ES2929812T3 - Método de protección de una red de distribución y/o transporte de energía eléctrica frente a cortocircuitos - Google Patents

Abstract

La invención se refiere a un método de protección de una red de distribución y/o transmisión eléctrica compuesta por tres líneas o fases y una línea neutra o de tierra contra cortocircuitos con inyección de corriente por al menos un generador eléctrico seleccionado entre un generador eólico o un generador fotovoltaico, el método comprende las etapas de: (a) detección de cortocircuitos para una clasificación inicial del cortocircuito como línea a tierra, línea a línea y línea a línea a tierra; (b) seleccionar la fase o fases en falla por medio de un primer criterio de selección; (c) seleccionar la fase o fases en falla por medio de un segundo criterio de selección; y (d) una etapa de clasificación de los cortocircuitos; y en el que, además, la etapa de selección de la fase o fases en falta sólo son válidas durante un periodo de tiempo definido por una ventana adaptativa temporal. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Método de protección de una red de distribución y/o transporte de energía eléctrica frente a cortocircuitos

La presente invención se refiere a un método de protección de una red de distribución y/o transporte de energía eléctrica que incluye una pluralidad de generadores renovables y convencionales frente a cortocircuitos con inyección de corriente en la red por parte de dichos generadores eléctricos.

Estado de la técnica

En el estado de la técnica divulga redes eléctricas que integran diferentes tipos de generadores de energía renovable y convencionales, tal y como se muestra en la figura 1. De esta manera, es posible observar que la citada red incluye un generador eólico de tipo 4 de imanes permanentes (PMSG-Permanent Magnet Syncrhonous Generator), un generador fotovoltaico (PV), un generador eólico de tipo 3 (DFIG-Doubly Fed Induction Generator), así como sistemas de corriente continua de alta tensión (HVDC) y una pluralidad de buses de conexión.

Las pruebas realizadas sobre la red mostrada en la figura 1 revelaron problemas relacionados con la direccionalidad y la selección de fase en cortocircuito para la protección de la red, debido a la contribución de corriente simétrica de los aerogeneradores de tipo 4 y el generador fotovoltaico en caso de cortocircuitos asimétricos. Esta inyección de corriente simétrica durante cortocircuitos asimétricos representa un comportamiento muy diferente con respecto al comportamiento tradicional de los generadores síncronos ante cortocircuitos, lo que ocasiona malos funcionamientos observados en algoritmos de protección actuales. Estos fallos son debidos a problemas en la selección de la fase que tiene el cortocircuito, así como a la detección de la direccionalidad de dicho cortocircuito respecto del equipo de medida y protección.

La inyección de corriente de una turbina eólica o de un generador fotovoltaico tiene cuatro fases diferenciadas: (a) un estado previo al cortocircuito, en condiciones estacionarias, en donde se produce una inyección de corriente simétrica estándar (b) la inyección de corriente de cortocircuito inicial, la cual contiene corriente de secuencia positiva y negativa, en donde antes de que el sistema de control, que controla la corriente asociada al generador de energía renovable, reaccione al estado de cortocircuito, el comportamiento observado para turbinas eólicas de tipo 4 y generadores fotovoltaicos es similar al de un generador síncrono (c) un periodo de transición, en donde la acción de control comienza y reduce progresivamente la inyección de corriente de secuencia negativa, y que se observó como especialmente problemático para los algoritmos de selección de fases averiadas y la declaración de direccionalidad; y (d) un periodo de estado estacionario durante el cortocircuito, en donde una vez que el control ha logrado eliminar la inyección de corriente de secuencia negativa, aunque el cortocircuito aplicado sea asimétrico, únicamente se inyecta corriente equilibrada, esto es, únicamente corriente de secuencia positiva. El periodo (c), de transición, puede presentar diversas duraciones dependiendo de la velocidad de respuesta del sistema de control implementado.

Se ha observado que los relés de protección conocidos en el estado de la técnica incluyen métodos de selección de fase en cortocircuito que funcionan correctamente durante el periodo inmediatamente posterior al inicio del cortocircuito, cuando coexisten las corrientes de secuencia positiva y negativa -i.e. un comportamiento similar al de un generador síncrono-. Sin embargo, durante el periodo de transición, dichos algoritmos los cuales realizan la selección de fase en cortocircuito y la declaración de direccionalidad proporcionan respuestas incorrectas debido al tipo de corriente inyectada por el generador renovable (reducción de corriente de secuencia negativa hasta su desaparición). Una vez que aparece este error durante el periodo de transición, se aprecia que es realmente complicado, para los métodos implementados en los relés de protección actuales, detectar correctamente la fase que está en cortocircuito, así como la dirección en la que se produce el cortocircuito.

Durante el periodo de transición, la acción del control del generador conducirá a la supresión de la corriente de secuencia negativa. Por lo tanto, el error en la detección de la fase en cortocircuito y el error en la direccionalidad que aparece durante este periodo de tiempo continúan durante la etapa (d) en donde se produce la inyección única de corriente de secuencia positiva, quedando ya anulada la inyección de corriente de secuencia negativa. En consecuencia, el relé de protección no puede proporcionar una selección correcta de la fase en cortocircuito y la direccionalidad.

Por otro lado, en el estado de la técnica el método de cantidad superpuesta («superimposed quantity algorithm») es conocido tal y como se describe, por ejemplo, en [G. Benmouyal y J. Roberts, «Superimposed Quantities: Their 5 True Nature and Application in Relays,» de 26th Annual Western Protective Relay Conference, Spokane, 1999], También son conocidos documentos que están relacionado con la tolerancia a cortocircuitos en relés, como WO2007086944, US2003011352, US647791, US200409317, US2005047043, US2007070565, US2003223171, US6256592, US2006077605o US6518767.

Otros documentos relacionados con el reconocimiento de la fase en cortocircuito son US 2003/086222 y US2013/088239. No obstante, ninguno de esos documentos describe un método con las características del método de la reivindicación 1 que acompaña a la presente memoria descriptiva.

Descripción de la invención

Tal y como se ha indicado, en el estado de la técnica se han observado cortocircuitos y fallas en la identificación de la fase en cortocircuito y la direccionalidad del mismo (causando el no disparo, o disparo incorrecto, del relé) durante la aportación de corriente de cortocircuito en la red por parte de generadores eléctricos, particularmente generadores de energía renovable y, más particularmente, generadores eólicos de tipo 3 y 4, y fotovoltaicos. No obstante, la presente invención sería igualmente aplicable para generadores de cualquier tipo con cortocircuitos iguales o equivalentes a las indicadas para este tipo de generadores.

El método de la invención se basa en el hecho de que es necesario extraer información de las formas de onda de corriente de fase obtenidas en los instantes inmediatamente posteriores al inicio del cortocircuito y antes de que el control del generador empiece a actuar, puesto que durante esos instantes presenta un comportamiento similar al de un generador síncrono. Es, por tanto, un objetivo de la presente invención evitar que los métodos de protección relativos a la selección de fase en cortocircuito tomen datos y trabajen más allá de este periodo inicial, tras el comienzo del cortocircuito, puesto que, de lo contrario, es posible no identificar correctamente el tipo de cortocircuito -fases involucradas en el mismo y direccionalidad. Por lo tanto, de no poder solucionar dicho cortocircuito de manera correcta, existe el riesgo de no poder despejar correctamente un cortocircuito (no actuación de la protección, actuación tardía o actuación incorrecta) en la red de distribución y/o transporte de energía eléctrica. De producirse este fenómeno, el incidente no despejado puede llegar a comprometer la estabilidad del sistema eléctrico.

El intervalo de tiempo que se considera válido para la detección depende de la rapidez del sistema de control asociado al generador. Por tanto, es un objeto de la invención proporcionar un método que se adapte a una pluralidad de tiempos de respuesta de los controladores electrónicos implementados en los generadores de energía renovable. Es decir, se emplea un método que proporciona una ventana de tiempo adaptable durante la cual se asumen como válidas la información de fase en cortocircuito procedentes de dos criterios tradicionales: (i) un primer criterio de comparación entre corriente de secuencia positiva y negativa; y (ii) un segundo criterio de comparación entre corrientes de secuencia negativa y cero. Además de estos dos criterios, en una realización particular de la presente invención se incorpora (iii) un tercer criterio basado en una variación de los ajustes o parámetros empleados en el criterio de cantidades superpuestas para considerar si existe un cortocircuito en cada una de las fases.

Por último, un objeto de la invención es combinar los diferentes criterios indicados para incrementar la robustez de la selección de fase en cortocircuito y direccionalidad indicados en el estado de la técnica teniendo en cuenta en qué instantes son aplicables los métodos tradicionales y cuándo se deben descartar, mediante el uso de la ventana de tiempo adaptable. La invención presenta el valor añadido de una mejora considerable del funcionamiento de la selección de fase en cortocircuito, frente a aportaciones de corriente procedentes de generación renovable respecto del comportamiento observado en las protecciones descritas en el estado de la técnica.

Todo lo anterior es de acuerdo con el método explicado en la reivindicación 1, mientras que en las reivindicaciones dependientes de ella se describen realizaciones particulares de la invención. Más concretamente, se trata de un método de protección de una red de distribución y/o transporte de energía eléctrica que comprende tres líneas o fases (A, B, C) y un neutro o una línea de tierra (G) frente a cortocircuitos durante los cuales se produce la inyección de corriente por parte de, al menos, un generador eléctrico seleccionado entre un generador eólico o un generador fotovoltaico; y en donde el método comprende las etapas de: (a) detección de cortocircuitos para una clasificación inicial del cortocircuito como de línea a tierra, línea a línea y línea-línea a tierra; (b) una etapa de selección del cortocircuito; (c) una etapa de selección de la fase o fases en cortocircuito; y (d) una etapa de clasificación de la fase en cortocircuito en función de las formas de onda de unos productos escalares ATAB, ^a T^b C y ATCA, estando dichos productos escalares definidos por la tensión y la corriente en las líneas o fases (A, B, C); en donde, además, la etapa de detección de direccionalidad y la etapa de selección de la fase o fases en cortocircuito únicamente son válidas durante un periodo de tiempo definido por una ventana de tiempo adaptable delimitada en base al número de máximos y mínimos de las ondas proporcionadas por los productos escalares ATAB, ATBC y ATCA, cuya duración está comprendida entre el instante de tiempo en el que se detecta el comienzo del cortocircuito y el instante de tiempo en el que empieza a actuar el control, siendo dicho intervalo de tiempo el intervalo en el que el generador eléctrico se comporta de manera síncrona; y en donde, además, dicha ventana es adaptable de manera automática a las diferentes respuestas de tiempo de los sistemas de control de los generadores de energía renovable.

En una realización particular, la etapa b), de identificación de las fases implicadas en el cortocircuito mediante un primer criterio de selección, comprende el cálculo de una diferencia angular (Scriteriol) entre los fasores de secuencia positiva y los fasores de secuencia negativa con respecto a la fase A de la red eléctrica.

En otra realización particular, la etapa c), de identificación del cortocircuito mediante un segundo criterio de selección, comprende comparación entre corrientes de secuencia negativa y corrientes de secuencia cero (5criterio2), en donde este segundo criterio únicamente se aplica para los cortocircuitos conectados a tierra.

En otra realización particular, la etapa de detección de cortocircuitos comprende la detección de umbrales para una clasificación inicial de cortocircuitos, de manera que las condiciones de cortocircuito se miden en función de la relación de las corrientes de secuencia negativa y cero con respecto a la corriente de secuencia positiva.

En otra realización particular, el primer y segundo criterio de selección del cortocircuito comprenden la definición de una pluralidad de sectores que se corresponden uno a uno con los tipos de cortocircuito (según la fase involucrada -A, B, C y tierra-), y en donde se definen tres zonas en el sector que comprende el cortocircuito: (i) una zona de operación de referencia; (ii) una banda muerta entre la zona de operación de referencia y las zonas adyacentes; y (iii) una zona de operación final que se obtiene restando la zona de banda muerta de la zona de operación de referencia.

En otra realización particular, la direccionalidad del cortocircuito está definida por los picos máximos de los productos escalares ATAB, ^a T^b C y ATCA, de manera que los picos máximos negativos de los productos escalares definen la direccionalidad hacia delante, y los picos máximos positivos de los productos escalares definen la direccionalidad hacia atrás.

Por último, la invención reivindica un dispositivo electrónico inteligente (IED, Intelligent Electronic Device) que comprende al menos un procesador y una memoria, en donde la memoria almacena un programa o programas que comprenden una pluralidad de instrucciones que, al ser ejecutadas por el procesador, hacen que el dispositivo electrónico inteligente ejecute el método descripto. Así, el método se implementa como firmware en dicho dispositivo electrónico inteligente instalado en una red de distribución y/o transporte de energía eléctrica, como podría ser, a modo de ejemplo no limitativo, un relé de protección.

A lo largo de la descripción y en las reivindicaciones, la palabra “comprende” y sus variantes no pretenden excluir otras características técnicas, componentes o pasos. Para los expertos en la materia, otros objetos, ventajas y características de la invención se desprenderán tanto de la invención como del uso práctico de la misma. Los siguientes ejemplos y dibujos se proporcionan a modo de ilustración y no se pretenden que restrinjan la presente invención. Además, la invención abarca todas las posibles combinaciones de las realizaciones particulares aquí indicadas.

Breve descripción de los dibujos

A continuación, se describen brevemente una serie de dibujos que ayudan a comprender mejor la invención, y que están expresamente relacionados con una realización de dicha invención que se ilustra a modo de ejemplo, sin ser limitantes.

La FIG. 1 muestra un diagrama de un ejemplo de red de distribución y/o transmisión eléctrica en donde se puede implementar el método de protección objeto de la presente invención.

La FIG. 2 muestra un diagrama de bloques de la etapa de clasificación inicial del tipo de cortocircuito, tomando nota de las fases que intervienen.

La FIG. 3 muestra un diagrama de bloques del método de la presente invención.

La FIG. 4 muestra

un diagrama fasorial del criterio 1 para cortocircuitos de línea a tierra y de lí La FIG. 5 muestra

un diagrama fasorial del criterio 1 para cortocircuitos de línea a línea. La FIG. 6 muestra un diagrama fasorial del criterio 2.

La FIG. 7 muestra la ventana adaptable.

La FIG. 8 muestra un diagrama de la toma de decisiones final del método.

La FIG. 9 muestra una oscilografía para un cortocircuito con inyección de corriente de un generador eólico de tipo

4.

Descripción de una realización detallada de la invención

El método desarrollado por la presente invención se basa en el principio de que los generadores eólicos de tipo 4 y los generadores fotovoltaicos se comportan de manera similar a los generadores síncronos durante el momento inmediatamente posterior al inicio del cortocircuito, con aportación de corriente de secuencia positiva y negativa. Más allá de estos primeros milisegundos después del inicio del cortocircuito, los selectores de fase en cortocircuito y los métodos de direccionalidad conocidos en el estado de la técnica anterior, e implementados en los relés de protección empleados normalmente, mostraban un rendimiento incorrecto.

Por lo tanto, la hipótesis inicial para la selección de la fase en cortocircuito es que los criterios de selección de cortocircuito utilizados para la generación síncrona pueden ser válidos si se aplican únicamente a los datos que pertenecen a los instantes posteriores al inicio del cortocircuito, y previos al anteriormente denominado “periodo de transición”. En consecuencia, en este punto se introduce un concepto denominado “ventana válida”, que es relevante para el método propuesto. Esta ventana válida es el marco temporal que permite que los criterios generales utilizados para la selección de la fase en cortocircuito de los generadores síncronos identifiquen correctamente la fase en cortocircuito y la direccionalidad del cortocircuito, así como que sean inmunes a los periodos de transición y al periodo final de la inyección de corriente de los generadores tipo 4 y/o fotovoltaicos durante un cortocircuito asimétrico.

En cuanto a esta ventana válida, el método de la invención cumple las siguientes características: (a) identifica e indica dónde empieza el periodo válido para utilizar los datos y cuándo termina este periodo; (b) adapta automáticamente la ventana válida a los diferentes tiempos de respuesta de los sistemas de control de los generadores de energía renovable. Debido a que cada sistema de control puede tener programadas diferentes constantes de tiempo de control y, por tanto, tener diferentes tiempos de respuesta, es muy importante para el correcto funcionamiento del método que esta ventana sea adaptable en el tiempo (incluso autoadaptable). Por ello, esta ventana válida se denominará “ventana adaptable” en el resto del documento.

La detección de cortocircuitos: clasificación inicial

Para activar el método de la invención, en primer lugar, se requiere un umbral mínimo para identificar las condiciones desequilibradas que provocan un cortocircuito en la red de distribución y/o transporte de energía eléctrica. Por lo tanto, como paso inicial del método propuesto, se implementó un detector de umbral para la clasificación inicial de los cortocircuitos. Las condiciones se miden en función de las relaciones de las corrientes de secuencia negativa y cero con respecto a la corriente de secuencia positiva. Los umbrales iniciales utilizados para la clasificación de los cortocircuitos se muestran en la figura 2,estos límites pueden ser configurados por el usuario. Inicialmente, los límites se establecen en el 10% de la corriente de secuencia positiva tanto para la corriente de secuencia cero, como para la corriente de secuencia negativa.

Como se puede observar en la figura 2, en función de la presencia de corriente de secuencia cero, se puede hacer una primera clasificación. La ausencia de corriente de secuencia cero conduce a un bucle de identificación de cortocircuito de línea a línea o trifásica. A continuación, la presencia de corriente de secuencia negativa permite identificar si el cortocircuito es del tipo línea a línea (LL) o si el cortocircuito es trifásico (LLL).

Si se produce una corriente de secuencia cero, es posible que el tipo de cortocircuito sea monofásico a tierra (SLG) o de línea-línea a tierra (LLG). Ambos cortocircuitos tienen también corriente de secuencia negativa, lo que significa que no es posible proporcionar una separación adicional teniendo en cuenta únicamente las corrientes de secuencia negativa y cero.

El resultado de esta clasificación inicial se redirige a la selección de la fase con el cortocircuito y la direccionalidad del mismo. Como se explica en la presente memoria descriptiva, el método utiliza tres criterios simultáneamente: el primer y segundo criterio se basan en los ángulos fasoriales, mientras que el tercero se basa en una modificación del método de las cantidades superpuestas. La figura 3 muestra la combinación de los distintos criterios utilizados en el método. Esta combinación de criterios se explica a lo largo de la presente memoria descriptiva.

Criterio 1. Corrientes de secuencia positiva frente a negativa

Se ha utilizado la transformada rápida de Fourier (FFT) con 32 muestras por ciclo para calcular los ángulos fasoriales de las corrientes de secuencia positiva y negativa en el modelo RTDS sobre el que se ha implementado la invención (https://www.rtds.com ). Las figuras 4, 5 y 6 muestran los sectores de identificación de la fase en cortocircuito para cada tipo de cortocircuito (fase a tierra -A^g , BG, CG-, fase a -fase -AB, BC, CA-, fase a -fase a tierra -ABG, BCG, CAG-).

Una vez aplicada la clasificación inicial basada en el umbral de la corriente de secuencia cero con respecto a la corriente de secuencia positiva, el método calcula la diferencia entre los fasores de secuencia positiva y los de secuencia negativa (respecto a la fase A). El mismo compara esta diferencia de ángulos, Scriteriol, con los sectores observados en la figura 4 para obtener la selección de la fase en cortocircuito. A modo de ejemplo, la figura indica el cortocircuito CG (línea C a tierra).

El método define tres zonas y estas zonas son aplicables para todos los demás sectores: (i) una zona de operación de referencia, en donde se puede observar que en el caso del cortocircuito de la línea C a tierra (CG), la operación de la zona de referencia comienza en 210 grados y termina en 270 grados; (ii) banda muerta, ajustable por el usuario entre las zonas adyacentes a la zona de operación de referencia para evitar activaciones erróneas debido a incursiones esporádicas del ángulo en zonas adyacentes.; sin embargo, durante las pruebas, esta banda muerta se estableció en cero grados. Por último, (iii) una zona de operación final que se obtiene restando la zona de banda muerta de la zona de operación de referencia. En el caso de que la banda muerta se establezca en cero grados, la zona de operación final y la de referencia coinciden.

El mismo análisis puede aplicarse al resto de las zonas: el sector AG (línea A a tierra) va de 330° a 30°, el sector ABG (líneas A-B a tierra) de 30° a 90°, el sector BG (línea B a tierra) de 90° a 150°, el sector BCG (líneas B-C a tierra) de 150° a 210° y el sector CAG (líneas C-A a tierra) de 270° a 330°.

En el caso de que la clasificación inicial establezca que no existe corriente de secuencia cero, las condiciones del criterio 1 que se aplican se basan en la figura 5 para identificar correctamente el tipo de cortocircuito entre los diferentes cortocircuitos de línea a línea, aislados de tierra. El sector AB comienza en 0° y termina en 120°, el sector BC comienza en 120° y termina en 240° y el sector CA comienza en 240° y termina en 360°.

Criterio 2. Corrientes de secuencia negativa frente a corrientes de secuencia cero

El segundo criterio se basa en la comparación entre las corrientes de secuencia negativa y cero. La separación de los cortocircuitos aislados y de los cortocircuitos a tierra se puede hacer en base a los umbrales de secuencia cero y de secuencia negativa, como se ha explicado anteriormente. Sin embargo, el criterio 1 descripto para los cortocircuitos a tierra tiene una particularidad: debido a la proximidad entre sectores adyacentes, es posible que, por ejemplo, en el caso de un cortocircuito AG, se produzca una activación durante periodos de tiempo muy cortos de los sectores ABG o CAG adyacentes, debido a posibles retrasos en el cálculo de los fasores.

Por lo tanto, para aumentar la robustez del método, también se implementa un segundo criterio basado en la comparación entre la secuencia cero y la secuencia negativa (6criterio2). Aunque este criterio únicamente es válido para los cortocircuitos a tierra, proporciona la ventaja de que los sectores adyacentes que se ven en el criterio 1 ahora, en el criterio 2 se retrasan 120 grados. Este retraso puede verse en la figura 6.

Para ilustrar esta diferencia, el cortocircuito AG puede servir de ejemplo. En el criterio 1, ABG y CAG son los sectores adyacentes. Sin embargo, en el criterio 2, ABG está desplazado 120° con respecto a AG, mientras que CAG está retrasado 120° con respecto a AG. Por lo tanto, este criterio permite que el método realice una comparación adicional en caso de duda debido a activaciones incorrectas de los sectores.

Como se puede observar en la figura 6, los cortocircuitos AG y BCG comparten el sector comprendido entre 330° y 30°, los cortocircuitos CG y ABG comparten el sector comprendido entre 90° y 150° y, por último, los cortocircuitos ^b G y CAG comparten el sector comprendido entre 210° y 270°. En este caso, los sectores de 30° a 90°, de 150° a 210° y de 270° a 330° son sectores no utilizados y se consideran sectores de banda muerta, como se puede observar en la figura 6.

Ventana adaptable aplicada a los criterios 1 y 2

Como se ha indicado anteriormente, los problemas que resuelve la presente invención están relacionados con el periodo de transición de la inyección de corriente y con el periodo de inyección equilibrada durante un cortocircuito,que provienen de los generadores eólicos de tipo 4 y fotovoltaicos. Este periodo de transición es especialmente problemático para el selector de fase en cortocircuito y los métodos de direccionalidad implementados en el estado de la técnica. Como consecuencia, estos problemas afectan al correcto funcionamiento de la protección de distancia, una de las funciones de protección más utilizadas en los sistemas de transporte, sub transporte y distribución energía eléctrica. Además, las funciones de corriente direccional son muy utilizadas en las redes de distribución eléctrica, cuyas funciones se ven afectadas por los problemas de detección de fases defectuosas y de direccionalidad. Debido a estos problemas, es importante evitar que los algoritmos tomen datos de corriente durante estos periodos de transición e inyección equilibrada de corriente, tomando datos válidos desde el inicio del cortocircuito hasta el momento previo al periodo de transición. Esta ventana se definió anteriormente como “ventana válida” o “ventana adaptable”. Además, es muy importante que el método sea independiente del tiempo de respuesta del generador de energía renovable. Se ha observado que los generadores fotovoltaicos, debido a que no está basado en elementos rotativos, reaccionan mucho más rápido cuando hay un cortocircuito que el generador eólico tipo 4, realizando de esta manera, una supresión más rápida de la corriente de secuencia negativa.

Por lo tanto, el objetivo de esta “ventana válida” es que no se vea afectada por los diferentes tiempos de respuesta de los controles del generador, por lo que se ha rebautizado como “ventana adaptable” o “ventana adaptable”, ya que debe ser capaz de adaptarse automáticamente a los diferentes tiempos de respuesta de los sistemas de control de los generadores de energía renovable.

La teoría de las cantidades superpuestas ha sido readaptada para ser utilizada con este fin dentro del método desarrollado. Las formas de onda de la salida de la definición de los productos escalares contienen la información sobre cuándo el método debe considerar válida la información de los criterios 1 y 2.

El método de la ventana adaptable utiliza los productos escalares AT^ab, AT^bc y AT^ca de las formas de onda observadas en la figura 7. Mediante un conteo de los máximos y mínimos de dichas formas de onda, el método define esta ventana adaptable de manera que los criterios 1 y 2 se considerarán válidos únicamente durante este periodo de tiempo. Concretamente, en un ejemplo no limitativo, el inicio de la ventana está marcado por la detección del primer máximo o mínimo y el final de la por la detección del tercer máximo o mínimo. El número de máximos y mínimos que define el final de la ventana adaptable se ha propuesto como un ajuste por parte del usuario, como pueden ajustarse muchos otros parámetros en un dispositivo electrónico inteligente o relé de protección. El ajuste al que se hace referencia ha funcionado correctamente en las pruebas de validación del método realizadas. El uso de la ventana adaptable evita problemas de activación incorrecta debidos a los periodos de transición y final en los que los generadores eólicos de tipo 4 y fotovoltaicos proporcionan la inyección de corriente simétrica incluso en casos de cortocircuitos asimétricos.

En este punto es interesante explicar el comportamiento de la teoría de las cantidades superpuestas explicada en [G. Benmouyal y J. Roberts, "Superimposed Quantities: Their True Nature and Application in Relays", de la 26a Conferencia Anual de Relés de Protección del Oeste, Spokane, 1999]. Así, basándonos en la teoría descripta en este algoritmo, es posible definir una impedancia incremental de acuerdo con la siguiente expresión, donde todas las cantidades en esta ecuación son fasores:

Post Cortocircuito VR-Pre Cortocircuito VR Av r

Zr= Post Cortocircuito IR-Pre Cortocircuito IR _A|r ^S1

La ecuación anterior implica que la impedancia incremental vista desde el relé (subíndice “R”) es equivalente a la impedancia de la fuente de secuencia positiva. Esta fórmula también se puede representar como:

Av r =1

AIr-(-Zs i )

(las magnitudes en mayúsculas indican valores fasoriales mientras que las magnitudes en minúsculas indican valores instantáneos)

Esto significa que, durante un cortocircuito, la magnitud y la fase de la forma de onda de tensión incremental (o fasor) son iguales a la magnitud y la fase de la forma de onda de corriente incremental (o fasor) multiplicada por el negativo de la impedancia de la fuente detrás del relé de protección.

La teoría de las cantidades superpuestas define un elemento denominado "producto escalar", determinado como:

Producto Escalara real (AVR conj(AIR (-ZS1))) =AvR AiR zs1 c o s 9 ^A v R AiR- cos0

En donde Zsi es el valor de la impedancia, que siempre es positivo y, por tanto, no afecta al signo del producto escalar, lo que significa que se puede reducir a la unidad sin que se altere el objetivo de la utilización de este producto. 9 es un ángulo que representa el desajuste del ángulo de fase que puede existir en la representación del ángulo de fase del origen. Como el valor del ángulo 9 es normalmente alrededor de 0°, el factor cos 9 está cerca de la unidad, teniendo un signo positivo, y por lo tanto no influye en el signo del resultado.

Un valor negativo de este producto escalar indica direccionalidad hacia delante, mientras que un valor positivo indica direccionalidad hacia atrás.

Se puede definir un producto escalar (denominado en las siguientes ecuaciones como ATLínea-Línea) por fase, teniendo en cuenta las mediciones de tensión y corriente de la línea, de manera que se define un conjunto de tres productos escalares en total. Los tres productos escalares definidos por fase son:

ATAB=real (AVAB'conj (-AIaJ )

ATBC=real (AVBoconj (-AIbJ )

AToA=real (AVoA'conj (-AI^cJ )

En función del valor y del signo obtenido para cada producto escalar, es posible clasificar el tipo de fallo. La tabla 1 muestra los valores, en valores relativos, de cada producto escalar para diferentes tipos de cortocircuito para la inyección de corriente desde la generación síncrona tradicional:

Tabla 1

Criterio 3. Adaptación de la teoría de cantidades superpuestas.

Los criterios 1 y 2 se basan en la teoría de los fasores de corriente de secuencia positiva, negativa y cero, ejecutados de manera conjunta con la ventana adaptable necesaria para garantizar el correcto comportamiento del método. Además de esto, y utilizando de nuevo la teoría analizada de las cantidades superpuestas, se ha definido un nuevo criterio para distinguir entre los diferentes tipos de cortocircuitos en función del gran número de ensayos realizados en el generador eólico tipo 4 y el generador fotovoltaico. Por lo tanto, se ha definido un criterio de valor, que incluso puede ser una configuración ajustable por el usuario, el mismo se muestra en la tabla 2:

Tabla 2

El método utiliza la forma de onda proporcionada por cada producto escalar para proporcionar la selección de la fase en cortocircuito de acuerdo con el criterio 3. Los valores relativos de AT^ab, AT^bc y AT^ca se tomaron en base a los resultados obtenidos durante las pruebas y podrían ser un parámetro configurable por el usuario para el método.

Direccionalidad

Los criterios 1 y 2 basados en los fasores no se ven afectados por la direccionalidad del cortocircuito. La direccionalidad del cortocircuito afecta de la misma manera a la corriente de secuencia positiva, negativa y cero. La diferencia de 180 grados se aplicaría a las tres secuencias entre los cortocircuitos hacia delante y hacia atrás. Por lo tanto, dado que estos dos criterios se basan en la diferencia entre los ángulos de la secuencia positiva y negativa (criterio 1) y de la secuencia negativa y cero (criterio 2), la direccionalidad no afecta al comportamiento de este principio de selección de fase en cortocircuito. Sin embargo, este hecho significa que estos dos criterios no pueden proporcionar información sobre la direccionalidad del cortocircuito. Por lo tanto, para este objetivo, se ha utilizado la teoría de las magnitudes superpuestas aplicada a la direccionalidad, que maneja los valores de los productos escalares ya definidos y utilizados en el criterio 3, para la selección de la fase en cortocircuito. Los picos máximos y el signo de estos productos escalares definen la direccionalidad. Los picos máximos negativos de los productos escalares proporcionan información sobre la direccionalidad hacia delante, mientras que los picos máximos positivos proporcionan información sobre la direccionalidad hacia atrás.

Decisión final

El uso de tres criterios que se ejecutan en paralelo y se basan en diferentes teorías de protección (los criterios 1 y 2 se basan en la teoría de los fasores junto con la habilitación adecuada de la ventana adaptable, y el criterio 3 se basa en la teoría de las cantidades superpuesta modificada) proporciona solidez a la decisión final del método.

La lógica de la decisión final se muestra en la figura 8. Para los cortocircuitos de línea a tierra y de línea a línea, el método aplica los tres criterios. Para obtener una salida, deben cumplirse al menos el criterio 1 y el criterio 3. Los mismos se han seleccionado en este caso porque trabajan con principios de protección diferentes, lo que proporciona una mayor solidez a la decisión final. En la figura 8, se cumplirían 2/3 criterios (es decir, 2 de 3 criterios) y se activaría el tipo de cortocircuito correspondiente en la oscilografía (por ejemplo, para un cortocircuito monofásico de la fase B a tierra: BG_2/3). Además, si se cumplen los tres criterios simultáneamente, se activa el criterio con la etiqueta 3/3 correspondiente al bucle selector de fase en cortocircuito (siguiendo con el ejemplo anterior, si el cortocircuito es de la fase B a tierra, la señal digital activada es BG_3/3).

Un ejemplo de oscilografía se puede observar a modo de referencia en la figura 9, la cual muestra un ejemplo del comportamiento del aerogenerador tipo 4 durante un cortocircuito de la fase A a tierra. Se pueden ver las tensiones de las fases A, B y C, denominadas "Bus7A", "Bus7B" y "Bus7C". También se pueden ver las corrientes de las fases A, B y C, denominadas "I5275A", "I5275B" e "I5275C". Estas corrientes representan la respuesta del aerogenerador tipo 4 durante un cortocircuito de la fase A a tierra. A continuación, se muestran las señales proporcionadas por el algoritmo desarrollado con el objetivo de seleccionar correctamente la fase o fases afectadas por el cortocircuito y la direccionalidad. La señal "FORWARD_C" se refiere a la existencia de un cortocircuito "hacia delante", mientras que la señal "BACKWARD_C" se refiere a un cortocircuito "hacia atrás". Las señales "AG_d2_3_C" (cortocircuito entre la fase A y la tierra que cumple 2 de los 3 criterios), "AG_d3_3_C" (cortocircuito entre la fase A y la tierra que cumple 3 de los 3 criterios) y sucesivamente hasta "CA_d2_2_C" (cortocircuito entre las fases C y A, aislado de la tierra, que cumple 2 de los 2 criterios) se refieren a los diferentes tipos de cortocircuitos posibles.

En la figura 9, la activación de cada una de estas señales indica la identificación de las fases en cortocircuito y su direccionalidad.

En el ejemplo de la Figura 9, se aplica un cortocircuito "hacia delante" entre la fase A y tierra. El algoritmo identifica correctamente el cortocircuito dado que activa las señales "FORWARD_C" y "AG_3_3_C".

En el caso de una hipotética activación de diferentes bucles de selección de fase en cortocircuito (por ejemplo, en un caso en el que se active AG_2 / 3 y ABG_3 / 3), el bucle de selección de fase en cortocircuito con el mayor número de criterios cumplidos será el seleccionado por el dispositivo electrónico inteligente (por ejemplo, un relé de protección) para implementar el algoritmo. Por lo tanto, en este caso el bucle ABG prevalecería sobre el AG.

Se puede aplicar una explicación similar a los cortocircuitos línea a línea. En este caso, dado que la corriente de secuencia cero no está presente, únicamente se utilizan dos criterios: el criterio 1 y el criterio 3. Si se cumple el criterio 1, pero no se cumple el criterio 3, se activa la etiqueta 1/2 para el bucle selector de fase en cortocircuito elegido (por ejemplo, para un cortocircuito línea a línea entre las fases A y B, la señal digital activada sería AB_1/2). Además, si se cumplen ambos criterios, se activa la etiqueta 2/2 para el bucle selector de fase en cortocircuito elegido (continuando con el ejemplo, para un cortocircuito línea a línea entre las fases A y B, la señal digital activada sería AB_2/2).

En el caso de la activación de diferentes bucles selectores de fase en cortocircuito (por ejemplo, AB_1/2 y BC_2/2), el bucle de selección de fase en cortocircuito con el mayor número de criterios cumplidos sería el seleccionado. Por lo tanto, en este caso el bucle BC prevalecería sobre el AB. De este modo, el dispositivo electrónico inteligente (por ejemplo, un relé de protección) que implementase el algoritmo descrito seleccionaría el bucle BC.

Claims (7)

REIVINDICACIONES

1. Un método de protección de una red de distribución y/o transporte de energía eléctrica frente a cortocircuitos que comprende tres líneas o fases (A, B, C) y una línea de neutro o tierra (G) frente a cortocircuitos con inyección de corriente por parte de, al menos, un generador eléctrico, con un sistema de control de corriente, seleccionado entre un generador eólico o un generador fotovoltaico;

y en donde el método comprende, al menos:

(a) una etapa de detección de cortocircuitos para una clasificación inicial del cortocircuito como línea a tierra, línea a línea y línea-línea a tierra;

(b) una etapa de identificación del cortocircuito;

(c) selección de la fase o fases en cortocircuito; y

(d) una etapa de clasificación de la fase cortocircuito en función de las formas de onda

de los productos escalares AT^ab, AT^bc y AT^ca, estando dichos productos escalares definidos por la tensión y la corriente en las líneas o fases (A, B, C);

el método caracterizado por que la etapa de identificación de la fase en cortocircuito (b) y la etapa de selección de la fase o fases en cortocircuito (c) únicamente son válidas durante un periodo de tiempo definido por una ventana adaptable que se delimita temporalmente entre un primer máximo o mínimo y un último máximo o mínimo de las formas de onda proporcionadas por los productos escalares AT^ab, AT^bc y AT^ca y estando la duración de la ventana adaptable comprendida entre el instante en que se detecta el inicio del cortocircuito y el instante en que el sistema de control de corriente comienza a actuar, eliminando la corriente de secuencia negativa, siendo dicho intervalo de tiempo el intervalo en que el generador eléctrico se comporta de manera sincrónica con la red de distribución y/o transporte de energía eléctrica; y en donde, además, dicha ventana se adapta automáticamente a la respuesta de tiempo del sistema de control de corriente del al menos un generador de energía renovable.

2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde la etapa (b) de selección de la fase en cortocircuito mediante un primer criterio de selección comprende el cálculo de una diferencia angular (Scriterioi) entre los fasores de secuencia positiva y el fasor de secuencia negativa de una fase (A, B, C) de la red de distribución y/o transporte de energía eléctrica.

3. El método de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 o 2, en donde la etapa (c) de selección de la fase o las fases en cortocircuito comprende una etapa de comparación entre las corrientes de secuencia negativa y las corrientes de secuencia cero (5criterio2), en donde este segundo criterio se aplica únicamente para cortocircuitos a tierra.

4. El método de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde la etapa de detección de cortocircuitos comprende la detección de umbrales para una clasificación inicial de las fases en cortocircuito, tal manera que las condiciones de cortocircuito se miden en función de la relación de las corrientes de secuencia negativa y cero con respecto a la corriente de secuencia positiva.

5. El método de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde el primer criterio de selección de la fase en cortocircuito y el segundo criterio de selección de la fase en cortocircuito comprenden la definición de una pluralidad de sectores que se corresponden uno a uno con los tipos de cortocircuito, y en donde se definen tres zonas en el sector que comprende el cortocircuito: (i) una zona de operación de referencia; (ii) una banda muerta entre la zona de operación de referencia y las zonas adyacentes; y (iii) una zona de operación final que se obtiene restando la zona de banda muerta de la zona de operación de referencia.

6. El método de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde la direccionalidad del cortocircuito está definida por los picos máximos de los productos escalares AT^ab, AT^bc y AT^ca de tal manera que los picos máximos negativos de los productos escalares definen la direccionalidad hacia delante, mientras que los picos máximos positivos de los productos escalares definen la direccionalidad hacia atrás.

7. Un dispositivo electrónico inteligente que comprende, al menos, un procesador y una memoria, en donde la memoria almacena un programa o programas que comprenden una pluralidad de instrucciones que, al ser ejecutadas por el procesador, hacen que el dispositivo electrónico inteligente ejecute el método de las reivindicaciones 1 a 6.