8/18/2019 Medición Sincronizada de Fasoresen RelesDigitales Para la Protección, Control y el Análisis de Sistemas Eléctricos de Potencia
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Medición Sincronizada de Fasoresen Reles Digitales Para laProtección, Control y el Análisis de
Sistemas Eléctricos de Potencia
G. Benmouyal, E. O. Schweitzer, A. Guzmán
Schweitzer Engineering Laboratories
Pullman, WA USA
Presentado Por: Miguel Cruz
Schweitzer Engineering Laboratories
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Introducción (1)
Fasores Sincronizados y LaDinámica del Sistema
Presentación de Métodos deMuestreo y Procesamiento de Señal
Medición de Fasores Sincronizadosy Protección de Distancia
Medición de la Magnitud y el Angulode un Fasor con MétodosDesconectados
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Introducción (2)
Aplicaciones de Mediciones de
Fasores Sincronizados
Consideraciones del Sistema
Fuentes de Errores
Conclusiones
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Fasores Sincronizados y Dinámica
del Sistema
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Definición de Fasores
Time domain Frequency domain
R
Li(t)
jωL
V∠φ
R
I∠φV cos (ωt+φ)
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La Medición de el Angulo ConFrecuencias Diferentes a la Nominal
1/f 0
v(t)
t (sec)
0δ
β
δ+∆π=β t•f ••2)t(
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La Diferencia de Ángulos Permanece
Constante Durante la Operación enFrecuencias No-Nominales
XL
A B
φB
β
t
φ A
φ∆
βB
β A
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Los Fasores Sincronizados son comouna “Fotografia” del Sistema Eléctrico
de Potencia con una Referencia Absoluta de Tiempo
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La Potencia de Aceleración Cambia
la Energía Cinética de una Maquina
Turbine Generator
Tm
Te
Jt
Jg
Pm Pe
dtdWPPP kineticema =−=
2
2
a dt
d
JP
δ
ω=
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La Posición del Rotor con Respecto a
una Referencia Sincrónica
δ+ω=θ t)t( syna'a
Synchronous reference frame
N
S
δ
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La Transferencia de Potencia (Watts)
Depende de
Rotor Position (deg)
R e a
l P o w e r
( w a t t s )
Pe
Pm
P
δδ0 δ2 δ1
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Referencia de Tiempo Absoluta en
TODO el Sistema Eléctrico de Potencia
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Técnicas de Muestreo y de
Procesamiento de Señal Actuales
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Muestreo con Intervalos Fijos de
Tiempo Usando una Referencia Absoluta de Tiempo
Time
Synch
GPS
Clock
A/DLPF SynchronizedPhasor
ƒs
v
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El Muestreo con un intervalo de
Tiempo Constante Introduce Erroresen los Cálculos de Fasores a
Frecuencias No-Nominales
I m
a g i n a r y
Real-10 -5 0 5 10
-8
-4
0
4
8
Calculated
Phasors
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El Muestreo Ajustado a ƒsys
Reduce los Errores de Estimación deFasores
A/D BPF
DistanceProtection
ƒsys
x k
LPFv
Frequency
Estimation
ƒsys
ƒs
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Muestreo y Procesamiento de SeñalPara la Medición de Fasores
Sincronizados y Protección deDistancia
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Medición de Fasores Sincronizados y
Protección de Distancia
A/D
BPF
Synchronized
Phasor RSMP
Distance
Protection
SPS
SPCLPFv
Time
Synch
GPS
Clock
ƒs
Phase
Mag
Frequency
Estimation
ƒsys
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Calculo Separado de Magnitud y de
Angulo Provee la Medición Adecuadade Fasores
Phase
v
Samples/second
VMagnitudev
Samples/cycle
1∠φ
V∠φ
Phasor
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La Correlación de la Señal de Entrada
con una Señal Sincronizada en TiempoExtrae la Información del Angulo
( ) t –j0etcosVV ωφ+ω=
r
Input Signal
[ ] t j)t( j)t( j 0eee
2
VV
ω−φ+ω−φ+ω +=r
( )[ ] ( )[ ]
{ }φ+ω+ωφ+ω−ω
+=
t j – t j 00
ee2
V
V
r
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Principio de Medición del Angulo
cos (ω0t)
–sin (ω0t)
v(t)
φ
LPF
LPFtan
–1
x
y
Ref φ V
GPS
Clock
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Medición Adecuada del Angulo a 59.5
Hz en un Sistema de 60 Hz
0 0.1 0.2 0.3 0.4
-60
-40
-20
0
20
40
60
φ1 – φ
2
φ1
φ2
Time (s)
A n g l e ( d e g )
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Desempeño de la Técnica deMedición de Fasores Sincronizados
Durante Transientes en el SistemaEléctrico de Potencia
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El Modelo Utilizado Para Evaluar el
Desempeño de la Medición de FasoresSincronizados
Bus 1Hydro Generator Bus 2 Bus 3
Z1= 0.1 pu210 MVA
∆ –Y
ZT= 0.2 pu
200 MVA
H = 3.2 s
X'd=0.3 pu
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Tiempo Critico de Despeje de una
Falla Tri-fasica
0 50 100 1500
0.5
1
1.5
δc
System Load Angle (deg.)
Pm
Pe
A2
A1
δ0
R
e a l P o w e r ( W a t t s
)
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El Sistema esta Estable Despejando la
Falla en 50 msMachine Speed
0 2 4 6 8 10 120.99
1
1.01
Time (s)
M a c h i n e S p e e d ( p u
)
El Si t t E t bl D j d l
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El Sistema esta Estable Despejando la
Falla en 50 msPhase Angle Difference
0 2 4 6 8 10 12
-26
-22
-18
-14
-10
A n g
l e D i f f e r e n c e ( d e g )
Time (s)
0.633 s
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El Sistema esta Estable Despejando la
Falla en 200 msMachine Speed
0 4 8 12
1.04
1
0.96
M a c h
i n e S p e e
d ( p u )
Time (s)
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El Sistema esta Estable Despejando la
Falla en 200 msPhase Angle Difference
0 2 4 6 8 10 12-50
-30
-10
10
30
A n g l e D
i f f e r e n c e
( d e g )
Time (s)
0.643 s
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El Sistema Termina Inestable
Despejando la Falla en 300 msMachine Speed
0 0.5 1 1.5 2
1
1.02
1.04
1.061.08
1.1
1.12
M a c h i n e S
p e e d ( p u
)
Time (s)
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El Sistema Termina Inestable
Despejando la Falla en 300 msPhase Angle Difference
0 0.5 1 1.5 2
0
400
800
1200
1600
2000
Time (s)
A n g l
e D
i f f
e r e
n c e
( d e g
)
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El Error en la Medida del Periodo de la
Oscilación es Menos del 3 Por Ciento
Fault Duration(ms) Actual(sec) Measured(sec) Error %
50
0.626
0.633 1.12
200 0.643 2.72
Aplicaciones de la Medición de
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Aplicaciones de la Medición de
Fasores Sincronizados Monitoreo en Tiempo Real de las
Variables de Estado del Sistema dePotencia
Transductor de Angulo
Estimación de Estado
Una Estimación
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Una Estimación
Mas Rápida con la Medición DeFasoresV
1∠δ
1
jXL
V2∠δ
2
rror e)(V,h
Q
P
V
V
State
tsMeasuremen
12
12
2
1
12
+θ=
⎥⎥⎥
⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢
⎢⎢⎢
⎣
⎡ δ
321
321
6X105 ms
{
321State
tsMeasuremen
2
1
2
1
)
VV
θ=
⎥⎥
⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢
⎢⎢
⎣
⎡
δ
δ
(V,h
⇒
1X102 ms!
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Consideraciones del Sistema
S ó
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Muestreo de Datos Sincrónicamente
Registrando su Estampa de Tiempo
ƒs
Generate
COMTRADEReport
A/D Amplitude
COMTRADE
via Comm.
PortsGPSClock
x m GenerateTime
Stamp
Demodulated
IRIG-B
1kPPS
Time
LPFv
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Transmisión de Datos para
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Transmisión de Datos para
Aplicaciones que Cubren Todo elSistema Eléctrico de Potencia
GPS RCVR
Relay 1
A B
Host
Computer
Satellite
GPS RCVR
Relay 2
L Di iti R t l
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Los Dispositivos Reportan las
“ Fotografiás” que Toman del Sistema=>> MET PM 6:05
Synchronized Phasor Measurement Data Will be Displayed at 6:05:00.000
=>>
Relay 1 Date: 01/01/2002 Time:
06:05:00.000
Station A Serial Number: 0000000000
Synchrophasors Phase Currents Phase VoltagesIA IB IC VA VB VC
MAG (A/kV) 199.429 201.079 201.392 132.775 132.800
132.784
ANG (DEG) -134.82 104.69 -14.94 150.00 30.01 -89.99
Pos. Sequence Current (A) Pos. Sequence Voltage (kV)
I1 V1
MAG 200.632 132.786
ANG (DEG) -135.01 150.00
FREQ (Hz) 59.99
Los Transformadores de
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Los Transformadores de
Instrumentación son la Fuente MasImportante de ErroresError Cause Error in
Degrees
Error in
s
Time
Synchronization
± 0.0216 ± 1
Instrument
Transformers
(Class 0.3)
± 0.3 ± 14
Phasor Estimation
Device
± 0.1 ± 5
Conclusiones (1)
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Conclusiones (1)
Las técnicas de medición de fasoressincronizados tradicionales no son
adaptables a la protección de distancia. Las protecciones de distancia
tradicionalmente muestrean en múltiplosde la frecuencia de operación del sistema
La medición de fasores sincronizados yla protección de distancia son posibles
con técnicas modernas de muestreo y
procesamiento de señal
Conclusiones (2)
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Conclusiones (2)
La medición por separado del ánguloy de la magnitud del fasor es una
técnica adecuada para la estimaciónde fasores sincronizados
El calculo en tiempo real de fasores
es posible con exactitud, aun en
condiciones transientes