Un procedimiento para adaptar una cadencia del muestreo a la cual los datos son muestreados en un sistema de energía eléctrica,

a la frecuencia del sistema de energía eléctrica, estando el procedimiento, caracterizado por las etapas de: efectuar un primer cálculo de frecuencia (100) para determinar la frecuencia del sistema de energía eléctrica; determinar unas primera y segunda derivadas (102) de la frecuencia del sistema de energía eléctrica; comparar las primera y segunda derivadas (104), respectivamente, con unos primero y segundo valores de las derivadas máximas, y comparar la primera derivada con una primera derivada normal; y si la primera derivada es menor que la primera derivada normal, o si tanto la primera como la segunda derivadas son menores que las primera y la segunda derivadas máximas, entonces aceptar el primer cálculo de la frecuencia como verdadero (106), y adaptar la cadencia de muestreo (108) en base al primer cálculo de la frecuencia, si la frecuencia del sistema de energía eléctrica está dentro de un margen delimitado entre una frecuencia mínima (fmin) y una frecuencia máxima (fmax)

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN

La presente invención se refiere, en general, a la sincronización de las cadencias de muestreo y de la frecuencia del sistema para el análisis de los parámetros del sistema. Más concretamente, la presente invención se refiere a la sincronización de la cadencia de muestreo de un sistema de distribución de energía eléctrica y con la frecuencia del sistema de energía eléctrica.

Los dispositivos de protección de los sistemas y el equipamiento de energía eléctrica típicamente operan de acuerdo con unos algoritmos de protección basados en el análisis de Fourier de las corrientes y los voltajes muestreados. Un posible programa de protección capta unos valores instantáneos o muestras, de las corrientes y los voltajes del sistema eléctrico, 64 veces por ciclo del sistema eléctrico, y lleva a cabo una transformada de Fourier a corto plazo (STFT) sobre las muestras. Los cálculos son actualizados en tiempo real por periodos de 8 muestras.

La precisión del algoritmo de Fourier está estrechamente relacionada con el grado de sincronización existente entre la cadencia de muestreo y la frecuencia del sistema de energía eléctrica. Sin embargo, la frecuencia del sistema de energía eléctrica es dinámica. Por ejemplo, bajo condiciones normales de la carga, la frecuencia del sistema de energía eléctrica puede desviarse desde un valor nominal (por ejemplo, de 60 Hz en Norteamérica, de 50 Hz en Europa y en otras partes) hasta 1 Hz. Bajo condiciones de sobrecargas severas, cuando la protección es fundamental, la frecuencia puede caer por debajo de la nominal hasta 10 Hz en un periodo tan corto como de un segundo. Tras la puesta en marcha del generador, la frecuencia puede aumentar de 0 Hz hasta el valor nominal en menos de tres segundos. Durante un rechazo repentino de la carga, la frecuencia puede disparar el valor nominal hasta 1,5 veces el valor nominal. Para mantener la precisión de los cálculos de la transformada de Fourier y, por consiguiente, la fiabilidad de la protección, es muy deseable ajustar la cadencia de muestreo.

Las técnicas conocidas para el ajuste de las cadencias de muestreo del sistema de energía eléctrica se basan en la generación de una versión filtrada y elevada al cuadrado de una señal del voltaje del sistema de energía eléctrica, la medición de la frecuencia mediante el conteo de los cruces por cero de las señales de la corriente y del voltaje, y la promediación del número de los cruces por cero por encima del número de ciclos del sistema de energía eléctrica. Sin embargo, dichas técnicas no son lo suficientemente precisas por diversas razones. Por ejemplo, una corriente universal (esto es, en la que una curva sustancialmente sinusoidal se invierte a sí misma justo antes de un cruce por cero), esencialmente incurre en un retardo de periodo y puede ser diagnosticada de manera incorrecta por un algoritmo de cruce por cero como una situación de subfrecuencia. Por otro lado, los cambios transitorios y de fase pueden provocar cruces por cero “falsos”. Así mismo, la circuitería de filtrado y de cuadratura para la detección de los cruces por cero pueden introducir ruido dentro de la señal en forma de perturbaciones oscilatorias, provocando errores adicionales. Otro inconveniente de las técnicas que se basan en la promediación es que el cálculo de la promediación tiende a traducirse en un rendimiento de la sincronización relativamente bajo.

Las Patentes estadounidense 5,832,414, 5,832,413 y 5,721,689 divulgan un sistema y un procedimiento de protección del generador para la estimación de los vectores de corriente y el ajuste de frecuencias en sistemas de protección digital. El procedimiento utiliza una transformada discreta de Fourier (DFT) variable de N puntos para computar los vectores de corriente en base a los datos obtenidos a partir de las señales muestreadas. En cada intervalo de muestreo el cambio del ángulo de los vectores de corriente entre la corriente y los ángulos vectoriales anteriores se utiliza para estimar la frecuencia instantánea de la señal. Las frecuencias instantáneas son promediadas a lo largo de un ciclo de la señal para generar una frecuencia de ciclo media. Así mismo, se define y utiliza una pluralidad de frecuencias discretas y de ventanas de la DFT correspondientes en base a una cadencia de muestreo fija y a una frecuencia fundamental predeterminada de la señal, en la estimación de la frecuencia instantánea. Una vez que se ha determinado una frecuencia media del ciclo, la ventana de la DFT se ajusta estableciéndola para que sea igual a la ventana de la DFT correspondiente a la frecuencia discreta más próxima a la frecuencia media del ciclo. Estas Patentes no dan respuesta adecuada a los problemas analizados con anterioridad.

Las Patentes estadounidenses 5,671,112 y 5,805,395 divulgan unos sistemas para la ejecución de una medición precisa de valores de V/Hz y la determinación del tiempo de disparo para la protección de la sobreexcitación del generador / transformador con independencia del ajuste convencional de la frecuencia y de la estimación de los vectores de corriente en base a las técnicas de la DFT. De acuerdo con la Patente 5,671,112, una señal de voltaje sinusoidal muestreada se pasa a través de un integrador digital y la magnitud de la salida del integrador es medida como representativa de la relación V / Hz. El integrador digital se implementa en software utilizando una ecuación diferencial de una unidad de protección del generador. Cuando la frecuencia del muestreo es variable, los coeficientes de filtro del integrador digital son calculados de nuevo cada vez que se modifica la frecuencia del muestreo, y un nuevo valor de la magnitud de pico de la salida del integrador digital es calculado utilizando los coeficientes de filtro de nuevo calculados.

De acuerdo con la Patente 5,805,395, se utiliza una técnica digital no recursiva la cual mide el valor por unidad del V / Hz mediante la suma de datos muestreados cada medio ciclo de una señal de entrada sinusoidal, y mediante la división de la suma con una suma de valor de base ideal. Cuando la señal del voltaje de entrada es muestreada a una frecuencia razonable, la técnica divulgada se aproxima al valor de V / Hz por unidad de la señal de voltaje de entrada sin computar el voltaje y la frecuencia de forma separada. Las Patentes 5,671,112 y 5,805,395 tampoco dan respuesta suficiente a los problemas descritos con anterioridad.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN

A la vista de la exposición anterior, sería muy deseable mejorar la sincronización de la cadencia de muestreo de un dispositivo de protección de un sistema de energía eléctrica con la frecuencia del sistema de energía eléctrica. Sería, así mismo, deseable poder discriminar entre episodios de frecuencia transitorios y reales, de manera que los episodios transitorios no afectarán de manera negativa a la cadencia de muestreo mientras que los episodios de frecuencia reales serán correctamente descompuestos en factores para ajustar la cadencia de muestreo. La presente invención resuelve los problemas de la técnica anterior y proporciona ventajas adicionales mediante la provisión de una técnica de ajuste de la cadencia de muestreo de un dispositivo de protección del sistema de energía eléctrica. De acuerdo con formas de realización ejemplares, un procedimiento de adaptación de una cadencia de muestreo a la frecuencia de un sistema de energía eléctrica incluye las etapas de: ejecutar un primer cálculo de la frecuencia; determinar unas primera y segunda derivadas de la frecuencia del sistema de energía eléctrica; determinar una primera derivada normal, un valor máximo de la primera derivada y un segundo valor máximo de la segunda derivada a partir de las características del sistema de energía eléctrica; comparar las primera y segunda derivadas, respectivamente, con los primero y segundo valores máximos de las derivadas, y comparar la primera derivada con la primera derivada normal; y si la primera derivada es menor que la primera derivada normal, o si ambas primera y segunda derivadas son inferiores a las primera y segunda derivadas máximas, entonces aceptar el cálculo de la primera frecuencia como verdadero, y adaptar la cadencia de muestreo en base al documento JP 03230722 que divulga un relé de protección en el que un error de detección provocado por la fluctuación de una frecuencia de un sistema de energía eléctrica puede ser evitado. En este sentido, se determina un periodo de muestreo de acuerdo con la actual frecuencia del sistema de energía eléctrica. Los voltajes son muestreados con el periodo de muestreo correspondiente...

1. Un procedimiento para adaptar una cadencia del muestreo a la cual los datos son muestreados en un sistema de energía eléctrica, a la frecuencia del sistema de energía eléctrica, estando el procedimiento, caracterizado por las etapas de:

efectuar un primer cálculo de frecuencia (100) para determinar la frecuencia del sistema de energía eléctrica; determinar unas primera y segunda derivadas (102) de la frecuencia del sistema de energía eléctrica; comparar las primera y segunda derivadas (104), respectivamente, con unos primero y segundo valores de las derivadas máximas, y comparar la primera derivada con una primera derivada normal; y

si la primera derivada es menor que la primera derivada normal, o si tanto la primera como la segunda derivadas son menores que las primera y la segunda derivadas máximas, entonces aceptar el primer cálculo de la frecuencia como verdadero (106), y adaptar la cadencia de muestreo (108) en base al primer cálculo de la frecuencia, si la frecuencia del sistema de energía eléctrica está dentro de un margen delimitado entre una frecuencia mínima (fmin) y una frecuencia máxima (fmax).

2. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que la primera derivada máxima es, aproximadamente, de 20 Hz / segundo.

3. El procedimiento de las reivindicaciones 1 o 2, en el que la frecuencia mínima (fmin) es, aproximadamente, de 2 Hz y la frecuencia máxima (fmax) es, aproximadamente, de 90 Hz.

4. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que la primera derivada normal es, aproximadamente, de 2 Hz / segundo a, aproximadamente, 3 Hz / segundo.

5. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que la segunda derivada máxima es, aproximadamente, de 3 Hz / segundo2 a, aproximadamente, 5 Hz / segundo2.

6. Un relé de protección para proporcionar un control de protección en un sistema de distribución de energía eléctrica, que comprende:

un medio de conexión (68) para conectar el relé al sistema de distribución de energía eléctrica; y un medio de procesamiento (72) para detectar las condiciones del sistema a través del medio de conexión a una cadencia de muestreo, para proporcionar un control de protección en base a las condiciones del sistema a través del medio de conexión, caracterizado porque el medio de procesamiento puede ser empleado para ajustar la frecuencia del muestreo en base a una comparación de una frecuencia operativa y de las primera y segunda derivadas de la frecuencia operativa del sistema de distribución de energía eléctrica con los valores de umbral, en el que los valores de umbral incluyen unos primero y segundo valores de las derivadas máximas y un primer valor de la derivada normal y unos valores de frecuencia máximos y mínimos, en el que si la primera derivada es inferior a la primera derivada normal, o si tanto la primera como la segunda derivadas son inferiores a las primera y segunda derivadas máximas, entonces la cadencia de muestreo se adapta en base a la frecuencia operativa, si la frecuencia operativa se encuentra dentro de un margen delimitado entre los valores de la frecuencia mínimo y máximo.

7. El relé de protección de la reivindicación 6, en el que la frecuencia operativa mínima es, aproximadamente, de 20 Hz / segundo.

8. El relé de protección de las reivindicaciones 6 o 7, en el que la frecuencia operativa mínima es, aproximadamente, de 2 Hz y la frecuencia operativa máxima es de 90 Hz.

9. El relé de protección de cualquiera de las reivindicaciones 6 a 8, en el que la primera derivada normal es, aproximadamente, de 2 Hz / segundo a, aproximadamente, 3 Hz / segundo.

10. El relé de protección de cualquiera de las reivindicaciones 6 a 9, en el que la segunda derivada máxima es, aproximadamente, de 3 Hz / segundo2 a, aproximadamente, 5 Hz / segundo2.