ESTIMACIÓN DE CANTIDADES DE SISTEMA DE POTENCIA EN TIEMPO REAL USANDO MEDICIONES SINCRONIZADAS.

Método para estimar un estado de un sistema de potencia eléctrica (100),

el método comprendiendo: obtener datos de medición no fasoriales (116) sobre el sistema de potencia eléctrica (100); obtener datos de mediciones fasoriales (114) sobre el sistema de potencia eléctrica (100), que se referencia a un marco de referencia de medición fasorial; dicho método estimativo caracterizado por el hecho de que comprende: estimar (406) el estado del sistema de potencia eléctrica (100) directamente de los datos de medición no fasoriales (116) y los datos de mediciones fasoriales (114) usando un algoritmo de estimación estadística, la estimación de estado siendo realizada en un marco de referencia de estimador de estado usando los datos de mediciones fasoriales (114) referenciados en el marco de referencia de medición fasorial; y generar (408) una salida indicativa del estado estimado

Antecedentes

La presente solicitud se refiere al uso de mediciones fasoriales en la estimación del estado del sistema de potencia eléctrica. Encuentra aplicación particular en la integración fasoriales de voltaje y de corriente en el proceso de estimación de estado.

La información del estado del sistema de potencia juega un papel importante en la operación y análisis de sistemas de potencia eléctrica. De hecho, la información del estado se puede usar para varios objetivos, incluyendo la seguridad del sistema y análisis de contingencia, optimización del sistema, e incluso la creación e incorporación de mercados para potencia eléctrica.

Generalmente, estimadores de estado han realizado una estimación indirecta del estado del sistema de potencia (es decir, magnitud de voltaje y ángulos en los buses de red, posiciones de derivación de transformadores de cambio de derivación, etc.) usando mediciones no fasoriales tales como flujos de potencia y magnitudes de voltaje y corriente, por nombrar algunos. Más recientemente, no obstante, unidades de mediciones fasoriales (PMUs) han sido desarrolladas. PMUs proporcionan mediciones fasoriales de voltaje y de corriente grabadas en el tiempo en distintos lugares en el sistema de potencia. Esta información adicional puede utilizarse para mejorar la estimación del estado de red.

Una de las dificultades inherentes en la evaluación de mediciones angulares de fase en un sistema muy disperso, no obstante, es la necesidad de sincronizar las mediciones a un marco de referencia común. Con este fin, PMUs han proporcionado mediciones fasoriales que son sincronizadas basadas en señales temporales del sistema de posición global (GPS). Por otra parte, el sincrofasor estándar del instituto de Ingenieros de electricidad y de electrónica (IEEE) define un ángulo de fase instantáneo del fasor en relación con el Tiempo Universal Coordinado (UTC), por lo tanto fijando el marco de referencia para las mediciones fasoriales de PMU.

Por ejemplo, el documento "Synchronized phasor measurements in power systems", Phadke A G, IEEE computer applications in power, vol.6 no.2, 1993", divulga unidades de medición fasorial que reciben una señal sincronizada del satélite GPS para medir al mismo tiempo datos fasoriales relacionados con un sistema de potencia. Los datos fasoriales medidos se usan con datos no fasoriales por un estimador para el control del estado del sistema de potencia.

Debido a la naturaleza del sistema de potencia las redes, donde la potencia fluye en ramificaciones en la red son una función de las diferencias de los ángulos de fase de voltaje a través de las ramificaciones, un bus de referencia o bus slack se elige para hacer el problema de estimación de estado solucionable. Así, un ángulo de referencia común, conocido como el ángulo de bus slack, ha sido seleccionado para el proceso de estimación de estado. Mientras es generalmente posible asignar el ángulo de bus slack a un valor arbitrario, es típicamente establecido en cero.

Como será apreciado, es preciso reconciliar los marcos de referencia de la medición fasorial y del estimador de estado. Esto se puede realizar requiriendo que una PMU de referencia sea colocada en la ubicación del bus slack y computando los ángulos de las varias PMUs con respecto a la PMU de referencia. Desafortunadamente, no obstante, tal disposición hace el sistema vulnerable a la pérdida de la señal proporcionada por la PMU de referencia, por ejemplo debido a una interrupción en una ubicación de la medición, un fallo de la PMU de referencia, o un fallo de comunicación. Mientras es posible compensar tal pérdida, el proceso para hacerlo exige relativamente mucho tiempo y es complejo.

Resumen

Aspectos de la presente solicitud se dirigen a estas cuestiones, y otras.

Según un primer aspecto, un método incluye estimar un estado de un sistema de potencia eléctrica y generar una salida indicativa del estado estimado. La estimación se realiza en un marco de referencia de estimadores de estado usando datos de mediciones fasoriales referenciados a un marco de referencia de mediciones fasoriales.

Según otro aspecto, un aparato incluye un estimador de estado y medios para generar una salida indicativa del estado estimado. El estimador de estado considera un estado de un sistema de potencia eléctrica en un marco de referencia de estimadores de estado usando datos de mediciones fasoriales referenciados a un marco de referencia de mediciones fasoriales.

Según otro aspecto un medio de almacenamiento legible por ordenador contiene instrucciones que, cuando se

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ejecutan por un ordenador, provocan que el ordenador lleve a cabo un método. El método incluye obtener datos de medición funcionalmente relacionados con un estado de un sistema de potencia eléctrica y usando los datos de las mediciones para estimar el estado del sistema de potencia. Los datos de medición incluyen mediciones fasoriales referenciadas a un marco de referencia de mediciones fasoriales y la estimación se realiza en un marco de referencia de estimadores de estado.

Según otro aspecto, un método de estimación de estado de sistema de potencia eléctrica incluye obtener mediciones fasoriales de voltaje y de corriente funcionalmente relacionadas con un estado de un sistema de potencia eléctrica. Las mediciones fasoriales de voltaje y de corriente se referencian a un marco de referencia de medición fasorial. El método también incluye reconciliar el marco de referencia de medición fasorial y un marco de referencia de estimador de estado y estimar el estado del sistema de potencia.

Los expertos en la materia apreciarán todavía otros aspectos de la presente invención tras la lectura y comprensión de las figuras y descripción anexas.

Figuras

La presente solicitud se ilustra a modo de ejemplo y no como limitación en las figuras de los dibujos anexos, en las que referencias similares indican elementos similares y en las cuales: Figura 1 representa un sistema en el que los datos fasoriales se utilizan para desempeñar una estimación de estado de sistema de potencia eléctrica. Figuras 2A y 2B representan un fasor en marcos de referencia de medición y de estimador de estado, respectivamente. Figura 3 representa un sistema con una pluralidad de islas eléctricas. Figura 4 representa un método de estimación de estado. Figuras 5A, 5B, y 5C ilustran aspectos de estimación de estado asistidos por fasor.

Descripción

Señales de tiempo medidas en una red de sistema de potencia, en su forma ideal, son sinusoidales y por ejemplo el voltaje en un nodo particular como función de tiempo idealmente sería de la forma:

Ecuación 1

(t) =

cos(2ºfsist +ºi )

vi

**(Ver fórmula)**

donde i es el nodo, t es tiempo, vi(t) es el voltaje variable de tiempo, V1 es la magnitud de la raíz cuadrada media (RMS) del voltaje, fsis es la frecuencia de sistema, y ºi es un ángulo de fase. El cálculo fasorial se utiliza para simplificar el análisis de sistema de potencia. La magnitud de RMS y el ángulo de fase de la señal de voltaje vi(t) se reúnen para formar un fasor Vieº1º, que es un número complejo que tiene un componente imaginario y equivalente real.

Para claridad de explicación, el uso de mediciones fasoriales en la estimación del estado del sistema de potencia se describirá en el contexto de un sistema de potencia equilibrado completamente conectado que está desprovisto de equipamiento tal como transformadores de desviación de fase. Tal sistema con n nodos (también llamados buses) se adhiere a las leyes físicas de Kirchoff y puede ser descrito a modo de variables 2n-1 que reflejan el estado del sistema. Estas últimas variables son referidas como los estados del sistema de potencia y se pueden indicar de la siguiente manera:

Ecuación 2

**(Ver fórmula)**

donde x ºº2nº1y la barra superior significa un vector. El ángulo de referencia es ºn y es a veces referido como el

º n

ángulo de bus oscilante. Sin pérdida de generalidad ºn es frecuentemente elegido para ser cero. Uso de equipamiento tal como transformadores de desviación de fase, al igual que el funcionamiento en una forma desequilibrada, contribuye a variables adicionales al vector de estado del sistema. Aunque se ha omitido para claridad de explicación,... [Seguir leyendo]

1. Método para estimar un estado de un sistema de potencia eléctrica (100), el método comprendiendo: obtener datos de medición no fasoriales (116) sobre el sistema de potencia eléctrica (100); obtener datos de mediciones fasoriales (114) sobre el sistema de potencia eléctrica (100), que se referencia a un marco de referencia de medición fasorial; dicho método estimativo caracterizado por el hecho de que comprende: estimar (406) el estado del sistema de potencia eléctrica (100) directamente de los datos de medición no fasoriales

(116) y los datos de mediciones fasoriales (114) usando un algoritmo de estimación estadística, la estimación de estado siendo realizada en un marco de referencia de estimador de estado usando los datos de mediciones fasoriales (114) referenciados en el marco de referencia de medición fasorial; y generar (408) una salida indicativa del estado estimado.

2. Método según la reivindicación 1 donde los datos de mediciones fasoriales (114) incluye datos fasoriales de voltaje y datos fasoriales de corriente.

3. Método según la reivindicación 1 donde el marco de referencia de medición fasorial y los marcos de referencia de estimador de estado son diferentes, y donde el marco de referencia del estimador de estado se referencia a un nodo

(n) del sistema de potencia eléctrica (100) y el marco de medición fasorial se referencia a una referencia temporal.

4. Método según la reivindicación 1 donde la estimación se realiza iterativamente usando datos de mediciones fasoriales (114) referenciados a un marco de referencia temporal.

5. Método según la reivindicación 1 donde los datos de mediciones fasoriales (114) incluyen, para cada una de una pluralidad de mediciones fasoriales de voltaje, diferencias angulares entre la medición fasorial de voltaje y una pluralidad de otras mediciones fasoriales de voltaje.

6. Método según la reivindicación 1 donde los datos de mediciones fasoriales (114) incluyen, para cada una de una pluralidad de mediciones angulares de voltaje, una diferencia angular entre una medición angular de corriente y la medición angular de voltaje.

7. Método según la reivindicación 1 que incluye generar un conjunto de seudomediciones que describe las diferencias angulares entre cada una de una pluralidad de pares de mediciones fasoriales de voltaje en el marco de referencia de mediciones y donde la estimación es realizada usando las seudomediciones.

8. Método según la reivindicación 1 donde el sistema de potencia eléctrica incluye una primera (3041) y segunda (3042) islas eléctricas y los datos de mediciones fasoriales (114) incluyen un primer conjunto de diferencias angulares entre las mediciones fasoriales desde la primera isla eléctrica (3041) y un segundo conjunto de diferencias angulares entre las mediciones fasoriales de la segunda isla eléctrica (3042).

9. Método según la reivindicación 1 donde la estimación se realiza con referencia a un bus de referencia y los datos de mediciones fasoriales (114) no incluyen una medición fasorial del bus de referencia.

10. Método según la reivindicación 1 donde la estimación (406) incluye estimar un valor de un estado variable que reconcilia la medición fasorial y marcos de referencia del estimador de estado, donde dicho estado variable es un ángulo (ºREFn).

11. Método según la reivindicación 10 donde los datos de mediciones fasoriales (114) incluyen una pluralidad de mediciones angulares de fase que se sincronizan a una referencia temporal, dichas mediciones angulares de voltaje incluyendo mediciones angulares de voltaje y mediciones angulares de corriente.

12. Método según la reivindicación 1 que incluye la estimación (406) simultánea e iterativa del estado del sistema de potencia y un valor que reconcilia la estimación del estado y los marcos de referencia de medición, donde dicho valor es un valor de un ángulo ((ºREFn).

13. Método según la reivindicación 1 donde la estimación de estado se realiza en el marco de referencia de medición.

14. Método según la reivindicación 13 donde la estimación de estado se realiza en un marco de referencia temporal.

15. Método según la reivindicación 1 que incluye la obtención de los datos de mediciones fasoriales (114) y no fasoriales

(116) de una base de datos (118) de un sistema SCADA.