MX2009002819A

MX2009002819A - Proteccion y control de un area amplia utilizado datos de sistema de energia que tienen un componente de tiempo asociado.

Info

Publication number: MX2009002819A
Application number: MX2009002819A
Authority: MX
Inventors: Gregary C Zweigle; Armando Cuzman-Casillas; Charles E Petras; Ping Jiang
Original assignee: Schweitzer Engineering Lab Inc
Priority date: 2006-09-19
Filing date: 2007-09-19
Publication date: 2009-03-30
Also published as: WO2008036303A2; AU2007297701B2; CA2663609A1; CA2663609C; WO2008036303A3; US20080071482A1; BRPI0716859A2; US7630863B2; AU2007297701A1

Abstract

Se proporciona un aparato, sistema y método en un sistema eléctrico utilizando información del sistema de energía o datos asociados con el mismo que tienen un componente de tiempo asociado con el mismo muestreado u obtenido del sistema eléctrico en una ubicación local y una remota, en donde los datos locales y remotos se alinean en tiempo y se utilizan para proporcionar control, monitoreo, medición y/o automatización del sistema eléctrico. El IED local se puede adaptar para recibir datos del sistema de energía desde el IED remoto, alinear en tiempo los datos de sistema de energía sincronizados locales y rotor y realizar operaciones matemáticas sobre los datos del sistema de energía locales y remotos.

Description

PROTECCIÓN Y CONTROL DE UN AREA AMPLIA UTILIZANDO DATOS DE SISTEMA DE ENERGIA QUE TIENEN UN COMPONENTE DE TIEMPO ASOCIADO CAMPO DE LA INVENCION Esta invención se relaciona de manera general con aparatos, métodos y sistemas para protección y control utilizando datos de sistema de energía que tienen un componente de tiempo asociado con los mismos. De manera más específica, esta invención se relaciona con aparatos, métodos y sistemas para comunicar datos de sistemas de energía que tienen un componente de tiempo asociado con los mismos entre dispositivos electrónicos inteligentes (IED) para proporcionar automatización en tiempo real, protección y control a sistemas de energía eléctricas. ANTECEDENTES DE LA INVENCION La protección, control, automatización, medición y monitoreo de un sistema amplio de transmisión y distribución de energía con frecuencia requiere compartir los datos del sistema de energía entre una pluralidad de dispositivos electrónicos inteligentes (DEI) . Un punto de referencia común tal como el tiempo generalmente se incluye de manera que dichos datos de diversos DEI se pueden comparar apropiadamente . Por ejemplo, las patentes de E.U.A. 6,845,333 y 6,662,124 (incorporadas en la presente como referencia) describen un sistema relevador que obtiene valores de voltaje y corriente de una línea de energía y utiliza un primer elemento de muestreado para muestrear señales de voltaje de corriente en intervalos de tiempo seleccionados. Las señales muestreadas resultantes se utilizan para protección, control, monitoreo y medición de un sistema amplio. Las señales muestreadas después se vuelven a muestrear a una velocidad que es un múltiplo seleccionado de la frecuencia del sistema de energía. Los resultados de remuestreo se utilizan por circuitaje de procesamiento para crear datos de sistema de energía procesados para funciones de protección que incluyen determinaciones de fallas. Con el fin de proporcionar protección, control y monitoreo de un área amplia de los sistemas, los datos (por ejemplo datos de fasor) asociados con un sistema de energía adquirido de dispositivos electrónicos inteligentes (DEI) individuales típicamente se recolecta por una unidad de procesamiento central en donde se almacenan los datos (por ejemplo en una memoria no volátil) y se procesan (por ejemplo se remuestrean, se alinean en tiempo, etc.), antes de ser utilizados en control, protección y monitoreo lógico a partir del cual se puede proporcionar una instrucción de control o protección. El resultado de esto es que muchos de los sistemas existentes requieren aproximadamente 700 milisegundos antes de que se emita una instrucción de control o protección. En consecuencia, un objetivo de la presente invención es reducir la cantidad de tiempo antes de que se emita una instrucción de control o protección. Además, otro objetivo de la presente invención es reducir el número de DEI y unidades de procesamiento central (UPC) necesarias en un sistema de protección, control y monitoreo de área amplia. DESCRIPCION BREVE DE LA INVENCION Se proporciona un sistema para automatización, control o protección de un sistema de energía utilizando datos de sistema de energía que tienen un componente de tiempo asociado con el mismo a partir de una pluralidad de dispositivos electrónicos inteligentes (DEI) . El sistema generalmente incluye un DEI remoto y uno local . El DEI remoto generalmente se asocia con una ubicación remota sobre una línea de energía y está adaptado para adquirir señales remotas del sistema de energía. Además, el DEI remoto calcula los datos del sistema de energía remotos a partir de las señales del sistema de energía adquiridas y asocia los datos del sistema de energía remoto con una marca de tiempo para producir datos de sistema de energía remotos marcados en tiempo. Los datos de sistema de energía remotos marcados en tiempo resultantes se transmiten al DEI local. El DEI local se asocia con una ubicación en una línea de energía y se adapta para adquirir señales del sistema de energía local. El DEI local calcula los datos del sistema de energía local a partir de las señales de sistema de energía muestreadas ; recibe datos de un sistema de energía remoto marcado en tiempo y alinea en tiempo los datos de sistema de energía local con los datos del sistema de energía remoto marcado en tiempo. El DEI local se adapta además para realizar en tiempo real operaciones de automatización, control o protección utilizando los datos del sistema de energía local alineados en tiempo y los datos del sistema de energía remotos marcados en tiempo. En una modalidad, los datos del sistema de energía son datos de fasor. En otra modalidad adicional, se proporciona un método para proporcionar protección, control y monitoreo a un sistema de energía eléctrica. El método generalmente incluye las etapas de adquirir señales del sistema de energía remoto en ubicaciones remotas; calcular los datos del sistema de energía remoto a partir de las señales del sistema de energía remoto adquirida; asociar los datos del sistema de energía remoto con un valor de tiempo para producir datos de sistema de energía remotos marcados en tiempo; transmitir los datos de sistema de energía remotos marcados en tiempo a una ubicación local; recibir los datos del sistema de energía remoto marcado en tiempo en la ubicación local; adquirir las señales del sistema de energía remoto; calcular los datos del sistema de energía local a partir de las señales del sistema de energía local muestreadas; alinear en tiempo los datos del sistema de energía local con los datos del sistema de energía remoto marcados en tiempo y realizar en tiempo real las funciones de automatización, protección o control utilizando los datos del sistema de energía local alineados en tiempo y los datos del sistema de energía remotos marcados en tiempo . En otro aspecto adicional de la presente invención, se proporciona un aparato para proporcionar protección, monitoreo y control para un sistema de energía eléctrica. El aparato generalmente comprende un circuito de adquisición para obtener señales analógicas locales a partir de un sistema de energía eléctrica; un circuito de muestreado para muestrear las señales analógicas locales; un canal de comunicación para transmitir mensajes que contienen datos de sistema de energía local calculados a partir de las señales analógicas locales a un dispositivo remoto; un canal de comunicación para recibir mensajes que contienen datos de sistema de energía remoto desde el dispositivo remoto; una función de alineación en tiempo para alinear en tiempo los datos del sistema de energía local con los datos del sistema de energía remotos y una función de operación en tiempo real para proporcionar protección, automatización, medición o control del sistema de energía en base en los datos del sistema de energía local alineados y los datos del sistema de energía remotos. En otra modalidad adicional se proporciona un sistema de energía para automatización, control o protección de un sistema de energía utilizando datos del sistema de energía que tienen un componente de tiempo asociado con el mismo a partir de una pluralidad de dispositivos electrónicos inteligentes (DEI) . El sistema generalmente incluye una pluralidad de DEI asociados con ubicaciones en una línea de energía, la pluralidad de los DEI adaptados para adquirir señales de sistemas de energía y los cuales calculan datos del sistema de energía a partir de las señales de sistema de energía adquiridas, asociar los datos del sistema de energía con una marca de tiempo para producir datos del sistema de energía marcados en tiempo y transmitir los datos del sistema de energía marcados en tiempo y un controlador en tiempo real adaptado para recibir los datos del sistema de energía marcados en tiempo de la pluralidad de los DEI, alinear en tiempo los datos de sistema de energía marcados en tiempo, realizar en tiempo real operaciones de automatización, control o protección utilizando los datos del sistema de energía alineados en tiempo y transmitir mensajes asociados con los resultados de las operaciones de automatización, control o protección a por lo menos uno de la pluralidad de los DEI. DESCRIPCION BREVE DE LOS DIBUJOS La figura 1 es un esquema de una línea única de un sistema de energía que se puede utilizar en una red de área amplia típica. La figura 2 es un diagrama de bloques de la técnica anterior que muestra un sistema de protección y control de área amplio utilizando la entrada de medición de fasor . La figura 3 es un diagrama de bloques que ilustra un sistema de control y protección de área amplio integrado que utiliza un controlador de tiempo real sincrofasor (CTRS) de acuerdo con una modalidad de la presente invención . La figura 4 es un diagrama de bloques que ilustra un controlador en tiempo real para aplicaciones de protección y control de un área amplia de acuerdo con la presente invención. La figura 5 es un diagrama que ilustra flujo de datos en un controlador de tiempo real sincrofasor de acuerdo con una modalidad de la presente invención. La figura 6 es un diagrama de bloques que ilustra un sistema de control y protección de área amplia integrado que utiliza un controlador en tiempo real sincrofasor de acuerdo con una modalidad de la presente invención. La figura 7 es un diagrama de bloques que ilustra un sistema de control y protección de área amplia integrado que utiliza un controlador en tiempo real sincrofasor de acuerdo con una modalidad de la presente invención. La figura 8 ilustra una integración de la presente invención con un sistema de energía eléctrica. La figura 9 es un diagrama de bloques funcional de la presente invención. La figura 10 es un diagrama de bloques de la presente invención en base en un esquema de frecuencia de muestreado fijo. La figura 11 es un diagrama de bloques del interior del bloque 432 de protección. La figura 12 es un diagrama de bloques de la presente invención en base en un esquema de frecuencia de muestreo variable. La figura 13 es un reporte de canal de comunicaciones de acuerdo con una modalidad de la presente invención . La figura 14 es un reporte de medición de fasor de acuerdo con una modalidad de la presente invención. La figura 15 es un diagrama de bloques de una modalidad de la presente invención en donde uno de los DEI incluye una referencia de tiempo común. DESCRIPCION DE LAS MODALIDADES PREFERIDAS La presente invención proporciona un método, aparato y sistema para protección, control y monitoreo en un sistema de energía de un sistema de transmisión o distribución de energía eléctrica al comparar los datos del sistema de energía que tienen un componente de tiempo asociado con el mismo a partir de puntos atípicos en el sistema de transmisión o distribución de energía eléctrica. Como se describirá con mayor detalle en este documento, un beneficio de la presente invención es que la comparación de los datos del sistema de energía se lleva a cabo en o cerca de la recolección en tiempo real de los datos. El sistema, aparato y método de la presente invención también requiere menos DEI y UPC para procesamiento y comparación adecuada de los datos asociados con la información del sistema de energía . En este documento, el término "DEI" o "dispositivo electrónico inteligente" incluye, pero no se limita a cualquier dispositivo electrónico inteligente tal como, por ejemplo, una unidad de procesamiento central (UPC) , relevador, unidad de medición de fase (UMF) , unidad de medición y control de fase (UMCF) , concentrador de datos de fasor (CDF) , sistema de control de área amplia (SCAA) , sistema de protección de área amplia (SPAA) , etc.

La figura 1 ilustra un esquema de línea única de un sistema de energía que se puede utilizar en una red de área amplia típica. Como se ilustra en la figura 1, el sistema 10 de energía incluye, entre otras cosas, tres generadores sincrónicos 11, 12 y 13, configurados para generar formas de onda sinusoidales de voltaje trifásico tal como formas de onda sinusoidales de 12 kV, tres transformadores de energía de aumento, 14a, 14b y 14c configurados para incrementar las formas de onda sinusoidales de voltaje generado a formas de onda sinusoidales de voltaje superior tal como formas de onda sinusoidales de 138 kV y un número de interruptores 18 de circuito. Los transformadores de energía de aumento 14a, 14b y 14c operan para proporcionar las formas de onda sinusoidales de voltaje superior a un número de líneas de transmisión de distancia larga tales como las líneas de transmisión 20a, 20b y 20c. En una modalidad, una primera subestación 16 se puede definir para incluir los dos generadores sincrónicos 11 y 12, los dos transformadores de aumento de energía 14a y 14b e interruptores 18 de circuito asociados, todos interconectados por medio de un primer enlace común 19. Se puede definir una segunda subestación 35 para incluir el generador 13 sincrónico, el transformador 14c de incremento de energía y los interruptores 18 de circuito asociados, todos interconectados por medio de un segundo enlace común 25. En el extremo de las líneas 20a, 20b de transmisión de distancias largas se puede definir una tercera subestación 22 que incluya dos transformadores 24a y 24b reductores de energía configurados para transformar las formas de onda sinusoidales de voltaje superior en formas de onda sinusoidales de voltaje menor (por ejemplo 15 kV) adecuadas para distribución vía una o más líneas 26 de distribución a cargas tal como una carga 32. La segunda subestación 35 también incluye dos transformadores 24c y 24d reductores de energía para transformar las formas de onda sinusoidales de voltaje superior, recibidas vía el segundo enlace común 25, a formas de onda sinusoidales de menor voltaje, adecuadas para uso por las cargas 30 y 34 respectivas. Varios DEI se conectan en diversos puntos en el sistema 10 de energía eléctrica. No obstante, por motivos de discusión, se muestra solo un DEI 80 local conectado operativamente a la línea 20b de transmisión por medio de transformadores de instrumento (tales como transformadores de corriente y transformadores de voltaje) y se muestra un DEI 90 remoto conectado operativamente a la línea 20b de transmisión por medio de transformadores de instrumento. Los DEI local y remoto 80 y 90 pueden estar separados por cierta distancia. En general, un DEI se puede configurar para realizar, en el sistema de energía, una o más de las funciones de protección (por ejemplo protección de diferencial de corriente de linea, protección de distancia de linea), automatización (por ejemplo volver a cerrar un interruptor de circuito) , control (por ejemplo conmutación de un banco capacitor) y medición (por ejemplo cálculo de consumo de energía) . Los DEI local y remoto 80 y 90 pueden ser cualquier dispositivo capaz de adquirir señales de sistemas de energía (por ejemplo señales de voltaje y de corriente) y comunicar los datos de sistema de energía junto con la información del sistema de energía. Los DEI local y remoto 80 y 90 se comunican sobre un canal de comunicaciones, tal como un puerto serial o Ethernet. En una modalidad, los DEI local y remoto 80 y 90 son idénticos y realizan las mismas funciones sobre los datos recibidos entre sí. No obstante, por sencillez, las funciones de cada DEI se describirán en términos de los DEI local y remoto 80 y 90. Cada DEI 80 y 90 puede recolectar señales de sistema de energía desde la línea 20b de energía tal como las tres fases de corriente (IA, IB e Ic) , las tres fases de voltaje (VA, VB y Vc) y cualquier combinación de estas cantidades de fase (por ejemplo componentes simétricos, componentes Clarke y similares). Por sencillez, la siguiente discusión se enfocará en una sola fase. La comunicación entre los DEI local y remoto 80 y 90 también puede incluir mensajes binarios no solicitados. Estos mensajes pueden incluir información tal como: información del sistema de energía, datos asociados con la información del sistema de energía, configuración, información DEI, ajustes de configuración DEI, configuración de subestación, valores de voltaje; valores de corriente; información de marca de tiempo para alinear los valores de sincrofasor local y remoto 216 y 218 y similares. La información de marca de tiempo se deriva de una referencia de tiempo común, por ejemplo basada en tiempo distribuido por GPS, entre los DEI 80 y 90. Cada DEI 80 y 90 puede utilizar datos comunicados de otro DEI para llevar a cabo el control, automatización, instrucción o mensajes. Por ejemplo, el DEI local 80 alinea y compara el ángulo de voltaje local (VALS) con el ángulo de voltaje remoto ( ARS) para obtener una diferencia de ángulo entre los dos puntos en el conductor 20b. Esta diferencia de ángulo se puede utilizar después por el relevador lógico para realizar funciones de control o protección con un circuito lógico fijo o programable. La figura 2 muestra un sistema de protección y control de área amplia de la técnica anterior (SPAA y SSAA) que utiliza entradas de medición de fase. En este sistema, los datos del sistema de energía que tienen un componente de tiempo asociado con el mismo es una medición de fasor.

El sistema de acuerdo con la figura 2 incluye un generador 102 que está protegido por el controlador 112 SPAA. El controlador 112 SPAA es capaz de enviar instrucciones de disparo 118 a un interruptor 18 de circuito en el lado del enlace común 120a o instrucciones de cierre para activar un freno dinámico de sistema de energía y una instrucción de abertura para desactivar el freno 116 dinámico de sistema de energía afectando la carga 104. Este sistema consiste de unidades de medición de fasor (UMF) 106, concentrador de datos de fasor (CDF) 108, controlador 110 de SCAA y controlador 112 de SPAA. En este sistema, cada UMF 106 adquiere señales de sistema de energía que corresponden al conductor que monitorea. Por ejemplo, cada UMF 106 puede adquirir señales de sistema de energía (por ejemplo señales de corriente y/o voltaje) sobre su conductor correspondiente 120a, 120b o 120c. Cada UMF 106 puede crear datos (por ejemplo valores de fasor) a partir de las señales analógicas adquiridas desde el conductor 120a, 120b y 120c y transmitir dichos datos a el CDF 108. Los valores de fasor pueden incluir ángulo y magnitud de las fases medidas y se pueden remuestrear antes de ser transmitidos al CDF 108. El CDF 108 después introduce, almacena y correlaciona los valores de fasor. Los valores de fasor resultantes de transmiten después a SCAA 110, el cual realiza los cálculos de control y transmite los resultados binarios a SPAA 112. El SPAA utiliza los resultados binarios de SCAA 110 para realizar funciones de protección tal como circuitos disparadores. Como se puede ver, la protección de área amplia de acuerdo con esta distribución de la técnica anterior requiere varias unidades de medición de fasor y otros DEI (tales como, por ejemplo, CDF, FCAA, SPAA, UPC y similares) para proporcionar protección a un área amplia. Otra desventaja de la protección y control de área amplia de la técnica anterior es el tiempo que se requiere para emitir una instrucción de protección. Por ejemplo, en muchos esquemas de protección de área amplia que requieren que se recoloquen y almacenen valores de fasor por una UMF 106 y que se envíen a una CDF 108 antes de ser procesados por un SCAA 110 y/o SPAA 112. En consecuencia, puede haber un retraso de hasta 700 milisegundos antes de que se lleve a cabo una acción de la protección o control. El controlador en tiempo real de la presente invención requiere mucho menos tiempo para emitir una instrucción de protección debido al hecho de que tiene menos unidades de procesamiento y menos canales de comunicación entre los DEI. Además, la presente invención no requiere que la información del sistema de energía o los datos asociados con la misma se almacenen y recuperen de una memoria no volátil.

La figura 3 es un diagrama de bloques de una red 700 de control de tiempo real sincronizado que utiliza los controladores en tiempo real de la presente invención. Aunque esta modalidad así como otras descritas en la presente se refieren específicamente a fasores o sincrofasores , las enseñanzas de la presente invención se pueden aplicar a otros datos de sistema de energía o información asociada con los mismos que tengan un componente de tiempo asociado con los mismos. De acuerdo con la modalidad de la figura 3, la red 700 incluye un controlador 702 de tiempo real sincrofasor (SRTC) único que realiza las funciones de un CDF, un controlador SCAA y un controlador SPAA, en comunicación con varias UMCF 704. De acuerdo con esta modalidad, el CTRS 702 puede ser un procesador sincrofasor tal como el SEL 3306, fabricado por Schweitzer Engineering Laboratories, Inc (Pullman, WA) , mejorado con capacidades de controlador de tiempo real de acuerdo con la presente invención. El CTRS 702 recibe señales analógicas y entradas binarias desde los DEI remotos 704; correlaciona las señales recibidas y las entradas; y procesa algoritmos de protección y control utilizando al algoritmo de programación determinística . De manera adicional, el CTRS 702 activa instrucciones de mensaje en base en los datos procesados utilizando un protocolo de comunicación (por ejemplo el protocolo de mensaje rápido SEL o el protocolo de mensaje GOOSE tal como se define por IEC-61850) . Los DEI remotos 704 reciben las instrucciones de mensaje desde el CTRS 702 para controlar y proteger el sistema de energía. La figura 4 es un diagrama de bloques de una red 600 de control en tiempo real con sincrofasor, de acuerdo con la modalidad de la presente invención, que se muestra en la figura 6. La red 600 de control en tiempo real con sincrofasor generalmente incluye un DEI local (por ejemplo UMCF 80) y varios DEI remotos (por ejemplo UMCF 602, 604) . Las UMCF remotas 602 y 604 y la UMCF local 80 se comunican por medio de canal de comunicaciones y el transceptor 606 para capacidades de transmisión y recepción. Aunque el canal de comunicación se muestra con trayectorias separadas, la implementación puede realizarse sobre un recurso compartido tal como Ethernet. La UMCF 80 local incluye además un bloque 208 de remuestreado y alineación de datos, el cual alinea los datos de acuerdo con las descripciones anteriores. Para datos generados de manera sincrónica no se requiere operación de remuestreado. La alineación 208 de datos se puede llevar a cabo simplemente al comparar las marcas de tiempo de señal y después clasificando de manera que todas las señales asociadas con una marca de tiempo común se presenten juntas en procesamiento 612 en tiempo real. Por ejemplo, considérense las señales que se generan 120 veces cada segundo. Las señales se generan de manera que la totalidad de los DIE en el sistema, la primera señal corresponde al instante exacto de un segundo (utilizando una referencia 508 de tiempo común para todos los DEI) , la siguiente señal corresponde a 1/120 de un segundo después, posteriormente 2/120 y se continúa hasta la última señal la cual es 119/120 de un segundo, después de un instante de un segundo. Después esto se repite el siguiente segundo. Las señales que han sido generadas de esta manera sincrónica se describen en la norma IEEE C37.118. Las señales entran al procesamiento 612 en tiempo real para crear datos procesados como se describe en lo anterior. También están disponibles para el procesador 612 en tiempo real una base de datos 608 de configuración de sistema. La configuración después se puede obtener utilizando un protocolo de comunicación (por ejemplo un protocolo de mensaje rápido) . El procesador 612 en tiempo real puede procesar las señales para crear datos procesados y utilizar diversas instrucciones (por ejemplo instrucciones 618 de operación rápida) para enviar un mensaje de control o protección (por ejemplo, un mensaje de operación rápida) por medio de una interconexión (por ejemplo interconexión de mensaje de operación rápida) a una o más de las UMCF 602, 604 por medio del canal 606 de comunicaciones.

Los métodos y aparatos descritos en lo anterior se pueden utilizar en sistemas para proporcionar protección, control, medición y automatización de área amplia a sistemas de energía eléctrica. Los sistemas, aparatos y métodos que se describen en la presente permiten tiempos de respuesta más rápidos a anomalías en el sistema de energía debido a que los datos de sistema de energía (por ejemplo datos de sincrofasor) generados de maneras remotas se comparten con el DEI local (por ejemplo UMCF local) el cual puede utilizar la información del sistema de energía remoto y local o los datos asociados con el mismo para proporcionar protección, control, medición y automatización al sistema de energía eléctrica sin la necesidad de dispositivos de procesamiento intermedios (por ejemplo un concentrador de datos fasor u otra unidad de procesamiento entre las UMCF) . La figura 5 ilustra un ejemplo de flujo de datos en el CTRS 702 de la figura 3. Las señales adquiridas del sistema de energía (por ejemplo datos de UMCF) se adaptan para ser transmitidas al CTRS 702 a través de un puerto de comunicaciones (por ejemplo los puertos serial 701 o Ethernet 703) y dentro de la conversión 705 del formato de datos. Una vez que las señales se han convertido a datos, los datos se alinean en tiempo 707 y se empacan 709. La alineación en tiempo 707 puede remuestrear una corriente de datos para que coincida con el muestreado de otra corriente de datos. El tiempo de alineación utiliza información de marca de tiempo la cual está asociada con los datos. La marca de tiempo es una referencia a una base de tiempo común compartida entre todos los dispositivos los cuales están enviando datos. El CTRS 702 puede procesar y alinear en tiempo varias corrientes de datos marcados en tiempo. Los datos empacados se pueden utilizar por un controlador 711 procesador de circuito lógico de protección, medición y programable que realice las operaciones de protección o control (por ejemplo operaciones matemáticas) sobre los datos, a intervalos de un milisegundo. El procesador 711 lógico de protección, medidor y programables se puede programar con condiciones, las cuales, si se satisfacen, requieren que se envíe un mensaje tal como un mensaje 713 de operación rápida a las UMCF por medio de la conversión 705 de formato de datos y a los puertos serial 701 y/o Ethernet 703. Las operaciones del procesador 711 de protección, medidor y lógico pueden además ser programables por el usuario por medio de una interconexión de usuario gráfica tal como un programa dedicado 717 de configuración y un compilador 715 lógico. En una modalidad, la UMCF de la presente invención incluye diagnósticos de canal de sincronización y comunicaciones para determinar la salud de la red 700 de control en tiempo real sincronizada. Los diagnósticos pueden incluir bitios predefinidos (tales como bitios de palabra de relevador SEL) que, cuando se envían, indican en estado se sincronización, el estado de canal de comunicación y un reporte de canal de comunicaciones que también incluyen mediciones de latencia y el contenido de paquetes de datos recibidos. La figura 6 ilustra un diagrama de bloques de una modalidad de una red 750 de control en tiempo real sincronizado utilizando la presente invención. El controlador en tiempo real se integra en la UMCF, en vez de ser una unidad separada. Las UMCF se han mostrado en la figura 4. Las UMCF 704 comparten valores de sincrofasor entre sí y se correlacionan con los algoritmos recibidos de datos y protección y control de procedimiento. De manera adicional, las UMCF 704 activan instrucciones en base en los datos procesados utilizando, por ejemplo, el protocolo de mensaje rápido SEL para controlar y proteger el sistema de energía. Aunque la figura 6 muestra dos UMCF comunicándose entre sí, el sistema puede consistir de múltiples UMCF que se comuniquen entre sí. El DEI 300 que se muestra en la figura 9 describe la operación de fuentes múltiples de datos. La figura 7 ilustra un diagrama de bloques de una modalidad de una red 790 de control en tiempo real sincronizado utilizando la presente invención. Varios generadores 102 en los enlaces comunes 720a y 720b se conectan por lineas eléctricas de distribución o transmisión 20d y 20e. Un DEI local (en este caso una UMCF 80) se adapta para recibir señales analógicas del sistema de energía desde el enlace común 720b. El DEI remoto (el cual puede ser una UMCF 90) se adapta para recibir señales analógicas del sistema de energía desde el enlace común 720a. Los DEI locales y remotos 80 y 90 pueden operar de acuerdo con cualquiera de las modalidades descritas en la presente. Por ejemplo, el DEI local 80 puede recibir valores de fasor sincronizado remoto que correspondan a las señales adquiridas en el enlace común 720a por el DEI 90 remoto. El DEI 80 local puede generar valores de sincrofasor local que correspondan a las señales adquiridas en el enlace común 720b y las líneas 20d y 20e; un retardo de los valores de sincrofasor local para tomar en consideración las latencias de canal para la comunicación de datos a partir del DEI 90 remoto; alineación en tiempo de los valores de sincrofasor local con los valores de sincrofasor remoto y realizar funciones de protección, control, medición y/o automatización sobre el sistema de energía eléctrica, de manera concordante. Por ejemplo si una comparación entre los valores de sincrofasor local y remoto corresponden con las condiciones preseleccionadas , el DEI local 80 puede enviar una instrucción a un interruptor 18 de circuito para abrir, de manera que esparce un generador 102. La UMCF 80 y la U CF 90 se conectan ambas individualmente a una referencia de tiempo común tal como GPS. En una modalidad, el DEI 80 local de la presente invención puede incluir una fuente de tiempo, como se ilustra en la figura 8. La fuente de tiempo puede ser externa al DEI 80 como se muestra en la figura 8 o, en otra modalidad, se puede incorporar con el DEI 80. En consecuencia una fuente 502 de tiempo tal como una fuente de tiempo GPS puede estar en comunicación con el DEI 80 local de manera que las funciones que involucran una referencia 508 de tiempo común se pueden realizar en el DEI 80. Por ejemplo, la referencia de tiempo común puede ser una referencia de tiempo absoluto. El DEI 80 local puede incluir un microcontrolador 510 en el cual se pueden realizar muchas de las funciones del DEI 80. En una modalidad, el microcontrolador 510 incluye una UPC o un microprocesador, una memoria de programa (por ejemplo una EPROM Flash), una memoria de parámetro (por ejemplo una EEPROM) . Como se apreciará por aquellos expertos en la técnica se pueden utilizar otras configuraciones adecuadas de microcontrolador. Aunque esta modalidad involucra el uso del microcontrolador 510, debe hacerse notar que en esta modalidad y en otras presentadas y reclamadas en este documento se puede llevar a la práctica utilizando un FPGA u otro equivalente. Como se muestra en la figura 8, el DEI 80 local también puede estar en comunicación con el sistema 10 de energía eléctrica de manera tal que el DEI 80 local recibe entradas 504 analógicas desde el sistema 10 de energía eléctrica. El DEI también puede transmitir señales 506 de control al sistema 10 de energía eléctrica. Como se conoce en la técnica, la señales 506 de control pueden incluir, por ejemplo, instrucciones de disparo, ins rucciones de cierre, instrucciones de alarma y similares. En una modalidad un método para procesamiento en tiempo real de las señales adquiridas del sistema de energía se proporciona e ilustra generalmente con el número 300 en la figura 9. Por sencillez, esta modalidad involucra sincrofasores . En general, cualquier dato el cual ha sido marcado en tiempo, de acuerdo con una referencia de tiempo común, se puede procesar de la manera que se muestra en la figura 9. En consecuencia, la representación de fasor se puede comunicar en coordenadas rectangulares como componentes reales e imaginarios de una fase de línea única. Los datos de fasor también se pueden comunicar utilizando coordenadas polares como un componente de magnitud y fase. Como se observa en el diagrama, el remuestreo y el bloque 208 de alineación en tiempo recibe entradas tanto de los valores 216 de sincrofasor local como de valores 218 de sincrofasor remoto. Los valores 216 de sincrofasor local incluyen una marca de tiempo así como componentes real e imaginario del voltaje sincrofasor local (VLPMR, Vlpmi, respectivamente) . En una modalidad, el DEI 80 local recibe valores 218 de sincrofasor remoto en un mensaje que corresponde a un protocolo tal como C37.118-2005 (IEEE), protocolo de mensaje rápido, GOOSE (IEC-61850) y similar desde los DEI remotos (por ejemplo la UMCF 202) . Los DEI remotos (por ejemplo las UMCF 202) pueden ser dispositivos tal como el sistema de protección, automatización y control SEL-421, el sistema de protección, automatización y control SEL-451, el relevador de distancia de fase y conectado a tierra SEL-311, el relevador de sobrecorriente direccional y re-cierre SEL-351 (todos fabricados por Schweitzer Engineering Laboratories, Inc., Pullman, A) , un dispositivo que cumpla con C37.118 y similares. Los valores 218 de sincrofasor remoto pueden incluir una marca de tiempo así como los componentes real e imaginario del voltaje sincrofasor local (VLPMR, VLPMI, respectivamente) . Los valores de sincrofasor local y remoto 216 y 218 pueden incluir además frecuencia (o frecuencia calculada de los datos marcados, datos analógicos, una velocidad de cambio de frecuencia, datos analógicos digitalizados , datos digitales, magnitud y ángulo de las corrientes de fase, magnitud y ángulo del voltaje de fase, etc . Los valores 218 de sincrofasor remoto se originan desde un DEI remoto (por ejemplo la UMCF 202) tal como un DEI remoto (por ejemplo el DEI 90 remoto de la figura 1) . El DEI remoto (por ejemplo la UNCF 202) envía paquetes de datos, dependiendo del tipo de líneas de comunicación utilizados por los DEI local y remoto, 80 y 90. Por ejemplo, estos paquetes de datos pueden estar en forma de paquetes 204 en serie o Ethernet. El DEI 80 local recibe y descodifica los paquetes de datos en serie o de Ethernet. Los valores 218 de sincrofasor remoto incluyen una marca de tiempo así como mediciones de fase real e imaginaria del voltaje (tSTAMP, VRPMR, VRPMI, respectivamente) . En el bloque 208, se alinean en tiempo los valores 218 de sincrofasor remoto y los valores 216 de sincrofasor local. Esta alineación en tiempo puede utilizar la información de marca de tiempo de los valore de sincrofasor local y remoto 216 y 218. En el caso más sencillo, la totalidad de las UMCF generan datos de sincrofasor a la misma velocidad y los valores 216 de sincrofasor locales están retrasados en tiempo por un valor que se selecciona por el retardo de tiempo del DEI remoto (por ejemplo la UMCF 202) , canal 204 y la función 310 de recepción y descodificación. Los valores 216 de sincrofasor local se pueden colocar en una memoria volátil (por ejemplo utilizando una RAM o FIFO) y cuando los valores 218 del sincrofasor remoto se reciben entonces se comparan la marca de tiempo de los valores de sincrofasor remoto (tSTAMP de 218) contra las marcas de tiempo almacenadas para los valores de sincrofasor local (tSTAMP de 216) para encontrar una coincidencia. Cuando se encuentra la coincidencia entonces el VLPMR asociado y VLPMI de 216 se toman de la RAM como valores locales rechazados, ^DPMR y VDPMI ' y se utilizan como valores que corresponden a los valores 218 de sincrofasor remoto. De manera similar, cuando los múltiples datos de UMCF 202 remotos deben alinearse en tiempo, entonces los valores 216 de sincrofasor local asi como la totalidad de los valores 218 de sincrofasor remoto se pueden almacenar y se puede seleccionar el retardo más largo o, el retardo esperado del peor de los casos, como tSTAMP de referencia contra el cual se comparan los otros valores tSTAMP para los sincrofasores local y remoto . También se pueden utilizar otros métodos de alineación de los datos para el bloque 208. Por ejemplo, el bloque 208 puede remuestrear los valores 218 de sincrofasor remoto y los valores 216 de sincrofasor local.

Los valores 216 de sincrofasor local incluyen una marca de tiempo asi como mediciones de fase real e imaginaria del voltaje (tSTAMP, VLPMR, VLPMI, respectivamente) . Además de ser enviados al bloque 208 de alineación en tiempo, los valores 216 de sincrofasor local también se puede enviar a un DEI remoto (por ejemplo la UMCF 202) . Antes de comunicación con el DEI remoto (por ejemplo la UMCF 202) , los valores 216 de sincrofasor local se pueden codificar 316 y se envían de acuerdo con el protocolo de comunicación tal como C37.118, GOOSE, Protocolo de mensaje rápido SEL, MirroredBitsMR o similar. Los datos después se pueden convertir de coordenadas rectangulares a polares o de coordenadas polares a rectangulares, según se necesite en el convertidor rectangular/polar del bloque 210. Los datos que fluyen desde el convertidor 210 de coordenadas rectangulares/polares incluyen una marca de tiempo (tSTAMP) y opcionalmente un subconjunto o la totalidad de los sincrofasores rectangulares (componentes reales e imaginarios) locales retrasados (VDPMR y VDPMI) , sincrofasores polares (componentes de magnitud y ángulo) locales retrasados (VDPMM y VDPMA) , sincrofasores remotos rectangulares (VRPMR y VRPM1) o sincrofasores remotos polares (VRPMM Y VRPMA) · Estos datos después entran en un procesador 212 matemático de tiempo real el cual puede funcionar utilizando una aplicación de procesamiento tal como, por ejemplo, SELMath para transmitir un mensaje, control o instrucción o protección 214. El procesador 212 utiliza datos alineados en tiempo de las UMCF local y remoto con el fin de realizar las funciones de protección, automatización, control y medición. La salida del mensaje, control o instrucción de protección se puede comunicar en cualquiera de numerosos protocolos tales como MirroredBitsMR (descrita en las Patentes de E.U.A. 5,793,750, 6,947,269 y la Publicación de Solicitud de Patente de E.U.A. 2005/0280965, la totalidad de las cuales se incorporan en la presente como referencia) , una instrucción de operación rápida o un protocolo de Ethernet. El mensaje de salida, control o instrucción puede además estar en forma de un reporte de evento. Los datos que fluyen desde el bloque 208 de remuestreo y alineación en tiempo pueden fluir a una interconexión humano -máquina (HMI) por medio del reporte 326 de medición que puede contener datos tales como los descritos con mayor detalle en lo siguiente y en relación con la figura 14. Las estadísticas respecto a la conf labilidad de los datos de sincrofasor comunicados pueden estar disponibles en forma de reporte, representados por el bloque 312. La conf labilidad del canal de comunicación también se puede monitorear mediante el uso de valores de bitio único tal como ROKRPMx y PMDOKTx . El subíndice "x" comunica desde cual UMCF se indica el valor. Por ejemplo, si x = 1, el valor es para UMCF 1. El procesador en tiempo real de sincrofasor anterior también se puede describir en términos de una red en tiempo real sincrofasor. La red de control en tiempo real de sincrofasor que se muestra en la figura 9 incluye un DEI 80 local tal como una UMCF y tres DEI 202 remotos tales como las UMCF que intercambian mediciones sincronizadas e instrucciones a través de una red de comunicaciones para control en tiempo real, aplicaciones de monitoreo y protección. Las UMCF 80 y 202 transmiten y reciben mensajes de medición sincronizados y mensajes de instrucciones. Después de que la UMCF descodifica los mensajes, los datos locales se remuestrean 208 para hacer coincidir la velocidad de los datos recibidos, después la UMCF alinea los mensajes remotos (por ejemplo tSTAMP, VRPMR, VRPMI) y locales (por ejemplo tSTAMP, VLPMR, VLPMI) de acuerdo con su marca de tiempo común, tSTAMP. Con el fin de alinear los datos locales con los datos remotos, la UMCF 80 retrasa los datos 216 locales para tomar en consideración la latencia del canal de comunicaciones. La UMCF 80 genera las cantidades locales retrasadas (por ejemplo tSTAMP, VDPMR, VDPMI) . Las cantidades remota y local retrasada corresponden a los valores en el sistema de energía en un momento previo igual al retraso de tiempo de adquisición más la latencia del canal. En esta aplicación, la latencia de canal máxima permitida es un tercio de un segundo. La tabla 1 ilustra un ejemplo de las cantidades locales y remotas disponibles en la UMCF local después de descodificación y alineación de tiempo. Estas cantidades están disponibles para el procesador 212 matemático de tiempo real, los algoritmos 324 de protección interna y la medición del sincrofasor (MET RP ) 326. El procesador 212 matemático en tiempo real realiza operaciones lógicas y aritméticas para implementar esquemas de protección y/o control utilizando valores de sincrofasor. La salida del procesador 212 matemático en tiempo real y/o los algoritmos 324 de protección se pueden transmitir a las UMCF 202 remotas. La UMCF 80 local también puede transmitir a la UMCF 202 remota información de frecuencia calculada o medida, valores de fasor antes del remuestreo, cantidades analógicas, etcétera, como se describe con mayor detalle en la presente. La tabla 1 ilustra valores de sincrofasor después de descodificación y alineación en tiempo. Por sencillez, en la tabla 1 se incluye un voltaje monofásico. No obstante, los valores del sincrofasor puede ser cualquiera de los voltajes en línea (VA, VB o VC) , fases de corriente (IA, IB, IC) , valores derivados (VI, II), valores neutrales (IN; VN) , valores calculados arbitrarios (por ejemplo 327* (VA + VB) ) o cualquier combinación de los mismos.

Tabla 1 Un ejemplo de una aplicación de control en tiempo real de sincrofasor es el cálculo del voltaje de secuencia positivo en ambos extremos de una línea 20b de transmisión (véase la figura 1) y detección del momento en que la diferencia de ángulo excede un umbral predefinido, ante lo cual se puede tomar una acción de control o protección. La UMCF puede emitir una instrucción 214 de operación rápida cuando la UMCF detecta una condición tal como una diferencia de ángulo mayor de 10° . La instrucción 214 de operación rápida puede causar, por ejemplo, que se abra un interruptor. El bitio de verificación de datos de medición de fasor total (PMDOKTx) supervise la instrucción para evitar operaciones erróneas cuando no son confiables las mediciones sincronizadas. Es decir, si las mediciones sincronizadas no son confiables, no se establece el bitio PMDOKTx y no se emite la instrucción 214 de operación rápida . Regresando ahora a la figura 10, se ilustra un diagrama de bloques funcional de una modalidad de un sistema de acuerdo con la presente invención, indicado generalmente con el número 400. Aunque se describen como bloques funcionales, debe entenderse que el IDE (por ejemplo la UMCF 80) se puede implementar en hardware (elementos físicos) , software (programas) , firmware (programas fijos) o una combinación de los mismos. En esta modalidad, el sistema produce datos de sistema de energía en forma de valores de fasor sincronizados (mediciones) . Estos valores son independientes de la frecuencia del sistema de energía; por lo tanto, se pueden utilizar para cierta protección de sistema amplio, funciones de automatización, control o medición. Además, las señales introducidas se pueden remuestrear en múltiplos de la frecuencia de sistemas de energía para proporcionar un intervalo típico de funciones de protección tal como protección de distancia de línea y determinaciones de falla. La figura 10 incluye un DEI local (por ejemplo una UMCF 80) y el DEI remoto (por ejemplo la UMCF 90) . Como se menciona en lo anterior, estos dos DEI (por ejemplo las UMCF 80 y 90) se comunican sobre un canal 448 de comunicación común y pueden realizar funciones de muestreo, comunicación control y protección sobre un sistema de transmisión o distribución de energía eléctrica. El DEI local (por ejemplo la UMCF 80) incluye un elemento para proporcionar una señal 402 analógica de entrada. El elemento puede incluir una pluralidad de dispositivos transformadores (transformadores de voltaj e/ ransformadores de corriente) que reduzcan los valores de corriente y/o voltaje a un nivel apropiado para uso en un DEI (por ejemplo un revelador protector basado en microprocesador o una UMCF) . La señal 402 analógica de entrada se aplica a un filtro 404 de paso bajo, cuya salida se aplica a un convertidor 410 A/D. Los datos adquiridos se muestrean a intervalos de tiempo fijos. La señal de muestreo se denomina como señal de reloj . La señal de reloj se puede proporcionar por una fuente 406 de tiempo la cual proporciona una referencia de tiempo común (por ejemplo una referencia de tiempo absoluta) al DEI local (por ejemplo la UMCF 80) cuando el tiempo se sincroniza con un estándar de tiempo común tal como UTC y se distribuye utilizando GPS, preferiblemente formateado en una señal de la norma de código de tiempo de grupo de instrumentación interalcance (IRIG) para recepción por el DEI local (por ejemplo la UMCF 80) . También se pueden utilizar formatos, esquemas de distribución y estándares de tiempo adicionales. La fuente 406 de tiempo envía una señal para sincronizar fasores en base en el tiempo universal coordinado (UTC) . Con el fin de obtener una medición de fasor más precisa, la señal sincronizada preferiblemente es precisa dentro de aproximadamente 500 ns de UTC. Es importante hacer notar que los fasores se pueden asociar con un componente de tiempo utilizando cualquiera de los medios de medición de tiempo. Las formas adecuadas de enlaces de comunicaciones de tiempo incluyen IRIG-B, IEC 61588, enlace Ethernet u otros de dichos enlaces de comunicaciones . La señal de reloj se aplica a un elemento 408 de sincronización de tiempo, el cual descodifica el formato de mensaje del tiempo 406 común, compensa las pérdidas temporales del tiempo 406 común, genera señales apropiadas para controlar el convertidor 410 A/D y proporciona una marca de tiempo de la instancia de muestreo. La salida muestreada resultante del convertidor A/D se aplica a un circuito 412 de calibración el cual toma en consideración cualquier error de adquisición de datos que se pueda producir en al hardware de adquisición de datos de manera que los datos se alinean entre los DEI 80 y 90. La salida del circuito 412 de calibración contiene los datos muestreados junto con marcas de tiempo de manera que muestrean la instancia de acuerdo con el tiempo común 406. Los datos 413 se pueden proporcionar a una velocidad de muestreo relativamente alta, por ejemplo 8000 muestras por segundo, y se aplica a un circuito 424 de procesamiento para producir datos sincronizados para oscilografía convencional, medición de fasor sincronizado y aplicaciones de análisis armónico. Además, no obstante, los valores de fasor sincronizados se determinan a partir del voltaje de entrada de la línea de energía y de los valores de corriente. La salida 483 de fasor sincronizada del circuito 424 puede ser independiente de la frecuencia del sistema y se puede utilizar en ciertas funciones de protección, control, medición y automatización junto con operaciones lógicas y matemáticas definidas por el usuario llevadas a cabo por el DEI local (por ejemplo la UMCF 80) . El algoritmo en el circuito 424 de procesamiento utiliza los valores de entrada, por ejemplo VA, VB, Vc, IA, IB e Ic con una referencia de tiempo común para producir datos sincronizados. El procesador 424 decima, es decir, disminuye el número de muestras dividiendo el número de muestras entre ocho, para crear un voltaje y señales de corriente, por ejemplo, a 1000 (lk) muestras por segundo. Después, cada señal de entrada se multiplica por separado por las señales de referencia cos(27rft + ß) y sen(2 rft + ß) para crear dos señales de salida, en donde el tiempo t es la referencia de tiempo común, f es la frecuencia de referencia fija (por ejemplo 50 Hz o 60 Hz) , y ß es un ajuste de calibración adicional para el hardware particular utilizado. En la siguiente etapa, los componentes de alta frecuencia de cada señal multiplicadas se separan con un filtro de paso bajo. El resultado final es que las partes real e imaginaria de VA, VB, Vc, IA, IB e Ic, los fasores. En una modalidad, el DEI local (por ejemplo la UMCF) se adapta para calcular estos fasores particulares cada 50 milisegundos. Después, el procesador 424 utiliza la señal VA con referencia de tiempo común para producir un sincrofasor de voltaje de fase A (VAsync) · El DEI realiza cálculos similares para los otros fasores. Cada sincrofasor o datos resultantes se asocian con una marca de tiempo particular, denominada como tiempo-sincronización. Esta marca de tiempo se denomina como tiempo común. Las cantidades de secuencia positiva (por ejemplo V]Sync) después se calculan a partir de la corriente trifásica y los sincrofasores de voltaje. De manera alternativa, se pueden calcular los componentes Clarke a partir de la corriente trifásica y los sincrofasores de voltaje o las señales alineadas en tiempo (VA, VB, Vc, IA, IB e Ic) . Ambos cálculos se describen en las Patentes de E.U.A. 6,662,124 y 6,845,333. Las funciones de protección que utilizan las mediciones de fasor sincronizado tales como los valores de fasor de secuencia positiva sincronizados incluyen protección diferencial de corriente en la cual los valores de corriente del DEI local (por ejemplo UMCF 80) se utilizan con los valores de corriente del DEI remoto (por ejemplo UMCF 90) para proporcionar la función de protección. Una referencia de tiempo común para los sincrofasores proporciona la capacidad de llevar a cabo dichas funciones de protección y realizar determinaciones de fallas. Las capacidades de análisis de sistema amplio así como ciertas funciones de protección están disponibles a partir del circuito 424 de procesamiento solo. Los ejemplos de esta capacidad incluyen: ubicación precisa de falla; cálculo de parámetro de línea en tiempo real, cálculo de carga de línea en tiempo real; cálculo de temperatura de línea y tiempo real y similares. Con referencia nuevamente a la figura 10, la salida del circuito 412 de calibración también se puede aplicar a un filtro 414 de paso bajo digital, cuya salida se aplica a un dispositivo 416 el cual rerauestrea los datos. Los datos remuestreados, junto con los datos 484 de sincrofasor se aplican al DEI remoto (por ejemplo UMCF 90) después de codificar por el transmisor 452 sobre un canal 448 de comunicaciones a una velocidad la cual es adecuada para el ancho de banda del canal de comunicaciones. La salida de datos remuestreados también se puede aplicar a un calculador 418 de frecuencia convencional el cual puede ser cualquiera de los diversos dispositivos conocidos. El calculador 418 de frecuencia proporcionará un cálculo respecto a la frecuencia real de la señal de línea de energía . La salida del circuito 418 calculador de frecuencia se aplica como la señal de muestreo fsys a un circuito 420 de remuestreo. Una entrada de datos del remuestreo 420 es de una línea desde la salida del filtro 414 de paso bajo digital del DEI 80 local (la señal local) y el otro es de 310, el cual recibe y descodifica datos desde el DEI remoto (por ejemplo UMCF 90) . La señal de entrada se remuestrea a una frecuencia que se selecciona múltiple de la secuencia del sistema operativo, por ejemplo 32«fsys en la modalidad mostrada. Se pueden utilizar otros múltiplos. Los datos remuestreados locales y remotos, 485, después se aplican a través de un filtro 428 de paso de banda digital al bloque 432 lógico de protección, control, medición y programable. Los datos remuestrados locales también se procesan en 426 para producir un valor MRC (media de raíz cuadrada) . Estos datos MRC se utilizan para medir y para aplicaciones de protección para DEI en el bloque 432 lógico de protección, control, medición y programable. Otra entrada al bloque 432 lógico de protección, control, medición y programable es la salida del procesador 424. La salida del procesador 424, la cual incluye valores de fasor del sistema 10 eléctrico se utiliza en el bloque 432 lógico de protección, control, medición y programable para las funciones de protección y control, junto con medición, automatización y funciones lógicas y matemáticas definidas por el usuario, cuando ellos mismos pueden introducir las funciones de protección, medición, automatización y control dentro del bloque 432. Una ventaja de la entrada del procesador 424 es que las funciones de protección y control se pueden llevar a cabo sin retraso adicional que puede resultar del filtro 414 de paso bajo digital, remuestreo 416, cálculo 418 de frecuencia, remuestreo 420 y funciones MRC 426. La figura 11 ilustra una modalidad del bloque 432 lógico de protección, medición y programable. La señal 481 recibida se descodifica por 310. La salida del circuito 424 de procesamiento, representada como datos 483 de sincrofasor y los datos recibidos desde el DEI remoto (por ejemplo U CF 90) vía el bloque, el cual recibe y descodifica datos 310 remotos son las entradas a una función 208 de alineación. La función 208 de alineación sirve para alinear en tiempo datos remotos descodificados por el canal 310 analógico remoto y el circuito 424 de procesamiento antes de que los datos alineados avancen dentro del circuito 499 lógico programable . Como se describe en lo anterior en relación con la figura 4 y la figura 9, la función 208 de alineación puede incluir remuestreo de la salida del procesador 424 para alinear en tiempo los datos con los datos remotos recibidos. El circuito 499 lógico programable incluye circuito lógico para protección, automatización, control, medición, lógica programable y funciones matemáticas programables que se pueden realizar por el DEI local (por ejemplo la UMCF 80) y produce un mensaje lógico el cual puede incluir datos de medición, datos de control, datos de automatización o instrucciones de protección. Los datos de circuito 424 de procesamiento también se transmiten a una operación 434 de fusión la cual es la fusión con el mensaje lógico a partir del circuito 499 lógico programable. Los datos 483 del sincrofasor combinado y los datos de 499 después se envían por medio de la línea 484 de transmisión y posteriormente se descodifican para transmisión por 452 y el canal 448 de comunicaciones a una operación 442 de recepción del DEI remoto (por ejemplo la U CF 90) . Esto permite no sólo que los menajes lógicos de protección, medición y del circuito lógico programable 432 se comunican entre los DEI (por ejemplo las UMCF 80 y 90) sino también para los valores de sincrofasor que se comunican entre los DEI (por ejemplo, las UMCF 80 y 90) . La información de sistema de energía eléctrica se puede muestrear en base en una referencia de tiempo común o intervalos de tiempo predeterminados. Como en la figura 12, la información del sistema de energía eléctrica se puede muestrear en base en la frecuencia del sistema de energía. Existen varios métodos de muestreo de información del sistema de energía eléctrica en base en la frecuencia. Uno de dichos métodos se describe en lo siguiente, así como en la Publicación de Solicitud de Patente de E.U.A. No. 2007/0086134, incorporado en la presente como referencia . En una modalidad, el DEI local (por ejemplo la UMCF 80) se puede configurar para calcular los fasores sincronizados en instantes de tiempo predeterminados que se basan en una referencia de tiempo común y, en algunas modalidades, con referencia a un fasor con fase y frecuencia predeterminados. Con referencia a la figura 12, el DEI local (por ejemplo la UMCF 80) puede incluir una entrada configurada para recibir una señal 504 analógica de entrada. La señal 504 analógica de entrada, la cual, como se describe en lo anterior, puede ser representativa de uno o más voltajes locales y/o uno o más corrientes locales, se recibe por el DEI local (por ejemplo la UMCF 80) por medio de transformadores de voltaje y/o corriente conectados a una o más fases del sistema 10 de energía. Una fuente 406 de tiempo se puede incluir de manera adicional para proporcionar una referencia de tiempo común al DEI local (por ejemplo la UMCF 80) en donde el tiempo se sincroniza a una norma de tiempo común. En general, la señal 504 analógica de entrada recibida desde el sistema 10 de energía se puede filtrar, multiplexar, muestrear y digitalizar para formar una señal de muestras instantáneas analógicas adecuadas para uso por un microcrontrolador (por ejemplo el microcontrolador 510 que se ilustra en la figura 8) del DEI local (por ejemplo la UMCF 80) . La figura 12 es un diagrama 500 de bloque funcional del DEI local (por ejemplo la UMCF 80), de acuerdo con otra modalidad adicional de la invención. Con referencia a la figura 12, el DEI local (por ejemplo la UMCF 80) puede incluir un filtro 540 analógico que tiene una entrada para recibir la señal 504 analógica de entrada y una salida para proporcionar una señal instantánea analógica filtrada a un convertidor 544 analógico a digital (CAD) . Cuando se recibe por el CAD 544, la señal instantánea analógica filtrada se puede muestrear a una velocidad determinada por una frecuencia de la señal 504 analógica de entrada para generar una señal 546 instantánea analógica muestreada. Las series de muestras de señal filtradas representativas de la señal instantánea analógica filtrada se pueden generar a una frecuencia asociada con un número entero múltiplo de la señal 504 analógica de entrada . El DEI local (por ejemplo la UMCF 80) también puede incluir un filtro 548 digital que tiene una entrada para recibir la señal 546 instantánea analógica muestreada. En operación, el filtro 548 digital se puede adaptar para rechazar características de señal no deseadas tales como distorsión armónica, ruido térmico y desviaciones de DC por extinción exponencial, de la señal 546 instantánea analógica muestreada con el fin de proporcionar una señal 550 filtrada vía su salida. La señal filtrada representa muestras instantáneas filtradas digitalizadas de la señal 504 analógica de entrada en donde las muestras instantáneas de la señal 504 analógica de entrada se toman a una frecuencia de la señal 504 analógica de entrada. Una respuesta de impulso típica del filtro 548 digital es una respuesta en forma de onda de coseno de ciclo completo o una respuesta en forma de onda de coseno de semiciclo. La señal 550 filtrada se proporciona a un calculador 552 fasor en donde una serie de fasores instantáneos se calculan en base en la señal 550 filtrada. Aunque no se ilustra por separado el calculador 552 fasor puede incluir una función de desplazamiento de fase de 90° con el fin de proporcionar una representación de cuadratura adecuada para el cálculo de magnitudes y ángulos de fase. Como se indica en lo anterior, para facilidad de cálculos subsecuentes por el microcontrolador 510, cada uno de los fasores sincronizados en tiempo puede expresarse en forma de coordenadas polares para incluir una magnitud de fasor sincronizada en tiempo y un ángulo de fase de fasor sincronizado en tiempo. De manera alternativa, una representación como un valor complejo se puede utilizar, en base en la naturaleza del bloque 532 matemático de protección, automatización, control, medición, lógico programable y matemático programable . Para facilidad de discusión, ambas versiones, la magnitud y la combinación de fase asi como la combinación de la parte real y la parte imaginaria se denominan en la presente como un fasor sincronizado en tiempo o, de manera general, como un fasor. El ángulo de fase del fasor sincronizado en tiempo se denomina, por ejemplo, para (uno de) una o varias de las señales 504 analógicas de entrada. Un bloque 532 de protección, automatización, control, medición, lógica programable y matemática programable se puede configurar para recibir los fasores sincronizados en tiempo y utilizaron algoritmo o equivalente, realizando la función DEI apropiada (por ejemplo protección, automatización, control, medición) para determinar un estado del sistema 10 de energía. En base en el estado determinado, la señal de control de sistema se proporciona al multiplexor 434 y a los otros DEI, como se describe en lo anterior. El bloque 532 de protección, automatización, control, medición, lógica programable y matemática programable también se configura para utilizar los fasores sincronizados para realizar funciones del sistema de energía de manera que se provoca que se dispare un interruptor. Como se describe en lo anterior, el bloque 532 también puede recibir diversos datos relacionados con protección, monitoreo, automatización y control y recibir fasores sincronizados u otra información de sistema de energía o datos de otros DEI acoplados al sistema 10 de energía vía el canal 448 de comunicaciones, el bloque 450 receptor, el bloque 310 de recepción y descodificación y la función 208 de alineación. Además de las funciones de procesamiento de señal descritas en lo anterior, el DEI local (por ejemplo la UMCF 80) puede incluir un controlador 560 de muestra que tiene una entrada para recibir la señal instantánea analógica filtrada. El controlador 560 de muestra también puede incluir tres salidas: una primera salida para proporcionar una corriente de señal control al CAD 544; una segunda salida para proporcionar una corriente de señal control a un controlador 566 de tiempo y una tercera salida configurada para proporcionar una frecuencia local a un bloque 512 de cálculo de fasor. El controlador 560 de muestra no tiene entrada de control basada en una referencia de tiempo común y por lo tanto no proporciona una corriente de señal de control a CAD 544 en base en un tiempo común. En una modalidad, el controlador 560 de muestra opera para generar una serie de los instantes de muestreo a la velocidad de intervalo de muestreo local, denominado en la presente como la corriente de señal control, en donde los instantes de muestreo son un número entero múltiplo de la frecuencia de la señal 504 analógica de entrada. Como se apreciará por una persona experta en la técnica, los instantes de muestreo se pueden basar en otros múltiplos de la frecuencia de la señal 504 analógica de entrada. Para facilidad de discusión, la corriente de señal de control se puede considerar como un tren de pulsos de instantes de muestreo. No obstante, en general, la corriente de señal de control se puede configurar en una de cualquier cantidad de configuraciones de señal adaptadas para controlar multiplexores analógicos, circuitos de ganancia, interruptores de muestra y retención, un circuito lógico programable y otros dispositivos. Además, de recibir la corriente de señal de control, el controlador 566 de tiempo incluye una entrada para recibir un tiempo 406 común. El controlador 566 de tiempo utiliza una referencia de tiempo común para generar una serie de valores de tiempo instantáneos . Cada valor de tiempo instantáneo es representativo de un instante de tiempo descodificado y se actualiza periódicamente (por ejemplo una vez por segundo) en base en una norma de tiempo común y la naturaleza de la implementación . Por ejemplo, si el tiempo común se formatea utilizando un protocolo IRIG-B, se transmite una corriente de bitios única de 100 pulsos por segundo. Esto significa que 100 bitios de datos, que representan un marco de datos de información de tiempo, se transmiten cada segundo. Cada marco de datos de un segundo contiene información acerca del día del año (1-366), las horas, minutos y segundos (por ejemplo 17 de agosto, 2005 a 4:13.000000 PM) . En consecuencia, en una modalidad, el valor de tiempo instantáneo es representativo de un instante descodificado de tiempo común y se actualiza una vez por segundo. Utilizando la información de tiempo proporcionada por una referencia de tiempo común, el controlador 566 de tiempo también monitorea la corriente de señal de control para formar la corriente de valor de tiempo de adquisición que tiene una serie de valores de tiempo de adquisición. Cada valor de tiempo de adquisición se asocia con un instante de muestreo de la señal de entrada analógica y por lo tanto se asocia con una magnitud de fasor sincronizada en tiempo y un ángulo de fase de fasor sincronizado en tiempo. Estos valores son la salida al calculador 512 de fasor, como se muestra en la figura 12. En general, el cálculo 512 de fasor se puede configurar para generar fasores sincronizados indicativos de la señal 504 analógica de entrada. Se pueden encontrar varias modalidades de cálculo 512 de fasor en la publicación de solicitud de patente de E.U.A. número 2007/0086134, a la que se hace referencia en lo anterior. Los fasores sincronizados se ajustan en magnitud y se alinean en fase a un tiempo común y en algunas modalidades se alivian además en fase a un fasor con su fase y frecuencia predeterminados. El cálculo 512 de fasor opera para generar los fasores sincronizados en respuesta a la recepción de una serie de las magnitudes de fasor instantáneas, una serie correspondiente de ángulos de fase de fasor sincronizados en tiempo, la frecuencia local, los valores de tiempo sincronizados en tiempo y el tiempo de adquisición. Aunque se describen como bloques funcionales, debe entenderse que el cálculo 512 de fasor se puede implementar en hardware, software, firmware o una combinación de los mismos. Los fasores sincronizados a partir del bloque de cálculo 512 de fasor y los fasores sincronizados recibidos del bloque 310 de recepción y descodificación se alinean en tiempo en el bloque 208. Los fasores sincronizados y alineados se pueden utilizar después por 532 para proporcionar las funciones de protección, control y medición así como las funciones lógica y matemática definidas por el usuario. Los fasores sincronizados locales del bloque 512 de cálculo de fasor se introducen al bloque lógico de protección, medición y programable para las funciones instantáneas de protección y control. Además, los fasores sincronizados del bloque 512 de cálculo de fasor se multiplexan con una salida desde el bloque lógico de protección, medidor y programable, y se transmiten al DEI remoto (por ejemplo la UMCF 90) vía el bloque 452 de transmisión y el canal de comunicaciones. Los datos que se pueden transmitir el DEI remoto pueden incluir valores de fasor sincronizado local, frecuencia del sistema de energía local, cambio en la frecuencia con respecto al tiempo, cantidades analógicas, bitios digitales (boléanos), etc. La figura 13 ilustra una muestra de un reporte que muestra un reporte de canal de comunicaciones de acuerdo con una modalidad de la presente invención. El reporte de canal de comunicaciones muestra confirmación de mensaje sincrofasor remoto, estado sincrofasor remoto 804, 806, 808 y 810, retraso 812 de canal de comunicaciones y último paquete de datos recibido así como el tiempo 814. El retraso 812 de canal de comunicaciones se calcula al restar la marca de tiempo 816 de sincrofasor remoto recibido de la marca de tiempo de sincrofasor local actual. La UMCF calcula el retraso promedio utilizando un filtro de respuesta de pulso infinito de primer orden (RII) con una constante de tiempo de 16 segundos. La verificación de datos recibida, el bitio de palabras de relevador de medición de fasor remoto, ROKRPM, 806 indica que la total de las siguientes condiciones se satisfacen: 1) la UMCF local recibe los datos; 2) el tamaño de paquetes de mensaje de datos recibidos es correcto; 3) los datos recibidos son menores de un tercio de un segundo de antigüedad (este valor dependerá de la naturaleza del canal de comunicación, la cantidad de memoria intermedia disponible en la aplicación); 4) el bitio de la palabra de relevador PMDOK de UMCF remoto es 1; y 5) el bitio de la palabra de relevador TSOK de UMCF remoto es 1. El bitio 806 ROKRPM dice el estado del canal. El bitio de palabra de relevador de verificación de datos de medición de fasor, PMDOK 808 indica que la UMCF y los sincrofasores están habilitados. El bitio de palabra de relevador de verificación de sincronización de tiempo, TSOK 810, indica que el valor de sincronización de tiempo de la UMCF es preciso en mejor de 500 ns. El PMDOK 808 remoto y el TSOK 810 remoto se proporcionan exactamente como si se recibieran en el paquete de mensaje rápido. El bitio de palabra de relevador de verificación de datos de medición de fasor total PMDOKT 804 se establece cuando la totalidad de las siguientes condiciones son válidas: 1) el bitio 806 de palabra de relevador ROKRPM se establece; 2) el bitio de palabra de relevador TSOK de UMCF local se establece; y 3) el bitio de palabra de relevador PMDOK de la UMCF local se establece. Este bitio se incluye para proporcionar seguridad a los valores de sincrofasor. Los valores de sincrofasor son válidos únicamente cuando PMDOKT = 1. El reporte de canal de comunicaciones indica además la configuración del DEI 802. El reporte puede incluir una indicación de que las mediciones de sincrofasor se habilitan y el protocolo para transmitir sincrofasores (tales como, por ejemplo, el protocolo de mensaje rápido SEL, el protocolo de mensaje GOOSE tal como el definido por IEC-61850) . Además, el reporte puede incluir una presentación de la velocidad de la cual se transmiten los mensajes, el puerto y la identificación (PMID) . Este reporte puede estar disponible a un usuario en base a una instrucción del usuario. Por ejemplo, el reporte puede estar disponible cuando el usuario introduce una instrucción en un IHM. Al introducir la instrucción, el reporte se puede presentar al usuario vía la IHM. La figura 14 ilustra una muestra de un reporte 900 de medición de fasor sincronizado solicitado. El reporte 900 incluye mediciones de fasor sincronizado local, que incluye magnitudes de ángulo de fase y voltaje, una marca de tiempo, frecuencia de sistema de energía, una velocidad de cambio de frecuencia, bitios digitales (boléanos) , análogos y un número de serie. El reporte también incluye voltaje de fasor sincronizado remoto y valores actuales, frecuencia de sistema de energía y bitios digitales (boléanos) . El reporte 900 puede servir como una fotografía de los valores de sincrofasor local y remoto en tiempos específicos a través del sistema de energía. En una modalidad, se puede suministrar una instrucción específica tal como la instrucción METER RPM TIME (medición de tiempo rpm) , lo que resulta en un reporte 900 de mediciones de fasor sincronizado en momentos específicos. Al igual que el reporte de canal de comunicaciones, este reporte se puede solicitar y proporcionar vía una IHM. Este reporte también se puede configurar para proporcionar información en un instante en el tiempo especificado. Por ejemplo, la instrucción se puede configurar para solicitar información en un instante de tiempo específico y el reporte puede mostrar la información del sistema de energía o datos descritos en lo anterior asociados con ese instante de tiempo particular. La figura 15 ilustra una modalidad de la presente invención. Uno de los DEI (por ejemplo la UMCF 1502) de la red 1500 de área amplia incluye una fuente 1510 de tiempo. La fuente 1510 de tiempo puede ser un reloj interno asociado con una DEI (por ejemplo la UMCF 1502) . Cada DEI (por ejemplo las UMCF 1504, 1506 o 1508) en la red se pueden adaptar para recibir información de tiempo del DEI (por ejemplo la UMCF 1502) con la fuente 1510 de tiempo. En consecuencia, la fuente de tiempo puede servir como una referencia de tiempo común para la totalidad de los DEI (por ejemplo la UMCF 1504, 1506 o 1508) dentro de la red 1500 de área amplia. En una modalidad, la fuente 1510 de tiempo alternativamente se puede conectar a un tiempo absoluto (por ejemplo vía GPS) . En una modalidad, cada DEI o varios de los DEI pueden tener fuentes de tiempo independientes y sincronizadas. En consecuencia, si se interrumpe la comunicación del tiempo, se puede comunicar otro tiempo correcto. En otra modalidad adicional, los DEI se pueden configurar para comunicar información de tiempo únicamente si la comunicación a la referencia de tiempo común se pierde, y se utiliza otra fuente de tiempo para el tiempo común entre los DEI . Aunque esta invención se ha descrito con referencia a algunos aspectos ilustrativos, se comprenderá que esta descripción no debe considerarse en un sentido limitante. En vez de esto se pueden realizar diversos cambios y modificaciones a las modalidades ilustrativas sin apartarse del verdadero espíritu, características fundamentales y alcance de la invención que incluyen aquellas combinaciones de características que se describen individualmente o que se reclaman en la presente. Además, se apreciará que cualquiera de dichos cambios y modificaciones se reconocerán por aquellos expertos en la técnica como un equivalente a uno o más elementos en las siguientes reivindicaciones y estarán cubiertos por dichas reivindicaciones en el máximo grado permitido por la ley.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Sistema para automatización, control o protección de un sistema de energía usando un dato del sistema de energía que tienen un componente de tiempo asociados con los mismos a partir de una pluralidad de dispositivos electrónicos inteligentes (DEI) , que comprende: un DEI remoto asociado con una ubicación remota en una línea de energía, el DEI remoto está adaptado para adquirir señales del sistema de energía remoto y el cual calcula los datos de sistemas de energía remoto a partir de las señales del sistema de energía, asocia los datos del sistema de energía remoto con una marca de tiempo para producir datos de sistema de energía remotos marcados en tiempo, transmite los datos del sistema de energía remoto marcado en tiempo; y un DEI local asociado con una ubicación en una línea de energía, el DEI local está adaptado para adquirir señales del sistema de energía local y el cual calcula los datos del sistema de energía local a partir de las señales de sistema de energía muestreado y recibe los datos de sistema de energía remoto marcado en tiempo, alinea en tiempo los datos de sistema de energía local con los datos de sistema de energía remoto marcado en tiempo y realiza operaciones de automatización, control o protección en tiempo real utilizando los datos del sistema de energía local alineado en tiempo y los datos del sistema de energía remoto marcado en tiempo.

2. Sistema como se describe en la reivindicación 1, en donde el DEI local se asocia con los datos del sistema de energía local con una marca de tiempo para producir datos del sistema de energía local marcados en tiempo y transmite los datos de sistema de energía local marcados en tiempo al DEI remoto y DEI remoto recibe datos de sistema de energía local, alinea en tiempo los datos de sistema de energía local con el sistema de energía remoto marcado en tiempo y realiza operaciones de automatización, control o protección en tiempo real utilizando los datos del sistema de energía local alineado en tiempo con los datos del sistema de energía remoto marcado en tiempo.

3. Sistema como se describe en la reivindicación 1, en donde los datos del sistema de energía son datos de fasor.

4. sistema como se describe en la reivindicación 1, en donde la señal del sistema de energía local es voltaje o corriente.

5. Sistema como se describe en la reivindicación 1, en donde el DEI local realiza además operaciones matemáticas sobre la señal de sistema de energía local adquirida.

6. Sistema como se describe en la reivindicación 1, en donde el DEI local se adapta además para proporcionar un reporte que contenga uno de un grupo que consiste de: una configuración del DEI remoto, indicador de estado de datos, datos, latencia de canal y combinaciones de los mismos.

7. Sistema como se describe en la reivindicación 1, en donde el DEI remoto se adapta además para transmitir al DEI local información de sistema de energía que se selecciona de un grupo que consiste de ajustes de configuración de DEI, configuración de subestación y combinaciones de los mismos.

8. Sistema como se describe en la reivindicación 1, en donde el DEI local se adapta además para proporcionar un reporte de medición de fasor sincronizado que contiene uno que se selecciona del grupo que consiste de: una marca de tiempo, datos de sistema de energía local en el momento de la marca de tiempo, datos de sistema de energía remoto en el momento de la marca de tiempo, frecuencia de sistema de energía en el momento de la marca de tiempo y combinaciones de los mismos.

9. Sistema como se describe en la reivindicación 1, en donde el tiempo DEI local retrasa los datos del sistema de energía local para tomar en consideración las latencias en comunicación con los datos del sistema de energía remoto al DEI local.

10. Método para proporcionar protección, control y monitoreo a un sistema de energía eléctrica, que comprende las etapas de: adquirir señales de un sistema de energía remoto en lugares remotos; calcular datos del sistema de energía remoto a partir de las señales del sistema de energía remoto adquiridas; asociar los datos del sistema de energía remotos con un valor de tiempo para producir datos del sistema de energía remotos marcados en tiempo; transmitir los datos del sistema de energía remotos marcados en tiempo a una ubicación local; recibir los datos del sistema de energía remotos marcados en tiempo en la ubicación local; adquirir señales de sistema de energía local; calcular datos de sistema de energía local a partir de las señales de sistema de energía local marcadas; alinear en tiempo los datos de sistema de energía local con los datos de sistema de energía remoto marcado en tiempo; y realizar funciones de automatización, protección o control en tiempo real utilizando datos de sistema de energía local alineados en tiempo y los datos del sistema de energía remotos marcados en tiempo.

11. Método como se describe en la reivindicación 10, que comprende además las etapas de: asociar los datos de sistema de energía local con un valor en tiempo para producir datos de sistema de energía local marcados en tiempo en la ubicación local; y transmitir los datos del sistema de energía local marcados en tiempo con la ubicación remota.

12. Método como se describe en la reivindicación 10, en donde los datos del sistema de energía son datos de fasor .

13. Método como se describe en la reivindicación 10, que comprende además la etapa de retraso en tiempo los datos del sistema de energía local para tomar en consideración las latencias al transmitir datos de sistema de energía remotos marcados en tiempo a la ubicación local.

14. Método como se describe en la reivindicación 10, en donde las señales del sistema de energía local son señales de voltaje o corriente.

15. Método como se describe en la reivindicación 10, que comprende además la etapa de realizar operaciones matemáticas sobre las señales del sistema de energía local adquiridas .

16. Método como se describe en la reivindicación 15, en donde las operaciones matemáticas son definidas por el usuario.

17. Aparato para proporcionar protección, monitoreo y control para un sistema de energía eléctrico, que comprende: un circuito de adquisición para obtener señales analógicas locales a partir de un sistema de energía eléctrica; un circuito de muestreo para mostrar las señales analógicas locales; un canal de comunicación para transmitir mensajes que contienen datos del sistema de energía local calculados a partir de las señales analógicas locales a un dispositivo remoto; un canal de comunicación para recibir mensajes que contienen datos del sistema de energía remoto desde el dispositivo remoto; una función de alineación en tiempo para alinear en tiempo los datos del sistema de energía local con los datos del sistema de energía remotos, y una función de operación en tiempo real para proporcionar protección, automatización, medición o control del sistema de energía en base en los datos de sistema de energía local alineados en tiempo y los datos de sistema de energía remotos.

18. Aparato como se describe en la reivindicación 17, en donde los datos del sistema de energía son datos fasores.

19. Aparato como se describe en la reivindicación 17, que comprende además un microcontrolador para realizar operaciones matemáticas sobre señales de sistema de energía local muestreadas.

20. Aparato como se describe en la reivindicación 19, en donde las operaciones matemáticas son definidas por el usuario.

21. Aparato como se describe en la reivindicación 17, que comprende además un retraso en tiempo para retrasar los datos del sistema de energía local para tomar en consideración las latencias en el canal de comunicación .

22. Aparato como se describe en la reivindicación 17, en donde el aparato asocia los datos del sistema de energía local con una marca de tiempo para producir datos de sistema de energía local marcados en tiempo y transmite los datos de sistema de energía local marcados en tiempo a otro aparato.

23. Sistema para automatización, control o protección de sistema de energía utilizando datos de sistema de energía que tienen un componente de tiempo asociado con el mismo a partir de una pluralidad de dispositivos electrónicos inteligentes (DEI) , que comprende: una pluralidad de los DEI se asocian con ubicaciones en una línea de energía, la pluralidad de los DEI están adaptados para adquirir señales de sistema de energía y los cuales calculan datos de sistema de energía a partir de las señales del sistema de energía adquiridas, asocia los datos de sistema de energía con una marca de tiempo para producir datos de sistema de energía marcados en tiempo y transmitir los datos de sistema de energía marcados en tiempo; y un controlador en tiempo real adaptado para recibir datos de sistema de energía marcados en tiempo a partir de una pluralidad de los DEI, alinea en tiempo los datos de sistema de energía marcados en tiempo, realiza operaciones de automatización, control o protección en tiempo real utilizando los datos del sistema de energía alineados en tiempo y transmite mensajes asociados con los resultados de las operaciones de automatización, control o protección a por lo menos uno de una pluralidad de los DEI .

24. Sistema como se describe en la reivindicación 23, en donde los datos de sistema de energía son datos de sincrofasor.