Un método para la predicción de la estabilidad de una red eléctrica de potencia,

caracterizado por que el método comprende las etapas de i) determinación (32), para una carga conectada a la red eléctrica de potencia a través de una conexión de cargas, de los valores de potencia y tensión (U0, P0, U(t0-), PL(t0-)) previamente a la contingencia así como, durante un intervalo de tiempo después de la contingencia en el que la red está en una condición transitoria, de al menos un par de valores de tensión y potencia (U(t0+), PL(t0+), PL(t), P(tn), U, U(tn)) en la conexión de la carga, ii) determinación (33), para la carga y a partir de dichos valores de tensión y potencia, de al menos un parámetro (αs, βs, PL(∞)) que describe una relación de estado estable estimada (ecuación 3) entre la tensión y el flujo de potencia o el flujo de potencia en estado estable estimado (PL(∞)) alcanzado después de una fase transitoria, iii) ejecución de un cálculo del flujo de cargas (34) para la determinación de un equilibrio en estado estable de la red eléctrica de potencia, usando el al menos un parámetro, iv) determinación (35), si el cálculo del flujo de cargas tiene una solución, que existe una estabilidad futura de la red eléctrica de potencia o, si el cálculo del flujo de cargas no tiene una solución, que no existe una estabilidad futura de la red eléctrica de potencia

Campo de la invención

La invención se refiere al campo de las redes de transmisión de energía eléctrica y, más particularmente, a un método para la predicción de la estabilidad de una red eléctrica de potencia.

Antecedentes de la invención

Una red de transmisión de energía eléctrica comprende líneas de enlace de alta tensión y subestaciones para la transformación de las tensiones y para la conmutación de las conexiones entre líneas. Las cargas y las plantas generadoras de energía se conectan a la red. Un aspecto importante cuando se controla la generación de energía y el flujo de cargas es mantener estable la red, es decir evitar oscilaciones y colapsos de tensión. Los sistemas de SCADA (Control de Supervisión y Adquisición de Datos) existentes proporcionan estimaciones acerca de la estabilidad de una red. Sin embargo, tal estimación se basa en la suposición de que la red está en una condición de estado estable. En consecuencia, no es válido si se obtiene durante una condición transitoria, es decir en el momento después de que ha ocurrido una falta o contingencia y antes de que la red vuelva a un estado aparentemente estable. Sucede a menudo que la red parece estar en un estado estable después de una contingencia, sin embargo, se desarrolla inadvertidamente una inestabilidad producida por la contingencia. La inestabilidad se detecta por el sistema SCADA solamente cuando las tensiones de la red están gravemente afectadas. En este instante, las acciones de recuperación tales como el deslastrado de cargas deben ser drásticas, si se ha de evitar el colapso completo de la red. Es por lo tanto deseable obtener, después de que se detecte una contingencia, una estimación anticipada de la estabilidad futura de la red, de modo que las acciones de recuperación se puedan ejecutar antes de que los efectos de la inestabilidad se conviertan en demasiado grandes.

El documento US 5.638.297 muestra un método de evaluación de la estabilidad transitoria en línea de un sistema eléctrico de potencia. Se usa un modelo de ordenador para simular un efecto de una contingencia de estudio introducida artificialmente. La simulación usa un método de integración paso a paso y predice los efectos futuros de la contingencia sobre la red, en particular sobre la estabilidad de la red. Sin embargo, el método requiere un modelo completo del comportamiento dinámico de la red y un esfuerzo de cálculo significativo para la simulación. El algoritmo usa cálculos previos que se realizan antes de que ocurra una contingencia dada. Si una contingencia no estaba precalculada o si suceden contingencias en cascada, el algoritmo falla. Si se aplica a la estabilidad de la tensión, el algoritmo fallaría asimismo para contingencias en cascada dado que no es práctico un cálculo previo exhaustivo de combinaciones de contingencias.

Un artículo titulado “Application of synchronized phasor measurements to real-time transient stability prediction”, Liu y col. IEEE Proceedings, GB, vol. 142, Nº. 4, 1 de julio de 1995, páginas 355-360, describe de modo similar una evaluación en tiempo real de la estabilidad de una oscilación transitoria en sistemas de potencia. Se describe una técnica de equivalencia de carga constante-actual en base a piezas (PCCLE) que utiliza mediciones sincronizadas de los fasores para proporcionar una predicción de oscilaciones de estabilidad en rápidos transitorios para su uso con un control de alta velocidad.

Descripción de la invención

Es por lo tanto un objeto de la invención crear un método y un producto de programa de ordenador para la predicción de la estabilidad de una red eléctrica de potencia del tipo mencionado inicialmente, que supere las desventajas mencionadas anteriormente.

Estos objetos se consiguen por un método y producto de programa de ordenador para la predicción de la estabilidad de una red eléctrica de potencia de acuerdo con las reivindicaciones 1 y 11.

En el método de predicción de la estabilidad de una red eléctrica de potencia de acuerdo con la invención, el método se ejecuta después de que ha ocurrido una contingencia y comprende las etapas de

i) determinación, para al menos una carga conectada a una red eléctrica de potencia a través de una conexión de carga, de los valores de potencia y tensión previamente a la contingencia así como, durante un intervalo de tiempo después de la contingencia en el que la red está en una condición transitoria, de al menos un par de valores de tensión y potencia en la conexión de la carga, ii) determinación, para al menos una carga conectada a una red eléctrica de potencia y a partir de dichos valores de tensión y potencia, de al menos un parámetro que describe una relación de estado estable estimada entre la tensión y el flujo de potencia, o un flujo de potencia en estado estable estimado alcanzado tras una fase transitoria, como un comportamiento en estado estable estimado de la carga, iii) ejecución de un cálculo del flujo de cargas para la determinación de un equilibrio en estado estable de la red eléctrica de potencia, usando al menos un parámetro que describe el comportamiento del estado estable estimado de al menos una carga, iv) determinación, si el cálculo del flujo de cargas indica estabilidad, es decir si tiene una solución, de que existe una estabilidad futura de la red eléctrica de potencia o, si el cálculo del flujo de cargas indica inestabilidad, es decir si no tiene una solución, de que no existe una estabilidad futura de la red eléctrica de potencia.

El método inventivo determina de ese modo, durante un estado transitorio de la red, uno o más parámetros relevantes para el estado estable o comportamiento estacionario futuro de la red. Se determina entonces el futuro equilibrio en estado estable del sistema dinámico sin ninguna necesidad de una simulación a lo largo del tiempo. El esfuerzo de modelizado y cálculo se reduce por lo tanto significativamente, cuando se compara con una simulación dinámica del comportamiento de la red, aunque sin embargo se determina el comportamiento del sistema completo alrededor del punto de equilibrio. Dado que los cálculos son necesarios solamente después de que ocurra una contingencia, el algoritmo es independiente de cualquier precálculo y es aplicable a cualquier contingencia o combinación de contingencias.

En una realización preferida de la invención, el cálculo del flujo de cargas es un denominado cálculo del flujo de cargas extendido que incluye el comportamiento en estado estable de una variedad de elementos del sistema de potencia, en particular de los cambiadores de tomas en carga y de los generadores eléctricos.

El producto de programa de ordenador para la predicción de la estabilidad de una red eléctrica de potencia de acuerdo con la invención se puede cargar en una memoria interna de un ordenador digital y comprende medios con códigos de programas de ordenador para provocar, cuando dichos medios con códigos de programas de ordenador se cargan en el ordenador, que el ordenador ejecute el método de acuerdo con la invención. En una realización preferida de la invención, el producto de programa de ordenador comprende un medio que pueda leer un ordenador, que tenga medios con códigos de programas de ordenador registrados en ellos.

Las realizaciones preferidas adicionales son evidentes a partir de las reivindicaciones dependientes de la patente.

Breve descripción de los dibujos

La materia objeto de la invención se explicará con más detalle en el texto a continuación con referencia a las realizaciones de ejemplo preferidas que se ilustran en los dibujos adjuntos, en los que:

la Figura 1 muestra esquemáticamente parte de una red de transmisión de energía eléctrica; la Figura 2 muestra un histórico en el tiempo con valores típicos de tensión y flujo de potencia en una conexión de

cargas después de que ocurra una contingencia; la Figura 3 muestra un diagrama de flujo del método inventivo y la Figura 4 muestra un histórico en el tiempo de la tensión y flujo de potencia y su relación con los parámetros del

modelo de cargas.

Los símbolos de referencia usados en los dibujos y sus significados, se listan en forma de sumario en la lista de símbolos de referencia. En principio, partes idénticas están provistas con los mismos símbolos de referencia en las figuras.

Descripción detallada de las realizaciones preferidas

La Figura 1 muestra esquemáticamente una parte 1 de una red eléctrica de potencia. Se conectan... [Seguir leyendo]

1. Un método para la predicción de la estabilidad de una red eléctrica de potencia, caracterizado por que el método comprende las etapas de

i) determinación (32), para una carga conectada a la red eléctrica de potencia a través de una conexión de cargas, de los valores de potencia y tensión (U0, P0, U(t0-), PL(t0-)) previamente a la contingencia así como, durante un intervalo de tiempo después de la contingencia en el que la red está en una condición transitoria, de al menos un par de valores de tensión y potencia (U(t0+), PL(t0+), PL(t), P(tn), U, U(tn)) en la conexión de la carga, ii) determinación (33), para la carga y a partir de dichos valores de tensión y potencia, de al menos un parámetro (αs, βs, PL(∞)) que describe una relación de estado estable estimada (ecuación 3) entre la tensión y el flujo de potencia o el flujo de potencia en estado estable estimado (PL(∞)) alcanzado después de una fase transitoria, iii) ejecución de un cálculo del flujo de cargas (34) para la determinación de un equilibrio en estado estable de la red eléctrica de potencia, usando el al menos un parámetro, iv) determinación (35), si el cálculo del flujo de cargas tiene una solución, que existe una estabilidad futura de la red eléctrica de potencia o, si el cálculo del flujo de cargas no tiene una solución, que no existe una estabilidad futura de la red eléctrica de potencia.

2. Método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado por que el método comprende la etapa (36) de determinación del margen de potencia de la red eléctrica de potencia, usando el al menos un parámetro (αs, βs, PL(∞)) que describe la relación de estado estable estimada (ecuación 3) o el flujo de potencia (PL(∞)).

3. Método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado por que el método comprende la etapa (37) de toma de una acción de recuperación para impedir que ocurra una inestabilidad predicha.

4. Método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado por que la determinación (33) del al menos un parámetro (αs, βs, PL(∞)) que describe la relación de estado estable estimada (ecuación 3) o el flujo de potencia (PL(∞)), comprende la medición de la tensión y de un flujo de potencia en la conexión de la carga, en donde los intervalos de medición son aproximadamente de 20 a 250 milisegundos.

5. Método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado por que un intervalo de tiempo en el que el al menos un parámetro (αs, βs, PL(∞)) que describe la relación de estado estable estimada (ecuación 3) o el flujo de potencia (PL(∞)) se determina al comienzo en el momento en que se detecta una contingencia y tiene una duración de aproximadamente 1 a 20 segundos.

6. Método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado por que la al menos una carga se modeliza por la ecuación

αα −1

⎛ U ⎞ sP ⎛ U ⎞ s

& 0 &

- Tp P⎜⎜ ⎟⎟ + U Tp α t ⎜⎜ ⎟⎟ = P

UU U

⎝ 0 ⎠ 0 ⎝ 0 ⎠

en la que

U es una tensión en, y P un flujo de potencia a través de una conexión a la carga, U& y P& son sus derivadas respecto al tiempo, U& y P& son sus derivadas respecto al tiempo, U0y P0 son una tensión nominal y potencia activa nominal, respectivamente, Tp es una constante de tiempo y en la que αs es el parámetro que describe la relación de estado estable estimada (ecuación 3) entre la tensión y el flujo de potencia.

7. Método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado por que el flujo de cargas es un cálculo del flujo de cargas extendido que incorpora al menos uno de los modelos para cambiadores de tomas en carga (4) y modelos que describen el comportamiento de al menos una unidad generadora de potencia (5).

8. Método de acuerdo con la reivindicación 7, caracterizado por que la al menos una de las unidades de generación de potencia (5) se describe mediante la potencia reactiva en estado estable máxima que dicha unidad de generación de potencia (5) puede proporcionar en un estado estable.

9. Método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado por que el cálculo del flujo de cargas incorpora parámetros de la red que se obtienen previamente a la aparición de la contingencia y en el que dichos parámetros de la red son una tensión nominal U0 y una potencia activa nominal P0 medidas previamente a la contingencia.

10. Método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado por que la determinación (33) del al menos un

parámetro (αs, βs, PL(∞)) que describe la relación de estado estable estimada (ecuación 3) o el flujo de potencia (PL(∞)), comprende la medición, por medio de una unidad de medición del fasor (7), de una tensión y de un flujo de potencia en la conexión de cargas de la carga a la red eléctrica de potencia.

11. Producto del programa de ordenador para la predicción de la estabilidad de una red eléctrica de potencia de acuerdo con la invención que se puede cargar en una memoria interna de un ordenador digital y comprende medios de código de programa de ordenador para hacer, cuando dichos medios de código de programa de ordenador se cargan en el ordenador, que el ordenador ejecute el método de acuerdo con una de las reivindicaciones precedentes.