MX2015003880A - Sistema y metodos de deteccion de fallas de alta impedancia coordinadas. - Google Patents

Abstract

Se presentan sistemas y métodos para detección de fallas de alta impedancia (HIF) en un sistema de suministro de energía eléctrica utilizando una pluralidad de sistemas de detección de fallas de alta impedancia coordinados. En ciertas modalidades, un método para HIF puede incluir recibir primera y segunda representaciones de corriente asociadas con primera y segunda ubicaciones del sistema de suministro de energía eléctrica, respectivamente. En base en por lo menos una de la primera y segunda representaciones de corriente, se puede determinar la presentación de una HIF. Se puede determinar una ubicación relativa de la HIF en base en la cantidad de contenido inter-armónico asociado con una HIF incluida en la primera y segunda representaciones de corriente, y se puede tomar una acción protectora en base en la ubicación relativa determinada.

Description

SISTEMA Y MÉTODOS DE DETECCIÓN DE FALLAS DE ALTA IMPEDANCIA COORDINADAS Campo de la Invención Esta descripción se relaciona con sistemas y métodos para detectar fallas de alta impedancia en un sistema de suministro de energía eléctrica y, más particularmente, con sistemas y métodos para detectar fallas de alta impedancia en un suministro de energía eléctrica utilizando una pluralidad de sistemas de detección de falla de alta impedancia.

Breve Descripción de las Figuras Se describen modalidades no limitantes y no exhaustivas de la descripción, que incluye diversas modalidades de la descripción, con referencia a las figuras, en las cuales: la figura 1 ilustra un diagrama simplificado de una modalidad de un sistema de suministro de energía eléctrica que incluye dispositivos electrónicos inteligentes de conformidad con las modalidades que aquí se describen.

La figura 2 ilustra un diagrama de bloques funcional de un sistema para detectar fallas de alta impedancia de conformidad con las modalidades que aquí se describen.

La figura 3 es una gráfica que ilustra ajuste Ref.255052 adaptable que se puede utilizar en detección de falla de alta impedancia de conformidad con las modalidades que aquí se describen.

La figura 4 ilustra un diagrama simplificado de una línea de un sistema de suministro de energía eléctrica de conformidad con las modalidades que aquí se describen.

La figura 5 ilustra un diagrama simplificado de una línea de un sistema de suministro de energía eléctrica que experimenta una falla de alta impedancia de conformidad con las modalidades que aquí se describen.

La figura 6 ilustra señales de corriente ejemplares asociadas con una falla de alta impedancia en dos puntos en un sistema de suministro de energía eléctrica concordante con las modalidades que aquí se describen.

La figura 7 ilustra señales de corriente interarmónicas ejemplares asociadas con una falla de alta impedancia en dos puntos en un sistema de suministro de energía eléctrica de conformidad con modalidades que aquí se describen.

La figura 8 ilustra una señal de relación interarmónica ejemplar asociada con una falla de alta impedancia en dos puntos en un sistema de suministro de energía eléctrica de conformidad con las modalidades que aquí se describen.

La figura 9 ilustra un diagrama de flujo de un método para monitorear y proteger un sistema de suministro de energía eléctrica de conformidad con las modalidades que aquí se describen.

La figura 10 ilustra un diagrama de bloques funcional de un dispositivo electrónico inteligente de conformidad con las modalidades aquí se describen.

Descripción Detallada de la Invención Las modalidades de la descripción se entenderán mejor con referencia a las figuras. Se entenderá fácilmente que los componentes de las modalidades presentadas como se describen e ilustran de modo general en las figuras en la presente, se pueden distribuir y diseñar en una amplia variedad de configuraciones diferentes. De esta manera, la siguiente descripción detallada de las modalidades de los sistemas y métodos de la descripción no deben entenderse que limitan el alcance de la descripción, como se reivindica, sino que solo son representativas de posibles modalidades de la descripción. Además, las etapas de un método no necesariamente necesitan ejecutarse en un orden específico, o incluso secuencialmente, ni las etapas necesitan ser ejecutadas solo una vez, a menos que se especifique en otro sentido.

En algunos casos, los rasgos, estructuras u operaciones bien conocidos no se muestran ni se describen detalladamente. Además, los rasgos, estructuras u operaciones descritos se pueden combinar de cualquier manera adecuada en una o más modalidades. También se entenderá fácilmente que los componentes de las modalidades como se describen e ilustran de modo general en las figuras en la presente, se pueden distribuir y diseñar en una amplia variedad de configuraciones diferentes. Por ejemplo, en esta descripción, cualquier referencia a "una modalidad", "alguna modalidad" o "la modalidad" significa que un rasgo, estructura o característica particular descrita en relación con esa modalidad se incluye en por lo menos una modalidad. De esta manera, las frases entre comillas o variaciones de las mismas, como se mencionan en esta descripción no necesariamente se refieren todas a la misma modalidad.

Diversos aspectos de las modalidades descritos se ilustran como módulos o componentes de programa. Como se utiliza, un módulo o componente de programa puede incluir cualquier tipo de instrucción de computadora o código ejecutable en computadora localizado dentro de un dispositivo de memoria que es operable junto con elementos físicos apropiados para implementar las instrucciones programadas. Un módulo de programa o componente puede comprender, por ejemplo, uno o más bloques físicos o lógicos o instrucciones de computadora los cuales se pueden organizar como una rutina, programa, objeto, componente, estructura de datos, etc., que realiza una o más tareas o que implementa tipos de datos abstractos particulares.

En ciertas modalidades, un módulo de programa o componente particular puede comprender instrucciones diferentes almacenadas en ubicaciones diferentes de un dispositivo de memoria los cuales juntos implementan la funcionalidad descrita del módulo. En realidad, un módulo o componente puede comprender una instrucción única o muchas instrucciones y pueden estar distribuidas sobre diversos segmentos de códigos diferentes, entre programas diferentes y a través de varios dispositivos de memoria. Algunas modalidades, se pueden llevar a la práctica en un ambiente de computación distribuido en donde las tareas se realizan por un dispositivo de procesamiento remoto, enlazado a través de una red de comunicaciones. En un ambiente de cómputo distribuido, los módulos o componentes de programa se pueden localizar en dispositivos de almacenamiento de memoria locales y/o remotos. Además, los datos que estén unidos o que se reúnan en un registro de base de datos pueden encontrarse en el mismo dispositivo de memoria o a través de varios dispositivos de memoria y se pueden enlazar juntos en campos de un registro en una base de datos a través de una red.

Se pueden proporcionar modalidades como un producto de programa de computadora que incluye un medio legible en máquina no transitorio que tiene almacenado en el mismo instrucciones que se pueden utilizar para programar una computadora u otro dispositivo electrónico para realizar procesos descritos en la presente. El medio legible en máquina no transitorio puede incluir, pero no se limita a discos duros, disquetes flexibles, discos ópticos, CD-ROM, DVD-ROM, ROM, RAM, EPROM, EEPROM, tarjetas magnéticas u ópticas, dispositivos de memoria en estado sólido u otros tipos de medios/medio legible en máquina adecuados para almacenar instrucciones electrónicas. En algunas modalidades, la computadora u otro dispositivo electrónico puede incluir un dispositivo de procesamiento tal como un microprocesador, microcontrolador, circuitaje lógico o similar. El dispositivo de procesamiento puede incluir además uno o más dispositivos de procesamiento de propósito especial tales como un circuito de interfase específico de aplicación (ASIC, por sus siglas en inglés), PAL, PLA, PLD, arreglo de compuerta programadle de campo (FPGA, por sus siglas en inglés) o cualquier otro dispositivo personalizadle o programable.

Los sistemas de generación y suministro de energía eléctrica se diseñan para generar, transmitir y distribuir energía eléctrica a cargas. Los sistemas de generación y distribución de energía eléctrica pueden incluir una diversidad de equipo tal como generadores eléctricos, motores eléctricos, transformadores de energía, líneas de transmisión y distribución de energía, interruptores de circuito, conmutadores, enlaces comunes, líneas de transmisión y/o alimentadores, reguladores de voltaje, bancos capacitores y similares. Este equipo puede ser monitoreado, controlado, automatizado y/o protegido utilizando dispositivos electrónicos inteligentes (IED, por sus siglas en inglés) que reciben información de sistema de energía eléctrica del equipo, que toma decisiones en base en la información y que proporcionan monitoreo, control, protección y/o automatización de las salidas al equipo.

En algunas modalidades, un IED puede incluir por ejemplo, unidades de terminal remota, relevadores diferenciales, relevadores de distancia, relevadores direccionales, relevadores alimentadores, relevadores de sobrecorriente, controles reguladores de voltaje, relevadores de voltaje, relevadores de falla de interruptor, relevadores generadores, relevadores de motor, controladores de automatización, controladores de bahía, medidores, controlares reconectadores, procesadores de comunicación, plataformas de cómputo, controladores lógicos programables (PLC, por sus siglas en inglés) controladores de automatización programables, módulos de entrada y de salida, gobernadores, excitadores, controladores statcom, compensador de var estática (SVC, por sus siglas en inglés) , controladores de cambiador de derivación en carga (OLTC, por sus siglas en inglés) y similares) . Además en algunas modalidades, los IED se pueden conectar comunicativamente por medio de una red, que incluye, por ejemplo, multiplexores, enrutadores, cubos, compuertas, cortafuegos y/o interruptores para facilitar comunicaciones en las redes, cada uno de los cuales también puede funcionar como un IED. Los dispositivos de conexión a red y comunicación también se pueden integrar en un IED y/o pueden estar en comunicación con un IED. Como se utiliza en la presente, un IED puede incluir un IED separado único o un sistema de múltiples IED que operan juntos.

El equipo de sistema de suministro de energía eléctrica se puede monitorear y proteger de diversos malos funcionamientos y/o condiciones utilizando uno o más de los IED. Por ejemplo, un IED se puede configurar para detectar y proteger equipo de un sistema de energía eléctrica de condiciones anormales tales como eventos de falla de alta impedancia (HIF, por sus siglas en inglés). Los eventos HIF se pueden presentar, por ejemplo, en una línea alimentadora de distribución de un sistema de suministro de energía eléctrica debido a una diversidad de condiciones. Por ejemplo, las líneas alimentadoras abatidas, la intrusión en una línea (por ejemplo, como podría ocurrir cuando un árbol u otro objeto hace contacto con la línea) y/o similares pueden generar eventos de HIF.

Los eventos de HIF pueden presentar un riesgo a la seguridad y/o pueden dañar un sistema de suministro de energía eléctrica y/o sus componentes constitutivos. En consecuencia, la detección de eventos de HIF y la implementación de una o más acciones protectoras adecuadas (por ejemplo, desconectar una porción de un sistema de suministro de energía eléctrica que experimenta una HIF) pueden disminuir el daño potencial causado por daño al sistema de suministro de energía eléctrica. La detección de un evento HIF puede utilizar una diversidad de téenicas y/o algoritmos, que incluyen las técnicas detalladas en las patentes Estadounidenses Nos. 7,720,619 y 7,945,400, ambas cedidas a Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. e incorporadas en la presente como referencia en sus totalidades. En ciertas circunstancias, los eventos HIF pueden ser difíciles de detectar debido a que los eventos HIF pueden no introducir condiciones de sobrecorrientes suficientes para activar un elemento de detección de un IED protector.

Los IED monitorean una porción del sistema de suministro de energía eléctrica localizada más cercana a un HIF pueden ser los más adecuados para detectar un evento de HIF debido a su proximidad a la falla. Por ejemplo, un IED que monitorea una porción de un sistema de suministro de energía eléctrica localizado más cerca de un HIF puede observar una sobrecorriente y/o una interarmónica y/u otras señales, relativamente más grandes, asociadas con la condición de falla que un IED que monitorea una porción del sistema localizada más alejada de la falla. En ciertas modalidades, una interarmónica puede comprender señales con frecuencias que no son múltiplos enteros de una frecuencia fundamental del sistema de suministro de energía eléctrica. Por ejemplo, en Estados Unidos, la frecuencia fundamental de los sistemas típicos de suministro de energía eléctrica es de 60 Hz. En consecuencia, frecuencias armónicas de estos sistemas incluyen 120 Hz, 180 Hz, 240 Hz, etc. Las frecuencias interarmónicas son aquellas frecuencias diferentes de las frecuencias armónicas y/o las frecuencias fundamentales.

De manera concordante con las modalidades que aquí se describen, se pueden utilizar una pluralidad de los IED en relación con la detección de un evento de HIF para detectar con mayor precisión eventos de HIF e implementar acciones protectoras adecuadas para disminuir condiciones potencialmente inseguras y daño al sistema de suministro de energía eléctrica. En ciertas modalidades, la utilización de una pluralidad de los IED para detectar eventos de HIF puede permitir una determinación más precisa de una ubicación del evento de HIF.

La figura 1 ilustra un diagrama simplificado de un sistema de generación del suministro de energía eléctrica 100 que incluye los IED 102 a 108 de conformidad con modalidades que aquí se describen. Aunque se ilustra como un diagrama de una línea para propósitos de sencillez, el sistema de generación y suministro de energía eléctrica 100 también se puede configurar como un sistema de energía trifásico. Además, las modalidades que aquí se describen se pueden utilizar en cualquier sistema de generación y suministro de energía eléctrica y por lo tanto, no se limitan al sistema específico 100 que se ilustra en la figura 1. En consecuencia, las modalidades se pueden integrar, por ejemplo, en sistemas de generación y suministro de energía en plantas industriales, sistemas de generación y suministro de energía en embarcaciones en aguas profundas, sistemas de generación y suministro de energía en embarcaciones, sistemas de generación y suministro de energía de generación distribuidas y sistemas de generación y suministro de energía eléctrica en instalaciones que suministran energía eléctrica.

El sistema de generación y suministro de energía eléctrica 100 puede incluir equipo de generación, transmisión, distribución y consumo de energía.

Por ejemplo, el sistema 100 puede incluir uno o más generadores 110 a 116 que, en algunas modalidades, pueden ser operados por un proveedor de una compañía de suministro de energía eléctrica para generación de energía eléctrica para el sistema 100. Los generadores 110 y 112 se pueden acoplar a un primer enlace común de transmisión 118 por medio de transformadores de aumento 120 y 122, los cuales están configurados respectivamente para aumentar los voltajes proporcionados al primer enlace común de transmisión 118. Una línea de transmisión 124 se puede acoplar entre el primer enlace común de transmisión 118 y un segundo enlace común de transmisión 126. Otro generador 114 se puede acoplar al segundo enlace común de transmisión 126 por medio de un transformador de aumento 128 el cual está configurado para aumentar el voltaje proporcionado al segundo enlace común de transmisión 126.

Un transformador de disminución 130 se puede acoplar entre el segundo enlace común de transmisión 126 y un enlace común de distribución 132 configurado para disminución del voltaje proporcionado por el segundo enlace común de transmisión 126 a niveles de transmisión para disminuir los niveles de distribución en el enlace común de distribución 132. Uno o más alimentadores 134, 136 pueden extraer energía del enlace común de distribución 132. Los alimentadores 134, 136 pueden distribuir energía eléctrica a una o más cargas 138, 140. En algunas modalidades, la energía eléctrica suministrada a las cargas 138, 140 puede disminuirse aún más desde los niveles de distribución a los niveles de carga por medio de transformadores de disminución 142 y 144, respectivamente.

El alimentador 134 puede suministrar energía eléctrica desde el enlace común de distribución 132 a un sitio de distribución 146 (por ejemplo, una refinería, fundidora, molino de producción de papel o similar) . El alimentador 134 se puede acoplar a un enlace común de sitio de distribución 148. El sitio de distribución 146 también puede incluir un generador distribuido 116 configurado para proporcionar energía al enlace común del sitio de distribución 148 en un nivel apropiado por medio del transformador 150. El sitio de distribución 146 puede incluir además una o más cargas 138. En algunas modalidades, la energía proporcionada a las cargas 138 desde el enlace común del sitio de distribución 148 puede aumentar o disminuir paulatinamente a un nivel apropiado por medio de un transformador 142. En ciertas modalidades, el sitio de distribución 146 puede ser capaz de proporcionar energía suficiente a las cargas 138 independientemente del generador distribuido 116, puede utilizar energía de los generadores 110 a 114 o puede utilizar ambos, el generador distribuido 116 y uno o más generadores 110 a 114 para proporcionar energía eléctrica a las cargas.

Los IED 102 a 108 se pueden configurar para controlar, monitorear, proteger y/o automatizar el sistema de energía eléctrica 100. Como se utiliza en la presente, un IED se puede denominar como cualquier dispositivo basado en microprocesador que moni toree, controle, automatice y/o proteja equipo monitoreado dentro de un sistema de energía eléctrico. En algunas modalidades, los IED 102 a 108 pueden recabar información de estado de una o más piezas de equipo monitoreado. Además, los IED 102 a 108 pueden recibir información respecto a equipo monitoreado usando sensores, transductores, accionadores y similares. Aunque la figura 1 ilustra los IED separados que monitorean una señal (por ejemplo, el IED 104) y un interruptor de control (por ejemplo, el IED 108), estas capacidades se pueden combinar en un IED único.

La figura 1 ilustra varios IED 102 a 108 para realizar diversas funciones con propósitos ilustrativos y no implica distribuciones o funciones específica alguna requerida para algún IED particular. En algunas modalidades, los IED 102 a 108 se pueden configurar para monitorear y comunicar información, tales como voltajes, corrientes, estado de equipo, temperatura, frecuencia, presión, densidad, absorción infrarroja, información de radiofrecuencia, presiones parciales, viscosidad, velocidad, velocidad rotacional, masa, estado de conmutación, estado de válvula, estado de interruptor de circuito, estado de derivación, lecturas de medidor y similares. Por ejemplo, los IED 102 a 108 se pueden configurar para monitorear y comunicar información respecto a sobrecorriente y/o interarmónicas y/u otras condiciones de señal de una línea monitoreada (por ejemplo, un alimentador y/o una línea de transmisión). Además, los IED 102 a 108 se pueden configurar para comunicar cálculos, tales como fasores (los cuales pueden o no estar sincronizados como sincrofasores), eventos, distancias de falla, diferenciales, impedancias, reactancias, frecuencia y similares. Los IED 102 a 108 también pueden comunicar información de ajustes, información de identificación de IED, información de comunicaciones, información de estado, información de alarma y similares. La información de los tipos enumerados en lo anterior, o de manera más general, información acerca del estado del equipo monitoreado en general se pueden referir en la presente como datos de sistema monitoreados.

En ciertas modalidades, los IED 102 a 108 pueden emitir instrucciones de control al equipo monitoreado con el fin de controlar los diversos aspectos en relación al equipo monitoreado. Por ejemplo, un IED (por ejemplo, el IED 106) puede estar en comunicación con un interruptor de circuito (por ejemplo, el interruptor 152) y puede ser capaz de enviar una instrucción para abrir y/o cerrar el interruptor de circuito, de esta manera conecta o desconecta una porción del sistema de energía. En otro ejemplo, un IED puede estar en comunicación con un reconectador y ser capaz de controlar operaciones de reconexión. En otro ejemplo, un IED puede estar en comunicación con un regulador de voltaje y ser capaz de instruir al regulador de voltaje para derivación ascendente y/o descendente. La información de los tipos enumerados en lo anterior, de manera más general, la información o instrucciones relacionadas con un IED u otro dispositivo para realizar una cierta acción, generalmente se pueden denominar como instrucciones de control.

El sitio de distribución 146 puede incluir un IED 108 para monitorear, controlar y proteger el equipo del sitio distribuido 146 (por ejemplo, el generador 116, el transformador 142, etc.). El IED 108 puede recibir datos de sistema onitoreados, que incluyen señales de corriente por medio del transformador de corriente (CT, por sus siglas en inglés) 154 y las señales de voltaje por medio del transformador de potencial (PT 156) de una o más ubicaciones (por ejemplo, la línea 158) en el sitio de distribución 146. El IED 108 puede adicionalmente estar en comunicación con un interruptor 160 acoplado entre el alimentador 134 y el enlace común de sitio de distribución 148. En ciertas modalidades, el IED 108 puede ser configurable para provocar que el interruptor 160 desconecta el enlace común de sitio de distribución 148 del enlace común de distribución 132, en base en los datos de sistema monitoreados recibidos por medio del CT 154 y el PT 156.

El alimentador 136 puede estar acoplado comunicativamente con un IED 106. El IED 106 puede estar configurado para controlar un interruptor 152 entre las cargas 140 y el enlace común de distribución 132, en base en los datos de sistema monitoreados. En algunas modalidades, la energía proporcionada a las cargas 140 desde el enlace común de distribución 132 pueden hacerse aumentar o disminuir a un nivel apropiado por medio del transformador 144. Al igual que el IED 108 del sitio de distribución 146, los datos de sistema monitoreados se pueden obtener por el IED 106 utilizando los CT y/o los PT (no mostrados).

Otros IED (por ejemplo, el IED 104) se pueden configurar para monitorear, controlar y/o proteger el sistema de generación y suministro de energía eléctrica 100. Por ejemplo, el IED 104 puede proporcionar protección al transformador y generador para el transformador de aumento 120 y el generador 110. En algunas modalidades, los IED 104 a 108 pueden estar en comunicación con otro IED 102, el cual puede ser un controlador central, un procesador de vector sincrofasor, un controlador de automatización, un controlador lógico programable (PLC, por sus siglas en inglés), un controlador de automatización e tiempo real, un sistema de control de supervisión y adquisición de datos (SCADA, por sus siglas en inglés) o similar. Por ejemplo, en algunas modalidades, el IED 102 puede ser un procesador de vector de sincrofasor, como se describe en la publicación de solicitud Estadounidense 2009/0088990, la cual se incorpora en la presente como referencia en su totalidad. En otras modalidades, el IED 102 puede ser un controlador de automatización en tiempo real, tal como el que se describe en la publicación de solicitud de patente Estadounidense No. 2009/0254655, la cual se incorpora en la presente como referencia en su totalidad. El IED 102 también puede ser un PLC o cualquier dispositivo similar capaz de recibir comunicaciones desde otros IED y procesar las comunicaciones desde los mismos. En ciertas modalidades, los IED 104 a 108 pueden comunicarse con el IED 102 directamente o por medio de una red de comunicaciones (por ejemplo, la red 162).

El IED central 102 puede comunicarse con otros IED 104 a 108 para proporcionar control y monitoreo de los otros IED 104 a 108 y el sistema de generación y suministro de energía 100 en su totalidad. En algunas modalidades, los IED 104 a 108 se pueden configurar para generar datos de sistema monitoreados en forma de fasores sincronizados en tiempo (sincrofasores) de corrientes y/o voltajes monitoreados. En algunas modalidades, las mediciones de sincrofasor y las comunicaciones pueden cumplir con el protocolo IEC C37.118. En ciertas modalidades, los IED 102 a 108 pueden recibir señales de tiempo comunes para sincronización de datos recolectados (por ejemplo, al aplicar marcas de tiempo para las similares). En consecuencia, los IED 102 a 108 pueden recibir señales de tiempo comunes desde las referencias de tiempo 164 a 170, respectivamente. En algunas modalidades, las señales de tiempo comunes se pueden proporcionar utilizando un satélite de sistema de determinación de ubicación global (GPS, por sus siglas en inglés) (por ejemplo, IRIG), una señal de radio común tal como WWV o WWVB, una señal de tiempo de red tal como IEEE 1558, o similar.

De manera concordante con las modalidades que aquí se describen, los IED 102 a 108 se pueden configurar para detectar y/o identificar uno o más eventos de HIF a partir de los datos de sistema monitoreados. Por ejemplo, los IED 102 a 108 se pueden configurar para recibir información y/o mediciones actuales (por ejemplo, mediciones actuales de una transmisión y/o una línea alimentadora) y, en base en la información actual y/o las mediciones, detectar y/o identificar eventos de falla HIF. En ciertas modalidades, los eventos de HIF se pueden detectar y/o identificar cuando la información de corriente monitoreada presenta condiciones de sobrecorriente y/o señales interarmónicas y/o armónicas asociadas. Por ejemplo, en algunas modalidades, los IED 102 a 108 se pueden configurar para determinar en qué momento las señales de corriente monitoreadas incluyen señales interarmónicas asociadas con un evento de HIF que excede uno o más umbrales (por ejemplo, umbrales que indican un evento de HIF). En base en una determinación de que las señales interarmónicas exceden uno o más de los umbrales, los IED 102 a 108 pueden detectar la presentación de un evento HIF.

Aunque las modalidades de los sistemas y métodos presentados se describen en la presente como utilización de contenido interarmónico en información de corriente medida para identificar los HIF, en modalidades adicionales, se puede utilizar adicionalmente una variedad de otras señales y/o contenido de señal de manera alternativa y/o adicional. Por ejemplo, en algunas modalidades, el contenido de armónica impar asociado con los eventos de HIF se puede utilizar para identificar los HIF. De modo similar, las modalidades pueden utilizar cambios en aumento de información de señal de media de raíz cuadrada (RMS) para identificar los HIF.

En algunas modalidades, los umbrales utilizados para detectar y/o identificar eventos de HIF se pueden ajustar de manera adaptable para tomar en consideración niveles de ruido de sistema normal, para de esta manera incrementar la precisión de la detección y/o identificación del evento de HIF. Por ejemplo, como se describe con mayor detalle en lo siguiente, en algunas modalidades, los IED 102 a 108 pueden mantener una referencia dinámica sobre el tiempo de señales interarmónicas incluidas en las señales de corriente medida. Esta referencia a largo plazo se puede utilizar como un umbral para diferenciar señales interarmónicas atribuidas a ruido de sistema normal para señales interarmónicas asociadas con eventos de HIF.

De manera concordante con modalidades descritas en la presente, una pluralidad de los IED 102 a 108 se pueden utilizar para detectar eventos de HIF y se pueden implementar acciones protectoras adecuadas para mitigar condiciones potencialmente inseguras y que puedan dañar al sistema de suministro de energía eléctrica 100. Por ejemplo, como se describe en lo anterior, un IED que monitorea una porción del sistema de suministro de energía eléctrica 100 localizado más cercano a un HIF puede ser capaz, de mejor manera, de detectar un evento de falla debido a su proximidad a la falla. Por ejemplo, el IED 108 puede ser capaz de detectar con mayor precisión eventos de HIF asociados con la línea 158 y/o el sitio de distribución 146 diferente de otros IED localizados de manera remota (por ejemplo, el IED 104 y/o similar). En ciertas modalidades, los IED localizados más cercanos a un HIF pueden ser capaces, de mejor manera, de detectar el evento de falla debido a una mayor relación de señal respecto a ruido interarmónica asociada con un evento HIF más cercano a la falla.

La detección de eventos HIF utilizando una pluralidad de los IED puede permitir la determinación de información de ubicación de falla en relación al evento HIF. En base en las relaciones señal a ruido relativas asociadas con un evento de HIF, las ubicaciones de uno o más de los IED 102 a 108 en relación a una falla se pueden determinar. Por ejemplo, si las relaciones señal a ruido interarmónicas asociadas con un evento HIF medido por un primer IED son relativamente mayores que las relaciones señal a ruido interarmónicas asociadas con un evento de HIF medido por un segundo IED, se puede determinar que el HIF se localiza más cercano al primer IED.

Utilizando una modalidad de los IED 102 a 108 en la detección de eventos HIF puede permitir la implementación priorizada de acciones protectoras por los IED 102 a 108. Por ejemplo, un IED localizado más cercano a un evento de falla puede implementar ciertas acciones protectoras (por ejemplo, disparo de un interruptor o similar) antes de que otros IED implementen acciones protectoras. En ciertas instancias, si la acción protectora priorizada resuelve una condición de HIF, las acciones protectoras adicionales pueden no ser necesarias. No obstante, si no se resuelve la condición de HIF se pueden implementar protección adicional por los IED y/u otros IED. Las acciones protectoras priorizadas pueden ser coordinadas por los IED 102 a 108 en base en las instrucciones coordinadas intercambiadas entre los mismos. De manera alternativa o adicional, las acciones protectoras priorizadas se pueden coordinar por un IED central 102. Por ejemplo, en base en la información de corriente monitoreada y/o los eventos de HIF detectados en los IED 104 a 108, el IED central 102 puede identificar un IED de los IED 104 a 108 localizados más cercanos a la falla e instruir el IED para implementar una o más acciones protectoras adecuadas.

La figura 2 ilustra un diagrama de bloques funcional de un sistema 200 para detectar eventos de HIF de conformidad con modalidades que se describen en la presente. En ciertas modalidades, el sistema 200 puede comprender un sistema IED configurado, entre otras cosas, para detectar eventos de HIF e implementar acciones prospectivas adecuadas en respuesta. Los componentes 202 a 212 del sistema 200 se pueden implementar en un IED utilizando elementos físicos, programas, programas imborrables y/o cualquier combinación de los mismos. Como se ilustra, la señal de corriente 214 se puede recibir como una entrada a un módulo de extracción interarmónicas 202. La señal de corriente 214 se puede generar, por ejemplo, por un transformador de corriente y/u otro dispositivo de medición de corriente asociado, que se encuentra asociado con el sistema 200 y puede proporcionar una indicación del flujo de corriente en una ubicación particular de un sistema de suministro de energía eléctrica monitoreado por el sistema 200 (por ejemplo, una ubicación en una línea alimentadora, una línea de transmisión, etc.).

El módulo de extracción interarmónico 202 puede extraer contenido interarmónico 216 incluido en la señal de corriente recibida 214. El contenido interarmónico 216 extraído por el módulo de extracción interarmónico 202 sobre el tiempo se puede proporcionar a un módulo de referencia 204. En base en el contenido interarmónico 216 proporcionado al módulo de referencia 204 con respecto al tiempo, el módulo de referencia 204 puede generar y/o almacenar una referencia actualizada dinámicamente y/o indicación de una cantidad de contenido interarmónico (por ejemplo, una cantidad promedio) de la señal de corriente recibida 214 con respecto al tiempo. En ciertas modalidades, esta referencia dinámica y/o indicación puede representar un contenido interarmónico promedio de las señales de corriente recibidas 214 sobre el tiempo asociado con el ruido de sistema normal (por ejemplo, niveles de señal interarmónica bajo condiciones de carga normales) y se puede utilizar en diferenciación de señales interarmónicas atribuidas a eventos HIF a partir de señales interarmónicas asociadas con ruido de sistema normal.

El módulo de diferencia 208 puede proporcionar la referencia generada por el módulo de referencia 204 y la señal de contenido interarmónico extraído instantánea 216 como entradas, y puede calcular una diferencia entre la señal de contenido interarmónico de referencia y extraída instantánea 216. Esta diferencia calculada puede ser indicativo de una cantidad que la señal de contenido interarmónico extraído instantánea 216 hace variar a partir de los niveles de ruido de sistema normal.

La diferencia calculada se puede proporcionar a un módulo de puente de actividad interarmónica 210. El módulo de cuenta de actividad interarmónica 210 puede contar un número de presentaciones de la diferencia calculada por el módulo de diferencia 208 que exceda un umbral definido. En ciertas modalidades, el umbral definido se puede proporcionar por un módulo de ajuste de umbral de detección 206. El umbral mantenido y/o proporcionado por el módulo de ajuste de umbral de detección 206 para el módulo de cuenta de actividad interarmónica 210 se puede calcular por el módulo de ajuste de umbral de detección 206 en base en la referencia generada por el módulo de referencia 204 y/o la información de actividad interarmónica 218 generada por el módulo de cuenta de actividad interarmónica 210. En base en esta información, el umbral mantenido y/o proporcionado por el módulo de ajuste de umbral de detección 206 puede ser actualizado dinámicamente con respecto al tiempo.

Varias de las presentaciones del umbral que son excedidas así como las magnitudes de las presentaciones se puede proporcionar al lógico de decisión interarmónico 212. En base en las magnitudes y el número y/o tasas de presentaciones del umbral interarmónico que son excedidas, el lógico de decisión interarmónico 212 puede identificar la presentación de un evento HIF. En respuesta, el lógico de decisión interarmónica 212 puede generar una señal de alarma 222 y/o una señal de falla 220. En base en estas señales, el sistema 200 y/o el IED o sistema asociado puede implementar una acción protectora adecuada (por ejemplo, disparo de un interruptor para aislar una falla) para mitigar condiciones potencialmente inseguras causadas por un evento HIF.

La figura 3 es una gráfica 300 que ilustra ajuste adaptable utilizado en la detección de HIF de conformidad con las modalidades que aquí se describen. Particularmente, la gráfica 300 ilustra el ajuste de detección de los umbrales de detección de HIF 302 en base en cambios al contenido interarmónico instantáneo en las señales de corriente medidas con respecto al tiempo. Como se ilustra, un promedio de contenido 304 interarmónico con respecto al tiempo de la señal de corriente se puede mantener. En ciertas modalidades, el promedio con respecto al tiempo 304 se puede asociar con ruido interarmónico de sistema normal. Un umbral de detección HIF 302 puede ser actualizado como el contenido interarmónico promedio 304 de los cambios de señal. Por ejemplo, como se ilustra cuando el contenido interarmónico promedio 304 aumenta, el umbral de detección de HIF 302 también se puede incrementar.

En ciertas modalidades, el lógico de detección de HIF puede identificar un evento HIF cuando el contenido interarmónico excede el umbral de detección 302 en una cierta cantidad y/o por un cierto número de veces en un período dado. Por ejemplo, como se ilustra, el contenido interarmónico durante el período 308 excede el umbral de detección 302 frecuentemente por una magnitud grande. Este comportamiento puede ser indicativo de un evento HIF, y el lógico de detección de HIF puede identificar el evento en secuencia. El contenido inarmónico durante el período 306, no obstante, excede el umbral 302 con menos frecuencia, lo cual puede no ser indicativo de un evento HIF. En consecuencia, el lógico de detección HIF puede no identificar un evento HIF en base en la actividad inarmónica durante el período 306.

En ciertas modalidades, un número de veces y/o una duración de un período durante el cual el contenido interarmónico excede el umbral de detección 302 disparando un evento HIF, puede depender y/o ser ajustado en base en una magnitud del contenido interarmónico que excede el umbral 302. Por ejemplo, si el contenido interarmónico excede el umbral de detección 302 por una magnitud relativamente grande, un número de cruces de umbral y/o un período de detección utilizado por el lógico de detección de HIF puede ser relativamente pequeño y/o corto. De manera similar, si el contenido interarmónico excede el umbral 302 por una magnitud relativamente pequeña el número de cruces de umbral y/o el período de detección utilizado por el lógico de detección de HIF puede ser relativamente más grande y/o largo.

La figura 4 ilustra un diagrama simplificado de una línea de un sistema de suministro de energía eléctrica de conformidad con las modalidades que aquí se describen. Como se ilustra, un enlace común de distribución 400 se puede acoplar eléctricamente a una línea alimentadora de distribución 402 que tiene una pluralidad de líneas alimentadoras 404 a 408 dirigidas desde el mismo (por ejemplo, líneas alimentadoras que se dirigen a una o más cargas o similares). El IED 412 puede monitorear ciertos parámetros medidos de una ubicación de la línea alimentadora 402 que incluyen, entre otras cosas, un flujo de corriente a través de la línea alimentadora en la ubicación monitoreada. Por ejemplo, el IED 412 se puede asociar con una ubicación de subestación de distribución de un sistema de suministro de energía eléctrica. El IED 412 puede estar acoplado comunicativamente con un interruptor 410 que puede estar configurado para desconectar una porción del sistema de suministro de energía eléctrica cuando es accionado por el IED 412 (por ejemplo, en respuesta a que el IED 412 detecta un evento de HIF o similar). El IED 414 de manera similar puede monitorear parámetros medidos (por ejemplo, corriente) de otra ubicación de la línea alimentadora 402 y se puede configurar para actuar (por ejemplo, disparar) un interruptor acoplado comunicativamente 416 ante la detección de un evento HIF.

La figura 5 ilustra un diagrama simplificado de una línea de un sistema de suministro de energía eléctrica que experimenta una HIF 500 de conformidad con las modalidades que aquí se describen. Como se ilustra, una HIF 500 puede presentarse en la línea alimentadora de distribución 402 debido a una variedad de condiciones (por ejemplo, cuando un árbol u otro objeto hace contacto con la línea y/o cuando un conductor hace contacto con la conexión a tierra). Los IED 412, 414 pueden monitorear el contenido interarmónico de las señales de corriente medidas sobre la línea alimentadora de distribución 402. En base en el contenido interarmónico monitoreado, los IED 412, 414 pueden identificar la presentación del evento HIF 500 sobre la línea alimentadora de distribución 402 y llevar a cabo una o más acciones protectoras adecuadas para mitigar condiciones potencialmente inseguras y daño al sistema de suministro de energía eléctrica. Por ejemplo, ante la detección de la presentación del evento HIF 500, el IED 414 puede disparar el interruptor 416 para de esta manera aislar el HIF 500 del sistema de suministro de energía eléctrica debido a que el IED 414 monitorea una ubicación alejada del enlace común de distribución 400 en comparación con el IED 412.

La figura 6 ilustra señales de corriente ejemplares 600, 602 asociadas con un evento HIF 500 y un diagrama simplificado de una línea asociado de un sistema de suministro de energía eléctrica de conformidad con modalidades que aquí se describen. La señal de corriente 600 puede representar una corriente sobre el tiempo medida por el IED 412 y una señal de corriente 602 puede representar una corriente sobre el tiempo medido por el IED 414. Como se ilustra, la señal de corriente 602 medida por el IED 414 puede ser menor que la señal de corriente 600 medida por el IED 412. Por ejemplo, debido a una pluralidad de líneas alimentadoras que se localizan entre las ubicaciones monitoreadas por los IED 412 y 414, la corriente de carga medida por el IED 414 (por ejemplo, un IED asociado con un reconectador) puede ser menor que la corriente de carga medida por el IED 412 (por ejemplo, un IED asociado con una subestación de distribución).

Una HIF 500 se puede presentar en la línea de alimentación de distribución 402 en el momento 604. Como se ilustra, el evento HIF 500 puede introducir corriente de falla adicional 606, 608 a las señales de corriente 600, 602. En relación a la corriente de sistema normal y al ruido 610, 612, del tiempo precedente 604 que corresponde al evento HIF 500, la corriente de falla 608 medido por el IED 414, puede ser más grande en relación a la corriente de sistema y al ruido 612 que la corriente de falla 606 medida por el IED 412 debido a la proximidad del IED 414 al evento HIF 500 en relación al IED 412. Esto es, las relaciones de señal respecto a carga de corriente fallida medidas por el IED 414 pueden ser mayores que las medidas por el IED 412 debido a su proximidad relativa al evento HIF 500 y debido a la corriente menor, transportada por la línea alimentadora de distribución 402 en el punto monitoreado por el IED 414. Por ejemplo, la magnitud de la corriente de falla 608 medida por el IED 414 es más grande que la corriente de sistema y el ruido 612 en relación a la magnitud del contenido de corriente de falla 606 medido por el IED 412. En consecuencia, el IED 414 puede detectar con una mayor precisión el evento HIF 500 en base en la corriente fallida y/o el contenido interarmónico 608 en comparación con el IED 412. Además, existe un incremento de corriente relativamente alto medido por el IED 414 en comparación con el IED 412 después del evento HIF 500. En ciertas modalidades, esto también puede permitir que el IED 414 detecte el evento HIF 500 más rápidamente que el IED 412.

En ciertas modalidades, las magnitudes relativas de la corriente de falla instantánea 606, 608 y/o las relaciones señal respecto a ruido de la corriente fallida 606, 608, en relación al ruido del sistema 610, 612 se puede utilizar para determinar una ubicación de una falla en relación a los IED 412, 414. Por ejemplo, como se ilustra, las magnitudes relativas de la corriente fallida 606, 608 y las relaciones señal respecto a ruido de la corriente fallida instantánea 606, 608, en relación a la corriente del sistema y el ruido 610, 612 medidos por el IED 414 son mayores que aquellas medidas por el IED 412.

En consecuencia, se puede determinar que la ubicación del sistema de suministro de energía eléctrica monitoreado por el IED 414 está más cercano al evento HIF 500 que la ubicación monitoreada por el IED 412. En ciertas modalidades, la información de ubicación de falla se puede almacenar por los IED 412, 414 y/u otro IED acoplado comunicativamente entre los mismos.

En ciertas modalidades, la información de ubicación de falla se puede utilizar en coordinación con una o más acciones protectoras imple entadas por los IED 412, 414 y/u otros IED para mitigar condiciones potencialmente inseguras y daños al sistema de suministro de energía eléctrica. Las acciones protectoras pueden ser priorizadas en base en una ubicación de un IED en relación a un evento HIF 500. Por ejemplo, en base en una determinación de que el IED 414 se localiza más cercano al evento HIF 500 que el IED 412, el IED 414 puede implementar una acción protectora para mitigar condiciones inseguras causadas por el evento HIF 500. En ciertas modalidades, la acción protectora puede incluir disparo de un interruptor 416 para de esta manera desconectar el HIF 500 del sistema de suministro de energía eléctrica. Si esta acción protectora priorizada resuelve efectivamente la HIF 500 (es decir, si el IED 412 ya no detecta una HIF después de la acción protectora) puede que no se requiera que se implementen acciones protectoras adicionales. No obstante, si no se resuelve la condición HIF, se pueden implementar acciones protectoras adicionales y/u otros IED (por ejemplo, el IED 412 puede activar un interruptor 410). Además, la coordinación de estas acciones protectoras también puede proporcionar redundancia adicional, de manera tal que si una acción proactiva falla para resolver la HIF 500, se pueden implementar acciones protectoras adicionales hasta que se resuelve la HIF 500.

La figura 7 ilustra las señales 700, 702 asociadas con un evento HIF 500 y un diagrama simplificado de una línea asociado de un sistema de suministro de energía eléctrica de conformidad con las modalidades que aquí se describen. La señal 700 puede representar una diferencia entre una corriente interarmónica y una referencia de corriente interarmónica sobre el tiempo medido por el IED 412 y la señal 702 puede representar una diferencia entre una corriente interarmónica y una corriente de referencia de corriente interarmónica con respecto al tiempo, como se mide por el IED 414. En el tiempo 604, una HIF 500 puede presentarse sobre la línea alimentadora de distribución 402. El HIF 500 puede introducir contenido interarmónico asociado con la falla dentro de las señales de corriente a lo largo de la línea 402. En consecuencia, las señales 700, 702, pueden incluir contenido interarmónico aumentado 706, 708 posterior al evento HIF 500 debido al contenido interarmónico introducido por la falla que es más grande que el contenido interarmónico promedio asociado con el ruido del sistema.

En ciertas modalidades, muchas veces las señales 700, 702 exceden uno o más umbrales 710, 712 pueden ser contadas. Además, una magnitud de las señales 700, 702, cuando las señales 700, 702 atraviesan los umbrales 710, 712 se pueden registrar. Esta información se puede utilizar, por lo menos en parte, para detectar la presentación de un evento HIF 500, determinar una ubicación relativa del evento 500 y/o en la implementación de una o más acciones protectoras en relación con las mismas. Como se ilustra, debido a que el IED 414 se localiza más cercano al evento HIF 500, la magnitud del contenido interarmónico 708 puede ser relativamente más grande que el contenido interarmónico 706. En consecuencia, el IED 414 puede detectar con mayor precisión y/o rapidez el evento HIF 500 en comparación con el IED 412 y puede implementar una o más acciones protectoras coordinadas iniciales en respuesta.

En algunas modalidades, los umbrales 710, 712 utilizados para detectar y/o identificar un evento HIF 500 se pueden ajustar de manera adaptable para tomar en consideración niveles de ruido de sistema normal y de esta manera incrementar la precisión de la detección y/o identificación de un evento HIF. Por ejemplo, en algunas modalidades, los IED 412, 414 pueden mantener una referencia dinámica sobre el tiempo de señales interarmónicas incluidas en las señales de corriente medidas. Esta referencia a largo plazo se puede utilizar como un umbral para diferenciación de señales interarmónicas atribuidas a ruido de sistema normal a partir de señales interarmónicas 706, 708 asociadas con eventos HIF (por ejemplo, el evento HIF 500).

La figura 8 ilustra señales de medición interarmónicas ejemplares 800, 802, asociadas con una HIF 500 y un diagrama simplificado de una línea asociado, de un sistema de suministro de energía eléctrica de conformidad con las modalidades que aquí se describen. Particularmente, la señal 800 indica un número de veces y magnitudes de relación asociadas 804 del contenido interarmónico medido por el IED 412 que cruzan un umbral de detección. De modo similar, la señal 802 indica un número de veces y las magnitudes de relación asociadas de contenido interarmónico 806 medido por el IED 814 que cruza un umbral de detección.

La señal 800 puede representar una diferencia entre una corriente interarmónica medida instantánea y una referencia de corriente interarmónica con respecto al tiempo medida por el IED 412 y la señal 802 puede representar una diferencia entre una corriente interarmónica medida instantánea y una referencia de corriente interarmónica con respecto al tiempo medida por el IED 414. En el tiempo 604, una HIF 500 se puede presentar en la línea de alimentación de distribución 402. La HIF 500 puede introducir contenido interarmónico asociado con la falla dentro de las señales de corriente a lo largo de la línea 402. En consecuencia, las señales 800, 802 pueden incluir contenido interarmónico aumentado 804, 806 posterior al evento HIF 500 debido al contenido interarmónico instantánea medido introducido por la falla que es más grande que la corriente interarmónica de referencia asociada con el ruido del sistema. Como se ilustra, debido a que el IED 414 se localiza más cercano al evento HIF 500, el número de veces y las magnitudes de relación del contenido interarmónico 806 que cruzan un umbral de detección pueden ser ambos mayores que las mismas mediciones realizadas por el IED 412. En consecuencia, el IED 414 puede detectar el evento HIF 500 con mayor precisión y/o con mayor rapidez que el IED 412 y puede implementar una o más acciones protectoras coordinadas iniciales en respuesta.

La figura 9 ilustra un diagrama de flujo de un método 900 para monitorear y proteger un sistema de suministro de energía eléctrica de conformidad con las modalidades que aquí se describen. En ciertas modalidades, el método 900 puede llevarse a cabo por un IED central acoplado comunicativamente con un primer IED y un segundo IED. Entre otras cosas, el IED central se puede configurar para coordinar la detección de eventos de HIF con el primero y segundo de los IED e implementar una o más priorizaciones de acciones protectoras por al menos el primer IED y el segundo IED, en respuesta a la misma. En modalidades adicionales, el primer IED o el segundo IED pueden realizar las funciones descritas con respecto al IED central, junto con las funciones descritas con respecto a ya sea el primer IED o el segundo IED. De manera adicional, diversas modalidades se pueden implementar en una diversidad de otros esquemas de control distribuidos concordantes con la presente descripción.

En 902, el IED central puede recibir una primera representación de corriente desde el primer IED y una segunda representación de corriente desde el segundo IED. En ciertas modalidades, la primera representación de corriente se puede asociar con una primera ubicación de un sistema de suministro de energía eléctrica monitoreado por el primer IED y la segunda representación de corriente se puede relacionar con una ubicación asociada con una segunda ubicación del sistema de suministro de energía eléctrica monitoreado por el segundo IED.

En base en por lo menos una de la primera y segunda representaciones de corriente, una HIF se puede detectar en 904. En ciertas modalidades, una HIF se puede detectar cuando el contenido interarmónico que excede uno o más umbrales de detección asociado con un evento HIF se observa en la primera y/o segunda representación de corriente. En algunas modalidades, se puede detectar una HIF cuando el contenido interarmónico excede los umbrales de detección por una cierta magnitud y/o excede los umbrales de detección un número de veces particular en un período dado. En ciertas modalidades, uno o más umbrales de detección se pueden ajustar dinámicamente en base en la información de corriente recibida previamente para identificar con mayor precisión la presentación de eventos HIF. La información de corriente recibida previamente puede incluir un flujo de corriente promedio sobre un período de tiempo, tendencias basadas en una hora del día, información respecto a factores que afectan la carga (por ejemplo, condiciones del clima, conexión/desconexión de cargas grandes, etc.). En algunas modalidades, el contenido interarmónico asociado con las fallas HIF se puede extraer de la primera y segunda representaciones de corriente al restar interarmónicas promedio con respecto al tiempo (por ejemplo, interarmónicas asociadas con ruido de sistema normal) a partir de interarmónicas instantáneas incluidas en la información de corriente.

En 906, la ubicación de la HIF en relación a la primera ubicación monitoreada por el primer IED y la segunda ubicación monitoreada por el segundo IED se pueden determinar. En ciertas modalidades, en base en las relaciones relativas señal respecto a ruido del contenido interarmónico asociado con un evento de HIF incluido en la primera representación de corriente y la segunda representación de corriente, se puede determinar la ubicación de la HIF en relación a la primera y la segunda ubicaciones. Por ejemplo, si las relaciones señal respecto a ruido relativas y/o las magnitudes del contenido interarmónico asociado con una HIF incluida en la segunda representación de corriente es mayor que la incluida en la primera representación de corriente, se puede determinar que la segunda ubicación monitoreada por el segundo IED se encuentra más cercana a la HIF que la primera ubicación monitoreada por el primer IED.

En 908, se puede implementar una primera acción protectora por el primer IED y/o el segundo IED en base en la ubicación relativa del HIF determinado en 906. En ciertas modalidades, las acciones protectoras pueden ser priorizadas en base en una ubicación de un IED en relación a una HIF. Por ejemplo, en base en una determinación en 906 de que el segundo IED se localiza más cercano que una HIF en comparación con el primer IED, el segundo IED puede implementar una primera acción protectora para mitigar condiciones potencialmente inseguras causadas por daño al sistema de suministro de energía eléctrica causado por el evento HIF. En ciertas modalidades, la acción protectora puede incluir la activación de un interruptor, para de esta manera, desconectar y/o aislar la HIF del sistema de suministro de energía eléctrica.

En 910, se puede realizar una determinación respecto a si la primera acción protectora aisló con éxito la HIF. Por ejemplo, se puede realizar una determinación de si la primera información de corriente medida por el primer IED contiene interarmónicas asociadas con una HIF después de implementación de la primera acción protectora. Si la primera acción protectora aísla exitosamente la HIF del sistema de suministro de energía eléctrica, el método 900 puede finalizar. No obstante, si la primera acción protectora no aísla la HIF del sistema, el método puede avanzar a 912 y se puede implementar una segunda acción protectora (por ejemplo, al activar un segundo interruptor por un primero y/o segundo IED).

La figura 10 ilustra un diagrama de bloques de un IED 1000 de conformidad con las modalidades que aquí se describen. Las modalidades del IED 1000 se pueden utilizar para implementar modalidades de los sistemas y métodos que aquí se describen. Por ejemplo, el IED 1000 se puede configurar para detectar eventos de HIF e implementar una o más acciones protectoras adecuadas en respuesta a los mismos. El IED 1000 también se puede configurar para coordinar sus acciones y/o las acciones de uno o más de otros IED en base, por lo menos en parte, en información proporcionada por los otros IED.

El IED 1000 puede incluir una interfase de red 1002 configurada para comunicarse con una red de comunicación. El IED 1000 también puede incluir una entrada de tiempo 1004 la cual se puede utilizar para recibir una señal de tiempo. En ciertas modalidades, se puede recibir una referencia de tiempo común por medio de la interfase de red 1002 y en consecuencia, puede no ser necesaria una entrada de tiempo separada 1004 y/o una entrada de tiempo del sistema de satélite de navegación global (GNSS, por sus siglas en inglés) 1006. Una de las modalidades puede utilizar el protocolo IEEE 1588. De manera alternativa, una entrada de GNSS 1006 se puede proporcionar, además de, o en vez de la entrada de tiempo 1004.

Una interconexión de equipo monitoreada 1008 se puede configurar para recibir información de estado de equipo, y emitir instrucciones control a una pieza de equipo monitoreado, tal como un generador eléctrico, interruptor, controlador regulador de voltaje y/o similar. De acuerdo con ciertas modalidades, la interfase de equipo monitoreada 1008 se puede configurar para interfase con una diversidad de equipo de un sistema de suministro de energía eléctrica. En ciertas modalidades, la información de estado de equipo y/o las instrucciones de control se pueden comunicar sobre la interfase de red 1002.

Un medio de almacenamiento legible en computadora 1010 puede ser el depositario de uno o más módulos y/o instrucciones ejecutables configuradas para implementar cualquiera de los procesos que aquí se describen. Un enlace común de datos puede enlazar interfase de equipo monitoreado 1008, entrada de tiempo 1004, interfase de red 1002, entrada de tiempo GNSS 1006 y el medio de almacenamiento legible en computadora 1010 a un procesador 1014.

El procesador 1014 se puede configurar para procesar comunicaciones recibidas por medio de la interfase de red 1002. La entrada de tiempo 1004, la entrada de tiempo GNSS 1006 y/o interfase de equipo monitoreado 1008. El procesador 1014 puede operar utilizando cualquier cantidad de velocidades de procesamiento y arquitecturas. El procesador 1014 se puede configurar para realizar diversos algoritmos y cálculos descritos en la presente utilizando instrucciones ejecutables en computadora almacenadas en un medio de almacenamiento legible en computadora 1010. El procesador 1014 puede estar constituido como un circuito integrado de propósito general, un circuito integrado específico de aplicación, un arreglo de compuerta programable de campo y/u otros dispositivos lógicos programables.

En ciertas modalidades, el IED 1000 puede incluir un componente sensor 1016. En la modalidad ilustrada, el componente de sensor 1016 se configura para recabar datos desde una ubicación del sistema de suministro de energía eléctrica (no mostrado) utilizando un transformador de corriente 1018 y/o un transformador de voltaje 1020. El transformador de voltaje 1020 se puede configurar para disminución del voltaje del sistema de energía (V) a una forma de onda de voltaje secundario 1022 que tiene una magnitud que se puede monitorear y medir fácilmente por el IED 1000. De modo similar, el transformador de corriente 1018 se puede configurar para disminuir proporcionalmente la corriente de línea del sistema de energía (I) a una forma de onda de corriente secundaria 1024 que tiene una magnitud que puede ser monitoreada y medida fácilmente por el IED 1000. Aunque no se ilustra de manera separada, las señales de voltaje y de corriente V e I pueden ser señales secundarias obtenidas de instrumentos de equipo diseñado para obtener señales de equipo de sistema de energía. Por ejemplo, se puede obtener una señal de voltaje secundaria V a partir de un transformador de potencial (PT, por sus siglas en inglés) en comunicación eléctrica con un conductor. Una señal de corriente secundaria I se puede obtener de un transformador de corriente (CT, por sus siglas en inglés) en comunicación eléctrica con un conductor. Se pueden utilizar diversos instrumentos adicionales para obtener señales desde los sistemas de suministro de energía eléctrica que incluyen, por ejemplo, bobinas Rogowski, transformadores ópticos y similares.

Un convertidor analógico a digital 1026 puede multiplexar, muestrear y/o digitalizar las señales de voltaje y/o corriente medidas para formar las señales de corriente y voltaje digitalizadas correspondientes. También se pueden recibir valores similares de otros controladores distribuidos, controladores de estación, controladores regionales o controladores centralizados. Los valores pueden estar en un formato digital u otro formato. En ciertas modalidades, el componente sensor 1016 se puede utilizar monitorear señales de corriente asociadas con porción de un sistema de suministro de energía eléctrica y/o detectar contenido interarmónico asociado con eventos de HIF incluidos en las señales de corriente monitoreadas. Además, el componente de sensor 1016 se puede configurar para monitorear una amplia gama de características asociadas con equipo monitoreado, que incluye estado de equipo, temperatura, frecuencia, presión, densidad, absorción infrarroja, información de radiofrecuencia, presiones parciales, viscosidad, velocidad, velocidad rotacional, masa, estado de conmutador, estado de válvula, estado de interruptor de circuito, estado de derivación, lecturas de medidor y similares.

Se puede conectar un convertidor A/D 1026 al procesador 1014 por medio de un enlace común 1012, a través del cual se pueden transmitir representaciones digitalizadas de señales de corriente y de voltaje al procesador 1014. Como se describe en lo anterior, el procesador 1014 se puede utilizar para aplicar estado de equipo, mediciones y valores derivados a un módulo de IED. El procesador 1014 se puede utilizar para detectar la presentación de condiciones de HIF y emitir instrucciones control en respuesta a las mismas (por ejemplo, instrucciones que implementen acciones protectoras).

Debe hacerse notar que se puede utilizar un dispositivo separado en lugar de un componente de sensor 1016 para proporcionar señales desde el sistema de suministro de energía eléctrica al IED 1000. En realidad, un dispositivo separado se puede configurar para obtener señales desde el sistema de suministro de energía eléctrica (tales como señales de voltaje y/o de corriente) y crear representaciones digitalizadas de las señales (por ejemplo, señales de corriente y voltaje), aplicar una marca de tiempo y/o aplicar esta información al IED 1000. Además, el dispositivo separado se puede configurar para suministrar estado de equipo y/o mediciones tales como magnitud y/o ángulos de voltaje y de corriente junto con marcas de tiempo al IED 1000. En ciertas modalidades, la información que ha sido descrita como recibida desde el componente de sensor 1016 en vez de esto es recibida desde la interfase de red 1002.

Una interfase de equipo monitoreada 1008 se puede configurar para recibir información de estado desde, y emitir instrucciones de control a una pieza de equipo monitoreado. La interfase de equipo monitoreado 1008 se puede configurar para emitir instrucciones de control a una o más piezas de equipo monitoreado. De acuerdo con algunas modalidades, las instrucciones de control también pueden ser emitidas por medio de la interfase de red 1002. Las instrucciones de control emitidas por medio de la interfase de red 1002 se pueden transmitir, por ejemplo, a otros controladores distribuidos, controladores de coordinación, los IED o similares (no mostrados) los cuales a su vez pueden emitir la instrucción de control a una pieza de equipo monitoreado. De manera alternativa, la pieza de equipo monitoreado puede recibir la instrucción de control directamente por medio de su propia interconexión de red.

El medio de almacenamiento legible en computadora 1010 puede ser el depositario de uno o más módulos y/o instrucciones ejecutables configuradas para implementar ciertas funciones y/o métodos descritos en la presente. Por ejemplo, el medio de almacenamiento legible en computadora 1010 puede incluir un módulo de detección de falla 1028 el cual puede ser un depositario de los módulos y/o instrucciones ejecutables configuradas para implementar las funcionalidades de detección y protección de HIF que aquí se describen. El módulo controlador distribuido 1028 puede incluir, entre otros, un módulo de referencia de ruido de sistema 1030, un módulo de ajuste de detección 1032, un módulo de detección de falla 1034 y un módulo de implementación de acción protectora 1036. El medio legible en computadora 1010 puede incluir además un módulo de comunicación 1038 y un módulo de control 1040.

El módulo de detección de falla 1034 se puede configurar para realizar ciertas funciones de detección de HIF descritas en la presente. En ciertas modalidades, el módulo de detección de falla 1034 se puede configurar para identificar la presentación de una HIF en base en el contenido interarmónico instantáneo incluido en una información de señal de corriente que se puede proporcionar, por ejemplo, por el componente sensor 1016. En ciertas modalidades, el módulo de detección de falla 1034 puede interconectarse con un módulo de referencia de ruido de sistema 1030, el cual puede almacenar el promedio de contenido interarmónico de una señal de corriente con respecto al tiempo. Esta información se puede utilizar por el módulo de detección de falla 1034 al diferenciar el contenido interarmónico asociado con una HIF a partir del contenido interarmónico asociado con el ruido de sistema normal.

En modalidades adicionales, el módulo de detección de falla 1034 puede interconectarse con un módulo de ajuste de detección 1032 que puede proporcionar información utilizada al ajustar los umbrales de detección de falla. En ciertas modalidades, estos umbrales se pueden adaptar y/o ajustar dinámicamente en base en contenido interarmónico incluido en señales medidas por el componente sensor 1016 con respecto al tiempo. Un módulo de implementación de acción protectora 1036 puede interconectarse con el módulo de detección de falla 1034. Ante la recepción de una indicación desde el módulo de detección de falla 1034 de un evento HIF detectado, el módulo de implementación de acción protectora 1036 puede implementar una o más acciones protectoras para disminuir condiciones potencialmente inseguras y daño a un sistema de suministro de energía eléctrica (por ejemplo, emitiendo instrucciones de control para disparar un interruptor y aislar el HIF del sistema).

Un módulo de control 1040 se puede configurar para interactuar con equipo monitoreado conectado a un controlador distribuido por medio de interfase de equipo monitoreado 1008 y/o interfase de red 1002. De acuerdo con algunas modalidades, las instrucciones de control desde el módulo de control 1040 se puede destinar como instrucciones de control para otros IED y/o equipo monitoreado localizado remoto al IED 1000. En algunos casos, las instrucciones de control pueden ser únicamente informativas o sugerentes, lo que significa que el IED que las recibe no está obligado a realizar instrucción de control. En vez de esto, el IED receptor puede utilizar la instrucción de control sugerida en coordinación con sus propias determinaciones e información de otros controladores para determinar si realizará la instrucción de control. En otros casos, las instrucciones de control pueden ser directivas en la medida en que se requieren acciones. La diferenciación entre instrucciones de control informativas o sugeridas e instrucciones de control obligatorias se puede basar en información incluida con la instrucción de control.

Un módulo de comunicación 1038 puede incluir instrucciones para facilitar comunicación de información desde el IED 1000 a otros controladores y/u otros componentes en el sistema de suministro de energía eléctrica. El módulo de comunicación 1038 puede incluir instrucciones sobre el formateo de comunicaciones de acuerdo con un protocolo predeterminado. El módulo de comunicación 1038 se puede configurar con suscriptores a cierta información y puede formatear encabezadores de mensaje de acuerdo con esta información de suscripción.

Aunque se han ilustrado y descrito modalidades y aplicaciones específicas de la descripción, deberá entenderse que la descripción no se limita a las configuraciones y componentes precisos que aquí se describen. Por ejemplo, los sistemas y métodos que aquí se describen se pueden aplicar a un sistema de suministro de energía eléctrica industrial o un sistema de suministro de energía eléctrica implementado en una embarcación o en una plataforma petrolera que puede no incluir transmisión a larga distancia o energía de alto voltaje. Además, los principios que aquí se describen también se pueden utilizar para proteger un sistema eléctrico de condiciones de sobrefrecuencia, en donde la generación de energía puede estar distribuida en vez de una carga, para reducir los efectos en el sistema. En consecuencia, se pueden realizar muchos cambios a los detalles de las modalidades descritas en lo anterior sin por esto apartarse de los principios subyacentes de esta descripción. Pbr lo tanto, el alcance de la presente invención estará determinado únicamente por las siguientes reivindicaciones.

Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (20)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones:

1. Un método para detectar fallas de alta impedancia en un sistema de suministro de energía eléctrica, caracterizado porque comprende: recibir una primera representación de corriente asociada con una primera ubicación del sistema de suministro de energía eléctrica; recibir una segunda representación de corriente asociada con una segunda ubicación del sistema de suministro de energía eléctrica; determinar, en base en por lo menos una de la primera y segunda representaciones de corriente, la presentación de una falla de alta impedancia sobre el sistema de suministro de energía eléctrica; determinar una ubicación relativa de la falla de alta impedancia en base, por lo menos en parte, en una cantidad relativa de contenido de señal asociada con una falla de alta impedancia incluida en la primera y segunda representaciones de corriente; e implementar una primera acción protectora en base en la ubicación relativa determinada.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la primera representación de corriente comprende una medición por un primer IED y la segunda representación de corriente comprende una medición por un segundo IED.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la primera acción protectora comprende emitir una señal de control para aislar eléctricamente una porción del sistema de suministro de energía eléctrica que incluye la falla de alta impedancia.

4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: determinar la ubicación relativa de la falla de alta impedancia que comprende determinar que la falla de alta impedancia se localice más cercana a la primera ubicación que a la segunda ubicación; y en donde la implementación de la primera acción protectora comprende que el primer IED emita una señal de control para aislar eléctricamente una porción del sistema de suministro de energía eléctrica que incluye la falla de alta impedancia.

5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la determinación de la presentación de falla de alta impedancia comprende determinar que por lo menos una de la primera representación de corriente y la segunda representación de corriente comprende contenido de señal asociado con una falla de alta impedancia.

6. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque la determinación de que por lo menos una de la primera representación de corriente y la segunda representación de corriente comprende contenido de señal, contenido asociado con una falla de alta impedancia comprende determinar que por lo menos una de la primera representación de corriente y la segunda representación de corriente comprenden contenido de señal que excede un umbral de detección.

7. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque cuando se determina que por lo menos una de la primera representación de corriente y la segunda representación de corriente comprende contenido de señal asociado con una falla de alta impedancia, comprende además determinar que por lo menos una de la primera representación de corriente y la segunda representación de corriente comprende contenido de señal que excede el umbral de detección por un número de veces en un período particular.

8. El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque el período particular se basa en una magnitud relativa del contenido de señal.

9. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque la determinación de que por lo menos una de la primera representación de corriente y la segunda representación de corriente comprende un contenido de señal asociado con una falla de alta impedancia, comprende ajustar por lo menos una de la primera representación de corriente y la segunda representación de corriente por una referencia y determinar que la información ajustada comprende contenido de señal que excede un umbral de detección.

10. El método de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque la referencia comprende un nivel promedio de contenido de señal asociado con el ruido de sistema normal.

11. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque el umbral de detección se ajusta en base en la referencia.

12. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el método comprende además: determinar, en base en por lo menos una de la primera y segunda representaciones de corriente, que una porción del sistema de suministro de energía eléctrica que incluye la falla de alta impedancia no ha sido aislado después de implementar la primera acción protectora, e implementar una segunda acción protectora para aislar la falla de alta impedancia.

13. El método de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque la primera acción protectora comprende emitir una primera instrucción de control para aislar eléctricamente una primera porción del sistema de suministro de energía eléctrica y la segunda acción protectora comprende emitir una segunda instrucción de control para aislar eléctricamente una segunda porción del sistema de suministro de energía eléctrica.

14. Un dispositivo electrónico inteligente (IED), asociado con un sistema de suministro de energía eléctrica, caracterizado porque comprende: una interfase configurada para recibir primera representación de corriente asociada con una primera ubicación del sistema de suministro de energía eléctrica y una segunda representación de corriente asociada con una segunda ubicación del sistema de suministro de energía eléctrica; un procesador acoplado comunicativamente a la interfase; un medio de almacenamiento legible en computadora acoplado comunicativamente al procesador, el medio de almacenamiento legible en computadora almacena instrucciones que, cuando son ejecutadas por el procesador, provocan que el procesador determine, en base en por lo menos una de la primera y segunda representaciones de corriente, la presentación de una falla de alta impedancia sobre el sistema de suministro de energía eléctrica, determina una ubicación relativa de la falla de alta impedancia en base, por lo menos en parte sobre una cantidad relativa de contenido de señal asociada con la falla de alta impedancia incluida en la primera y segunda representaciones de corriente e implementar una primera acción protectora en base en la ubicación relativa determinada.

15. El IED de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque la primera acción protectora comprende emitir una señal de control, por medio de la interfase, para aislar eléctricamente una porción del sistema de suministro de energía eléctrica que incluye la falla de alta impedancia.

16. El IED de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque la primera representación de corriente es recibida desde un primer IED y la segunda representación de corriente es recibida desde un segundo IED y determinar la ubicación relativa de la falla de alta impedancia comprende determinar que la falla de alta impedancia se localiza más cercana a la primera ubicación que a la segunda ubicación e implementar una primera acción protectora comprende instruir al primer IED para emitir una señal de control para disparar un interruptor para aislar una porción del sistema de suministro de energía eléctrica que incluye la falla de alta impedancia.

17. El IED de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque determinar la presentación de una falla de alta impedancia comprende determinar que por lo menos una de la primera representación de corriente y la segunda representación de corriente comprende contenido de señal asociado con una falla de alta impedancia.

18. El IED de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque la determinación de que por lo menos una de la primera representación de corriente y la segunda representación de corriente comprenden contenido de señal asociado con una falla de alta impedancia comprende determinar que por lo menos una de la primera representación de corriente y la segunda representación de corriente comprenden contenido de señal que excede un umbral de detección.

19. El IED de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque la determinación de que por lo menos una primera representación de corriente y la segunda representación de corriente comprenden contenido de señal asociado con una falla de alta impedancia comprende ajustar por lo menos una de la primera representación de corriente y la segunda representación de corriente por una referencia y determinar que la información ajustada comprende contenido de señal que excede un umbral de detección.

20. El IED de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque el medio legible en computadora almacena adicionalmente instrucciones configuradas para provocar que el procesador determine, en base en por lo menos una de la primera y segunda representaciones de corriente que una porción del sistema de suministro de energía eléctrica que incluye la falla de alta impedancia no ha sido aislado después de implementar la primera acción protectora e implementar una segunda acción protectora para aislar la falla de alta impedancia.