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NACIONAL” bajo el libre consentimiento del (los) autor(es).
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autores con el fin de no incurrir en actos ilegítimos de copiar y hacer pasar como
propias las creaciones de terceras personas.
Respeto hacia sí mismo y hacia los demás.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
MONITOREO EN TIEMPO REAL DE OSCILACIONES DE POTENCIA EN
EL CORREDOR ORIENTAL MOLINO – TOTORAS - SANTA ROSA -
POMASQUI UTILIZANDO MEDICIONES SINCROFASORIALES
DE LAS SUBESTACIONES POMASQUI Y MOLINO
A NIVEL DE 230 kV
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO
ELÉCTRICO
ESTEFANÍA ALEXANDRA TAPIA SUÁREZ
DIRECTOR: JESÚS AMADO JÁTIVA IBARRA, Ph.D.
CODIRECTOR: Ing. JOSÉ RAMIRO TORRES CASTILLO
Quito, Febrero 2015
i
DECLARACIÓN
Yo, Estefanía Alexandra Tapia Suárez, declaro bajo juramento que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún
grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo
establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la
normatividad institucional vigente.
_____________________________________
Estefanía Alexandra Tapia Suárez
ii
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Estefanía Alexandra Tapia
Suárez, bajo mi supervisión.
___________________________
Dr. Jesús Játiva Ibarra, Ph.D.
DIRECTOR DEL PROYECTO
___________________________
Ing. José Torres Castillo
CODIRECTOR DEL PROYECTO
iii
AGRADECIMIENTO
Agradezco a Dios, a mis padres y principalmente a mi hermano Wilson Fernando
que cuando ya no sentía fuerza para seguir adelante sé que desde el cielo guiaba
mi camino, siempre lo tendré presente en mi mente y corazón y es a quien dedicaré
todos mis logros.
A Damián Romo y su familia por apoyarme en los momentos más difíciles de mi
vida, que sin su cariño, comprensión y paciencia habría sido imposible levantarme
y seguir luchando por mis sueños.
Agradezco a todo el personal del Centro de Operación de CELEC EP
TRANSELECTRIC por ayudarme y guiarme con sus conocimientos además de
brindarme su gran amistad.
Al Ing. Christian Cuasmiquer, de quien recibí ayuda, apoyo, dedicación y paciencia
en todo momento en la realización de este proyecto, además de ser un gran
profesional es una gran persona.
Al Dr. Jesús Játiva, de quien pude recibir conocimientos esenciales para mi
desarrollo profesional y principalmente por brindarme su confianza, apoyo y
amistad en todo momento.
Al Ing. José Torres por su confianza en que los estudiantes puedan desarrollar
nuevas aplicaciones para el sistema de potencia.
A mis grandes amigos de la universidad por todos los momentos vividos, risas,
llantos y apoyo mutuo.
iv
DEDICATORIA
A mi hermano Wilson Fernando por haberme acompañado toda su vida con
su amor, apoyo y ayuda incondicional. Te amo y amaré hasta la eternidad.
Estefanía Tapia
v
CONTENIDO
DECLARACIÓN………………………………………………………………………….…..……. i
CERTIFICACIÓN…………………………………………………………………………..….….. ii
AGRADECIMIENTO…………………………………………………………………….............. iii
DEDICATORIA……………………………………………………………………………....…… iv
CONTENIDO…………………………………………………………………………………...…. v
RESUMEN……………………………………………………………………..………………...... x
PRESENTACIÓN………………………………………………………………………………… xi
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
1.1. Generalidades……………………………………………………………...… 1
1.2. Objetivos…………………………………………………………………….... 2
1.2.1. Objetivo General…………………………………………………………… 2
1.2.2. Objetivos Específicos……………………………………………………... 2
1.3. Alcance…………………………………………………………………..…… 2
1.4. Justificación del Proyecto………………………………………………….... 3
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
2.1. Estabilidad y Oscilaciones de Potencia………………………………... 4
2.1.1. Estabilidad de un Sistema Eléctrico de Potencia…………………….… 4
2.1.2. Estabilidad Transitoria………………………………………………..…… 6
2.1.2.1. Relación Potencia – Ángulo……..…………………………………. 6
2.1.3. Oscilaciones de Potencia………………………………...……………….. 9
2.1.4. Efecto de las Oscilaciones de Potencia en Relés de Protección…..... 11
2.1.4.1. Impedancia Medida durante una Oscilación de Potencia……… 11
2.1.4.1.1. Centro Eléctrico………………………………………............... 14
2.1.5. Funciones de Protección ante Oscilaciones de Potencia…………..... 16
2.1.5.1. PSB (Power Swing Blocking)……………………………………... 17
2.1.5.2. OST (Out of Step Tripping)……………………………………..…. 17
vi
2.1.6. Algoritmos para la Detección de Oscilaciones de Potencia y
Diferenciación entre Oscilaciones Estables e Inestables…………….. 18
2.1.6.1. Métodos Convencionales…………………………………………. 18
2.1.6.2. Cálculo Continuo de Impedancia……………………………..….. 18
2.1.6.3. Método por Centro de Oscilación…………………………..…….. 18
2.1.6.4. Método RDOT (Tasa de Variación de la Resistencia Aparente). 18
2.1.6.5. Mediante Uso de Sincrofasores………………………………...… 19
2.1.6.5.1. Cálculo en Tiempo Real del Criterio de Igualdad de Área….. 19
2.1.6.5.2. Algoritmos Predictivos……………………………………..…... 19
2.1.7. Parámetro de la Diferencia Angular entre Dos Barras de un SEP...… 20
2.2. Unidades de Medición Fasorial – PMUs (Phasor Measurement
Units)……............................................................................................. 23
2.2.1. Antecedentes………………………………………………………...…… 23
2.2.2. Fasor……………………………………………………………...……….. 24
2.2.3. Sinrofasor o Fasor Sincronizado……………………………………..…. 25
2.2.3.1. Señales de Frecuencia No Nominales……………………..……. 27
2.2.3.2. Convención para los Ángulos de Fase…………………..………. 28
2.2.3.3. Aspectos Importantes de la Definición de Sincrofasores……..... 29
2.2.4. PMU (Phasor Measurement Unit)………………………………...…….. 29
2.2.4.1. Estructura Básica de una PMU………………………………….... 31
2.2.4.2. Sistema de Posicionamiento Global – GPS…………………..…. 32
2.2.5. Red Sincrofasorial…………………………………………………..….... 33
2.2.5.1. PDC (Phasor Data Concentrator)………………………...………. 33
2.2.5.2. Sistema de Comunicación……………………………...……….… 34
2.2.6. Sistema de Monitoreo de Área Extendida – WAMS Implementado en el
SNI…………………………………………………………..…………….. 35
2.2.6.1. Características Principales de los Equipos del Sistema WAMS. 39
2.2.6.1.1. PMUs……...……………………………………………………... 39
2.2.6.1.2. PDC………..…………………………………………………….. 40
2.2.6.1.3. Sistema de Comunicaciones…………………………………... 40
2.2.6.1.4. Aplicaciones WAMS en el SNI……………………………..….. 41
vii
2.3. Algoritmos PSD (Power Swing Detection) y OOST (Predictive Out Of
Step Tripping)………………………………………………………..……. 42
2.3.1. Características Generales……………………………………………..... 42
2.3.2. Descripción Simplificada de los Algoritmos PSD y OOST………..….. 44
2.3.2.1. Algoritmo PSD (Power Swing Detection)………………..………. 44
2.3.2.2. Algoritmo OOST (Predictive Out of Step Tripping)………..……. 46
2.3.3. Descripción Detallada de los Algoritmos PSD y OOST…………..…... 48
2.3.3.1. Algoritmo PSD…………………………………………………...…. 48
2.3.3.1.1. Operación Normal del SNI (PSD = 0)………………………..... 50
2.3.3.1.2. Condición por Velocidad y Aceleración Excesivas (PSD=0).. 51
2.3.3.1.3. Detección de Oscilación de Potencia (PSD=1)…………….... 51
2.3.3.1.4. Memorización de Salidas Previas del Flip-Flop SR……..…… 52
2.3.3.2. Algoritmo OOST…………………………………………..……….. 54
2.3.3.2.1. Explicación del Diagrama de Bloques del Algoritmo OOST… 55
2.3.4. Combinación de los Algoritmos PSD y OOST…………………………. 55
2.3.5. Análisis del Uso de los Planos ………………..…… 57
2.3.5.1. Oscilación Estable………………………………………………..... 58
2.3.5.2. Oscilación Inestable…………………………………………..…… 59
2.3.5.3. Pérdida de Sincronismo…………………………………...………. 60
2.3.5.4. Cambio de Referencia (Simetría)……………………………….... 61
2.3.5.5. Conclusiones del Plano ………………………………..…… 62
2.3.5.6. Conclusiones del Plano …………………………..……….. 63
2.3.5.6.1. Puntos Críticos……………………………………..…………… 63
2.3.5.6.2. Trayectoria……………………………………...……………….. 63
2.3.5.6.3. Sentidos de Inestabilidad…………………...………………..… 64
viii
CAPÍTULO III
3. ANÁLISIS DEL CORREDOR ORIENTAL MOLINO – TOTORAS – SANTA
ROSA 230 kV
3.1. Características Principales del Sistema Nacional Interconectado SNI... 65
3.2. Definición del Problema………………..………………………………….. 69
3.2.1. Subestaciones Seleccionadas del SNI…..…………………………….. 70
3.2.2. Red Sincrofasorial Utilizada………………...…………………………… 71
3.3. Manipulación de Resultados de Power Factory de DIgSILENT……..… 73
3.4. Determinación de los Parámetros de los Algoritmos PSD y OOST….... 77
3.4.1. Algoritmo PSD………………………………………………………..…... 77
3.4.1.1. Límites Mínimos (Smin, Amin)…………………………………..... 77
3.4.1.1.1. Criterios de Ajuste…………………………………………...….. 78
3.4.1.1.2. Análisis de Ajuste de la Temporización T1, T2……………..…. 81
3.4.1.2. Límites Máximos (Smax, Amax)………………..………………… 82
3.4.1.2.1. Criterios de Ajuste………………………...…………………….. 82
3.4.1.2.2. Análisis de Resultados……………………………..…………... 83
3.4.1.2.3. Parámetro |Amax|……………………………………………..... 85
3.4.1.2.4. Parámetro |Smax|……………………………………………..... 86
3.4.1.2.5. Análisis de Ajuste de la Temporización T3………………...….. 87
3.4.2. Algoritmo OOST…………………………………………………..……… 89
3.4.2.1. Criterios de Ajuste……………………………………..…………... 89
3.4.2.2. Elección de Contingencias para ser Simuladas…………………. 89
3.4.2.2.1. Critical Fault Screening (CFS)…………………..…………….. 91
3.4.2.3. Resultados de las Contingencias Simuladas…………..……….. 91
3.4.2.4. Pre-Procesamiento de los Datos Obtenidos………………..…… 92
3.4.2.5. Ajuste de los Parámetros del Algoritmo………………………..… 92
3.4.2.5.1. Análisis de Ajuste de la Temporización T4……………...…….. 97
3.5. Resultados de los Parámetros de los Algoritmos PSD y OOST…..….. 102
3.6. Tiempo de Detección de Condiciones Inestables…………………...…. 103
ix
CAPÍTULO IV
4. DESARROLLO DE LA APLICACIÓN COMPUTACIONAL
4.1. Concentrador de Datos Fasoriales OpenPDC………………..………... 105
4.1.1. Antecedentes…………………………………………………..……….. 105
4.1.2. OpenPDC………………………………………………………...……… 106
4.1.2.1. Características Principales del OpenPDC……………..………. 107
4.2. OpenPDC en la Aplicación…………………………………..…………... 107
4.3. Aplicación……………………………………………………..…………… 111
4.3.1. Requerimientos de Funcionamiento………………..………………… 112
4.3.2. Diagrama de Flujo Correspondiente a la Programación Efectuada... 112
4.3.3. Funciones de la Aplicación Desarrollada………………………...…… 114
4.3.4. Interfaz de Usuario………………………………………………...……. 114
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. Conclusiones…………………………………………………………….... 123
5.2. Recomendaciones……………………………………………………..…. 124
BIBLIOGRAFÍA……….…...………………………………………………………….. 126
ANEXO A
MANUAL DE USUARIO…………………………………………………………..….. A.1
A.1. Antecedentes……………………………………………………………..……… A.1
A.2. Aplicación……………………………………………………………..………….. A.1
A.2.1. Requerimientos para la Ejecución de la Aplicación……………..…………. A.2
A.2.2. Tareas de la Aplicación…………………………………………………….…. A.2
A.2.3. Interfaz de Usuario…………………………………………………………..… A.3
x
RESUMEN
En este trabajo se investigan y aplican los algoritmos Power Swing Detection, PSD
y Predictive Out of Step Tripping, OOST, los cuales basan su funcionamiento en
mediciones sincrofasoriales para la detección de condiciones oscilatorias y pérdida
de sincronismo. Los algoritmos son dirigidos al problema de estabilidad angular que
presenta el Sistema Nacional Interconectado (SNI) con el Sistema Eléctrico
Colombiano ante contingencias N-2 en ciertas zonas de la Red Troncal de 230 kV,
lo cual puede desencadenar condiciones oscilatorias inestables o bien la pérdida
de sincronismo, culminando con el colapso del sistema si estas condiciones no son
detectadas a tiempo y no se realizan acciones de control.
Se desarrolla una herramienta computacional basada en sincrofasores en donde
se aplican los algoritmos PSD y OOST, para ello se debe determinar previamente
sus parámetros de ajuste que dependen de cada sistema de potencia. Esta
herramienta permite observar y monitorear en tiempo real el comportamiento
dinámico de los generadores cercanos a las barras en las que se tiene las
mediciones sincrofasoriales, además de generar alarmas cuando se detectan
condiciones oscilatorias estables o inestables, llegándose a obtener una
herramienta adicional para la toma de decisiones en caso de ser necesario.
Los algoritmos PSD y OOST utilizan para su operación la primera derivada
(velocidad o deslizamiento) y segunda derivada (aceleración) de la diferencia
angular entre las fases de voltaje de dos barras representativas del sistema. Su
desarrollo se efectúa en el plano Aceleración vs Velocidad Angular, por lo cual se
llega a analizar diversos patrones de oscilación en este plano. Adicionalmente se
estudian las razones por las cuales el algoritmo OOST tiene como característica la
detección anticipada de oscilaciones de potencia inestables que causan pérdida de
sincronismo.
xi
PRESENTACIÓN
La implementación de un sistema de monitoreo de oscilaciones de potencia
mediante los algoritmos PSD y OOST basados en mediciones sincrofasoriales
requiere el desarrollo de varios módulos, para lo cual se ha dividido al proyecto en
cinco capítulos, los cuales se describen brevemente a continuación.
Capítulo I, se realiza la introducción del proyecto y se da a conocer los objetivos
generales y específicos, el alcance del proyecto y la justificación para su
realización.
Capítulo II, se presentan los conceptos fundamentales que se debe conocer para
el desarrollo del proyecto, estos son: estabilidad transitoria y oscilaciones de
potencia, conocimientos básicos de las PMUs así como también de los equipos
asociados para su utilización, funcionamiento y forma de operación de los
algoritmos PSD y OOST.
Capítulo III, se determinan los parámetros de ajuste necesarios de los algoritmos
PSD y OOST para el problema de estabilidad angular en el Corredor Oriental Molino
– Totoras – Santa Rosa, mediante la realización de simulaciones de perturbaciones
con el programa computacional Power Factory de DIgSILENT.
Capítulo IV, se desarrolla la aplicación computacional para el monitoreo en tiempo
real de oscilaciones de potencia en el Corredor Oriental del sistema. Esta aplicación
comprende la implementación y representación gráfica de los algoritmos PSD y
OOST, para lo cual se desarrolla la programación utilizando el software libre Visual
Basic Express 2008.
Capítulo V, se dan a conocer las conclusiones y recomendaciones del proyecto.
1
CAPÍTULO I
INTRODUCCIÓN
1.1 GENERALIDADES
Un sistema eléctrico de potencia se encuentra expuesto a grandes perturbaciones
eléctricas como: cortocircuitos, aperturas de líneas de transmisión, salida
intempestiva de grandes centrales de generación o bloques de carga; es decir un
sin número de eventos que pueden afectar la estabilidad del sistema de potencia.
Dado a ello, es necesario un sistema de monitoreo que permita tener observabilidad
del sistema eléctrico en forma dinámica de las condiciones reales a las que está
siendo sometido. La observabilidad permite tener acciones oportunas a fin de
mejorar su estabilidad. El desarrollo de aplicaciones específicas mediante la
utilización de tecnología innovadora correspondiente a los sistemas de medición
sincrofasorial, PMU (Phasor Measurement Unit), permiten cumplir este objetivo.
En este sentido, el presente trabajo desarrolla una aplicación computacional
específica basada en mediciones sincrofasoriales. Monitorear en tiempo real
condiciones oscilatorias que se puedan presentar en el sistema, diferenciando si
las oscilaciones son estables o inestables, mediante algoritmos novedosos
llamados PSD (Power Swing Detection) y OOST (Predictive Out of Step Triping),
que utilizan para su operación el deslizamiento y la aceleración de la fase relativa
entre dos voltajes medidos por las PMUs.
Las medidas fasoriales de los voltajes en las barras de un sistema de potencia son
un factor clave en la determinación de su estado. Muchas de las consideraciones
operativas de los sistemas de potencia, están estrechamente ligadas al monitoreo
y supervisión de dichas variables de estado; es por esto, que sus medidas deben
ser confiables y precisas, comparables unas con otras, de tal forma que se permita
tener un mejor estimativo de las condiciones del sistema en cualquier instante de
tiempo.
2
1.2 OBJETIVOS
1.2.1 OBJETIVO GENERAL
Detectar oscilaciones de potencia en tiempo real en el Corredor Oriental Molino –
Totoras - Santa Rosa 230 kV del Sistema Nacional Interconectado (SNI), utilizando
los algoritmos PSD (Power Swing Detection) y OOST (Predictive Out of Step
Tripping) mediante mediciones sincrofasoriales proveídas por las PMUs instaladas
en las Subestaciones Pomasqui y Molino 230 kV.
1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
· Analizar las funciones de detección de oscilaciones de potencia (PSD) y
detección predictiva de pérdida de sincronismo (OOST) para discriminar
oscilaciones de potencia estables e inestables.
· Determinar los parámetros característicos de los algoritmos PSD y OOST,
mediante simulaciones dinámicas del sistema de potencia utilizando el
software computacional Power Factory de DIgSILENT.
· Desarrollar una interfaz gráfica, que realice el procesamiento de la
información suministrada por las PMUs, para el monitoreo en tiempo real de
las oscilaciones de potencia.
1.3 ALCANCE
Se realizará la detección de oscilaciones de potencia estables e inestables en
tiempo real en el Corredor Oriental Molino – Totoras - Santa Rosa 230 kV, mediante
los algoritmos PSD y OOST los cuales se basan en mediciones sincrofasoriales
proveídas por las PMUs instaladas en dos barras representativas del Sistema
Nacional Interconectado como son Pomasqui y Molino 230 kV.
Para la aplicación de los algoritmos PSD y OOST se realizarán simulaciones
dinámicas del sistema, frente a diversas contingencias en líneas de transmisión
ante escenarios en donde sea posible determinar los parámetros característicos de
los algoritmos. Las simulaciones se realizarán mediante la utilización del software
computacional Power Factory de DIgSILENT.
3
1.4 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO
Los sistemas de potencia están siempre expuestos a perturbaciones eléctricas que
pueden desencadenar la pérdida de estabilidad angular, de frecuencia o de voltaje.
La utilización de las mediciones sincrofasoriales obtenidos de las Unidades de
Medición Fasorial (por sus siglas en inglés PMUs), permiten mantener cierto grado
de observabilidad de los fenómenos oscilatorios que se presentan en el sistema
de potencia. Los centros de operación realizan el control del sistema basado en el
comportamiento de estado estacionario; se pretende desarrollar una aplicación de
tiempo real, basada en PMUs que permita monitorear el comportamiento dinámico
de una de las variables de estado. A través de esta aplicación el personal del
Centro de Operación podrá familiarizarse con las señales dinámicas obtenidas del
sistema de potencia.
Actualmente, en el SNI se tienen instaladas PMUs en las principales subestaciones
del sistema: Pomasqui, Quevedo, Pascuales, Zhoray, Molino, Milagro, Totoras
entro otras; CELEC EP – TRANSELECTRIC tiene acceso a la información
generada por estos equipos.
Las mediciones fasoriales por sí solas no permiten el monitoreo en tiempo real del
sistema, sino que se requiere del desarrollo de interfaces gráficas que permitan
visualizar el comportamiento dinámico del sistema.
Finalmente, la realización de este proyecto permite conjugar el conocimiento de
estabilidad de sistemas de potencia, la habilidad para el desarrollo de algoritmos
de lenguajes de programación, utilización del software Power Factory de
DIgSILENT para realizar las simulaciones dinámicas del sistema eléctrico y la
oportunidad de conocer e interpretar el comportamiento dinámico de la operación
en tiempo real del SNI.
4
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 ESTABILIDAD Y OSCILACIONES DE POTENCIA
A continuación se describen los conceptos de estabilidad de un sistema eléctrico
así como también, las oscilaciones de potencia estables e inestables, además de
algunos métodos utilizados para su detección.
2.1.1 ESTABILIDAD DE UN SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA [3] [4]
La estabilidad de un sistema eléctrico de potencia es definida como la propiedad
que le permite mantenerse en un estado de operación equilibrado bajo condiciones
normales, y recuperar un estado aceptable de equilibrio luego de ser sujeto a una
perturbación.
La evaluación de la estabilidad, se da en el interés del comportamiento del sistema
cuando está sujeto a alguna perturbación, ya sea pequeña o grande. Las
perturbaciones pequeñas, se dan en forma de cambios de carga continuos en
donde el sistema se debe ajustar por sí mismo a dichas condiciones cambiantes.
Las perturbaciones grandes o llamadas también severas son por ejemplo
cortocircuitos en una línea de transmisión, pérdida de un generador de gran tamaño
o carga, en donde el sistema de igual manera debe ser capaz de mantenerse en
funcionamiento.
La inestabilidad toma diferentes formas, pudiendo ser influenciado por un amplio
rango de factores, por lo cual se ha llegado a clasificar la estabilidad en apropiadas
categorías con el fin de facilitar su análisis, identificar factores que contribuyen a su
pérdida, y además formar métodos para mejorar la operación estable. La
clasificación (Figura 2.1) toma como base los siguientes aspectos:
· Naturaleza física de la inestabilidad resultante
· Tamaño de la perturbación considerada
· Dispositivos, procesos y el espacio de tiempo que debe ser tomado en
consideración para determinar estabilidad.
· El más apropiado método de cálculo y predicción de estabilidad
5
Est
abili
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1]
6
2.1.2. ESTABILIDAD TRANSITORIA [2] [3] [4] [6]
La estabilidad transitoria es la habilidad que tiene el sistema de potencia para que
se mantenga en sincronismo después de alguna perturbación.
Para que exista sincronismo, los rotores de todos los generadores interconectados
deben estar girando a la misma velocidad, lo cual tiene que ver directamente con
la frecuencia eléctrica del sistema. Llegando a tener los voltajes y corrientes del
estator de todas las máquinas a una misma frecuencia, así como la velocidad del
rotor de cada máquina sincronizada con esta frecuencia.
Una condición necesaria para una operación satisfactoria es que todas las
máquinas sincrónicas mantengan el sincronismo. Este aspecto de la estabilidad es
influenciado por la dinámica de los ángulos de los rotores y la relación potencia –
ángulo de las máquinas.
La inestabilidad transitoria, se da como consecuencia de una perturbación
importante de un generador o un grupo de generadores, en donde los rotores se
aceleran y desaceleran, no logrando mantener el ángulo relativo de sus rotores
respecto de los rotores del resto de los generadores del sistema. En ese caso se
dice que el o los generadores pierden su “paso polar”. [6]
Además, la estabilidad dependerá tanto del estado inicial operativo del sistema así
como también de la severidad de la perturbación.
2.1.2.1.- Relación Potencia – Ángulo [4] [2]
Un aspecto importante en la estabilidad transitoria de los sistemas eléctricos, es la
relación altamente no lineal entre el intercambio de potencia activa y la posición
angular de los rotores de los generadores sincrónicos. Para comprender de mejor
manera, se considera un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) simple como el que
se muestra en la Figura 2.2.
7
(a) (b)
Figura 2.2. SEP Simple. (a) Diagrama Unifilar, (b) Modelo Idealizado
El sistema consiste de dos máquinas sincrónicas, un generador que alimenta
mediante una línea de transmisión, potencia a un motor sincrónico. La línea de
transmisión posee una reactancia inductiva con resistencia y capacitancia
despreciable.
Las máquinas sincrónicas, se pueden representar mediante una fuente de voltaje
interna constante, detrás de una reactancia efectiva constante. De esta manera, el
generador es representado por y , y el motor por y como se observa
en la Figura 2.2 (b).
El diagrama fasorial correspondiente a la identificación de las relaciones entre los
voltajes del motor y el generador, es mostrado en la Figura 2.3.
= G + θL + M
ĒM
ĒG
ĒT1
ĒT2
jXGĪ
jXLĪ
jXMĪ
G
θL
M
Figura 2.3. Diagrama Fasorial correspondiente al SEP Simple [4]
G M
MÁQUINA 1 MÁQUINA 2
Línea deTransmisión
+ +
jXG jXMjXL
EG EM
VT1 VT2
I
8
La separación angular que se observa en el diagrama fasorial, se debe a tres
componentes:
· Ángulo interno del generador (ángulo por el cual el rotor del generador
adelanta el campo giratorio del estator).
· La diferencia angular ente los voltajes terminales del generador y del motor
(ángulo por el cual el campo del estator del generador adelanta al del
motor)
· El ángulo interno del motor (ángulo por el cual el rotor atrasa el campo
magnético giratorio del estator).
La potencia que es transferida desde el generador hacia el motor viene dada por
la ecuación 2.1:
Ec. 2. 1
En donde:
La ecuación 2.1 indica que la potencia transferida desde el generador al motor es
función de la separación angular entre los rotores de las dos máquinas. Su
correspondiente relación se puede observar mediante la Figura 2.4.
Figura 2.4. Relación Potencia – Ángulo
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
0 30 60 90 120 150 180
P [
p.u
.]
[°]
9
De la ecuación y la figura correspondiente a la relación potencia – ángulo se
destacan varios aspectos, tales como:
· La potencia transferida varía sinusoidalmente con el seno del ángulo .
· Cuando el ángulo es 0, ninguna potencia es transferida
· El incremento del ángulo produce un incremento de la potencia transferida
hasta un valor máximo del ángulo de 90°, llegando a tener en ese punto una
máxima transferencia de potencia.
· Un incremento del ángulo mayor a 90° resulta en una disminución de la
potencia transferida.
· La magnitud de la máxima potencia es directamente proporcional a los
voltajes internos de las máquinas e inversamente proporcional a la
reactancia total entre los voltajes internos.
2.1.3. OSCILACIONES DE POTENCIA [11] [4]
El sistema de potencia es una red interconectada bastante dinámica. En
condiciones de estado estable, el sistema opera muy cerca de su frecuencia
nominal y los voltajes de las barras de igual manera cerca del voltaje nominal,
existiendo un equilibrio entre la potencia activa, reactiva generada y consumida.
Cualquier cambio en la energía generada, la demanda de carga o en la red de
líneas de transmisión hace que el flujo de potencia cambie en todo el sistema hasta
que se establezca un nuevo punto de equilibrio entre la generación y la carga.
Estos cambios en el flujo de potencia se producen de forma continua y se
compensan automáticamente a través de los sistemas de control, y normalmente,
no tienen ningún efecto perjudicial sobre la red eléctrica o de sus sistemas de
protección.
Fallas en el sistema de potencia, disparo de líneas de transmisión, desconexión de
generadores, y la pérdida o aplicación de grandes bloques de carga, da como
resultado en cambios repentinos de la energía eléctrica, mientras que la aportación
de la energía mecánica a los generadores se mantiene relativamente constante.
Estas perturbaciones al sistema, causan oscilaciones en los ángulos del rotor de
las máquinas y pueden resultar en cambios graves del flujo de potencia.
10
Son oscilaciones de potencia entonces, las variaciones en el flujo de potencia que
se producen cuando los voltajes internos de los generadores en diferentes lugares
del sistema de alimentación se deslizan uno respecto al otro. Las grandes
oscilaciones de potencia, estables o inestables, pueden causar operaciones no
deseadas de los relés de protección en diferentes lugares de la red, lo que puede
agravar la perturbación del sistema de alimentación y provocar graves cortes de
energía.
Según la severidad de una perturbación, la configuración de la red eléctrica, el
estado de operación y la acción de los controladores, las máquinas sincrónicas
pueden llegar a situaciones estables o inestables. La Figura 2.5 muestra la
respuesta del ángulo rotórico para un caso estable y dos casos inestables después
de la ocurrencia de una perturbación.
Figura 2.5. Respuesta del Ángulo del Rotor de una Máquina Sincrónica luego
de una Perturbación [4]
11
· Caso 1.- El ángulo del rotor se incrementa a un máximo, posteriormente
decrece y oscila con decremento en la amplitud hasta alcanzar el régimen
permanente.
· Caso 2.- El ángulo rotórico se incrementa en forma continua hasta que pierde
el sincronismo. Esta forma de inestabilidad es referida como inestabilidad de
primera oscilación (first-swing) y es causado por insuficiente torque
sincronizante.
· Caso 3.- El ángulo del rotor en la primera oscilación es estable pero
posteriormente se vuelve inestable ya que su amplitud de oscilación se
incrementa hasta perder el sincronismo.
2.1.4. EFECTO DE OSCILACIONES DE POTENCIA EN RELÉS DE PROTECCIÓN
Durante una oscilación de potencia, las funciones de protección como distancia,
sobrecorriente, entre otras, pueden operar indebidamente. Por ejemplo
oscilaciones de potencia en un relé de distancia, hacen que la impedancia de carga
que mide el relé entre en su característica de funcionamiento, provocando el
disparo indeseado de líneas de transmisión u otros elementos del sistema de
potencia con lo cual el sistema se debilita y aumenta la gravedad de la perturbación.
[6]
2.1.4.1. Impedancia Medida Durante una Oscilación de Potencia [11] [15]
Durante un evento en el sistema en donde se produce oscilaciones de potencia, un
relé de distancia puede detectar las oscilaciones como un defecto trifásico si la
trayectoria de impedancia entra en su característica de operación. Para demostrar
esto, se considera un sistema simple en donde se calcula la impedancia que mide
el relé de distancia ubicado en el extremo A de la línea A-B de la Figura 2.6 durante
condiciones de oscilaciones inestables de potencia, es decir en donde se produce
la pérdida de sincronismo.
12
Figura 2.6. Sistema de Potencia de Dos Máquinas [11]
Considerando la Figura 2.6, la corriente de la barra A es calculada como:
Ec. 2. 2
La dirección del flujo de corriente seguirá siendo la misma durante el evento de
oscilación. Sólo los voltajes cambian con respecto a los otros. La impedancia
medida por el relé en la barra A, sería entonces:
Ec. 2. 3
Se asume que está adelantado de fase sobre y que la magnitud de relación
de las dos fuentes de voltaje es k. Entonces se tendría:
Ec. 2. 4
Para el caso particular donde la magnitud de las dos fuentes son iguales o k es 1,
la ecuación 2.4 puede ser expresada como:
Ec. 2. 5
ZS ZL ZR
ERES
VA VB
IL
13
Y finalmente la impedancia medida por el relé será:
Ec. 2. 6
Recordando que es el ángulo de fase entre las dos fuentes, la interpretación
geométrica de la ecuación 2.6 se presenta en la Figura 2.7.
(a) (b)
Figura 2.7. Trayectoria de la Impedancia Medida por un Relé de Distancia
durante Oscilaciones de Potencia (a) k=1, (b) k≠1 [10]
Donde:
P: Punto de carga
A-B: Impedancia entre las dos fuentes
La trayectoria de la impedancia medida por el relé durante una oscilación de
potencia, cuando el ángulo entre las dos fuentes de voltaje varía, corresponde a la
línea recta que cruza al segmento A-B en su punto medio (línea azul de la Figura
2.7-a). Este punto es denominado centro eléctrico del sistema.
Centro Eléctrico
R
A
B
ZR
ZL
Z S
P
Trayectoria de la Impedancia Medida
Característica Mho
X
R
P
A
B
k>1
k<1
k=1
X
R
14
El ángulo entre los dos segmentos que conectan P con los puntos A y B es igual al
ángulo . Cuando el ángulo alcanza el valor de 180 grados, y la relación entre las
dos fuentes de voltaje es k = 1, la impedancia medida es una recta perpendicular
al segmento de recta A-B en el centro eléctrico (Figura 2.7-a); en cambio cuando la
relación de la magnitudes entre las fuentes de voltaje es diferente a 1, la trayectoria
de impedancia pasa a ser circular pasando cerca del centro eléctrico (Figura 2.7-
b).
Se puede observar además en la Figura 2.7-b, que la trayectoria de impedancia
durante una oscilación de potencia tiende a pasar por o cerca del centro eléctrico
del sistema.
2.1.4.1.1 Centro Eléctrico [8] [6]
El centro eléctrico de un sistema de potencia multimáquina, puede estar ubicado
en una línea de transmisión o en cualquier otra parte del sistema que corresponda
a la mitad de su impedancia total. En el caso de un sistema simple de dos fuentes
(Figura 2.6), el centro eléctrico se ubica entonces, en la mitad de la impedancia
entre las dos fuentes y es allí en donde el voltaje es cero y el ángulo es 180°
Por lo tanto, en un sistema de potencia la trayectoria de la impedancia medida por
un relé de distancia durante oscilaciones de potencia pasará cerca o por el centro
eléctrico del sistema, independientemente donde esté ubicado ese relé. Por lo cual,
los relés de distancia que cubran una línea de transmisión en la que se encuentre
justamente el centro eléctrico, son los que serán susceptibles a que la trayectoria
de impedancia durante la oscilación cruce su característica de operación. Si cambia
la topología de la red, valores de impedancia de los elementos del sistema, u otros,
la ubicación del centro eléctrico también cambia, pudiendo causar que ahora el
centro eléctrico se encuentre adelante o atrás del alcance del relé, con lo cual las
oscilaciones no entrarán en su zona de operación. Esto se puede representar
mediante la Figura 2.8.
15
(a) (b)
Figura 2.8. Ubicación del centro eléctrico (a) Fuera del alcance de la zona de
protección del relé, (b) Dentro de la zona de protección del relé [14]
Entonces los relés de distancia de un sistema de potencia, en donde el centro
eléctrico cae dentro de su característica de operación, se pueden presentar las
condiciones ilustradas en la Figura 2.9.
Figura 2.9. Casos de Oscilación y Falla en un Relé de Distancia con
Característica de Operación Cuadrilateral [15]
OSCILACIÓNDE POTENCIA
IMPEDANCIA ENTRELAS DOS FUENTES
X
R
CENTROELÉCTRICO
OSCILACIÓNDE POTENCIA
CENTROELÉCTRICO
IMPEDANCIA ENTRELAS DOS FUENTES
X
R
x
R
L/T(1)
(2)
(3)
16
· Caso 1.- Ocurre un cortocircuito en la línea de transmisión y la impedancia
medida por el relé se traslada en forma instantánea desde la zona de carga
a la zona de protección. [23]
· Caso 2. Las oscilaciones estables parten de la zona de carga, puede ser a
la izquierda o a la derecha del plano de impedancias, en que es
relativamente pequeño y desarrollan una trayectoria hacia la zona donde
está la impedancia de la línea de transmisión; el ángulo relativo aumenta
hasta cierto punto y posteriormente decrece cambiando el sentido de la
oscilación.
El sistema continúa oscilando, creciendo y decreciendo , pero cada vez con
menor amplitud hasta estabilizarse en un punto estable de la zona de carga
con un valor de relativamente pequeño.
· Caso 3. Es un caso de oscilación inestable en donde el ángulo supera
cierto valor, y la trayectoria ya no cambiará de sentido posteriormente,
recorriendo la zona de protección en forma completa, pasando por el centro
eléctrico con una característica circular o rectilínea.
Por lo tanto, los relés de distancia u otros, propensos a operar durante oscilaciones
de potencia estables, deben ser inhibidos temporalmente de funcionamiento ya que
la impedancia medida en el caso de relés de distancia puede ingresar a su zona de
protección y causar el disparo indeseado del disyuntor asociado, causando mayor
inestabilidad al sistema; pero en el caso de existir oscilaciones inestables las
funciones de protección sí deberán operar ya que son perjudiciales para el sistema.
2.1.5. FUNCIONES DE PROTECCIÓN ANTE OSCILACIONES DE POTENCIA [11]
Existen dos funciones de protección que pueden diferenciar entre una condición de
oscilación de potencia estable, inestable o falla, son la función PSB por sus siglas
en inglés Power Swing Blocking o Bloqueo por Oscilación de Potencia y OST por
sus siglas en inglés Out of Step Tripping o Disparo por Oscilación Inestable de
Potencia.
17
2.1.5.1 PSB (Power Swing Blocking)
El propósito principal de la función PSB es diferenciar entre condiciones de fallas y
condiciones de oscilaciones de potencia. Generalmente se utiliza para bloquear las
funciones de distancia (u otras funciones de protección) durante oscilaciones de
potencia evitando su operación indeseada. Sin embargo, las fallas que
eventualmente se puedan producir durante oscilaciones de potencia, deben
detectarse con un alto grado de selectividad y fiabilidad.
2.1.5.2. OST (Out of Step Tripping)
La función OST se encarga de detectar oscilaciones inestables de potencia, es
decir diferencia entre una oscilación estable de una inestable.
Cuando dos áreas de un sistema de potencia, o dos sistemas interconectados,
pierden sincronismo, es decir se producen oscilaciones inestables de potencia entre
las dos áreas, se deben tomar acciones inmediatas separando a las áreas unas de
otras de forma rápida y automática. Idealmente, los sistemas deben ser separados
en lugares predeterminados para mantener un equilibrio entre la generación y la
carga en cada una de las áreas separadas, evitando con ello daño a los equipos y
cortes generalizados de energía llevando al sistema a una operación aceptable de
régimen. Esta maniobra de separación es realizada por la función OST.
Cuando el sistema se separa en áreas no siempre se alcanza el balance generación
– carga en cada una de ellas. En estos casos se implementa un sistema de rechazo
de carga o disparo de generación para lograr el equilibrio y evitar el apagón en esas
áreas.
El disparo indebido de un interruptor o en un momento inapropiado durante una
oscilación inestable de potencia, puede causar daño al interruptor y a otros
equipamientos con lo cual se contribuye a la desconexión de carga en varias áreas
del sistema. Es por ello la necesidad del disparo controlado de ciertos elementos
en determinados puntos del sistema.
18
2.1.6. ALGORITMOS PARA LA DETECCIÓN DE OSCILACIONES DE
POTENCIA Y DIFERENCIACIÓN ENTRE OSCILACIONES ESTABLES E
INESTABLES [11] [5]
Actualmente existen varios métodos para la detección de oscilaciones de potencia
(PSB) y también para la detección de oscilaciones inestables de potencia (OST),
entre los cuales se tiene:
2.1.6.1. Métodos Convencionales
Las oscilaciones de potencia vistas en el plano de impedancias o diagrama de
Clarke se mueven mucho más lento que los cortocircuitos, ya que se necesita de
un cierto tiempo para que el ángulo de los rotores de los generadores, cambien de
posición debido a sus grandes inercias. Esta diferencia es aprovechada para
caracterizar a las oscilaciones de potencia. Este método puede ser por:
· Características concéntricas
· Características con cercos (Blinders)
2.1.6.2. Cálculo Continúo de Impedancia
Este método detecta oscilaciones de potencia calculando la impedancia vista
midiendo en forma “continua”. La forma “continua” se refiere a que calcula la
impedancia por ejemplo cada = 4 ms y se compara con la calculada 4 ms antes.
2.1.6.3. Método por Centro de Oscilación SCV
El voltaje del centro de oscilación SCV (Swing Center Voltage) se define como el
voltaje en el lugar del centro eléctrico.
Este método de detección monitorea el voltaje en el centro de la impedancia entre
dos fuentes equivalentes.
2.1.6.4. Método RDOT (Tasa de Variación de la Resistencia Aparente)
Detecta oscilaciones de potencia inestables basadas en la tasa de cambio de la
resistencia medida.
19
2.1.6.5. Mediante Uso de Sincrofasores
Mediante el uso de sincrofasores, en una oscilación de potencia los ángulos de los
voltajes de las barras cercanas a los generadores reflejan los cambios en su
velocidad de rotación. En particular puede usarse el ángulo o fase de los voltajes
de secuencia positiva.
2.1.6.5.1. Cálculo en Tiempo Real del Criterio de Igualdad de Área [5]
Si el sistema eléctrico puede ser representado por un modelo de dos máquinas, se
pueden medir los voltajes de dos barras representativas de las dos áreas y estimar
el voltaje detrás de la reactancia transitoria de eje directo de los generadores
equivalentes de ambas áreas.
Cuando ocurre una perturbación, a partir de la diferencia angular entre los
generadores equivalentes de las áreas se puede calcular en tiempo real el criterio
de igualdad de área y saber si la oscilación será estable o inestable.
2.1.6.5.2. Algoritmos Predictivos [7] [8] [9] [10]
Los algoritmos predictivos se basan en medir voltajes en dos o más barras
estratégicas de un SEP, con el fin de calcular la diferencia angular de voltaje entre
las barras periódicamente en tiempo real (mediante medidas sincrofasoriales)
pudiendo tener el comportamiento de la diferencia angular en todas las condiciones
a las que se pueda someter el SEP, es decir en condiciones normales de operación
o en condiciones de perturbación, determinando si esa perturbación será estable o
no.
Esta clase de algoritmos son usados y aplicados en el presente trabajo.
20
2.1.7. DIFERENCIA ANGULAR ENTRE DOS BARRAS DE UN SEP [22]
La Figura 2.10, ilustra dos áreas (A y B) de un sistema de potencia interconectado
por un conjunto de vínculos eléctricos.
Figura 2.10. Transferencia de Potencia entre Dos Barras de un SEP [22]
Asumiendo el modelo para el vínculo equivalente entre las dos áreas de la Figura
2.10, el diagrama unifilar correspondiente se representa mediante la Figura 2.11.
Figura 2.11. Equivalente de dos vínculos de un Sistema de Potencia [22]
En donde la transferencia de potencia entre el área A y el área B, está dada
por:
Ec. 2. 7
Donde
· y : son las magnitudes de voltaje de las barras A y B respectivamente
· y : representan los ángulos de voltaje de las barras A y B,
respectivamente
· : es la reactancia del vínculo entre las barras A y B y
· : es la resistencia del vínculo entre las barras A y B.
PMU A PMU B
PAB
VA 0A VB 0B
r + jx
jbA jbB
PAB VB 0BVA 0A
21
Considerando un SEP a nivel de alto voltaje, , por lo cual la ecuación 2.7 se
reduce a la ecuación 2.8.
Ec. 2. 8
La representación gráfica, se muestra en la Figura 2.12.
Figura 2.12. Transferencia de Potencia vs. Diferencia Angular entre dos
Vínculos de un SEP
Como se puede observar en la Figura 2.12, su curva característica es igual a la
curva correspondiente de la relación potencia – ángulo de un sistema de potencia
simple de dos máquinas sincrónicas (Figura 2.4). Pudiendo realizar una analogía
entre los dos casos:
· La barra A, corresponde a la representación de los generadores que se
encuentran conectados cerca de ella, es decir como un generador
equivalente.
· La barra B, corresponde a la representación de toda la carga conectada
cerca de ella, es decir como un motor equivalente.
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
0 30 60 90 120 150 180
PA
B[p
.u.]
(θA-θB) [°]
Límite Teórico Máximo de
Transferencia de Potencia
Punto Estable de Transferencia de
Potencia
22
· La diferencia angular de los voltajes de secuencia positiva entre las barras
A y B, es equivalente a la separación angular entre los rotores
de las dos máquinas, generador - motor.
Por lo tanto los aspectos característicos de la ecuación y de su figura
correspondiente son los mismos para ambos casos, teniendo en cuenta ahora a la
diferencia angular y la potencia de transferencia entre dos barras de un SEP,
entonces:
· Idealmente el límite máximo de transferencia de potencia, se presenta en el
punto más alto de la curva, cuando se cumple que:
, es decir, Ec. 2. 9
Sin embargo, debido a la complejidad del sistema de potencia, existen otros
factores que no permiten alcanzar este límite ideal.
· El flujo de potencia por el vínculo es directamente proporcional a la diferencia
angular.
Ec. 2. 10
En este sentido el límite de transferencia de potencia entre las barras A y B
es directamente dependiente del límite máximo de diferencia angular entre
dichas barras y viceversa.
· Mediante el parámetro de diferencia angular entre dos barras de un SEP, se
tiene una medida directa del comportamiento del flujo de potencia entre esas
dos barras, así como también del tipo de oscilación que se pueda producir
en las máquinas que se encuentran conectadas cerca a dichas barras
después de ocurrida alguna perturbación en el sistema.
23
2.2. UNIDADES DE MEDICIÓN FASORIAL - PMUs (Phasor Measurement Units)
A continuación se estudian los fundamentos de las unidades de medición fasorial,
así como también los equipos asociados para su utilización en diferentes
aplicaciones. El estudio se basa en el estándar C37-118 versión 2005 al que se
rigen las mediciones sincrofasoriales de las PMUs instaladas en el Sistema
Nacional Interconectado.
2.2.1. ANTECEDENTES
Los sistemas de potencia convencionales, cuentan con sistemas de monitoreo y
control SCADA (Supervisory Control And Data Adquisition), el mismo que presenta
tiempos de muestreo y mediciones de datos para varios segundos además de
carecer de sincronismo, lo que resulta tener solamente una visión estática del
sistema de potencia, no permitiendo tomar decisiones acertadas y rápidas ante
algún evento que se puede presentar.
Ecuador, con la necesidad cada vez mayor de una supervisión mejor y más precisa
del Sistema Nacional Interconectado, resuelve la incorporación de una nueva
filosofía de monitoreo, los Sistemas de Monitoreo de Área Extendida WAMS por
sus siglas en inglés Wide Area Measurement System. Gracias al avance
tecnológico, en la actualidad se cuenta con equipos de medida con tiempo de
muestreo muy altos y que cubren el problema de sincronización mediante la
utilización del sistema GPS. Además, con la integración adecuada de un sistema
de comunicación, servidores para administrar la información y el desarrollo de
aplicaciones dedicadas se obtiene observabilidad del sistema de potencia de forma
dinámica y además mejora las condiciones de control y protección mediante el
monitoreo de la magnitud y ángulo de las variables que interactúan.
24
2.2.2. FASOR [13] [6]
Una sinusoide pura, es representada genéricamente por el modelo matemático que
describe la ecuación 2.11:
Ec. 2. 11
Donde:
: Amplitud
: Frecuencia de la señal en radianes por segundo,
: Ángulo de fase
El fasor correspondiente a la representación de la sinusoide pura, viene dado por
la ecuación 2.12:
Ec. 2. 12
Donde:
: Amplitud en valor r.m.s o eficaz
El ángulo de fase , depende de la definición de la escala de tiempos u origen de
tiempos t=0, como se muestra en la Figura 2.13.
Figura 2.13. Representación Fasorial de una Onda Sinusoidal [5]
25
Dado a ello, un fasor es un número complejo que representa a una sinusoide con
parte real y parte imaginaria . Este concepto básico es aplicado para
representar señales sinusoidales del sistema de potencia como voltajes y
corrientes.
Cabe aclarar que, el fasor definido está dado para una velocidad angular
constante, por lo que si se realiza alguna evaluación con otros fasores, debe ser
realizada con la misma escala de tiempo y a la misma frecuencia.
2.2.3. SINCROFASOR O FASOR SINCRONIZADO [13] [6]
Es un fasor calculado a partir de una señal muestreada, usando una señal de
tiempo estándar como referencia para las medidas. Los sincrofasores de lugares
distintos o remotos tienen una relación de fase definida y común. Cada sincrofasor
tiene una estampa de tiempo que corresponde al instante en que es medido.
La representación de un sincrofasor X de una señal x(t) es un número complejo
dado por la ecuación 2.13:
Ec. 2.13
Donde:
: Es el ángulo de fase instantáneo de x(t), relativo a una función coseno cuya
frecuencia es la nominal del sistema eléctrico y que está sincronizada al Tiempo
Universal Coordinado (por sus siglas en inglés UTC o Coordinated Universal Time).
Esta función coseno es denominada “onda coseno universal“, la cual está
sincronizada con la hora UTC de forma que su máximo coincide con el cambio del
segundo o sea con el comienzo de cada nuevo segundo el que está determinado
por el flanco ascendente de una señal llamada PPS (Pulso Por Segundo o Pulse
Per Second). [6]
Esto se puede representar mediante la Figura 2.14.
26
Figura 2.14. Representación de la onda sinusoidal x(t) y la onda “coseno
universal” para calcular su sincrofasor [5]
La Figura 2.14, muestra la señal x(t) medida de forma muestreada en negro y la
onda “coseno universal” en rojo, y a modo de ejemplo los coeficientes seno y
coseno que permiten hacer el cálculo de fasores o sincrofasores mediante el
algoritmo de la DFT (Transformada Discreta de Fourier).
27
2.2.3.1. Señales de Frecuencia No Nominales [13]
Teniendo en cuenta que la representación fasorial de una sinusoide es
independiente de su frecuencia, se afirma lo siguiente.
Una sinusoide se observa a intervalos { , , , ,…, ,...}, lo cual conduce a
las correspondientes representaciones fasoriales { , , , ,…}. Esto es
equivalente a tener la referencia de tiempo en cada observación inicializada al
comienzo de cada intervalo.
Cuando el intervalo de observación de , es igual a un múltiplo entero del período
de la sinusoide , se obtendrá un fasor constante en cada observación. Pero,
si el intervalo de observación no es un múltiplo entero de (Figura 2.15), el fasor
observado tiene una magnitud constante, y los ángulos de fase de la secuencia de
fasores { , , , ,…} van a cambiar de manera uniforme a una tasa de:
Ec. 2. 14
En donde
: Frecuencia real del sistema
: Frecuencia nominal del sistema (60 Hz),
Figura 2.15. Sinusoide de frecuencia observada en períodos T0. La
fase crece uniformemente [13]
28
2.2.3.2. Convención para los Ángulos de Fase [13]
El ángulo de fase puede mostrar dos casos de desfasaje:
· , cuando en el punto máximo de x(t) ocurre coincidentemente el flanco
positivo del pulso por segundo (PPS). Caso (a) de la Figura 2.16.
· , cuando en el cruce por cero de x(t) con pendiente positiva o
creciente ocurre coincidentemente el flanco positivo del pulso por segundo
(PPS). Caso (b) de la Figura 2.16.
Figura 2.16. Convención de la Representación de los Ángulos de Fase. Dos
señales x(t) y sus correspondientes sincrofasores [24]
29
2.2.3.3. Aspectos Importantes de la Definición de Sincrofasores [6] [13]
· Las medidas de distintos sincrofasores están referidas a una base de tiempo
y frecuencia común. Esto es lo que permite la comparación directa de los
ángulos de fase de los sincrofasores.
· La estimación de la fase , incluye las diferencias en la frecuencia del SEP.
· Los sincrofasores son funciones del tiempo, por lo que cambian de una
observación a la siguiente, salvo que sea una sinusoide pura de frecuencia
nominal.
· Para determinar la fase , es necesario una referencia de tiempo (o reloj)
precisa que provea el tiempo UTC.
Los sincrofasores pueden ser representados en coordenadas rectangulares ( y
) o polares ( y ), y los ángulos son comúnmente reportados entre -180°
y +180°.
2.2.4. PMU (PHASOR MEASUREMENT UNIT) [5] [16]
Una PMU, constituye la integración en un solo equipo de un dispositivo de Reloj
controlado por satélites a través de GPS (Sistema de Posicionamiento Global), y
un dispositivo de medición integrado con un algoritmo propietario que, en una
ventana de tiempo determinada, filtra varias muestras de datos a fin de obtener la
mejor información. La PMU, se encarga de medir (estimar) los fasores, y transmitir
los datos por medio de enlaces de comunicación adecuados hacia el Concentrador
de Datos Fasoriales (por sus siglas en inglés PDC), y con la ayuda de algún
software especializado, se puede visualizar toda la información fasorial del sistema
y todos los demás parámetros mediante cálculos adecuados en base a la
información obtenida.
Para calcular un sincrofasor, una PMU necesita leer tanto la onda x(t) así como
también la onda de referencia “coseno universal” sincronizada con el tiempo UTC.
Para lo cual, utiliza un algoritmo de estimación fasorial, que mediante un número N
de muestras en el tiempo, efectúa el cálculo de la estimación del fasor. El algoritmo
más comúnmente utilizado es la Transformada Discreta de Fourier.
30
(a)
(b)
Figura 2.17. (a) Cálculo de Fasores Utilizando la misma Referencia de
Tiempo en Instalaciones Geográficamente Alejadas, (b) Representación
Fasorial de (a) en un Plano Complejo Común [24]
Imag
Re
V1
V2
1
2
Señal de referencia común en posibles ubicaciones
remotas debido a la sincronización GPS
31
2.2.4.1. Estructura Básica de una PMU [5] [16]
· Filtro Anti-aliasing: filtra las frecuencias superiores a la frecuencia de
muestreo, con el fin de evitar que sean digitalizadas.
· Conversor Análogo/Digital: transforma las medidas análogas de voltajes y
corrientes en valores digitales.
· Microprocesador Fasorial: estima los valores fasoriales, coloca la estampa
de tiempo y ajusta la salida de la PMU al formato definido por la norma IEEE.
· Receptor de señales de GPS: permite la sincronización de las medidas a una
misma referencia de tiempo.
· Oscilador de Sincronización de Fase: Divide la señal PPS, en una secuencia
de pulsos de mayor frecuencia, la cual es utilizada por el convertidor A/D
para el muestreo de las señales analógicas.
· Módem: Mediante los módems y vínculos de comunicación se da la salida
de datos de la PMU con su estampa de tiempo.
Receptor de Señales GPS
Oscilador de Sincronización de Fase
Filtro Anti-aliasing
Conversor A/D
Microprocesador Fasorial
Módem
Entradas Análogas
1 PPS
Figura 2.18. Componentes Principales de una PMU [5]
32
La tasa de muestreo de la PMU, depende de la disponibilidad de los conversores
A/D y de que tan rápido sea el microprocesador. Actualmente los equipos presentan
tasas de muestreo bastante altas, entre 96 - 128 muestras por ciclo. [5]
2.2.4.2. Sistema de Posicionamiento Global (GPS) [5] [16] [17]
La sincronización de las PMU, se puede lograr mediante referencias de fuentes
internas o externas, la más recomendada y usada es por fuentes externas mediante
una referencia absoluta de tiempo desde un receptor GPS.
El GPS, es un sistema de radionavegación satelital desarrollado y operado por el
departamento de Defensa de EE.UU., el cual permite conocer y tener servicios de
posicionamiento, navegación y cronometría de una manera ininterrumpida.
Para las PMUs la señal más importante que provee el sistema GPS es la señal
sincronizante de un Pulso Por Segundo (1PPS). Este pulso es recibido en
coincidencia con todos los otros pulsos dentro de 1 µs.
En la actualidad existen en funcionamiento 24 satélites, localizados en 6 órbitas.
[20]
Figura 2.19. Disposición de los satélites en las órbitas de la Tierra
33
2.2.5. RED SINCROFASORIAL
Un ejemplo de red sincrofasorial, se muestra en la Figura 2.20.
“N” Aplicaciones
Gestor de Red
Independiente PDC
PDC Corporativa
Aplicación “A”
Otras
utilidades
de los PDCs
PDC Local PDC Local
PMU PMU PMU PMU
Subestación 1 Subestación 2
...
Centro de Control
Figura 2.20. Ejemplo de una Red Sincrofasorial
Como se observa en la Figura 2.20, los dispositivos que siguen a las PMUs en nivel
jerárquico para la transmisión de datos sincrofasoriales, son los PDCs (por sus
siglas en inglés Phasor Data Concentrators).
2.2.5.1. PDC (Phasor Data Concentrator) [5] [25]
El PDC es un dispositivo que se encarga de recibir y correlacionar los datos
fasoriales de las PMUs por medio de las etiquetas de tiempo, tener la capacidad de
tolerar datos erróneos, especialmente cuando se ven alterados en el proceso de
transmisión por la red y además, conjuntamente con otros PDCs, crear un conjunto
de datos fasoriales de una gran parte del sistema o de todo el sistema, con el fin de
tener disponibilidad de los datos y realizar diversas aplicaciones requeridas.
34
Por otra parte, el PDC debe ser capaz de operar en tiempo real a la tasa de envío
de los mensajes de las PMU, según el estándar IEEE C37.118, utilizando el
protocolo de comunicaciones más conveniente.
Este dispositivo está compuesto, generalmente de tres partes: plataforma de datos,
interfaz gráfica de usuario e historial de datos. La función de la primera, es la
vinculación de todas las clases de paquetes de software o aplicaciones, la segunda
se encarga de interpretar los resultados de las mediciones y entregar la evaluación
de la inestabilidad al usuario (operador), mientras que la tercera provee una forma
de acceso para archivos almacenados.
2.2.5.2. Sistema de Comunicación [16] [13]
La totalidad de los datos de mediciones, se transmite a través de enlaces de
comunicación de banda ancha al centro de monitoreo, en el cual estos datos son
recolectados, ordenados en el tiempo, guardados y puestos a disposición de las
aplicaciones.
La transmisión de datos, debe realizarse con una red de comunicación apropiada
teniendo en cuenta la distancia, privacidad y ancho de banda requerido. Lo que
consiste en considerar el tipo y topología de la red de comunicación, los protocolos
y los medios usados.
La transmisión de datos más utilizada es la de IP sobre Ethernet, y los protocolos
recomendados son: TCP (Transmission Control Protocol) y UDP (User Datagram
Protocol). La elección depende de la seguridad y velocidad de transmisión que se
quiera alcanzar.
35
2.2.6. SISTEMA DE MONITOREO DE ÁREA EXTENDIDA - WAMS
IMPLEMENTADO EN EL SNI [16] [13]
El objetivo de la implementación de un Sistema WAMS, es principalmente obtener
observabilidad del sistema de potencia en tiempo real, realizar análisis post-
operativo y ejecutar aplicaciones varias que ayuden a mejorar las técnicas de
planificación operativa.
Los equipos necesarios para la implementación del sistema sincrofasorial del SNI,
es decir las PMUs, el PDC y las aplicaciones asociadas, fueron adquiridas por el
Centro de Control CENACE. Las PMUs instaladas, corresponden al modelo 1133A
de ARBITER, el servidor PDC así como su producto de aplicaciones WAMS
llamado WAPROTECTOR fue adquirido de la empresa ELPROS de Eslovenia.
Tanto el PDC de ELPROS como el servidor de aplicaciones, se encuentran
instalados en el mismo servidor principal de la Corporación CENACE.
Actualmente, el sistema eléctrico ecuatoriano cuenta con 22 PMUs, distribuidas en
12 subestaciones, su ubicación se basa en tener observabilidad de todo el sistema
eléctrico y además dar prioridad a las barras más relevantes. Pudiendo con ello,
obtener información de gran interés, por ejemplo datos asociados a las barras
principales, interconexiones, zonas de alta generación, etc.
Las subestaciones que cuentan con PMUs son:
Ø S/E Molino en las posiciones
o Pascuales_1 230 kV
o Totoras 230 kV
o AT1 138 kV
Ø S/E Loja en la posición
o Villonaco 69 Kv
Ø S/E Zhoray en la posición
o Milagro_2 230 kV
36
Ø S/E Milagro en la posición
o San Idelfonso_1 138 kV
Ø S/E Pascuales en las posiciones
o Molino_1 230 kV
o Molino_2 230 kV
o Electroquil 138 kV
Ø S/E Salitral en la posición
o ATR_1 138 kV
Ø S/E Quevedo en las posiciones
o Pascuales_1 230 kV
o ATT 138 kV
o Babahoyo 230 kV
Ø S/E Montecristi en la posición
o Central Jaramijo 138 kV
Ø S/E Santo Domingo en la posición
o Esmeraldas_1 138 kV
Ø S/E Santa Rosa en las posiciones
o Totoras_1 230 kV
o Totoras_2 230 kV
o Santo Domingo_1 230 kV
o Pomasqui_1 230 kV
Ø S/E Totoras en la posición
o Santa Rosa_1 230 kV
Ø S/E Pomasqui en las posiciones
o Jamondino_2 y Jamondino_3 230 kV
37
La ubicación de las PMUs en el diagrama unifilar de la red troncal de 230 kV, se
observa en la Figura 2.21.
Figura 2.21. Ubicación de las PMUs en la Red Troncal de 230 kV [22]
El total de PMUs instaladas en el SNI no es posible observar en la Figura 2.21, ya
que algunas están ubicadas en posiciones de voltaje menor.
La empresa CELEC EP TRANSELECTRIC al ser responsable de las subestaciones
requeridas para la instalación de las PMUs, así como también de la red de
comunicación de datos por Fibra Óptica (FO), se realizó los procesos necesarios
entre las dos empresas Cenace y Traneslectric para la instalación y puesta en
servicio de los equipos.
PMU
PMU
PMUPMUPMU
PMU
PMU
PMU PMU PMU PMU
PMU PMU
PMU PMU PMU
PMU
PMU PMU
Jamondino
Pomasqui
TotorasSanta RosaSanto Domingo
Baba
Quevedo
Pascuales DosCerritos
Milagro Zhoray Molino
RiobambaECUADOR
COLOMBIA
38
En este sentido, las empresas deciden implementar una red de comunicación
dedicada e independiente para la adquisición de datos de todas las PMUs, con el
fin de garantizar tiempos adecuados de envío y recepción de mensajes según el
estándar IEEE C37-118 versión 2005. De esta manera, se llega a aprovechar la
infraestructura de telecomunicaciones de Transelectric, teniendo una topología de
red de comunicación de datos en anillo.
Además, las dos empresas realizaron un convenio, el cual consiste en que
Transelectric pueda tener acceso al servidor PDC de la Corporación CENACE, pero
solamente de las mediciones sincrofasoriales proveídas por las PMUs más no de
las aplicaciones WAProtector.
Por lo tanto, la red sincrofasorial instalada en el SNI en modo ilustrativo, se muestra
en la Figura 2.22.
CENACE
TRANSELECTRIC
RED
FO
WAProtector
PDC
Admnistrador
WAProtector
Clientes
WAProtector
VPN
Figura 2.22. Red Sincrofasorial Instalada en el SNI [21]
39
2.26.1. Características Principales de los Equipos del Sistema WAMS [16]
2.2.6.1.1. PMUs
· Velocidad de Reporte de Datos
La velocidad de reporte de información, se encuentra en el orden de 20 - 60 datos
por segundo. Las PMUs cuentan con dos puertos de comunicación Ethernet, en
donde la configuración de tasa de reporte de datos es:
o Puerto 1: Tasa de 60 datos por segundo, por ser divisible con la
frecuencia de la red ecuatoriana (60 Hz). Este puerto es utilizado para las
aplicaciones WAProtector.
o Puerto 2: Tasa más baja de 20 datos por segundo, para comunicación de
herramientas alternas y/o de pruebas.
· Información de Envío
Las PMUs instaladas, se encuentran configuradas para enviar por sus dos puertos
de comunicación Ethernet únicamente información de:
o Fasores de voltaje ABC
o Fasores de corriente ABC
o Frecuencia
o Tasa de cambio de frecuencia df/dt
El resto de datos necesarios para las diferentes aplicaciones, como valores de
voltaje y corriente de secuencia 012, potencia, entre otros, es calculado por el PDC
ya que se ha determinado la conveniencia de no saturar los canales de
comunicación, pues las PMUs son capaces de calcular directamente dichos datos.
· Software de Configuración
Las PMUs instaladas en el SNI cuentan con un software de configuración, que por
medio de conexión por puerto serial o Ethernet es posible realizar diversas tareas.
Como por ejemplo, el seteo de dirección IP, puertos, relaciones de transformación
de los TCs y TPs, correcciones de las medidas, compensación por pérdidas en el
40
cobre e histéresis en los transformadores, valor nominal de la frecuencia, frecuencia
de muestreo, entre otras configuraciones.
· Otras Características incorporadas a las PMUs Arbiter
o Sincronización vía GPS incorporado
o Calidad de la energía: armónicos, flickers, interrupción
o Medición de sincrofasores con referencia absoluta UTC
o Desviación de sistemas de tiempo y frecuencia
o Recolección de datos interna/almacenamiento de eventos
o Dos puertos de comunicacipon serial con RS-232, RS-485 o Módem V.34
bits Ethernet
o Salida IRIG-B (salida de señal de reloj) para sicronizar otros equipos de
la subestación
2.2.6.1.2. PDC
El PDC utilizado es de tipo central o Súper PDC, ya que concentra la información
de todas las PMUs instaladas en el SNI. El estándar utilizado es el C37.118 versión
2005, en el caso de que la Corporación CENACE requiera utilizar el protocolo
C37.118 versión 2011, tendrá la capacidad de hacerlo mediante un proceso de
actualización.
2.2.6.1.3. Sistema de Comunicaciones
La mayoría de la subestaciones presentan su comunicación de entrada y salida de
datos mediante conexión por Internet vía fibra óptica.
Los datos de las PMUs pueden ser enviados mediante conexión Ethernet o serial.
Cuando la conexión es mediante Ethernet, existen 2 opciones de protocolo de
comunicación:
· UDP - Protocolo Datagrama de Usuario: Proporciona un mejor desempeño
en tiempo real ya que utiliza menos ancho de banda, debido a que su modelo
de transmisión es simple y además carece de protocolo de enlace.
41
UDP_S: Es el protocolo UDP, pero solamente de envío brindando mayor
seguridad en las comunicaciones. Una PMU que utilice UDP_S solamente
envía datos más no recibe comandos entrantes.
· TCP – Protocolo de Control de Transmisión: El protocolo garantiza que el
flujo de datos será entregado en su destino sin errores y en el mismo orden
en que se transmitieron. Además provee un canal más robusto de
comunicaciones, pero requiriendo un mayor ancho de banda.
2.2.6.1.4. Aplicaciones WAMS en el SNI
La Corporación CENACE, posee el producto comercial de aplicaciones WAMS
llamado WAProtector desarrollado por la empresa ELPROS de Eslovenia. Consiste
de una serie de funciones, módulos de cálculo, drivers y herramientas para el
análisis de WAMS presentada a través de una interface de usuario personalizable
que permite observar y saber el estado dinámico en tiempo real del SEP.
Características Interface Humano – Máquina:
· Provee Información histórica y en tiempo real de las principales variables del
sistema.
· Información jerárquica multiuso.
· Visualización de información en tiempo real de todas las variables
disponibles mediante gráficos polares, gráficos en función del tiempo,
gráficos 3D o diagramas tabulares.
· Presentación de oscilogramas que permiten almacenar en gráficos datos de
eventos del sistema para su análisis.
· Presentación de contorno de diferencias angulares del SEP.
42
2.3. ALGORITMOS PSD (POWER SWING DETECTION) Y OOST
(PREDICTIVE OUT OF STEP TRIPPING)
A continuación se describen los algoritmos PSD y OOST, su característica de
funcionamiento y la forma de operación con el uso de medidas sincrofasoriales.
2.3.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES [6] [7]
En forma general los algoritmos PSD y OOST, son métodos para la detección y
discriminación de oscilaciones de potencia haciendo uso de mediciones
sincrofasoriales proveídas por PMUs.
Los algoritmos PSD y OOST trabajan en el análisis de oscilaciones de potencia
ante grandes perturbaciones, haciendo uso de la diferencia angular entre dos
puntos del sistema eléctrico, puntos que corresponden a generadores o
equivalentes de los mismos, áreas, o barras representativas del SEP como se lo
aplica en este proyecto.
Ambos algoritmos no utilizan directamente el valor de la diferencia angular, sino
más bien su derivada que se denotará como , S (velocidad de la diferencia
angular o simplemente velocidad angular) y su segunda derivada , A (aceleración
de la diferencia angular o simplemente aceleración angular).
El cálculo de la diferencia angular, se realiza mediante la diferencia de los
argumentos de los fasores de voltaje de secuencia positiva entre los dos puntos de
medición sincrofasorial. En cada punto de medición se encuentra una PMU, cada
una ubicada en diferentes lugares del sistema de potencia.
Además los algoritmos requieren que el centro eléctrico del sistema se encuentre
entre las dos PMUs, ya que si para las contingencias estudiadas el centro eléctrico
no se ubicada entre ellas, la diferencia angular estaría en valores relativamente
bajos, con lo cual los algoritmos no funcionarían correctamente.
43
Los ajustes necesarios de las mediciones de las PMUs se realizan en el equipo
PDC. Dado a que el PDC es un computador digital dedicado y las PMUs miden
sincrofasores a intervalos predefinidos, los cálculos de diferencia angular así como
su primera y segunda derivada se realizan en forma aproximada mediante lo
siguientes cálculos discretos. [10]
Ec. 2. 15
Ec. 2. 16
El coeficiente (1/360) en el cálculo de la primera derivada angular (ecuación 2.15),
indica un ciclo completo de una oscilación de potencia, es decir corresponde a
considerar que el ángulo se ha vuelto “inicial”. Además de que convierte las
unidades de [°/s] a [Hz], esto es:
Ec. 2. 17
Igualmente para realizar el cálculo de la primera y segunda derivada angular, es
necesario tener 2 y 3 muestras seguidas del valor de la diferencia angular
respectivamente. Así como se muestra en la Tabla 2.1.
Tabla 2.1. Cálculo Discreto de Velocidad y Aceleración [6]
DATOS CÁLCULOS NECEARIOS PARA OBTENER
Tiempo t
Ángulo del Fasor Posición 1
Ángulo del Fasor Posición 2
Diferencia Angular S A
44
2.3.2 DESCRIPCIÓN SIMPLIFICADA DE LOS ALGORTIMOS PSD Y OOST
2.3.2.1 Algoritmo PSD (Power Swing Detection) [7] [6]
El algoritmo PSD trabaja en el plano y se encarga de detectar oscilaciones
de potencia. Para lo cual, diferencia estableciendo límites mínimos (Smin, Amin) y
máximos (Smax, Amax), condiciones oscilatorias con estados normales de
operación (límites mínimos) y con condiciones de falla (límites máximos). Para
poder establecer los límites mencionados se realiza simulaciones dinámicas
mediante un programa especializado en el estudio y análisis de estabilidad
transitoria, en el sistema de potencia que se quiera implementar.
En la Figura 2.23 se puede observar los límites de caracterización del algoritmo, y
en las Figuras 2.24 y 2.25 la distinción de las zonas de operación.
Figura 2.23. Límites Característicos de Operación del Algoritmo PSD [6]
Límitesmáximos PSD
Límitesmínimos PSD
Amax
- Amax
-Smax
Smax
-Smin Smin
Amin
- Amin
[Hz/s]
[Hz]
45
Figura 2.24. Distinción de Condiciones de la Operación del Algoritmo PSD
Figura 2.25. Zoom de la Figura 2.24 centrado en el origen [6]
CONDICIÓNOSCILATORIA
CONDICIÓNOSCILATORIA
CONDICIÓNOSCILATORIA
CONDICIÓNOSCILATORIA
CONDICIÓN DEFALLA
CONDICIÓN DEFALLA
ESTADO NORMALDE OPERACIÓN
-Smin Smin
Amin
- Amin
[Hz/s]
[Hz]
[Hz/s]
[Hz]
46
Como se puede observar en la Figura 2.24, cuando el punto de funcionamiento se
encuentra fuera del rectángulo naranja, se dice que es una condición de falla
teniendo valores de velocidad y aceleración excesivos. De igual manera en la
Figura 2.25 cuando las oscilaciones se encuentran girando alrededor del origen
dentro del rectángulo verde, los valores de velocidad y aceleración son muy bajos,
teniendo una condición normal de operación del sistema de potencia. Para ambas
condiciones el algoritmo PSD no actúa, ya que esas condiciones no representan
oscilaciones de potencia.
El algoritmo operará, cuando existan oscilaciones de potencia sean estables o
inestables, por lo tanto cuando el punto de funcionamiento salga del rectángulo
verde (Figura 2.25), es decir se aleje del origen del plano , pero que no salga
del rectángulo naranja (Figura 2.24), el algoritmo PSD actuará.
2.3.2.1 Algoritmo OOST (Predictive Out of Step Tripping) [6] [7] [9]
El algoritmo OOST al igual que el algoritmo PSD trabaja en el plano , se
encarga de detectar condición predictiva de pérdida de sincronismo.
El nombre del algoritmo haciendo referencia a que es predictivo en la detección de
las oscilaciones de potencia inestables, quiere decir que las detecta antes que la
condición OST ocurra, permitiendo anticiparse en la toma de decisiones ante la
inminente inestabilidad.
Este algoritmo se define por tres zonas delimitadas por dos rectas oblicuas
paralelas llamadas “blinders”, en la cual se especifica que la zona que se encuentra
entre las dos rectas, es una zona estable, donde las oscilaciones que se encuentren
allí serán estables, y las dos zonas predictivas de inestabilidad son el resto del
plano, es decir lo que queda fuera de las dos rectas, como se muestra en la Figura
2.26.
47
Por lo tanto, las zonas predictivas de pérdida de sincronismo quedan definidas por
las siguientes inecuaciones:
Ec. 2. 18
Ec. 2. 19
En donde:
K: valor menor a 0, y representa la pendiente de la rectas
A_offset1, A_offset2: puntos de intersección en el eje de las ordenadas. Valores
que pueden ser iguales o no, pero que son mayores a 0.
Figura 2.26. Zonas de Operación del Algoritmo OOST en el Plano [9]
Para determinar los parámetros de este algoritmo, es decir K, A_offset1 y A_offset2
se realizan simulaciones dinámicas en el sistema de potencia frente a diferentes
contingencias. En el siguiente capítulo se conoce de forma detallada los criterios
establecidos para poder establecer dichos parámetros.
ZONAESTABLE
ZONAINESTABLE
ZONAINESTABLE
A_offset2
A_offset1
48
2.3.3. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LOS ALGORTIMOS PSD Y OOST
2.3.3.1 Algoritmo PSD [6] [7]
El algoritmo PSD utiliza los valores sincronizados de los ángulos de voltaje de
secuencia positiva que se adquiere de dos barras diferentes del sistema de
potencia mediante PMUs, para que a partir de ellas se calcule la diferencia angular
entre estas dos barras.
El ángulo obtenido se lo deriva respecto del tiempo para obtener la velocidad
angular S o y derivar nuevamente respecto del tiempo para obtener la aceleración
angular A o a intervalos constantes de acuerdo a la tasa de reporte de los
sincrofasores.
El diagrama de bloques que representa el algoritmo PSD, es mostrado en la Figura
2.27.
V1 PMU
V2 PMU
Cálculo Diferencia Angular
Cálculo Velocidad Angular
Cálculo Aceleración
Angular
Módulo Velocidad
Módulo Aceleración
Smin>
Smax>
Amin>
Amax>
AND2
OR4
AND3
T10
T20
0T3
AND5
OR6
S
R
Q PSD
FF_SR
S ó ’ | ’|
| ’’| A ó ’’
Figura 2.27. Diagrama de Bloques del Algoritmo PSD [6]
49
Como se puede observar, el diagrama de bloques culmina con la implementación
de un Flip-Flop tipo Set-Reset, en las que sus señales de entrada son
temporizadas. El funcionamiento es de la siguiente manera:
Cuando exista detección de oscilación de potencia, es decir Q = PSD = 1, el flip-
flop SR debe:
· Estar siendo activado o “seteado” (S=1), o
· Estar memorizando una salida previa Q=1 (S=0 y R=0)
Cuando no se deba estar detectando oscilación de potencia (PSD=0) el flip-flop
debe
· Estar siendo borrado o “reseteado” (R=1), o
· Estar memorizando una salida previa Q=0 (S=0 y R=0)
Una situación prohibida del flip-flop, es que nunca debe darse simultáneamente que
S=R=1. Para garantizar esta situación, se realiza mediante las compuertas AND2
en conjunto con la AND3 en unos casos, y AND5 en otros casos.
Para explicar de una mejor manera la lógica del diagrama de bloques, es decir
cuando el algoritmo detecta o no condiciones de oscilación de potencia, se utiliza
la Figura 2.28 que muestra la operación del algoritmo fuera de escala.
Figura 2.28. Operación del Algoritmo PSD en el plano . Fuera de
Escala [6]
Amax
- Amax
-Smax Smax
-Smin Smin
Amin
- Amin
[Hz/s]
[Hz]
50
2.3.3.1.1 Operación Normal del SNI (PSD=0) [6]
La respuesta del diagrama de bloques, cuando el sistema de potencia se encuentra
en condiciones normales de operación debe ser Q=PSD=0, para lo cual las
entradas del flip-flop S y R deben ser como se indica en la Tabla 2.2.
Tabla 2.2. Operación del Flip-Flop SR cuando PSD=0
S R Q=PSD
0 1 0
· Para que S = 0
En operación normal o cuando el punto de funcionamiento está retornando a una
situación normal de operación, se cumple simultáneamente que: y
. Teniendo todas las salidas de los comparadores como 0, resultando
la salida de la AND2 así como de la AND5 en 0, produciendo que la entrada del flip-
flop sea S = 0.
· Para que R = 0
Teniendo en cuenta que las entradas de la compuerta AND3 están invertidas, su
salida será 1. Luego de un tiempo ajustable T2 mediante la compuerta OR6, resetea
al flip-flop teniendo como entrada de R = 1.
Obteniendo finalmente que la salida Q = PSD es 0.
La temporización T2, actúa a la excitación de su entrada (al cambiar de estado de
0 a 1). Es un contador de seguridad para prevenir de falsos “reseteos” debido a
transitorios engañosos que no correspondan a oscilaciones electromecánicas del
sistema de potencia.
Visto en el plano de la Figura 2.28, la respuesta del algoritmo PSD será 0
cuando el punto de funcionamiento se encuentre girando dentro del rectángulo
verde en al menos un tiempo T2.
51
2.3.3.1.2 Condición por Velocidad y Aceleración Excesivas (PSD=0) [6]
Este caso corresponde a cortocircuitos en el sistema eléctrico, en que la velocidad
y/o la aceleración del ángulo entre máquinas o áreas es mucho más grande que en
el caso de oscilaciones de potencia.
Esto sucede cuando se cumple una o las dos condiciones siguientes:
·
·
Llegando a darse que la salida de la compuerta OR4 es 1 y dado a que una de las
entradas de la compuerta AND5 es negada, se da que la entrada S del flip-flop sea
0. Mientras que por medio la compuerta OR6, debida a la salida de la OR4 la
entrada R del flip-flop es 1.
Llegando a conseguirse que la salida Q = PSD sea 0.
La temporización T3, actúa a la desexcitación, es decir al cambiar su entrada de
estado de 1 a 0. Se aplica esta temporización para prevenir de falsas detecciones
de oscilación de potencia por transitorios engañosos en las señales medidas luego
de un cortocircuito.
Visto en el plano de la Figura 2.28, es cuando el punto de funcionamiento
se encuentra en la zona naranja. El reset, continuará forzado en 1 hasta un tiempo
T3, luego de que la salida de la OR4 ha pasado a ser 0, es decir cuando ya no se
cumple ninguna de las dos condiciones expuestas en este caso.
2.3.3.1.3 Detección de Oscilación de Potencia (PSD=1) [6]
Para que exista detección de oscilaciones de potencia, se deben cumplir
simultáneamente las siguientes condiciones:
·
·
· No se cumpla que: ni
52
Al cumplirse estas condiciones, se tendrá que la entrada S del flip-flop es 1 y R es
0, llegando a obtener la salida Q=PSD en 1. Permaneciendo en este estado hasta
que no se resetee el flip-flop.
Si posteriormente alguna de las condiciones o no llega a
cumplirse, la salida Q aún permanece en 1 (PSD=1) debido a la memorización del
flip-flop de la salida previa Q=1. Este caso correspondería a las zonas en blanco de
la Figura 2.28.
La temporización T1 a la excitación, es de igual manera un contador de seguridad
que ayuda a prevenir de falsas detecciones de oscilaciones de potencia por
transitorios engañosos en las señales medidas que no correspondan a oscilaciones
electromecánicas del sistema de potencia.
Visto en el plano de la Figura 2.28, es cuando el punto de funcionamiento
se encuentra en las zonas azules al menos un tiempo ajustable T1.
2.3.3.1.4 Memorización de las Salidas Previas del Flip.Flop SR [6]
Sabiendo que el flip-flop SR memoriza su salida previa y la retiene como un
nuevo valor de salida , cuando exista detección de oscilación de potencia PSD=1,
la trayectoria de las oscilaciones de potencia giran alrededor del origen en el plano
pasando de una zona azul a una blanca contigua (Figura 2.28), es ahí en
donde actúa la memorización del flip-flop llegando a retener el valor de PSD en 1.
Así, podría considerarse a las zonas blancas y azules como una única zona azul
pues a partir de un determinado momento PSD será 1, ya sea por detección o por
memorización.
Entonces es válido considerar que para efectos prácticos, se obtenga la Figura 2.29
que representa las zonas válidas de operación del algoritmo.
53
Figura 2.29. Zonas de Operación Válidas del Algoritmo PSD. Fuera de Escala [6]
Finalmente se muestra gráficamente en la Figura 2.30, las transiciones en que
actúan las distintas temporizaciones de la función PSD.
Figura 2.30. Temporizaciones del Algoritmo PSD en el plano . Fuera de
Escala [6]
Amax
- Amax
-Smax Smax
-Smin Smin
Amin
- Amin
T3
T3 T3 T3
T3
T3T3
T1 T1
T2
T1 T1
T3
[Hz/s]
[Hz]
[Hz/s]
[Hz]
54
2.3.3.2. Algoritmo OOST [6] [7]
El algoritmo OOST al igual que el PSD utiliza los valores sincronizados de los
ángulos de voltaje de secuencia positiva que se adquiere de dos PMUs, para que
a partir de ellas se calcule la diferencia angular .
De igual manera, de la diferencia angular obtenida se calcula la velocidad o
deslizamiento (slip) y la aceleración angular de acuerdo a la tasa de reporte de los
sincrofasores. El diagrama de bloques que representa el algoritmo OOST es
mostrado en la Figura 2.31.
V1 PMU
V2 PMU
Cálculo Diferencia Angular
Cálculo Velocidad Angular
Cálculo Aceleración
Angular
S ó ’
A ó ’’
FUNCIÓN OOST
’’ > KK ’ + A_oofset1
ó
’’ < KK ’ - A_oofset2
T4
0OOST
KA_offset1A_offset2
Figura 2.31. Diagrama de Bloques del Algoritmo OOST [6]
El algoritmo OOST, puede usarse tanto para detección como para disparo ante la
predicción de pérdida de sincronismo o pérdida de paso polar. En este caso se lo
usará solamente para detección.
55
2.3.3.2.1 Explicación del Diagrama de Bloques del Algoritmo OOST [6] [8]
El diagrama de bloques del algoritmo OOST, como se puede notar es mucho más
sencillo que el del algoritmo PSD ya que basta con que se cumpla alguna de las
condiciones siguientes en al menos un tiempo T4 para que la salida de OOST = 1.
·
·
La temporización T4 actúa a la excitación a su entrada, es un contador de seguridad
para prevenir de falsas detecciones de pérdida de sincronismo, debido a transitorios
engañosos en las señales de medida que no correspondan a oscilaciones
electromecánicas del sistema de potencia.
2.3.4. COMBINACIÓN DE LOS ALGORITMOS PSD Y OOST [6]
La combinación de los algoritmos bajo estudio, se aplica como una combinación
natural, tal como se muestra en la Figura 2.32.
PSD
OOST
AND OPERAR
Figura 2.32. Combinación Implementada de los Algortimos PSD y OOST
El diagrama de combinación de los algoritmos, muestra que si se detectan
oscilaciones de potencia (PSD) y pérdida predictiva de sincronismo (OOST), se
procederá a operar o en este caso a dar una señal de alarma de detección de
oscilaciones inestables de potencia, en el estudio específico del corredor oriental
Molino – Totoras - Santa Rosa 230 kV.
En las Figuras 2.33 y 2.34, se puede observar el funcionamiento de los algoritmos
PSD y OOST actuando en forma conjunta en el plano .
56
Figura 2.33. Algoritmos PSD y OOST Representados en el Plano [6]
Figura 2.34. Zoom de la Figura 2.33 Centrado en el Origen [6]
Amax
- Amax
-Smax
Smax
-Smin Smin
Amin
- Amin
OOST
OOST
-Smin Smin
Amin
- Amin
OOST
OOST
[Hz/s]
[Hz]
[Hz/s]
[Hz]
57
2.3.5. ANÁLISIS DEL USO DE LOS PLANOS [6] [17]
El uso del plano que utilizan los algoritmo PSD y OOST, es para reflejar los
cambios de velocidad de giro entre los generadores cercanos a cada barra en
donde se está monitoreando y obteniendo los datos necesarios de las PMUs.
Para conocer el uso y características principales del plano así como el
andamiento de la trayectoria ante oscilaciones y sus principales relaciones con los
planos , es necesario modelar los distintos tipos de oscilaciones de la
diferencia angular entre dos puntos. Para lo cual se considera el modelo
matemático siguiente:
Ec. 2. 20
La ecuación 2.20, representa la ecuación de “swing” de un sistema eléctrico
máquina – bus infinito linealizada en un punto de equilibrio.
En donde:
: Diferencia angular inicial
K: Amplitud de la oscilación
: Constante de amortiguamiento
: Frecuencia angular
: Fase
Según el “signo” de la ecuación 2.20, se puede representar una oscilación estable
o una oscilación inestable.
58
2.3.5.1. Oscilación Estable
Para recrear una oscilación estable se utiliza la ecuación 2.20 con el valor de
“signo” en -1. La diferencia angular , así como su representación en los planos
y se puede observar en la Figura 2.35 en las cuales se muestra:
Ø Máximo relativo (M)
Ø Punto de Inflexión cuando la función pasa de ser cóncava hacia abajo
a cóncava hacia arriba (z)
Ø Mínimo relativo (m)
Ø Punto de Inflexión cuando la función pasa de ser cóncava hacia arriba
a cóncava hacia abajo (s)
Figura 2.35. Representación de una Oscilación Estable en los Planos
[6]
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25
2
2.2
2.4
2.6
2.8
3
3.2
3.4
3.6
3.8
(0,0)
M1
z1
m1
s1
M2
1.5 2 2.5 3 3.5
-0.08
-0.06
-0.04
-0.02
0
0.02
0.04
0.06
(0,0) M1
z1
s1
m1 M2
-0.06 -0.04 -0.02 0 0.02 0.04
-1.5
-1
-0.5
0
0.5
1
1.5
(0,0)
m1
s1z1
M1
M2
[deg]
t [s]
[Hz]
[deg]
[Hz/s]
[Hz]
59
2.3.5.2. Oscilación Inestable
Para recrear una oscilación inestable se utiliza la ecuación 2.20, en este caso con
el valor de “signo” en +1. La diferencia angular , así como su representación en
los planos y se puede observar la Figura 2.36.
Figura 2.36. Representación de una Oscilación Inestable en los Planos
[6]
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.250
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5M2
M1
z1
s1
m1
(0,0)
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5-0.2
-0.15
-0.1
-0.05
0
0.05
0.1
0.15
0.2
(0,0)
M1 M2
z1
m1
s1
-0.2 -0.15 -0.1 -0.05 0 0.05 0.1 0.15 0.2-6
-5
-4
-3
-2
-1
0
1
2
3
4
5
(0,0)
M1
z1z1
m1
s1
M2
[deg]
t [s]
[Hz]
[deg] [Hz]
[Hz/s]
60
2.3.5.3. Pérdida de Sincronismo
Para modelar la condición de pérdida de sincronismo, se utiliza una función
matemática que no tiene significado físico (ecuación 2.21), pero que ayuda a
modelar esta condición.
Para el correcto modelamiento, se debe escoger valores adecuados de constantes
en un rango de tiempo dado.
Ec. 2. 21
Obteniéndose la Figura 2.37.
Figura 2.37. Representación de Pérdida de Sincronismo en los Planos
[6]
m1
s1z1
s2
m1
m1
s1
s1 s2z1
s2
(0,0)
(0,0)(0,0)
z1
[Hz] [Hz/s] [deg]
[Hz]
[deg]
t [s]
61
2.3.5.4. Cambio de Referencia (Simetría) [6] [17]
En los tres casos analizados, el ángulo (diferencia angular) utilizado es relativo
de un punto respecto a otro, es decir:
Ec. 2. 22
Si se cambia de referencia, se tiene
Ec. 2. 23
Llegando a obtener las Figuras 2.38, 2.39 y 2.40 para los casos estudiados.
· Oscilaciones Estables
Figura 2.38. Oscilación Estable en los Tres Planos con
cambio de Referencia [6]
· Oscilaciones Inestables
Figura 2.39. Oscilación Inestable en los Tres Planos con
cambio de Referencia [6]
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25
-3.5
-3
-2.5
-2
-1.5
-1
t
M1
M2
z1
s1
m1
(0,0)
d [deg]
-4 -3.5 -3 -2.5 -2 -1.5 -1
-0.05
-0.04
-0.03
-0.02
-0.01
0
0.01
0.02
0.03
0.04
0.05
d [deg]
(0,0)
z1
m1
s1
M2 M1
d' [Hz]
-2
-1.5
-1
-0.5
0
0.5
1
1.5d'' [Hz/s]
d' [Hz]
(0,0)
m1
M1
M2
z1 s1
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25
-4
-3
-2
-1
0
1
(0,0)
M1
M2
z1
s1
m1
OSCILACIÓN INESTABLE
-4 -3 -2 -1 0 1-0.2
-0.15
-0.1
-0.05
0
0.05
0.1
0.15
0.2
(0,0)M1 M2
z1
s1
m1
-0.2 -0.15 -0.1 -0.05 0 0.05 0.1 0.15 0.2
-6
-4
-2
0
2
4
(0,0)
M1
M2
z1
m1
s1
[deg]
[deg]
[Hz/s]
[Hz]
[Hz]
t [s]
62
· Pérdida de Sincronismo
Figura 2.40. Pérdida de Sincronismo en los Tres Planos
con cambio de Referencia [6]
Obteniéndose los siguientes resultados con respecto a la simetría en el plano
correspondiente.
· En el plano , se obtiene simetría axial con el eje de las abscisas,
· En el plano , se obtiene simetría central con centro en el origen,
· En el plano , se obtiene de igual manera simetría central con centro en
el origen.
Es por ello que el algoritmo OOST en el plano es simétrico respecto al origen,
pudiéndose usar ajustes idénticos para ambas rectas. [6]
2.3.5.5. Conclusiones del Plano
· Los extremos relativos del plano llegan a cortar el eje de las abscisas,
y los puntos de inflexión serán los máximos o mínimos relativos del plano
rodeando al ángulo en el que se encuentre oscilando.
· La trayectoria y sentido de inestabilidad, es similar al comportamiento en el
plano . La explicación detallada se realiza a continuación.
(0,0)
(0,0)M1
z1s1
z2
M1
z1z2 s1
M1
z1
z2
s1
(0,0)
[deg]
t [s]
[Hz]
[deg]
[Hz]
[Hz]
63
2.3.5.6. Conclusiones del Plano [6] [17]
2.3.5.6.1. Puntos Críticos
· Mínimos Relativos (m): Los puntos mínimos de cortan el semieje
positivo de las ordenadas.
· Máximos Relativos (M): Los puntos máximos de cortan el semieje
negativo de las ordenadas.
· Puntos de Inflexión:
o Cuando pasa de ser cóncava hacia abajo a cóncava hacia arriba
(z), los puntos de inflexión cortan el semieje negativo de las abscisas.
o Cuando pasa de ser cóncava hacia arriba a cóncava hacia abajo
(s), los puntos de inflexión cortan el semieje positivo de las abscisas.
2.3.5.6.2. Trayectorias
· Rodea al origen
Cuando la trayectoria rodea al origen, corresponde a oscilaciones estables o
inestables recorriendo los cuatro cuadrantes del plano, perteneciendo en el plano
a la secuencia de puntos críticos en la que entre extremos relativos siempre
hay un punto de inflexión y viceversa.
Mediante los resultados del análisis del comportamiento de oscilaciones, se
establece que cuando la trayectoria en el plano se acerca al origen (punto
de equilibrio) es una oscilación estable, mientras que cuando la trayectoria se aleja
continuamente de él se trata de una oscilación inestable.
· No rodea al origen
Las trayectorias que no rodean el origen pero sí a otro punto ( ,0), quiere decir que
existe pérdida de sincronismo.
Cuando la trayectoria en el plano no corta el eje de las ordenadas quiere
decir que no hay máximos ni mínimos relativos en , es decir que en el plano
existe secuencia solamente de puntos de inflexión sin extremos relativos.
64
Resultando la trayectoria de la oscilación como un “bucle” cerrado, ya sea en el
semiplano izquierdo o derecho según la referencia del ángulo relativo sin
encerrar al origen (Figura 2.37).
2.3.5.6.3. Sentidos de Inestabilidad
· En el plano , cuando ambos crecientes (primer cuadrante),
o cuando ambos decrecientes (tercer cuadrante).
Corresponde a casos en que la pérdida de sincronismo es esperable. Para evitar
esta condición, en algún momento la aceleración debe tener sentido contrario a la
velocidad, pasando su trayectoria por el IV o II cuadrante, cabe aclarar que es una
condición necesaria pero no suficiente.
Por lo tanto, cuando la trayectoria en el plano se aleja del origen, en o hacia
los cuadrantes I y III son sentidos de inestabilidad y pérdida de paso polar inminente
de persistir la condición.
· En el plano , cuando la aceleración tiene sentido contrario a la
velocidad ubicándose en los cuadrantes II o IV.
No son condiciones que se pueda decir conducirán a la pérdida de sincronismo, por
el contrario se tendería a mejorar la estabilidad o al menos no empeorar la situación
de inestabilidad.
Esto es una de las razones por la que el algoritmo OOST no tiene límite en la
dirección de sus “blinders”, sino que son rectas en esa dirección. [6]
De tal manera, cuando el sistema se encuentra en estado estacionario, la
trayectoria en el plano en teoría no se movería del origen (0,0). Sin embargo,
debido a que el sistema de potencia se encuentra en constante cambio, la
trayectoria será cercana rodeando al origen, pero cuando existe alguna falla o
salidas intempestivas importantes para el sistema, la trayectoria en el plano
se aleja del origen, pudiendo causar pérdida de sincronismo.
65
CAPÍTULO III
ANÁLISIS DEL CORREDOR ORIENTAL MOLINO –
TOTORAS – SANTA ROSA 230 kV
En este capítulo se determinan los parámetros de ajuste de los algoritmos PSD y
OOST para el Corredor Oriental Molino – Totoras – Santa Rosa a 230 kV. Para
poder determinar los parámetros de ajuste de los algoritmos, se utiliza el programa
computacional Power Factory de DIgSILENT.
3.1. CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DEL SISTEMA
NACIONAL INTERCONECTADO SNI [20] [18] [12]
El Sistema Nacional Interconectado se encuentra conformado básicamente por
centrales de generación, el Sistema Nacional de Transmisión (SNT), y las
empresas distribuidoras.
La generación eléctrica dentro del territorio ecuatoriano está compuesta
mayoritariamente por centrales hidroeléctricas, seguido de termoeléctricas y en un
bajo porcentaje de fuentes no convencionales. La Figura 3.1 muestra el crecimiento
de la capacidad de potencia instalada durante los últimos 15 años.
Figura 3.1. Composición de la Capacidad Instalada durante los últimos 15
años [20]
Capacidad Hidráulica Capacidad Térmica Capacidad No Convencional (*) Total
66
Actualmente las principales centrales hidroeléctricas en el país son: Paute Molino,
Paute Mazar, San Francisco, Agoyán, Marcel Laniado y Pucará.
La Central Hidroeléctrica Paute Molino hasta el momento es la más grande del
Ecuador, contribuyendo con la mayor cantidad de energía eléctrica, teniendo como
capacidad máxima instalada 1100 MW. Se encuentra ubicada a 115 km de la
ciudad de Cuenca, en el sur del país, conectándose al sistema por medio de la S/E
Molino, 5 unidades a nivel de 138 kV y 5 unidades a nivel de 230 kV.
Las centrales hidroeléctricas San Francisco, Agoyán, Marcel Laniado y Pucará
representan la generación en la zona norte del país.
El funcionamiento de centrales termoeléctricas complementan el abastecimiento de
la demanda total del sistema de potencia, la mayor producción se encuentra en la
zona de Guayaquil, sur del país, como por ejemplo la central térmica Trinitaria,
Gonzalo Zevallos, Electroquil, Santa Elena y Keppel.
La Figura 3.2 muestra la producción energética del país en época de alta hidrología.
Figura 3.2. Producción Energética Real 2014-08-12, Época de Alta
Hidrología [20]
En épocas de estiaje, el índice de generación de las centrales termoeléctricas así
como la energía importada de Colombia aumentan considerablemente, como se
aprecia en la Figura 3.3.
Total
Hidráulico
68,3%
Total Térmico
30,5%
Int.
Internacionales
1,2%
Total Hidráulico Total Térmico Int. Internacionales
67
Figura 3.3. Producción Energética Real 2014-01-07, Época de Estiaje [20]
Por otra parte, el Sistema Nacional de Transmisión (Figura 3.4) está conformado, a
nivel de 230 kV, por un anillo troncal con líneas de doble circuito que unen las
subestaciones Paute, Zhoray, Milagro, Dos Cerritos, Pascuales (Guayaquil),
Quevedo, Santo Domingo, Santa Rosa (Quito), Totoras (Ambato) y Riobamba
(Figura 3.5); vincula el principal centro de generación del país, el complejo
hidroeléctrico Paute, con los dos grandes centros de consumo Guayaquil y Quito.
Además, el sistema cuenta con dos líneas de interconexión, de doble circuito a 230
kV entre las subestaciones Pomasqui en Ecuador y Jamondino en Colombia.
Figura 3.4. SNT ubicado en el Mapa Geográfico [20]
Total
Hidráulico
45,4%
Total Térmico
50,1%
Int.
Internacionales
4,4%
Total Hidráulico Total Térmico Int. Internacionales
68
Figura 3.5. Diagrama Unifilar de la Red Troncal de 230 kV [24]
La distribución de la energía eléctrica se realiza a través de empresas regionales,
las mismas que para su entrega al consumidor y posterior facturación, se
establecen normas y procedimientos que fijan la estructura de las tarifas.
Las demandas máximas de potencias registradas en el año 2013 a nivel de bornes
de generación, se producen en diciembre con 3315 MW, y en julio con 3039 MW.
En cuanto a energía, la demanda máxima mensual se produjo en diciembre con
1724 GWh, mientras que la demanda mínima mensual, se registró en febrero con
1533 GWh. [12]
Jamondino
Pomasqui
TotorasSanta RosaSanto Domingo
Baba
Quevedo
Pascuales DosCerritos
Milagro Zhoray Molino
RiobambaECUADOR
COLOMBIA
69
3.2. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA [20] [26]
Mediante estudios realizados y situaciones ocurridas en el sistema de potencia,
cuando existen altas transferencias de potencia principalmente en condiciones de
alta hidrología por el Corredor Oriental de Transmisión Molino – Totoras – Santa
Rosa a nivel de 230 kV, el SNI presenta problemas de pérdida de estabilidad
angular con el Sistema Eléctrico Colombiano cuando suceden contingencias N-2,
es decir la apertura de circuitos paralelos en ciertas zonas de la red troncal de 230
kV. Este tipo de contingencias desencadenan condiciones oscilatorias y pérdida de
sincronismo, que pueden culminar con el colapso del SNI si estas condiciones no
son detectadas a tiempo y no se realizan acciones de control. Es así el ejemplo de
la apertura de la Línea de Transmisión Santa Rosa – Totoras 230 kV, que se ha
presentado en varias ocasiones y ha producido la pérdida de estabilidad
ocasionando el colapso parcial del SNI.
Las contingencias N-2 en el SNI que llegan a producir problemas de estabilidad
angular y con ello condiciones oscilatorias o pérdida de sincronismo son:
· Disparo de los dos circuitos de la L/T Santa Rosa – Totoras 230 kV
· Disparo de los dos circuitos de la L/T Santo Domingo – Santa Rosa 230 kV,
principalmente cuando las unidades San Francisco y Agoyán están fuera de
servicio
· Disparo de la L/T Santo Domingo – Quevedo y Quevedo – Baba 230 kV
· Disparo de los dos circuitos de la L/T Quevedo – Pascuales 230 kV,
principalmente cuando las unidades San Francisco y Agoyán están fuera de
servicio
· Disparo de la L/T Totoras – Molino y Molino – Riobamba 230 kV
La detección confiable y oportuna de las contingencias de este tipo, ayuda a tomar
decisiones rápidas y oportunas, como el disparo de carga, generación o separación
en islas eléctricas.
70
Para detectar las contingencias N-2 mencionadas, se desarrollan estrategias de
detección de inestabilidad del SNI implementando las funciones PSD y OOST, para
lo cual se mide directamente la fase de los sincrofasores de voltaje en dos barras
representativas del sistema de potencia, que puedan representar a las
generaciones del sistema eléctrico ecuatoriano y colombiano.
3.2.1. SUBESTACIONES SELECCIONADAS DEL SNI
· Se escoge la barra de la S/E Molino, ya que representa la mayor generación
del país: 10 unidades de la central hidroeléctrica Paute así como también
todos los generadores cercanos a esta barra. Su ubicación se encuentra en
la parte sur del país.
· Por otra parte, la barra de la S/E Pomasqui, ubicada al norte del país,
también es escogida, debido a que puede representar la generación del
sistema eléctrico colombiano.
La Figura 3.6 muestra en forma representativa las condiciones de demanda máxima
y alta hidrología con altas transferencias de potencia desde la S/E Molino (sur del
país) hacia la S/E Santa Rosa (norte del país), por medio del corredor oriental,
incluyendo la ubicación de las PMUs en las barras seleccionadas.
71
Figura 3.6. Alta Transferencia de Potencia en el Corredor Oriental y
Ubicación de las PMUs en la S/E Molino y S/E Pomasqui
3.2.2. RED SINCROFASORIAL UTILIZADA
La red de sincrofasores utilizada está compuesta por los siguientes equipos:
· Subestación Molino
o 1 PMU en la posición Totoras
· Subestación Pomasqui
o 1 PMU en la posición Jamondino 3
· CELEC EP TRANSELECTRIC
o Medidas sincrofasoriales adquiridas mediante el PDC ubicado en el
Centro de Control del CENACE.
Jamondino
Pomasqui
TotorasSanta RosaSanto Domingo
Baba
Quevedo
Pascuales DosCerritos
Milagro Zhoray Molino
RiobambaECUADOR
COLOMBIA
PMU
PMU
SanSan TotTotora
inoinoMolMolMol
72
Los equipos se encuentran enlazados por medio de la red dedicada de fibra óptica
(FO) de Transelectric.
La Figura 3.7 muestra la red sincrofasorial utilizada para el desarrollo de la
aplicación.
CENACE PDC
…..
S/E MOLINOPMU
MOLI_TOTO_230_ARB_6
S/E POMASQUIPMU
POMA_JAM3_230_ARB_8
TRANSELECTRIC
Desarrolllo de la
Aplicación
RED FO DE TRANSELECTRIC
RED FO DE TRANSELECTRIC RED FO DE
TRANSELECTRIC
Figura 3.7. Representación de la Red Sincrofasorial utilizada para el
Desarrollo de la Aplicación
73
3.3. MANIPULACIÓN DE RESULTADOS DE POWER FACTORY
DE DIGSILENT [6]
Power Factory de DIgSILENT por ser un programa especializado para realizar
estudios eléctricos, entre ellos el estudio de estabilidad transitoria, provee una serie
de magnitudes eléctricas tales como los ángulos de voltaje, en particular en las
barras de la S/E Molino y S/E Pomasqui.
El reporte de las mediciones sincrofasoriales proveídas por PMUs instaladas
actualmente en el SNI, son de 60 mediciones o estimaciones sincrofasoriales por
segundo.
El objetivo de realizar simulaciones dinámicas en Power Factory es obtener el
comportamiento angular de voltaje en las barras de la S/E Molino y S/E Pomasqui
ante alguna contingencia y adquirir resultados teóricos de la diferencia angular así
como su velocidad y aceleración. Por lo cual se requiere que los datos de salida
generados en Power Factory sean como los que se generan en las PMUs, es decir,
a intervalos fijos de 16 ms para poder establecer los parámetros requeridos por los
algoritmos a ser implementados.
Por lo tanto, en Power Factory se tiene que realizar la configuración necesaria para
que los datos de salida efectivamente sean cada 16 ms.
Mediante las simulaciones realizadas se encuentra que cuando existe alguna
modificación en la red, por ejemplo aperturas de líneas de transmisión y
cortocircuitos, en el instante , se generan dos datos consecutivos a intervalos de
tiempo menores que el intervalo fijo nominal , como se muestra
en la Figura 3.8.
74
Figura 3.8. Generación de Datos de Salida en Power Factory ante una
Modificación en la Red del SNI
En la Figura 3.8, y son denotados así ya que los valores generados en
esos instantes de tiempo, son menores que el intervalo fijo nominal. Se analiza los
resultados de los cálculos discretos de velocidad y aceleración angular en dichos
instantes de tiempo, y también del salto del ángulo relativo al pasar de a ,
es decir los valores velocidad y aceleración después de ocurrir una modificación en
la red.
Se tabulan los cálculos discretos antes y después de ocurrida la modificación en la
red, en forma literal y numérica para comprender de mejor manera los resultados
generados.
Recordando que:
Ec. 3. 24
75
Tabla 3.1. Ejemplo literal
Tiempo t Ángulo relativo
(diferencia angular)
velocidad Aceleración
Tabla 3.2. Ejemplo numérico
Tiempo t (s)
(s) Ángulo relativo
[°] [Hz] [Hz/s]
0,988 0,016 31,696 -0,0005 -0,0011
1,004 0,016 31,693 -0,0005 -0,0012
1,012 0,008 34,384 0,9252 114,588
1,023 0,011 34,511 0,0326 -83,138
1,038 0,016 34,657 0,0254 -0,4518
Del ejemplo mostrado, se puede observar en las Tabla 3.1 y 3.2, que al momento
de ocurrir un cambio en la red ( ), se produce un salto del ángulo relativo pasando
de a en un intervalo menor que el fijo nominal (fondo azul de la Tabla 3.1 y
3.2). Generando como resultados correspondientes de velocidad ( ) y
aceleración ( y ) en valores que no indican la respuesta electrodinámica
de los rotores de los generadores del sistema ante el cambio en la red, sino más
bien a cambios bruscos correspondientes a la electrodinámica de las magnitudes
eléctricas (fondo rojo de la Tabla 3.1 y 3.2).
Debido a ello, las dos filas de velocidad y aceleración en los instantes y ,
deben ser de alguna manera “filtrados” pero no desechados ya que los siguientes
cálculos discretos, si deben utilizar esos valores filtrados. Pudiendo con ello,
realizar un análisis correcto del funcionamiento de los algoritmos PSD y OOST y
llegar a determinar sus límites adecuadamente, además de poder tener valores de
diferencia angular a intervalos fijos de 16 ms.
76
Con lo cual, la tabulación de resultados de velocidad y aceleración queda de la
manera indicada en la Tabla 3.3:
Tabla 3.3. “Filtración” de Cálculos Discretos de Velocidad y Aceleración
Angular
Tiempo t (s)
(s) Ángulo relativo
[°] [Hz] [Hz/s]
0,988 0,016 31,696 -0,0005 -0,0011
1,004 0,016 31,693 -0,0005 -0,0012
1,038 0,016 34,657 0,0254 -0,4518
Lo mencionado anteriormente también sucede con los sincrofasores del SNI, pero
para “filtrar” esos valores iniciales erróneos al momento de ocurrir una modificación
en la red, e inclusive también para asegurar la detección de condiciones estables e
inestables del sistema, se aplican temporizaciones correspondientes a los
algoritmos PSD y OOST de al menos 16 ms (1 sincrofasor) en la velocidad y 32 ms
(2 sincrofasores consecutivos) en la aceleración. Por lo tanto, las temporizaciones
mínimas serán T4 ≥ 2 ciclos para el algoritmo OOST y T1 ≥ 2 ciclos para el algoritmo
PSD, resultando como retardos propios de los algoritmos y del hecho de que se
usen sincrofasores.
Estos criterios se aplican en la implementación de los algoritmos PSD y OOST.
77
3.4. DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE LOS
ALGORITMOS PSD Y OOST
Los parámetros de los algoritmos dependen del lugar en donde se coloquen las
PMUs así como del SNI.
3.4.1. ALGORITMO PSD
En el algoritmo PSD, se deben determinar límites mínimos y máximos. En el caso
de los límites mínimos (Smin, Amin), se debe delimitar para una condición normal
de funcionamiento y para una condición estable oscilatoria; en cambio los límites
máximos (Smax, Amax), se debe delimitar para una condición oscilatoria y para una
condición de falla.
Para establecer los límites, se debe simular con la base del sistema modelado en
Power Factory, en una condición de demanda máxima en alta hidrología.
3.4.1.1. Límites Mínimos (Smin, Amin)
Toda trayectoria en el plano que se encuentre dentro de los límites mínimos
del algoritmo PSD, son consideradas como condiciones de estado estable no
oscilatorio, es decir cuando existen condiciones normales de operación.
En este caso, la variación de la diferencia angular entre las barras de la S/E
Pomasqui y S/E Molino es aproximadamente constante, por lo cual la velocidad y
aceleración angular tienen rangos bastante pequeños.
Para poder definir los límites mínimos del algoritmo PSD, con lo cual diferenciar una
condición normal de funcionamiento de una una condición oscilatoria estable, se
procede a realizar diferentes simulaciones tomando en cuenta varios criterios de
ajuste desarrollados.
78
3.4.1.1.1. Criterios de Ajuste
1. Obtener resultados de velocidad y aceleración angular, simulando eventos
de operación normal que se puedan presentar efectivamente en el SNI.
2. Las simulaciones deben realizarse en un escenario crítico del SNI, es decir
en demanda máxima y con alta hidrología.
3. Tomar valores máximos de velocidad y aceleración angular de los eventos
simulados, pudiendo determinarse límites mínimos de velocidad Smin y de
aceleración Amin, teniendo en cuenta la existencia de las temporizaciones
asociadas al algoritmo.
Teniendo en cuenta los criterios desarrollados, se realizan simulaciones con
aperturas intempestivas en las principales líneas de transmisión de la red troncal
de 230 kV.
Tabla 3.4. Resultados de Velocidad y Aceleración Angular Máximos entre las
Barras de Pomasqui y Molino 230 kV, ante Aperturas Intempestivas en las
Principales L/T de la Red de 230 kV
Se observa que con la apertura de la L/T Totoras – Molino y del circuito 1 de la L/T
Sta. Rosa – Totoras 230 kV, se obtienen los valores máximos de velocidad y
aceleración angular en comparación con los demás casos. Por lo tanto, se analizan
las Figuras 3.9 y 3.10 generadas en el plano para ambos eventos.
L/T Principales de la Red de 230 kV
|s_max| [Hz] |a_max| [Hz/s]
Pasc. – Molino_1 0,01527 0,0944
Pasc. – Quev_1 0,00883 0,0373
Quev. - Sto. Dom. 0,00376 0,0372
Sto. Dom. – Sta. Rosa_1 0,00306 0,0406
Sta. Rosa – Totoras_1 0,01609 0,3349
Totoras - Molino 0,03400 0,1540
79
Fig
ura
3.9
. Ac
ele
rac
ión
vs
Ve
loc
ida
d a
nte
la
F
igu
ra 3
.10
. A
ce
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a
Ap
ert
ura
de
la
L/T
To
tora
s-M
oli
no
Ap
ert
ura
de
l C
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[Hz]
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0.150.2
d"
vs d
`
velo
cida
d d`
[Hz]
aceleración d" [Hz/s]
80
Además la duración de esa trayectoria solamente es de un ciclo y la temporización
mínima del algoritmo es T1, T2 ≥ 2 ciclos, por lo que no sería adecuado tomar como
referencia a este evento para establecer los límites mínimos del algoritmo. Por lo
tanto, se toma como referencia el otro evento, la apertura intempestiva de la L/T
Totoras – Molino.
Cuando se produce la apertura intempestiva de la L/T Totoras – Molino (Figura 3.9),
se obtienen valores de velocidad y aceleración angular máximos en comparación
con los demás casos. Por lo cual, se llega a concluir que los valores de los límites
mínimos de velocidad y aceleración angular del algoritmo PSD son 0,035 Hz y 0,16
Hz/s, respectivamente.
Tabla 3.5. Límites Mínimos Iniciales del Algoritmo OOST
Smin 0,035 [Hz/s]
Amin 0,16 [Hz/s]
T1, T2 2 ciclos ≈ 32 ms
Para verificar los límites mínimos iniciales establecidos, se los ubica en los demás
eventos realizados (Figuras 3.11 – 3.14), para los cuales no se debe detectar una
condición de oscilación estable de potencia, ya que son considerados como
condiciones normales de operación.
Fig 3.11. A(S) ante la apertura del Fig 3.12. A(S) ante la apertura del
Circ1 de la L/T Pasc-Mol con los Circ1 de la L/T Pasc-Quev con los
Límites Mínimos de PSD Límites Mínimos de PSD
-0.04 -0.02 0 0.02 0.04-0.2
-0.1
0
0.1
0.2d" vs d`
velocidad d` [Hz]
acel
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ión
d"
[Hz/
s]
-0.03 -0.02 -0.01 0 0.01 0.02 0.03
-0.15
-0.1
-0.05
0
0.05
0.1
0.15
0.2d" vs d`
velocidad d` [Hz]
acel
erac
ión
d"
[Hz/
s]
81
Fig 3.13. A(S) ante la apertura de Fig 3.14. A(S) ante la apertura del
la L/T Tot-Mol con los Límites Circ1 de la L/T Sta. Rosa-Tot con
Mínimos de PSD los Límites Mínimos de PSD
Mediante las figuras obtenidas, se puede verificar que el algoritmo no detecta
condiciones oscilatorias de potencia cuando efectivamente no las hay, ya que
solamente existen condiciones normales de operación.
3.4.1.1.2. Análisis de Ajuste de la Temporización T1, T2
El ajuste de la temporización permite que el algoritmo se comporte de manera
confiable, es decir cumpliendo los aspectos mínimos de confiabilidad teniendo T1,
T2 ≥ 2 ciclos. En la Figura 3.14 se verifica que con ajustes de T1, T2 = 2 ciclos, el
algoritmo no operara cuando efectivamente no deba operar, sin embargo, se elige
el ajuste final de la temporización con T1 = T2 = 3 ciclos, a fin de agregar un margen
adicional de seguridad, que pese a disminuir la velocidad de detección, se
considera una temporización adecuada.
Los límites mínimos finales del algoritmo PSD se muestran en la Tabla 3.6.
Tabla 3.6. Límites Mínimos Finales de PSD
Smin 0.035 [Hz]
Amin 0.16 [Hz/s]
T1, T2 3 ciclos ≈ 48 ms
-0.04 -0.02 0 0.02 0.04
-0.2
-0.1
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0.1
0.2
velocidad d` [Hz]
acel
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[Hz/
s]
-0.1 -0.05 0 0.05 0.1-0.4
-0.2
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0.2
0.4
velocidad d` [Hz]
acel
erac
ión
d"
[Hz/
s]
82
3.4.1.2. Límites Máximos (Smax, Amax)
Los límites máximos del algoritmo PSD, se caracterizan por detectar condiciones
de cortocircuitos en el sistema eléctrico, en donde la velocidad y/o aceleración
angular entre máquinas o áreas es mucho más grande que en el caso de
oscilaciones de potencia. [6]
Para establecer adecuadamente los límites máximos correspondientes al algoritmo
PSD, se desarrollan los siguientes criterios de ajuste.
3.4.1.2.1. Criterios de Ajuste
1. Para establecer los límites máximos de PSD, se toma como referencia la
falla o contingencia considerada como la más crítica para el SNI, bajo los
criterios de ajuste.
2. Mediante los resultados de la simulación de cortocircuito, se determina si la
velocidad o aceleración o ambos parámetros tienen valores mucho más
grandes durante el tiempo de duración del cortocircuito que en el caso de
condiciones oscilatorias (post - falla). Con lo cual se llega a obtener si el
parámetro de velocidad y/o aceleración puede ser establecido durante la
ocurrencia del cortocircuito o no.
3. Se toma como referencia los valores de ajuste máximos de PSD que
propone la patente de los algoritmos, SEL (Schweitzer Engineering
Laboratories) para un caso de estudio dado (Tabla 3.7), los mismos que
ayudan a tener una idea inicial sobre el orden de los ajustes.
Tabla 3.7. Límites Máximos Iniciales PSD [9]
|Smax| 10 [Hz]
|Amax| 50 [Hz/s]
T3 3 ciclos
83
4. Con los límites iniciales tomados como referencia, se realiza la simulación
de la contingencia más crítica, haciendo que las trayectorias de velocidad
y/o aceleración entren en la zona externa de bloqueo del algoritmo PSD
(Smax o Amax).
5. Se analizan los resultados obtenidos tanto del ángulo (diferencia angular),
velocidad y aceleración angular en función del tiempo, llegando a realizar los
ajustes correspondientes según sean los resultados obtenidos.
Una vez establecidos los criterios de ajuste, se procede a realizar la simulación
correspondiente de la contingencia más crítica y posteriormente a realizar el
análisis de sus resultados para definir los límites máximos de PSD.
Contingencia:
Para un escenario del SNI con alta hidrología, demanda máxima y encontrándose
la configuración de la red con el circuito 2 de la línea de transmisión Santa Rosa –
Totoras fuera de servicio, ocurre un cortocircuito trifásico en el circuito 1 de la línea
de transmisión Santa Rosa – Totoras, cercano a Santa Rosa, su despeje de falla
se produce a los 80 ms. Llegándose a producir una contingencia N-2 en la red
troncal de 230 kV, que desencadena una condición inminentemente inestable para
el sistema.
3.4.1.2.2. Análisis de Resultados
Bajo los límites iniciales tomados como referencia (Tabla 3.7), los resultados que
se obtienen tanto de ángulo relativo ( ), velocidad ( ) y aceleración angular ( )
son analizados en función del tiempo para observar su comportamiento y además
determinar si los parámetros de velocidad, aceleración o ambos presentan valores
mucho mayores durante el tiempo que tarda el cortocircuito que durante
condiciones oscilatorias.
84
La Figura 3.15 muestra los resultados obtenidos de la simulación en los planos
, en los cuales se indica:
· Con línea de color celeste la trayectoria en estado estable o pre – falla.
· Con línea de color rojo la trayectoria de duración del cortocircuito y
· Con líneas de color naranja se representa los límites iniciales tomados como
referencia. En el plano , no se visualizan estos límites ya que se
encuentran fuera del plano de visualización.
Figura 3.15. con los Límites Iniciales Tomados como
Referencia
0 0.5 1 1.5 2 2.5 30
200
400
600
800
Áng
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tiempo [s]
Ace
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ción
d"
[Hz/
s]
85
Como se puede observar, cuando ocurre el cortocircuito las máquinas
inmediatamente se aceleran llegando a valores bastantes altos mientras que la
velocidad que en estado estable era de 0, empieza a aumentar con la variación del
ángulo relativo. Cuando el cortocircuito finaliza, la velocidad así como el ángulo
llegan hasta un cierto valor y a partir de ese momento comienza una oscilación que
puede ser estable o inestable. En este caso se produce una condición oscilatoria
inestable.
Se observa además que durante el cortocircuito, la velocidad angular no presenta
rangos superiores al límite inicial tomado como referencia 10 Hz, es más los valores
generados ni siquiera se acercan a ese valor. Por lo tanto, durante el tiempo que
tarda el cortocircuito, la velocidad angular no presenta valores mucho más grandes
que en condiciones oscilatorias, por lo cual el parámetro de |Smax| no puede ser
determinado en la duración del cortocircuito.
Por otra parte, la aceleración angular como se observa durante el cortocircuito
presenta valores bastante altos en comparación con el caso de condiciones
oscilatorias. Por ende, mediante este parámetro, estableciendo un límite máximo
|Amax|, se podrá detectar la existencia de una condición de falla o cortocircuito.
3.4.1.2.3. Parámetro |Amax|
Para establecer adecuadamente este parámetro, se analiza con mayor detalle la
figura de .
Figura 3.16. Aceleración Angular en Función del Tiempo
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3
-50
0
50
tiempo [s]
Ace
lera
ción
d"
[Hz/
s]
86
Como se observa durante la trayectoria de la aceleración en el cortocircuito, las
máquinas inmediatamente se aceleran presentando valores muy altos, que superan
el límite |Amax|, de 50 Hz/s tomado como referencia (líneas de color naranja),
siendo éste un valor adecuado para la detección de la existencia del cortocircuito.
Cuando el cortocircuito es despejado, empieza la condición de post – falla o
condición oscilatoria (trayectoria de color azul), en donde la detección del
cortocircuito debe desactivarse pues ya no existe dicha condición, para lo cual la
trayectoria de post-falla no debe superar el límite |Amax|. Debido a ello, como se
observa la Figura 3.16, los valores de la trayectoria de post – falla empiezan a
disminuir sin llegar a superar el límite de 50 Hz/s, con lo cual la detección del
cortocircuito se desactiva siendo una operación correcta.
Por lo tanto, se considera al límite inicial de 50 Hz/s como un valor adecuado para
la detección de condición de falla por parte de la zona externa de PSD en el corredor
oriental Molino – Totoras – Santa Rosa 230 kV.
3.4.1.2.4. Parámetro |Smax|
Como se ha indicado, |Smax| no puede ser establecido durante la trayectoria del
cortocircuito, por lo cual este parámetro no es utilizado para su detección. Sin
embargo, para completar la zona externa de bloqueo del algoritmo PSD, se
establece un valor |Smax| que no interfiera en que PSD detecte condiciones
oscilatorias y que además sea un valor mayor a los valores de velocidad que se
puedan generar en el sistema durante condiciones oscilatorias. Para lo cual, se
hace uso del límite inicial de velocidad tomado como referencia de 10 Hz y de la
figura de .
Figura 3.17. Velocidad Angular en Función del Tiempo
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5-5
0
5
Vel
ocid
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´ [H
z]
tiempo [s]
" [H
z/s]
87
Como se puede observar la Figura 3.17, cuando es despejado el cortocircuito
empieza la condición de post – falla (trayectoria de color azul), en donde la
velocidad va aumentando progresivamente, ya que en este caso se produce una
condición oscilatoria inestable que debe ser detectada y no confundida con una
condición de cortocircuito.
Como se observa la velocidad llega a tener rangos de aproximadamente 5 Hz a los
3,3 s, por lo tanto se estima un valor adecuado establecer 15 Hz como el límite
|Smax|. La velocidad no alcanzará este valor, debido a que se realizará alguna
acción de control que haga que disminuya la velocidad entre las máquinas cercanas
a las barras de Molino y Pomasqui.
3.4.1.2.5. Análisis de Ajuste de la Temporización T3
Cuando la falla es despejada, la detección externa de PSD debe ser desactivada,
mediante la temporización T3. La temporización asegura que la condición de falla
efectivamente ha terminado.
Para lo cual se analiza el comportamiento de la aceleración durante y posterior al
cortocircuito mediante la Figura 3.18.
Figura 3.18. Zoom de la Trayectoria . Durante y Posterior al
Cortocircuito
0.9 0.95 1 1.05 1.1 1.15 1.2 1.25 1.3
-10
0
10
20
30
tiempo [s]
Ace
lera
ción
d"
[Hz/
s]
4 ciclosmás de 4 ciclos
88
En la Figura 3.18, se indica con puntos negros la trayectoria que forma la
aceleración durante la condición de cortocircuito, y con puntos de color verde la
trayectoria que forma la aceleración durante la condición post-falla o condición
oscilatoria.
Por lo cual, se puede observar que durante la trayectoria del cortocircuito existe un
intervalo que presenta valores continuos de aceleración menores al límite máximo
establecido. Si no existiera una temporización que asegure que efectivamente el
cortocircuito ha finalizado, el algoritmo PSD tendría un condición de detección de
falla, posteriormente de no detección y nuevamente de detección, lo cual no sería
correcto. Es por ello que mediante la implementación de la temporización T3 se
asegura que el cortocircuito haya finalizado.
Se tiene como referencia inicial la temporización T3 de 3 ciclos, sin embargo se
puede observar que durante la trayectoria del cortocircuito existen 4 ciclos o
muestras seguidas con valores menores al límite máximo. Debido a ello la
temporización adecuada de T3 se estima en 4 ciclos.
Cuando la condición de falla es despejada, inmediatamente los valores de
aceleración empiezan a disminuir, llegando a valores de condiciones oscilatorias,
que después de 4 muestras de valores de aceleración, la función PSD se desactiva
en la detección de condición de falla.
Con estas pruebas, los límites máximos finales máximos del algoritmo PSD se
detallan en la Tabla 3.8.
Tabla 3.8. Límites Máximos Finales PSD
|Smax| 15 [Hz]
|Amax| 50 [Hz/s]
T3 4 ciclos ≈ 64 ms
89
3.4.2. ALGORTMO OOST
En el algoritmo OOST, se deben determinar los ajustes de los blinders, es decir la
pendiente K y los puntos de cruce A_offset1 y A_offset2, además de su
temporización T4. Para esto se requiere delimitar una condición máxima de
oscilación estable amortiguada con una condición oscilatoria inestable que es
cuando los generadores definitivamente pierden sincronismo o paso polar.
3.4.2.1. Criterios de Ajuste
1. Establecer condiciones previas en la base del sistema modelado en Power
Factory dejando fuera de servicio a las acciones de protección
implementadas, por ejemplo relés de alivio de carga, Esquema de
Separación de Áreas (relé ESA) en la interconexión Ecuador-Colombia, con
el fin de obtener resultados que permitan identificar realmente hasta qué
punto el sistema puede soportar alguna perturbación.
2. Realizar simulaciones dinámicas de contingencias en escenarios críticos, es
decir, en donde el sistema se encuentre susceptible de perder estabilidad
ante contingencias N-2, en la Red Troncal de 230 kV. Las simulaciones
pueden ser aperturas intempestivas de disyuntores o cortocircuitos en líneas
de transmisión, en distintas configuraciones de la red.
3. Para el análisis de las contingencias se decide simular únicamente
cortocircuitos trifásicos, debido a que representan el peor caso de
transferencia de potencia. Además de que se ha tomado en cuenta solo el
escenario con alta hidrología que tiene registros históricos de problemas de
estabilidad.
3.4.2.2. Elección de Contingencias a ser Simuladas
Como se ha mencionado, en el sistema de potencia ecuatoriano existen problemas
de estabilidad angular cuando se producen contingencias dobles (n-2) en ciertas
zonas de la red troncal de 230 kV.
90
La contingencia más crítica para el sistema corresponde a la apertura simultánea
de los dos circuitos de la L/T Santa Rosa – Totoras 230 kV, evento que ha sucedido
en varias ocasiones y que puede conllevar al colapso total del sistema si no se
realiza alguna acción de control.
Siendo esta contingencia considerada como la más severa, se ha procedido a
realizar varias simulaciones dinámicas con respecto a esta perturbación en
escenarios vulnerables de estabilidad angular para el sistema, con dos
configuraciones de la red, a fin de determinar los ajustes requeridos para el
algoritmo OOST.
Escenario
Ø Despacho de generación de alta hidrología y demanda máxima del sistema.
Configuraciones
Ø Topología normal: todas las líneas de la red de 230 kV se encuentran en
servicio.
Ø Red degradada: circuito 2 de la L/T Santa Rosa – Totoras 230 kV se
encuentra fuera de servicio.
Contingencias
Para cada una de las configuraciones anteriores se simulan las siguientes
contingencias:
1. Cortocircuito trifásico en el circuito 1 de la L/T Santa Rosa – Totoras 230 kV,
cercano a Santa Rosa. Se produce el despeje en 80 ms desde el inicio de la
falla.
2. Cortocircuito trifásico en el circuito 1 de la L/T Santa Rosa – Totoras 230 kV,
cercano a Santa Rosa. Se produce el despeje en el tiempo correspondiente
al Critical Fault Screening (CFS).
3. Apertura intempestiva (sin condición de falla en el sistema) del circuito 1 de
la L/T Santa Rosa – Totoras 230 kV.
4. Cortocircuito trifásico en la L/T Molino – Totoras 230 kV, cerca a Molino. Se
produce el despeje en 80 ms.
91
3.4.2.2.1. Critical Fault Screening (CFS)
Es una aplicación en Power Factory que determina el tiempo máximo en el cual se
debe despejar una falla del sistema antes de que los generadores pierdan
sincronismo.
Previo a realizar la contingencia 2, se procede a encontrar en las dos
configuraciones de la red el tiempo crítico de despeje de falla. Cuando todas las L/T
están en servicio, el tiempo crítico de despeje es 272 ms, pero cuando un circuito
de la L/T Santa Rosa – Totoras está fuera de servicio el tiempo crítico resulta ser 0
s, ya que cuando se da la apertura de los dos circuitos siempre conducirá a la
inestabilidad angular del sistema.
3.4.2.3. Resultados de las Contingencias Simuladas
Mediante las simulaciones de las contingencias expuestas, solamente en ciertos
casos se produce inestabilidad. En la Tabla 3.9 se resumen los resultados
obtenidos.
Tabla 3.9. Resultados de las Contingencias Simuladas
Escenario Configuración Contingencia Existencia de Inestabilidad
Demanda Máxima,
Alta Hidrología
Dos circuitos en servicio
(DCES)
1 No
2 No
3 No
4 No
Un circuito en servicio (UCES)
1 Si
2 Si
3 Si
4 No
92
3.4.2.4. Pre-Procesamiento de los Datos Obtenidos
De las simulaciones realizadas en Power Factory, se extraen los valores de ángulos
de voltaje en las barras de Pomasqui y Molino a un archivo de texto, posteriormente
a estos resultados se los traslada al programa computacional Microsoft Excel en
donde se realiza el procesamiento de filtrado de los resultados iniciales de
velocidad y aceleración, después de la ocurrencia de cambios en la red del sistema.
Luego, se procede a realizar el análisis del comportamiento de las oscilaciones
mediante el programa computacional MATLAB en el plano para determinar
los valores de los ajustes en cada uno de los parámetros requeridos por el algoritmo
OOST.
3.4.2.5. Ajuste de los Parámetros del Algoritmo OOST
Para realizar los ajustes necesarios, se procede a efectuar mediante pruebas de
ensayo y error que el algoritmo opere lo más rápido posible ante las contingencias
1, 2 y 3 en la configuración UCES, y que no opere en el resto de los casos.
Por tanto, se analizan dos figuras principales en el plano .
1. Contingencia 1 y configuración de la red UCES. En este caso se produce la
separación entre las barras de Santa Rosa y Totoras, y con ello la
inestabilidad inminente en el sistema (Figura 3.19), por ende esta condición
debe ser detectada rápidamente.
2. Contingencia 2 y configuración de la red DCES. En este caso el despeje de
falla se produce en el tiempo crítico y por lo cual se dará el crecimiento
máximo de la oscilación de potencia y posteriormente se dará su continuo
amortiguamiento (Figura 3.20). Esto permite obtener los parámetros iniciales
máximos del algoritmo.
93
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[Hz]
aceleración d" [Hz/s]
94
En la Figura 3.20 se puede notar que el comportamiento de la oscilación, tanto en
aceleración como en velocidad aumenta rápidamente alejándose del origen, pero
cuando se realiza el despeje de la falla dado por el inicio de la trayectoria de línea de
color azul, se nota que su tendencia de seguir alejándose del origen cambia, llegando
a retornar al punto de origen.
Mediante la Figura 3.20, se puede establecer ajustes promisorios de los parámetros
del algoritmo OOST, debido a que esta figura, como se mencionó, proporciona un
límite de crecimiento máximo tanto de aceleración como de velocidad angular, en vista
de que el despeje de la falla se realiza en un tiempo crítico que no produce pérdida de
sincronismo de los generadores del sistema. Se obtiene con ello los siguientes ajustes
iniciales, con una temporización mínima de 2 ciclos.
Figura 3.21. ante la Contingencia 2 de la Configuración DCES con
Ajustes Iniciales de los Parámetros de OOST
Los parámetros iniciales obtenidos se muestran en la Tabla 3.10.
Tabla 3.10. Valores Iniciales de los Parámetros del Algoritmo OOST
A_offset1 2 [Hz/s]
A_offset2 -1.5 [Hz/s]
K -4.55 s-1
T4 2 ciclos ≈ 32 ms
-0.2 0 0.2 0.4 0.6
-2
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velocidad d` [Hz]
acel
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[Hz/
s]
95
Para verificar si los parámetros iniciales se encuentran ajustados correctamente, se
procede a ubicarlos en la Figura 3.19, en donde se debe detectar rápidamente que
existen condiciones de inestabilidad.
Figura 3.22. ante la Contingencia 1 de la Configuración UCES con
Ajustes Iniciales de los Parámetros de OOST
Ubicando esos ajustes iniciales en la Figura 3.19 se debería detectar rápidamente la
condición de inestabilidad inminente. La Figura 3.22 muestra que sí se producirá una
detección rápida (punto A). Sin embargo, posteriormente habría un “RESET” en el
algoritmo, ya que el comportamiento de la oscilación se ubica en la zona de estabilidad
por debajo de la recta oblicua (marcación en rojo de la Figura 3.22), inclusive teniendo
en cuenta la temporización mínima del algoritmo de 2 ciclos. Por lo que existirán
condiciones primeramente de detección, posteriormente de no detección y después
nuevamente a un estado de detección. Para evitar este conflicto, se optimiza los
ajustes iniciales y se deciden los definitivos del algoritmo OOST.
-0.2 0 0.2 0.4 0.6-1.5
-1
-0.5
0
0.5
1
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[Hz]
aceleración d" [Hz/s]
97
3.4.2.5.1. Análisis de Ajuste de la Temporización T4
El ajuste de la temporización permite que el algoritmo se comporte de manera
confiable, es decir cumpliendo los aspectos mínimos de confiabilidad cuando T4 ≥
2 ciclos. En las figuras se verifica que con el ajuste de T4 = 2 ciclos, no opera cuando
no existe condición de inestabilidad; sin embargo, se elige que el ajuste final de la
temporización sea T4 = 3 ciclos a fin de agregar un margen adicional de seguridad,
que pese a disminuir la velocidad de detección, se considera una temporización
adecuada.
Los parámetros finales del algoritmo OOST, se muestran de en la Tabla 3.11.
Tabla 3.11. Ajustes Finales de los Parámetros de OOST
A_offset1 1.5 [Hz/s]
A_offset2 -1.5 [Hz/s]
K -4.0541 s-1
T4 3 ciclos ≈ 48 ms
Los ajustes finales obtenidos, corresponden a la detección de inestabilidad
inminente que produce la contingencia considerada como la más severa para el
SNI, por lo tanto estos ajusten también corresponderán para detectar cualquier otro
tipo de contingencia que provoque inestabilidad en el SNI.
Para verificar lo expuesto, mediante las demás contingencias realizadas (Figuras
3.25 – 3.32), se verifica si en efecto se detecta condición de inestabilidad en un
tiempo adecuado en el plano con los ajustes establecidos.
98
Fig
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3.2
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[Hz]
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[s]
diferencia angular d [deg]
102
Los aspectos más importantes de las Figuras 3.25 – 3.32, se indica a continuación.
Ø Con línea naranja la condición durante la falla
Ø Con línea celeste la condición de pre-falla
Ø Con línea azul la trayectoria de la post-falla
Ø Las figuras en donde las rectas oblicuas del algoritmo OOST no aparecen,
es porque los blinders están por fuera de lo mostrado, ya que se prefiere
señalar el comportamiento de las oscilaciones estables rodeando al origen.
De los resultados de las figuras obtenidas, se verifica la eficacia del algoritmo al
detectar condiciones de inestabilidad angular cuando efectivamente existen.
3.5. RESULTADOS DE LOS PARÁMETROS DE LOS ALGORITMOS
PSD Y OOST
Los resultados de los ajustes de los parámetros de PSD y OOST se los resume
en la Tabla 3.12 así como la representación correspondiente en el plano
mediante la Figura 3.33.
Tabla 3.12. Resumen de Resultados de PSD y OOST
ALGORITMO PSD
Límites Mínimos
|Smin| 0.035 [Hz]
|Amin| 0.16 [Hz/s]
T1, T2 3 ciclos ≈ 48 ms
Límites Máximos
|Smax| 15 [Hz]
|Amax| 50 [Hz/s]
T3 4 ciclos ≈ 64 ms
ALGORITMO OOST
A_offset1 1.5 [Hz/s]
A_offset2 - 1.5 [Hz/s]
K - 4.0541 s-1
T4 3 ciclos ≈ 48 ms
103
Figura 3.33. Resultados de los Parámetros de los Algoritmos PSD y OOST
Representados en el Plano
3.6. TIEMPO DE DETECCIÓN DE CONDICIONES INESTABLES
Primeramente se debe considerar que un programa de estudios de estabilidad
como lo es Power Factory no genera datos de fasores de igual manera que una
PMU, además de que las PMUs tienen su tasa de error. Por lo cual, los resultados
que se obtienen son aproximados.
Una vez establecidos los ajustes característicos de los límites de los algoritmos
PSD y OOST, se analiza el tiempo que tardarían actuando en conjunto en la
detección de condiciones inestables. Para lo cual, de igual manera se toma como
referencia la contingencia 1 de la configuración de la red UCES.
En la Figura 3.34 se muestran las Figuras . En donde se
representa:
Ø El punto A que corresponde al instante en donde se supera por primera vez
el blinder superior del algoritmo OOST.
Ø El punto B, corresponde a un tiempo T4 después de que ocurre el punto A,
poniéndose en “1” la señal de salida (OOST y PSD).
-14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 2 4 6 8 10 12 14
-50
-40
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-20
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10
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OOST
OOST
Smin -Smin
Amin
-Amin
-Smax Smax
Amax
-Amax
[Hz/s]
[Hz]
104
Figura 3.34. Comportamiento de en la Contingencia 1 de la
Configuración UCES
La primera detección de condición de inestabilidad (n-2), punto B, en 230 kV de la
contingencia 1 para la configuración de la red UCES, ocurre:
· En el instante 1,5148 s de la simulación (considerando 1 s de estado estable)
· Es decir 515 ms luego del inicio del cortocircuito
· O sea 435 ms después del fin del cortocircuito, (con 80 ms de duración del
cortocircuito)
-0.1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5
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4
d` vs d
velo
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[Hz]
diferencia angular d [deg]
A
B
105
CAPÍTULO IV
DESARROLLO DE LA APLICACIÓN COMPUTACIONAL
En el capítulo se dará a conocer los elementos necesarios para poder manipular
las mediciones sincrofasoriales y con ello programar en un software de libre acceso
la implementación de la interfaz gráfica de usuario sobre el monitoreo de
oscilaciones de potencia en tiempo real mediante los algoritmos PSD y OOST.
4.1. CONCENTRADOR DE DATOS FASORIALES OpenPDC
4.1.1. ANTECEDENTES [26]
TVA (Tennessee Valley Authority) comenzó el desarrollo de un concentrador de
datos (PDC, por sus siglas en inglés) en el 2004, con el fin de avanzar en los
esfuerzos de la Eastern Interconnection Phasor Project (EIPP). Con la ayuda de
este sistema la EIPP continuó su crecimiento, y ha sido expandida como la North
American Synchrofasor Iniciative (NASPI). La TVA ha puesto este PDC a
disposición del público como un proyecto de código libre llamado OpenPDC.
Las mediciones fasoriales complementan los sistemas de monitoreo y control de
las empresas eléctricas, a la vez que miden información en la red con el fin de
determinar su estado. Cada medición lleva una etiqueta de tiempo precisa tomada
de satélites GPS, de modo que la red pueda ser analizada en instantes de tiempo
específicos (sincronizados). El avance en el uso de estos sincrofasores es
considerado como uno de los pasos más importantes del mejoramiento de los
sistemas de potencia.
TVA estuvo entre los pioneros en el uso de los sincrofasores habiendo instalado
sus primeras PMUs en 1993. TVA actualmente, recolecta información de más de
120 PMUs a lo largo de la mitad oriental de Norte América. Los datos fluyen
continuamente hacia el súper PDC de la TVA desde lugares que van desde Miami,
Florida, hasta Manitoba, Canadá.
106
4.1.2. OPENPDC [26]
Figura 4.1. Logo Característico del Sistema OpenPDC
El Open Source Phasor Data Concentrator (OpenPDC), es un sistema que procesa
cualquier tipo de dato que puede ser descrito como valores medidos y etiquetados
por una estampa de tiempo. Estos valores medidos son simplemente cantidades
numéricas que son adquiridos por un dispositivo fuente especializado, las
mediciones pueden ser por ejemplo: temperatura, vibración, ubicación, luminosidad
y, por supuesto, fasores.
El valor junto con su estampa de tiempo, es enviado hacia el OpenPDC donde
pueden ser almacenados con otras medidas entrantes, de manera que se pueda
realizar cualquier acción sobre un segmento completo de datos que fueron medidos
exactamente en el mismo instante de tiempo.
El sistema fue desarrollado específicamente para manejar flujos de datos
sincrofasoriales en tiempo real y generar secuencias de datos concentrados
“organizados temporalmente” usando protocolos estándar. El OpenPDC por ser un
sistema adaptativo, tiene un amplio rango de usos fuera de los sincrofasores, por
lo que hace simple integrarlo con otros sistemas existentes para ayudar a manejar
la secuencia de flujo de datos.
107
4.1.2.1. Características Principales del OpenPDC [19] [26]
· Redistribuye los datos adquiridos y almacenados en tiempo real a otros
PDCs.
· Contiene un conjunto de elementos que hace que los nuevos desarrolladores
de herramientas de monitoreo en PMUs sea muy fácil iniciar su tarea,
mediante la ayuda de su bloque de librerías basados en .NET.
· Para la comunicación de datos, las librerías del OpenPDC están diseñadas
para soportar diferentes tipos de estándar, por ejemplo IEEE C37.118, IEEE
1344, SEL FastMessage, Macrodyne y F-Net de Virginia Tech. Lo que
permite gran versatilidad, según el estándar al que se encuentren las PMUs
con las que se desee trabajar.
· Permite el almacenamiento de datos, y además el soporte de varios formatos
de archivos históricos como OSIsoft PI Historian y la mayoría de los sitemas
de datos relacionados.
· Presenta estadísticas de rendimiento, los cuales son registrados cada 10
segundos e incluyen latencia, calidad de los datos, y errores de código, así
como estadísticas para los flujos de salida y entrada.
4.2. OpenPDC EN LA APLICACIÓN
La aplicación fue desarrollada en CELEC EP TRANSELECTRIC, en donde se tiene
acceso a las mediciones sincrofasoriales provenientes del PDC ubicado en la
Corporación CENACE.
El OpenPDC, es la base de la aplicación desarrollada, ya que de allí se obtienen
las bibliotecas fundamentales que recogen la información empaquetada según el
estándar IEEE C37.118-2005 que llega desde el PDC. Una vez que se reciben los
datos, los valores son adquiridos para ser manipulados mediante el Software Visual
Basic Express 2008 en el cual se pueden realizar los cálculos necesarios y la
interfaz de usuario personalizada para la implementación del sistema de monitoreo
de oscilaciones de potencia.
108
El uso de las bibliotecas es posible gracias a la modalidad del código de libre acceso
del OpenPDC. Para conocer cuáles son necesarias en el desarrollo de la aplicación,
se siguió las indicaciones de la página CodePlex acerca de los pasos para usar los
archivos del OpenPDC.
Las bibliotecas utilizadas son:
· TVA.Communication.dll.
· TimeSeriesFramework.dll.
· TVA.Core.dll.
· TVA.PhasorProtocols.dll.
Estas bibliotecas permiten crear en Visual Basic Express, capas de adaptación que
permiten la manipulación de los flujos de datos de las PMU.
A continuación se muestra la Figura 4.2, en donde se observa las capas de
adaptación desarrolladas en la aplicación.
10
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110
Como se puede observar, la aplicación básicamente se encuentra conformada por
tres capas de adaptación:
· Capa del Adaptador de Entrada - MultiProtocolFrameParser: Se recopilan
todas las mediciones que obtienen las PMU y se realiza la configuración de
protocolo, estándar, puerto e ID a las que se encuentran sometidas las
mediciones. Esta capa es creada gracias a la implementación de las
bibliotecas .dll del OpenPDC.
· Capa del Adaptador de Acción - IDataFrame: Las mediciones se ordenan
por tiempo y son accionadas mediante las implementaciones IDataFrame en
donde se realiza el procesamiento de los datos, es decir los cálculos
necesarios para el desarrollo de la aplicación. Esta capa de adaptación es
creada gracias a la implementación de las bibliotecas .dll del OpenPDC.
· Capa de Salida – WindowsForms: Finalmente, todas las mediciones y
cálculos son enfilados para la exportación mediante las implementaciones
de WindowsForms, en donde se representa la interfaz de usuario de la
aplicación. En esta capa de adaptación no intervienen las bibliotecas del
OpenPDC, ya que se encuentra incorporada en Visual Basic Express.
Además de las bibliotecas .dll del OpenPDC para el desarrollo de la aplicación
basada en sincrofasores, se necesita del programa .NETFramework que
generalmente se encuentra incorporado en el sistema Microsoft. La relación de los
elementos necesarios para el desarrollo de la aplicación, se muestra en la Figura
4.3.
111
OpenPDCOpenPDC
.NET Framework
Form.vbAPLICACIÓN
· TVA.Communication.dll.· TimeSeriesFramework.dll.· TVA.Core.dll.· TVA.PhasorProtocols.dll.
Visual Basic
Express
Bibliotecas .dll
del OpenPDCSistema de
Microsoft
Figura 4.3. Relación de los Elementos Necesarios para el Desarrollo de la
Aplicación Basada en Sinrofasores
4.3. APLICACIÓN
La aplicación desarrollada, se basa en monitorear en tiempo real oscilaciones de
potencia mediante la implementación de los algoritmos PSD y OOST, y además se
generan alarmas según la ubicación del punto de trabajo en las zonas definidas por
los algoritmos.
112
4.3.1. REQUERIMIENTOS DE FUNCIONAMIENTO
Los requisitos de funcionamiento de la aplicación básicamente son:
1. Bibliotecas .dll del OpenPDC, las cuales se implementan mediante:
· Instalación del programa OpenPDC
· Instalación del programa PMU Conection Tester
Cualquiera de las opciones se las puede encontrar en la página de CodePlex.
2. Software “.NETFramework4.0” de Microsoft
Generalmente se encuentra incorporado en el sistema Mirosoft, pero en caso de
que no lo sea, el programa se lo puede obtener gratuitamente en la página de
Microsoft.
4.3.2. DIAGRAMA DE FLUJO CORRESPONDIENTE A LA PROGRAMACIÓN
EFECTUADA
El desarrollo de la aplicación, es realizado en el software Visual Basic Express
2008, en donde se deben importar las bibliotecas .dll del OpenPDC y poder crear
las capas de adaptación con el fin de tener acceso y manipulación de las
mediciones sincrofasoriales.
En la Figura 4.4 se muestra el diagrama de flujo correspondiente a la programación
efectuada para el desarrollo de la aplicación.
113
INICIO
Crear Adaptadores:- MultiProtocolFrameParser-IDataFrame
Conexión con los datos de
las PMU
Recepción de Datos
Transferencia de Datos del adaptador MultiProtocolFrameParser al
adaptador IDataFrame
Activar algoritmo de suavizado de
señal
Cálculos necesarios del algoritmo PSD y OOST: diferencia, velocidad y
aceleración angular
Algoritmo de Detección de Oscilaciones de Potencia y Pérdida
de Sincronismo PSD y OOSTRepresentación Gráfica de los Algoritmos en Tiempo Real
Configuración del MultiProtocolFrameParser: dirección IP, puerto, protocolo, estándar, ID
Mensaje de Aviso
Algoritmo de Suavizado
Señal de Alarma
Detección del Punto de Trabajo fuera de zonas
estables
Valores de ángulo, velocidad
y aceleración guardados
Detener Conexión
FIN
Mensaje de Aviso
NO
SI
NO
SI
SI
NO
NO
NO
SI
SI
Figura 4.4. Diagrama de Flujo de la Programación efectuada en el Desarrollo
de la Aplicación
114
4.3.3. FUNCIONES DE LA APLICACIÓN DESARROLLADA
· Recepción de datos fasoriales provenientes del PDC de la Corporación
CENACE
· Información de errores de conexión con los datos de las PMUs
· Cálculos a partir de los datos recibidos, como diferencia, velocidad y
aceleración angular
· Información gráfica del comportamiento de las variables calculadas, es decir
la representación gráfica de los algoritmos PSD y OOST en los tres planos
· Generación de alarmas tipo semáforo, que informan la detección de
oscilaciones de potencia estables, inestables y pérdida de sincronismo
· Grabación automática de los valores de ángulo, velocidad y aceleración
angular en un archivo .xlsx cuando se detecte condiciones de oscilación
inestable y pérdida de sincronismo
· Opción del usuario de grabar los valores ángulo, velocidad y aceleración
angular cuando lo requiera
· Opción de suavizar la señal del parámetro de diferencia angular por el
método de media móvil, cuando el usuario lo requiera
· Opción de cambiar la escala del plano , según sea el criterio del
usuario.
· Monitorear los valores máximos y mínimos de la diferencia, velocidad y
aceleración angular en intervalos de 4 segundos.
4.3.4. INTERFAZ DE USUARIO
La aplicación desarrollada, consta básicamente de tres interfaz de usuario, las
cuales se las utiliza de la siguiente manera.
Cuando se ejecuta el programa, se genera la interfaz de usuario llamada “Inicio”, la
cual se muestra en la Figura 4.5.
115
Figura 4.5. Interfaz de Usuario – Inicio
La interfaz de usuario “Inicio”, presenta tres opciones. El botón CONECTAR,
permite acceder a la interfaz de usuario llamada “Detección de Condiciones
Oscilatorias” en donde se visualiza las condiciones oscilatorias del Corredor
Oriental representada en los tres planos . Esto se logra mediante
el acceso a la última configuración de conexión obtenida, la cual se encuentra
registrada en la sección del botón CONFIGURACIÓN.
El botón CONFIGURACIÓN, genera la interfaz de usuario llamada “Parámetros de
Conexión”, en donde se configura el tipo de conexión que se requiera, como se
muestra en la Figura 4.6.
Por otra parte, el botón SALIR permite cerrar esta interfaz de usuario.
116
Figura 4.6. Interfaz de Usuario – Parámetros de Conexión
Existen dos opciones de conexión:
File: Cuando se requiera monitorear una captura de secuencia de datos
específicos. Es decir monitorear condiciones oscilatorias fuera de línea o fuera de
tiempo real, para lo cual se debe ingresar:
· Frame Rate: Se ingresa la tasa de adquisición de datos durante un segundo.
En este caso por ejemplo, las PMUs instaladas en el SNI presentan 60
mediciones/segundo.
· Examinar: Se ingresa la dirección en donde se encuentra el archivo de
secuencia de datos sincrofasoriales en formato .capture.
· Device ID: Se ingresa el número que identifica el dispositivo de las
mediciones sincrofasoriales.
· Auto Repetir: Se indica si se requiere que la serie de secuencia de datos, se
repita automáticamente o no.
117
TCP (Protocolo de Control de Transmisión): Se escoge esta opción cuando se
requiera monitorear condiciones oscilatorias en tiempo real, para lo cual se debe
establecer:
· Dirección IP
· Puerto
· Device ID
· Frame Rate
Una vez que se realiza la configuración de conexión requerida, se presiona el botón
GRABAR (Figura 4.6), en donde seguidamente se regresará a la interfaz de
usuario “Inicio” (Figura 4.5) para que se presione el botón CONECTAR, y acceder
al flujo de datos sincrofasoriales. Se informará mediante un mensaje de aviso, si la
conexión fue exitosa o no; cuando la conexión haya sido exitosa, se podrá visualizar
la interfaz de usuario “Detección de Condiciones Oscilatorias”, la cual se muestra
en la Figura 4.7.
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119
La interfaz de usuario “Detección de Condiciones Oscilatorias” consta básicamente
de tres pestañas:
Pestaña - “Monitoreo”
Es la primera en observarse (Figura 4.7) y es la principal debido que consta de:
· Comportamiento en tiempo real del punto de trabajo entre las barras de
Pomasqui y Molino 230 kV, mediante la representación gráfica en los tres
planos de trabajo , y de los algoritmos PSD y OOST con su
ajuste de parámetros encontrados en el capítulo III. Pudiéndose visualizar si
el punto de trabajo está dentro de zonas estables o no.
· Opción de suavizado de la señal con el método de media móvil.
· Opción de grabar datos de diferencia angular, velocidad y aceleración.
· Cuando el punto de trabajo salga de zonas de operación normal,
automáticamente los valores diferencia angular, velocidad y aceleración se
guardan en un archivo .xls.
· Señal de alerta tipo semáforo, la cual según el color en el que se encuentre,
se pueden tomar acciones. El significado de los colores de alarma son:
o Verde: Punto de trabajo en estado de operación estable.
o Amarillo: Existencia de oscilaciones estables, es decir alguna
perturbación en el sistema ha producido oscilaciones estables en el
corredor oriental, sin embargo es correcto estar atento en caso de que
se esté cerca de sobrepasar a la zona de inestabilidad inminente.
o Rojo: Detección de oscilaciones inestables en el corredor oriental, es
decir se ha producido inestabilidad angular con el sistema eléctrico
colombiano.
o Rosado: Detección de condición de falla en el sistema.
Por otra parte, el plano como se puede observar en la Figura 4.7, presenta dos
formas de onda. La señal de color azul representa la diferencia angular en función
del tiempo tal cual se adquiere las mediciones de las PMUs, mientras que la señal
de color naranja corresponde a su suavizado.
120
Los dos planos y como se sabe, dependen del valor de la diferencia
angular obtenida. En el caso de que se tenga activada la opción de suavizado de
señal, los resultados en los planos y corresponderán a los resultados
del suavizado de señal, es decir a la forma de onda de color naranja.
Se ha realizado esto, debido a que en ciertos momentos, específicamente la PMU
de la subestación Pomasqui, presenta ruido en sus mediciones. Para conocer su
causa, se realizó pruebas de observación y monitoreo de las posibles causas que
lo provoquen, llegando a concluir que la acería ADELCA ubicada en el norte del
país es lo que aparentemente provoca este ruido.
Debido a ello, se prefiere que siempre se tenga activada la opción de suavizado de
señal, por el hecho de que se pueden generar alarmas erróneas. Es por lo cual,
que cuando se ejecuta el programa y si se tiene una conexión exitosa, la opción de
suavizado de señal va a estar activada; sin embargo si el usuario desea desactivar
esta opción puede hacerlo.
Pestaña - “Algoritmo PSD”
Figura 4.8. Interfaz de Usuario – Pestaña “Algoritmo PSD”
121
Se representa en tiempo real el diagrama de bloques que corresponde al algoritmo
PSD, observándose como se está generando su operación. En esta pestaña
además, se generan señales de alarma de igual manera de tipo semáforo, en donde
sus colores significan:
· Verde: El punto de trabajo se encuentra en zona de operación estable.
· Tomate: El punto de trabajo se encuentra en zona de condición oscilatoria.
· Rosado: Detección de la existencia de falla en el corredor oriental.
Pestaña - “Algoritmo OOST”
Figura 4.9. Interfaz de Usuario – Pestaña “Algoritmo OOST”
122
Se representa gráficamente el diagrama de bloques correspondiente al algoritmo
OOST, pudiendo observarse cómo se está generando su operación en tiempo real.
Además se ha representado la operación de los dos algoritmos PSD y OOST
trabajando en conjunto, y con la generación de señales de alarma en cada
representación gráfica.
· Diagrama de bloques del algoritmo OOST
o Verde: Los generadores cercanos a las barras de Molino y Pomasqui se
encuentran en sincronismo.
o Rojo: En este caso los generadores cercanos a las barras de Molino y
Pomasqui han perdido el sincronismo entre ellos, es decir ocurre la
existencia de inestabilidad con el sistema eléctrico Colombiano.
· Combinación de los dos algoritmos PSD y OOST
o Verde: Si el estado de la alarma se encuentra en color verde, significa
que no hay detección de oscilaciones inestables en el corredor
oriental del sistema.
o Rojo: Cuando la señal de alerta se encuentre en color rojo, significa
que se está detectando oscilaciones inestables en el corredor oriental
y que se debe tomar acciones de control inmediatas.
123
CAPÍTULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
· Las oscilaciones de potencia se deben a diferentes tipos de perturbaciones
en el sistema, causantes de cambios en los ángulos rotóricos de las
máquinas y variaciones en los flujos de potencia en el sistema de
transmisión. Según la severidad de la perturbación, estas oscilaciones
pueden ser estables o inestables. Las oscilaciones inestables indican que se
han producido perturbaciones severas que llegan a sobrepasar el ángulo
rotórico de las máquinas y se termine en la pérdida de sincronismo.
· Los algoritmos PSD (Power Swing Detection) y OOST (Predictive Out of Step
Tripping) son métodos eficaces de detección de oscilaciones de potencia
tanto estables como inestables, su funcionamiento se basa en el parámetro
de la diferencia angular de voltaje entre dos barras de un SEP, cuyas
medidas son obtenidas mediante los dispositivos PMU.
· Mediante el estudio e implementación de los algoritmos PSD y OOST, se ha
llegado a monitorear los flujos de potencia del corredor oriental de
transmisión Molino – Totoras – Santa Rosa del SNI en tiempo real, pudiendo
con ello detectar condiciones oscilatorias estables, inestables, pérdida de
sincronismo así como la ocurrencia de fallas en un tiempo alrededor de 400
ms, el cual depende de los parámetros establecidos de los algoritmos. Todo
esto se puede lograr con la aplicación computacional basada en bibliotecas
de libre acceso para la manipulación de datos sincrofasoriales.
· La diferencia angular de voltaje entre dos barras de un SEP, representa un
parámetro directo de la variación de flujo de potencia por el vínculo de
transmisión y por ende de las oscilaciones de potencia producidas en los
generadores localizados cerca a esas barras.
124
· Las aplicaciones que se pueden desarrollar mediante sincrofasores son
ilimitadas, basta con la utlización de las bibliotecas del programa OpenPDC
de libre acceso.
· Los sistemas de medición sincrofasorial basados en dispositivos PMU,
actualmente presentan grandes beneficios para los sistemas de potencia, ya
que permiten tener observabilidad del sistema, llegando a cambiar la forma
de operación en tiempo real mediante la implementación de múltiples
aplicaciones.
5.2 RECOMENDACIONES
· Para implementar los algoritmos PSD y OOST, se deben conocer
previamente las zonas sensibles del sistema de potencia a condiciones
oscilatorias después de alguna perturbación, y con ello decidir las barras
donde se desee obtener las fases de los voltajes y calcular el parámetro de
diferencia angular.
· Se recomienda previamente conocer el funcionamiento de las PMUs y
dispositivos asociados, considerando la forma de generación de las medidas
sincrofasoriales, la manera de adquisición de los datos y el proceso de su
manipulación.
· Comparar el comportamiento de los datos de las diferentes PMUs, a fin de
determinar aquellas ubicadas en sitios con alta presencia de ruido. Si una de
las PMU presenta ruido excesivo, los resultados de la primera y segunda
derivada angular se verán afectados, pudiendo originar alarmas erróneas;
por lo cual, se debe proceder a la implementación de suavizado de señales.
125
· Se recomienda para trabajos futuros que la implementación de los algoritmos
no sólo sean utilizados para monitoreo sino también para protección. Los
algoritmos PSD y OOST se convertirían en funciones de protección
sistémica (SPS) basados en sincrofasores, con acciones correctivas
precisas, rápidas y eficaces ante eventos de oscilaciones inestables de
potencia.
· Mediante el uso de las bibliotecas .dll del código de libre acceso del
OpenPDC, se recomienda desarrollar más aplicaciones basadas en medidas
sincrofasoriales que ayuden a la supervisión en tiempo real del sistema de
potencia.
126
BIBLIOGRAFÍA
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MacGraw-Hill, 1994.
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[5] A.G. Phadke, J.S. Thorp, “Synchronized Phasor Measurement and Their
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and Power Swing Detection Using Synchrophasors”, Schweitzer Engineering
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127
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[13] IEEE Standard, “IEEE C37.118-2005 for Synchrophasors for Power
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Politécnica Nacional, Quito, Ecuador, 2009.
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Interconectado del Ecuador”, Proyecto de Titulación, Universisdad
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Sistemas y Mercados de Energía – COSMER, USA, 2013.
[21] J. Cepeda, “Supervisión dinámica de la operación en tiempo real con
información fasorial”, Corporación CENACE, Conferencia en Congreso
Internacional de Operación de Sistemas y Mercados de Energía – COSMER,
Colombia, 2013
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[23] SIPROTEC, “Distance Protection 7SA6”, Manual, SIEMENS.
[24] D.G. Colomé, “Sistemas de medición WAMS”, IEE-UNSJ Argentina, 2013.
[25] D. Yan, “Wide-area Protection and Control System With WAMS Based”,
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[26] V. Flores, J. Iza, “Identificación de Fallas Críticas en el Sistema Nacional
Interconectado del Ecuador y Diseño de un squema de Protcción Sistémica”,
Corporación CENACE, Revista Técnica Energía, Enero 2014.
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2014. Disponible en: http://openpdc.codeplex.com/
[28] DIgSILENT Power Factory, “User’s Manual”, 14th ed., DIgSILENT GmbH.
[29] The MathWoks, Inc., “Documentation Center”, 2014. Disponible en:
http://www.mathworks.com/help/index.html
ANEXOS
A. 1
ANEXO A
MANUAL DE USUARIO
A.1. ANTECEDENTES
El desarrollo continuo de la tecnología en los sistemas eléctricos de potencia,
actualmente está provocando un cambio radical en la forma de operación en tiempo
real de los componentes del sistema eléctrico.
Las unidades de medición fasorial (PMU) son la base de este cambio, ya que
proporcionan mediciones sincronizadas en el tiempo representadas como fasores
a una tasa de adquisición entre 20 y 60 datos por segundo. Adicionalmente con la
integración del sistema de comunicación adecuado, servidores para la organización
de los datos y además de aplicaciones especializadas, se puede obtener
observabilidad dinámica y análisis del sistema de potencia, permitiendo la
interacción adecuada con el personal de operación.
Obedeciendo a lo anterior, se hace necesario el desarrollo de herramientas de
software’s de aplicación que presten un servicio adecuado, eficiente y preciso al
personal encargado de la operación del sistema. Mediante la implementación de
interfaces gráficas en donde se combinen elementos gráficos y de control, se puede
cumplir este objetivo.
A.2. APLICACIÓN
La aplicación desarrollada es un programa que se ejecuta en el sistema Windows.
Su función básica es monitorear oscilaciones de potencia en el Corredor Oriental
del SNI, recibiendo datos sincrofasoriales a través de una conexión TCP/IP, los
cuales son empaquetados siguiendo el protocolo IEEE C37.118-2005.
A. 2
A.2.1. REQUERIMIENTOS PARA LA EJECUCIÓN DE LA APLICACIÓN
Para poder ejecutar la aplicación es necesario haber instalado previamente:
· Las bibliotecas .dll del OpenPDC, las cuales se pueden obtener con la
instalación del programa OpenPDC o el programa PMU Conection Tester.
· El software “.NETFramework4.0” de Microsoft, cuya instalación es gratuita.
A.2.2. TAREAS DE LA APLICACIÓN
La aplicación realiza tareas como:
1. Recepción de datos fasoriales provenientes del PDC (Concentrador de
Datos Fasoriales) de la Corporación CENACE, que a su vez son obtenidos
de las PMU conectadas en algunos campos del SNI.
2. Cálculos a partir de los datos recibidos, como diferencia, velocidad y
aceleración angular.
3. Información gráfica del comportamiento de las variables calculadas, es decir
la representación gráfica de los algoritmos PSD y OOST en los tres planos
.
4. Información de errores de conexión con los datos de las PMU.
5. Alarmas tipo semáforo que informan la detección de oscilaciones de potencia
estables, inestables y además la pérdida de sincronismo.
6. Grabación automática de los valores de ángulo, velocidad y aceleración
angular en un archivo .xlsx cuando se detecte condiciones de oscilación
inestable y pérdida de sincronismo.
7. Opción del usuario de grabar los valores ángulo, velocidad y aceleración
angular cuando lo requiera.
8. Opción de suavizar la señal del parámetro de diferencia angular por el
método de media móvil, cuando el usuario lo requiera.
9. Opción de cambiar la escala del plano , según sea el criterio del
usuario.
A. 3
10. Monitorear los valores máximos y mínimos de la diferencia, velocidad y
aceleración angular en intervalos de 3 segundos.
A.2.3. INTERFAZ DE USUARIO
La aplicación desarrollada consta básicamente de tres interfaz de usuario, las
cuales se las utiliza de la siguiente manera.
Cuando se ejecuta el programa, se genera la interfaz de usuario llamada “Inicio”, la
cual se muestra en la Figura A.1.
Figura A.1. Interfaz de Usuario – “Inicio”
La interfaz de usuario “Inicio”, presenta tres opciones. El botón CONECTAR,
permite acceder a la interfaz de usuario llamada “Detección de Condiciones
Oscilatorias” en donde se visualiza las condiciones oscilatorias del Corredor
Oriental representada en los tres planos . Esto se logra mediante
el acceso a la última configuración de conexión obtenida, la cual se encuentra
registrada en la sección del botón CONFIGURACIÓN.
El botón CONFIGURACIÓN, genera la interfaz de usuario llamada “Parámetros de
Conexión”, en donde se configura el tipo de conexión que se requiera (Figura A.2).
Existen dos opciones de conexión:
A. 4
File:
Figura A.2. Interfaz de Usuario – Parámetros de Conexión, Opción de
Conexión tipo File
Se escoge este tipo de conexión cuando se requiera monitorear una captura de
secuencia de datos específicos. Es decir monitorear condiciones oscilatorias fuera
de línea o fuera de tiempo real, para lo cual se debe ingresar:
· Frame Rate: Se ingresa la tasa de adquisición de datos durante un segundo.
En este caso por ejemplo las PMUs instaladas en el SNI presentan 60
mediciones/segundo.
· Examinar: Se ingresa la dirección en donde se encuentra el archivo de
secuencia de datos sincrofasoriales en formato .capture.
· Device ID: Se ingresa el número que identifica el dispositivo de las
mediciones sincrofasoriales.
· Auto Repetir: Se indica si se requiere que la serie de secuencia de datos se
repita automáticamente o no.
A. 5
TCP (Protocolo de Control de Transmisión)
Figura A.3. Interfaz de Usuario – Parámetros de Conexión, Opción de
Conexión tipo TCP
Se escoge esta opción, cuando se requiera monitorear condiciones oscilatorias en
tiempo real, para lo cual se debe establecer:
· Dirección IP
· Puerto
· Device ID
· Frame Rate
Una vez realizada la configuración de conexión requerida, se presiona el botón
GRABAR (Figura A.2, A.3), en donde seguidamente se regresará a la interfaz de
usuario “Inicio” para que se presione el botón CONECTAR y acceder al flujo de
datos sincrofasoriales. Se informará mediante un mensaje de aviso, si la conexión
fue exitosa o no (Figura A.4).
A. 6
Figura A.4. Mensaje de Aviso del Estado de Conexión con las Mediciones
Sincrofasoriales
Cuando la conexión haya sido exitosa, se podrá visualizar la interfaz de usuario
“Detección de Condiciones Oscilatorias”, la cual se muestra en la Figura A.5.
Por otra parte, el botón SALIR de la Figura A.1 permite cerrar esta interfaz de
usuario.
A.
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A. 8
La interfaz de usuario “Detección de Condiciones Oscilatorias” consta básicamente
de tres pestañas, como se muestra en la Figura A.6:
Figura A.6. Pestañas de la Interfaz de Usuario “Detección de Condiciones
Oscilatorias”
Pestaña - “Monitoreo”
La pestaña “Monitoreo” es la primera en observarse, debido a que es la principal ya
que consta de:
· Comportamiento en tiempo real del punto de trabajo entre las barras de
Pomasqui y Molino 230 kV mediante la representación gráfica en los tres
planos de trabajo , y de los algoritmos PSD y OOST (Figuras
A.7 – A.9), con su ajuste de parámetros encontrados en el capítulo III.
Pudiéndose visualizar si el punto de trabajo está dentro de zonas estables o
no.
Figura A.7. Gráfica del Plano
A. 9
Figura A.8. Gráfica del Plano
Figura A.9. Gráfica del plano con sus Parámetros de Ajuste
A. 10
· Opción de usuario de escoger suavizado de la señal , también de grabar
datos de diferencia angular, velocidad y aceleración cuando lo desee. Figura
A.10
Figura A.10. Opciones de Usuario
· Monitorear los valores máximos y mínimos de la diferencia, velocidad y
aceleración angular en intervalos de 3 segundos. Figura A.11
Figura A.11. Valores Máximos y Mínimos de Diferencia, Velocidad y
Aceleración Angular
A. 11
· Opción de cambiar la escala del plano , según sea el criterio del
usuario. Figura A.12
Figura A.12. Cambio de Escala del Plano
· Señal de alerta implementada tipo semáforo, la cual según el color en el que
se encuentre se puede tomar acciones si fuera necesario. Figura A.13.
Figura A.13. Señal de Alerta tipo Semáforo
El significado de los colores de alarma, son:
o Verde: Punto de trabajo en estado de operación estable
o Amarillo: Existencia de oscilaciones estables
o Rojo: Detección de oscilaciones inestables en el corredor oriental de
transmisión.
o Rosado: Detección de condición de falla en el sistema
A. 12
· Opción de parar la conexión mediante el botón DETENER, así como también
la opción de establecer nuevamente conexión con el botón CONECTAR.
Además el botón SALIR que permite cerrar el programa. Figura A.14.
Figura A.14. Botones Conectar y Detener de la Pestaña “Monitoreo”
Por otra parte, el plano como se puede observar en la Figura A.7, presenta dos
formas de onda. La señal de color azul representa la diferencia angular en función
del tiempo tal cual se adquiere las mediciones de las PMUs, mientras que la señal
de color naranja corresponde a su suavizado.
Los dos planos y como se sabe, dependen del valor de la diferencia
angular obtenida. En el caso de que se tenga activada la opción de suavizado de
señal, los resultados en los planos y corresponderán a los resultados
del suavizado de señal, es decir a la forma de onda de color naranja.
Se ha realizado esto, debido a que en ciertos momentos, específicamente la PMU
de la subestación Pomasqui, presenta ruido en sus mediciones. Para conocer su
causa, se realizó pruebas de observación y monitoreo de las posibles causas que
lo provoquen, llegando a concluir que la acería ADELCA ubicada en el norte del
país es lo que aparentemente provoca este ruido.
Debido a ello, se prefiere que siempre se tenga activada la opción de suavizado de
señal, por el hecho de que se pueden generar alarmas erróneas. Es por lo cual,
que cuando se ejecuta el programa y si se tiene una conexión exitosa, la opción de
suavizado de señal va a estar activada; sin embargo si el usuario desea desactivar
esta opción puede hacerlo.
A. 13
Pestaña - “Algoritmo PSD”
Figura A.15. Interfaz de Usuario – Pestaña “Algoritmo PSD”
Se representa en tiempo real el diagrama de bloques que corresponde al algoritmo
PSD, observándose como se está generando su operación. En esta pestaña
además, se generan señales de alarma tipo semáforo, en donde sus colores
significan:
· Verde: El punto de trabajo se encuentra en zona de operación estable.
· Tomate: El punto de trabajo se encuentra en zona de condición oscilatoria.
· Rosado: Detección de la existencia de falla en el Corredor Oriental.
A. 14
Pestaña - “Algoritmo OOST”
Figura A.16. Interfaz de Usuario – Pestaña “Algoritmo OOST”
Se representa gráficamente el diagrama de bloques correspondiente al algoritmo
OOST, pudiendo observarse cómo se está generando su operación en tiempo real.
Además se ha representado la operación de los dos algoritmos PSD y OOST
trabajando en conjunto, y con la generación de señales de alarma en cada
representación gráfica.
· Diagrama de bloques del algoritmo OOST
o Verde: Los generadores cercanos a las barras de Molino y Pomasqui se
encuentran en sincronismo.
o Rojo: En este caso los generadores cercanos a las barras de Molino y
Pomasqui han perdido el sincronismo entre ellos, es decir ocurre la
existencia de inestabilidad con el sistema eléctrico Colombiano.
· Combinación de los dos algoritmos PSD y OOST
o Verde: Si el estado de la alarma se encuentra en color verde, significa
que no hay detección de oscilaciones inestables en el corredor
oriental del sistema.
o Rojo: Cuando la señal de alerta se encuentre en color rojo, significa
que se está detectando oscilaciones inestables en el corredor oriental
y que se debe tomar acciones de control inmediatas.
