitación individual puede tener lugar de forma sincrónica o asincrónica con las señales procedentes de II
III. Los sistemas unifilares pueden excitarse/medirse de forma constante en el tiempo o síncrona o asíncrona de forma variable en el tiempo
De acuerdo con un diseño ventajoso de la invención, está previsto que el sistema de medición esté configurado para determinar parámetros eléctricos adicionales en la red de suministro eléctrico dependiendo de la ubicación, el tiempo y la frecuencia, incluso sin alimentar señales de excitación eléctricas. De este modo, el sistema también admite procedimientos de medición pasivos. Esto permite obtener más información sobre la red de suministro eléctrico, lo que mejora aún más el diagnóstico de los fallos de la red.
Esto significa que pueden utilizarse procedimientos de medición tanto pasivos como activos. Definición de los procedimientos de medición pasivos: Procedimientos que registran exclusivamente magnitudes medidas ya presentes en los sistemas eléctricos sin excitación activa, es decir, miden pasivamente, por ejemplo, tensión/corriente/frecuencia, armónicos de tensión/corriente, desviaciones de frecuencia.
Definición de procedimientos de medición activos: Procedimientos que excitan activamente un sistema eléctrico mediante señales de excitación (por ejemplo, conectando una carga eléctrica o un consumidor eléctrico), generando así una "reacción" del sistema (por ejemplo, una caída de tensión) y midiendo la reacción a la excitación.
Para la identificación completa de los parámetros de sistemas eléctricos, es ventajoso registrar su comportamiento dependiendo de la ubicación, el tiempo y la frecuencia. Esto se conseguirá mediante una combinación de los siguientes parámetros dependientes entre sí:
1. determinación de los parámetros eléctricos dependiendo de la ubicación
2. determinación de los parámetros eléctricos dependiendo del tiempo
3. determinación de los parámetros eléctricos dependiendo de la frecuencia
4. la sincronización de las magnitudes medidas de ubicación (también: distancia)-tiempo, es decir, la asignación de los valores medidos a coordenadas de tiempo y ubicación
Los sensores de las magnitudes de medición dependientes de la ubicación, el tiempo y la frecuencia, que pueden realizarse juntos o por separado, proporcionan señales de salida que se registran de forma sincrónica por ciclo de medición.
La figura 1 muestra una representación esquemática de un sistema de acuerdo con la invención para la determinación combinada dependiendo de la ubicación, el tiempo y la frecuencia de parámetros eléctricos en una red de suministro eléctrico 3. El sistema presenta un sistema de medición 2 y un sistema de excitación 1. El sistema de medición 2 registra las magnitudes de medición dependientes de la ubicación, el tiempo y la frecuencia a través de sensores de medición 5, por ejemplo, transductores de medición. El sistema de excitación 1 excita el sistema eléctrico 3 y genera así una reacción, por ejemplo, un cambio en la amplitud de la tensión. En el ejemplo mostrado, tanto el sistema de excitación 1 como el sistema de medición 2 están dispuestos sobre un soporte móvil de ubicación variable, es decir, que puede desplazarse con respecto al sistema eléctrico 3.
La figura 2 muestra un ejemplo del proceso en la alimentación de señales de excitación a la red de suministro eléctrico y en el registro de los parámetros eléctricos que se producen en la red de suministro eléctrico a través del sistema de medición 2. De acuerdo con el bloque 20, mediante el sistema de excitación 1 con un generador de señales se genera una señal de excitación que debe imprimirse en la red de suministro eléctrico 3. De acuerdo con el bloque 21, la señal de excitación se imprime físicamente en la red de suministro eléctrico 3 mediante un actuador. La señal de excitación impresa por regla general genera un cambio en uno o más parámetros eléctricos en la red de suministro eléctrico 3. A continuación, en un bloque 22, se miden la ubicación, el tiempo y la reacción eléctrica de la red de suministro eléctrico 3 mediante sensores o transductores del sistema de medición 2. Las magnitudes medidas registradas sincrónicamente en el bloque 22, a saber, la ubicación, tiempo y la respuesta de sistema eléctrico de la red de suministro eléctrico 3, se almacenan en un bloque 23, como se muestra en la figura 3.
Una vez almacenada una pluralidad de estas magnitudes medidas registradas, es decir, después de múltiples pasadas por los bloques 20 a 23, en particular en diferentes ubicaciones de la red de suministro eléctrico 3, en el bloque 24 puede realizarse una evaluación estadística de las magnitudes medidas sincrónicas en el tiempo almacenadas, por ejemplo, promediando y calculando la desviación típica por elemento de distancia, por cada momento y por magnitud eléctrica calculada, así como de magnitudes de promedio y las desviaciones típicas de las magnitudes medidas acopladas. El bloque 25 puede utilizarse entonces para crear una representación local y temporalmente resuelta de las respuestas de sistema eléctricas. En particular, como se muestra en el bloque 26, se pueden crear o representar tres "mapas" o dependencias: Creación de un "mapa" de las magnitudes de tiempo y eléctricas ("red Google"): magnitudes distancia/tiempo/eléctricas), un "mapa de tiempo" de las magnitudes de ubicación y eléctricas ("reloj reddistancia": magnitudes eléctricas tiempo/ubicación) y un "mapa electro-temporal" de las magnitudes eléctricas para diferentes tiempos y ubicaciones (mapa electro-temporal: magnitudes eléctricas/tiempo/ubicación/).
Adicionalmente, de acuerdo con el bloque 27, se puede llevar a cabo una complementación, corrección y perfeccionamiento en línea permanente del "mapa" y del "mapa de tiempo" de las magnitudes medidas sincrónicas almacenadas, es decir, una actualización continua de las representaciones recorriendo una y otra vez la secuencia de procedimiento.
La figura 3 muestra esquemáticamente el registro sincrónico en el tiempo de los valores medidos en el sistema de medición 2 y el almacenamiento sincrónico en el tiempo, por ejemplo en forma de tabla 9. El sistema de medición 2 puede presentar a este respecto un transductor 6 para magnitudes medidas dependientes del tiempo, un transductor 7 para magnitudes medidas dependientes de la ubicación y un transductor 8 para magnitudes medidas dependientes de la frecuencia.
La invención puede ampliarse con un procedimiento de excitación y medición escalonado en el tiempo para la identificación en línea combinada de sistemas eléctricos dependiendo de la ubicación, el tiempo y la frecuencia. La figura 4 muestra la excitación paso a paso de cada punto deseado de la curva de tensión o corriente. El sistema eléctrico que se va a analizar debe excitarse de forma continua en pasos de tiempo ajustables o sólo punto por punto como serie de muestreo o punto único de la curva de tiempo de magnitudes medidas. En la figura 4 se muestra un ejemplo de curva tensión o corriente-tiempo. Esto se cumple para todos los parámetros que deben medirse, que pueden ser parámetros puramente físicos o parámetros calculados matemáticamente a partir de estos.
La figura 5 muestra al menos una parte del sistema de excitación 1, en particular una forma de realización de sus actuadores 4. En los procedimientos de medición activos, es decir, los procedimientos de medición que excitan activamente un sistema eléctrico y miden la reacción a la excitación, debe utilizarse un sistema de excitación para cualquier sistema eléctrico. El sistema de excitación puede utilizarse para cualquier sistema eléctrico fijo o móvil. Cualquier sistema eléctrico fijo o móvil puede formar parte de un sistema eléctrico global.
El sistema de excitación 1 de acuerdo con la figura 5 funciona conectando adicionalmente elementos de construcción pasivos lineales o no lineales, con fuentes o elementos de construcción activos o cualquier combinación de los mismos, por ejemplo, conectando adicionalmente:
a) resistencia óhmica
b) inductancia
c) capacidad
d) dispositivos de almacenamiento de energía eléctrica en forma de pilas, acumuladores
e) convertidores rotativos de energía eléctrica en forma de motores o generadores
f) contratensión ajustable de manera discrecional con posición de fase o secuencia de fases que difiera del objeto de medición (en particular, por debajo o por encima de una tensión de un objeto de medición activo) g) cualquier tensión de secuencia positiva ajustable con la posición de fase o la secuencia de fase del objeto de medición (en particular, por debajo o por encima de una tensión de un objeto de medición activo)
El sistema de excitación 1 de acuerdo con la figura 5 también funciona con cualquier forma mixta de conexión adicional de a) a g) en forma de un consumidor o generador.
Con el procedimiento de medición utilizado, la reacción del sistema eléctrico a la excitación realizada se mide utilizando la conexión adicional de a) a g).
Se registran los parámetros eléctricos dependientes de la ubicación, el tiempo y la frecuencia. Un parámetro puede ser una magnitud física (medida), pero también una magnitud calculada matemáticamente a partir de esta (computada).
A. Los parámetros eléctricos dependientes del tiempo Kt son:
a) parámetros directos dependientes del tiempo como tensión, corriente, frecuencia
b) productos de magnitud calculados en función del tiempo, como la potencia activa, reactiva y aparente c) magnitudes diferenciales calculadas en función del tiempo para las diferencias de tiempo, por ejemplo t2-t1, como diferencia de tensión, aumento y disminución de la tensión (du/dt), diferencia de corriente, aumento y disminución de la corriente (di/dt), diferencia de frecuencia, aumento y disminución de la frecuencia (df/dt), diferencia de potencia, aumento y disminución de la potencia (dP/dt),
diferencia de impedancia de sistema, aumento y disminución de impedancia de red (dZ/dt)
d) direcciones de flujo de la corriente y de las potencias
e) cambios temporales de magnitudes espectrales, es decir, dependencias de tiempo-frecuencia El sistema de sensores para parámetros eléctricos dependientes del tiempo proporciona valores medidos x =f(Kt ,t)
B. Los parámetros eléctricos dependientes de la frecuencia Kf son:
a) parámetros directos dependientes del tiempo como tensión, corriente, frecuencia
b) productos de magnitud calculados en función del tiempo, como la potencia activa, reactiva y aparente c) las magnitudes diferenciales calculadas en función del tiempo para las diferencias de tiempo, por ejemplo t2-t1, como diferencia de tensión, aumento y disminución de la tensión (du/dt), la diferencia de corriente, el aumento y la disminución de la corriente (di/dt), la diferencia de frecuencia, el aumento y la disminución de la frecuencia (df/dt), la diferencia de potencia, el aumento y la disminución de la potencia (dP/dt), diferencia de impedancia de red, aumento y disminución de impedancia de red (dZ/dt)
d) direcciones de flujo de la corriente y de las potencias
e) representaciones espectrales de los parámetros eléctricos dependientes de la frecuencia a) a d), es decir, análisis espectrales en línea de los parámetros a) a d)
El sistema de sensores de los parámetros eléctricos dependientes de la frecuencia proporciona valores medidos x =f(Kf,f)
C. Los parámetros eléctricos dependientes de la ubicación Ko son:
- todas las magnitudes enumeradas en A. y B. con asignación local adicional
D. Sincronización distancia-tiempo
Los sensores de los parámetros eléctricos dependientes del lugar proporcionan valores medidos x =f(Ko,f) sincronización distancia-tiempo: Inicio en el punto de referencia X<0>(fe), Ax = X<0>+x(t<0>+t), entonces Ax = v-t E. Determinación de los parámetros diferenciales
Por ejemplo, determinación de impedancia- distancia diferencial, determinación de impedancia-distancia diferencial dinámica en la gama de frecuencias, determinación dinámica de la dirección de fallo para sobretensiones y sobrecorrientes, magnitudes espectrales dinámicas de la distancia diferencial
Claims (8)
1. Sistema para la determinación combinada de parámetros eléctricos dependiendo de la ubicación, el tiempo y la frecuencia en una red de suministro eléctrico (3) con las siguientes características:
a) el sistema presenta un sistema de excitación (1) que está configurado para alimentar aleatoriamente al menos una señal de excitación eléctrica en la red de suministro eléctrico (3),
b) el sistema presenta un sistema de medición (2) que está configurado para determinar parámetros eléctricos que se producen en la red de suministro eléctrico (3) como resultado de la señal de excitación eléctrica dependiendo de la ubicación, el tiempo y la frecuencia,
c) en donde el sistema de medición presenta un sistema de sensores (5) que tiene una pluralidad de sensores distribuidos localmente por la red de suministro eléctrico y/o sensores de ubicación variable, mediante los cuales pueden determinarse parámetros eléctricos en la red de suministro eléctrico (3) en diferentes ubicaciones y, en consecuencia, dependiendo de la ubicación,
en donde el sistema presenta un sistema de evaluación que está configurado para evaluar los parámetros eléctricos de la red de suministro eléctrico (3), determinados dependiendo de la ubicación, el tiempo y la frecuencia, y para generar una representación con resolución al menos local y temporal de los parámetros eléctricos o de las respuestas de sistema eléctricas de la red de suministro eléctrico (3) determinadas a partir de los mismos,caracterizado por queel sistema de evaluación está configurado para generar todas las representaciones posteriores de los parámetros eléctricos o de las respuestas de sistema eléctricas determinadas a partir de los mismos de la red de suministro eléctrico (3):
d) representación de la ubicación a lo largo del tiempo y de las magnitudes eléctricas mediante la creación de un mapa del tiempo y de las magnitudes eléctricas,
e) representación del tiempo a lo largo de la ubicación y las magnitudes eléctricas mediante la creación de un mapa de tiempo de las magnitudes locales y eléctricas,
f) representación de las magnitudes eléctricas a lo largo de la ubicación y del tiempo mediante la creación de un mapa electro-temporal de las magnitudes eléctricas para diferentes tiempos y ubicaciones.
2. Sistema según la reivindicación 1,caracterizado por queel sistema de evaluación está configurado para identificar potenciales de interferencia en la red de suministro eléctrico (3) a partir de la combinación de los parámetros eléctricos determinados dependiendo de la ubicación, el tiempo y la frecuencia de la red de suministro eléctrico (3).
3. Sistema según la reivindicación 1 o 2,caracterizado por queel sistema de excitación (1) presenta un sistema de actuadores (4) que tiene una pluralidad de actuadores distribuidos localmente por la red de suministro eléctrico (3) y/o actuadores de ubicación variable, mediante los cuales se pueden alimentar a la red de suministro eléctrico (3) señales de excitación eléctricas definidas sincrónicas o asincrónicas en el tiempo con patrones de impulso definidos en diferentes ubicaciones.
4. Sistema según la reivindicación 1 o 2,caracterizado por queel sistema de evaluación está configurado para generar la representación respectiva mediante un cálculo en línea en tiempo real de magnitudes derivadas de los parámetros en función del tiempo, la ubicación y la frecuencia.
5. Sistema según una de las reivindicaciones anteriores,caracterizado por queel sistema está configurado para alimentar continuamente señales de excitación eléctricas a la red de suministro eléctrico (3) a través del sistema de excitación (1) durante el funcionamiento real de la red de suministro eléctrico (3) y para determinar parámetros eléctricos que se producen en la red de suministro eléctrico (3) dependiendo de la ubicación, del tiempo y de la frecuencia a través del sistema de medición (2).
6. Sistema según una de las reivindicaciones anteriores,caracterizado por queel sistema de medición (2) está configurado para almacenar los parámetros eléctricos determinados dependiendo de la ubicación, el tiempo y la frecuencia de la red de suministro eléctrico (3) y/o parámetros matemáticamente determinables derivados de los mismos de forma sincrónica en el tiempo.
7. Sistema según una de las reivindicaciones anteriores,caracterizado por queel sistema de excitación (1) está configurado para alimentar señales de excitación eléctricas a la red de suministro eléctrico (3) en momentos de excitación que están espaciados entre sí de manera uniforme o desigual, o con una combinación de momentos de excitación espaciados de manera uniforme y desigual.
8. Sistema según una de las reivindicaciones anteriores,caracterizado porqueel sistema de medición (2) está configurado para determinar parámetros eléctricos adicionales en la red de suministro de energía (3) dependiendo de la ubicación, el tiempo y la frecuencia, incluso sin alimentar señales de excitación eléctricas.
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