Esquemas de Protección y Control de Área Amplia (WAPC) · PDF fileLos Sistemas...

1

Esquemas de Protección y Control de Área Amplia (WAPC)

Copyright © SEL 2012

Los Sistemas de Proteccion Mantienen la Estabilidad de los Sistemas Electricos de Potencia

2

Reles de Proteccion

• Diversos Principios de Operación• Diversos Principios de Operación

• Seguridad / Confiabilidad

• Una ciencia

Transferencia de Potencia

3

Dinámica del Rotor

Torque de Aceleración

Detección Rápida, Confiable

A1

A2

Normal

2.5

2A1

A2

Normal

SLGF

2.5

2

Pm

SLGF

SPO

3PO

Electical Angle

P.U

. Po

wer

Tra

nsfe

r

1.5

1

0.5

Pm

SLGF

SPO

3PO

P.U

. Po

wer

Tra

nsfe

r

Electical Angle

1.5

1

0.5

)sin(X

VrVsPe

T

4

Efectos del Tiempo de Operación en la Estabilidad Transitoria

“Out of Step” (Fuera de paso)

5

Wide-Area Protection and Control

• SIPS – system integrity protection system

• ECS – emergency control system• ECS – emergency control system

• RAS – remedial action scheme

• SPS – special protection system

• WAPS – wide-area protection system

• SCS – supplemental control scheme

Los Sistemas de Potencia Necesitan Sistemas WAPC

• Fallo de Interruptor y Transferencia de Disparo

ó• Esquemas con Tele protección

• Sobrecarga en Equipos

• Exceso de Generación

• “Load shedding” / Liberación de CargaLoad shedding / Liberación de Carga

• Islas

• Oscilaciones

6

Sobrecargas

La salida de una línea lejana sobrecarga el• La salida de una línea lejana sobrecarga el transformador

• El esquema WAPS libera carga o aísla al transformador

Un Ejemplo Sencillo

Equilibrioq

• Dos Sistemas

• Sin Equilibirio

7

Esquemas WAPS

Evitan el Colapso del Sistema• Evitan el Colapso del Sistema

• Actúan Rápidamente

• Generación Carga

Apagones Eléctricos - Déficit

• Caída de FrecuenciaEf t L lé d G ió di (81Efecto: Los relés de Generación disparan (81-Baja frecuencia)

Causa: Déficit de Potencia

J=

Power In (G) – Power Out (L)

Causa: Tiempos de respuesta de Gobernadores y Turbinas

J

8

La tasa de caída de frecuencia es proporcional a la magnitud del déficit

Apagones Eléctricos – Sobre Generación

• Subida de FrecuenciaEf t G d A lEfecto: Generadores Aceleran.

Causa: Sobre Generación de Potencia

J=

Power In (G) – Power Out (L)

Causa: Tiempos de respuesta de Gobernadores y Turbinas

J

9

Oscilaciones de Potencia Lentas

Oscilaciones de Origen Electromecánico

Soluciones

• Disparos por sobre-carga

• Alivio de Carga (“Load Shedding”)• Alivio de Carga ( Load Shedding )

• Alivio de Generación (“GenerationShedding”)

• Detección de Oscilaciones ElectromecánicasElectromecánicas

• Diferencia Angular

10

Contingencias

• Eventualidad• Eventualidad

• “un evento que ocurre en un momento cualquiera”

• “puede ser la consecuencia de acciones o ser totalmente imprevista”ser totalmente imprevista

Contingencias

“La contingencia puede ser o no un eventoLa contingencia puede ser o no un evento que ocasiona un problema el cual puede requerir una acción postergable o una acción inmediata (transformándose en este último caso en una emergencia).”

11

Contingencias

D d l t ti iDesde el momento en que una contingencia puede ser imprevista, se habla de la posibilidad de que ocurra, más la contingencia no es en sí misma una posibilidad, sino un evento posible.p , p

Considerando Contingencias en Sistemas de Potencia

12

Reconocimiento de Contingencias

• Experiencia: Conocimiento del sistema de Potencia

• Estudios: Análisis de probabilidades

• Seguridad: Requerimientos para la operación del sistema de Potencia

• Protección de Activos: Evitar mayor daño a• Protección de Activos: Evitar mayor daño a importantes componentes del sistema.

WAPC / RAS: Concepción

• Operación del Sistema de Potencia

• Reconocimiento de Contingencias• Reconocimiento de Contingencias

• Infraestructura de Comunicaciones

• Medición Tradicional o Sincronizada

• Dispositivos Inteligentes, programables para la decisión y el interface con el usuario.

• Protocolos de Control: Rápidos y Seguros

13

Arquitectura

• DistribuidaDecisiones en VariosDecisiones en Varios Controladores

• Centralizada

Decisiones en un Concentrador

Arquitectura Distribuida

14

Arquitectura Distribuida

• Implementación mas simple

Li it d d t ió d ti i• Limitada detección de contingencias

• Controladores mas simples

• Mas fáciles de probar

• Similar a los sistemas de protecciónSimilar a los sistemas de protección

• Normalmente poco personal en la implementación.

Arquitectura Centralizada

15

Arquitectura Centralizada

• Controladores Mas Complejos

• Lógicas y reglas mas avanzadas

• Uso de Mayor Información del Sistema

• Implementación y programación requieren de personal mas numeroso y dedicadode personal mas numeroso y dedicado

SEL utiliza un ‘Crosspoint Switch’ en el esquema de liberación de carga

f

T i

Crosspoint Switch tCB

Opens

TriggerInputs

Loads selected to Shed Contingency

Preloaded and Ready to Go

Load-Shedding Outputs

X

Load 2

Bus Tie

Loss of G4

XLoss of G3

XLoss of G2

Loss of G1

Load 1 Load 3

X

Load 4

X

Load 5

X

Load 6

X

X

X XX

X

16

Redundancia

• Dependiente de la preferencia del usuario

• Conocimiento de los puntos débiles• Conocimiento de los puntos débiles

• Tipos de Redundancia vistos:Ninguna

Duplicada

Dos de tres

Combinación

Dispositivos

• Altamente confiables

• Diseñados para subestaciones• Diseñados para subestaciones

• Rápida ejecución de lógicas

• Protocolos de Control

• Interface al Usuario • SER (Registrador de Eventos)• Oscilografia

17

Interface al Usuario

• Ninguno

• Simple• Simple

• Complejo

Registrador de Secuencia de Eventos

• Sincronizado por lo menos al mili-segundo=>SER 20

DI TL658 SEL-311C Date: 10/04/2011 Time: 07:11:55.579DIVISION (CB# 5)

FID=SEL-311C-R112-V0-Z005004-D20070918 CID=9C9A

# DATE TIME ELEMENT STATE

20 09/08/2011 23:43:31.801 IN101 Asserted19 09/08/2011 23:43:31.806 IN203 Asserted18 09/08/2011 23:43:36.838 IN205 Asserted17 09/08/2011 23:44:43.274 IN205 Deasserted16 09/09/2011 01:18:22.851 IN205 Asserted15 09/09/2011 01:20:15.010 IN205 Deasserted14 09/26/2011 16:22:38.154 IN205 Asserted13 09/26/2011 16:24:22.912 IN205 Deasserted12 10/01/2011 10:27:34.596 IN205 Asserted11 10/01/2011 10:28:19.264 IN205 Deasserted10 10/02/2011 09:24:01.636 IN205 Asserted9 10/02/2011 09:24:04.908 IN205 Deasserted8 10/02/2011 14:07:28.452 IN205 Asserted7 10/02/2011 14:09:46.730 IN205 Deasserted6 10/02/2011 15:02:23.919 IN205 Asserted5 10/02/2011 15:04:43.013 IN205 Deasserted4 10/04/2011 06:03:54.204 Z3G Asserted3 10/04/2011 06:03:54.254 Z3G Deasserted2 10/04/2011 06:03:59.230 IN205 Asserted1 10/04/2011 06:05:19.127 IN205 Deasserted

18

Oscilografía

Controladores

• Reciben la información del Sistema de Potencia

• Implementan la lógica del esquema

• Procesan los comandos a mandar rápidamente

2 a 10 msec de tiempo de proceso• 2 a 10 msec de tiempo de proceso

19

Proteccion, Automatizacion, Control

• Deterministico

• Rápidop

• Flexible

Controladores Avanzados

IEC-61131

20

FEP (Front End Processors)

• Gateways

• Interpretan y Simplifican la informaciónInterpretan y Simplifican la información

Gateway or SCADA

SEL-3010

HMIGPS Clock

Relay Relay Relay IED

MasterModem SEL-2032

I/O (Input/Output) – Entradas/Salidas

• Binarias y Analógicas

• Medición de estados / Ejecución de comandosj

Lockouts

Overcurrent Alarms

Breaker Trips

Temperature Alarms

RAS

Fluid Level Alarms

Pressure Alarms

Physical Intrusion Alarms

Legacy I/O

21

Dispositivos SEL• Ambiente de Subestación

• Rango de temperatura –40° a +85°C

• IEEE C37.90 / IEC 60255

• 10 años de garantía

Prueba HALT en todos los dispositivos fabricados

Hardware

22

Load Shedding (DAC)

Desconexion Automatica de Carga

Copyright © SEL 2012Copyright © SEL 2012

DAC y sus objectivos

• Estabilidad del SistemaD t l ibl l tid d d dDesconectar en lo posible la cantidad adecuada de carga

Desconectar Rápidamente

• Sobrevivencia del sistema de potenciaSeleccionar cargas inteligentemente

23

Ejemplo – Instalacion Petrolera

GOSP4 GOSP2

Load Shedding

• Iniciar la desconexión en respuesta a la detección de contingenciasdetección de contingencias

• Desconectar la cantidad correcta de carga para mantener la estabilidad

• Mantener el proceso

• Evitar operaciones no deseadas

24

Concept Básico

• Cálculos ANTES del eventoP i id d d l iPrioridades del usuario

Mediciones del Sistema de Potencia

• Acciones DURANTE el eventoDetección de la contingencia

Desconectar carga pre-determinada

Arquitectura

Topologia del sistema

Estado de las cargas

Calculos Pre-Evento

sistema

Estados de las fuentes

g

Preferencias del Operador

AccionSeñales de Contingencias

Señales DAC

25

Contingencias

• Perdida de un generador (7 en Total)g ( )

• Perdida de la línea entre GOSP-2 y GOSP-4 (1 en Total)

• Perdida de una barra acopladora (2 en total)

Crosspoint SwitchCrosspoint Matrix Updated

Every 500 milliseconds

1Triggers Updated Every 2 ms 1

1

0

0

0 0

0

0Trigger 1

Trigger 2

Trigger 3

Load Shedding Signals Updated Every 2 ms

Shed3

Sh ed2

Shed1

.

.

.

.

. . . .

26

Calculos Pre-Evento

• Preferiblemente a una tasa mas rápida quep qSCADA tradicional

• Datos de SCADA cada 4-5 segundos

• Determina la lógica

Para su Informacion

• Sistemas Inteligentes en Distribucióng

• “DA” = “Distribution Automation”

• Mejorar la Calidad de la Distribución de Energía Eléctrica

27

DNA – “Distribution Network Automation”

Add Fiber, Logic, and Communications

28

ADN – Incluye Aislamiento de la Falla, Seccionalización y Restauración

Automática

Protection Device TripsProtection

Device Trips DA System Protection

Device Trips

Aislación de Secciones falladas, Restauración de las Secciones Sanas con

una Fuente Alterna

CB A R1 R2 R3 CB B

Device Trips Breaker

DA System Opens R1

CB A R1 R2 R3 CB B

Device Trips Breaker

DA System Opens R1

yCloses R2

CB A R1 R2 R3 CB B

Device Trips Breaker

Normally Open

Fault

Normally Open

Fault

Normally Open

Fault

29

SProyectos WAPS

Copyright © SEL 2012Copyright © SEL 2012

Wide-Area Protection and Control

• SIPS – system integrity protection system

• ECS – emergency control system• ECS – emergency control system

• RAS – remedial action scheme

• SPS – special protection system

• WAPS – wide-area protection system

• SCS – supplemental control scheme

30

Los Sistemas de Potencia Necesitan WAPC (Wide-Area Protection and Control)

• Fallo de Interruptor y Transferencia de DisparoDisparo

• Esquemas de Tele-protección

• Sobre-Cargas en Equipos Importantes

• Generación Excesiva

• Alivio de Carga (‘Load shedding’)

• Islas

• Oscilaciones

Pacificorp(U S A)(U.S.A)

31

Planta Jim Bridger

La Planta Generadora Conecta a Tres Líneas de 345 kV Críticas

• Borah – Jim Bridger

• Kinport – Jim Bridger

• Goshen – Jim Bridger

32

El Sistema de PotenciaBoise

MidpointGoshen

Kinport

B h

Portland

Borah

Adel

Hunt

Jim Bridger

Salt Lake

500 kV345 kV230 kV138 kV

Legend:

Un Esquema “RAS” es Requerido

• Prevenir la perdida de estabilidad causada por:por:

Perdida de Linea(s) de Transmisión

El tipo de falla

Considerando la producción en es instante de la planta Jim Bridgerla planta Jim Bridger

• WECC limita a la planta Jim Bridger a 1,300 MW sin el esquema RAS

33

Estudios de Estabilidad Determinan los Requerimientos de Tiempo de Operacion

del RAS

• El tiempo total desde la ocurrencia de una contingencia a la acción a tomarse no debe exceder los 5 ciclos

• El tiempo disponible para las decisiones en p p pel RAS es de 20 ms

La Importancia Critica del Sistema Impuso los Requerimientos en la Disponibilidad del

Sistema• “Triple modular redundant” (TMR)Triple modular redundant (TMR)

Votación 2-de-3 En las Entradas y Salidas

Decisión del “Crosspoint”

4 RTUs para el interface con el EMS• 4 RTUs para el interface con el EMS

• 4 fallas en el hardware del RAS para deshabilitar el sistema

34

“Dual Triple Modular Redundant”

RAS I/O

35

Dos Interfaces con SCADAPacifiCorp EMS, Salt Lake PacifiCorp EMS, Casper

Logic

Gateway

Computing Platform

Logic

Gateway

Computing Platform

LogicLogic

Controller

Logic

Controller Controller

Unidades de Generacion Desconectadas en Decisiones Basadas en un Combinacion

de Factores• “Estado” del sistema

• Nivel de Generación de la Planta

• Nivel de Transmisión hacia el Oeste

• Niveles de Compensación en Serie en las líneas de 345 kVlíneas de 345 kV

• Estados de los Interruptores en la Planta

• “Evento” N

36

Entrenamiento / Pruebas / Simulación

RAS - Algoritmo

37

Cross Point Switch

El Cerebro del Esquema RAS

Interface: Diagnostico

38

Unifilar de la Planta

HMI – Estado de las Comunicaciones

39

República de Georgia

Sistema Eléctrico de Potencia de la República de Georgia

Stability Concerns

40

El Sistema Simplificado

41

“Load Shedding”

• Conocimiento del Sistema

• Estudios de Simulaciones• Estudios de Simulaciones

• Tres Niveles

• Cada Carga Recibe un “Nivel de Severidad”

• Monitoreo la potencia Real de 500 kV

Reconocimiento de la Contingencia

• Perdida de la(s) linea(s) de 500 kV”Load shedding” de acuerdo al umbralLoad shedding de acuerdo al umbral

“Generation shedding”

• Tiempo de operación requerido:<100 ms (excluyendo el tiempo del interruptor)

L ló i l t i i t t d• La lógica en las estaciones importantes de 500 kV

42

Red de Comunicaciones

• Par de fibras disponible

• Red Dedicada• Red Dedicada

• GOOSE

• Recolección de Eventos

• Acceso de Ingeniería

GPS Clock

Monitoring IED

GPS Clock

HMI Computer

Diseño de la Red Basado en Switches

Monitoring IED HMI Computer

Monitoring IEDEthernet SwitchZestaponi

PLC

PLC

Transmission Substations

(2)

IEC 61850GOOSE I/O Logic

ProcessorI/O Logic Processor

Ksani

Enguri

I/O Logic Processor

Generation Substation

(1)

I/O Logic Processor

I/O Logic Processor

I/O Logic Processor

Load Substations (7)

43

Lógica

Abs( P3 MW) < ATh1 T01pu

Kartli 2Sudden

Opening ofI Abs( P3_MW) ATh1

P3_Watts > ATh2 T02pu

0

Line Closed (52A 500 = 1)

T03pu

Opening of Breaker

I

II

III

T01do

220 kV Armed

(52A_500 1)

Arming Enable0

IV

Lógica

44

Monitoreo del Sistema y Alarmas

Parametros Ajustados Por el Usuario

Power Thresholds

Load Selection

45

Diseño, Instalación, Comisión y Validación

• Red Ethernet

• Simulación, prueba y validación de la lógica del ECS en el laboratorio

• Prueba y comisionado de la lógica, comunicaciones y el control en el campo

• Prueba final: Apagón Intencional para validar el sistema

Prueba Final

• Apertura Intencional de la línea de 500 kV

• Hecho a la 1 a.m.

• Se bajaron los umbrales para simular la severidad

Respuesta del Sistema <10 ms

46

Antes de la Prueba

Después de la Prueba

47

Prueba Final

ECS en Servicio

• Comisionado antes del verano 2011

• Opero 5 veces en Julio• Opero 5 veces en Julio

• Se Previno el colapso del sistema

• Se recupero la inversión varias veces

48

Operación 1

Operación 2

49

2012 – Mejoras al Sistema

• Dos subestaciones de carga adicionales

• Monitor de Apertura en la Planta Enguri• Monitor de Apertura en la Planta Enguri500 kV

• Se definieron 6 Umbrales en vez de 3

• Se Modifico el HMI

• Y…. Otra prueba de apertura intencional

Prueba Adicional

50

Guatemala

Esquemas Supleméntales de Control

U d di i i i d• Uso de mediciones sincronizadas

• Estabilizan al Sistema de Potencia

• Reconocen Oscilaciones entre Áreas

• Uso de Análisis Modal en Tiempo RealUso de Análisis Modal en Tiempo Real

51

America Central y la Interconexión con Méjico

Guatemala hace el puente hacia el sur

52

Normalmente - Oscilaciones de10 MW

• Modos de Oscilación

• Modos Amortiguadosg

• De Origen Electromecánicoer

(MW

)R

eal P

owe

Oscilaciones Inestables Separan Guatemala del Resto de Centro América• Modo Inestable de 0.17 Hz

E i i l l b b l d P t i

0

0

0

0

• Esquema original solo usaba un umbral de Potencia

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 2000

0

0

0

0

53

Synchrofasores en Guatemala

• 2008 – AMM identifica la medición sincronizada como solución

• 2011 – AMM implementa el sistema de sincrofasores

• 2012 – AMM habilita el esquema RAS basado en análisis modal en tiempo real

Interface con el Usuario Muestra el intercambio y los modos de oscilación

54

Sincrofasores complementan SCADA

Detalles del Sistema de Sincrofasores

• 23 PMCUs

• PDC en Software PDC para el centro de• PDC en Software PDC para el centro de control

• 2 SVPs (Synchrophasor Vector Processor)

• Red Ethernet de Comunicaciones Alquilada

55

Cada Subestación esta Visible en la Red

Arquitectura

56

PMCUs Reciben Comandos de Control por la Misma Red

El esquema WAPS Principal

57

Esquema1 – Umbral de Potencia

PTOT

250

200

PAGU

Rea

l Pow

er (M

W)

150

100

50

PMOY

R

0

–5090 92 94 96 98 100 102 104105

Time (s)

Esquema 2 – Análisis Modal en Tiempo real

• La conexión con Centro América muestra un modo inestable de 0.17 Hz

• Ventana de Observación de 20-segundos

• 2 bandas0 1 a 0 3 Hz Inestable0.1 a 0.3 Hz Inestable

0.5 a 0.9 Hz Oscilaciones en estado estable

58

Análisis Modal en tiempo real detecta oscilaciones inestables

•• •

•

Logica de Decision

m

m

A (k)(k)

mA (k – 1)m(k – 1)

m

m

A (k – 2)(k – 2)

m m m thre

thre

A (k) A (k – 1) A (k – 2) A(k) (k – 1) (k – 2)

m( )

m(f )(SNR)

m(A )m ( )

59

Esquema basado en análisis Modal

60

50

40PAGU

Rea

l Pow

er (M

W) 40

30

20

10

0

10

PTOT

PMOY–10

–20–30

Time (s)200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300

El Esquema Opera – Julio 28, 2012

• Esquema habilitado a mediados de Junio 2012

• El modo inestable se presenta al sincronizar dos partes del sistema de potencia de Centro América

60

Oscilaciones 0.22 hzal

Pow

er (M

W)

Rea

Las frecuencias de los dos lados se estabilizan

60.2

60.15Guatemala-Mexico

60.160.05

60

59.95

Freq

uenc

y (H

z)

Rest of Central America

59.9

59.8559.8

F

0 10 20 30 40 50 60 70 80Time (s)

61

Guatemala se Mantiene Estable Después de la Operación del ESC

eal P

ower

(MW

)R

e

Uso Innovador de Análisis Modal para Esquemas de Protección y Control de

Área Amplia

• El uso de mediciones sincronizadas resulta en datos coherentes que son utilizados en el análisis modal

• El análisis modal en tiempo real es ideal para detectar oscilaciones lentas