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

Medi dicc i ón Si nc ncro roni nizzada de Fa Fas or ore es en Rele less Dig igitita ale less Para la Pro rote tecc cció ión, n, Con ontr trol ol y el el An Aná álilisi siss de de Sis iste tema mass Elé léct ctri rico coss de Pot Pote enc ncia ia G. Benmouyal, E. O. Schweitzer, A. Guzmán Schw Sc hwei eitz tzer er En Engi gine neer erin ing g La Labo bora rato tori ries es Pullman, WA USA Presentado Por: Miguel Cruz Schw Sc hwei eitz tzer er En Engi gine neer erin ing g La Labo bora rato tori ries es

Int ntro rodu ducc cció ión n (1 (1) 







Fasore Faso res s Si Sinc ncro roni niza zado dos s y La Dinámica del Sistema Presentación de Métodos de Muestreo y Procesamiento de Señal Medición Medici ón de Fas Fasore ores s Sin Sincro croniz nizado ados s y Protección de Distancia Medición de la Magnitud y el Angulo de un Fa Faso sorr co con n Mét Métod odos os Desconectados

Int ntro rodu ducc cció ión n (1 (1) 







Fasore Faso res s Si Sinc ncro roni niza zado dos s y La Dinámica del Sistema Presentación de Métodos de Muestreo y Procesamiento de Señal Medición Medici ón de Fas Fasore ores s Sin Sincro croniz nizado ados s y Protección de Distancia Medición de la Magnitud y el Angulo de un Fa Faso sorr co con n Mét Métod odos os Desconectados

Int ntro rodu ducc cció ión n (2 (2) 

 Aplicaciones de Mediciones Mediciones de Faso Fa sore res s Si Sinc ncro roni niza zado dos s



Consideraciones del Sistema



Fuentes de Errores



Conclusiones

Faso sore ress Sinc incron roniz iza ados y Diná inámi mica ca dell Sis de iste tema ma

Definición de Fasores R

R V∠φ

V cos (ωt+φ) i(t)

Time domain

L

I∠φ

Frequency domain

Los Fasores Sincronizados Usa Una Referencia Absoluta en e Tiempo v

Start of the second

V

V t v = V cos (ωt+φ)

V∠0°

La Medición de el Angulo Con Frecuencias Diferentes a la Nom v(t)

t (sec)

0

δ β 1/f 0

La Diferencia de Ángulos Perma Constante Durante la Operación Frecuencias No-Nominales β A

β  φ∆ φ A

 A βB

 φB

XL B

Los Fasores Sincronizados son c una “Fotografia” del Sistema Eléc de Potencia con una Referenc  Absoluta de Tiempo

La Potencia de Aceleración Cam la Energía Cinética de una Maqu Pm

Pe Te

Jt

Jg Tm

Turbine

Pa

 

Generator 

= Pm − Pe =

dWkinetic dt

La Posición del Rotor con Respe una Referencia Sincrónica Synchronous reference frame δ

S a

a'





N

θ(t) = ωsynt + δ

La Transferencia de Potencia (W Depende de P    )   s    t    t   a   w    (   r   e   w   o    P    l   a   e    R

Pe Pm

Referencia de Tiempo Absoluta TODO el Sistema Eléctrico de Pot

Técnicas de Muestreo y de Procesamiento de Señal Actua

Muestreo con Intervalos Fijos Tiempo Usando una Referenc  Absoluta de Tiempo v

LPF

   A/D ƒs

Time Synch

Synchronized Phasor 

El Muestreo con un intervalo d Tiempo Constante Introduce Err en los Cálculos de Fasores a Frecuencias No-Nominales 8

  y   r 4   a   n    i   g0   a   m    I -4

Calculated Phasors

El Muestreo Ajustado a s ys Reduce los Errores de Esti mac ión Fasores ƒsys

Frequency Estimation

v

LPF

ƒsys x k ƒs

 A/D

BPF

Muestreo y Procesamiento de Se Para la Medición de Fasores Sincronizados y Protección de Distancia

Medición de Fasores Sincronizad Protección de Distancia GPS Clock Time Synch ƒs

v

LPF  A/D

SPS

 

RSMP

Phase SPC

Synchro Mag Pha

Calculo Separado de Magnitud y  Angulo Provee la Medición Adec de Fasores v  Samples/second v  Samples/cycle

Phase

Magnitude

Pha 1∠φ

V

La Correlación de la Señal de Ent con una Señal Sincronizada en Ti Extrae la Información del Angu r

V

 –j ω 0 t

= V cos (ω t + φ ) e Input Signal

r

V=

V

[ e 2

 j( ωt +φ)

− j( ωt +φ)

+e

]e

− jω0t

Principio de Medición del Angu V φ

v(t) GPS Clock

cos (ω0t)  –sin (ω0t)

LPF LPF

Ref

x y

tan –

Medición Adecuada del Angulo a Hz en un Sistema de 60 Hz 60 40    )   g   e    d    (   e    l   g   n    A

φ1 – φ2

20 0

φ1

-20 -40

φ2

Desempeño de la Técnica de Medición de Fasores Sincronizad Durante Transientes en el Siste Eléctrico de Potencia

El Modelo Utilizado Para Evalua Desempeño de la Medición de Fas Sincronizados Hydro Generator 

Bus 1

Bus 2

200 MVA H = 3.2 s

210 MVA ∆ –Y

X'd=0.3 pu

 ZT= 0.2 pu

B

 Z1= 0.

Tiempo Critico de Despeje de u Falla Tri-fasica    )   s    t    t 1.5   a    W    (   r   e 1   w   o    P    l   a0.5   e    R

0

Pe

 A2

Pm

 A1

El Sistema esta Estable Despejan Falla en 50 ms Machine Speed    ) 1.01   u   p    (    d   e   e   p    S   e 1   n    i    h   c   a    M

El Sistema esta Estable Despejan Falla en 50 ms Phase Angle Difference

-10

   )   g   e    d    ( -14   e   c   n   e   r   e -18    f    f    i    D   e    l   g -22   n    A

0.633 s

El Sistema esta Estable Despejan Falla en 200 ms Machine Speed 1.04    )   u   p    (    d   e   e   p    S   e   n    i    h   c   a    M

1

El Sistema esta Estable Despejan Falla en 200 ms 30    )   g   e 10    d    (   e   c   n -10   e   r   e    f    f    i    D -30   e    l   g

Phase Angle Difference

0.643 s

El Sistema Termina Inestable Despejando la Falla en 300 m Machine Speed    )   u   p 1.12    (    d   e 1.1   e   p    S 1.08   e   n 1.06    i    h   c 1.04   a    M

1.02

El Sistema Termina Inestable Despejando la Falla en 300 m Phase Angle Difference

                 )                  g                 e                                    (  d                 e              c        n             e               r             e                            ff                  i                  D                     l      e               g           n                  A

2000 1600 1200 800 400

El Error en la Medida del Periodo Oscilación es Menos del 3 Por Ci Fault Duration (ms)

 Actual (sec)

50

Measured (sec)

Erro %

0.633

1.

0.643

2.

0.626 200

 Aplicaciones de la Medición d Fasores Sincronizados 

Monitoreo en Tiempo Real de las Variables de Estado del Sistema Potencia



Transductor de Angulo



Estimación de Estado

Una Estimación  Mas Rápida con la Medición D Fasores V2∠δ2

V1∠δ1

 jXL

⎡ δ12 ⎤ ⎢V ⎥ ⎢ 1⎥ ⎢ V2 ⎥ ⎢ ⎥ ⎢ P12 ⎥ ⎢ ⎥

= h (V, θ) + error  123

State

⎡ δ1 ⎤ ⎢δ ⎥ ⎢ 2⎥ ⎢ V1 ⎥ ⎢V ⎥ ⎣ ⎦

= h (V

12

Stat

Consideraciones del Sistema

Muestreo de Datos Sincrónicam Registrando su Estampa de Tiem

Generate v LPF  A/D COMTRADE COM Report via C ƒs Generate Ports GPS 1kPPS Time xm Clock Time Stamp  Amplitude

Demodulated

Muestreo de Datos Sincrónicam Registrando su Estampa de Tiem v

GPS Clock

LPF

  Demodulated IRIG-B

 Amplitude Synchrophasor   A/D  Algorithm Pha via C ƒs Port

Generate Sampling Frequency and Time Stamp

Time

Transmisión de Datos para  Aplicaciones que Cubren Todo Sistema Eléctrico de Potenci Satellite Host Computer  GPS RCVR

GPS RC

Relay 1

Rela

Los Dispositivos Reportan las “ Fotografiás” que Toman del Sistema =>>  MET PM 6:05 Synchronized Phasor Measurement Data Will be Displayed at =>> Relay 1 06:05:00.000 Station A Synchrophasors  MAG (A/kV) 132.784  ANG (DEG)

 MAG  ANG (DEG) FREQ (Hz)

6:05:00.000

Date: 01/01/2002

Time:

Serial Number: 0000000000 Phase Currents IA IB IC 199.429 201.079 201.392 -134.82

104.69

-14.94

Pos. Sequence Current (A) I1 200.632 -135.01 59.99

Phase Voltages VA VB 132.775 132.800 150.00

30.01

VC

-89.99

Pos. Sequence Voltage (kV) V1 132.786 150.00

Los Transformadores de Instrumentación son la Fuente Mas Importante de Errores Error Cause

Error in Degrees

Error in s

Time Synchronization

± 0.0216

±1

Instrument Transformers (Class 0.3)

± 0.3

± 14

Phasor Estimation Device

± 0.1

±5

Conclusiones (1) 





Las técnicas de medición de fasores sincronizados tradicionales no son adaptables a la protección de distancia. Las protecciones de distancia tradicionalmente muestrean en múltiplos de la frecuencia de operación del sistema La medición de fasores sincronizados y la protección de distancia son posibles con técnicas modernas de muestreo y procesamiento de señal