APLICACIÓN DE RELÉS CON SINCROFASORES EN SISTEMAS ELECTRICOS INTERCONECTADOS
JONATHAN DANIEL JOFRÉ VARGAS
Profesor Guía Sr. Patricio Robles Calderón
RESUMEN
La tecnología de sincrofasores entrega una herramienta de máxima precisión para visualizar y administrar un sistema eléctrico de potencia, pudiendo alertar en tiempo real comportamientos inadecuados o fuera de los parámetros establecidos dando la posibilidad de tomar medidas preventivas o correctivas frente a las anormalidades. El propósito de este proyecto de título es desarrollar la metodología para la comunicación entre distintos relés que incorporan tecnología de sincrofasores para obtener información sobre el estado de un sistema eléctrico e identificar condiciones operacionales extremas que podrían llevar al sistema a una condición de blackout. Para esto se trabaja con el relé SEL751A, que se encuentra disponible en el laboratorio de protecciones eléctricas eléctric as de la escuela de ingeniería ingenier ía eléctrica, ésta protección protecci ón obtiene datos de sincrofasores desde la red eléctrica, los cuales, serán almacenados en un computador del laboratorio y luego analizados para obtener los modos de oscilación y el comportamiento del sistema en condiciones de operación normal.
ÍNDICE CAPÍTULO 1 APLICACIONES DE SINCROFASORES EN SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA 1.1 Teoría de sincrofasores 1.1.1 Concepto de fasor 1.1.2 Definición de sincrofasor 1.1.3 Definición de la onda coseno de referencia 1.1.4 Sistema de sincrofasores 1.2 Versatilidad de sincrofasores en sistemas eléctricos de potencia 1.3 Aplicaciones recomendadas en Chile
1 1 1 1 3 3 4 5 6
CAPÍTULO 2 ANALISIS DE SEÑALES PARA DATOS SINCROFASORIALES 2.1 Transformada Wavelet 2.1.1 Teoría de la Transformada Wavelet 2.1.2 Familias de Wavelet 2.1.3 Análisis multiresolución 2.2 Análisis Wavelet multiresolución en Matlab
15 15 15 15 18 18 23
CAPÍTULO 3 UTILIZACION DE SINCROFASORES EN RELÉS NUMERICOS 3.1 Ofertas para sistemas de sincrofasores 3.1.1 Empresa ABB 3.1.2 Empresa Alstom 3.1.3 Empresa GE 3.2 Descripción del sistema propuesto por empresa SEL 3.3 Unidades que integran medición fasorial 3.4 Relé SEL-751A 3.4.1 Descripción del relé de la universidad 3.4.2 Conexiones 3.4.3 Puertos de comunicación 3.4.4 Características destacables del relé 3.5 Reloj satelital 3.6 Unidades concentradoras de datos de fasor
25 25 25 25 26 27 29 33 34 35 36 38 39 44 48
CAPÍTULO 4 SISTEMA DE SINCROFASORES PARA LABORATORIO DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS DE LA ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA DE LA PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE VALPARAÍSO 4.1 Descripción del sistema 4.2 Enlaces de comunicación
50 50 50 51
ÍNDICE CAPÍTULO 1 APLICACIONES DE SINCROFASORES EN SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA 1.1 Teoría de sincrofasores 1.1.1 Concepto de fasor 1.1.2 Definición de sincrofasor 1.1.3 Definición de la onda coseno de referencia 1.1.4 Sistema de sincrofasores 1.2 Versatilidad de sincrofasores en sistemas eléctricos de potencia 1.3 Aplicaciones recomendadas en Chile
1 1 1 1 3 3 4 5 6
CAPÍTULO 2 ANALISIS DE SEÑALES PARA DATOS SINCROFASORIALES 2.1 Transformada Wavelet 2.1.1 Teoría de la Transformada Wavelet 2.1.2 Familias de Wavelet 2.1.3 Análisis multiresolución 2.2 Análisis Wavelet multiresolución en Matlab
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CAPÍTULO 3 UTILIZACION DE SINCROFASORES EN RELÉS NUMERICOS 3.1 Ofertas para sistemas de sincrofasores 3.1.1 Empresa ABB 3.1.2 Empresa Alstom 3.1.3 Empresa GE 3.2 Descripción del sistema propuesto por empresa SEL 3.3 Unidades que integran medición fasorial 3.4 Relé SEL-751A 3.4.1 Descripción del relé de la universidad 3.4.2 Conexiones 3.4.3 Puertos de comunicación 3.4.4 Características destacables del relé 3.5 Reloj satelital 3.6 Unidades concentradoras de datos de fasor
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CAPÍTULO 4 SISTEMA DE SINCROFASORES PARA LABORATORIO DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS DE LA ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA DE LA PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE VALPARAÍSO 4.1 Descripción del sistema 4.2 Enlaces de comunicación
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4.2.1 4.2.2 4.3 4.3.1 4.3.2 4.3.3
Incorporación de una IP estática Configuración de parámetros de comunicación en el relé Configuración PC-Servidor Programas para implementar sistema Programas para el acceso remoto Programa de análisis de datos
52 52 53 53 55 57
CAPÍTULO 5 APLICACIÓN DEL SISTEMA EN EL LABORATORIO 5.1 Configuración de equipos 5.1.1 Configuración de Relé SEL-751A 5.1.2 PC-Servidor 5.2 Interfaz de visualización y registro de datos 5.2.1 Visualización 5.2.2 Registro de datos 5.3 Análisis de datos
59 59 59 59 61 62 62 64 67
CONCLUSIONES
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REFERENCIAS
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APÉNDICE A EXTRACTO DE ESTANDAR IEEE C37.118 DE SINCROFASORES PARA SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA A.1 Tasas de información A.2 Descripción del mensaje de sincrofasor A.2.1 Mensaje de datos A.2.2 Mensaje de configuración A.2.3 Mensaje de encabezado A.2.4 Mensaje de comando
A-1
APÉNDICE B COMANDOS DEL RELÉ SEL-751A PARA CLIENTE TELNET
B-1 B-1
A-1 A-2 A-2 A-3 A-4 A-4 A-6
ÍNDICE DE FIGURAS Fig. 1-1 Equivalencia entre onda coseno y vector rotativo Fig. 1-2 Vector estático Fig. 1-3 Análisis de la Contingencia Extrema Fase 2 Fig. 1-4 Esquema de sincrofasores de el recurso 2 Fig. 1-5 Lógica a programar en SVP Fig. 2-1 Dilatación Wavelet Fig. 2-2 Traslación Wavelet Fig. 2-3 Diagrama de codificación de sub-bandas Fig. 3-1 RES670 - ABB Fig. 3-2 MICOM P847 - Alstom Fig. 3-3 MULTILIN N60 - General Electric Fig. 3-4 Sistema de Sincrofasores propuesto por SEL Fig. 3-5 Sistema redundante con Gateway Ethernet Fig. 3-6 Esquema de protección con Relé SEL-751A Fig. 3-7 Conexiones de los transformadores de corriente Fig. 3-8 Conexión directa para señales de tensión Fig. 3-9 Conexión estrella-estrella para transformadores de potencial Fig. 3-10 Conexión delta abierto para transformadores de potencial Fig. 3-11 Sistemas de detección de arco eléctrico Fig. 3-12 Menú de configuración de sincrofasores en SEL-751A Fig. 3-13 Reloj Satelital SEL-2401 Fig. 3-14 Reloj Satelital SEL-2404 Fig. 3-15 Reloj Satelital SEL-2407 Fig. 3-16 Unidad concentradora de datos de fasor SEL-3373 Fig. 3-17 Ventana principal Software SEL 5078-2 Fig. 4-1 Fasores en interfaz HMI Fig. 4-2 PMU Connection Tester Fig. 4-3 Software FileZilla Fig. 4-4 Menú Wavelet de Matlab R2013a Fig. 5-1 Menú “comunicaciones” Fig. 5-2 Panel de simulación del laboratorio de protecciones Fig. 5-3 HMI, mediciones y estado de contactos Fig. 5-4 HMI, valores máximos y mínimos Fig. 5-5 Visualización en tiempo real Software PMU Connection Tester Fig. 5-6 Visualización mediante Cliente Telnet Fig. 5-7 Variación del ángulo de fase en Laboratorio, Valparaíso Fig. 5-8 Variación del ángulo de fase oficina Tecma, Santiago Fig. 5-9 Superposición de ambas fases Fig. 5-10 Variación de la diferencia de fase entre ambos puntos de medición Fig. 5-11 Configuración del análisis Wavelet Fig. 5-12 Graficas del análisis Wavelet Fig. 5-13 Señal analizada y señal aproximada obtenida Fig. 5-14 Modo Interarea
2 2 9 11 12 16 16 22 25 26 27 29 32 35 37 37 37 38 40 41 46 46 47 49 49 54 55 56 58 60 61 62 63 63 64 68 68 69 70 71 71 72 73
ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1 Ajustes propuestos para el recurso 2 Tabla 2 Memoria necesaria para datos de sincrofasores Tabla 3 Ancho de banda para envío de datos de sincrofasor Tabla 4 Cantidades enviadas en configuración NUMANA Tabla 5 Extracto de datos de sincrofasores registrados
13 30 31 43 66
GLOSARIO DE TÉRMINOS SCADA: PMU: PDC: IEEE: TVE: PPS: UTC: SOC: DFT: DWT: SEP: WAMPAC: PDCE: PMCU: SVP: DO: NTSyCS: EDAC: EDAG: CT: PT: IP: BACKBONE: FTP:
Supervisory Control And Data Acquisition Phasor Measurement Unit Phasor data Concentrator Institute of Electrical and Electronics Engineers Total Vector Error Pulse per Second Universal Time Coordinated Second of Century Discrete Fourier Transform Discrete Wavelet Transform Sistemas Eléctricos de Potencia Wide Area Monitoring Protection and Control Systems Plan de defensa contra contingencias extremas Phasor measurement and control unit Procesador de sincrofasores Dirección de operación del CDEC-SIC Norma técnica de seguridad y calidad de servicio Esquema de desconexión automático de carga Esquema de desconexión automático de generación Transformadores de corriente Transformadores de potencial Protocolos de internet Conexiones troncales de internet Protocolo de transferencia de archivos
INTRODUCCIÓN El continuo crecimiento y desarrollo de nuestro país ha llevado al alza el consumo y la demanda de energía por parte de la población chilena. Esta realidad muestra la necesidad de mantener un constante aumento en la generación de energía eléctrica y optimizar el uso de los recursos existentes, junto con mantener un control y visualización del sistema en todo momento. Esto se traduce en poseer información real y fidedigna con el menor retardo y la máxima precisión posible, para poder tomar medidas ante perturbaciones, eventos o fallas que puedan producirse y, de esta manera, evitar las interrupciones del servicio. En la actualidad, esto se realiza mediante los Sistemas SCADA, que proviene de las siglas Supervisory Control And Data Acquisition (Adquisición de datos y supervisión de control), los cuales no entregan una medición en tiempo real, sino que se basan en una estimación de los parámetros de acuerdo al modelo del sistema. A diferencia de los sistemas SCADA, se encuentran los sistemas de sincrofasores, que son capaces de realizar una medición de los parámetros eléctricos en distintos puntos de un sistema eléctrico de potencia, sincronizar los valores para luego visualizarlos y analizarlos en un punto de colección o centro de control. Estos sistemas tienen sustanciales ventajas, ya que pueden proveer datos rápidos, exactos, continuos y sincronizados de las magnitudes y el ángulo de los valores del sistema. Esto ayuda a mejorar los modelos, validarlos, maximizar la carga del sistema dentro de los márgenes de estabilidad y permitir un control eficaz de todos los componentes del sistema. Es por esto que dada la superioridad del sistema de sincrofasores, en los siguientes capítulos se darán a conocer sus fundamentos y aplicaciones para la mejora del servicio eléctrico. En los Capítulos 1 y 2 se presenta el marco teórico del proyecto, haciendo alusión a la teoría y conceptos básicos de los sistemas de sincrofasores, además del correcto análisis de datos sincrofasoriales obtenidos. En el Capítulo 3 se muestra la disponibilidad de equipos para la implementación de este sistema que ofrecen las distintas empresas del rubro de la ingeniería eléctrica, en particular la empresa SEL, quien donó el equipamiento básico para el desarrollo de este estudio. Finalmente, en el Capítulo 4 y 5 se describe la instalación, configuración y aplicación de un sistema de sincrofasores implementado en el laboratorio de protecciones eléctricas de la escuela de ingeniería eléctrica en la Pontificia Universidad Católica de Valparaíso.
1
CAPÍTULO 1 APLICACIONES DE SINCROFASORES EN SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA 1.1
Teoría de sincrofasores
Sincrofasores, es la medición de fasores con una misma base de tiempo absoluto dentro de un sistema eléctrico de potencia. Estas mediciones entregan una herramienta para visualizar v isualizar el sistema sistem a de energía como un todo o para par a comparar diferentes puntos en tiempo real. Los sistemas tradicionales SCADA utilizan la estimación de estado para calcular la condición del sistema con base en puntos de datos no sincronizados, que son recolectados en una oficina central en lapsos de dos a cuatro segundos. La ventaja de los sincrofasores es que permiten la medición dinámica del estado del sistema en tiempo real en vez de estimarlo. El desarrollo de esta nueva tecnología basada en sincrofasores permite la evolución de los sistemas que se conocen hoy en día hacia una red de transmisión más inteligente con supervisión y control de área amplia o también llamadas WAMPAC, las cuales tiene por objetivo detectar disturbios dinámicos del sistema y prevenir la propagación de esas inestabilidades que, de no ser localizadas y detenidas a tiempo, pueden provocar apagones regionales o generales. 1.1.1 Concepto de fasor Las tensiones e intensidades de la red eléctrica son ondas cosenoidales que vienen representadas, de forma genérica, por la Ec. (1.1):
(1.1)
Donde representa el valor máximo de la onda, instante y la frecuencia en rad/seg.
la fase en radianes en el
Dicha onda coseno puede ser representada por la proyección en el eje de abscisas o parte real de un vector (representado en el plano complejo Re-Im), que rota a una velocidad y, que forma en el instante , un ángulo con respecto al eje real. Dicha equivalencia se puede observar en la Fig. la Fig. 1-1.
2
Fig. 1-1 Equivalencia entre onda coseno y vector rotativo
Por lo anterior, la Ec. (1.1) puede ser expresada como:
[[ ] [[ ]
(1.2)
Dada la dificultad de representación de un vector rotativo girando a una velocidad en el plano complejo, éste se representa únicamente en determinados instantes de tiempo ( ), obteniendo el vector estático representado en la Fig. 1-2, 1-2, denominado fasor:
Fig. 1-2 Vector estático
Definido mediante la ecuación:
̅
(1.3)
La magnitud de dicho vector estático o fasor, se relaciona con la cantidad RMS del valor máximo de la señal, es por esto que se aplica un factor de escala y se obtiene la representación del fasor como:
̅ √
3
En la definición de fasor se ha prescindido del término , que contiene información de tiempo y de frecuencia. No obstante, hay que tener en cuenta que cada diagrama fasorial lleva asociado un instante de tiempo y una frecuencia . Los instantes
de tiempo en los que se “fotografía” el vector rotativo definen los valores máximos de
una onda coseno de referencia , de forma que la fase del fasor representa el desfase entre dicha onda de referencia y la onda coseno observada . Si las dos ondas coseno tienen igual frecuencia; el diagrama fasorial permanece constante. Sin embargo, si las dos ondas coseno tienen diferente frecuencia, la fase del fasor calculado varía con el tiempo según la Ec. (1.4) mostrada a continuación:
( ( ) Donde
y
(1.4)
representan la frecuencia y el periodo de la onda de referencia.
En la obtención del fasor antes descrita se ha considerado una onda cosenoidal pura, con módulo, fase y frecuencia constantes (régimen estacionario). En un sistema eléctrico las señales pueden contener ondas cosenoidales de distinta frecuencia y, además, los parámetros de dichas ondas on das pueden variar vari ar con el tiempo (régimen transitorio). tra nsitorio). Con el fin de obtener el fasor correspondiente a la frecuencia de interés se emplean distintos cálculos matemáticos. [1] 1.1.2 Definición de sincrofasor Un sincrofasor es un fasor referido a una onda coseno de frecuencia nominal (50 o 60 Hz, dependiendo del sistema), sincronizada con la hora UTC (en inglés, Universal Time Coordinated), es decir, con su valor máximo en el cambio del segundo UTC. Para calcular un sincrofasor asociado a una onda coseno , una unidad de medición fasorial necesitará leer tanto la onda como la onda coseno de referencia sincronizada con la hora UTC. [1]
1.1.3 Definición de la onda coseno de referencia Para que una unidad de medición fasorial (PMU) construya la onda coseno de referencia o también llamada onda coseno universal, debe conocer con gran exactitud el momento del cambio del segundo UTC (máximo de dicha onda), a través de una señal de sincronización de Pulso por Segundo (PPS – Pulse Pulse per Second: tren de pulsos cuadrados de 1 Hz con el flanco de subida coincidiendo con el cambio del segundo). Por otra parte deberá saber la hora UTC asociada a dicho segundo. De allí nace la necesidad de implementar un sistema con una unidad de medición fasorial y un receptor de señal GPS o reloj satelital. Dicho receptor puede estar incluido en la PMU, en este caso, él mismo le proporcionará la señal s eñal de PPS junto con co n la hora UTC correspondiente al nuevo segundo. Si el receptor de GPS es externo a la PMU, éste le enviará una señal de código de tiempo
4 en formato IRIG-B a la PMU. A partir de dicha señal, la propia PMU obtendrá la señal de PPS y la hora UTC. Existen diferentes formatos IRIG-B: código por ancho de pulso, modulación en amplitud y modulación Manchester. El formato IRIG-B con modulación en amplitud no permite una generación de la señal PPS lo suficientemente precisa, por lo que, si se emplea dicho formato, la PMU debe recibir dicha señal del receptor GPS externo por otro canal diferente al de IRIG-B. Con la sincronización anterior una PMU solamente obtendría los máximos de la onda coseno universal cada segundo. El resto de máximos o instantes de cálculo del sincrofasor los debe definir la propia PMU, con su reloj interno, teniendo en cuenta que la onda coseno universal tiene una frecuencia nominal. Cada instante de cálculo del sincrofasor (50/60 por segundo, dependiendo de la frecuencia nominal) se denomina fracción de segundo. El PPS coincidirá con la fracción 0. No es necesario calcular los sincrofasores para todas las fracciones de segundo, sino que existen diferentes tasas de cálculo especificadas en el estándar IEEE C37.118. La elección de la tasa de cálculo de sincrofasores dependerá de la aplicación. Dado que existirá un retardo entre el reloj interno de la PMU y el reloj de GPS, ésta debe corregirse, con el fin de definir las fracciones de segundo en los instantes adecuados. Para ello, el reloj interno de la PMU medirá el tiempo entre pulsos por segundo (que no será igual a 1000 ms, debido el retardo entre los dos relojes), lo validará, lo mediará con respecto a valores anteriores y obtendrá el tiempo de separación entre fracciones de segundo como [Tiempo segundo medido/número fracciones segundo]. Si no se efectúa esta operación, las últimas fracciones de segundo pueden tener un error de tiempo acumulado importante. La etiqueta de tiempo de un sincrofasor vendrá dada por el SOC (Second of Century - hora UTC en segundos desde el 1 de Enero de 1900) y el número de la fracción de segundo. Una vez que la PMU ha definido la onda coseno universal ya puede calcular el sincrofasor asociado a una onda coseno . [1]
1.1.4 Sistema de sincrofasores Consiste en un conjunto de dispositivos que realizan la medición de los parámetros eléctricos de interés como tensión, corrientes y/o frecuencia en distintos puntos de un sistema eléctrico, luego a estos datos se les incluye una marca de tiempo que proporciona un método simple para poder correlacionarlos o sincronizarlos, para, finalmente, concentrarlos en un punto de colección donde se visualizan y analizan. Existe el Estándar IEEE C37.118 que define la medición, proporciona un método de cuantificación de las mediciones y las especificaciones de prueba de calidad. Al mismo tiempo define los formatos de transmisión de datos para la comunicación de estos en tiempo real. Dentro de este estándar se define un factor importante llamado TVE (Total vector error), el cual indica la precisión de los datos medidos, ya que en un sistema de sincrofasores se debe mantener la exactitud de la magnitud y la fase registrada. Este factor es mostrado en la Ec. 1.5.
5
(1.5)
Donde: y representan los valores de sincrofasores teóricos y representa el sincrofasor estimado
En un nivel de exigencia máxima al sistema, el estándar de sincrofasor indica que la unidad de medición fasorial (PMU) debe mantener el factor TVE en al menos un 1% en condiciones de ± 5 Hz de frecuencia no nominal, 10% de THD (Distorsión Armónica Total) y 10% de distorsión de la señal fuera-de-banda. Para mayor detalle se adjunta a este trabajo en el Apéndice A el estándar IEEE C37.118 en español. Los equipos a considerar al momento de implementar un sistema de sincrofasores dependen del fabricante con el cual se desee trabajar, ya que los dispositivos que se encuentran en el mercado de sincrofasores, de empresas como ABB, Alstom, GE y SEL, entre otras, integran distintas aplicaciones dentro de sus equipos. Por ejemplo, en GE es posible encontrar un dispositivo capaz de medir carga, identificar generación adicional disponible y redirigir esa potencia a las áreas sin energía, a través de mensajes de sincrofasores, en cambio con equipos SEL, para realizar esta misma operación se requiere de una PMU, un reloj satelital y una PDC, donde todos los equipos son independientes. 1.2
Versatilidad de sincrofasores en sistemas eléctricos de potencia
La medición, registro y análisis de sincrofasores es una herramienta bastante útil para proteger y controlar un sistema eléctrico de potencia, tanto en la transmisión de energía como en el despacho de generación. En sistemas eléctricos simples y complejos es posible utilizar esta tecnología, obteniendo el estado en tiempo real de dichos sistemas en vez de estar estimándolo, dando la posibilidad de aplicar medidas preventivas ante alguna contingencia. Además de las características mencionadas anteriormente, es posible utilizar los sistemas de sincrofasores en aplicaciones como:
Controlar el sistema con una visión amplia. Validar el modelo del sistema existente.
6
Determinar los márgenes de estabilidad del sistema.
Maximizar la carga del sistema manteniéndolo estable.
Detectar las situaciones de isla que se pudieran producir.
Visualizar la respuesta dinámica del sistema.
Lo último en desarrollo tecnológico para sistemas de sincrofasores es el equipo SVP de la empresa SEL, el cual es un procesador de sincrofasores programable por el usuario y está diseñado para tomar acciones correctivas en tiempo real en un sistema eléctrico. [2] Con los SVP es posible crear alarmas para condiciones de subamortiguamiento mediante acciones como; operar un contacto a partir de situaciones de estabilidad crítica, tales como variaciones en la frecuencia oscilatoria y en el coeficiente de amortiguamiento, asegurando la estabilidad del resto del sistema de alimentación. También es posible analizar hasta 15 modos diferentes con datos de voltajes de entrada diferentes, datos de corrientes o de potencia activa o reactiva. Además los SVP son capaces de detectar las condiciones de operación inestables mediante la constante revisión de modos de operación definidos por el usuario. [2] Junto con lo anterior, están las PMCUs, dispositivos capaces de medir datos de sincrofasores y controlar sistemas. Es por esto, que ahora es posible comunicar datos directamente entre ellos sin pasar por PDC (en el caso de equipos SEL) o equipos intermedios, ya que las PMCUs pueden enviar y recibir datos de sincrofasor en tiempo real. 1.3
Aplicaciones recomendadas en Chile
La Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT) establece que se deberá elaborar el “Estudio para Plan de Defensa contra Contingencias Extremas” en el Sistema Interconectado, el cual deberá ser actualizado cada 4 años. Este Plan de Defensa contra Contingencias Extremas o PDCE, está destinado a evitar un Apagón del sistema ante la ocurrencia de una Contingencia Extrema que excede las hipótesis de diseño y operación del sistema eléctrico, a través de un esquema automático de control que permita la segmentación controlada de éste en islas eléctricas equilibradas, cuando éstas contribuyan de forma rápida y confiable a la recuperación del servicio. Si bien la NT señala explícitamente la formación de islas eléctricas como un plan de defensa para afrontar contingencias extremas, es razonable considerar que esta medida se aplique en aquellos casos que no sea posible conservar la integridad del sistema troncal. Debido a las características particulares del SIC, en muchos casos puede ser conveniente afrontar los efectos causados por las contingencias extremas, a través de
7 desconexiones automáticas de carga, generación u otros elementos del sistema de transmisión, sin necesidad de segmentar el sistema. En relación con lo señalado, la Dirección de Operación del CDEC-SIC (DO) contrata el estudio correspondiente a un consultor, el que realiza un análisis técnico del impacto en el SIC ante la aplicación de diversas contingencias que conducen a apagones totales y parciales en diferentes condiciones de operación. El último estudio realizado fue encargado a las empresas “Estudios Eléctricos” y “Electronet”; las cuales entregaron el 15 de mayo del 2009 el informe final del análisis técnico del impacto en el SIC ante la aplicación de diversas contingencias, lo cual incluye: [3]
Un diagnóstico del impacto o efectos en el SIC producto de esas contingencias.
Una clasificación de las contingencias de mayor impacto en términos del porcentaje de pérdida de consumos respecto de la demanda total, efectividad y complejidad de aplicación. Un diseño conceptual del PDCE para las contingencias de mayor impacto.
Un diseño de detalle del PDCE para las contingencias de mayor impacto, pero para un espectro reducido de escenarios de operación.
Una valorización de tipo general, particularmente en lo relacionado con los sistemas de comunicación. Un plan de obras de tipo general para la implementación del PDCE.
Una recomendación de aquellas contingencias que debieran ser consideradas en la implementación inicial del PDCE para el SIC.
En base a los resultados presentados por el consultor en su informe final, la Dirección de Operación realiza una revisión de las contingencias analizadas en el estudio. En ésta, se analiza la consistencia del diagnóstico de las contingencias estudiadas por el consultor y se identifican aquellas contingencias con mayor impacto en el sistema, elaborando un ranking de contingencias extremas del SIC e implementación inicial del plan de defensa. El último ranking fue realizado en junio del año 2009, donde se ordenan las contingencias más extremas por el mayor porcentaje de pérdida de consumos o cortes de carga que provoquen en el escenario de operación correspondiente, respecto de la demanda total del sistema, y por una estimación de energía no suministrada acumulada en los distintos escenarios de operación analizados. Dicho ranking es el siguiente: [4]
Líneas 1 y 2, 220kV, Quillota – Polpaico.
S/E Ancoa (transformador 500/220kV y secciones de barra 500kV y 220kV conectadas al transformador).
8 Dos líneas de simple circuito Ancoa – Alto Jahuel, Ancoa – Polpaico 500kV ó doble circuito Ancoa – Alto Jahuel 500kV, según la topología considerada. Líneas 1 y 2, 220kV, Ralco – Charrúa.
Luego de análisis posteriores por parte de la DO al ranking entregado en junio del 2009, esta direccion solicita un estudio en detalle para las siguientes contingencias clasificadas por fases de aplicación en el PDCE, cada fase se encuentra asociada a un estudio de PDCE particular por parte del consultor:
Fase 1: Falla y desvinculación del doble circuito Quillota – Polpaico 220kV.
Fase 2: Falla y desvinculación del sistema de transmisión que conecta las SS/EE Charrúa y Ancoa. Fase 3: Falla y desvinculación del doble circuito San Luis - Quillota 220kV.
Fase 4: Falla y desvinculación de barra Ancoa 500kV.
Como caso particular de interés para este proyecto, se profundiza en la fase 2 del estudio en detalle de las contingencias, ya que en él, se propone como solución a la contingencia mencionada un esquema de sincrofasores entre las barras de 220kV Pan de Azúcar – Las Palmas, en S/E Pan de Azúcar como solución a la inestabilidad angular desencadenada por la falla y desvinculación del sistema de transmisión 2x500kV entre las SS/EE Charrúa y Ancoa. [5] Con el fin de mitigar los efectos causados por la contingencia extrema de la fase 2 en estudio, se requiere estabilizar el sistema y cumplir con los estándares exigidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio. Es por esto, que se proponen 4 recursos estabilizantes independientes de cualquier esquema actual de control, pero de operación complementaria. De esta forma, la contingencia extrema será controlada por el sistema empleando recursos actuales, y recursos dispuestos sólo para ese fin. En el estudio se especifica que al producirse la contingencia existen desbalances de potencias, por lo cual se debe actuar sobre dos áreas especificadas del sistema, en donde una de ellas es el subsistema centro-norte y la otra es el sub-sistema sur, ambos mostrados en la Fig. 1-3.
9
Fig. 1-3 Análisis de la Contingencia Extrema Fase 2
El sub-sistema norte puede ser estabilizado con la implementación de tres recursos estabilizantes. Dos de ellos están destinados a evitar colapsos por inestabilidad, de tipo angular y de frecuencia, mientras que el restante permite lograr una respuesta en tensión que verifique todos los criterios de desempeño establecidos en la NTSyCS. Recurso 1: Tiene por objetivo evitar el colapso por inestabilidad en frecuencia, desconectando carga en el subsistema centro mediante un EDAC distribuido sobre este mismo, comandado por relés de gradiente de frecuencia. La implementación del recurso contempla una distribución de cargas homogénea de manera de afectar en forma equitativa a las diferentes empresas involucradas. Así, los cortes adicionales necesarios pueden realizarse de forma distribuida en el subsistema Centro. Recurso 2: Su objetivo principal es evitar el colapso por inestabilidad angular ante grandes transferencias de potencias de sur a norte, accionando los interruptores de las líneas de 220kV Pan de Azúcar – Las Palmas, en S/E Pan de Azúcar. Dicho accionamiento se llevará a cabo mediante un esquema de sincrofasores entre las barras de 220kV de las SS/EE Los Vilos y Pan de Azúcar. La inestabilidad angular causada por la contingencia en estudio debe ser detectada en forma eficiente y en tiempos mínimos para evitar el colapso. Por ello, se recurre a un esquema de sincrofasores, que ofrecen mediciones precisas de variables críticas y flexibilidad para el procesamiento de los datos. Las SS/EE
10 escogidas para la medición permiten detectar la inestabilidad, minimizando la comunicación física entre los equipos y, por lo tanto, los costos de implementación. Recurso 3: Para el control de sobretensión se procederá a desconectar los bancos de capacitores en las SS/EE Alto Jahuel y Ancoa mediante un PLC centralizado en la S/E Alto Jahuel más un relé de tensión en la S/E Ancoa. La desvinculación de grandes bloques de demanda causados por los cortes adicionales y por el esquema de EDAC causan la elevación de la tensión en las barras de 500kV y 220kV del subsistema Centro-Norte. Dado que se observa una dependencia directa entre las tensiones de las barras de las SS/EE Ancoa y Alto Jahuel con el resto del sistema, se utilizan los recursos allí disponibles para disminuir el aporte de potencia reactiva a la red. Para el subsistema sur se requiere la implementación de un recurso estabilizante destinado a evitar el colapso por inestabilidad en frecuencia, este recurso efectúa una desconexión de generación mediante un esquema centralizado en la subestación Charrúa, con acciones locales y comunicación con algunas de las unidades designadas para el disparo (acciones remotas). La gran cantidad de generación concentrada en la barra de Charrúa 220kV ofrece una alternativa viable para el disparo de generación. La gran tasa de crecimiento de la frecuencia exige que los tiempos de actuación del esquema sean mínimos, por lo cual las unidades deben ser disparadas con el menor retardo posible con el fin de evitar condiciones indeseadas (retardo intencional nulo). Algunas de las unidades generadoras participantes del recurso deben encontrarse comunicadas con el PLC centralizado en la S/E Charrúa. Para ello el esquema tiene en cuenta la minimización de la comunicación dadas las grandes distancias involucradas. Profundizando en el recurso 2, se destacan dos funciones principales del esquema de sincrofasores, la primera es predecir la inestabilidad angular mediante la medición de la diferencia angular entre los vectores de tensión de Pan de Azúcar 220kV y Los Vilos 220kV y la segunda es enviar las señales de apertura a los interruptores de los circuitos 1 y 2 hacia Las Palmas, en la S/E Pan de Azúcar. Lo anterior se muestra en la Fig. 1-4.
11
Fig. 1-4 Esquema de sincrofasores de el recurso 2
Los enlaces de comunicación necesarios para implementar el esquema requieren de alta precisión. En función de esto, se especifican los parámetros mínimos requeridos para el enlace de comunicación entre las subestaciones y se proponen dos alternativas de solución. Las especificaciones mínimas del enlace son las siguientes:
Longitud aproximada: 240 km. Velocidad de Transferencia: 115200 bps (bits por segundo).
Mínima Latencia (del orden de los 10 ms).
IP/Ethernet de clase industrial.
Múltiples niveles de seguridad, contra acceso no autorizado.
Encriptación de datos.
Conectividad con redes seriales EIA-232 y redes Ethernet 10/100 BASE-T o 100BASE-FX.
Cumplimiento de IEEE Std C37.118-2005 – IEEE Standard for Synchrophasors for Power Systems. Redundancia en el vínculo.
Alternativa 1 – Enlace por Fibra Óptica: Para este caso se requiere de la instalación de aproximadamente 240 km de fibra óptica de tipo Monomodo Estándar, la cual podrá tenderse en forma suspendida, o bien subterránea mediante uso de técnicas de túneles inteligentes (dirigido). Se propone la instalación de multiplexores apropiados en los extremos, equipados con placas de datos que permitan la comunicación efectiva entre la PMU de Los Vilos y el SVP de Pan de Azúcar. Se sugiere, adicionalmente, una etapa intermedia de adecuación de señal.
12 Alternativa 2 – Enlace por Microondas: En este caso, este vínculo de 240km estará constituido por 5 tramos de enlace por microondas. Para esto se requerirán 6 equipos de radio de 5.8Ghz, asociados a sus correspondientes antenas. El respaldo de ambas alternativas se realizará mediante el arrendamiento del ancho de banda requerido a Claro y Endesa. Si bien los requerimientos mínimos pueden ser cumplidos por ambas alternativas, se destaca que a nivel mundial se tiene una mayor preferencia por la fibra óptica en los sistemas de comunicación asociados a los esquemas de protección de estas características. Por esta razón se recomienda la alternativa 1 - enlace por fibra óptica. No obstante, se requiere por parte de los encargados de la etapa del proyecto de ingeniería, realizar un análisis comparativo entre tales propuestas donde se incluya un estudio de confiabilidad y balance técnico-económico de cada uno de los esquemas finales. Los equipos PMU cuentan con formato IRIG-B para sincronización con GPS. La lógica de bloques a programar en el SVP para el esquema de protección se representa en la Fig. 1-5.
Fig. 1-5 Lógica a programar en SVP
Los ajustes finalmente propuestos para el esquema son los detallados en la Tabla 1.
13 Tabla 1 Ajustes propuestos para el recurso 2 Variable
Ajuste
Diferencia angular y velocidad de cambio
10° y 25°/seg
Subtensión
0,5 pu
Sobrecorriente
700 A (1,2 In)
t set
-
t reset
-
Temporización Justificación -formación en islas en tiempos minimos para evitar colapsos por tensión e inestabilidad 100 mseg angular. -Actuación retardada para escenarios poco amortiguados. Niveles inferiores a este valor bloquean el disparo por el tiempo t reset. Niveles superiors a este valor bloquean el disparo por el tiempo t reset. 0,02 seg Tiempo de retardo del bloqueo. Tiempo de bloqueo del 5 seg esquema ante condiciones de falla.
Como parte de la cronología del estudio e implementación del PDCE, en noviembre del año 2013 se publicó la revisión del Plan de Defensa contra Contingencias Extremas, donde se complementan los recursos independientes propuestos para la reponer el sistema interconectado central ante fallas. Respecto a la fase 2 del PDCE se concluye lo siguiente: De acuerdo al análisis realizado en dicho estudio, luego de la pérdida del enlace Charrúa – Ancoa 500 kV, ya sea por fallas que produzcan la desconexión del doble circuito de la línea de 500 kV o de los autotransformadores 220/500 kV de S/E Charrúa, el sistema se fracciona en dos islas eléctricas con desbalances de potencia generación/demanda.
En la mayoría de los escenarios de operación previsibles, la isla o subsistema originado al sur de la S/E Charrúa inclusive quedaría con exceso de generación, mientras que la isla o subsistema resultante al norte de Charrúa quedaría con déficit de generación, lo que en condiciones de operación más exigentes podrían ocasionar desbalances en torno a 1300 MW. El subsistema centro-norte puede ser estabilizado con la implementación de un esquema EDAC específico (EDACxCEx) por tasa de caída de frecuencia (Hz/seg), adicional al EDAC por baja frecuencia existente y que actuarían complementariamente. Además, con el fin de compensar las eventuales sobretensiones (postcontingencia) causadas por la desconexión automática de carga, se deben implementar esquemas de control de tensión en las SS/EE Alto Jahuel y Ancoa que desconecten CCEE.
14 Para compensar la sobrefrecuencia en el sistema Charrúa al sur, se propone un esquema de desconexión automática de generación (EDAG) para las centrales que inyectan en S/E Charrúa. Esta implementación requiere disponer de enlaces de comunicación adecuados entre la S/E Charrúa y las centrales Antuco y El Toro.
Cabe señalar que en estudios posteriores, realizados con motivo de la puesta en servicio del SVC plus en S/E Diego de Almagro el año 2013, se determinó que los problemas de inestabilidad de tensión en el sistema centro-norte eran subsanados por la actuación de dicho equipo de compensación dinámica de reactivos. En consecuencia, se determinó que no era necesaria la implementación del esquema de sincrofasores, que había sido considerado en los estudios originales.
La implementación del recurso EDACxCEx lo están llevando a cabo las empresas coordinadas relacionadas con los consumos asociados a este esquema y en coordinación con la D.O. [3]
Finalmente, y como queda expresado en la cita anterior, la implementación del sistema de sincrofasores no se llevó a cabo debido a que al momento de complementar los sistemas de protecciones existentes con los recursos propuestos, los problemas de inestabilidad de tensión en el sistema centro-norte fueron subsanados por la actuación de dicho equipo de compensación dinámica de reactivos, siendo innecesario el sistema de sincrofasores.
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CAPÍTULO 2 ANALISIS DE SEÑALES PARA DATOS SINCROFASORIALES 2.1
Transformada Wavelet
La aparición de la transformada Wavelet (TW) como herramienta de análisis es bastante reciente. Comenzó a ser conocida y aplicada desde los años 90’, en donde solo se utilizaba para comprimir datos y eliminar ruido en señales. Esta técnica consiste en una transformación lineal, al igual que la transformada de Fourier, sin embargo, a diferencia de la anterior, entrega información del espectro de frecuencias de la señal en función del tiempo, con lo cual permite una gama de usos, dentro de los que destacan el análisis local de señales no estacionarias, el análisis de señales electrocardiográficas, sísmicas, de sonido, de radar, así como también es útil para la compresión y procesamiento de imágenes y reconocimiento de patrones. La Transformada Wavelet se divide en dos tipos: la consideración de la forma integral de la transformada o transformada wavelet continua (CWT) y la consideración del análisis multinivel o multiresolución basado en filtros de baja y alta frecuencia, más comúnmente conocida como transformada wavelet discreta (DWT). En este capítulo se abarcará mayormente la transformada wavelet discreta, ya que es la utilizada en el desarrollo de este proyecto de título. Esta técnica se basa en las llamadas Wavelets Madres, que son funciones bases de la Transformada Wavelet generadas a partir de traslaciones y dilataciones de una función Wavelet básica. 2.1.1 Teoría de la Transformada Wavelet
La Transformada Wavelet de una función de tiempo es la descomposición de dicha función en un conjunto de funciones , que entregan información complementaria de los detalles de la función y son llamadas las “Wavelets”. La Transformada Wavelet se define como: [7]
∫ √
(2.1)
Las Wavelets son generadas a partir de la dilatación y traslación de una misma función wavelet , llamada la “Wavelet madre”, y se define como: (2.2)
16
Donde es la dilatación o el factor de escala y se muestra en la Fig. 2-1 y el símbolo τ representa el factor de traslación, mostrado en la Fig. 2-2.
Las Wavelets generadas de la misma función wavelet madre tienen diferente escala y ubicación , pero tienen todas la misma forma. Se utilizan siempre factores de escala . Las Wavelets son dilatadas cuando la escala , y son contraídas cuando , logrando cubrir diferentes rangos de frecuencias. Los valores altos del factor de escala corresponden a frecuencias de menor rango, o una escala grande de . Los valores pequeños de corresponden a frecuencias de menor rango o una escala muy pequeña de .
Fig. 2-1 Dilatación Wavelet
Fig. 2-2 Traslación Wavelet
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Cuando la función de tiempo es continua y las wavelets son continuas con factor de escala y traslación discretas, la Transformada Wavelet resulta en una serie de coeficientes wavelets, y es llamada la descomposición en Series Wavelet.
La función de tiempo puede ser reconstruida desde los coeficientes wavelets discretos de la siguiente manera:
∑∑
(2.3)
Donde es una constante que no depende de
.
A estas funciones wavelets continuas con factores de escala y traslación discretos se les denomina Wavelets discretas. Los factores de escala y traslación de las wavelets discretas pueden ser expresados como:
(2.4)
y
El exponente indica los niveles o escalas en los que se descompone la señal siendo el exponente y la constante enteros, y un paso fijo de dilatación.
,
El factor de traslación depende del paso de dilatación , como se expresa en la Ec. (2.4). Entonces, a partir de la Ec. (2.2) y con la Ec. (2.4), las correspondientes wavelets discretas quedan expresadas como:
() ()
(2.5)
A través de la Ec. (2.1), la Transformada Wavelet de una función continua es realizada a frecuencias y tiempos discretos que corresponden a muestreos con distintas traslaciones (tiempo) y distintas dilataciones (o cambios de escala). El paso de muestreo en tiempo es pequeño para el análisis utilizando wavelets de pequeña escala, mientras que es grande para el análisis con wavelets de gran escala. La posibilidad de variar el factor de escala permite usar wavelets de escala muy pequeña para concentrar el análisis en singularidades de la señal. Cuando solo son de interés los detalles de la señal, son necesarios unos pocos niveles de descomposición. Por lo tanto el análisis wavelet provee una forma más eficiente de representar señales transitorias.
Para una mejor comprensión de cómo aplicar dilataciones o traslaciones, es posible hacer una analogía entre el análisis de Wavelet y un microscopio. En el microscopio, el
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factor de escala corresponde al aumento o resolución y el factor de traslación corresponde a la ubicación donde se hace la observación. Si se quiere mirar detalles muy pequeños, el aumento y la resolución deben ser grandes, lo que se logra con un grande y negativo. Esto da lugar a una función wavelet muy concentrada, y a pasos de traslación pequeños. Para un valor de grande y positivo, la Wavelet se extiende y los pasos de traslación son adaptados a esa amplitud.
Al escoger adecuadamente y los parámetros y , es posible lograr que las funciones representen adecuadamente a la función . En particular si se elige y , entonces existe , con buenas propiedades de localización tiempo – frecuencia para realizar análisis. [7] Tomando como base la Ec. (2.5), reestructurándola y reemplazando los valores mencionados de y se obtiene la expresión para la Wavelet discreta mostrada en la Ec. (2.6):
√
(2.6)
2.1.2 Familias de Wavelet Existen infinidad de familias wavelets diferentes que se producen por las dilataciones y traslaciones aplicadas a la función madre wavelet mostrada en la Ec. (2.2). En el caso de analizar una señal en particular se debe escoger la wavelet cuya forma se aproxime más a la señal analizada. Cada familia de wavelets es posible dividirla en subgrupos organizados por el nivel de iteración y por el número de coeficientes distintos de cero o momentos de desvanecimientos (vanishing moments). Las familias de Wavelets más utilizadas son las Haar, Daubechies, Biorthogonal, Coiflets, Symlets, Morlet, Mexican Hat, Meyer, entre otras.
2.1.3 Análisis multiresolución Con el objetivo de implementar el análisis Wavelet en un computador, se trabaja con la transformada wavelet discreta (DWT) ya que es capaz de entregar suficiente información tanto para el análisis como para la reconstrucción de una señal con una significativa reducción de tiempo de procesamiento, además, es mucho más simple de implementar que la CWT. De todas formas, es posible evaluar la transformada wavelet continua (CWT) computacionalmente de manera discretizada, lo cual es posible de realizar mediante una serie wavelet o una versión muestreada de la CWT, pero esto tendría la desventaja de entregar información altamente redundante para la reconstrucción de la señal, desencadenando un aumento significativo del tiempo de cálculo.
19 El proposito del análisis multiresolución es obtener una representación tiempoescala de una señal discreta. Para esto, se utilizan filtros con distintas frecuencias de corte para analizar la señal en diferentes escalas. La señal se pasa a través de filtros paso alto para analizar las componentes de alta frecuencia, y se pasa a través de filtros paso bajo para analizar las componentes de baja frecuencia. Estas operaciones cambian la resolución de la señal, y mediante operaciones de interpolación y submuestreo se cambia la escala. En todos los casos anteriores, el patrón de descomposición del plano tiempofrecuencia está predeterminado por la elección de la familia de funciones wavelet a trabajar. La resolución, es una medida de la cantidad de detalle de la señal, varía por la operación de filtrado, mientras que la escala varía mediante operaciones de submuestreo (interpolar, submuestrear), que consiste en reducir la tasa de muestreo o eliminar algunas muestras de la señal. Por ejemplo, submuestrear por dos significa tomar una de cada dos muestras de la señal. El submuestreo por un factor “n” reduce el número de muestras de la señal “n” veces.
Interpolar una señal significa incrementar la tasa de muestreo agregando nuevas muestras a la señal. Por ejemplo, interpolar por “2” significa agregar una nueva muestra,
usualmente un cero o un valor interpolado entre dos muestras de la señal. Por lo tanto, interpolar una señal por un factor de “n” aumenta el número de muestras en la señal por un factor “n”.
Como se propuso anteriormente, utilizar valores de resultados bastantes buenos para distintos tipos de señales.
y
Al trabajar con señales discretas se debe cambiar la denominación de , donde es un número entero.
entrega , por
El procedimiento para obtener la DWT comienza pasando la señal a través de un filtro digital pasa bajo de media banda con respuesta impulso , este proceso de filtrado consiste en realizar matemáticamente la convolución de la señal con la respuesta impulso del filtro. Lo descrito anteriormente se representa matemáticamente como:
∑
(2.7)
Un filtro pasa bajo de media banda elimina todas las frecuencias que están por sobre la mitad de la mayor frecuencia de la señal. En señales discretas la frecuencia se expresa en radianes, por lo que la frecuencia de muestreo de la señal es igual a 2π en términos de la frecuencia radial. Es decir, la componente de mayor frecuencia que existe en la señal será de π radianes si el muestreo
20 se realiza a la frecuencia de Nyquist, que corresponde al doble de la máxima frecuencia que existe en la señal; de este modo la frecuencia de Nyquist corresponderá a π rad/s en el dominio discreto de la frecuencia, por esta razón no es apropiado el uso de Hz para señales discretas. Sin embargo, puede expresarse la frecuencia en Hz a fin de clarificar el análisis, dado que es muy común pensar en frecuencia en términos de Hz. Una vez que la señal ha pasado por el filtro pasa bajo de media banda, la mitad de las muestras se pueden eliminar de acuerdo a la regla de Nyquist, ya que la señal ahora tiene la mayor frecuencia en π/2 radianes en vez de π radianes. Con este propósito se
elimina una de cada dos muestras de la señal (submuestreo por 2) con lo cual se reduce el número de puntos a la mitad y la escala de la señal se duplica. Se observa que el filtrado pasa bajo elimina la información de alta frecuencia, pero deja la escala invariable, puesto que solamente el proceso de submuestreo la altera. Por otra parte, como la resolución está relacionada con la cantidad de información en la señal, ésta es alterada por las operaciones de filtrado. El filtrado pasa bajo de media banda elimina la mitad de las frecuencias, lo que puede interpretarse como la pérdida de la mitad de la información. Por lo tanto, la resolución se reduce a la mitad después de la operación de filtrado. Sin embargo, el proceso de submuestreo luego del filtrado no afecta a la resolución, ya que al eliminar la mitad de las componentes espectrales la mitad del número de muestras se hacen redundantes también, de este modo la mitad de las muestras pueden eliminarse sin ninguna pérdida de información. En resumen, el filtrado pasa bajo reduce a la mitad la resolución, pero no altera la escala. Posteriormente la señal es submuestreada por dos, puesto que la mitad del número de muestras son redundantes, esta operación duplica la escala. El procedimiento anterior puede expresarse matemáticamente como:
∑
(2.8)
La Transformada de Wavelet discreta analiza la señal y la descompone en una componente aproximada y en componentes de detalle (cantidad que depende del nivel del análisis), considerando diferentes bandas de frecuencias con distintas resoluciones para cada nivel. Con este propósito se emplean dos conjuntos de funciones denominadas funciones de escalamiento y funciones wavelets, las que están asociadas a filtros pasa bajo y pasa alto, respectivamente. La descomposición de la señal en diferentes bandas de frecuencia se obtiene mediante un sucesivo filtrado de pasa bajo y pasa alto, por lo tanto la señal original se pasa a través de un filtro pasa alto de media banda y de un filtro pasa bajo ; después de este filtrado pueden eliminarse la mitad de las muestras de acuerdo a la regla de Nyquist, ya que la señal ahora tiene una frecuencia superior de
π/2 radianes en vez de π, para ello se eliminan una de cada dos muestras (submuestreo por
2). De esta manera se ha constituido el primer nivel de descomposición, obteniendo:
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∑ ∑
Donde e son las salidas de los filtros pasa alto y pasa bajo, respectivamente, después del submuestreo por 2. Esta descomposición reduce a la mitad la resolución en el tiempo, como consecuencia de la reducción a la mitad del número de muestras originales que caracterizan a la señal. Sin embargo, esta misma operación duplica la resolución en frecuencia ya que ahora la banda de frecuencia de la señal abarca solamente la mitad de la banda de frecuencias anteriores, lo que efectivamente reduce la incertidumbre en la frecuencia a la mitad. El procedimiento anterior se denomina codificación de sub-bandas y puede repetirse para conseguir una mayor descomposición, en este caso en cada etapa, el filtrado y el submuestreo darán como resultado una disminución a la mitad del número de muestras (resolución en el tiempo dividida) y de la banda de frecuencias abarcada (resolución en frecuencia duplicada).
La Fig. 2-3 muestra un ejemplo de este procedimiento, donde es la señal original que se va a descomponer y y son los filtros pasa bajo y pasa alto, respectivamente. En cada nivel de descomposición el ancho de banda de la señal aparece señalado en la figura como “f”.
En el ejemplo de la Fig. 2-3 se ha supuesto que se analiza una señal que tiene 512 muestras y una frecuencia en el rango de [0, π] rad/s. En el primer nivel de
descomposición, la señal x[n] se pasa a través de los filtros pasa alto g[n] y pasa bajo h[n], continuando con un submuestreo por dos. La salida del filtro pasa alto tendrá 256 muestras con lo cual la resolución en el tiempo se divide a la mitad, pero ahora la frecuencia abarca la banda entre [π/2, π] rad/s es decir, la resolución en frecuencia se ha duplicado. Estas 256 muestras constituyen el primer nivel de los coeficientes de la DWT.
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Fig. 2-3 Diagrama de codificación de sub-bandas
La salida del filtro pasa bajo también tendrá 256 muestras, pero con una frecuencia que abarca el rango entre [0, π/2] rad/s. Esta señal de salida se sigue descomponiendo al pasarla nuevamente por filtros pasa alto y pasa bajo, obteniendo la salida del segundo filtro pasa bajo seguida del submuestreo por dos ahora con 128 muestras que abarcan un rango de frecuencias entre [0, π/4] rad/s y la salida del segundo filtro pasa alto tendrá también 128 muestras, pero abarcando una banda de frecuencias en el rango entre [π/4, π/2] rad/s. La segunda señal filtrada con el filtro pasa alto constituye el segundo nivel de
los coeficientes de la DWT, esta señal tiene la mitad de resolución en el tiempo, pero el doble de la resolución en frecuencia de la señal del primer nivel. En otras palabras, la resolución en el tiempo ha disminuido por un factor de cuatro, mientras que la resolución en frecuencia se ha incrementado por cuatro en comparación con la señal original. El proceso continúa hasta que queden solamente dos muestras haciendo que las salidas de los filtros pasa bajo sean nuevamente filtradas para una mayor descomposición. Para este ejemplo en particular podrían existir hasta 8 niveles de descomposición, cada uno con la mitad de muestras del anterior. La DWT de la señal original se obtiene concatenando todos los coeficientes obtenidos, comenzando desde el último nivel de descomposición, por ende la DWT tendrá entonces el mismo número de coeficientes que la señal original. Las frecuencias que son más dominantes en la señal original aparecerán como altas amplitudes en la región de la DWT que incluye esas frecuencias. La diferencia entre la
23 Transformada de Fourier y la DWT es que con la DWT no se pierde la localización en el tiempo de estas frecuencias. Sin embargo, la localización en el tiempo tendrá una resolución que dependerá del nivel en que aparezca, de este modo si la información principal contenida en la señal está en altas frecuencias, como sucede a menudo, entonces la localización en el tiempo de estas frecuencias será más precisa, puesto que estarán caracterizadas por un mayor número de muestras. Por otro lado, si la información principal está a muy bajas frecuencias entonces su localización en el tiempo no podrá ser muy precisa, dado que existirán muy pocas muestras para caracterizar la señal a estas frecuencias. En resumen, el procedimiento descrito ofrece una buena resolución en el tiempo para las altas frecuencias y una buena resolución en frecuencia para las bajas frecuencias.
Las bandas de frecuencia que no son muy dominantes en la señal darán origen a coeficientes de la DWT muy pequeños, los cuales pueden ser despreciados sin mayor pérdida de información, pero si con una importante reducción de los datos. 2.2
Análisis Wavelet multiresolución en Matlab
Mediante el software Matlab es posible realizar el análisis de una señal discreta mediante la Transformada de Wavelet Discreta. Para llevar a cabo dicha operación es necesario contar con los datos de sincrofasores tabulados. Este análisis consiste en filtrar una señal y obtener la componente aproximada y las componentes en detalles de la señal original. La componente aproximada es el resultado de filtrar la señal original con un filtro pasa bajo obteniendo una señal libre de componentes de alta frecuencia. En la componente de detalles se visualizan las componentes de alta frecuencias de la señal original, las cuales son producto de cantidades superpuestas de fallas u otros eventos que se pudiesen producir en el sistema eléctrico y que afecten a la señal analizada. El objetivo final de este análisis es poder obtener el modo de oscilación electromecánico presente en el sistema analizado. Dentro de ellos, los más comunes son los que se describen a continuación: Modo InterPlanta: Corresponde a un sistema compuesto por maquinas en una misma planta, las que oscilan entre 2 a 3 Hz dependiendo del rango de unidades y la reactancia conectadas a ellas. Esta oscilación se manifiesta entre ellos mismos dentro de la planta, sin afectar al resto del sistema.
Modo Planta Local: Este modo corresponde a la oscilación de un generador contra el resto del sistema eléctrico, en el la oscilación fluctúa entre 1 y 2 Hz.
24 Modo InterArea: Es observado en gran parte de una red eléctrica. Se produce entre dos grupos de generadores que oscilan en uno contra el otro con valores de 1 Hz o menos.
También es posible encontrar modos de oscilación de control y Modos torsionales.
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CAPÍTULO 3 UTILIZACION DE SINCROFASORES EN RELÉS NUMERICOS 3.1
Ofertas para sistemas de sincrofasores
En el mercado de las Protecciones Eléctricas existen diversas empresas que ofrecen sus dispositivos con distintas características para implementar un sistema de sincrofasores. En esta sección se muestra una vista general de los productos y sistemas que ofrecen cada una de las empresas con mayor presencia en el mercado chileno, como son ABB, Alstom, SEL y GE. Un aporte importante al desarrollo de sistemas de sincrofasores es el que ofrece la empresa SEL Inc. Considerando que el desarrollo de este proyecto se realiza en base a equipamiento de la empresa SEL, se mostrará en secciones posteriores el detalle de su oferta. 3.1.1 Empresa ABB Esta empresa, dentro de su gama de productos y equipos, incorpora la Unidad de Medición Fasorial RES670 mostrada en la Fig. 3-1.
Fig. 3-1 RES670 - ABB
26 El IED (en español, Dispositivo electrónico inteligente) RES670 es una unidad de monitoreo, protección y control de área amplia en tiempo real para sistemas eléctricos de potencia. Este equipo proporciona medición de fasores de tensiones y de corrientes desde sistemas de potencia. La referencia para el ángulo de fase es la NavStar de Sistema de Posicionamiento Global – GPS que, también, suministra la hora y fecha con una alta precisión (reloj satelital incluido en el equipo RES670). La estampa del tiempo exacto para las mediciones realizadas es adquirida en las diferentes ubicaciones geográficas donde se registren las cantidades fasoriales. Las capacidades de comunicación del equipo RES670 incluyen el estándar IEEE C37.118, IEC 61850-8-1 y DNP3.0 los que permiten una fácil integración de RES670 en un sistema de automatización de subestaciones existentes. Además, junto con la funcionalidad de medición de datos de fasores, están disponibles varias funciones de protección y control de los IED de la serie Relion 670. El RES670 también ofrece la flexibilidad operacional para los desafíos impuestos por las aplicaciones de redes inteligentes del futuro. El RES670 da la libertad para seleccionar la funcionalidad de acuerdo a las necesidades del sistema. Dentro de sus principales características, este equipo se destaca en las siguientes áreas:
Protección de sobrecorriente de fase, residual y de secuencia negativa.
Protección de sobretensión, baja tensión.
Sobrefrecuencia, bajafrecuencia y cambios en los rangos de frecuencia.
16 señales de comando para control. [8]
3.1.2 Empresa Alstom Este fabricante ofrece el equipo MICOM P847 mostrado en la Fig. 3-2, el cual es una unidad de medición de fasores de alta calidad y mediciones sincronizadas para sistemas eléctricos de potencia.
Fig. 3-2 MICOM P847 - Alstom
27 Las aplicaciones de este dispositivo incluyen estimación de estado del sistema, conocimiento de la situación a nivel global, seguimiento de la estabilidad y la resincronización de la red. Además, ofrece monitoreo en tiempo real y control del sistema de alimentación disponible con funciones de protección auxiliar, control y grabación, comunicaciones flexibles, gráfica con esquema lógico programable (PSL) que facilita la creación de esquemas de protección y evita la necesidad de controladores lógicos externos. Posee amplia flexibilidad para las señales de entrada, pudiendo configurarse para trabajar con 3 transformadores de corriente y 3 transformadores de potencial o 12 transformadores de corriente y 3 transformadores de potencial. El P847 requiere sincronizarse externamente a un reloj satelital de fuente IRIG-B precisa (P594), a través de una entrada de fibra óptica (1 PPS). La función de PMU supera los requisitos de IEEE C37.118 con un rendimiento mejorado para condiciones de operación no nominales y dinámicas del sistema debido a un algoritmo de rastreo de frecuencia avanzado. En el ámbito de la comunicación, este equipo dispone de conexión vía fibra óptica o Ethernet (simple o redundante), incorporando el protocolo C37.118 de sincrofasores en el puerto Ethernet, donde es posible enviar datos vía UDP/IP y TCP/IP con una velocidad límite de 60 mensajes por segundo. Mediante las herramientas que entrega el “Software S1 Agile” es posible configurar el equipo de forma local o remota. [9]
3.1.3 Empresa GE Dentro de los múltiples dispositivos que ofrece la compañía General Electric, destaca el producto MULTILIN N60 mostrado en la Fig. 3-3, el cual es un sistema completo de estabilización de redes y medición de sincrofasores.
Fig. 3-3 MULTILIN N60 - General Electric
28 Este equipo es capaz de medir y analizar sincrofasores, enviar órdenes de desconexión de carga y activar medidas correctivas y de protección especial, siendo útil para múltiples aplicaciones como disminuir apagones mediante la identificación de las inestabilidades de la red y adopción de medidas preventivas rápidas; aumentar la utilización de la red mediante la identificación de la capacidad de transferencia de energía en las líneas existentes; facilitar la planificación de contingencias, a través de la recopilación de datos de sincrofasores continua y el análisis post fallas; proporcionar una estimación de estado mejorada para SCADA optimizando todo el sistema de desconexión de carga y esquemas de medidas correctivas; mitigar del sistema condiciones críticas tales como amortiguación y pérdida de sincronismo a través de la utilización de un mejor control automatizado para reducir los cortes. Dentro de sus principales características, el N60 destaca en las siguientes aplicaciones: Protección de baja frecuencia, sobre frecuencia y tasa de cambio de frecuencia (df/dt). Protección fuera de la etapa de disparo y bloqueo de oscilación de potencia.
Comprobación de sincronismo.
Protección sobretensión, baja tensión.
Propiedad FlexMath para realizar el control de red automatizada para aplicaciones tales como la desconexión de carga automática, equilibrio de poder y esquemas de medidas correctivas.
El N60 abarca tecnologías de comunicación avanzadas para el manejo de datos remotos y para el acceso de ingeniería, proporciona un método fácil para integrar la nueva información a redes de comunicación existentes. El apoyo directo que recibe el quipo mediante la conexión Ethernet redundante de fibra óptica, proporciona comunicaciones de banda ancha que permiten controles de baja latencia, transferencia de archivos a alta velocidad y grabación de eventos. El N60 soporta los protocolos más populares de comunicación estándar que permiten una fácil integración en los sistemas SCADA, como son IEC61850, DNP3.0, Ethernet Global Data (EGD), IEC61850-5-104, Modbus RTU y Modbus TCP/IP. Respecto a la característica de sincrofasores, este dispositivo es capaz de reemplazar hasta 4 PMUs, ya que puede integrar datos desde 4 puntos distintos, pero requiere de una fuente de tiempo preciso externa. El N60 permite la medición precisa de sincrofasores sobre una gama de frecuencias muy amplia. El N60 supera los requisitos de IEEE C37.118 respecto al Error total de vector (TVE) menor de 1% en un rango de 40Hz a 70Hz. Además, puede medir e informar sincrofasores sobre un rango de frecuencia de 30Hz a 90Hz con poca influencia en el TVE. Una característica especial de la aplicación N60 en sincrofasores es la capacidad de aplicar una corrección de ángulo de fase basado
29 en los errores de magnitud y ángulo de los transformadores de corriente y potencial. Este equipo puede aplicar una corrección de fase en cada fase de ± 5 grados en incrementos de 0,05 grados. También proporciona la capacidad de ajustar por cambios de ángulo de fase delta-estrella o inversión de polaridad en la presentación de informes de sincrofasor de los voltajes y corrientes de secuencia. El N60 puede transmitir Sincrofasores sobre sus puertos Ethernet a velocidades discretas 1-60 Fasores por segundo. Además de la transmisión de sincrofasores, puede almacenar los datos de sincrofasores por un tiempo definido o tener una duración de grabación dinámica que continuará hasta que la memoria interna de la N60 esté completa. El usuario puede seleccionar si conservar los datos antiguos o ir sobrescribiendo los más reciente sobre los anteriores. El registro de datos de sincrofasores puede ser analizado utilizando el visor COMTRADE incluido en el software del producto (EnerVista Software). [10] 3.2
Descripción del sistema propuesto por empresa SEL
El sistema básico de sincrofasores propuesto por la empresa SEL, está compuesto por relojes GPS sincronizados vía satélite, unidades de medición del fasor (PMUs), un concentrador de datos del fasor (PDC) y un software de visualización. Las múltiples PMUs se ubican en puntos estratégicos de medición dentro del sistema eléctrico y de allí se obtienen mediciones sincronizadas del fasor a través de una interconexión a un PDC, el cual recolecta y alinea los datos para su análisis, este sistema descrito se muestra en la Fig. 3-4.
Fig. 3-4 Sistema de Sincrofasores propuesto por SEL
30 La Fig. 3-4 muestra un esquema base del sistema, en donde se observa una clasificación delimitada por líneas punteadas, separando al sistema en dos subgrupos, subestaciones y centros de control, esto se realiza por otorgar la máxima seguridad al sistema y para regular la cantidad de información a enviar desde las subestaciones a los centros de control. [11] El subgrupo subestaciones hace mención a las subestaciones en donde se registran datos de sincrofasores. Está compuesto por los equipos de medidas PMU, relojes satelitales y los concentradores de datos fasoriales PDC de cada subestación. Los PMU pueden ser más de uno, ya que se deben ubicar dentro de la subestación en cada punto que se desee medir. SEL recomienda la incorporación de un PDC por cada subestación donde se realice la medición de datos de sincrofasores por dos motivos: Seguridad: Como cada PDC cuenta con memoria de formato SSD (Solid State Disk) es posible almacenar los datos provenientes de las PMUs en caso de falla en el enlace de comunicación con el centro de control, de tal manera de no perder la información medida. Dentro de las características de la PDC, es posible seleccionar los datos a almacenar y el instante en el cual sean almacenados en la memoria, de forma continua o en momentos precisos, como en caso de algún disturbio. Además, el dispositivo puede programarse para ir eliminando datos antiguos o enviar una señal de alarma en caso de memoria insuficiente para continuar guardando datos. Un ejemplo de la cantidad de memoria necesaria en uso normal es la que se muestra en la Tabla 2.
Optimización: Al incorporar una PDC por sobre las PMUs se reduce el ancho de banda necesario para la comunicación con otro punto del sistema o el centro de control, esto se debe a que la PDC recolecta y sincroniza los datos de las PMUs antes de ser enviados fuera del subgrupo. El ancho de banda depende de la cantidad de datos que se deseen adquirir y de la tasa de muestreo de dichos datos. La Tabla 3 muestra el ancho de banda necesario en distintos escenarios, con diferentes cantidades de datos y distintos índices de mensajes por segundos.
Tabla 2 Memoria necesaria para datos de sincrofasores Datos de Sincrofasores 4 PMUs, cada uno con: 8 fasores (32 en total) 6 análogos (24 en total) 2 palabras digitales (8 en total) * Archivos a 60 mesajes/segundo
Requerimiento de almacenamiento Archivos a treinta días: 60 GB Archivos a sesenta días: 120 GB
31 Tabla 3 Ancho de banda para envío de datos de sincrofasor
Índice de mensajes (mensajes por segundo) 1 10 30 60
1 fasor 0 análogos 0 palabras digitales 340 bits/seg 3,4 kbits/seg 10,2 kbits/seg 20,4 kbits/seg
8 fasores 6 análogos 2 palabras digitales 1,2 kbits/seg 11,8 kbits/seg 36 kbits/seg 71 kbits/seg
Los PDC de hoy en día poseen alta tecnología, dentro de la cual se destacan las características de poder enviar información con una velocidad de hasta 240 mensajes por segundo, integrar datos de 8 hasta 40 PMUs a la vez, ser compatible con cualquier PMU independiente de la marca mientras integre el protocolo IEEE C37.118 y, por último, enviar información hacia el centro de control, a algún software de visualización o a un operador local del sistema, siendo posible seleccionar que enviar a cada uno mediante sus distintas salidas configurables. El subgrupo centro de control es donde se reúnen y analizan los datos provenientes de las subestaciones a nivel regional o de grandes sectores. Allí se trabaja con un PDC de hardware de gran envergadura o un PDC de software, ya que se requieren plataformas de cómputo y análisis de gran potencial, por la gran cantidad de información que se maneja, es posible la incorporación de un software de visualización del sistema para ver el comportamiento dinámico de éste. El análisis tiene por objetivo validar el modelo del sistema existente, determinar los márgenes de estabilidad del sistema, maximizar la carga del sistema para mantenerlo estable, detectar las situaciones de isla que se pudieran producir y visualizar la respuesta dinámica del sistema, esto se puede hacer mediantes distintas técnicas; como son la DFT (Transformada Discreta de Fourier) y/o la transformada discreta de Wavelet (DWT). Un sistema más avanzado puede integrar Gateway Ethernet para mayor seguridad en los enlaces de comunicación, estos equipos ofrecen las funciones de un firewall y utiliza VPN IPsec para encriptar los mensajes del sincrofasor. También es posible usar el protocolo UDP_S fuera del PDC para asegurar aún más las comunicaciones que salen de la subestación, ya que la característica UDP_S ignora todas las comunicaciones entrantes. El protocolo C37.118 define el contenido del paquete de datos enviado desde las PMUs hacia el PDC, en donde se destaca lo siguiente. Se debe asignar un nombre a cada unidad PMU, para que el PDC pueda identificar la fuente de los datos.
Permite al PDC controlar el inicio y término de la adquisición de datos en las PMUs.
32 Incorpora valores analógicos, que generalmente son resultados de ecuaciones definidas por el usuario como Potencia Activa, Potencia Reactiva o diferencia de ángulos. Incorpora palabras digitales, por lo regular, se utiliza para informar el estado de los interruptores y las salidas desde las ecuaciones lógicas definidas por el usuario.
Permite incorporar hasta 80 caracteres de comentario u otra información en el mensaje.
También es posible crear un sistema redundante, para eliminar la necesidad de un sistema coordinado y manual de recuperación ante fallas, ya sea de dispositivos PDC o de enlaces de comunicación. Dicho sistema requiere de un PDC primario y otro secundario, se debe configurar el PDC del centro de control para entradas redundantes, de tal forma que ante una falla, automáticamente, el sistema cambie y adquiera datos del PDC secundario, sin perder ningún dato. Claramente, este sistema requiere mayor inversión que el anterior, pero otorga una seguridad superior. En la Fig. 3-5 se muestra el sistema redundante descrito con Gateway Ethernet y PDC secundario. [11]
Fig. 3-5 Sistema redundante con Gateway Ethernet
33 Cabe destacar que al implementar un sistema jerárquico no se agrega latencia adicional a los datos de sincrofasores, ya que los datos se alinean de acuerdo a sus estampas de tiempo y cada PDC está programado para esperar un determinado tiempo, hasta que todos los datos se hayan recibido. El tiempo de espera por lo regular es configurado por el usuario y se programa de acuerdo a la peor demora esperada en la comunicación dentro de la red. 3.3
Unidades que integran medición fasorial
Refiriéndose específicamente a la empresa SEL, ésta ha incluido la funcionalidad PMU en sus relés como característica estándar desde el año 2002 como una estrategia económica para utilizar mediciones del fasor en los sistemas, ya que los relés son los instrumentos más confiables en las subestaciones. Además incluir la funcionalidad PMU en los relés SEL minimiza la necesidad de instrumentos y cableados adicionales. SEL posee variadas unidades de protección con medición de fasores incorporadas, dentro de las cuales destacan las siguientes: SEL-411L: Este equipo es un sistema de protección, automatización y control de diferencial de línea avanzada, el cual está diseñado para obtener una protección y control completo de cualquier línea de transmisión. El SEL-411L proporciona protección diferencial con elementos de operación de fase y secuencia, para obtener mayor sensibilidad y operación de alta velocidad. En cuanto a sincrofasores, cuenta con Protocolo IEEE C37.118, con un índice de 1 a 60 mensajes por segundo, 6 entradas de CT, 6 entradas de PT. Este dispositivo puede proteger líneas de hasta tres terminales con entradas de CT y TP dobles. El sistema de terminales múltiples es muy útil para localización de fallas, ya que encuentra rápidamente las fallas incluso en las líneas de transmisión laterales. [11]
SEL -700G: Este es un relé de protección de generador, el cual es la solución adecuada para la protección de generadores industriales y de empresas suministradoras de energía obteniendo una exhaustiva protección primaria y de respaldo del generador. Posee características muy importantes como autosincronizador, módulos flexibles de entradas y salidas y comunicaciones avanzadas. En cuanto a sincrofasores, cuenta con Protocolo IEEE C37.118 integrado en el puerto serial y Ethernet, con un índice de 1 a 60 mensajes por segundo, 6 entradas de CT, 3 entradas de PT. Esta tecnología puede ser aplicada para convertir la estimación de estado del sistema en medición del estado del sistema en tiempo real, además es posible proporcionar avisos oportunos de inestabilidad del sistema. Este equipo es capaz de compartir los datos de sincrofasores en la red de comunicación en tiempo real, con esto se puede validar el modelo de generación, tener el
34 análisis de los disturbios en el sistema de potencia y evitar fallas de sincronismo, entre otras aplicaciones. [11] SEL-487E: Este dispositivo es un relé de protección de transformador capaz de proporcionar protección, medición, supervisión y automatización total de las aplicaciones del transformador de energía con hasta 6 entradas de retención de corriente trifásica, 2 entradas de voltaje trifásico y 3 entradas independientes de corriente neutral, con elementos de falla restringida a tierra. En cuanto a sincrofasores, cuenta con Protocolo IEEE C37.118, con un índice de 1 a 60 mensajes por segundo. Posee 18 entradas de CT, 6 entradas de PT lo cual le permite monitorear como máximo 6 puntos dentro de un sistema eléctrico. Es posible enviar los mensajes de sincrofasores IEEE C37.118 a través de puertos de comunicación seriales o Ethernet para detectar flujos de rizo reactivo, cambiar la estimación de estado del sistema en medición del estado del sistema en tiempo real, proporcionar una advertencia temprana de inestabilidad potencial en el sistema y mantener el control de ángulos de fase, corrientes y voltajes. Por último y de forma más detallada se describe en la sección 3.4 el Relé de protección de alimentador SEL-751A, el cual se encuentra disponible en el Laboratorio de Protecciones Eléctricas en la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Valparaíso y con el cual se realizó este proyecto de título. [11]
3.4
Relé SEL-751A
En general, el relé SEL-751A es un dispositivo multipropósito, que combina características de protección, monitoreo, control y comunicación para un sistema eléctrico de gran envergadura. En la Fig. 3-6 se muestra la descripción del máximo esquema de protección posible de implementar con todas las características opcionales habilitadas en el dispositivo.
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Fig. 3-6 Esquema de protección con Relé SEL-751A
3.4.1 Descripción del relé de la universidad A continuación se describen las aplicaciones y características propias del Relé de protección de alimentador SEL-751A que se encuentra disponible en el Laboratorio de Protecciones Eléctricas en la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Valparaíso y con el cual se realizó este proyecto de título.
Datos del producto: Número de Serie: 3122710078 Número de parte: 751A61A1A0X74850330 Fid String: SEL-751A-R414-V0-Z010003-D20120622 Revisión del Firmware: R414 Dirección Mac: 00 – 30 – A7 – 05 – C6 – C8
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Características de protección incluidas: Sobrecorriente de fase instantánea (50P)
Sobrecorriente de fase instantánea Residual (50G)
Sobrecorriente de fase instantánea de Neutro (50N)
Sobrecorriente de fase instantánea de secuencia negativa (50Q)
Sobrecorriente de fase temporizada (51P)
Sobrecorriente de fase temporizada Residual (51G)
Sobrecorriente de fase temporizada de neutro (51N)
Sobrecorriente de fase temporizada de secuencia negativa (51Q)
Bajo voltaje (27)
Sobre voltaje (59)
Factor de Potencia (55) Frecuencia (81)
Control de Autorecierre (79)
Protección de falla de interruptor
Monitor de desgaste de interruptor
Medición de Demanda y Demanda máxima
Detección de arco eléctrico
Medición de sincrofasores
3.4.2 Conexiones La conexión del relé al sistema de energía se realiza de forma independiente para corriente y tensión. El conexionado para las señales de corriente se realiza mediante transformadores de corriente y se muestra en la Fig. 3-7. Para la tensión se puede realizar de 3 formas distintas, mediante conexión directa (mostrado en Fig. 3-8), mediante transformadores de potencial conectados en estrella-estrella (mostrado en Fig. 3-9) o mediante conexión delta abierto (mostrado en Fig. 3-10). [12]
37
Fig. 3-7 Conexiones de los transformadores de corriente
Fig. 3-8 Conexión directa para señales de tensión
Fig. 3-9 Conexión estrella-estrella para transformadores de potencial
38
Fig. 3-10 Conexión delta abierto para transformadores de potencial
Los rangos de operación nominal para los valores de tensión y corriente de entrada para el relé son:
Corrientes de Entrada Corriente nominal: 5 A. Rated Range (X/R = 40): 0.10 – 100.00 A. Continuous Rating: 15 A. 1 Second Thermal: 500 A. Rated Frequency: 50/60 ±5 Hz. Burden (Per Phase): < 0.1 VA5A. Voltaje de Entrada Rated Operating Voltage (Ue): 100 – 250 Vac. Rated Continuous Voltage: 300 Vac. 10 Second Thermal: 600 Vac. Rated Frequency: 50/60 ±5 Hz. Burden: < 0.1 VA.
3.4.3 Puertos de comunicación Este Dispositivo posee distintos puertos de comunicación, en la zona frontal se encuentra el puerto F, el cual es una conexión serial RS-232 la que soporta los protocolos SELboot, Modbis RTU Esclavo, SEL ASCII y ASCII Comprimido, transferencia de archivo de configuración SEL, mensajero de Eventos y C37.118 (Datos de Sincrofasor). En la zona posterior se ubican los puertos 1 y 3, el puerto 1 es una conexión Ethernet la cual trabaja con los protocolos Modbus TCP/IP, DNP3 LAN/WAN, IEC 61850, FTP y Telnet. Finalmente, el puerto 3 es de conexión EIA-485 de 5 terminales que trabaja con los protocolos Modbus RTU Esclavo, SEL ASCII y ASCII Comprimido, Medidor Rápido SEL, Operador Rápido SEL, SER Rápido SEL, Escritura rápida de mensaje no solicitado
39 SEL, Transferencia de archivo de configuración SEL, SEL MIRRORED BITS (MBA, MBB, MB8A, MBTA, MBTB), Mensajero de Eventos, Esclavo DNP3 Nivel 2 y C37.118 (Datos de Sincrofasor). [12] 3.4.4 Características destacables del relé Dentro de la gran cantidad de esquemas de protección que son posibles establecer con este dispositivo, se destacan principalmente las 4 entradas para la detector de arco voltaico ubicadas en el slot E, las 4 entradas digitales (DI) y 4 salidas digitales (DO) y la medición de datos de sincrofasores por ser características adicionales integradas en el relé del laboratorio. Salidas y entradas digitales En el Slot C se encuentra ubicada la tarjeta con 4 entradas digitales y cuanto salidas digitales, las cuatro salidas son todas de contacto normalmente abiertos o todas híbridas de rápida acción (Alta velocidad, interrupción e alta corriente).
Detección de arco eléctrico Característica diseñada para reducir la energía del arco eléctrico mediante su rápida detección y orden de despeje. Al complementarse con las salidas de alta velocidad y de interrupción de alta corriente minimizan el tiempo total de despeje de una falla. Es posible implementar 2 sistemas distintos de detección de arco eléctrico, uno es mediante la instalación de sensores puntuales (point-sensor) que están diseñados para supervisar los espacios de celdas cerradas donde la distancia entre los sensores y las posibles fuentes de arco no es mayor a 2 metros, dichos espacios incluyen típicamente tableros de interruptores, compartimientos de cables entrantes y salientes, y salas eléctricas con transformadores. El otro sistema es mediante un lazo de fibra óptica desnuda (Bare-fiber sensor) que está orientado a la vigilancia de grandes áreas, como los recintos de barras del sistema de interruptores. El sensor de fibra desnuda es unidireccional y se puede montar en los muros de delimitación del área. Un esquema básico de ambos sistemas se muestra en la Fig. 3-11. [12]
40
Fig. 3-11 Sistemas de detección de arco eléctrico
Medición de sincrofasores
La medición de sincrofasores se refiere al concepto de obtener mediciones tomadas en un horario sincronizado en un preciso instante de tiempo. Para esta aplicación es necesario contar con un reloj altamente preciso. En este dispositivo es posible activar o desactivar esta opción, cuando la medición de sincrofasores está activa, el relé crea un set de datos de sincrofasor a una razón de tiempo definida por el usuario. Los datos de sincrofasor están disponibles en formato ASCII en el puerto serial configurando el protocolo del puerto como “PROTO = PMU”. La configuración de las funciones del relé SEL 751A se realiza mediante el Software AcSelerator Quickset SEL-5030 de descarga gratuita a través de la página web de la empresa, este software permite la configuración Offline para varios equipos, un análisis para mejorar la eficiencia, una gráfica lógica que facilita el diseño y una arquitectura flexible que permite incorporar nuevas características. Específicamente, la propiedad de sincrofasores es configurada en el sub-menú del software “Synchronized Phasor Measurement” mostrado en la Fig. 3-12, el que cuenta con varias secciones de configuración, las cuales se describen a continuación.
EPMU: Enable Synchronized Phasor Measurement Activa o desactiva la función PMU, por defecto viene desactivado (Y/N).
41 MRATE: Messages per second Selecciona el rango de mensaje en mensajes por segundo para la transmisión de datos continua de sincrofasor en el puerto serial. Se debe escoger el parámetro MRATE que se ajuste mejor a las necesidades de las aplicaciones de la PMU. Esta configuración es una de seis que determinan la velocidad de puerto mínima necesaria para mantener el rango y tamaño de los paquetes de datos de sincrofasores. Se puede seleccionar entre 1, 2, 5 y 10 mensajes por segundo.
Fig. 3-12 Menú de configuración de sincrofasores en SEL-751A
42 PMSTN y PMID: Name and ID PMU Define el nombre y número de la PMU en un sistema de sincrofasores. El parámetro PMSTN es una serie ASCII con 16 caracteres y el parámetro PMID es un valor numérico.
PHDATAV: Phasor Data Set, Voltages Selecciona los datos de voltaje que el equipo incluirá en los mensajes de sincrofasores. Es necesario considerar la carga en el procesador del sincrofasor y los requerimientos de almacenamiento fuera de línea cuando se decide cuantos datos transmitir. Este parámetro es uno de seis que determinan la velocidad mínima del puerto necesaria para mantener el tamaño y rango de los paquetes de datos del sincrofasor. Es posible seleccionar las siguientes cantidades de datos:
PHDATAV=V1 PHDATAV=ALL PHDATAV=NA
Transfiere sólo secuencia positiva del voltaje, V1. Transfiere V1, Va, Vb, Vc, y Vs (si está disponible). No transfiere ningún voltaje.
VCOMP: Voltage Angle Comp Factor Permite corregir cualquier error en la fase del voltaje en estado estable (producido por los transformadores de poder o las características del cableado). Se puede aplicar un factor de corrección entre -179.99 y 180 grados.
PHDATAI: Phasor Data Set, Currents Selecciona el tipo de corriente que el equipo incluirá en el paquete de datos. Es necesario considerar la carga en el procesador del sincrofasor y los requerimientos de almacenamiento fuera de línea cuando se decide cuantos datos transmitir. Este parámetro es uno de seis que determinan la velocidad mínima del puerto necesaria para mantener el tamaño y rango de los paquetes de datos del sincrofasor. Es posible seleccionar las siguientes cantidades de datos:
PHDATAI=I1 PHDATAI=ALL PHDATAI=NA
Transferirá sólo secuencia positiva del corriente, I1. Transferirá I1, Ia, Ib, Ic, y In. No transferirá ninguna corriente.
43 ICOMP: Current Angle Comp Factor Permite corregir cualquier error de fase de la corriente en estado estable (producido por los transformadores de poder o las características del cableado). Se puede aplicar un factor entre -179.99 y 180 grados.
NUMANA: Number of analog values Selecciona el número de valores análogos definidos por el usuario que serán incluidos en la transmisión continua de datos de sincrofasor. Este parámetro es uno de seis que determinan la velocidad mínima del puerto necesaria para mantener el tamaño y rango de los paquetes de datos de sincrofasor. Las elecciones para este parámetro dependen del sistema de diseño del sincrofasor. Es posible seleccionar las siguientes cantidades de datos:
NUMANA=0 NUMANA=1-4
No envía valores análogos definidos por el usuario. Envía los valores análogos definidos por el usuario, mostrados en la Tabla 4.
NUMDSW: Number of 16-bit Digital Status Words Selecciona el número de palabras de estados digitales definidas por el usuario que serán incluidas en los paquetes de datos del sincrofasor. Este parámetro es uno de seis que determinan la velocidad mínima del puerto necesaria para mantener el tamaño y rango de los paquetes de datos de sincrofasor. Las elecciones para este parámetro dependen del sistema de diseño del sincrofasor. La inclusión de datos binarios puede ayudar a indicar el estado del interruptor u otra información operacional al procesador del sincrofasor.
NUMDSW=0 No envía palabras de estado binarias definidas por el usuario. NUMDSW=1 Envía las palabras de estado binarias definidas por el usuario.
Tabla 4 Cantidades enviadas en configuración NUMANA Configuración NUMANA 0 1 2 3 4
Cantidades análogas enviadas Ninguno MV29 MV29, MV30 MV29, MV30, MV31 MV29, MV30, MV31, MV32
Número total de bytes usados por los valores análogos 0 4 8 12 16
44
TREA1, TREA2, TREA3, TREA4 Y PMTRIG: Trigger Reason Bit 1,2,3,4 Define los bits desencadenantes según lo permitido por IEEE C37.118. Cada uno de las cuatro razones desencadenantes, TREA1 – TREA4, y la configuración para disparo de la PMU, PMTRIG, son ecuaciones de control SELogic en la clase de configuración global. El relé evalúa estas ecuaciones y entrega los resultados en Palabras de Bits con los mismos nombres: TREA1 - TREA4, y PMTRIG. Las ecuaciones de razón de disparo
representan los bits de razón de disparo en el campo “STAT” del paquete de datos. Luego
de que los bits de razón de disparo han sido configurados para transmitir un mensaje, la ecuación PMTRIG debe ser asumida por un periodo de tiempo razonable para permitir al procesador del sincrofasor leer los campos desde TREA1 a TREA4. El relé SEL-751A configura automáticamente las palabras de bits TREA1 – TREA4 o PMTRIG basado en las ecuaciones de control SELogic por defecto. Para cambiar la operación de estos bits, estos deben ser programados. Estos bits pueden ser usados para enviar varios mensajes a un bajo ancho de banda a través del flujo de mensajes de sincrofasor. Palabras de estado digitales pueden ser usadas para enviar información binaria directamente, sin la necesidad de administrar el cifrado de los mensajes de razón de disparo en SELogic. Es posible usar los bits de razón de disparo cuando el diseño del sistema de sincrofasor los requiere. El protocolo de transmisión y el procesamiento de sincrofasor no son afectados por el estado de estos bits. IRIGC: IRIG-B Control bits difinition Define si las extensiones de control de bit, según IEEE C37.118, están en uso. Las extensiones de control de bit contienen información; como salto de segundo, tiempo UTC, tiempo de ahorro de día, y calidad del tiempo. Cuando el reloj sincronizado por satélite provee estas extensiones; el relé será capaz de ajustar el sello de tiempo del sincrofasor según lo siguiente: IRIGC = NONE Ignora las extensiones de bits. IRIGC = C37.118 Extrae las extensiones de bit y corrige el tiempo del sincrofasor.
3.5
Reloj satelital
Para los sistemas de sincrofasores en general, es de vital importancia la precisión del tiempo para la toma de datos en los distintos puntos del sistema eléctrico. Además, dentro de la norma IEEE C37.118 se incluye un indicador de calidad de hora como parte del mensaje de datos del fasor. Lo anterior proporciona al usuario una orientación de que los datos recibidos del fasor cumplen con la precisión requerida de hora.
45 Como fue descrito en las secciones anteriores, en el mercado de dispositivos para sistemas de sincrofasores existen fabricantes que incorporan en sus equipos de medida el reloj satelital, y otros que lo ofrecen aparte, como otro dispositivo. En el caso del Relé SEL-751A se requiere contar con un reloj satelital externo para realizar la medición de sincrofasores. La empresa SEL ofrece tres relojes satelitales distintos. A continuación se hará una breve descripción de cada uno de ellos, incluyendo sus principales características.
SEL-2401
Es un reloj satelital compacto para espacios limitados como se muestra en la Fig. 3-13, ofrece una hora de alta precisión de hasta ± 100 nanosegundos, cuenta con estabilidad de mantenimiento, lo que significa que en caso de la pérdida del enlace con el satélite, el reloj seguirá proporcionando una señal de la hora exacta hasta por un máximo de 18 segundos. Por su tamaño pequeño está diseñado para entregar precisión de tiempo solo a una PMU, el reloj incluye la antena GPS junto con el cable BNC para su conexión. Requiere de una alimentación externa de 12Vdc, posee un contacto de alarma de 100mA, 32 Vdc. En el frente del reloj se encuentran 3 indicadores LED, el primero “Enabled” indica que todas las pruebas automáticas fueron pasadas, el LED “Satellite lock” indica que el
reloj ha rastreado a 4 o más satélites y actualmente está enlazado a uno o más satélites y, por último, “output” indica que el reloj está entregando el tiempo con un precisión de ±
100 nanosegundos en promedio. La entrega del tiempo hacia el dispositivo se realiza mediante un cable RG-58 con un conector BNC hacia el lado del reloj. El tiempo se entrega en formato IRIG-B, el cual es un formato de datos en serie que consiste en un mensaje por 1 segundo que contiene 100 impulsos divididos en campos. El dispositivo de tiempo sincronizado decodifica el segundo, minuto, hora, día y campos y establece su reloj interno tras la detección de los datos de tiempo válido en el modo de hora IRIG. El formato de código de tiempo IRIGB000 consta de código de tiempo BCD (HH, MM, SS, DDD), además de segundos binarios consecutivos (SBS) del día (0-86400 s), y también contiene la ampliación de funciones de control que incluyen datos por: año, segundo bisiesto, horario de verano, compensación de hora UTC, calidad del tiempo, y paridad (impar). Mediante los interruptores de configuración, ubicados en la parte posterior del reloj, es posible configurar la hora local, ajustando el interruptor 4 en la posición ON se logra aumentar el tiempo UTC y en la posición OFF es posible disminuirlo, con los interruptores 5 al 9, es posible ajustar la hora de ½ hasta 8 horas en base al tiempo UTC.
46
Fig. 3-13 Reloj Satelital SEL-2401
SEL-2404
Este reloj posee una pantalla grande en su parte frontal como se muestra en la Fig. 3-14. Este equipo ofrece confiabilidad, durabilidad y hora de alta precisión hasta ± 100 nanosegundos, cuenta con estabilidad de mantenimiento, lo cual significa que en caso de la pérdida del enlace con el satélite, el reloj seguirá proporcionando una señal de la hora exacta hasta por un máximo de 18 segundos. Es aplicable a subestaciones eléctricas, empresas suministradoras de energía de generación, centros de control, refinerías, plantas siderúrgicas, manufactura farmacéutica, aserraderos, edificios, maquinas, centros telefónicos de emergencias, sistemas a bordo, sistemas de pruebas, sistemas de transporte, entre mucho otros; por su estructura para ser montada directamente en rack.
Fig. 3-14 Reloj Satelital SEL-2404
47 En la parte inferior izquierda del panel frontal se ubican 2 LED, el primero “Holdover” indica cuando el reloj pierde la comunicación con los satélites y se está ejecutando en modo reloj reserva interna, el otro LED “Locked” indica que el reloj ha rastreado al menos 4 satélites y actualmente está enlazado a uno o más satélites. En general no presenta grandes diferencias en las características de operación en comparación con el SEL-2401, solo que el SEL-2404 es capaz de entregar precisión de tiempo a 4 dispositivos, requiere de una alimentación externa entre 75 y 250 Vdc o Vac y posee un contacto de alarma de 100mA, 32 Vdc.
SEL-2407
Este reloj posee una pantalla de menor tamaño respecto al SEL-2404, como se muestra en la Fig. 3-15. Este dispositivo ofrece confiabilidad, durabilidad y hora de alta precisión hasta ± 100 nanosegundos, cuenta con estabilidad de mantenimiento, lo cual significa que en caso de la pérdida del enlace con el satélite, el reloj seguirá proporcionando una señal de la hora exacta hasta por un máximo de 18 segundos. Es aplicable a subestaciones eléctricas, redes de cómputo, aeropuertos, centros de control de edificios, laboratorios, gobierno, sistemas de reloj central, centros telefónicos de emergencias, sistemas SCADA, estaciones de radio y televisión, entre otras aplicaciones.
Fig. 3-15 Reloj Satelital SEL-2407
48 En el lado izquierdo del panel frontal se ubican 3 LEDs, donde el primero, “Enabled”, es de dos colores, en verde indica que todas las pruebas automáticas fueron pasadas y el reloj está activo y en amarillo que todas las pruebas automáticas fueron pasadas y el reloj esta en modo fuerza-tiempo-calidad (FTQ) o en modo manual. El segundo LED “Satellite lock” indica que el reloj ha rastreado a 4 o más satélites y actualmente está enlazado a uno o más satélites. Por último, el LED “Holdover” de 3 colores, indica en color verde que el reloj ha perdido la comunicación con los satélites y se está ejecutando en modo reloj reserva interna con una calidad de tiempo menor o igual a ± 1 microsegundo, en color amarillo indica que el reloj ha perdido la comunicación con los satélites y se está ejecutando en modo reloj reserva interna con una calidad de tiempo entre ± 1 microsegundo y ± 100 microsegundos y en color rojo cuando se ha perdido la comunicación con los satélites y se está ejecutando en modo reloj reserva interna con una calidad de tiempo inferior a ± 100 microsegundos. En comparación con el SEL-2404, el SEL-2407 presenta mayor tecnología como comunicación mediante fibra óptica, es capaz de entregar precisión de tiempo a 6 dispositivos, posee un rango más amplio de alimentación entre 18 y 300 Vdc o 85 y 264 Vac a 50 o 60 Hz y posee un contacto de alarma de 6A, 250 Vdc o 190 Vac. 3.6
Unidades concentradoras de datos de fasor
El dispositivo PDC es de gran importancia dentro de un sistema de sincrofasores, ya que es el encargado de recolectar la información proveniente de las PMUs. Dependiendo del tipo de equipo es posible integrar información desde 8 hasta 40 PMUs en un mismo PDC. Dentro de las Unidades concentradoras de datos de fasor o PDC podemos encontrar dos tipos, un PDC basado en hardware y un PDC de software. Lo más común es utilizar PDCs basados en hardware cuando se instalan en ambientes de subestación y/o donde desee implementar esquemas de control en tiempo real. Los PDCs de software se utilizan donde existe una gran cantidad de entradas de PMUs o PDCs para concentrar y donde se requieran plataformas de cómputo más poderosas. Los PDCs basados en software son utilizados con frecuencia en centros de control o en centros regionales. Estos dispositivos soportan altas velocidades de transmisión de datos, en algunos casos hasta 240 mensajes por segundo. Además, es totalmente configurable para archivar los datos en caso de que salgan de los limites predefinidos, obteniendo datos de PMU previos y posteriores a algún evento. Poseen salidas independientes configurables para enviar datos ya procesados a los centros de control, operadores independientes o PDCs superiores. Al trabajar bajo el estándar C37.118 es capaz de integrar datos desde cualquier PMU que trabaje bajo dicho estándar, independiente de la marca de fabricante. La empresa SEL ofrece el equipo SEL-3373, el cual es un concentrador de datos de fasor basado en hardware con archivo integrado. El SEL-3373 proporciona el desarrollo en tiempo real necesario para esquemas de control basados en sincrofasores. Está idealmente diseñado para operar de manera confiable en severos ambientes de subestación.
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Fig. 3-16 Unidad concentradora de datos de fasor SEL-3373
Este equipo se muestra en la Fig. 3-16. Además, la empresa posee PDCs de software como el SEL-5078-2 o el SEL-5073. El SEL-5078-2 es el software más poderoso de la compañía, ofrece una amplia gama de capacidades como monitoreo del sistema en tiempo real y de fácil visualización mediante su interfaz online con acceso remoto para ingenieros y operadores del sistema, creación de registros automáticos de eventos, capacidad de exportar los datos registrados para futuros análisis, explorar un mapa geográfico del sistema y obtener sus variables online, calcular y archivar de forma automática los modos de oscilación del sistema en tiempo real, entre otras. La ventana principal del software se muestra en la Fig. 3-17.
Fig. 3-17 Ventana principal Software SEL 5078-2
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CAPÍTULO 4 SISTEMA DE SINCROFASORES PARA LABORATORIO DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS DE LA ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA DE LA PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE VALPARAÍSO 4.1
Descripción del sistema
Bajo toda la teoría presentada en los capítulos anteriores, se procederá a detallar el diseño del sistema de medición, registro y análisis de sincrofasores creado en el Laboratorio de Protecciones Eléctricas de la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Valparaíso. Contando como principal equipo el relé SEL-751A donado por la empresa SEL Inc. en el Seminario de Protecciones Eléctricas del año 2013 es posible implementar un sistema de sincrofasores compuesto por:
Relé SEL-751A.
Reloj satelital SEL-2401. PC-Servidor.
Router.
Software AcSELerator Quickset.
Software PMU connection tester.
Software RealVNC.
Software FileZilla.
Software Matlab.
Conexión a internet.
El sistema consiste en registrar datos de sincrofasores mediante el equipo SEL751A conectado en una línea que alimenta una carga. Estos datos son captados por el software PMU Connection Tester, el cual se encuentra montado en un PC-Servidor acondicionado especialmente para este sistema. Mediante el PC-Servidor es posible realizar las siguientes aplicaciones:
Almacenar los datos adquiridos en un servidor FTP.
Incluir datos desde otro punto de medición del sistema eléctrico.
Visualizar los datos en tiempo real.
Analizar los datos almacenados.
51 Para implementar el sistema, poder acceder desde un punto remoto y resguardar la seguridad de este mismo es necesario un enrotulador de datos o router. Además existen firewalls o cortafuegos que bloquean y depuran parte de los datos del tipo UDP (protocolo de comunicación) por lo que se desarrolla un sistema de ingreso a la red de datos institucional por medio de una IP pública y el enrutador de datos con su cortafuegos parametrizado para los diversos servicios y enlaces que se utilizarán, con lo que se logra libre acceso al relé SEL-751A y al PC-Servidor desde cualquier punto con conexión a internet. 4.2
Enlaces de comunicación
Al implementar un sistema de sincrofasores se debe tener en cuenta de forma permanente la comunicación entre la PMU y el PC-Servidor, junto con el enlace de acceso remoto deseado, resguardando al máximo la seguridad y estabilidad del sistema. Para esto es necesario tener conocimiento sobre el área telemática, la cual permite el envío, recepción y almacenamiento de los datos adquiridos, garantizando un alto nivel de seguridad en estas etapas. Además la exactitud y/o precisión del enlace de datos entre equipos es un tópico de prioridad en el correcto funcionamiento y control de la topología eléctrica. Por lo tanto, las redes de datos juegan un papel fundamental en la eficiencia y eficacia del sistema de sincrofasores y tele-protecciones a implementar. Es importante destacar en esta etapa, que a pesar que el protocolo IEEE C37.118 se encuentra solo disponible en el puerto serial frontal del equipo PMU del laboratorio, toda la configuración, manejo y control de las distintas acciones del relé son posibles de realizar a través del puerto Ethernet, ya sea de forma local desde el PC-Servidor o mediante acceso remoto desde cualquier punto con acceso a internet. Es por esto, que es necesario conocer en detalle sobre protocolos de comunicación digital, en especial protocolos que trabajan dentro de la gama de enlaces Ethernet, específicamente enlaces del tipo TCP, IP y UDP. En la actualidad gran parte de los equipos electrónicos se han enlazado a la red de internet, WAN, y a redes de datos locales, LAN. Este es un dato importante a la hora de realizar algún tipo de enlace digital vía Ethernet, ya que el alto tráfico de datos digitales entre diversos equipos electrónicos lleva a las topologías de red, en específico el BACKBONE en su totalidad, a un nivel de saturación peligrosa para la estabilidad y comunicación del enlace digital entre Tele-Protecciones con una velocidad de respuesta en tiempo real, es decir, el tiempo de respuesta entre que varía un parámetro eléctrico o se genera un evento en un extremo del enlace debe replicarse instantáneamente, lo más cercano a la instantaneidad, en el otro extremo para así asegurar una respuesta inmediata ante problemas o cambios dentro de la red de transmisión, generación y/o distribución eléctrica que se esté controlando. Bajo esta realidad de alto tráfico y/o saturación de las redes de datos actuales, resulta necesario tomar acciones al respecto. Una medida es aplicar un control de tráfico
52 basado, tanto en protocolos de comunicación orientados a no conexión como al alto nivel de colisión, junto a un direccionamiento de puertos del tipo PAT para evitar acercarse a los puertos y protocolos saturados dentro de la red de datos chilena tanto Publica, Institucional e Industrial. Un claro ejemplo de esto es el protocolo HTTP/FTP/TELNET que trabaja dentro del puerto 80/21/23 respectivamente, los cuales son utilizados por defecto en computadores tradicionales, domótica, supervisión industrial, microprocesadores, etc. Para lograr los principales objetivos del sistema de sincrofasores es necesario tomar medidas en las áreas que se describen en las siguientes subsecciones. 4.2.1 Incorporación de una IP estática Con el objetivo de configurar los equipos en puertos distintos a los definidos por defecto para las diferentes aplicaciones, es necesario tener habilitados una gama de puertos en el punto de internet. Para la aplicación de acceso remoto al PC-Servidor desde cualquier punto es necesario contar con una dirección IP estática. La solicitud de lo anterior fue realizada en el mes de diciembre del año 2013 a la Dirección de Servicios de Informática y Comunicaciones de la PUCV, teniendo como resultado la asignación de una dirección IP estática y apertura para el tráfico de datos de entrada y salida con protocolos TCP/UDP de los siguientes puertos: 21 – 25 78 – 82 443 3000 – 4000
Para acceso básico de control. Para acceso HTTP. Para seguridad. Para control, VNC y Python.
Al ejecutarse la solicitud, ya es posible configurar los equipos e instaurar el sistema en el laboratorio. 4.2.2 Configuración de parámetros de comunicación en el relé Es necesario realizar una modificación importante en el equipo PMU, donde es indispensable adaptar y configurar el relé a tráfico del tipo UDP. Si bien el socket UDP cuenta con una gran pérdida de paquetes dentro de su enlace también es un socket que no requiere respuestas sobre paquetes recibidos por parte del receptor. Por lo tanto, es un flujo continuo de datos hacia el receptor interesado, con lo que se reduce notablemente el tiempo de retardo (delay) entre los equipos involucrados en un enlace de TeleProtecciones. Posterior a la apertura de los puertos antes mencionados, es posible realizar un cambio desde los puertos tradicionales de comunicación y servicios de red definidos por defecto en el equipo a puertos poco utilizados dentro de la gama de 65536 puertos
53 disponibles por cada host en la red y adecuados a la realidad de tráfico necesarios para el sistema a implementar, asegurando un flujo con la menor cantidad de colisiones posibles. Esta modificación se realiza mediante el software AcSELerator Quickset. Además es necesario asignar una IP al relé dentro de la red local creada en el laboratorio para que sea posible comunicarse con él. 4.3
Configuración PC-Servidor
EL PC-Servidor debe ser un computador con la capacidad suficiente para ejecutar los programas necesarios, mantener los datos almacenados y en línea y poder analizarlos. Para esto, se deben instalar en este equipo los siguientes programas:
Software AcSELerator Quickset.
Software PMU connection tester. Software RealVNC Ltd.
Software FileZilla v3.7.3.
Software Matlab R2013a.
4.3.1 Programas para implementar sistema
Software AcSELerator Quickset
Se utiliza para las distintas configuraciones necesarias de realizar al relé SEL751A. Además cuenta con una herramienta llamada HMI (Interfaz hombre maquina), la cual permite visualizar las variables medidas en tiempo real. Posee una ventana donde es posible visualizar los fasores de tensión y corriente, su magnitud y ángulo y el desfase entre cada uno de ellos, como se muestra en la Fig. 4-1. También se puede visualizar el estado de los contactos I/O, analógicos y digitales entre otras características.
54
Fig. 4-1 Fasores en interfaz HMI
Software PMU Connection Tester Este software es administrado por la empresa Grid Protection Alliance (GPA) y es de descarga gratuita desde su página web. Está diseñado para verificar si las mediciones desde el dispositivo PMU son correctas. Este software soporta los protocolos de comunicación IEEE C37.118, IEEE 1344, BPA PDCstream, SEL fast message, UTK FNET streaming data protocol, IEC 61850-90-5 y macrodyne.
Ofrece una pantalla de visualización completa, mostrada en la Fig. 4-2, la cual incluye la selección del enlace de comunicación (TCP, UDP, Serial), el protocolo bajo el cual se desea trabajar, una interfaz gráfica que muestra las variaciones de frecuencia y la variación de la fase de cada tensión en tiempo real, además indica el dispositivo al cual está conectado y los datos que se están adquiriendo (PHDATAV y PHDATAI del submenú “Synchronized Phasor Measurement”). La aplicación más importante que permite este software, es crear un archivo en formato .csv, el cual entrega los datos separados por comas para su posterior exportación a programas como Microsoft Excel para el manejo de datos tabulados. Esta propiedad se utiliza para registrar los datos de sincrofasores medidos mediante la PMU, los cuales incluyen la estampa de tiempo integrada, gracias al reloj satelital; la magnitud y ángulo de las tensiones; valores de frecuencia, y todos los datos que sea configurados a enviar. La ejecución del registro de los datos se realiza seleccionando “Start Stream Debug Capture” en el menú “File” punto “Capture”. Para detener la captura de datos es necesario seleccionar “Stop Stream Debug Capture” en el mismo menú. [13]
55
Fig. 4-2 PMU Connection Tester
4.3.2 Programas para el acceso remoto
FileZilla v3.7.3
Este programa permite crear un servidor FTP el cual almacenará los datos de sincrofasores. El servidor FTP es posible de desarrollar gracias a la obtención de una dirección IP estática. El acceso a este servidor se realiza a través de cualquier navegador ingresando la IP definida. La ventana principal que presenta este software es mostrada en la Fig. 4-3 y se divide en 3 zonas: la zona de comunicación, zona de archivos locales y zona de archivos remotos (datos del servidor FTP). Este servidor permite a usuarios remotos descargar y agregar archivos desde otros puntos de medición, con esta útil herramienta es posible importar datos de sincrofasores desde PMUs ubicadas en otras zonas del sistema eléctrico y poder realizar análisis de variación de la fase de la tensión o de la frecuencia. Mediante la opción de cuentas de usuarios es posible controlar el acceso al servidor a través de contraseñas, esto permite el acceso sólo a personas autorizadas. Además, se pueden otorgar permisos de lectura, escritura y ejecución de un archivo o carpeta al usuario, lo que complementa aún más la seguridad y el control del servidor FTP. [14]
56
Fig. 4-3 Software FileZilla
RealVNC Ltd.
Para tener un acceso desde cualquier punto con conexión a internet a todo el sistema de sincrofasores del laboratorio, se debe instalar en el PC-Servidor el software RealVNC Ltd. Éste es un programa de acceso remoto y control disponible para distintos sistemas operativos, ya sea en un computador o dispositivos móviles como Smartphone y Tablet. Este software posee dos componentes: VNC server y VNC Viewer. El primero es utilizado para configurar el equipo y hacer posible el acceso remoto. Se debe configurar los datos de la IP estática, el puerto de comunicación a utilizar y el nivel de seguridad a incluir en el acceso, ya que es posible controlar solo el acceso de ciertos equipos al PCServidor, mediante la dirección IP de ellos. El VNC Viewer es empleado por los usuarios que accedan al PC-Servidor. Luego de la instalación de dicho componente VNC solo es necesario ingresar la dirección IP del PC-Servidor y que el puerto esté activado para realizar el enlace. [15]
57 4.3.3 Programa de análisis de datos Para analizar los datos almacenados en el servidor FTP se utiliza el software Matlab R2013a. Este software dentro de sus múltiples funciones y aplicaciones posee un menú de herramientas Wavelet (mostrado en la Fig. 4-4) donde ofrece funciones y aplicaciones para el desarrollo de algoritmos basados en la técnica Wavelet para el análisis, la síntesis, la eliminación de ruido y la compresión de señales e imágenes. Dentro de las principales características de esta herramienta destacan:
Procesamiento de señales, incluyendo convertir la señal en escala de frecuencias.
Incluye una amplia gama de familias Wavelets.
Presentación y visualización de datos personalizable.
Análisis de señales mediante Wavelet continua y discreta.
Análisis multiseñal unidimensional, compresión y eliminación de ruido.
A través del menú principal de Wavelet, es posible escoger entre análisis en una dimensión, dos dimensiones o tres dimensiones. Dentro de cada uno se escoge la familia de wavelet a utilizar y el nivel de análisis que se desea realizar. Finalmente, al realizar el análisis se obtiene una ventana con la gráfica de la señal analizada, la de la componente aproximada y las gráficas de las componentes en detalle. [16]
58
Fig. 4-4 Menú Wavelet de Matlab R2013a
59
CAPÍTULO 5 APLICACIÓN DEL SISTEMA EN EL LABORATORIO 5.1
Configuración de equipos
Para una correcta medición del sistema eléctrico es necesario configurar los equipos a utilizar, principalmente el Relé SEL-751A y los programas del PC-Servidor. En el caso del Reloj Satelital SEL-2401 no requiere mayor configuración, solo es necesario ubicar la antena GPS en un lugar donde tenga señal satelital, realizar las conexiones hacia la antena y el relé y establecer la hora local, tal como se detalló en 3.5. 5.1.1 Configuración de Relé SEL-751A Como se describió anteriormente, en 3.4.4, en necesario configurar los parámetros desde el sub-menú “Synchronized Phasor Measurement” en el software AcSELerator Quickset. Esta configuración es posible realizarla por dos medios de comunicación, Ethernet o Serial, en este caso se utiliza Ethernet y se reserva el puerto Serial sólo para la adquisición de datos de sincrofasores. Para establecer la comunicación por el puerto Ethernet se debe configurar en el menú “Comunicaciones” del software los parámetros
mostrados en la Fig. 5-1. Luego de establecer la comunicación se debe configurar los parámetros del submenú “Synchronized Phasor Measurement”, asignando los siguientes valores: EPMU: MRATE: PMSTN: PMID: PHDATAV: VCOMP: PHDATAI: ICOMP:
Se configura en Y, para activar la función de sincrofasores del relé. Se especifica en 10 mensajes por segundo. Se mantiene la configuración por defecto, “SEL_751A FEEDER1” Se mantiene la configuración por defecto, “1”.
Se configura el ALL, para adquirir las magnitudes y ángulos de todas las tensiones. Se mantiene la configuración por defecto, 0 grados. Se configura en NA, ya que solo serán analizados datos de tensión. Se mantiene la configuración por defecto, 0 grados.
Todas las demás opciones de este sub-menú se mantienen en la configuración por defecto. Esta configuración debe coincidir con la del software PMU Connection Tester mostrada anteriormente en la Fig. 4 2.
60
Fig. 5-1 Menú “comunicaciones”
Luego de esto se procede a realizar la conexión del sistema eléctrico y los elementos a utilizar para la medición, los que se describen a continuación: Se utiliza el panel de simulación del laboratorio mostrado en la Fig. 5-2, el cual es alimentado desde un empalme trifásico de 380v, se utiliza como carga un banco de ampolletas de 2700 W, además se incorporan transformadores de potencial de 220/110V y transformadores de corriente de 50/5A para las señales hacia el relé.
61
Fig. 5-2 Panel de simulación del laboratorio de protecciones
5.1.2 PC-Servidor En este equipo se debe configurar el software PMU Connection Tester, lo que significa establecer el enlace a utilizar para la adquisición de los datos entre el relé y el PC-Servidor. Esto se realiza mediante el puerto Serial, por ende, es necesario configurar en el software el puerto y la velocidad de transmisión, lo que se describe a continuación: Conexión: Puerto: Vel. de transmisión: Paridad: Bits de detención: Bits de datos: Rango de mensajes:
Serial. COM 1. 9600 bps. ninguna. uno. 8. 10 mensajes por segundo.
Para establecer la comunicación, es necesario seleccionar el protocolo a utilizar, lo cual se realiza por el IEEE C37.118-2005. También es posible configurar una herramienta muy útil que provee el Software AcSElerator Quickset para la visualización en tiempo real de los valores del sistema y del estado del relé. Esta función es llamada HMI no requiere de otro enlace entre el relé y el PC-Servidor, ya que utiliza el mismo enlace Ethernet que fue necesario para la configuración del relé SEL-751A. Posterior a esto es necesario configurar los valores asignados por la DSIC-PUCV para los programas RealVNC y FileZilla para obtener el acceso remoto y montar el servidor FTP para almacenar los datos realizando los pasos mencionados en 4.3.2.
62 5.2
Interfaz de visualización y registro de datos
Luego de realizar todas las configuraciones necesarias e implementar el sistema eléctrico en el laboratorio es posible realizar la visualización en tiempo real del sistema y el registro de los datos de sincrofasores.
5.2.1 Visualización Para la visualización es posible utilizar tres métodos, la herramienta HMI que ofrece el software AcSELerator Quickset mediante el enlace Ethernet, el software PMU Connection Tester con el enlace Serial y una aplicación propia de Windows llamada “Cliente Telnet” que utiliza el enlace Ethernet existente y es soportada por el relé.
Herramienta HMI: Al estar configurados los parámetros de comunicación en el software AcSELerator Quickset, sólo resta presionar el botón de “Interfaz Hombre Maquina” para establecer el enlace y poder visualizar los valores del sistema eléctrico en tiempo real, los valores máximos y mínimos registrados, los fasores de tensión y corriente, monitorear los contactos del relé, entre otras opciones. Estas alternativas se muestran en las Fig. 5-3 y Fig. 5-4.
Software PMU Connection Tester: Tras haber realizado la conexión, configurado los parámetros y seleccionado el
protocolo, se procede a establecer el contacto con el relé presionando el botón “Connect”
pudiendo visualizar la variación de la frecuencia y el cambio de los ángulos de las tensiones en tiempo real. Lo anterior se muestra en la Fig. 5-5.
Fig. 5-3 HMI, mediciones y estado de contactos
63
Fig. 5-4 HMI, valores máximos y mínimos
Fig. 5-5 Visualización en tiempo real Software PMU Connection Tester
Cliente Telnet:
Este programa de Windows (versiones de XP en adelante) ofrece una conexión mediante una ventana de comandos. A través de esta ventana es posible conectarse al relé utilizando el enlace Ethernet y el protocolo de red “Telnet”. Los comandos soportados por
64 el relé se encuentran adjuntos en el apéndice B y permiten realizar visualización de variables o estados de interruptores, configurar los distintos parámetros del relé, obtener reportes de eventos, entre otras posibilidades. Mediante este programa es posible realizar la configuración de todos los parámetros del relé al igual que en el software AcSELerator Quickset. Para establecer la comunicación es necesario acceder al relé mediante la dirección IP asignada al dispositivo e ingresar las contraseñas de privilegios nivel 1 y nivel 2 del relé especificadas en el manual. [12] En la Fig. 5-6 se muestra la visualización de datos que entrega el cliente telnet al ejecutar el comando “METER”. En los cuadros rojos se destacan los valores de tensión, corriente y frecuencia.
Fig. 5-6 Visualización mediante Cliente Telnet
5.2.2 Registro de datos Para esto se utiliza el software PMU Connection Tester. La ejecución del registro de los datos se realiza seleccionando “Start Stream Debug Capture” en el menú “File / Capture” y seleccionando como carpeta de destino del archivo el servidor FTP creado. Para detener la captura de datos es necesario seleccionar “Stop Stream Debug Capture” en el mismo menú.
65 Los datos son guardados en un archivo con formato .csv, el cual es posible visualizar mediante bloc de notas y Microsoft Excel. Para este último programa se requiere una configuración previa para que los datos sean separados en columnas indicadas con comas dentro del archivo .csv. Un extracto de estos datos registrados en el laboratorio se muestra en la Tabla 5.
66 Tabla 5 Extracto de datos de sincrofasores registrados Fecha y hora 2014-01-10 17:08:59.800 2014-01-10 17:09:00.900 2014-01-10 17:09:00.000 2014-01-10 17:09:00.100 2014-01-10 17:09:00.200 2014-01-10 17:09:00.300 2014-01-10 17:09:00.400 2014-01-10 17:09:00.500 2014-01-10 17:09:00.600 2014-01-10 17:09:00.700 2014-01-10 17:09:00.800 2014-01-10 17:09:01.900 2014-01-10 17:09:01.000 2014-01-10 17:09:01.100 2014-01-10 17:09:01.200 2014-01-10 17:09:01.300 2014-01-10 17:09:01.400 2014-01-10 17:09:01.500 2014-01-10 17:09:01.600 2014-01-10 17:09:01.700
Magnitud Vr
Angulo Magnitud Angulo Magnitud Angulo Frecuencia Vr Vs Vs Vt Vt
233,05
-87
229,97
152
233,85
32
49,973
233,07
-88
230,09
151
233,91
31
49,969
233,02
-61
230,21
179
234,07
58
49,976
232,93
-62
230,18
178
234,09
57
49,974
232,87
-63
230,02
177
234,03
56
49,977
232,81
-64
230,09
176
233,68
55
49,974
232,77
-65
229,97
175
233,72
55
49,975
232,86
-65
229,91
174
233,54
54
49,098
232,88
-66
229,79
173
233,59
53
49,978
232,92
-67
229,82
173
233,71
52
49,979
232,84
-68
229,09
172
233,78
51
49,978
232,89
-68
229,95
171
234,05
51
49,978
232,86
-40
230,15
-160
234,07
79
49,979
232,08
-40
230,01
-160
234,09
79
49,098
232,08
-41
230,11
-161
234,76
78
49,987
232,75
-41
228,39
-161
233,81
78
49,987
232,73
-42
229,87
-162
233,67
77
49,988
232,67
-43
229,66
-162
233,56
77
49,989
232,72
-43
229,06
-163
233,65
76
49,986
232,77
-43
229,62
-163
235,02
76
49,986
67 También es posible realizar un registro de datos desde algún dispositivo que se encuentre disponible en otro punto del sistema eléctrico. Sólo es necesario que esté conectado a la red de internet para realizar un enlace con él, mediante la configuración de los puertos de comunicación habilitados para conexión y envío de datos. Otra posibilidad es capturar los datos en otro computador o dispositivo y, luego, cargar dichos archivos en el servidor FTP mediante cualquier navegador Web, ingresando la IP del servidor e iniciando sesión con el nombre de usuario y clave asignados. 5.3
Análisis de datos
Este proceso se realiza mediante el software Matlab R2013a, a través de su menú de análisis Wavelet. Previo al análisis, es necesario cargar los datos a analizar al programa Matlab, los que se encuentran ubicados en el Servidor FTP. Para este caso de aplicación se analizaran los ángulos de fase registrados simultáneamente en dos puntos. Una medición se realiza en el laboratorio de Protecciones Eléctricas de la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Valparaíso en la ciudad de Valparaíso y el otro registro se realiza en la Oficina de la Empresa Tecma en la ciudad de Santiago. Estos datos fueron tomados el día 03 de marzo del año 2014 durante 20 minutos, desde las 11:55:00 horas hasta las 12:15:00 horas. Se registraron los datos a una tasa de muestreo de 10 datos por segundo, obteniendo 12000 valores distintos de magnitud y ángulo de la tensión en ambos puntos. Al cargar los datos en el software Matlab, es posible obtener una gráfica de la variación del ángulo de fase en el laboratorio y en la oficina de Santiago, mostrados en las Fig. 5-7 y Fig. 5-8, respectivamente. Se observa en las gráficas un comportamiento muy similar de la variación del ángulo en ambos puntos de medición, aunque realizando una superposición de ambas graficas es posible observar la diferencia entre ellas, esto se muestra en la Fig. 5-9 en donde en color rojo se muestra la gráfica del ángulo de fase en Valparaíso y en color negro el ángulo de fase de Santiago.
68
Fig. 5-7 Variación del ángulo de fase en Laboratorio, Valparaíso
Fig. 5-8 Variación del ángulo de fase oficina Tecma, Santiago
69
Fig. 5-9 Superposición de ambas fases
Luego se calcula la variación de la diferencia de fase entre los dos puntos de medición, esto se realiza restando punto a punto ambas señales discretas mediante el siguiente código: diffase=(); for
i=1:n; diffase(i,1)=faselab(i,1)-fasestgo(i,1);
end;
Donde n representa la cantidad de datos analizados. En la Fig. 5-10 se muestra la variación de la diferencia de fase obtenida. Estos datos tienen como valor mínimo 12,639° y como valor máximo 16,264°, obteniendo una diferencia máxima de 3,625 grados.
70
Fig. 5-10 Variación de la diferencia de fase entre ambos puntos de medición
Una vez obtenida esta variación, se procede a aplicar la Transformada de Wavelet Discreta mediante el menú que ofrece el programa. Para poder establecer la frecuencia de oscilación dominante en el sistema eléctrico analizado es necesario cambiar la unidad de los datos de grados a Hertz mediante la relación [17]
Donde:
Es la desviación de frecuencia del sistema en Hz. Es el intervalo de muestreo de los datos ángulo de fase en segundos. Es el número de datos muestreados. Es la variación de la diferencia de fase en grados.
En el programa Matlab se debe seleccionar análisis en una dimensión y luego “Wavelet 1-D” en el menú de Wavelet, posterior a esto se debe escoger que wavelet madre se utilizará para analizar la señal y el nivel de análisis a emplear, lo que se muestra en la Fig. 5-11. Se escoge la Wavelet madre Daubechies 4 y un nivel de análisis de orden 5. Posterior a esto se procede a realizar el análisis, obteniendo las gráficas mostradas en la Fig. 5-12.
71
Fig. 5-11 Configuración del análisis Wavelet
Fig. 5-12 Graficas del análisis Wavelet
72
Fig. 5-13 Señal analizada y señal aproximada obtenida
En la Fig. 5-12 el grafico con color rojo muestra la señal original analizada con la señal superpuesta de color azul perteneciente a la componente aproximada obtenida, lo anterior se puede apreciar más claramente en la Fig. 5-13 donde se visualiza la proximidad obtenida al escoger la wavelet madre correcta. Los gráficos en color verde de la Fig. 5-12 muestran las componentes en detalles de la señal, en ellas se incluyen las altas frecuencias que fueron aisladas de la señal original. Al descomponer la señal original en 5 componentes en detalles, es posible identificar la frecuencia de oscilación dominante en la señal, con la cual se puede clasificar dentro de los distintos modos de oscilaciones electromecánicas presentes en los sistemas eléctricos de potencia.
73 En este análisis se observa que la máxima oscilación de las componentes en detalles alcanza valores de 0,03 Hz en la componente de detalles 1, es por esto que se identifica esta frecuencia como la frecuencia de oscilación dominante que determina un modo de oscilación Interarea como lo muestra la Fig. 5-14.
Fig. 5-14 Modo Interarea
74
CONCLUSIONES A través de la investigación y posterior aplicación es posible concluir lo siguiente: Queda en evidencia la gran ventaja que otorga la implementación de un sistema de sincrofasores en un sistema eléctrico de potencia. Independiente de la marca del equipo con el cual se trabaje, todos están enfocados a resguardar la seguridad, la estabilidad y la entrega de un servicio de calidad y continuo a todos los clientes que requieren de la energía.
A través de una correcta medición y sincronización de los datos es posible obtener el comportamiento del sistema, y aplicando un análisis a dichos valores se pueden aislar las componentes que no pertenecen a la señal original, obteniendo valiosa información respecto a fenómenos que ocurren en el sistema, como lo son perturbaciones debidas a fenómenos naturales o cantidades superpuestas de falla.
Respecto a la aplicación del sistema en el Laboratorio de Protecciones de la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Valparaíso, se señala que el sistema implementado está y permanecerá disponible para su uso, con la proyección a futuro de poder integrar datos desde distintos puntos del sistema eléctrico chileno.
Finalmente, se deja en evidencia la necesidad de crear un método para manejar los datos registrados, ya que se detectó una limitación al manejar grandes volúmenes de datos en formato .csv. Para esta aplicación en particular fue necesario realizar funciones matemáticas que pudieran ordenar los datos de una forma correcta para poder ser analizados. Sin embargo, si se contara con un software especializado para este tipo de aplicación, se evitaría la realización de pasos innecesarios para el ordenamiento de los datos, como lo es el software SEL-5078-2.
