Medición Sincronizada de Fasoresen RelesDigitales Para la Protección, Control y el Análisis de Sistemas Eléctricos de Potencia

8/18/2019 Medición Sincronizada de Fasoresen RelesDigitales Para la Protección, Control y el Análisis de Sistemas Eléctricos de Potencia

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Copyright © SEL 2002

Medición Sincronizada de Fasoresen Reles Digitales Para laProtección, Control y el Análisis de

Sistemas Eléctricos de Potencia

G. Benmouyal, E. O. Schweitzer, A. Guzmán

Schweitzer Engineering Laboratories

Pullman, WA USA

Presentado Por: Miguel Cruz

Schweitzer Engineering Laboratories


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Introducción (1)

Fasores Sincronizados y LaDinámica del Sistema

Presentación de Métodos deMuestreo y Procesamiento de Señal

Medición de Fasores Sincronizadosy Protección de Distancia

Medición de la Magnitud y el Angulode un Fasor con MétodosDesconectados


3/43

Introducción (2)

Aplicaciones de Mediciones de

Fasores Sincronizados

Consideraciones del Sistema

Fuentes de Errores

Conclusiones


4/43

Fasores Sincronizados y Dinámica

del Sistema


5/43

Definición de Fasores

Time domain Frequency domain

R

Li(t)

jωL

V∠φ

R

I∠φV cos (ωt+φ)


6/43


7/43

La Medición de el Angulo ConFrecuencias Diferentes a la Nominal

1/f 0

v(t)

t (sec)

0δ

β

δ+∆π=β t•f ••2)t(


8/43

La Diferencia de Ángulos Permanece

Constante Durante la Operación enFrecuencias No-Nominales

XL

A B

φB

β

t

φ A

φ∆

βB

β A


9/43

Los Fasores Sincronizados son comouna “Fotografia” del Sistema Eléctrico

de Potencia con una Referencia Absoluta de Tiempo


10/43

La Potencia de Aceleración Cambia

la Energía Cinética de una Maquina

Turbine Generator

Tm

Te

Jt

Jg

Pm Pe

dtdWPPP kineticema =−=

2

2

a dt

d

JP

δ

ω=


11/43

La Posición del Rotor con Respecto a

una Referencia Sincrónica

δ+ω=θ t)t( syna'a

Synchronous reference frame

N

S

δ


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La Transferencia de Potencia (Watts)

Depende de

Rotor Position (deg)

R e a

l P o w e r

( w a t t s )

Pe

Pm

P

δδ0 δ2 δ1


13/43

Referencia de Tiempo Absoluta en

TODO el Sistema Eléctrico de Potencia


14/43

Técnicas de Muestreo y de

Procesamiento de Señal Actuales


15/43

Muestreo con Intervalos Fijos de

Tiempo Usando una Referencia Absoluta de Tiempo

Time

Synch

GPS

Clock

A/DLPF SynchronizedPhasor

ƒs

v


16/43

El Muestreo con un intervalo de

Tiempo Constante Introduce Erroresen los Cálculos de Fasores a

Frecuencias No-Nominales

I m

a g i n a r y

Real-10 -5 0 5 10

-8

-4

0

4

8

Calculated

Phasors


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El Muestreo Ajustado a ƒsys

Reduce los Errores de Estimación deFasores

A/D BPF

DistanceProtection

ƒsys

x k

LPFv

Frequency

Estimation

ƒsys

ƒs


18/43

Muestreo y Procesamiento de SeñalPara la Medición de Fasores

Sincronizados y Protección deDistancia


19/43

Medición de Fasores Sincronizados y

Protección de Distancia

A/D

BPF

Synchronized

Phasor RSMP

Distance

Protection

SPS

SPCLPFv

Time

Synch

GPS

Clock

ƒs

Phase

Mag

Frequency

Estimation

ƒsys


20/43

Calculo Separado de Magnitud y de

Angulo Provee la Medición Adecuadade Fasores

Phase

v

Samples/second

VMagnitudev

Samples/cycle

1∠φ

V∠φ

Phasor


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La Correlación de la Señal de Entrada

con una Señal Sincronizada en TiempoExtrae la Información del Angulo

( ) t –j0etcosVV ωφ+ω=

r

Input Signal

[ ] t j)t( j)t( j 0eee

2

VV

ω−φ+ω−φ+ω +=r

( )[ ] ( )[ ]

{ }φ+ω+ωφ+ω−ω

+=

t j – t j 00

ee2

V

V

r


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Principio de Medición del Angulo

cos (ω0t)

–sin (ω0t)

v(t)

φ

LPF

LPFtan

–1

x

y

Ref φ V

GPS

Clock


23/43

Medición Adecuada del Angulo a 59.5

Hz en un Sistema de 60 Hz

0 0.1 0.2 0.3 0.4

-60

-40

-20

0

20

40

60

φ1 – φ

2

φ1

φ2

Time (s)

A n g l e ( d e g )


24/43

Desempeño de la Técnica deMedición de Fasores Sincronizados

Durante Transientes en el SistemaEléctrico de Potencia


25/43

El Modelo Utilizado Para Evaluar el

Desempeño de la Medición de FasoresSincronizados

Bus 1Hydro Generator Bus 2 Bus 3

Z1= 0.1 pu210 MVA

∆ –Y

ZT= 0.2 pu

200 MVA

H = 3.2 s

X'd=0.3 pu


26/43

Tiempo Critico de Despeje de una

Falla Tri-fasica

0 50 100 1500

0.5

1

1.5

δc

System Load Angle (deg.)

Pm

Pe

A2

A1

δ0

R

e a l P o w e r ( W a t t s

)


27/43

El Sistema esta Estable Despejando la

Falla en 50 msMachine Speed

0 2 4 6 8 10 120.99

1

1.01

Time (s)

M a c h i n e S p e e d ( p u

)

El Si t t E t bl D j d l


28/43


Falla en 50 msPhase Angle Difference

0 2 4 6 8 10 12

-26

-22

-18

-14

-10

A n g

l e D i f f e r e n c e ( d e g )

Time (s)

0.633 s


29/43


Falla en 200 msMachine Speed

0 4 8 12

1.04

1

0.96

M a c h

i n e S p e e

d ( p u )

Time (s)


30/43


Falla en 200 msPhase Angle Difference

0 2 4 6 8 10 12-50

-30

-10

10

30

A n g l e D

i f f e r e n c e

( d e g )

Time (s)

0.643 s


31/43

El Sistema Termina Inestable

Despejando la Falla en 300 msMachine Speed

0 0.5 1 1.5 2

1

1.02

1.04

1.061.08

1.1

1.12

M a c h i n e S

p e e d ( p u

)

Time (s)


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El Sistema Termina Inestable

Despejando la Falla en 300 msPhase Angle Difference

0 0.5 1 1.5 2

0

400

800

1200

1600

2000

Time (s)

A n g l

e D

i f f

e r e

n c e

( d e g

)


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El Error en la Medida del Periodo de la

Oscilación es Menos del 3 Por Ciento

Fault Duration(ms) Actual(sec) Measured(sec) Error %

50

0.626

0.633 1.12

200 0.643 2.72

Aplicaciones de la Medición de


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Aplicaciones de la Medición de

Fasores Sincronizados Monitoreo en Tiempo Real de las

Variables de Estado del Sistema dePotencia

Transductor de Angulo

Estimación de Estado

Una Estimación


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Una Estimación

Mas Rápida con la Medición DeFasoresV

1∠δ

1

jXL

V2∠δ

2

rror e)(V,h

Q

P

V

V

State

tsMeasuremen

12

12

2

1

12

+θ=

⎥⎥⎥

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎢⎢⎢

⎣

⎡ δ

321

321

6X105 ms

{

321State

tsMeasuremen

2

1

2

1

)

VV

θ=

⎥⎥

⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎢⎢

⎣

⎡

δ

δ

(V,h

⇒

1X102 ms!


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Consideraciones del Sistema

S ó


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Muestreo de Datos Sincrónicamente

Registrando su Estampa de Tiempo

ƒs

Generate

COMTRADEReport

A/D Amplitude

COMTRADE

via Comm.

PortsGPSClock

x m GenerateTime

Stamp

Demodulated

IRIG-B

1kPPS

Time

LPFv


38/43

Transmisión de Datos para


39/43

Transmisión de Datos para

Aplicaciones que Cubren Todo elSistema Eléctrico de Potencia

GPS RCVR

Relay 1

A B

Host

Computer

Satellite

GPS RCVR

Relay 2

L Di iti R t l


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Los Dispositivos Reportan las

“ Fotografiás” que Toman del Sistema=>> MET PM 6:05

Synchronized Phasor Measurement Data Will be Displayed at 6:05:00.000

=>>

Relay 1 Date: 01/01/2002 Time:

06:05:00.000

Station A Serial Number: 0000000000

Synchrophasors Phase Currents Phase VoltagesIA IB IC VA VB VC

MAG (A/kV) 199.429 201.079 201.392 132.775 132.800

132.784

ANG (DEG) -134.82 104.69 -14.94 150.00 30.01 -89.99

Pos. Sequence Current (A) Pos. Sequence Voltage (kV)

I1 V1

MAG 200.632 132.786

ANG (DEG) -135.01 150.00

FREQ (Hz) 59.99

Los Transformadores de


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Los Transformadores de

Instrumentación son la Fuente MasImportante de ErroresError Cause Error in

Degrees

Error in

s

Time

Synchronization

± 0.0216 ± 1

Instrument

Transformers

(Class 0.3)

± 0.3 ± 14

Phasor Estimation

Device

± 0.1 ± 5

Conclusiones (1)


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Conclusiones (1)

Las técnicas de medición de fasoressincronizados tradicionales no son

adaptables a la protección de distancia. Las protecciones de distancia

tradicionalmente muestrean en múltiplosde la frecuencia de operación del sistema

La medición de fasores sincronizados yla protección de distancia son posibles

con técnicas modernas de muestreo y

procesamiento de señal

Conclusiones (2)


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Conclusiones (2)

La medición por separado del ánguloy de la magnitud del fasor es una

técnica adecuada para la estimaciónde fasores sincronizados

El calculo en tiempo real de fasores

es posible con exactitud, aun en

condiciones transientes

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