INDICE
Mensaje del Comité Organizador Comité Organizador Empresas representadas en la Exposición Industrial
ii iii iv
Fast parameter estimation for power system protection
1
P. Korba (ABB Switzerland Ltd, Switzerland). 7 Caracterización frecuencial de eventos transitorios. Propuesta metodológica Gina Idárraga Ospina, Eduardo Orduña (Universidad Nacional de San Juan, Argentina), Ernesto Vázquez Martínez (Universidad Autónoma de Nuevo León, México).
Fasores de n-ésimo orden para oscilaciones de potencia y detección de transitorios
15
José Antonio de la O Serna (Universidad Autónoma de Nuevo León, México).
Virtual testing of protection relays
23
A. Apostolov (AREVA T&D Automation, USA), H. Kang (AREVA T&D Automation, UK).
TREMA: Benefits of using a unique tool for automatic communication and normalization of protection devices and fault recorders events
29
Daniel Cancela, Elías Carnelli, Julián Malcón and Juan Zorrilla de San Martín (Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas U.T.E., Uruguay).
Adición del modelo de un relé de distancia a un programa de cálculo de transitorios electromecánicos en sistemas de potencia
37
Verónica Ponce, Elba Barragán (CADAFE-Despacho de Carga Central, Venezuela), Elmer Sorrentino (Universidad Simón Bolívar, Venezuela) y Marino Maragno (OPSIS, Venezuela).
Herramienta computacional para el análisis avanzado de registros de fallas
43
O. E. Bermúdez (CVG EDELCA, Venezuela).
Ventajas y desventajas de las características cuadrilaterales y mho en los reles de distancia Yofré Jácome D., Gustavo Pinares C., Ciro Alvarez C. (Red de Energía del Perú, Perú).
v
49
Lógica y ajustes del esquema de energización inadvertida en las unidades generadoras de la central termoeléctrica Altamira
57
José N. Tetlalmatzi T., José de J. Durón M., Jorge Alarcón P. (Comisión Federal de Electricidad, México)
Cálculo de ajuste y coordinación de protecciones de un banco de autotransformadores 400/230/10 kV de 330 MVA (estrella/estrella/delta)
63
Miguel Ángel Méndez Albores, Javier Correa Arredondo (Luz y Fuerza del Centro, México).
Proyecto de modernización: caseta modular de control para la subestación eléctrica Nava
75
David Sánchez, Rey David González y Enrique Valdez (Schweitzer Engineering Laboratories, S.A. de C.V., México), Carlos M. Robledo, Raúl J. Cavazos, José J. Luna, Sergio D. González y Gerardo M. Robledo (Comisión Federal de Electricidad, México).
Comunicación en Subestaciones Eléctricas, Protocolo IEC61850
87
Mark Adamiak (GE Multilin, USA), Abraham Romero (General Electric Multilin, México).
Fast open line detection supervises the integrity of power transmission corridors
95 B. Kirby, S. H. Richards (AREVA T&D, UK), I. Kamwa (University in Québec, Canada), R. Grondin, M. Rousseau, D. Paré (Hydro-Québec, Canada).
Distance protection designed for ease of application
101
S. H. Richards (AREVA T&D, UK), A. P. Apostolov (AREVA T&D Automation, USA).
The perfect time: An examination of time - synchronization techniques
107
Ken Behrendt and Ken Fodero (Schweitzer Engineering Laboratories, Inc., USA).
Protective relay synchrophasor measurements during fault conditions
127 Armando Guzman, Satish Samineni, and Mike Bryson (Schweitzer Engineering Laboratories, Inc., USA).
Conceptos de resonancia subsíncrona aplicados en la operación de un relevador digital
141
José A. Castillo J., David Sebastián B. (Instituto Politécnico Nacional, México), C. A. Rivera Salamanca (Universidad Autónoma Metropolitana, México). 147 Enhanced power transformer differential protection and voltage control Zoran Gajiü, Ivo Brnþiü, Birger Hillström, Mike Kockott (ABB Power Technologies AB, Sweden), Daniel Karlsson (Gothia Power AB, Sweden), Igor Ivankoviü (HEP, Croatia).
Las 3 dimensiones de la impedancia: la protección por pérdida de campo de una máquina síncrona
157
Ramón G. Sandoval I. (Comisión Federal de Electricidad, México).
System-wide replacement strategy for substation protection and automation systems
163
Paul T. Myrda (Trans-Elect, Inc, USA), Eric A. Udren (KEMA T&D Consulting, USA).
Efecto del Aumento de la Velocidad de la Protección contra Sobrecorriente en la Calidad de Potencia Juan Carlos Gómez (Universidad Nacional de Río Cuarto, Argentina).
vi
173
High impedance fault detection system
183
Ratan Das (ABB Inc.,USA). 187 Field experience with high-impedance fault detection relays Alvin C. Depew, Jason M. Parsick, Robert W. Dempsey (Pepco, USA), Carl L. Benner, B. Don Russell (Texas A&M University, USA), Mark G. Adamiak (GE Multilin, USA).
Análisis de la influencia de componentes armónicos de corriente en reles de protección en sistemas monofásicos con retorno por tierra
193
Jú l io O mori (Compania Paranaense de Energia - Universidade Federal Tecnológica do Paraná, Brasil) ,El oi Ru fa to Ju ni or ( Compania Paranaense de Energia - Universidade Federal Tecnológica do Paraná , Universidade de São Paulo, Brasil) ,M aur ic io R . Or teg a , Pau lo S. Xa vier , L aur o Ra mp azo (Compania Paranaense de Energia, Brasil) , Carlos C. Barioni de Oliveira (Universidade de São Paulo, Brasil).
Condition Assessment of Power System Protection and Control Equipment--A Methodology to Estimate their End of Useful Life
205
Ed Khan, David Elizondo (KEMA Inc., USA)
Disparos simultáneos en circuitos de distribución por sobrecorriente en motores de equipos de aire acondicionado
213
Francisco J. Peñaloza Sánchez (CFE, México), Jorge A. Aguilar Camarena (Universidad Autónoma de Baja California, México)
CT saturation in industrial applications - analysis and application guidelines
219 Bogdan Kasztenny (General Electric, USA), Jeff Mazereeuw (GE Multilin, USA), Kent Jones (Instrument Transformers, Inc.).
Índice de Autores
233
vii
V I I I S i mp o s i o I b e r o a m e r i c a n o s o b r e P r o t e c c i ó n d e S i s t e m a s E l é c t r ic o s d e P o t e n c i a SIPSEP-06-02
www.uanl-die.net
CARACTERIZACIÓN FRECUENCIAL DE EVENTOS TRANSITORIOS PROPUESTA METODOLÓGICA Gina Idárraga Ospina1, Eduardo Orduña1, Ernesto Vázquez Martínez2 1 2
INSTITUTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA (IEE) Universidad Nacional de San Juan (UNSJ) Argentina. DE NUEVO LEÓN. México.
Resumen - El propósito de este artículo es introducir a la comunidad de ingenieros una nueva metodología para clasificar e identificar transitorios en líneas de transmisión a partir de una correcta caracterización frecuencial de los mismos. Inicialmente se hace una breve descripción de la evolución en investigaciones de transitorios realizados hasta la actualidad. Se describen y analizan los conceptos básicos sobre Protección Basada en Transitorios (TBP). Se hace una breve revisión de los principales métodos de análisis aplicados para clasificación de eventos transitorios. Finalmente se expone la metodología propuesta. Esta técnica se concibe como suplemento a un esquema de protección principal basado en señales de alta frecuencia.
Por ejemplo, en [1] se muestra el contenido espectral causado por eventos transitorios. En [2] y [3] se analizan las distorsiones de la forma de onda de la señal, causada por los transitorios generados en el momento de una falla, y se presenta su efecto en el desempeño de los relés basados en la frecuencia fundamental. Con base en estos y otros trabajos similares, se llegó a la conclusión de que las señales de alta frecuencia, consideradas ruido, debían ser filtradas. Por lo tanto algún tipo de filtro debía estar ubicado entre los transductores y el relé. Desde entonces muchas investigaciones han sido llevadas a cabo en este aspecto. A principios de 1990’s empieza a pensarse en usar las señales de alta frecuencia en un nuevo equipo de protección. Sin embargo, en [4] y [5] sólo se analizan los espectros de frecuencia que aparecen en el momento de una falla y se plantea el concepto como un nuevo principio en relés de protección.
Palabras Clave: Línea de Transmisión, Protección Basada en Transitorios, fenómenos transitorios, Metodología, Caracterización frecuencial. I. INTRODUCCIÓN
A partir de 1994 se encuentran, desde reportes sobre la aplicabilidad de la transformada Wavelet en el estudio de transitorios en sistemas eléctricos de potencia [6, 7], hasta trabajos más elaborados, donde los autores proponen metodologías para clasificar e identificar transitorios en el sistema de potencia, usando la forma de onda transitoria originada en el momento de una perturbación. Es decir, identificar una perturbación transitoria y en algunos casos clasificarla de acuerdo a su espectro Wavelet. [8,9,10,11,12].
Transitorios electromagnéticos tales como maniobras de operación, descargas atmosféricas, fallas y otros disturbios, intencionales o no, causan sobrevoltajes y sobrecorrientes transitorios en los Sistemas Eléctricos de Potencia. El análisis de este tipo de eventos y una precisa clasificación de los mismos resultan necesarios en los sistemas de transmisión con el propósito de: x Diseñar apropiadamente esquemas de protección. x Selección adecuada del nivel de aislamiento. x Coordinación de aislamiento. x Operación del sistema.
Los reportes anteriores fueron presentados de forma aislada por diferentes investigadores, como una compilación de la gran cantidad de trabajos encontrados en transitorios y diferentes aplicaciones nuevas, usando señales de alta frecuencia. En este contexto y con el propósito de obtener aplicabilidad práctica, se planteó un nuevo relé de protección de líneas de transmisión, basado únicamente en señales de alta frecuencia [13].
Desde la aparición del primer relé digital, el cual trabaja basado en la obtención de las señales de voltaje y corriente a la frecuencia fundamental del sistema, gran cantidad de artículos han sido publicados, reportando investigaciones relacionadas con el análisis de los transitorios electromagnéticos.
7
V I I I S i m p o s i o I b e ro a m e r ic a n o s o b r e P r o t e c c i ó n d e Si s t e m a s E lé c t r i c o s d e P o t e n c i a SIPSEP-06-02 Esta nueva técnica consta de cuatro unidades principales: Detección de transitorios, Identificación de transitorios, Protección Basada en Transitorios (TBP), Unidad de Recierre. Desde entonces muchas investigaciones están siendo desarrolladas en alguna de las unidades mencionadas, siendo la unidad de TBP la más estudiada y sobre la cual se encuentra mayor número de aplicaciones. En [14, 15, 16] diferentes caminos basados en esta técnica son ampliamente descritos.
Event V&I
transient detector
null channel filter
AI techniques CA NN FL
switching
IDENTIFICATION ALGORITHMS
ligthning
fault
TRANSIENT DETECTION
positional
in zone
www.uanl-die.net
TRANSIENT IDENTIFICATION
transient fault?
TRIP
no
disable RECLOSE
no
enable RECLOSE
Non-comm. directional out zone TRANSIENT BASED PROTECTION
Uno de los principales argumentos para la aplicación de estas nuevas técnicas es la de representar ahorros en los costos de sistemas de comunicación entre los extremos de la línea protegida, ya que posibilitan que cada protección en los extremos de la misma sean capaces de tomar decisiones con independencia de la información recibida desde el extremo opuesto (Stand-Alone Protection [29]).
ARC on? RESTRAIN
yes TRANSIENT ADAPTIVE RECLOSURE
Fig 1. Diagrama de bloque para la aplicación de esquemas basados en TBP [13] TBP donde se presentan los mayores adelantos. Dicha unidad es la encargada de cumplir con las funciones básicas del relé (detección, clasificación y localización de fallas) y se activará siempre que una falla sea detectada en el sistema. Sin embargo, existen señales transitorias que no necesariamente son fallas y esta unidad entrará en funcionamiento operando incorrectamente.
En este artículo se describe una metodología para realizar la caracterización frecuencial y correspondiente clasificación e identificación de los eventos transitorios producidos por: maniobras de operación, descargas atmosféricas y fallas de arco. Se propone como suplemento a otros esquemas de protección y es la base de una investigación actualmente en desarrollo.
La forma de operar de la unidad TBP es mediante la extracción de los componentes transitorios, usando transformada wavelet para el muestreo de la forma de onda y, aplicando diferentes algoritmos, detectar la presencia de falla en el sistema, clasificarla y en la mayoría de los casos localizarla.
II. CONCEPTOS Y APLICACIONES DE ESQUEMAS BASADOS EN TBP
En cuanto a la unidad de detección de transitorios, se encuentran unos pocos trabajos en los cuales se realizan simulaciones usando como modelo un sistema típico de extra alto voltaje (fuente, línea de transmisión, equivalente), a partir de lo cual se capturan las señales de voltaje y corriente para procesarlas mediante transformada wavelet y así obtener alguna característica particular que permita discriminar entre fallas permanentes y transitorias [7,8,10-12,15].
En la última década, muchas investigaciones han sido enfocadas en el desarrollo de técnicas de protección basadas en transitorios para líneas de transmisión. Como resultado de esto surge un nuevo concepto en esquemas de protección llamado Protección Basada en Transitorios (TBP). Como se muestra en la Fig. 1, una unidad especial de detección de transitorios es empleada para captar las señales transitorias. Luego se determina la fuente y naturaleza de la señal. Si se detecta una falla, la unidad TBP entra en funcionamiento. Una vez que se detecta la operación de disparo para una falla dentro de la zona protegida, la unidad de recierre es activada y usada para determinar si la falla es transitoria o permanente, activando o desactivando la consecuente operación de recierre del interruptor. Los artículos [13] y [16] exponen todos los detalles de esta técnica.
En cuanto a la clasificación de eventos transitorios es reducida la cantidad de artículos encontrados, unidad dos de la Figura 1, siendo el más relevante el trabajo presentado por Johns A T et al. [21]. Respecto a la unidad de recierre se han hecho aplicaciones basadas, la mayoría de ellas, en la detección de fallas de arco para distinguir entre fallas transitorias y permanentes [17, 18,19,20]. Los esquemas de protección basados en transitorios han sido recientemente incentivados por el advenimiento de microprocesadores de alta velocidad/ DSP chips y ancho de banda de los sensores ópticos [14].
Tratando de continuar con el desarrollo de esta técnica se encuentran adelantos en las cuatro unidades planteadas, sin embargo, es en la unidad 3
8
V I I I S i mp o s i o I b e r o a me r i c a n o s o b r e P r o t e c c i ó n d e S i s t e m a s E l é c t r i c o s d e P o t e n c i a SIPSEP-06-02 III. MÉTODOS DE ANÁLISIS PARA EVENTOS TRANSITORIOS
debido al entrenamiento requerido por las redes neuronales, así como la necesidad de profundizar en el nivel de conocimiento y modelado de eventos transitorios específicos.
Debido a que gran cantidad de investigadores han apoyado las técnicas basadas en transitorios y siguen implementando metodologías basadas en el procesamiento de señales de alta frecuencia, es posible encontrar algunos pocos desarrollos en cuando a la clasificación e identificación de eventos transitorios. Este tema ha empezado a presentar un verdadero desarrollo en los últimos 5 años, pues sólo hace poco las protecciones de alta frecuencia son una alternativa para la industria.
x
Evolución de los métodos de análisis
Después del planteamiento de la técnica TBP se empieza a encontrar desarrollos más específicos en cuanto a la clasificación de eventos transitorios a nivel de transmisión, en [21] los autores presentan una metodología para distinguir entre fallas y maniobras de operación, usando una red neuronal entrenada con lógica difusa (FCNN); así el FCNN detecta las diferentes características presentes durante la maniobra de las encontradas para fallas y discrimina entre estos dos eventos. Una de las principales ventajas es que esta metodología es su inalterabilidad ante maniobras de operación en diferentes sistemas y condiciones de falla. Como desventajas existen el hecho de tener que realizar un previo y exhaustivo entrenamiento de la red neuronal, además, se usa para el desarrollo de la metodología un sistema típico de 500 kV pero no se refleja fielmente el fenómeno de maniobra, es decir, los resultados encontrados son totalmente confiables para un sistema específico.
En mayor cantidad se encuentran en la literatura trabajos que usan las señales de alta frecuencia, obtenidas en el momento de una falla en el sistema, en aplicaciones básicas del relé, diseñando algoritmos para detección, clasificación y localización de fallas [30]. A continuación se presentan brevemente, algunas experiencias encontradas en la literatura, relativas a la clasificación e identificación de eventos transitorios. x
www.uanl-die.net
Primeros desarrollos
A mediados de los años 1990’s se empiezan a encontrar aportes en cuanto a la aplicabilidad de la transformada wavelet (DWT) en el análisis de fenómenos transitorios, de cualquier tipo, presentes en el sistema de potencia. Reddy V.M. et al [7] presentan el análisis de las señales obtenidas al realizar una maniobra de dos capacitares mediante aplicación de la transformada wavelet, con lo que consiguen identificar la presencia de un evento transitorio. Angrasini L et al [8] presentan una metodología para analizar fenómenos transitorios, mediante una combinación de redes neuronales y transformada wavelet y Fan Mo et al [9] se aplica transformada wavelet a diferentes eventos transitorios para capturar diferencias entre las señales obtenidas, se usan dos redes neuronales específicas: red neuronal probabilística (PNN) y resource allocating neural networks (RAN); y aplicando el principio de reconocimiento de patrones se presenta una metodología de clasificación de eventos.
A partir del año 2000, se plantea más claramente la necesidad de conocer cuando un transitorio es o no falla, así como la correcta identificación del mismo, para dar aplicabilidad a los desarrollos basados en TBP. Es así como en [10] se analiza nuevamente la aplicabilidad de la transformada wavelet, mediante un exhaustivo análisis matemático, para analizar e identificar transitorios de alta frecuencia. Sin embargo el artículo plantea una metodología que requiere sofisticados aparatos de monitoreo y un método de clasificación analítica particularmente complejo, lo que hace imposible su aplicación, al menos, por el momento. Nuevamente se presenta el hecho de que el modelo usado para obtener las señales es muy específico y poco representativo de los fenómenos transitorios. Al respecto, en [22-24] se analiza el modelamiento de maniobras de operación, exponiendo como éste es uno de los pasos más importantes cuando se desea hacer cualquier tipo de identificación de transitorios. x
Los tres trabajos anteriores concluyen sobre las ventajas de la recientemente utilizada transformada wavelet y su conveniente aplicabilidad en calidad de potencia (Power Quality). Sin embargo no se presenta, de forma específica, ningún tipo de metodología sobre transitorios que afecte el sistema de transmisión. Adicionalmente, las propuestas hechas no tienen aplicabilidad inmediata
Nuevos desarrollos
La mayoría de las aplicaciones encontradas hasta el momento en identificación de transitorios tienen que ver con el evento de maniobras de operación, esto se debe a que es el más común puesto que este incluye energización, desenergización, recierres y despeje de fallas, acciones frecuentes en el sistema de potencia.
9
V I I I S i m p o s i o I b e ro a m e r ic a n o s o b r e P r o t e c c i ó n d e Si s t e m a s E lé c t r i c o s d e P o t e n c i a SIPSEP-06-02 Adicionalmente existen otros dos eventos que deben ser caracterizados y correctamente identificados, estos son:
efectivos únicamente bajo condiciones similares a las usadas en los sistemas simulados. El procesamiento de la señal se realiza en general usando transformada wavelet, en este sentido tampoco existe un consenso entre los autores sobre cual debe ser la wavelet madre adecuada en cada caso, al respecto en la Tabla 1. se muestra una descripción de los trabajos estudiados.
Fallas de arco. Usadas generalmente para detectar cuando una falla es permanente o transitoria [17]. En [20] se detectan, analizando las señales de voltaje en líneas de transmisión, se presenta un algoritmo para ser usado como bloqueo a las acciones de recierre que podrían causar daños en equipamiento si la falla es permanente.
x
Descargas atmosféricas. En [27] se hace una evaluación del comportamiento de las descargas atmosféricas en líneas de transmisión, llegando a la conclusión de que efectivamente este fenómeno debe ser igualmente caracterizado, no sólo para la aplicabilidad de TBP sino como medida de protección en los sistemas donde se tiene elevado número de descargas que no producen falla, un ejemplo de ello puede verse en [32,33,34]. x
www.uanl-die.net
Sugerencias para un método de análisis
Análisis de modelos y métodos de simulación para determinar el más apropiado a ser usado en la evaluación de eventos transitorios y una buena selección en este aspecto, serían inestimables dada la posibilidad de obtener reglas de identificación de gran alcance. La extracción de reglas claras, precisas y que abarquen la totalidad de los fenómenos serían obtenidas estudiando los fenómenos detalladamente.
Diferencias conceptuales encontradas:
La implementación de un algoritmo que utilice las reglas extraídas y discrimine los diferentes fenómenos transitorios podría ser puesto en ejecución apropiadamente. Es necesario establecer un método para detectar los diferentes tipos de disturbios transitorios.
En cuanto al modelo del sistema usado por la mayoría de los autores, modelamientos típicos (fuente, línea de transmisión y equivalente del sistema) para sistemas de alto (HV) y extra alto voltaje (EHV) son muy específicos y poco representativos de las variaciones que pueden ocurrir en el sistema. No hay un consenso entre los autores, o en su defecto un modelo de referencia, antes de adentrarse a hacer una clasificación de los eventos. Por lo tanto, los algoritmos obtenidos no son suficientemente sólidos y en algunos casos
Como conclusión, una caracterización frecuencial de los eventos de Maniobras de operación, descargas atmosféricas y fallas de arco en líneas de transmisión, sería de gran utilidad en el avance de esquemas basados en transitorios de alta frecuencia.
Tabla 1. Algunas aplicaciones de trasformada wavelet en el análisis de transitorios Autores Reddy .Rao, et al. (1998) Angrasini Damonte (1998) Fan Mo (1998) Bo, Johns Aggarwal, (1997) Bo, Jiang, Yang (1998) Bo, Youy, Chin (2001) Probert Song (2002)
Aplicaciòn
Implementación
Wavelet Haar Daubechies 2 Morlet Biorthogonal
Detección y análisis de transitorios
Simulación maniobra de dos capacitores
Detección y clasificación de transitorios
Power Quality
Redes neuronales
No se especifica
Power Quality
Caracterización y clasificación de transitorios.
Redes Neuronales PNN y RAN
Daubechies 4
Power Quality
Distinción entre fallas transitorias y permanentes Distinción entre fallas transitorias y permanentes
Detección de corrientes transitorias-fallas de arco Coeficientes de WT Cálculo de Energía espectral
Energía espectral
Transmisión
Daubechies 2
Transmisión
Recierre Adaptable
Fallas de arco
Dyadic Mallat S.
Transmisión
Detección y clasificación de transitorios
Análisis matemático mediante wavelet
Daubechies family
10
Area
Power Quality
V I I I S i m p o s i o I b e r o a me r i c a n o s o b r e P r o t e c c i ó n d e S i s t e m a s E l é c t r i c o s d e P o t e n c i a SIPSEP-06-02
¾ Línea de Transmisión, ¾ Datos de transformadores, ¾ Interruptores, ¾ Reactores shunt, ¾ Capacitores serie y shunt, ¾ Carga y Generador. Así como sugerencias de ajuste del modelo al momento de realizar la simulación.
IV. METODOLOGÍA PROPUESTA En esta sección se describe una metodología para realizar la caracterización frecuencial y correspondiente clasificación de los eventos transitorios, producidos por: maniobras de operación, descargas atmosféricas y fallas de arco. El método es dividido en dos fases, una primera encargada del modelamiento y conocimiento de los eventos transitorios en estudio y una segunda encargada del procesamiento transitorio de la señal. Desde un punto de vista práctico, se plantea una serie de etapas que se describen a continuación y se ilustran en la Fig. 2:
Fallas de arco: Muchos modelos de arco han sido propuestos. Se tendrá en cuenta sugerencias de [25] donde se propone y describe un modelo para falla de arco, así como las pautas de [26] quienes realizan un reconocimiento espectral de las fallas de arco, describiendo así las propiedades esenciales del arco.
A. Estudio de los transitorios a ser caracterizados. Un estudio detallado de los fenómenos a ser caracterizados debe ser llevado a cabo. Este paso es necesario para un apropiado modelamiento de los transitorios a ser usados en la etapa B. Se tendrá como guía el libro de A.Greenwood (1991) [31], el cual no sólo describe teóricamente los eventos en cuestión sino también en general sobre transitorios eléctricos en sistemas de potencia.
Descargas atmosféricas: Para una buena representación de las descargas atmosféricas parámetros como la corriente de descarga y el punto de impacto del rayo en la línea deben ser variados. Se tendrá en cuenta sugerencias de [27, 28] quienes presentan simulaciones realizadas en el programa ATP-EMTP [36] así como la descripción del modelo usado para las mismas.
B. Modelamiento de los eventos transitorios bajo análisis: Se debe tener en cuenta las características más representativas de cada evento a fin de que las señales obtenidas mediante simulación permitan obtener datos confiables:
C. Análisis y procesamiento de las formas de onda: La habilidad para extraer información en el dominio del tiempo desde señales transitorias es de vital importancia para el análisis de eventos transitorios. La transformada de Fourier (FT) ha sido usada durante muchos años en análisis de señales, sin embargo esta sufre de ciertas limitaciones y presenta problemas cuando se aplica a señales que tienen transitorios. Recientemente, se ha comprobado que la transformada wavelet (WT) es una herramienta más poderosa cuando de señales a-periódicas se trata.
Maniobras de operación: Una maniobra en el sistema de potencia cambia el estado del mismo. Los transitorios generados por maniobras de operación dependen de las condiciones del sistema en el momento en que ocurre la operación. Se adoptarán sugerencias de [22-24] donde se describen aspectos para modelado de los diferentes equipos del sistema, tales como:
Modelamiento y Simulación de eventos transitorios
Ia,b ,c Va,b ,c
www.uanl-die.net
Obtención de la señal transitoria
Obtención de parámetros Clasificación del evento
Análisis
Identifica -ción del tipo de evento
de la señal obtenida
Maniobras Descargas Fallas de arco
Fig 2. Ilustración de la metodología propuesta
11
Formulación Algoritmo para clasificación de eventos
V I I I S i m p o s i o I b e r o a me r i c a n o s o b r e P r o t e c c i ó n d e S i s t e m a s E l é c t r i c o s d e P o t e n c i a SIPSEP-06-02 Las señales obtenidas de las situaciones serán analizadas, en este aspecto la transformada wavelet se aplicará para descomponer las señales de corriente y voltaje en sus respectivos componentes wavelets detallados, cada una de las cuales es una señal en el dominio del tiempo que cubre una banda específica de frecuencias. Así, las características en el dominio del tiempo y la frecuencia de interés son extraídas. La energía espectral es calculada y empleada para la programación del algoritmo.
Con el propósito de mostrar los primeros resultados de simulación se tomaron parámetros de sistemas típicos, como los usados en la mayoría de los artículos estudiados para maniobras de operación, y así mostrar la viabilidad del modelo; el cual sigue en desarrollo usando el PSCAD/EMTDC [35]. En la Fig. 3 se muestran las formas de onda del sobrevoltaje al final de una línea energizada y en la Tabla 2 los sobrevoltajes alcanzados en p.u. G1
D. Formulación del algoritmo de clasificación. La implementación de un nuevo algoritmo para clasificación de los diferentes eventos será realizado. Permitirá distinguir entre maniobras y descargas atmosféricas, caso contrario entre fallas de arco y otros tipos de falla. La herramienta para formular el mismo dependerá de los resultados del procesamiento digital de las señales, esto debido a que las éstas pueden ser: ¾
¾
www.uanl-die.net
L //
T1
L1
L2
Carga
Fig 3. Diagrama unificar - Modelo en desarrollo Tabla 2. Sobrevoltaje en p.u.
V - Fase A 2.01
V -Fase B 1.98
V - Fase C 1.59
Paramétricas. Si el problema es determinístico podemos representarlo mediante un modelo que bien pude ser, estadístico, mediante mínimos cuadrados. No paramétricas. En este caso deberemos recurrir a herramientas de inteligencia artificial tales como: Redes neuronales, Lógica difusa, Algoritmos genéticos, reconocimiento de patrones,
Finalmente se usará la herramienta que mejor se ajuste con los resultados obtenidos.
a.
E. Verificación del desempeño del algoritmo: Se aplicará el algoritmo propuesto para clasificación de eventos de alta frecuencia en el análisis de eventos transitorios que tengan características conocidas con anterioridad. F. Aplicación en casos reales. Una vez programado el algoritmo, la estructura propuesta estará lista para ser aplicada a señales reales. Se buscara validación con registros dinámicos que estén disponibles en equipos de protección con el propósito de establecer la confiabilidad y efectividad del algoritmo.
b.
V. SIMULACIONES Actualmente está en desarrollo la metodología propuesta como parte integral de una tesis doctoral, como primer paso se modelaron los diferentes componentes de la red para estudiar el fenómeno de maniobras de operación, el modelo en estudio puede verse en la Fig. 3.
c.
Fig 3. Sobrevoltajes en línea energizada a) V - Fase A, b) V - Fase B, y c)V - Fase C.
12
V I I I S i m p o s i o I b e ro a m e r i c a n o s o b re P r o t e c c i ó n d e Si s t e m a s E lé c t r i c o s d e P o t e n c i a SIPSEP-06-02 VI. CONCLUSIONES
www.uanl-die.net
Power System Transient”, IEEE Trans, Power elivery, vol. 11, pp. 1050-1056, 1996. [7] V.M. Reddy, S.S. Rao, F.J. Mercede, “On the use of wavelets for the detection and analysis of power system transients,” 0-7803-4403IEEE Trans. 1998 [8] L. Angrasini, P. Daponte, M. D’apuzzo, “A Method based on wavelet networks for the detection and classificacion of transients,” IEEE Instrumentation and Measurement Technology Conference. St. Paul, Minnesota, USA, May 18-21, 1998. [9] Fan Mo, “Power system transients characterization and classification using wavelets and neural networks,” IEEE 1998 PhD. Students Conference, Canadá; May 18, 1998. [10] S.A. Probert, Y.H. Song, “Detection and classification of high frequency transients using wavelet analysis,” 0-7803-7519 IEEE Trans. 2002. [11] Z.Q. Bo, R.K. Aggarwal, and A.T. Jhons, “A Novel Technique to Distinguish Between Transient and Permanent Faults Based on the Detection of Current Transients”, Proc. the 4th Int. Conf. on Adv. in Power System Control, Operation and Management, APSCOM-97, Hong Kong, 1997. [12] Z.Q. Bo, F. Jiang, Q.S. Yang, “The wavelet transform applied to distinguish between transient and permanent faults,” 0-7803-4754-4 IEEE Trans 1998. [13] Z.Q. Bo, G. Weller, F.T. Dai and Q.X. Yang, “Transient Based Protection for Transmission Lines”, POWERCON’98, Proceeding of the IEEE/CSEE Int. Conf. on Power System Technology, Beijing, China-Aug, 18-21,1998. [14] F. Jiand, Z.Q. Bo, M.A. Redfern, G. Weller, Z. Chen, D. Xinxhou, “Application of wavelet transform in transient protection – case study: busbar protection,” Developments in power system protection, Conf. Nº 479. IEE 2001, pp.197-200. [15] Z.Q. Bo, G.S. Wang, P.Y. Wang, “Transient identification in composite conductor circuits using fuzzy neural network,” 0-7803-4754-4 IEEE Trans. 1998. [16] Z.Q. Bo, F. Jiang, Z. Chen, X.Z. Dong, G. Weller and M.A. Redfern, “Transient Based Protection for Transmission Lines” Proc IEEE Winter Meeting, Singapore, Jan 2000 [17] M.M. Eisa, O.P. Malik, “A Novel approach for auto-reclosing EHV/UHV Transmission Lines” IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 15, Nº3, July 2000. [18] Z.Q. Bo, Li Youyi, D. Xinzhou, N.F. Chin, and Ge Yaozhong, “Adaptive reclosure using high frequency fault transients,” Developments in
Se presentó una nueva metodología para clasificación de transitorios dividida en dos fases (i) realizar una correcta caracterización frecuencial de los eventos transitorios: maniobras de operación, descargas atmosféricas y fallas de arco, (ii) planteamiento de un algoritmo robusto para clasificación entre maniobras y descargas, caso contrario fallas de arco y fallas de otro tipo. Hasta el momento, respecto a la identificación de transitorios se ha encontrado que los datos disponibles no son suficientes para obtener una respuesta determinística. Tampoco se tienen variables de detección que permitan hacer una separación segura entre fallas y transitorios provocados por actividades normales del sistema, menos identificar entre diferentes eventos del sistema con total precisión. Con el fin de conseguir esto resulta necesario establecer un método para detectar y clasificar todo tipo de transitorios. Se verificó mediante simulaciones la viabilidad de la metodología presentada. Esta técnica se propone como suplemento a otros esquemas de protección basado en señales de alta frecuencia, es la base de una investigación actualmente en desarrollo. VII. BIBLIOGRAFÍA [1] G.W. SWIFT, “The spectra of fault induced transients,” IEEE Trans. PAS-98, Nº 3, pp.940947. May/June 1979. [2] Wave distortion on consumer’s interconnection working group. “The impact of Sine-Wave Distortion on Protective Relays,” IEEE Trans Industry Applications, Vol. IA-20, No2, 1984. [3] Power system relaying committee, “Fault induced wave distortion of interest to relay engineers IEEE Trans. Power Apparatus and System Vol. PAS-104, Nº 12, 1985. [4] Z.Q. Bo, R.K. Aggarwal, A.T Johns, Y.H. Song, “Spectrum analysis of Fault-induced transients for the development of protection equipment,” IEEE 2nd Int. Conf. Adv in Power System Control, Operation and Management, Dec1993, Hong Kong. [5] Z.Q. Bo, R.K. Aggarwal, A.T. Johns, “NonUnit protection of double circuit lines based on fault generated high frequency signals,” IEEE 2nd Int. Conf. Adv in Power System Control, Operation and Management, Dec-1993, Hong Kong. [6] D.C. Robertson, O.I. Camps, J.S. Mayer and W.B. Gish, “Wavelet and Electromagnetic
13
V I I I S i mp o s i o I b e r o a me r i c a n o s o b r e P r o t e c c i ó n d e S i s t e m a s E l é c t r i c o s d e P o t e n c i a SIPSEP-06-02 Power System Protection, 2001, Seventh International Conference on (IEE) , 2001, pp. 375-378 [19] Li Bin, Huang Qiang, Li Yongli, “A New Adaptive Autoreclosure Scheme to Distinguish Transient Faults from Permanent Faults”, Power System Technology, 2002. Proceedings. PowerCon 2002. International Conference on Vol 2, 13-17 Oct. 2002 Page(s):671 - 674 [20] K.J. Zoric, M.B. DJuric and V.V. Terzija, “Arcing faults detection on overhead lines from line voltage signals,” ELSEVIER Electric Power & Energy Systems Vol. 19 Nº 5 pp. 299-303,1997. [21] A.T. Johns, Z.Q. Bo, G.S. Wang, F. Jiang, P.J. Moore, and, “Distinguish between fault and switching operation generated transients using a fuzzy neural network”, Energy Management and Power Delivery, 1998. Proc.of EMPD '98. Int. Conf. 3-5 March 1998 p.p 117 - 121 Vol.1. [22] F. Rashidi, M. Rashidi and M. Bahadori, “Network modeling for digital simulation of switching transients,” 0-7803-7906-3 IEEE Trans. 2003 pp. 1771-1774. [23] K. Ngamsanroaj and W. Tayati, “An analysis of switching overvoltages in the EGAT 500 kV transmission system,” 0-7803-7863-6 IEEE Trans. 2003 [24] A.I. Ibrahim, H.W. Dommel, “A Knowledge base for switching surge transients” IPST 2005 Conference. Paper Nº IPST05-050 [25] T. Funabashi, H. Otoguro, L. Dubé, M. Kizilcay and A.Ametani, “A study on fault arc and its influence of digital fault locator performance,” Conf. Pub. Nº 479. IEE 2001. pp. 418-421. [26] Z.M. Radojevié, V.V. Terzija, M.B. Djurié, “Spectral Domain arcing fault recognition and fault distance calculation in transmission systems,” ELSEVIER Electric Power systems Research 37 (1996) pp. 105-113.
www.uanl-die.net
[27] I.M. Dudurych, T.J. Gallagher and M. Holly, “A Novel stochastic approach to the assessment of the lightning performance of HV transmission lines using EMTP,” IEEE Bologna Power Tech Conference, June 23-26, Bologna, Italy. 2003 [28] HA HengXu and Zhang BaoHui, “Study on identification of fault and lightening strokes in boundary protection for EHV transmission lines,” 0-7803-7459-2 IEEE Trans. 2002 pp. 270-274. [29] K.K. Li, L.L. Lai, A.K. David, “Stand Alone Intelligent Digital Distance Relay”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 15, No. 1, February 2000, pp. 137-142. [30] C. Aguilera, E. Orduña, G. Rattá. Esquema de protección para la longitud total de la línea sin sistema de comunicaciones. PhD Tesis. Instituto de Energía Eléctrica, San Juan – Argentina. 2005. [31] A. GREENWOOD, “Electrical Transients in Power Systems”. Ed. Wiley-interscience. New York – 2da ed. 1991. [32] Y. Du and K.M. Lau, "A Preliminary Survey of Lightning Protection Practices in Hong Kong Buildings," HKIE Trans. Vol. 10, No. 3, Sept. 2003, pp. 59-65. [33] SM. Chen, Y. Du, and LM. Fan, "Lightning Data Observed With Lightning Location System in Guang-Dong Province, China," IEEE Trans. on Power Delivery, Vol. 19, No. 3, July 2004, pp.1148-1153 [34] S.Yokoyama, Lightning Detection and Lightning Protection of Power Systems in Japan, IEEE PES transm. and dist. Conf. and exposition. 2002, V-1, pag 546-551. [35] Manitoba HVDC Research Center inc. “PSCAD/EMTDC User Manual” [36] Alternative Transient Program (ATP) - Rule Book. K.U. Leuven EMTP Centre, 1987.
14
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-04
www.uanl-die.net
Virtual Testing of Protection Relays A. Apostolov, Senior Member IEEE and H. Kang This process may take several iterations and requires specialized, usually expensive test equipment, as well as one or more relays being available to perform the modifications and testing of the new configuration. The paper describes a new approach to this process that is based on a “virtual protection relay”. It is a set of software modules based on the same source code that is used by an actual relay and is running on a PC as part of a “virtual test system”. The architecture of that system is described later in the paper, including a network simulator or COMTRADE files input, the “virtual relay” and an output module. The graphical user interface is discussed later in the paper. Several examples and the benefits of the use of the “virtual relay” test method are presented at the end of the paper.
Abstract – Multifunctional microprocessor based relays are the most commonly used protection devices in electric power systems. They require testing during different stages of development, commissioning, maintenance, configuration and operation analysis. The paper analyses the requirements for testing of primary protection functions in relays under different abnormal conditions. It describes the conventional methods of testing and introduces a new method for virtual testing of protection relays. The virtual relay concept is described with several examples. Different applications of virtual relay testing and their advantages over conventional testing are presented at the end of the paper Index Terms— relay protection, protection software, relay testing, virtual testing
I. INTRODUCTION The widespread application of multifunctional relays for the protection of electric power systems and substation equipment at different voltage levels results in numerous cases in the everyday life of protection design, commissioning or application engineers that require the testing of the relays. Analysis of the functionality of main protection elements in transmission and distribution protection relays under different fault and other abnormal system conditions is an important activity during the design of new relays. Testing of protection relays is used during the commissioning in order to ensure that the relay settings and configuration have been properly calculated and downloaded into the devices. Analysis of protective relays operation is very important in order to determine the cause of unexpected behavior. It can be used to identify problems with the relay settings or the implemented protection algorithm that may result in undesired operation and system disturbances. The typical analysis process starts with the recorded by the relay current and voltage waveforms and the binary signals representing the operation of different protection elements. If the conclusion is that the relay did not operate as expected, the user may change the settings and test the relay by replaying the recorded waveform through a test device to determine if the relay will perform correctly.
II. CONVENTIONAL TESTING OF MULTIFUNCTIONAL PROTECTION RELAYS Conventional testing of protection relays is quite similar regardless of the design of the device – electromechanical, solid-state, hybrid or microprocessor based. More or less, this is due to the fact that the protection device in this case is considered a “black box” with current and voltage inputs and relay outputs. As can be seen from Figure 1, in the case of conventional protection relay testing the test device has to simulate the electric power system conditions, as well as the state of switching or other equipment in the substation through hardwired interface between the analog and binary outputs of the test device and the analog and binary inputs of the test object.
A. P. Apostolov is with AREVA T&D Automation, Los Angeles, CA 90064 USA (e-mail:
[email protected] or
[email protected]). H. Kang is with AREVA T&D Automation, Stafford, UK (e-mail:
[email protected]). Fig. 1 Conventional protection relay test setup
23
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-04 The test devices are controlled by a computer and generate digitally the test signals using DSP technology. The outputs of internal amplifiers that provide the current and voltage signals are connected to the analog inputs of the tested protection relay. These signals are the result of the processing and replay by the test device of time sequenced data obtained from waveform records or electromagnetic transient simulation programs. The reaction of the tested protection device is detected from the operation of the output relays connected to the opto inputs of the test device. It is recorded and analyzed to determine if the operating times are within the expected
www.uanl-die.net
or simulated current and voltage waveforms in a realistic manner.
range. The testing can be based on two main methods: x Simulation of a sequence of pre-fault, fault and post-fault steps defined by current and voltage phasor settings with transitions from one step to the next based on pre-defined time or operation of protection elements x Replay of COMTRADE files
Fig. 3 End-to-end testing setup
These are some of the reasons that for several years utilities have been asking for different forms of tools that may help them with the testing of relays in order to improve the setting process or with the analysis of questionable relays operation. III. REQUIREMENTS FOR VIRTUAL TESTING OF RELAY FUNCTIONS Testing of multifunctional protection relays requires good understanding of the available functions and the overall design of the device that can impact their operation under different normal of abnormal system conditions. Different protection functions present different problems to the testing and analysis of their operation. For example, functions that operate based on instantaneous or definite time delay principle are quite simple to analyze. In these cases it is not important what the actual value of the monitored power system parameter is, as long as it is above the pickup setting. Such functions are simple definite time delayed overcurrent, undervoltage, underfrequency and other basic protection functions. That is not the case with more complex functions, when the operation is affected by a changing value of the parameter during the duration of the abnormal system condition. Such functions in most protection relays are usually with inverse-time or multi-slope operating characteristics. Some examples are: x Overcurrent elements with inverse time characteristic (see Figure 4) x Line, transformer or other differential elements Distance protection elements with their complex operating characteristics affected by both current and voltage variations are typically one of the most difficult to analyze in case of misoperation. The above are the protection elements that require more attention and are the subject of development of virtual testing software.
Fig. 2 Test waveforms and captured relay operation
It is clear that testing of protection relays in all the necessary cases will require the availability of both protection relays and advanced protection test equipment that can implement both test methods described above. This is even more complicated when the testing is related to communications based protection systems, such as a line differential protection. End-to-end testing is required to verify the operation of differential relays located in two or more substations at different ends of a protected transmission line. As can be seen from Figure 3 [1], this requires not only to have available relays at different locations, but also to synchronize the test devices at each end so they can replay the recorded
24
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-04 The development and implementation of virtual relay testing tools is possible only when there is good understanding of the problem domain, in this case the hardware and software architecture of multifunctional distance protection relays. Considering the fact that testing is done based on recorded current and voltage waveforms, we need to know the effects of the capabilities of the device that recorded the event, its design, as well as the behavior of the relay under test. The analog signals go through several transformations before they can be processed by the different elements in the protection module.
www.uanl-die.net
channels to be sampled. The sampling rate for protection applications is usually maintained at a fixed number of samples per cycle of the power waveform by a logic control circuit which is driven by the frequency tracking function of the device. A calibration memory (usually an E2PROM) holds calibration coefficients that are used by the processor board to correct for any amplitude or phase error introduced by the transformers and analogue circuitry. The different function modules of the relay are executed on one or more processor boards that run different software tasks. The software for the relay can be conceptually split into four elements; the real-time operating system, the system services software, the platform software and the protection and control software. These four elements are not distinguishable to the user, and are all processed by the same processor board. The distinction between the four parts of the software is made purely for the purpose of explanation here. Figure 4 shows a simplified block diagram of a relay software.
Fig. 4 Simplified protection IED block diagram
Once a fault or other abnormal condition has been detected and a decision to trip has been made, the protection module sends a command for the relay output module to close the required contacts and trip the breaker to clear the fault. Figure 5 shows a very simplified block diagram of a multifunctional protection IED connected to the substation primary equipment. The analog input module provides the interface between the protection IED processor board(s) and the voltage and current signals coming into the relay. This input module may consist of one ore more boards. The number of current and voltage inputs depends on the primary protection function of the device. The input transformers are used both to stepdown the currents and voltages to levels appropriate to the relay’s electronic circuitry and to provide effective isolation between the device and the power system. The connection arrangements of both the current and voltage transformer secondary circuits provide differential input signals to the input board to reduce noise. An analog input board provides the circuitry for the analogue-to-digital conversion for the analogue signals. It takes the differential analogue signals from the current and voltage input transformers and converts them into digital samples and transmits the samples to the protection (or other processing modules) via the data bus. On the input board the analogue signals are passed through an anti-aliasing filter before being multiplexed into an analogue-to-digital converter chip. The A-D converter provides a sampled data stream output. The signal multiplexing arrangement depends on the number of analog signals and provides for multiple analogue
Fig. 5 Protection IED software block diagram
Real-time operating system The real time operating system is used to provide a framework for the different parts of the relay’s software to operate within. To this end the software is split into tasks. 25
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-04 x
The real-time operating system is responsible for scheduling the processing of these tasks such that they are carried out in the time available and in the desired order of priority. The operating system is also responsible for the exchange of information between tasks, in the form of messages. System services software The system services software provides the low-level control of the relay hardware. For example, the system services software controls the boot of the relay’s software from the non-volatile flash EPROM memory at power-on, and provides driver software for the user interface via the LCD and keypad, and via the serial communication ports. The system services software provides an interface layer between the control of the relay’s hardware and the rest of the relay software. Platform software The platform software deals with the management of the relay settings, the user interfaces and logging of event, alarm, fault and maintenance records. All of the relay settings are stored in a database within the relay. For all other interfaces (i.e. the front panel keypad and LCD interface, and serial communications) the platform software converts the information from the database into the format required. The platform software notifies the protection & control software of all settings changes and logs data as specified by the protection & control software. Protection & control software The protection and control software performs the calculations for all of the protection algorithms of the relay. This includes digital signal processing, filtering, and ancillary tasks such as the measurements. The protection & control software interfaces with the platform software for settings changes and logging of records, and with the system services software for acquisition of sample data and access to output relays and digital opto-isolated inputs. Disturbance recorder The analog values and logic signals are routed from the protection and control software to the disturbance recorder software. The platform software interfaces to the disturbance recorder to allow extraction of the stored records.
www.uanl-die.net
Visualization functions
Fig. 6 Virtual Testing Tool simplified block diagram
Front End The front end takes a selected by the user COMTRADE file and converts it to a set of data corresponding to the data passed by the A/D converter to the real relay data bus to be processed by the protection and control software. The virtual relay is actually a DLL (Dynamic Link Library) file that emulates the functionality of the relay and is generated from the same code that is used to generate the software executed in the relay itself. This ensures that the results from the virtual testing will adequately represent the behavior of a real device under the conditions recorded in the COMTRADE file. Since the COMTRADE file is the input to the virtual testing system, it is important to discuss the different factors that may affect the performance of the virtual relay. One of the first issues to analyze is the source of the COMTRADE file. In many cases the user may want to test the behavior of a relay based on a waveform record from another relay that may have a different sampling rate and analog and digital filters compared to the relay being tested. This may lead to operation that was not expected and has to be taken into consideration in the analysis. The fact that the primary system currents and voltages go through several transformations, including analog and digital filtering, before they are processed by a distance algorithm indicates that it will be preferable to perform the virtual testing using COMTRADE files with disturbance records from a similar device to the one being tested. This will ensure that the samples processed by the virtual relay are similar to what the relay should have seen as the image of the primary system event. If the sampling rate of the record is different from the sampling rate used in the tested relay, this will require resampling. When the sampling rate of the record is lower than the sampling rate of the tested relay, it is possible to miss some details in the actual primary waveform that may affect the relay operation. Another factor to be considered is the frequency tracking. Since the protection algorithms are typically based on a fixed number of samples/cycle, the user of the virtual relay testing system needs to understand that some disturbance recording devices have a fixed sampling rate. This will require resampling as well in order to provide the virtual relay with the expected fixed number of samples for each cycle.
IV. VIRTUAL RELAY TESTING Everything discussed in the previous section needs to be taken into consideration in the design of virtual relay testing tools. The functionality and software architecture of the relay needs to be properly emulated in the virtual testing software. Another key element in successful virtual testing is knowing what is the source of the sampled analog values that are used as the input of the virtual testing system. Figure 6 shows a simplified block diagram of a virtual testing tool. The virtual test system has several main blocks: x Front end x Virtual Relay x Analysis tools 26
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-04 If the COMTRADE file is generated from an electromagnetic transient program simulation, we need to understand what is the model used in the simulation. If the model includes only the primary system and the current and voltage transformers, we need to be aware that the samples provided to the virtual relay have not reflected the effect of the analog filtering in the distance relay emulated in the virtual testing tool. This also may affect the behavior of the tested distance relay. Virtual Relay The Virtual Relay is an executable program module that runs under the virtual testing software in the PC Windows operating system. The front end was written in C# and the relay algorithms have been implemented in C. The virtual relay simulator performs one or more of the functions at runtime. The functions included are: x Settings Management x CT/VT ratio scaling x Digital filtering x Reading digital inputs x Protection algorithms Faulted phase selection Power swing detection Delta directional function Directional ground fault All Distance Zone Phase and Ground loops Settings Management All the settings available in the relay are available for the user through dialog boxes. The settings committed are used by the protection algorithms to act on the input data (COMTRADE). Work is underway to read the proprietary format settings file directly to avoid any mismatch. CT/VT ratio scaling The COMTRADE file could have been recorded in primary terms. The relay simulator can be used to scale the input in terms of secondary values. Digital Filtering A typical distance relay contains a myriad of filters for various protection functions. The simulator can be used to produce individual filter outputs for diagnosis. This is particularly useful for special applications, example: unusual amount of harmonics, switching noise on long transmission lines etc. Reading Digital Inputs A relay simulator cannot function exactly like a relay unless important external system information is passed on to the protection algorithms. It is important that input signals like circuit breaker status are recorded for proper analysis of relay behavior and equally important for the simulator to be able to pass that on to protection functions. The virtual simulator can map selected digital signals from the input file to any of the defined digital inputs in the relay. Protection Algorithms The discussion of protection elements and in particular the distance elements is not in the scope of the paper but it is worth mentioning that the key to reproducing the behavior of the relay on PC is that exactly the same software should be able to run in embedded or PC environment.
www.uanl-die.net
This involves some architectural decisions to be made at the time of relay design that ensure that the real time behavior of the relay is not compromised in any way but at the same time the software has cross-platform compatibility. Analysis and Visualization Tools The operation of the virtual protection relay being tested needs to be analyzed and made visible to the user through the visualization tools available as part of the virtual testing system. The analysis module receives from the tested virtual relay information on the operation of different functional elements of the device represented in the relay logic by Digital Data Bus signals. This is done at each step of relay function execution and depends on the specific task it is related to. Most of the functions are executed 48 times per cycle, but some may be event-driven as well.
Fig. 7 Virtual Testing results
The analysis module then aligns the change of state of the monitored signals with the current and voltage samples from the input COMTRADE file and makes them available to the visualization module for display. Figure 6 shows a display of a fault during a system power swing condition and the operation of different relay elements. Showing the start and/or operation of different internal relay signals during the testing of a virtual relay under complex system conditions such as the one shown in Figure 7 can help the protection engineer better understand the functionality of the transmission line protection device. It is one thing to look at system conditions through standard post disturbance analysis software to evaluate relay behavior. But seeing the measurements through the eyes of the relay can give a much better idea of the behavior of the relay. Figure 8 shows the impedance locus during a power swing as seen by the relay after digital filtering. The top side of the figure represents the apparent impedance seen by the three phase distance elements. The bottom part gives the impedance seen by the ground distance elements. V. VIRTUAL TESTING APPLICATIONS Virtual testing offers significant advantages and as a result has several key applications in the development and application of multifunctional distance protection relays. 27
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-04 Virtual testing helps the protection design engineer by providing a tool that can be used to quickly determine if there is a need for modifications in an algorithm being implemented for specific protection function. Short circuit faults and other abnormal system conditions may occur at any moment in time, regardless of the day of week or season. In order to put back in service a transmission line that may prevent weakening of the system or the development of a wide area disturbance, a protection engineer may need to test a protection relay to determine the reason that it operated and if it was a correct operation or not. By downloading the recorded waveform COMTRADE file from any remote location and replaying it on a local computer, the user can enter the settings of the operated relay that are stored in the computer or downloaded from the relay as well and then test the virtual relay. This results in significant savings in time and resources.
www.uanl-die.net
VI. CONCLUSIONS Testing multifunctional protection relays under different faults or other abnormal system conditions is required at different stages of their development, application, commissioning and maintenance. Conventional testing of relays requires the availability of a relay of the type used for the application and advanced test equipment and software that can realistically simulate the system conditions. This is quite expensive and not always available to the protection engineer. Virtual testing allows the testing of the operation of a relay using only a computer running the virtual relay DLL file in combination of a front end module processing a COMTRADE file and analysis/visualization tools that show the fault currents and voltages waveforms and the operation of different monitored protection elements. Virtual relay testing has significant benefits, including low cost, high availability and good emulation accuracy, thus making it a valuable tool in the hands of protection design, commissioning and application engineers. VII. REFERENCES: [1] Schreiner Z., Kuntner R., “Remote Controlled Testing of Communications Schemes for Power System Protection Using Satellite (GPS) Synchronization and Modern Communication Technology: A New Approach ”. 2001 [2] Apostolov A., Kang H., “Virtual Testing of Distance Protection”, IEEE PES GM, Montreal, Canada, July 2006
VIII. BIOGRAPHIES Alexander Apostolov received a MS degree in Electrical Engineering, MS in Applied Mathematics and Ph.D. from the Technical University in Sofia, Bulgaria. He has worked for fourteen years in the Protection &Control Section of Energoproject Research and Design Institute, Sofia, Bulgaria. From 1990-94 he was Lead Engineer in the Protection Engineering Group, New York State Electric & Gas where he worked on the protection of the six-phase line, application of microprocessor relays, programmable logic and artificial intelligence in protection. 1994-95 he was Manager of Relay Applications Engineering at Rochester - Integrated Systems Division. 1995-96 he was Principal Engineer at Tasnet. He is presently Principal Engineer for AREVA T&D AIS in Los Angeles, CA. He is a Senior Member of IEEE and Member of the Power Systems Relaying Committee and Substations C0 Subcommittee. He is Chairman of the Relay Communications Subcommittee, serves on many IEEE PES Working Groups and is Chairman of Working Group C9: Guide for Abnormal Frequency Load Shedding and Restoration. He is member of IEC TC57 and CIGRE WG B5.13. He is Chairman of the Technical Publications Subcommittee of the UCA International Users Group. He holds 3 patents and has authored and presented more than 200 papers. Harmeet Kang joined GEC ALSTHOM INDIA in 1995 as a Relays Application Engineer after graduating from Bangalore University, India in Electronics. He joined the R&D department in India in 1998. He moved to ALSTOM Stafford and has been working there since 1999. He is now a Senior Engineer within the Products R&D department. He has been involved in the design of Load Shedding, Phase Comparison and Distance relays.
Fig. 8 Locus of Power swing
Relay Settings Verification Most of the time the settings of protective relays are done by the protection engineer based on the known system parameters and using a steady-state analysis based protection coordination tool. However, in many cases, especially when the relay may experience faults under dynamically changing system conditions such as power swings and current reversals, it is impossible to determine if the selected relay settings will ensure correct relay operation under all system conditions. This is where virtual testing can help again. Without a real distance protection and test set, the user can test the virtual relay with settings identical to the calculated ones and see how it will operate for recorded or generated by an electromagnetic transients program waveforms. That is where a virtual relay simulator comes in as the most useful tool for the developer. It makes it possible to “single step” through the relay software, using the COMTRADE file for that condition as input. This gives vital insight and understanding into sometimes-inexplicable behavior. 28
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-05
www.uanl-die.net
TREMA: Benefits of using a unique tool for automatic communication and normalization of protection devices and fault recorders events Daniel Cancela, Elías Carnelli, Julián Malcón and Juan Zorrilla de San Martín, Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (U.T.E.) [National Electricity Plant and Transmission Administration], Uruguay
an integrated system (hardware and software) completely developed in Uruguay, that automatically obtains such information from the protection equipments and fault recorders installed in the power electrical system, normalizes it, stores it in an ORACLE database, and enables its prompt, clear and ordered visualization throughout the Company’s intranet. It also warns and informs users through an email or a mobile message about the main events that took place. Thus, it contributes to have a prompt answer in case of faults and disturbances in the power system, therefore, reducing the time for the reconnection of equipment and maintenance, and in consequence, improving the service rendered by U.T.E. to her clients.
Abstract— This paper describes the experience obtained from usage and application of a unique computerized tool (TREMA) for managing the information used in the disturbance analysis of the Uruguayan power system. TREMA automatically gathers the information generated by protection devices (relays) and fault and disturbance recorders: events and oscillographic records. It processes such information, organizes it in a database, normalizes it and presents it through a simple browser in an easy and clear working frame. This work also includes the analysis of the impact of TREMA on the organization and the perspectives for the future taking into consideration of the recent publication of the IEC61850 protocol. Index Terms— automatic disturbance analysis, events, oscillography, protection devices
T
communication, database, fault records, IEC61850,
TREMA surpasses the difficulty caused by the diversity of brands and models of protection devices, each one with its own communication protocol and data format, as well as the geographical dispersion of equipments. It integrates the different equipments in only one system, dealing with that diversity by defining modules for communication and interrogation of each one, a standardized format for storing in databases and a list of normalized events for which the multiple denomination assigned by each manufacturer for the same events are mapped.
I. INTRODUCTION
HE disturbance analysis, that is, the systematic study of faults and failures that take place in the electrical power system of high and extra high voltage, plays an essential role in the life of all electrical utilities. This analysis enables the performance evaluation in power system transients, including the control and protection system; corrective and preventive actions arouse to improve the quality of the service and, responsibilities on past events are determined. The essential raw material for this analysis consists of the events and fault recordings generated by the protection devices and fault recorders when there is a failure in the power system. TREMA, Transmisión de Registros, Medidas y Ajustes (Recordings, Measurements and Settings Transmission) [1] is
This modular design also enables the system expansion thus accompanying the renovation and development of the power system network. TREMA was originally designed to be used by specialists in protection systems; since it was launched at the end of 2003, it promptly expanded to all the operative units of U.T.E. (Transmission, Distribution and Generation). At present it has more than 300 equipments (protection devices and fault recorders) of different brands and models (ALSTOM, GENERAL ELECTRIC, HATHAWAY) and is connected to more than forty transmission substations all over the country and to a power plant.
29
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-05
www.uanl-die.net
Fig.1. Events list. Detail of normalized event: "Registro Oscilográfico (Oscillographic or Fault Record)".
informing by generating an operative event. The system can daily inform through an automatic email about the equipments with failures, thus directing the corrective maintenance. To cooperate with the maintenance of medium voltage facilities, by informing about the frequent pick-ups in a line or medium voltage radial, by triggering actions for preventive maintenance and to avoid faults that may cause the trip of the protection, and in consequence, cause service interruption. A succession of pick-up events (operation of a protection system without sending a trip order to the corresponding breakers) of a protection device in a line or radial of medium voltage may indicate future insulator failure or a discharge through a tree moved by the wind. The analysis of these events, obtained from TREMA´s database, allows the user to anticipate a more serious problem and therefore to trigger preventive maintenance actions that shall avoid failures that would cause an electricity cut-off. To precisely determine responsibilities on the occurred events, by making a disturbance analysis due to the abundant and detailed information on the occurred events.
This article describes the experience obtained from the application and usage of TREMA during all these years since it was launched, as well as work improvements and its impact on the organization, and problems that appear as a result of the availability of this tool. The work also includes the analysis of perspectives for the future and takes into consideration the recent publication of IEC61850 protocol.
I. MAIN SERVICES OFFERED BY TREMA The main objectives that have been achieved due to the development of TREMA are: To ease the Disturbance Analysis, thus also reducing the time required for obtaining and interpreting the information, and in consequence, it also enables to have more resources to analyse what happened. To cooperate in the operation of the electrical system, complementing SCADA and contributing with more detailed data (phase in failure, voltage and current defect, fault localization, oscillographies) in order to have a better understanding of what happened. To cooperate with the maintenance of protection devices, by detecting failures in the protection devices and
II. USAGE EASINESS AND ANTICIPATION: THE KEY TO SUCCESS As it was mentioned before, the tool was originally 30
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-05
expectations of its effective clients (potential clients in the early stages of the project). Today it still is ahead, which is very important to achieve its sustained success. Those who are not yet users require it; those who already have it and use it, request the incorporation of their own equipment (Distribution Unit e.g.) to the automatic management or the incorporation of more equipment than they already have in service.
designed to be used by specialists in protection systems, but the operation and maintenance areas of the Transmission unit of U.T.E quickly incorporated it. Then it expanded to the Distribution Area and more recently also the Generation Unit started to use it. At present TREMA is a corporate development, used by all the Company. Its success, proved by usage results and its expansion, has made it possible to continue investigating and developing it until today and to continue doing so in the future. The availability of a greater amount and more precise information as well as the notorious reduction in the time required to obtain it, and the usage easiness of the tool are probable the most important causes of its prompt growth.
III. IMPACT ON THE ORGANIZATION Information availability, the possibility to consult through the web, the easy way to find said information and its clearness have contributed to a more dynamic work. Today, that work done years before in order to get the information of an event through a manually dial-up connexion with the protection devices, a telephone conversation or even reports on paper sent to the office, require no time. The time saved is used to study what happened, thus having more resources and enabling a more precise analysis and more detailed reports on the causes of what happened. For example, the prompt localization of a defect in a transmission line through an email or an SMS message to the mobile of the person on duty and responsible for the group that will go out to check the line to find the problem, is a very important contribution to solve the contingency in a shorter time. This way it is not necessary to go first to the substation to read the information on the protection device, or at worst, to go along all the line to find it. The inspection team goes from its base directly to the point where the defect occurred. The time saved is very considerable. In some cases this directly redounds in the reduction of the energy cut-off time, and in consequence, less economic losses for the Company due to the not sold energy.
1200 1000 800 600 400 200 0
N ov-05
D ec-05
www.uanl-die.net
Jan-06
Fig. 2. Consultations to TREMA in the last three months.
Usage easiness has been and still is a fundamental premise for development in TREMA´s design, both in the case of the ordinary user that consults and receives information and the administrator user who is in charge of updating the system’s configuration and the users´ profiles. To this respect two relevant aspects can be pointed out:
Another aspect to be pointed out is the reduction in costs as a result of less transportation of people to substations. Changes in the configuration of protection equipments can almost always be done remotely, from the office, using the computer and the communication network installed.
The possibility to consult events (generated in equipments installed in substations all over the country) through web sites, only by having a browser, without requiring to install any other specific application, from any personal computer connected to the informatics network of U.T.E, or even from the house of the employee that is on home-duty, by having access through dial line and modem by Network Access Server (NAS). The design of the consultation interface was conceived based on the usage easiness and enables to filter events by date, origin, type, substation and equipment.
The increase of productivity and efficiency of resources is shown by the time saved in the compilation and analysis of information and in the reduction of transportation due to the usage of TREMA. As a result of the development of the automatic management of the information, it is more necessary and indispensable, among other things, to technologically renew protection equipments installed, such as the substitution itself of those equipments when they are obsolete. Purchase conditions to buy new equipments include specific requirements so that these can communicate and integrate to TREMA. An important investment was planned for this year, and is already in course, to buy last generation protection equipment that will give a great impulse to the technological
Flexibility and adaptation of the system to the expansion and renovation of the power system. An administrator user can easily update the system by incorporating or modifying the information of the equipments connected to it. It is also easy and quick to create users and maintain their roles. TREMA is one step ahead of the requirements and
31
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-05
www.uanl-die.net
As shown in Fig. 3, the software of the system includes the following elements: TremaSE, an executable programme, resident in a personal computer centralized in Montevideo or in a substation (substation PC). This module knows the configuration of the substation (equipments, buses, protection devices, protocols, normalized events and those defined by the manufacturer) and the way to interrogate each protection device model. It interrogates the protection device in the substation in a sequential way, storing records in a normalized format. TremaCC, an executable programme, resident in a computer centralized in Montevideo. Following the items listed in a Diary prepared by the operator, at the indicated times it gets in communication with each substation PC to be interrogated, transfers the records to the Protection Control Centre and inputs them to the database. The Oracle® database, installed in a server of the Company’s Data Processing Centre. The web server also installed in a server of the Company’s Data Processing Centre. Operator or consulting stations located in the Protections Centre, the substation or any point of the intranet of the Company, or even outside it by means of telephone access and NAS with a browser. The workstation does not require the installation of any special software: a browser is enough.
renewal and TREMA´s expansion. The renovation and investment on informatics equipment is also a priority. Since last year the Sector has included the staff of Transmission operation and the whole Company in its training programme, which comprehends courses and training on usage and better exploitation of TREMA. TREMA is a tool fully developed in the country. It was originally conceived in U.T.E in the frame of a Project for Business Re-design, carried out in the 90´s; it must be pointed out that the joint work and effort enabled to develop it and make it a reality, first through an agreement with the Faculty of Engineering (UDELAR- University of the Republic), from 2000 to 2003, and then in U.T.E., creating a multidisciplinary team that gathers different specialities such as protection and control systems, computers and telecommunications. The participation of the Faculty of Engineering, University of the Republic, through the Institute of Electric Engineering was a substantial contribution for the achievement of the project. During the term of the agreement teachers and students participated in parts of the development as theme of their end-of career project. It must also be pointed out the work development made by the team and the involvement of specialists of U.T.E. in the maintenance of TREMA. Without this participation it would have been impossible to conceive that such a complex system could be operative and in continuous expansion. The relationship and interaction between the different units of the Company is strengthened by a better exploitation of the tool and the usage training courses offered.
V. NEW PROBLEMS FOUNDED TREMA solves the diversity of equipments and protocols, as well as their geographical dispersion. Nevertheless, the prompt and permanent availability of this tool shows new problems that must be taken into account and considered for their immediate solution: The need for time synchronization of all protection devices connected to TREMA. It is vital to have all events written with a millisecond precision and synchronized in order to have a detailed analysis of any disturbance that may have affected different equipments located in different geographical points. Not all numeric protection devices that are already installed and in service offer the possibility of being connected directly to the GPS system, although they generally admit time synchronization by sending a command through communication protocol. The next version of TREMA, actually being developed, will include the transmission of a command daily and automatically for time synchronization of those protection devices that cannot connect to the GPS system. Operational problems in time synchronization devices. When a GPS time synchronization device fails, the time stamp in the record may be different from the real time. These kinds of failures were detected on different occasions, and therefore hindered the subsequent analysis. A possible solution, in study at present, is also to state the input date and time of the record in the database.
TREMA is considered a successful project that was born from the national engineering, and which can be taken as an example and must be fostered. Proofs of this are the usage results obtained by U.T.E. and the interest arisen in power companies in the region. IV. ARCHITECTURE TREMA´s hardware platform consists of personal computers, most of them centralized in the offices of the Transmission Protections Sector (Protection Control Centre) in Montevideo, capital city of the country. Some substations still have computers, but in order to simplify their maintenance they have been transferred to the offices in Montevideo. The TCP/IP operative network of U.T.E. works as a link between them. The connection between the informatics network and the network of each relay manufacturer in each substation is made through IP modems, data sharers, and switches codes, all devices designed and manufactured by the company. TREMA also enables communication through the urban telephone network by using modems, but this possibility is not used nowadays because it is not necessary.
32
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-05
www.uanl-die.net
Substation A (communicated via TCP/IP protocol) Relay RS485 or o.f.
Substation B (communicated via TCP/IP protocol)
RS232
Relay
TremaSE Switch / Converter
IP Modem RS232
Switch / Converter
Substation C (communicated via modem) Relay
RS485 or o.f.
TremaSE RS485 or o.f.
XML (zip)
RS232
Switch / Converter
Modem
Telephone network
Oracle Database
Record JDBC
XML (zip)
Modem
XML (zip)
Apache Web Server HTML
SMS
XML (zip)
TremaCC
TCP / IP U.T.E.
Record
XML (zip)
XML (zip)
JDBC
Firewall XML (zip)
U.T.E. Data Processing Centre
Modem HTML HTML
Telephone network TremaSE
Browser Modem
Protection Control Centre
Browser
HTML Consults and administration workstations
Browser
Fig.3. TREMA’s arquitecture.
connected to it and the amount of users, it is necessary to increase dedication to it and its administration. At present, a multidisciplinary team (protections, informatics and communications) is in charge of developing TREMA, while two specialists are in chare of its administration. Dedication is partial, although in a short time it will not be enough considering the growth forecasts and expectations.
Communication problems with some protection devices. In some protection devices the communication port stops working or blocks without any reasonable explanation. In some cases it is necessary to reset the protection in order to resume communication. The need for system administration. As the system grows, both in the amount of equipments and installations 33
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-05
www.uanl-die.net
company, to be done through the unification of TremaSE and TremaCC programmes and the installation of a unified product in a decentralized way. The database remains only one in order to be consulted by the user’s through the interface and the appropriate filters.
Expectation of information availability in the system. The familiarity with the usage of the tool makes it possible to think that the lack of information on a certain event means that it did not exist at all. Apriori the possibility of problems in communication or in the database is rejected, and this can lead to an unfaithful analysis of what really happened.
There is a certain favourable expectation to place it in the foreign market as a result of the interest it has arisen in the region. Before installing TREMA in a power company, it is necessary to make a situation diagnosis, and then make a project for adaptation and implantation of TREMA in the environment. Protection device brands are internationally known, so this would not represent a major problem. The development level of the communication network would neither be an important obstacle, because TREMA foresees more than one way to access equipments through the informatics network or modem.
I. PERSPECTIVES IN THE FRAME OF THE PUBLICATION OF IEC61850 PROTOCOL To a certain extent, TREMA is ahead of the release of IEC61850 protocol, as it manages to uniformize the way to present the information to the user, and helps to have an easier access to it as well as a better interpretation. Besides, it also achieves independence from the manufacturer because similar equipments from different origin provide information that is common to all of them (trip, pick-up, etc.) in the same way and the only difference between them is given by those events that are specific to each of them. The modular design of TREMA will enable, without any major inconveniences, to incorporate protection devices and control equipment that implement the IEC61850 protocol. The clear and uniform way of storage and display data in those equipments that comply with this protocol, together with TREMA´s design, work together so that it is enough to develop a sole interface module. This module must be broad enough so as to comprehend the different denominations of the events associated to the different protection equipments (overcurrent, differential, distance, etc.). Once the module is implemented, the expansion of the system will be completely independent from the equipment or section to be incorporated and from the manufacturer, and the only requirement will be to comply with the protocol. The expansion of the TCP/IP networks and the different devices associated to them, plus the architecture for which TREMA was designed, will enable the integration of equipments that comply with the protocol without having to make great investments. The TremaSE module will insert itself in the substation bus like the SCADA control system, and this will allow a continuous communication with the IEDs of the substation. Whenever there is an event, TremaSE will extract it from the IED involved and insert it in the database so that it will be available for all users.
Finally, it must be pointed out that last December TREMA received the First Prize ARROBA URUGUAY 2005 Edition – for the Technological Innovation category. This contest, organized by Milenium 21, an Uruguayan company that promotes communication and information technologies by fostering solidarity, integration and professional development, is the only one in the country related to the technological area, and aims at recognizing technological creativity and originality, sustainability and the business capacity for modernization of enterprising people and Uruguayan companies in the technology field. Different private and public companies sponsor it; on this last occasion the Area of Innovation, Science and Development Technology was declared of interest by the Ministry of Education and Culture of Uruguay.
REFERENCES [1]
J. Zorrilla de San Martín and Víctor González Barbone, "TREMA: Una herramienta Fundamental para el Análisis de Perturbaciones (TREMA: A Fundamental Tool for the Disturbance Analysis)”. SIPSEP-02, Nov. 2002.
Daniel Cancela was born in Montevideo, Republic of Uruguay, on June 30th, 1972. He obtained his degree of Electronic Technological Engineer in 2003 at Technological High School of Uruguay (U.T.U.). In 1993 he entered the National Plant and Electricity Transmission Administration (U.T.E.) holding the position of Technician on Works and Protections Service Rendering, having to make acceptance tests on protection installations of the power system and the assembling of protection systems. In July 2004 he is promoted to the position of Protection Specialist in the Sub Management Office of Engineering and Protections Development. He studies the power electricity network and calculates settings for the protection systems. He developed a communication system for protection devices and made studies on the informatics network technologies.
II. FINAL COMMENTS A complete re-design of the system has been planned for the year 2006 in order to update it and improve its benefits, as well as the development of modules that will allow adding new protection devices models. Work on this last item has already begun as a result of the extension of the agreement with the Faculty of Engineering. This re-design will allow a greater expansion of TREMA, thus enabling the integration of distribution substations of the
34
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-05 Elías Carnelli was born in Montevideo, Republic of Uruguay, on October 14th, 1966. He obtained his degree of Electricity Engineer in 1996 at Faculty of Engineering of the University of the Republic of Uruguay. In 1991 he entered the National Plant and Electricity Transmission Administration (U.T.E.) holding the position of Transmission Engineering Specialist, having to make tests on high-voltage equipments and prevention maintenance. In March 1999 he entered the Sub-Management Office of Engineering and Protections Development. At present he holds the position of Studies and Projects Coordinator. He is responsible of the disturbance analysis on the electrical power of high and extra high-voltage system.
www.uanl-die.net
Juan Zorrilla de San Martín was born in Montevideo, Republic of Uruguay, on September 28th, 1965. He obtained his degree of Electricity Engineer in 1994 at Faculty of Engineering of the University of the Republic of Uruguay. In 1989 he entered the National Plant and Electricity Transmission Administration (U.T.E.) and since then has specialized in protection systems. At present, he holds the position of Sub-Manager of Engineering and Protections Development in U.T.E. Mr. Zorrilla de San Martín has attended seminars and specialization courses on the subject and has published works related to his area of work. He is responsible of two projects related to information technologies: TREMA (Recordings, Measurements and Settings Transmission) and DPRO-GDOC (Documentation System for the Protections Sector).
Julián Malcón was born in Montevideo, Republic of Uruguay, on December 27th, 1958. He obtained his degree of Industrial Electricity Engineer in 1984 at Faculty of Engineering of the University of the Republic of Uruguay. In 1983 he entered the National Plant and Electricity Transmission Administration (U.T.E.) and since then started his specialization in the protection systems area. Until 2001 he was responsible for the maintenance of the protection systems of Transmission and Generation and the expansion works and improvements in the Transmission network. Since 2002 he holds the position of Manager of the Protection Sector, thus being responsible for the engineering, development and maintenance and works related to the protection systems for Transmission and Generation in all the country. Mr. Malcón has published works related to his area of speciality and has participated in different training activities, seminars and congresses.
35
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-06
www.uanl-die.net
Adición del Modelo de un Relé de Distancia a un Programa de Cálculo de Transitorios Electromecánicos en Sistemas de Potencia Verónica Ponce, Elba Barragán, Elmer Sorrentino y Marino Maragno
Resumen—Este artículo presenta un modelo para la función de distancia del relé REL316*4, marca ABB, desarrollado en el lenguaje DSL del software DIgSILENT Power Factory. En el modelo se incluye el disparo asistido por los canales de comunicación. En el artículo se presenta una síntesis de los casos de estudio, correspondientes a simulaciones del sistema interconectado venezolano, específicamente fallas en las líneas a 400 kV entre las subestaciones Horqueta y Arenosa. Los resultados obtenidos permiten apreciar satisfactoriamente el comportamiento del relé y de la red ante fallas monofásicas, bifásicas y bifásicas a tierra. Los gráficos del comportamiento de los flujos de potencia, tensiones, ángulos y velocidades de las unidades generadoras permiten apreciar la estabilidad del sistema ante las contingencias simuladas.
II. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL RELÉ ABB-REL316*4 El relé numérico REL 316*4, marca ABB, está diseñado para la protección de diversos tipos de líneas (largas o cortas, de doble circuito, altamente cargadas, con alimentación débil, entre otras), y para detectar diversos tipos de fallas [19]. Sus principales funciones de protección son: distancia, falla a tierra, sobrecorriente de respaldo, sobre y baja tensión, potencia, comprobación de sincronismo, recierre y funciones lógicas programables por el usuario. X Zona Arranque
Palabras claves—Protección de distancia, simulación de transitorios electromecánicos en sistemas de potencia.
Zona Sobrealcance Zona 3
I. INTRODUCCIÓN
Zona 2
La incorporación de modelos de equipos de protección en programas empleados para análisis de fenómenos transitorios en sistemas eléctricos se ha estado realizando desde hace años [1]-[15]. En el desarrollo de modelos de protecciones para programas de estabilidad, hay antecedentes internacionales [1]-[5] y nacionales [13]-[15], debido a su importancia para asegurar que se preserva la integridad del sistema eléctrico. En el trabajo descrito en este artículo se desarrolló un modelo para uno de los nuevos relés instalados en el sistema venezolano. El modelo desarrollado representa el relé de distancia REL316*4, marca ABB, instalado en el 60% de la red de transmisión de una de las cuatro empresas que conforman el sistema interconectado venezolano (CADAFE). El modelo fue desarrollado dentro de uno de los programas utilizados en el sector eléctrico como herramienta para evaluar transitorios electromecánicos, el cual se denomina DIgSILENT Power Factory y permite incluir modelos para representar a los equipos de protección [16]-[18].
Zona 1 Rcarga Ángulo de Carga
R
Zona Inversa
Fig. 1. Zonas de la característica de distancia del relé REL316*4.
Este relé dispone de funciones alternativas para la protección de distancia. El modelo desarrollado en este trabajo corresponde a la función de distancia para alta tensión, por ser la función aplicable a los casos del sistema venezolano en estudio. Esta función tiene [19]: a) arranque por subimpedancia, con característica poligonal (fig. 1), con seis lazos simultáneos de medición y arranque por fuente débil; b) cinco zonas de distancia, con característica poligonal para los seis lazos de medición falla, con dirección seleccionable hacia la línea y hacia la barra, y con dos criterios seleccionables para la diferenciación entre cortocircuitos con o sin tierra; la zona cuatro permite seleccionar la dirección y el alcance de la zona de sobrealcance e incluir una zona inversa; c) tiempo de
Manuscrito recibido el 2 de Noviembre de 2005. Verónica Ponce y Elba Barragán laboran en CADAFE-Despacho de Carga Central, Caracas, Venezuela, e-mails:
[email protected],
[email protected] Elmer Sorrentino labora en la Universidad Simón Bolívar, Caracas, Venezuela, e-mail:
[email protected] Marino Maragno labora en OPSIS, Caracas, Venezuela, e-mail:
[email protected]
37
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-06
www.uanl-die.net
-Unidad de arranque: tiene una etapa inicial que puede inicializarse comparando la tensión y corriente de secuencia cero con unos valores umbrales (fallas a tierra) o comparando las corrientes de las fases con un valor umbral (falla bifásica). En caso de cumplirse alguna de las dos condiciones previas, se calcula la impedancia aparente y se compara con los límites de arranque por subimpedancia (UZ) que se muestra en la figura 3. Si las condiciones de arranque se mantienen cumpliéndose durante un ciclo (16 ms), el modelo del relé determina que se ha cumplido la condición de arranque.
operación típico de 25 ms; d) protección de respaldo de sobrecorriente de tiempo definido, independiente del arranque por subimpedancia; e) supervisión de transformador de potencial; f) bloqueo por oscilación de potencia; g) protección asistida con enlace de comunicaciones; h) cambio automático de la inclinación de la característica de reactancia (de 7º a 14º), según la dirección de la carga, si la corriente de carga excede un valor de ajuste; i) selectividad de fase para recierre automático monofásico y trifásico. III. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROGRAMA DIGSILENT POWER FACTORY El software DIgSILENT Power Factory es un programa de simulación para análisis de sistemas eléctricos de potencia. Sus principales funciones son [16]: flujo de carga, análisis de fallas y/o eventos, análisis de cortocircuito, transitorios electromagnéticos (EMT), simulación dinámica de sistemas (electromecánicos-RMS). La simulación dinámica del sistema se realiza en el dominio del tiempo y cuenta con modelos de generadores, líneas, transformadores, cargas y otros elementos [17]-[18]. Las simulaciones pueden realizarse en valores efectivos (RMS) o valores instantáneos (EMT); en este trabajo se usó la simulación en valores efectivos (RMS). El software DIgSILENT Power Factory tiene modelos por defecto para elementos dinámicos, como las protecciones (librería del programa). Sin embargo, el usuario puede implementar sus propios modelos a través de un lenguaje de programación (DIgSILENT Simulation Language, DSL); los modelos creados por los usuarios se denominan modelos compuestos [17]-[18].
Fig. 2. Estructura compuesta del modelo del REL316*4
X Z+LÍNEA R
Fig. 3: Característica de arranque de subimpedancia.
X IV. MODELO DESARROLLADO PARA EL RELÉ El modelo desarrollado de la función de distancia para alta tensión del relé REL316*4 es un modelo compuesto elaborado en el lenguaje DSL del DIgSILENT Power Factory. Está conformado por la estructura compuesta que se muestra en la figura 2. Además, se desarrolló otra estructura compuesta adicional para simular su funcionamiento asistido por los enlaces de comunicación. En la estructura compuesta del modelo, para establecer un nexo con el sistema de potencia se emplean dos bloques funcionales (Barra y Línea), cuyos elementos asociados son la barra y el terminal de la línea a proteger. De estos bloques se obtienen las cantidades fasoriales de tensión y corriente, por fase y de secuencia cero (en módulo y ángulo). El modelo del relé REL316*4 está formado por las siguientes unidades: -Unidad de entradas analógicas: está prevista para alojar los modelos detallados de los transformadores de corriente y de potencial (TC, TP). En este trabajo sólo se utilizó un modelo ideal y esta unidad sólo cumple la función de convertir la tensión y la corriente en sus componentes real e imaginario, y convertir los valores primarios a secundarios.
Z+LÍNEA
R Fig. 4: Forma de las 4 zonas de impedancia programadas.
-Unidad de mediciones: se calculan simultáneamente los seis lazos de impedancia (3 ante fallas a tierra y 3 ante fallas fase-fase) y se comparan con los límites de las cuatro zonas de operación del relé (figura 4). La característica de impedancia y su temporización pueden ser definidas para cada una de las zonas de distancia; la zona 4 puede ser utilizada como zona de sobrealcance. -Unidad de protección de respaldo de sobrecorriente (O/C): opera cuando una o más de las corrientes de fase exceden el valor umbral por un tiempo mayor al tiempo de retardo programado. -Unidad de temporización y lógica de disparo: forma un bloque único con la estrategia de disparo transferido, para la cual se desarrolló la estructura compuesta específica que se 38
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-06
2). El esquema de disparo asistido por el enlace de comunicaciones es PUTTFWD en todos los casos. Para la presentación de resultados, se utilizó una función disponible en el software DIgSILENT Power Factory que muestra los eventos, discriminados por tiempo de ocurrencia.
ilustra en la figura 5. La lógica de transmisión de la señal de comunicaciones (HF_Transmisión) tiene un retardo de tiempo para simular el retardo del canal y activa la lógica de recepción del extremo remoto (HF_Recepción); el valor del retardo utilizado es 12 milisegundos. La lógica programada permite simular las funciones con permisivo para el disparo, tanto en esquema de subalcance (PUTTFWD) como en esquema de sobrealcance (POTT). Por ejemplo, el subalcance con permisivo para el disparo (PUTTFWD) está programado de forma que si hay detección de impedancias en zona 1, entonces se transmite una señal de disparo transferido (HF) al extremo remoto, y ésta se ejecuta si se detectó la direccionalidad correcta de forma local. En el caso del esquema en sobrealcance con permisivo para el disparo (POTT), la medición de impedancias se realiza en la zona 4 y este esquema utiliza la lógica de detección de fuente débil (weak infeed). La lógica de detección de fuente débil consiste en la detección de subtensión en conjunto con la recepción de disparo transferido (HF), para convertir esta señal en disparo y generar una señal de eco (echo logic). Adicionalmente, este esquema posee la lógica de bloqueo ante cambios transitorios de la direccionalidad, la cual consiste en activar un bloqueo de la función durante un intervalo de tiempo en caso de existir detección de direccionalidad en sentido inverso. UNID
HF
MED
Trans
SEÑAL HF SEÑAL HF
HF Recep
HF
HF
UNID
Trans
MED
G1
Planta Centro 230 kV
G2
G3
G4 G5
Planta Centro 400 kV
Yaracuy Arenosa Horqueta 400 kV 400 kV 400 kV Yaracuy Horqueta Arenosa 765 kV 765 kV 765 kV Fig. 6: Sistema adyacente a las líneas paralelas Horqueta-Arenosa en 400 kV.
-Caso 1: Falla en la línea L1, al 60% (desde Horqueta). El evento es una falla monofásica a tierra (fase “b”), con la línea L2 en servicio. Las tablas I, II, III y IV muestran las secuencias de eventos en cada una de las localidades con los relés simulados. El instante de ocurrencia de la falla se ubicó en 10 ms (referencia de tiempo). La apertura de la línea L1 ocurre en ambos extremos. Las órdenes de disparo ocurren a los 18/19 ms del instante de ocurrencia de la falla y el despeje de los interruptores ocurre a los 58/59 ms del inicio de la falla. Las figuras 7, 8, 9 y 10 presentan la evolución transitoria de las principales variables de interés, tanto desde la perspectiva de la estabilidad del sistema como del flujo por las líneas Horqueta-Arenosa. En este estudio, G1 y G4 son las unidades generadoras 1 y 4 de Planta Centro, cada una con 300 MW en la condición prefalla. La referencia del sistema está en una de las unidades de la principal central de generación del sistema interconectado venezolano (Guri 12), con 600 MW en la condición prefalla.
Recep TEMP TEMP
FUENTE DÉBIL
www.uanl-die.net
FUENTE DÉBIL
Fig.5: Estructura compuesta para simular el disparo asistido por el canal de comunicaciones.
V. PRUEBAS DEL MODELO V.1. Descripción general del sistema eléctrico en estudio.
El sistema interconectado venezolano, completo, está incluido en la simulación de transitorios electromecánicos. Los casos de estudio corresponden a la ubicación del relé en las líneas paralelas Horqueta-Arenosa en 400 kV. Estas líneas pertenecen al sistema de transmisión troncal de CADAFE Centro. Una síntesis gráfica del sistema aledaño a las líneas mencionadas se presenta en la figura 6. Los ajustes que presentan los modelos del relé en las simulaciones son los que actualmente presentan los relés instalados en la Red de CADAFE. El tiempo de ajuste correspondiente a la segunda zona es 0,3 segundos.
t (ms:Ps) 010:000 010:550 011:085 029:183 029:378 031:088 043:088 043:088 068:828
V.2. Casos de estudio.
TABLA I EVENTOS EN EL EXTREMO A1, CASO 1. Evento Corto Circuito Monofásico. Fase: b StartI0:Arranque de la corriente de neutro. StartU0:Arranque de la tensión de neutro StartS:Arranque de la fase S de Protección de Distancia. Orden de Disparo Zona 1, Comunicación por Subalcance Transmisión de HF Falla hacia adelante. Recepción de HF Acción del Interruptor: 'Abrir' - 'Todas las Fases' TABLA II
Se presentan tres casos de estudio; para cada caso se muestra el comportamiento de cuatro relés, ubicados en los extremos de las líneas Horqueta-Arenosa, identificados como A1, A2, H1 y H2 (A: Arenosa, H: Horqueta; 1 y 2: líneas 1 y
t (ms:Ps) 010:000 010:550 011:085
39
VEIVENTOS I I S i m pEN o sEL i oEXTREMO I b e r o a mH1, erC i cASO a n o1.s o b r e P r o t e c c i ó n d e S i s t e m Evento SIPSEP-06-06 Corto Circuito Monofásico. Fase: b StartI0:Arranque de la corriente de neutro. StartU0:Arranque de la tensión de neutro
028:423 028:473 032:088 043:088 044:088 067:923
StartS:Arranque de la fase S de Protección de Distancia. Orden de Disparo Zona 1, Comunicación por Subalcance Transmisión de HF Falla hacia adelante. Recepción de HF Acción del Interruptor: 'Abrir' - 'Todas las Fases'
t (ms:Ps) 010:000 010:550 011:085
TABLA III EVENTOS EN EL EXTREMO H2, CASO 1. Evento Corto Circuito Monofásico. Fase: b StartI0:Arranque de la corriente de neutro. StartU0:Arranque de la tensión de neutro
t (ms:Ps) 010:000 010:550 011:085 049:088 063:088
TABLA IV EVENTOS EN EL EXTREMO A2, CASO 1. Evento Corto Circuito Monofásico. Fase: b StartI0:Arranque de la corriente de neutro. StartU0:Arranque de la tensión de neutro StartS:Arranque de la fase S de Protección de Distancia. Falla hacia atrás
Fig. 10: Voltajes línea-neutro en barras (400 kV), caso 1.
-Caso 2: Falla en la línea L2, al 90% (desde Horqueta). El evento es una falla bifásica a tierra (fases “a” y “c”), con la línea L1 en servicio. Las tablas V, VI, VII y VIII muestran las secuencias de eventos en cada una de las localidades con los relés simulados. El instante de ocurrencia de la falla se ubicó en 30 ms (referencia de tiempo). La apertura de la línea L2 ocurre en ambos extremos. Las órdenes de disparo ocurren a los 19/34 ms del instante de ocurrencia de la falla y el despeje de los interruptores ocurre a los 58/73 ms del inicio de la falla. El retardo en el despeje en el extremo Horqueta se debe a que éste debe esperar la actuación del esquema de disparo transferido. Las figuras 11, 12, 13 y 14 presentan la evolución transitoria de las principales variables de interés. Se aplican las mismas consideraciones enunciadas para el caso 1. El retardo en el despeje en el extremo Horqueta involucra una mayor oscilación en las variables de los generadores.
Fig. 7: Desviación angular de generadores, caso 1.
Fig. 8: Velocidad relativa de generadores, caso 1.
t (ms:Ps) 030:000 030:550 030:986 048:696 048:696 063:456
TABLA V EVENTOS EN EL EXTREMO A1, CASO 2. Evento Corto Circuito Bifásico a tierra. Fases: c,a StartI0:Arranque de la corriente de neutro. StartU0:Arranque de la tensión de neutro StartR:Arranque de la fase R de Protección de Distancia. StartT:Arranque de la fase T de Protección de Distancia. Falla hacia atrás.
t (ms:Ps) 030:000 030:550 030:986 048:696 048:696 063:456
TABLA VI EVENTOS EN EL EXTREMO H1, CASO 2. Evento Corto Circuito Bifásico a tierra. Fases: c,a StartI0:Arranque de la corriente de neutro. StartU0:Arranque de la tensión de neutro StartR:Arranque de la fase R de Protección de Distancia. StartT:Arranque de la fase T de Protección de Distancia. Falla hacia adelante.
t (ms:Ps) 030:000 030:550 030:986 048:696
Fig. 9: Flujo de potencia activa en las líneas paralelas L1 y L2, Horqueta-Arenosa (desde Horqueta), caso 1.
048:696 048:746 050:456 062:456
40
TABLA VII EVENTOS EN EL EXTREMO A2, CASO 2. Evento Corto Circuito Bifásico a tierra. Fases: c,a StartI0:Arranque de la corriente de neutro. StartU0:Arranque de la tensión de neutro VStartR:Arranque I I I S i m p o s i o I bdee r olaa mfase e r i c aRn odes o Protección b r e P r o t e cdec i ó n Distancia. SIPSEP-06-06 StartT:Arranque de la fase T de Protección de Distancia. Orden de Disparo por Subalcance Transmisión de HF Falla hacia adelante
de Sistem
088:196
t (ms:Ps) 030:000 030:550 030:986 048:696 048:696 063:456 063:456 063:506 102:956
Acción del Interruptor: 'Abrir' - 'Todas las Fases'
relés simulados. El instante de ocurrencia de la falla se ubicó en 10 ms (referencia de tiempo).
TABLA VIII EVENTOS EN EL EXTREMO H2, CASO 2. Evento Corto Circuito Bifásico a tierra. Fases: c,a StartI0:Arranque de la corriente de neutro StartU0:Arranque de la tensión de neutro StartR:Arranque de la fase R de Protección de Distancia StartT:Arranque de la fase T de Protección de Distancia Recepción de HF Falla hacia adelante Orden de Disparo por Subalcance Acción del Interruptor: 'Abrir' - 'Todas las Fases'
Fig. 14: Voltajes línea-neutro en barras (400 kV), caso 2.
La apertura de la línea L1 ocurre en ambos extremos. Las órdenes de disparo ocurren a los 22/319 ms del instante de ocurrencia de la falla y el despeje de los interruptores ocurre a los 61/368 ms del inicio de la falla. El retardo en el despeje en el extremo Horqueta se debe a que éste debe esperar la actuación de su segunda zona. Las figuras 15, 16, 17 y 18 presentan la evolución transitoria de las principales variables de interés. Se aplican las mismas consideraciones enunciadas para los casos 1 y 2. El despeje en segunda zona implica más retardo que en los casos previos y, por ende, mayores oscilaciones de potencia.
Fig. 11: Desviación angular de generadores, caso 2.
t (ms:Ps) 010:000 028:711 028:711 031:761 042:471 071:211 FIG 12: Velocidad relativa de generadores, caso 2. t (ms:Ps) 010:000 028:711 028:711 043:471 329:345 368:345
TABLA IX EVENTOS EN EL EXTREMO A1, CASO 3. Evento Corto Circuito Bifásico. Fases: b-c StartS:Arranque de la fase S de Protección de Distancia. StartT:Arranque de la fase T de Protección de Distancia. Orden de Disparo de Zona 1 Falla hacia adelante. Acción del Interruptor: 'Abrir' - 'Todas las Fases' TABLA X EVENTOS EN EL EXTREMO H1, CASO 3. Evento Corto Circuito Bifásico. Fases: b-c StartS:Arranque de la fase S de Protección de Distancia. StartT:Arranque de la fase T de Protección de Distancia. Falla hacia adelante Orden de Disparo de Zona 2 Acción del Interruptor: 'Abrir' - 'Todas las Fases'
Fig. 13: Flujo de potencia activa en las líneas paralelas L1 y L2, Horqueta-Arenosa (desde Horqueta), caso 2.
-Caso 3: Falla en la línea L1, al 90% (desde Horqueta). El evento es una falla bifásica (fases “b” y “c”), con resistencia de falla igual a 20 ȍ, con la línea L2 fuera de servicio y con falla en la actuación del sistema asistido por el enlace de comunicaciones. Las tablas IX y X muestran las secuencias de eventos en cada una de las localidades con los
Fig. 15: Velocidad relativa de generadores, caso 3.
41
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-06
www.uanl-die.net
esquema de disparo asistido por el enlace de comunicaciones y permite apreciar la actuación del relé y del enlace ante fallas. Con este modelo es posible observar la evolución de los transitorios electromecánicos del sistema, considerando el comportamiento detallado de los relés de protección.
REFERENCIAS [1] [2] FIG 16: Desviación angular de generadores, caso 3.
[3]
[4] [5]
[6] [7] [8] Fig. 17: Flujo de potencia activa en las líneas cercanas a la línea Horqueta-Arenosa, caso 3.
[9]
[10] [11]
[12] [13]
FIG 18: Voltajes línea-neutro en barras (400 kV), caso 3.
[14]
VI. CONCLUSIONES
[15]
Se desarrolló y probó satisfactoriamente un modelo de la función de distancia del relé REL316*4 para ser empleado en el software DIgSILENT Power Factory. Este modelo permite la simulación de fallas monofásicas, bifásicas y bifásicas a tierra, con subestaciones modeladas como barras simples. Los casos estudiados indican que el modelo desarrollado se comporta adecuadamente ante fallas dentro y fuera de la primera zona. El modelo desarrollado también describe al
[16] [17] [18] [19]
42
C. Young, “Equipment and system modeling for large-scale stability studies”, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. 91, Nº 1, Jan./Feb. 1972, págs. 99-109. G. Vuong, G. Paris, “Rule-based relay modelling for transient-stability studies”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 3, Nº 3, Aug. 1988, págs. 1306-1309. H. Altuve, R. Ramírez, J. Torres, M. Moreno, M. Valenzuela, “Análisis computarizado de la operación durante disturbios de protecciones que responden a impedancia”, Memorias del II Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia, Monterrey, México, 1993, págs. 20-31. L. Perez, A. Flechsig, V. Venkatasubramanian, “Modeling the protective system for power system dynamic analysis”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 9, Nº 4, Nov. 1994, págs. 1963-1973. P. McLaren, K. Mustaphi, G. Benmouyal, S. Chano, A. Girgis, C. Henville, M. Kezunovic, L. Kojovic, R. Marttila, M. Meisinger, G. Michel, M. Sachdev, V. Skendzic, T. Sidhu, D. Tziouvaras, “Software Models for Relays”, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 16, Nº 2, Apr. 2001, págs. 238-245. J. Peterson, R. Wall, “Interactive relay controlled power system modeling”, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 6, Nº 1, Jan. 1991, págs. 96-102. A. Chaudhary, T. Kwa-Sur, A. Phadke, “Protection system representation in the Electromagnetic Transients Program”, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 9, Nº 2, Apr. 1994, págs. 700-711. M. Glinkowski, J. Esztergalyos, “Transient modeling of electromechanical relays, Part I: armature type overcurrent relay”, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 11, Nº 2, Apr. 1996, págs. 763770. M. Glinkowski, J. Esztergalyos, “Transient modeling of electromechanical relays, Part II: Plunger Type 50 Relays”, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 11, Nº 2, Apr. 1996, págs. 771782. M. Kesunovic, “Advances in protective relay simulation and testing”, Memorias del III Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia, Monterrey, México, 1996, págs. 65-70. J. Mahseredjian, G. Benmouyal, X. Lombard, M. Zouiti, B. Bressac, L. Gerin-Lajoie, “A link between EMTP and MATLAB for user-defined modeling”, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 13, Nº 2, Apr. 1998, págs. 667-674. A. Dysko, C. Booth, J. McDonald, A. Carter, “Protection system performance analysis using dynamic modeling methods”, IEEE Power Engineering Review, Vol. 21, Nº 5, May 2001, págs. 54-55. L. Pérez, “Estudio de las interacciones dinámicas entre el sistema de protección y los demás elementos del sistema de potencia durante perturbaciones severas”, Trabajo de Ascenso, Universidad Simón Bolívar, Caracas, Venezuela, 1995. A. Guarisma, “Incorporación del sistema de protección a un programa de estabilidad transitoria de sistemas de potencia”, Tesis de Grado, Universidad Simón Bolívar, Caracas, Venezuela, 1995. A. De Lima, N. Gavotti, “Modelación de protecciones numéricas de distancia para simulación dinámica de un sistema de potencia”, Tesis de Grado, Universidad Metropolitana, Caracas, Venezuela, 1999. http://www.digsilent.de, consultada el 15/10/04. DIgSILENT. “Manual de DIgSILENT Power Factory”. Versión 11.1, Alemania, 1999. Despacho de Carga Nacional de CADAFE, “Manual de Desarrollo de Modelos”, La Mariposa, Venezuela, 2002. ABB Power Automation, “Manual de la protección numérica de línea tipo REL316*4”, 2da edición, Baden, Suiza, 1998.
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-07
www.uanl-die.net
Herramienta Computacional para el Análisis Avanzado de Registros de Fallas O. E. Bermúdez, Especialista II en Análisis de Sistemas de Potencia, CVG EDELCA
Es conveniente disponer de información procesada de la falla, de acuerdo a los requerimiento y las mejores prácticas, tales como: ubicación del punto de falla, señales de voltaje y corriente fasorialmente, valores de secuencia, potencia, actuación de protecciones, etc., lo cual permiten tener una visión amplia de la falla y por lo tanto encontrar soluciones integrales que garanticen la confiabilidad del sistema de potencia como un todo.
RESUMEN—Se presenta una herramienta computacional para analizar registros de fallas en formato Comtrade, reduciendo los tiempos de respuestas a interrogantes del comportamiento del sistema de potencia y los sistemas de protecciones. La herramienta toma en cuenta las mejores prácticas y procedimientos de análisis de CVG EDELCA, estandarizándolos, preservándolos y difundiéndolos entre las unidades operación y mantenimiento que lo ameriten. Se empleo el lenguaje de programación Visual Basic y las salidas del programa son en Microsoft Excel, donde se destacan: señales de voltaje y corriente, de fase y de secuencia; potencias aparente, activa y reactiva; impedancias de falla; impedancias fuentes; ubicación del punto de falla; y las características de actuación de los principales réles de protección de distancia. Este desarrollo representa un aporte de gran valor para la empresa, ya que le permite evaluar rápida y eficientemente la ocurrencia de una falla o evento del sistema de transmisión de CVG EDELCA.
La División de Ingeniería de Mejoras de Transmisión (DIMT) a través del Dpto. de Investigaciones y Pruebas (IPT) realiza el apoyo técnico a las unidades de Mantenimiento y Operación con la finalidad de facilitar sus gestiones. La experiencia, a lo largo de muchos años, ganada en la participación de esta actividad ha impulsado al Dpto. IPT a desarrollar una herramienta computacional para facilitar el análisis de las fallas en el Sistema de potencia de EDELCA, a partir de los registros de falla en formato Comtrade.
PALABRAS-CLAVE: Análisis de Fallas – Relé de Protección – Ubicación Punto de Falla - Registros de Falla
II. CONCEPTOS GENERALES
I. INTRODUCCIÓN
A. Archivos de fallas en formato Comtrade
EDELCA genera más del 70% de la energía eléctrica producida en el país, siendo esta totalmente energía hidroeléctrica. La principal planta generadora, Guri, consta de tres Casas de Máquinas 765 kV, 400 kV y 230 kV, interconectadas entre ellas y con una capacidad instalada de 10.000 MW, a lo cual se le suma el potencial de 3.093 MW que suministra la central hidroeléctrica de Macagua y los 720 MW que suministra la central hidroeléctrica Caruachi. El principal sistema de transmisión a 765 kV, se encarga de transportar esta energía hacia los centros de consumo, partiendo con tres líneas de transmisión desde la S/E Guri a 765 kV hasta la S/E San Gerónimo a 765 kV pasando por la S/E Malena. En la S/E San Gerónimo se bifurca hacia tres subestaciones a 765 kV: La Arenosa, La Horqueta y Sur, conectado esta última con la S/E Yaracuy, a partir de estas subestaciones se comienzan a reducir los niveles de voltaje a 400 kV y 230 kV, para la entrega final a los clientes.
Las señales de voltaje y corrientes al momento de ocurrir una falla en una línea de transmisión, son capturadas mediante registradores de fallas instalados en las subestaciones a ambos extremos de la línea, enviadas al Centro de Control de la empresa EDELCA, donde son almacenadas en un sistema central, que permite visualizar y analizar dichas señales. Estas señales están almacenadas en un formato estándar denominado COMTRADE (Common Format for Transient Data Exchange) [1], él cual es un formato para archivos computacionales que facilita el intercambio de datos sobre transitorios en los sistemas de potencia eléctrico para propósitos de simulación, pruebas, validación o simplemente almacenamiento. B. Transformada Discreta de Fourier
Ante la ocurrencia de una falla en el sistema de potencia, se cuentan con registradores de fallas instalados en las diferentes subestaciones con la finalidad de capturar toda la información, tanto analógica como digital (voltajes, corrientes, señalizaciones, alarmas, etc.) relacionada con la falla y transmitirla al Centro de Control de CVG EDELCA ubicado en Puerto Ordaz, donde son almacenados en un Sistema Maestro, él cual permite la visualización y análisis de dichas señales.
Para el cálculo fasorial de los voltajes y corrientes, se emplea la Transformada Discreta de Fourier (DFT) [2,3] de una ventana de un ciclo para el cálculo de fasores. La señal muestreada sería: yk = Yn . Sn(k't) + e(k't)
y su solución sería: 43
(1)
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-07 ª y1 º «y » ¬ 2¼
K ª cos 2 ( kT ) ¦ « «K k 0 « cos( kT ) * sen( kT ) «¬¦ k 0
º
K
¦ cos( kT )* sen( kT )» k 0
K
¦ sen ( kT ) 2
k 0
» » »¼
1
º ªK «¦ yk .cos( kT )» * « k K0 » (2) « y .sen( kT )» ¦ k »¼ «¬ k 0
Como referencia angular (0°) de todos los fasores calculados se toma la fase fallada. C. Componentes Simétricas Las componentes de secuencia (cero, positiva y negativa) de un sistema eléctrico trifásico no balanceado, son obtenidas aplicando la transformada de Componentes Simétricas, dando como resultado un sistema trifásico balanceado.
F. Relé de distancia LZ96-ABB El relé de distancia LZ96-ABB [4], es un relé completamente estático y basa su operación en una impedancia réplica dentro del relé, la cual simula la línea de transmisión a ser protegida. Este se encuentra instalado en todas las salidas de líneas del sistema de transmisión a 765 kV de EDELCA. La característica de medición del relé se obtiene a través de un circuito comparador de fases, el cual emplea dos señales de entrada para establecer una comparación de +/- 90°:
'V = V + Zr. ( I + k0.3I0 ) VrefA =-(VB/-30°+VC/+30°) + p.VmemA
Para los voltajes de fase: ªV0 º « » «V » «¬V »¼
ª1 1 1 «1 a 3 « «¬1 a 2
1 º ªVa º » « » a 2 » «Vb » a »¼ «¬Vc »¼
www.uanl-die.net
jX (ohmios)
Circulos LZ96
M1
M2
M3
Arrq
(10) (11)
Zm-Zs'
200
(3)
150
Para las corrientes: 100
ªI0 º « » «I » «¬ I »¼
ª1 1 1 «1 a 3 « «¬1 a 2
1 º ªI a º » « » a 2 » «Ib » a »¼ «¬ I c »¼
(4)
50
0
D. Impedancia de Falla
-50 -100
La impedancia de falla monofásica de la línea, se determina a partir de los fasores de voltaje y corriente, para la fase A:
Va I a 3.I 0 .k0
Z a
Vb Vc Ib Ic
ZS
(6)
Z S
ZS
,
I 0S
VS VS' I S I S'
V S I S
100
R (ohmios) 150
La protección digital de línea REL 316*4 es uno de la nueva generación de sistemas de protecciones completamente digital [6]. La conversión análoga-digital de las variables medidas es hecha inmediatamente después de la salida de los transformadores y las señales resultantes son procesadas exclusivamente por microprocesadores. Sus características de operación son trapezoidales.
Se determinan las impedancias fuente de secuencia, a partir de las señales de voltaje y corrientes presentes durante la falla y disponible en un extremo de la línea.
V S0
50
G. Relé REL 316*4 – ABB
(5)
E. Impedancia Fuente
0
0
Fig. 1. Características de operación Relé LZ96-ABB
Para una falla bifásica BC, se determina así:
Z bc
-50
(7) (8)
,
(9) 44
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-07 jX (ohmios)
Gráficas REL316
200
Zona1 Zback
Zona2 Zstart
Zona3 Zl1
www.uanl-die.net
La herramienta computacional fue desarrollada en el lenguaje de programación Microsoft Visual Basic versión 6.0, dada sus características amigables y de programación modular, que permiten un desarrollo en ambiente Windows XP. Los resultados de la aplicación son presentados en Microsoft Excel, aprovechando su capacidad de manipular toda una serie de valores y gráficas.
Zoverreach
150
100
50
0
A. Datos de entrada
-50
Las entradas al programa son todos aquellos elementos necesarios para su funcionamiento. A través del despliegue de menús se interacciona con el usuario para obtener la siguiente información:
-100
-150
-200 -200
-150
-100
-50
0
50
150 R (ohmios) 200
100
Fig. 2. Características de operación Relé REL 316*4
H. Relé RAZOA - ABB El relé RAZOA es un relé de distancia estático [5], instalado en algunas línea a 115 kV del sistema de transmisión de EDELCA. El relé posee tres zona de medida hacia delante y una zona de arranque.
Con estos datos el programa, el programa accede al archivo de fallas en formato Comtrade, para extraer la siguiente información:
La característica de medición del relé se obtiene a través de un circuito comparador de fases, el cual emplea dos señales de entrada para establecer una comparación de +/- 90°. Para cada fase son producidos dos voltajes, evaluándose el ángulo entre ellos:
'V = V + Zr. ( I + k0.3I0 )
(12)
VrefA = VB - VC
Características RAZOA
Zona1
Zona2
(13)
Zona3
Identificación del registrador Extremos de líneas supervisados Frecuencia fundamental de las señales Duración del registro Rata de muestreo Fecha / hora del registro Señales trifásicas de voltaje y corriente
También se accede a la base de datos de los parámetros de la línea seleccionada, para obtener los siguientes valores:
Las características obtenidas en el plano de impedancia son círculos. jX (ohmios)
Nombre del Archivo en formato Comtrade a analizar Extremo de línea o equipo a analizar Intervalo de tiempo de interés Fase(s) fallada(s)
Arrq
Resistencia de secuencia cero y positiva en ohm/km Reactancia de secuencia cero y positiva en ohm/km Susceptancia de secuencia cero y positiva en micromho/km Factor de compensación monofásico: ko Longitud de la línea en km
Dependiendo del tipo de protección de distancia instalada en el extremo de línea, se accede a la información de los ajustes de las siguientes características simuladas:
80
30
LZ96-ABB REL 316*4 RAZOA
-20
B. Datos de Salida -70
-120 -120
-70
-20
30
80
R (ohmios)
Fig. 3. Características de medida y arranque relé RAZOA.
III. DESCRIPCIÓN DE LA HERRAMIENTA
45
Señales de voltaje y corriente Fasores de voltaje y corriente Potencias aparente, activa y reactiva Fasores de voltajes y corrientes de secuencias Impedancias de falla monofásicas Impedancias de falla bifásicas Fasores de voltajes y corrientes de secuencias de memoria Impedancias fuentes de secuencia Ubicación del punto de falla Características de actuación del relé de distancia
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-07
www.uanl-die.net
C
C. Diagrama de flujo del programa
TIPO DE PROTECCIÓN
En las figuras 4 y 5, se presentan los diagramas de flujos generales de la herramienta computacional desarrollada.
ACTUACIÓN LZ96 PLANOS DE VOLTAJE E IMPEDANCIAS
A
INICIO
PRESENTACIÓN DEL PROGRAMA
ACTUACIÓN REL 316*4 PLANO DE IMPEDANCIAS
VOLTAJES Y CORRIENTES DE SECUENCIA (TRANSFORMADA DE SECUENCIA)
SELECCIÓN DEL ARCHIVO DE FALLAS EN FORMATO COMTRADE
LECTURA DEL ARCHIVO DE CONFIGURACIÓN (.CFG)
SELECCIÓN DEL EXTREMO DE LÍNEA A ANALIZAR
PRESENTACIÓN , SELECCIÓN Y VALIDACIÓN DE TIEMPOS Y FASE FALLADA
LECTURA DE LOS PARÁMETROS DE LA LÍNEA (r, Xl, Bc, Ko)
ACTUACIÓN RAZOA PLANO DE IMPEDANCIAS
PARÁMETROS DE LAS LÍNEAS ?
B NO
IMPEDANCIAS MONOFÁSICAS DE FALLAS ZF = VF / (IF + Ko.3Io)
GUARDA RESULTADOS EN ARCHIVO EXCEL
VOLTAJES Y CORRIENTES DE SECUENCIA DE MEMORIA (PRE-FALLA)
IMPEDANCIAS FUENTES DE SECUENCIA
PRESENTA RESULTADOS EN EXCEL
UBICACIÓN DEL PUNTO DE FALLA EN UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN FIN
LECTURA DEL ARCHIVO DE DATOS (.DAT)
Fig. 5. Diagramas de flujos
C
IV. CONSIDERACIONES GENERALES DEL PROGRAMA A
Este es un programa destinado principalmente a usuarios en el área de protecciones, para evitar la interpretación errónea de sus resultados, por lo tanto el programa posee niveles de seguridad los cuales solo permiten el acceso al personal previamente autorizado, y su ejecución solo está permitida en la red de EDELCA.
Fig. 4. Diagramas de flujos
Se cuenta con una Base de Datos centralizada y administrada por el cliente para garantizar su integridad, con toda la información de los parámetros de las líneas, así como los ajustes de las protecciones de distancias implementadas. V. CASO DE ESTUDIO El día 19-01-2003, a las 15:06, disparó la línea San Gerónimo – La Arenosa a 765 KV del sistema de transmisión de EDELCA (Ver figura 6), debido a una falla en la fase C, despejada en ambos extremos por actuación de la primera zona de protección de los relés de distancia LZ96-ABB. Esta línea disparó a causa de un incendio de vegetación, ubicado entre las Torres 336 y 337, lo cual corresponde a una distancia de 158,5 km (58,7%) desde la Subestación San Gerónimo 765 y a 111,5 km (41,3%) desde la Subestación La Arenosa. Para este caso base, a partir de los registros oscilográficos, se analizó el comportamiento de los relés LZ96 ubicados en ambos extremos de la línea San Gerónimo – Arenosa de 765 46
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-07 kV, empleando la herramienta computacional desarrollada en el presente estudio.
www.uanl-die.net
Línea La Arenosa - San Gerónimo a 800 KV Falla 19/01/03 15:06:26 KV
Vrefa
Actuación Relé Fase A
dVa
1500 1000 500
YARACUY
LA ARENOSA GURI
-1000
®
MALENA 1
1
-500
-1500 -20
®
0
KV
20
40
60
mseg 100
80
Vrefb
Actuación Relé Fase B
dVb
1500
2
2
1000
C.E
500
LA HORQUETA
-500
3
3
C.E
-1000 -1500 -20
SAN GERÓNIMO
0
KV
SUR
20
40
60
mseg 100
80
Vrefc
Actuación Relé Fase C
dVc
1500 1000
® : Ubicación de los relès analizados
500
-500
Fig. 6. Falla en la línea San Gerónimo – Arenosa de 765 kV
-1000 -1500 -20
0
20
40
60
mseg 100
80
Fig.8. Actuación en el plano de voltaje S/E La Arenosa
Procesando el registro de esta falla en formato Comtrade, correspondiente al extremo de la línea en la S/E San Gerónimo a 765 KV, mediante el uso de la herramienta computacional, en el Apéndice A, se presentan todos los gráficos obtenidos. Aquí solo se presentarán los gráficos correspondientes a la actuación del relé tanto en el plano de voltaje (Z.I) como en el plano de impedancias (XY).
B. Actuación en el plano de impedancias En las figuras 9 y 10, para ambos extremos de la línea, se observa la trayectoria de la impedancia de falla en el plano XY, correspondiente a la fase C, se presenta el círculo de medición del relé de la primera zona de protección; además se presenta parte del circulo correspondiente a la característica de arranque del relé.
A. Actuación en el plano de voltaje En las figuras 7 y 8, para ambos extremos de la línea, se observa el comportamiento de las señales correspondientes a los voltajes de referencia (Vref), al voltaje delta (dV) y a la actuación del relé indicada por la permanencia de estas dos señales en contrafase por mas de 90°.
Se observa como la trayectoria de la impedancia de falla correspondiente a la fase C, entra en la característica de actuación de la primera zona de protección.
Línea San Gerónimo - Arenosa a 800 KV Falla 19/01/03 15:06:25
Línea San Gerónimo - Arenosa a 800 KV Falla 19/01/03 15:06:25
KV
Vrefa
Actuación Relé Fase A
jX (ohmios)
dVa
1500
Circulos LZ96
Zona 1
Arranque
ZfC
Zm, -Zs'
100
1000 500
80 -500 -1000 -1500 -20
KV
60 0
20
40
60
Vrefb
Actuación Relé Fase B
80
mseg 100
dVb
40
1500 1000
20
500
-500
0
-1000 -1500 -20
0
20
40
60
80
mseg 100
-20 KV
Vrefc
Actuación Relé Fase C
dVc
1500
-40
1000 500
-60
-500 -1000 -1500 -20
0
20
40
60
80
-80
mseg 100
Fig. 7. Actuación en el plano de voltaje S/E San Gerónimo
-100 -100
-80
-60
-40
-20
0
20
40
60
80R (ohmios) 100
Fig. 9. Actuación en el plano de impedancias S/E San Gerónimo a 765 kV
47
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-07
VIII. ANEXO A: GRAFICAS DEL CASO DE ESTUDIO
Línea La Arenosa - San Gerónimo a 800 KV Falla 19/01/03 15:06:26 jX (ohmios)
Circulos LZ96
Zona 1
Arranque
www.uanl-die.net
Zfc
Zm, -Zs'
100
Línea San Gerónimo - Arenosa a 800 KV Falla 19/01/03 15:06:25 700
80
200
Va
-300 -800
60
700 200
Vb
-300
40
-800
20
-300
700 200
-800 -100
0
Vc
-80
-60
-40
-20
0
20
40
60
80
100
mseg
4.000 -1.000
Ia
-6.000
mseg
-20 4.000
-40
-1.000
Ib
-6.000
mseg
4.000
-60
-1.000
Ic
-6.000
mseg
6.000 4.000 2.000
-80
-4.000 -6.000 -100
-100 -100
3Io
0 -2.000
-80
-60
-40
-20
0
20
40
60
-80
-60
-40
-20
0
20
40
60
80
100
mseg
Fig. A.1. Señales sinusoidales de voltaje y corriente S/E San Gerónimo línea La Arenosa a 765 kV
80R (ohmios) 100
Fig. 10. Actuación en el plano de impedancias S/E La Arenosa
Línea San Gerónimo - Arenosa a 800 KV Falla 19/01/03 15:06:25
VI. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES KV
/Va/
Fasores de Voltaje (módulo y ángulo)
/Vb/
/Vc/
600
La herramienta computacional desarrollada permite realizar de una manera confiable, segura y rápida el análisis de fallas en el sistema de transmisión de EDELCA. Esta es una herramienta de apoyo a la gestión de las unidades protecciones. La distribución y uso de la herramienta computacional debe ser de una manera controlada a las unidades que la requieran Se debe realizar un resumen experto automática del registro, con toda la información disponible. Se recomienda incluir un análisis de armónicos de las señales de voltaje y corriente.
500 400 300 200 100
-100
-80
-60
-40
-20
0
20
40
ang(Va)
Grados
60
80
ang(Vb)
mseg 100 ang(Vc)
180 90 0 -90 -180 -100
amp
-80
-60
-40
-20
0
20
40
/Ia/
Fasores de Corriente (módulo y ángulo)
60
80
/Ib/
mseg 100 /Ic/
3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500
VII. REFERENCIAS
0 -100
-80
-60
-40
-20
0
20
Grados
40
ang(Ia)
60
80
ang(Ib)
mseg 100 ang(Ic)
180
[1] IEEE. (1991), IEEE Standard Common Format for Transient Data Exchange (COMTRADE) for Power System, USA: IEEE.C37.1111991
90 0 -90 -180 -100
[2] Horowitz, Stanley and Phadke, Arun. (1995). Power System Relaying. England: Research Studies Press LTD. Second Edition.
-80
-60
-40
-20
0
20
40
60
80
mseg 100
Fig. A.2. Señales de voltaje y corriente en coordenadas polares S/E La Arenosa línea San Gerónimo a 765 kV
[3] Bermúdez, Omar (2004). Desarrollo de una Herramienta Computacional para Simular la Característica Dinámica de un Relé de Protección de Distancia del Sistema de Transmisión de EDELCA. Trabajo de Grado. Universidad Nacional Experimental Politécnica “Antonio José De Sucre”. Vice-Rectorado Puerto Ordaz. Dirección de Postgrado, Investigación y Desarrollo. Coordinación de Postgrado
Omar E. Bermúdez Rojas, nació en Ciudad Piar, Estado Bolívar, Venezuela, el 07 de febrero de 1962. Graduado de Ingeniero Electricista en la Universidad Simón Bolívar, en 1986. Master en Ingeniería Eléctrica en la Universidad Nacional Experimental Politécnica. Tiene 19 años de experiencia en la CVG Electrificación del Caroní C.A. (CVG EDELCA) Encargado de llevar a cabo estudios e investigaciones en el Sistema de Potencia de EDELCA, a través de simulaciones de sus componentes y equipos tanto en régimen estacionario como transitorio. Se especializa en simulaciones del comportamiento de los sistemas de protecciones al momento de ocurrir eventos importantes en el sistema.
[4] ASEA BROWN BOVERI. (1981). Static Distance Relay type LZ96. “Relay and Protection Schemes”. Suiza: S/ed. CH-ES 25-96G. Edition April. [5] ASEA BROWN BOVERI Protección de Distancia RAZOA. FDR, Enero 1988. Edición 5.
48
VIII Si mpo sio I beroameri cano sob re Pro tección de Si stema s Elé ctri cos de Po ten cia SIPSEP-06-08
www.uanl-die.net
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LAS CARACTERISTICAS CUADRILATERALES Y MHO EN LOS RELES DE DISTANCIA Yofré Jácome D. , Gustavo Pinares C., Ciro Alvarez C. Gerencia de Operación del Sistema Red de Energía del Perú Resumen: En este artículo se describe la metodología de operación de los relés de distancia usados como protección en líneas de transmisión; se muestran las ventajas y desventajas de las dos principales características de los relés de distancia que son la Cuadrilateral y Mho. 1.
INTRODUCCIÓN
Los equipos más vulnerables a fallas dentro de los sistemas de potencia, son las líneas de transmisión. Las fallas en estas líneas pueden producirse por descargas atmosféricas, contaminación, fenómenos naturales, etc. Estas fallas pueden ser fallas a tierra ó entre fases.
Los esquemas de protección de líneas son basados en la longitud de la línea determinada por el SIR, sin embargo existen otros factores que influyen en la selección del esquema de protección como es la criticidad de la línea.
Líneas Cortas (SIR > 4) - Diferencial de línea - Comparación de fase - Distancia (POTT) - Comparación direccional Líneas Medianas ( 0.5 < SIR < 4) - Comparación de fase - Comparación direccional - Distancia (POTT, PUTT, unblocking) - Distancia escalonada - Sobrecorriente direccional - Corriente diferencial
La severidad de una falla también depende de la ubicación de la línea, las fallas en líneas cercanas a generadores pueden producir oscilaciones de potencia, ó en algunos casos perdida de sincronismo, esto dependiendo del tiempo de despeje de falla.
Líneas Largas ( SIR < 0.5) - Comparación de fase - Comparación direccional - Distancia (POTT, PUTT, unblocking) - Distancia escalonada - Sobrecorriente direccional
El tiempo de despeje de fallas es un factor importante dentro de la protección de sistemas de potencia, este tiempo no depende solo del coordinamiento de la protección, sino que también depende de las características del sistema de protección que usa la línea.
Se observa que una de las protecciones principales en líneas de transmisión es la protección de distancia. Y dependiendo de la característica de la línea esta debe trabajar con esquemas de teleprotección.
PROTECCION DE LINEAS DE TRANSMISION.
Las líneas de transmisión para propósitos de protección se clasifican en [1]: -
Z Fuente Z Línea
De acuerdo a la longitud de la línea los esquemas de protección que estas deben tener son:
De todos los tipos de fallas que ocurren en las líneas de transmisión, las más severas son las fallas trifásicas, siendo las menos severas las fallas monofásicas a tierra.
2.
SIR
Los esquemas de teleprotección pueden ser a través de: - Hilo Piloto - Onda Portadora - Microondas - Radio - Fibra Óptica, etc El esquema típico de protección de una línea de transmisión es como el mostrado en la figura:
Líneas Cortas Líneas Medianas Líneas largas.
Esta clasificación se realiza en base al SIR (Source impedance ratio) que resulta de dividir la impedancia de fuente entre la impedancia de la línea
49
VIII Si mposio Iberoame ri cano sobre Pro tección de Si stema s Elé ctri cos de Potencia SIPSEP-06-08 52
21
El relé de distancia se basa en el principio de medición de la impedancia, que resulta de dividir la tensión entre la corriente que mide el relé en el momento de la falla. Como la impedancia esta relacionada con la longitud de la línea, a estos relés se les denomina relés de distancia.
52
85-21
21
21 21
85-67N
67N+51N
www.uanl-die.net
67N+51N DTT
79
79
59
59
Irelé Zfuente
Zlínea
Figura 2.1
Falla Vrelé
3. LOS RELES DE DISTANCIA. En general cuando ocurre una falla (Corto circuito) esta es caracterizada por un incremento en la magnitud de corriente y una disminución en la magnitud de tensión. Sin embargo durante las fallas también se presentan cambios en otros valores como son el ángulo entre la tensión y la corriente, la frecuencia, etc.
21 Figura 3.1
La impedancia de falla medida por el relé es comparada con la impedancia de la línea. Si la impedancia de la falla es mas pequeña que la impedancia de la línea entonces el relé detecta una falla interna.
Basados en estos cambios existen diferentes equipos de protección que se basan en la medición de estas variaciones, así tenemos:
Z relé
El fusible se basa en el principio de medición de corriente pasante.
Vrelé I relé
R jX
Al poder descomponerse la impedancia de falla en las componentes real é imaginaria, estos pueden ser representados en un plano R-X, las características de los relés de distancia también pueden ser representadas en el plano R-X. Existiendo de diferentes tipos entre las cuales tenemos las siguientes:
El relé del sobrecorriente, que igual al fusible, se basa en la medición de la corriente que pasa a través del relé. La desventaja de estos relés aparece cuando se tratan de proteger sistemas enmallados, debidos a que estos tipos de protección no cuentan con direccionalidad. Debido a esta dificultad aparecieron los relés de sobrecorriente direccionales. Estos relés necesitan además de la medición de la corriente la medición del ángulo de la tensión con la corriente para poder determinar la dirección de la falla.
X
Estos relés son aplicables ampliamente, pero presentan la desventaja que el tiempo de despeje de la falla esta en función de la corriente que el relé esta midiendo. Y como la corriente en el momento de la falla depende de las potencia de cortocircuito que se dan en el momento de la falla, estos tiempo podrían ser cortos como largos. La necesidad de tener tiempos de despeje cortos sin importar los niveles de corriente que existen en la falla originó el nacimiento del relé de distancia.
R
Figura 3.2 Característica Mho
50
VI II Si mpo sio Ibe roame ri cano sob re Protecci ón de Sistemas Elé ctricos de Po ten cia SIPSEP-06-08
www.uanl-die.net
estos relés eran los mas usados debido a que eran los de operación mas rápida debido a que se basa en comparadores.
X
El principio de operación de los comparadores determina la tensión de falla: Urelé = Uref Luego calcula 'U = Irelé Zajuste – Uref
R
Si el ángulo entre 'U y Uref es mayor de 90° la falla era dentro de la zona de protección, si el ángulo es menor la falla es fuera.
Figura 3.3 Característica Offset Mho
X
Ire lé.Z aju ste
X 'U 'U
M
M
R
elé Ur
R
Figura 4.1 Modo de operación del relé con caracteristica Mho
Figura 3.4 Característica Cuadrilateral
El relé auto polarizado, trabajaba con la tensión de la fase fallada del relé, pero presentaba problemas en caso de fallas en cercanas debido a que la impedancia de cortocircuito es cercana a cero y la tensión también es cercana a cero
X
Zfalla Æ 0, Ufalla Æ 0 En estos casos el relé difícilmente determinaba si la falla era hacía delante de la línea ó era hacía atrás. Estos problemas se notaban mas con los relés electromecánicos ya que pequeños valores de tensión producían pequeños torques haciendo imposible la medición. Este problema fue resuelto con el uso de un voltaje de una fase no fallada ó un voltaje memorizado.
R
Figura 3.5 Característica Lenticular
De todas estas características las más usadas son la tipo Mho y la cuadrilateral.
Sin embargo, como los estos relés trabajan comparando el ángulo, es decir comparando tiempos ya que consideran una frecuencia constante, por lo que estos relés están limitados a la operación cercana a la frecuencia nominal. En casos en que se produzca una disminución de frecuencia el relé podría disparar bajo condiciones normales de carga.
4. LOS RELES CON CARACTERISTICA MHO. Los relés de característica Mho son unas de las primeros características de relés que aparecieron el los relés de distancia, estos debido a que su principio de funcionamiento es basado en la medición del ángulo basado en la corriente y tensión. Tradicionalmente
51
VI II Si mpo sio Ibe roame ri cano sob re Protecci ón de Sistemas Elé ctricos de Po ten cia SIPSEP-06-08
www.uanl-die.net
En la figura 5.2 se muestra el comportamiento de la impedancia para fallas resistivas en el relé cuadrilateral.
5. LOS RELES CON CARACTERISTICA CUADRILATERAL. Los relés de característica cuadrilateral inicialmente eran más lentos que los relés de característica Mho, ya que estos también trabajaban con comparadores y se necesitaban por lo menos de 4 comparadores para determinar la ubicación de la falla.
Para la comparación de estas características se usaran los tres tipos de líneas de acuerdo al SIR.
Actualemente los relés numéricos calculan la impedancia de la falla y determinan si la falla esta dentro de la característica de impedancia.
Se considerara: - Línea corta (impedancia de 2:) - Línea mediana (impedancia 10:) - Línea larga (impedancia 100:)
El avance en la tecnología de procesadores hace que el filtrado y la detección de la falla se realice en menos de medio ciclo.
La impedancia de la fuente se considera de 10 :. Y la tensión nominal del sistema de 220kV.
La ventaja de los relés cuadrilaterales con respecto a los Mho es que estos el ajuste del alcance resistivo es independiente del ajuste del alcance reactivo.
6.1 La característica Mho y Cuadrilateral en líneas Cortas.
6.
COMPARACION ENTRE LOS RELES TIPO MHO Y CUADRILATERAL.
En la figura se muestra una simulación de fallas monofásicas desde 2 a 20 : al 50% de la línea. Se observa que el relé de Características Mho no detecta estas fallas debido a que el alcance reactivo es muy limitado. El relé de característica cuadrilateral detecta algunas fallas de muy baja resistencia. Pero fallas a partir de los 4: ya no son correctamente detectadas.
X
R
Figura 5.1 Alcance resistivo de la característica cuadrilateral
Sin embargo al extender los alcances reactivos de los relés cuadrilaterales, la impedancia vista por los relés sufre alteraciones debido al efecto de carga de las líneas de transmisión. El método de compensación de carga varía dependiendo del fabricante del relé.
X
Flujo Exportador
Figura 6.1
Teóricamente, uno podría extender el alcance resistivo de la característica cuadrilateral para cubrir la mayoría de las falla, pero esto es algo teórico ya que los relés consideran el efecto de carga de la línea.
Compensación de carga
R Flujo Importador
Figura 5.2 Impedancias vistas por el relé cuadrilateral
52
VIII Simpo sio Ibe roame ricano sob re Pro tección de Si stema s Elé ct ri cos de Po ten cia SIPSEP-06-08
www.uanl-die.net
En la figura 6.2 se muestra el comportamiento de las fallas resistivas para flujo importador. Se aprecia que por mas alcance resistivo que uno le ajuste las fallas serán vistas fuera del la zona de protección.
Figura 6.4.
6.2 La característica Mho y Cuadrilateral en líneas medianas Figura 6.2
En la simulación se realizan fallas al 20% de la línea, al 50% de la línea y al 80% de la línea.
La resistencia de falla en una línea de transmisión de 220kV tiene un mínimo de 5:, por lo que se puede concluir que ninguna de estas características es adecuada para proteger a la línea.
De estas simulaciones se observa que con la característica Mho se detecta algunas fallas, sin embargo con la característica cuadrilateral se detectan todas las fallas simuladas al 20%, todas las fallas simuladas al 50% y la mayoria de fallas simuladas al 80%.
Sin embargo se pueden lograr una adecuada protección de la línea usando relés cuadrilaterales con la ayuda de esquemas de teleprotección, tal y como se muestra en la figura 6.3. Zona 2 ó Z1B
A
Zona 1
Zona 1
B
Zona 2 ó Z1B
t1
Z1
Tx
Z2
Disparo 52-A
Disparo 52-B
t1
Z1
Tx
&
&
Rx
Rx
Z2
Figura 6.3. Esquema de teleprotección POTT Figura 6.5.
En donde el alcance resistivo de la Zona2, ó la zona asistida puede extenderse tal como se muestra en la figura 6.4.
Estas líneas con un esquema de teleprotección (POTT ó PUTT) puede ser adecuadamente protegida.
53
VIII Si mpo sio I be roameri cano sob re Pro tecci ón de Si stema s Elé ctri cos de Po ten cia SIPSEP-06-08 Zona 2 ó Z1B
A
Zona 1
Zona 1
B
Zona 2 óZ1B
t1
Z1
Z2
www.uanl-die.net
Disparo 52-A
Disparo 52-B
t1
Z1
Tx
Tx
&
&
Rx
Rx
Z2
Figura 6.6. Esquema de teleprotección PUTT
En el caso de líneas medianas, cuando uno ajusta el alcance resistivo debe tomar en cuenta a la impedancia de carga.
Figura 6.8.Característica Mho y Cadrilateral en líneas largas.
Uno de los problemas con la característica Mho en las líneas largas es que para las zonas de respaldo (Zona2, y Zona3) el alcance de estas tiende a entrar en la zona de carga de la línea provocando muchas veces actuaciones indebidas de la protección ante contingencias, tal como ocurrió el 14 de Agosto del 2003 en USA.
Figura 6.7. Limites de alcance resistivo.
Uno de los criterios para determinar el alcance resistivo de los relés de distancia tomar a este como un porcentaje de la impedancia mínima de carga que se da cuando se da en el flujo máximo en la línea. R min carga
0,85
V2 S max
Donde S max
3 uV u I
6.3 La característica Mho y Cuadrilateral en líneas largas En la simulación se realizan fallas al 20%, 50% y 80% de la línea, se observa que todas las fallas resistivas simuladas son vistas tanto por la característica Mho y la característica cuadrilateral.
Figura 6.9.Impedancia de carga y alcances de los relés.
54
VI II Si mpo sio Ibe roameri cano sob re Pro tecci ón de Sistema s Elé ctricos de Po ten cia SIPSEP-06-08 7.
CONCLUSIONES
7.1 Con los relés de tecnología numérica la diferencia de tiempos de operación entre la característica Mho y la cuadrilateral no es significativa por lo que esto no debería ser un condicionante para la selección de los relés. 7.2 Los relés de característica cuadrilateral presentan más ventajas en el cubrimiento de fallas resistivas que los relés de característica Mho. 7.3 La característica Mho no debería ser usada como protección de fallas a tierra, sino que debe limitarse su uso para fallas bifásicas o trifásicas, en donde la resistencia de falla es baja. 7.4 Al momento de realizar los ajustes de los relés cuadrilaterales se debe considerar el efecto de la carga. 7.5 No se deben usar relés de característica MHO para proteger líneas cortas debido al limitado alcance resistivo que estos tienen. 8.
REFERENCIAS
[1]
C.R. Mason, “The Art and Science of Protective Relaying”, John Wiley $ Sons, Inc 1956.
[2]
P.M. Anderson, Power System Protection, IEEE Press, Piscataway, NJ, 1998.
[3]
G. Ziegler, Numerical Distance Protection Principles and Applications, SIEMENS, Nuremberg, 1999.
[4]
Red de Energía del Perú "Criterios de ajustes de los relés de protección”.
55
www.uanl-die.net
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-09
www.uanl-die.net
LOGICA Y AJUSTES DEL ESQUEMA DE ENERGIZACIÒN INADVERTIDA EN LAS UNIDADES GENERADORAS DE LA CENTRAL TERMOELECTRICA ALTAMIRA. JOSÉ NICOLAS TETLALMATZI TORRES, JOSÉ DE JESÙS DURÓN MENDOZA, JORGE ALARCÓN PÉREZ CFE - SUBÁREA DE TRANSMISIÓN TAMPICO Por lo anterior y con la finalidad de incrementar la confiabilidad y la selectividad de los esquemas de protección de la C.T. Altamira, en coordinación con esta, se estableció el compromiso de que la S.A.T. Tampico a través del Depto. de Protección y Medición diseñara un esquema de protección para la condición de energización inadvertida para las cuatro unidades generadoras.
1.- RESUMEN El presente documento tiene como finalidad mostrar la implementación de un esquema de protección contra energización inadvertida en las unidades de la CTE Altamira de C.F.E. debido a que en el diseño original de los esquemas de protección de las unidades generadoras no se consideró un protección para éste tipo de contingencia. Se presenta además las consideraciones para el calculo de ajustes, ya que la energización inadvertida puede darse en forma tripolar o monopolar por el lado de 400 KV, así como en forma tripolar a través del transformador de auxiliares.
El esquema de energización inadvertida fue diseñado en base a la norma “IEEE Guide for AC Generador Proteccion” utilizando relevadores de estado sólido, el presente trabajo tiene como objetivo describir la lógica del esquema utilizado así como el criterio de ajustes aplicado.
2.- INTRODUCCION. Se anexa una fotografía de los relevadores electromecánicos actualmente en servicio en las unidades de la C.T. Altamira.
En C.F.E. existen centrales generadoras con muchos años de operación cuyos esquemas de protección fueron diseñados con relevadores electromecánicos y que en la mayoría de los casos no se implemento un esquema dedicado para protección de energización inadvertida. La C.T. Altamira cuenta con cuatro generadores con más de 25 años de operación, los esquemas de protección electromecánicos por diseño no contaban con una protección dedicada para la condición de energización inadvertida, además de que los interruptores principales de unidad de 400KV, marca ABB modelo DLF420 de accionamiento neumático y de extinción de arco por aire, tienen un diseño tal que al presentarse una pérdida en la presión de aire del sistema neumático que ocasione que baje de los 30 Kg/cm2 nominales a menos de 8 Kg/cm2, los contactos principales del interruptor se cierran.
57
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-09
www.uanl-die.net
3.- DESARROLLO I.- LÓGICA PROPUESTA DEL ESQUEMA. En la norma ““IEEE Guide for AC Generador Proteccion” apartado 5.4, se tratan diferentes esquemas para detectar la condición de energización inadvertida, se selecciono la protección suplementaria que se explica en el apartado 5.4.2.2 “Frequency Supervised Overcurrent Relays”. Esta propuesta usa una combinación de relevador de frecuencia con relevador de sobrecorriente que deberá estar activa solo mientras la máquina esta fuera de servicio. Además se propone el uso de un relevador de balance de voltaje para prevenir la operación incorrecta del relevador de baja frecuencia durante la condición de pérdida de fusible en los transformadores de potencial de las protecciones. Los relevadores utilizados para este esquema fueron de estado sólido, relevadores de línea que existen en el mercado:
Figura 1 .- Esquema de energización inadvertida En la figura 2 se muestra la lógica que se utilizó para adaptar el esquema de energización inadvertida a la C.T. Altamira; se utilizaron contactos tipo “b” de interruptor y cuchilla para habilitar el esquema solo en caso de tener el generador fuera de servicio, tomando en cuenta el arreglo de doble barra y doble interruptor, esto es que en caso de estar un interruptor fuera de servicio pero cerrado, el esquema se podrá habilitar a través del contacto tipo “b” de la cuchilla que esta en paralelo con el del interruptor que en este caso quedaría abierto por ser también tipo “b”.
- Relevador de sobrecorriente instantáneo BE1-50 - Relevador de baja frecuencia BE1-81 - Relevador de balance de voltaje BE1-60 Una vez seleccionado el esquema a implementar fue necesario adaptarlo a las condiciones operativas de la C.T. Altamira ya que el arreglo de la S.E. de 400 y 230 KV es de doble barra con doble interruptor. Aunado a lo anterior fue necesario considerar que en ocasiones los interruptores de máquina quedan cerrados y con cuchillas abiertas por trabajos de mantenimiento, lo que obligo a considerar dentro del esquema tanto la posición del interruptor como de las cuchillas del mismo.
La figura 3 muestra la lógica de control del esquema de energización inadvertida..El arreglo de 27/81 habilita el esquema para cuando la máquina esta sin excitación ó con una frecuencia inferior de 55 Hz.
Se anexan los diagramas de la lógica propuesta del esquema.
El contacto del 60 bloquea el esquema cuando se presenta una condición de pérdida de fusible en los potenciales de protecciones.
En la figura 1 se muestra la conexión de corrientes y voltajes al esquema de energización inadvertida, el relevador de sobrecorriente se conecto al circuito de corrientes de las protecciones del generador, el relevador de baja frecuencia se conecto al circuito de potenciales de las protecciones y el relevador de balance de voltajes se conecto a los circuitos de voltaje de protecciones y del sistema de excitación.
El 81x es un temporizador con retardo al abrir “time delay dropout”, o sea que al estar el generador fuera de servicio y sin excitación el 81x esta operado y en caso de una energización inadvertida mantendrá su contacto de salida cerrado por dos segundos mas, que corresponde a su ajuste.
58
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-09
www.uanl-die.net
(+)
9
10 2 87GT
86-E /A
1 9C 17
2 86GT
(-)
Figura 4.- Conexión de disparo del 86 – E / A al 86 – 87GT Figura 2 .- Arreglo de contactos de interruptor y cuchillas de unidad 3
II.- CÀLCULO DE AJUSTES. DETERMINACIÓN DE LA CORRIENTE DE AJUSTE DEL RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DEL ESQUEMA DE ENERGIZACIÓN INADVERTIDA
En la figura 4 se muestra el arreglo del disparo del relevador 86 EA utilizado en el esquema de energización inadvertida para disparar interruptores de máquina y arrancar el esquema 50FI. Como se ilustra en este diagrama el esquema de energización inadvertida estará habilitado a través del contacto del 81x, cuando el generador se encuentre fuera de servicio, esperando únicamente la operación del 50 para energizar el relevador auxiliar de disparo de reposición manual 86EA.
Para el cálculo de ajustes se analizan los siguientes casos. a).-Cierre de un polo de interruptor de 400 KV b).-Cierre tripolar de interruptor de 400KV c).-Cierre de interruptor de auxiliares CASO A la figura 5 muestra la red utilizada para el caso a.
Figura 5.-Cierre de uno de los polos del interruptor con el generador sin excitación. La figura 6 muestra la corriente en el lado de 400 KV al cerrar el polo b del interruptor de 400 KV y la figura 7 muestra la corriente en el lado del generador. Figura 3 .- Circuito de control esquema de energización accidental unidad 3
59
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-09
www.uanl-die.net
La figura 8 muestra la corriente lado generador para ésta condición.
Fig. 6 Corriente en el lado de alta del banco. Cierre del polo “b” del interruptor, sin excitación .
Fig. 8 Corriente en el generador cierre de tres polos del interruptor sin excitación en la unidad Valor rms de la corriente 26,464.17 A AJUSTE 50 26,464.17*0.40 = 10,586 A primarios RTC = 2400 AJUSTE 50= 10586 A/2400 = 4.4 A AJUSTE 50 = 4 A. CASO C ENERGIZACION INADVERTIDA DE LA UNIDAD A TRAVES DEL TRANSFORMADOR DE ARRANQUE
Fig. 7 Corriente en el generador cierre del polo “b” del interruptor sin excitación la unidad
Fig. 8.- Diagrama energización por TR-AUX.
La corriente en el lado del generador es: Valor rms de la corriente = 20,168.0 A AJUSTE 50 (20,168.0)*0.40 = 8067.2 A primarios RTC = 2400 AJUSTE 50= 8067.2 A/2400 = 3.36 A AJUSTE 50 = 3.0 A CASO B Cierre de los tres polos del interruptor con el generador sin excitación
60
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-09 La figura 8 muestra el diagrama en la condición de energización inadvertida y la figura 9 muestra el oscilograma de la corriente por el generador para ésta condición.
www.uanl-die.net
RTC = 2400 AJUSTE 50= 4408 A/2400 = 1.84 A AJUSTE 50 = 1.84 A Resumen de ajustes: Pick-up 50 = 1.84 A Pick-up 27= 50V Pick-up 81 = 55 hz Drop-out timer = 2 seg. 4.- CONCLUSIONES. Actualmente todos los relevadores multifunción para generadores, cuentan con una función ya integrada de energización inadvertida, por lo que en las nuevas centrales los generadores ya cuentan por diseño con esta protección, sin embargo existen todavía centrales como la C.T. Altamira en la que no se contemplo en el diseño este esquema, el esquema de energización inadvertida que se habilitó en los cuatro generadores de la C.T. Altamira cumple con satisfacer esta necesidad. Como parte del proyecto de modernización de los esquemas de protección de las unidades generadoras de la C.T. Altamira, en los meses de noviembre y diciembre del 2004 se pusieron en servicio en las unidades No. 3 y 4 relevadores multifunción marca Beckwith Electric modelo M3425, los cuales tienen en servicio en forma redundante la función de energización inadvertida.
Fig. 9 Corriente en el generador energización a través del transformador de arranque de la unidad , cierre de tres polos Valor rms de la corriente= 7694 A AJUSTE 50 (7694)*0.50 = 3847 A primarios RTC=2400 AJUSTE 50= 3847 A/2400 = 1.60 A AJUSTE 50 = 1.6 A
El esquema implementado en las cuatro unidades de la C.T Altamira se muestra en la siguiente fotografía:
Fig. 5 Corriente en el generador. Energización por transformador de arranque de la unidad en cierre de tres polos. Valor rms de la corriente = 8816 A AJUSTE 50 (8816)*0.50 = 4408 A primarios
61
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-09
www.uanl-die.net
5.- BIBLIOGRAFIA. -IEEE Guide for ANSI/IEEE C37.102-1987.
AC
Generador
Protección
-Tutorial IEEE de Protección de Generadores Sincrónicos Power Engineering Education Committee. 6.- CURRICULUM VITAE Y FOTOGRAFIA ING. JORGE ALARCON PEREZ ING. JOSÉ NICOLAS TETLALMATZI TORRES Nació en Tampico Tam el 9 Mayo de 1961. Estudió Ing. Eléctrica en el ITCM 19791983. Ha laborado en el Dpto. de Protección y medición de la SAT Tampico desde 1983 como profesionista. Ha participado en puestas en servicio de protección de generadores en Centrales Tuxpan y Valladolid.
Nació en San Bernardino Contla Municipio de Juan Cuamatzi Tlax. El 10 de Septiembre de 1954. Estudió Ing. Industrial Eléctrica en el ITRP de 1972 a 1976. Ingreso a la CFE como supervisor de construcción en la SE temascal(1979). Fue Jefe dpto PYM de la Subarea Coatzacolaclos de 1979-1980 y de la Subarea Tampico desde 1980 hasta la fecha. ING. JOSÉ DE JESÙS DURÓN MENDOZA Nació en Tampico Tam el 17 Marzo e 1957. Estudió Ing. Eléctrica en el ITCM 19751979 y Maestría en Ing. Eléctrica de 1986-1988. Ha laborado en el Dpto. de Protección y medición de la SAT Tampico desde 1980 como supervisor de construcción (1980) y como jefe de oficina dpto PYM de la SAT Tampico desde 1981. Es profesor de Ing: Eléctrica en el ITCM desde 1988.
62
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-10
www.uanl-die.net
CÁLCULO DE AJUSTE Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE UN BANCO DE AUTOTRANSFORMADORES 400/230/10 kV DE 330 MVA (ESTRELLA / ESTRELLA / DELTA) Ing. Miguel Ángel Méndez Albores
Ing. Javier Correa Arredondo
Luz y Fuerza del Centro Gerencia de Aseguramiento de la Calidad Av. Playa Pie de la Cuesta No. 273, Col. San Andrés Tetepilco, C.P. 09440, México, D.F. Tel. 5634-5038 Ext. 1839 y 1953, Fax 5633-1539 y 5634-1154 Email: mmendez@ inter01.lfc.gob.mx
RESUMEN
INTRODUCCIÓN
Debido a la importancia que tienen los bancos de autotransformadores de 400/230/10 kV, 330 MVA; para la transformación de la energía eléctrica y garantizar el abasto en el sistema de Luz y Fuerza, además de ser el equipo más costoso de la subestación; se justifica la aplicación de esquemas de protección confiables, selectivos, sensibles y rápidos, para aislarlos del sistema cuando se presenten fallas internas o externas.
Actualmente Luz y Fuerza del Centro cuenta con 16 bancos de autotransformadores de 400/230/10 kV, 330 MVA cada uno, instalados en las subestaciones, Santa Cruz, Victoria, San Bernabé, La Paz y Teotihuacán, que junto con las subestaciones Nopala, Texcoco, Topilejo y Tula de Comisión Federal de Electricidad son el enlace entre líneas fuente de 400 kV y líneas de transmisión de 230 kV e integran el doble anillo de 400 kV que abastece de energía eléctrica a la zona central del país.
Como práctica común se aplican esquemas de protección primaria y de respaldo redundantes como son: protección Buchholz, protección diferencial larga, protección diferencial corta con función de falla a tierra restringida (REF), protección de sobrecorriente de fase (por el lado de 400 kV), protección de sobrecorriente de tierra (neutro del banco), protección de sobrecorriente de fase y protección de sobrevoltaje en el devanado terciario de 10 kV.
Por razones económicas en la red de 400 kV se utilizan los bancos de autotransformadores de 400/230/10 kV, conectados en estrella / estrella con el devanado terciario conectado en delta aislada. En LyFC los primeros bancos de autotransformadores que se instalaron en las subestaciones Santa Cruz, Victoria y San Bernabé los terciarios están conectados en delta con un vértice aterrizado y los instalados más recientemente en las subestaciones La Paz y Teotihuacán, están conectados en delta en forma aislada. El devanado terciario conectado en delta en los autotransformadores tiene la función de mantener estable el neutro cuando sucede un desbalance por carga o por corriente de falla, proporciona una trayectoria a las corrientes de secuencia cero, protege al autotransformador y al sistema contra potenciales excesivos por la tercera armónica y en algunos casos suministra carga adicional (servicios propios). 63
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-10 LyFC utiliza como práctica mantener la delta sin carga y dado que se forma de tres autotransformadores monofásicos, la delta del terciario se realiza por medio de barras externas, las cuales se convierten en puntos de falla y por esta razón es necesario contar con esquemas de protección que operen en forma rápida para librar en el menor tiempo posible el autotransformador y disminuir los daños. Al igual que el resto de los elementos del sistema, los autotransformadores están expuestos a diversas fallas provocadas ya sea por su propio funcionamiento o por causas externas. Por esta razón es de vital importancia proteger apropiadamente a los autotransformadores con relevadores de protección primaria, respaldo y apartarrayos. En la figura 1, se muestra un diagrama esquemático de protecciones y en la tabla 1, se muestran las fallas más comunes que se presentan en los autotransformadores. DESARROLLO La coordinación y ajuste de las protecciones de cada uno de estos bancos de potencia de 400/230/10 kV, 330 MVA, se ha realizado de acuerdo a los niveles de cortocircuito y a la topología de la red en cada uno de los puntos en donde se encuentran instalados. La información requerida para realizar el cálculo de ajustes y coordinación de protecciones de un banco de autotransformadores es la siguiente: Autotransformador: Niveles de tensión de los devanados primario, secundario y terciario; las capacidades en MVA del autotransformador, la impedancia en % de secuencia positiva, negativa y cero de los devanados; referidas a una potencia y tensión base elegida por el fabricante, así como la conexión de los mismos.
www.uanl-die.net
Sistema: Niveles de cortocircuito trifásico, y monofásico; equivalentes de Thevenin del sistema tanto por el lado de 400 kV como por el lado 230 kV; características físicas y eléctricas de las líneas adyacentes al bus primario y secundario donde está conectado el banco, así como el esquema de protección con que cuentan dichas líneas. Esquemas de protección de los autotransformadores Se debe contar con un esquema de protección primaria, la cual es totalmente selectiva y un esquema de protección de respaldo que normalmente es más lento y debe ser capaz de detectar condiciones anormales en ambos lados del autotransformador y operar en caso de que la protección primaria falle. En la figura 1, podemos observar que diagrama contempla dos esquemas protección primaria 87T, básicamente diferencia entre ambas protecciones es ubicación física de los transformadores corriente (TC’s) que alimentan a relevadores.
el de la la de los
Para la protección diferencial corta 87Tc, los TC’s son tipo boquilla y se localizan justamente a la salida de los devanados del autotransformador. En esta protección se recomienda que se implemente la función de falla a tierra restringida (REF), que consiste en una técnica para la detección de fallas a tierra de alta sensibilidad aplicable en devanados de autotransformadores conectados en estrella aterrizada. Es restringida en el sentido de que emplea un TC en el neutro de una de las terminales a tierra del transformador y los dos juegos de TC’s normales en las terminales de los devanados; de esta manera se limita a ver fallas a tierra solamente en ese devanado en estrella. Esta técnica utiliza la comparación de corrientes por secuencia cero. El REF emplea un elemento direccional que compara la dirección de la corriente de operación con la corriente de polarización obtenida del TC neutro. El disparo se supervisa por un umbral de ajuste de corriente de secuencia cero y por la restricción de secuencia positiva. 64
I301
50FI 302
50FI 301
65 86R
AO59
DISP. INT. I-401 DISP. INT. I-402 DISP. INT. I-301 DISP. INT. I-302 AOPR
DISP. INT. I-401 DISP. INT. I-402 DISP. INT. I-301 DISP. INT. I-302 AOPPc
1200:5 A
59 63 SCI 50FI AOPPl AOPPc AOPR AO59
59
51-T
87-Tl
87-Tc 87E
DISP 86Xc
30-63
AO63
AF51T AO517 DISP 86R
AF87-Tc/87E AO87Tc AO87E DISP 86Xc
50FI 402
1600:5 A 1600:5 A
AF50/51 AO50 AO51 DISP 86R
1600:5 A
I 402
1600:5 A I 401
50/51-1,2y3
50FI 401
1600:5 A
BARRAS 400 kV
Relevador diferencial de transformador corta con función de falla a tierra restringida REF. Relevador diferencial de transformador larga. Relevador de sobrecorriente de fases del autotransformador (lado 400 kV). Relevador de sobrecorriente de tierra (neutro del autotransformador). Relevador de sobrecorriente de fases para el devanado terciario del autotransformador. Relevador de sobrevoltaje del devanado terciario del autotransformador Relevador Buchholz Sistema contra incendio. Relevador de falla de interruptor. Alarma operó protección primaria larga. Alarma operó protección primaria corta. Alarma operó protección de respaldo. Alarma operó sobrevoltaje.
AF87Tl AO87Tl DISP 86Xl
AO59
TP 200:1 V
87-Tl 50/51-1,2y3 51-T 50/51-D 1,2y3
87-Tc/87E
AF50/51 AO50 AO51 DISP 86R
50/51-D 1,2y3
2300:5 A
Apartarrayos
FIGURA 1. Diagrama esquemático de protecciones de un autotransformador de 400/230/10 kV, 330 MVA
59
50FI
50/51D-1,2y3
51-T
50/51-1,2y3
30-63
86Xc
87-Tc/87E 87-Tc/87E
63
86Xl
87-Tl SCI
I302
DISP. INT. I-401 DISP. INT. I-402 DISP. INT. I-301 DISP. INT. I-302 AOPPl
1200:5 A
1200:5 A
SECUENCIA DE DISPAROS
1200:5 A
BARRAS 230 KV
Apartarrayos
63
1000:5 A 600:5 A
1000:5 A
1000:5 A
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-10 www.uanl-die.net
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-10
www.uanl-die.net
TABLA 1. Tipos de fallas y esquemas de protección de los autotransformadores de potencia ESQUEMA DE PROTECCIÓN
TIPO DE FALLA SOBRECARGA (EXCESO DE TEMPERATURA) FALLA EN EL SISTEMA DE ENFRIAMIENTO (EXCESO DE TEMPERATURA)
Ɣ Ɣ Ɣ Ɣ Ɣ Ɣ Ɣ Ɣ
TERMÓMETRO DE TEMPERATURA DEL ACEITE TERMÓMETRO DE TEMPERATURA DEL DEVANADO RELEVADOR DE IMAGEN TÉRMICA RELEVADOR BUCHHOLZ TERMÓMETRO DE TEMPERATURA DEL ACEITE TERMÓMETRO DE TEMPERATURA DEL DEVANADO RELEVADOR DE IMAGEN TÉRMICA RELEVADOR BUCHHOLZ
DESCARGAS PARCIALES EN EL ACEITE Y/O EN EL AISLAMIENTO SÓLIDO
Ɣ RELEVADOR BUCHHOLZ
CONEXIONES O UNIONES FLOJAS, POR MALA SOLDADURA O APRIETE (SOBRECALENTAMIENTO)
Ɣ RELEVADOR BUCHHOLZ
FALLA DEL NÚCLEO, POR PÉRDIDA DE AISLAMIENTO EN LAS LAMINACIONES O POR ATERRIZAMIENTO MÚLTIPLE
Ɣ RELEVADOR BUCHHOLZ
FALLA EN LOS RESISTORES O CONTACTOS DEL CAMBIADOR DE DERIVACIONES (ARCO ELÉCTRICO)
Ɣ RELEVADOR BUCHHOLZ
Ɣ RELEVADOR BUCHHOLZ O RELEVADOR DE PRESIÓN SÚBITA Ɣ RELEVADOR DIFERENCIAL RELEVADOR BUCHHOLZ O RELEVADOR DE PRESIÓN Ɣ SÚBITA FALLA DE FASE A TIERRA Ɣ RELEVADOR DIFERENCIAL (CORTOCIRCUITO) Ɣ RELEVADOR DE SOBRECARGA DE TIERRA Ɣ DISPOSITIVO DE SOBREPRESIÓN. Ɣ RELEVADOR BUCHHOLZ O RELEVADOR DE PRESIÓN SÚBITA FALLA DE FASE A FASE Ɣ RELEVADOR DIFERENCIAL (CORTOCIRCUITO) Ɣ RELEVADOR DE SOBRECARGA DE FASE Ɣ DISPOSITIVO DE SOBREPRESIÓN Ɣ RELEVADOR BUCHHOLZ O RELEVADOR DE PRESIÓN PERFORACIÓN DEL AISLAMIENTO DE SÚBITA LA BOQUILLA DENTRO DEL TANQUE Ɣ RELEVADOR DIFERENCIAL DEL TRANSFORMADOR Ɣ RELEVADOR DE SOBRECARGA DE TIERRA (CORTOCIRCUITO) Ɣ DISPOSITIVO DE SOBREPRESIÓN. Ɣ RELEVADOR BUCHHOLZ O RELEVADOR DE PRESIÓN FALLA A TIERRA EN EL CAMBIADOR SÚBITA DE DERIVACIONES Ɣ RELEVADOR DIFERENCIAL (CORTOCIRCUITO) Ɣ RELEVADOR DE SOBRECARGA DE TIERRA Ɣ DISPOSITIVO DE SOBREPRESIÓN. FALLA ENTRE ESPIRAS (CORTOCIRCUITO)
BAJO NIVEL DE ACEITE (FUGA)
Ɣ INDICADOR DE NIVEL DE ACEITE Ɣ RELEVADOR BUCHHOLZ 66
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-10 Para la protección diferencial larga 87Tl, los TC’s se ubican entre los devanados del autotransformador y las barras. El esquema contempla además, las protecciones de respaldo siguientes: sobrecorriente de fases (50/51-1,2y3) por el lado de 400 kV, sobrecorriente por el neutro (51-T), sobrecorriente de fases del devanado terciario (50/51D-1,2y3), sobrevoltaje del devanado terciario (59) y falla de interruptor (50FI) por el lado primario y secundario del autotransformador. Dado que las protecciones de respaldo requieren de mayor análisis por motivo de la coordinación con el resto de las protecciones del sistema, este trabajo se enfocará básicamente a exponer los criterios utilizados por Luz y Fuerza del Centro para realizar el cálculo de ajustes y coordinación de estas protecciones. Criterios para determinar los ajustes y coordinación de los relevadores de sobrecorriente de fase (50/51-1,2y3), lado 400 kV del autotransformador Criterio para determinar los ajustes de los relevadores de la protección de sobrecorriente instantánea de fase (501,2y3) Compromiso del 50-1,2y3 • Debe librar fallas bifásicas y trifásicas de manera instantánea cuando éstas se presenten en el interior y hasta el 50% del devanado primario (400 kV) del autotransformador.
www.uanl-die.net
Para determinar el valor de la corriente de arranque de los elementos instantáneos de fase, se requiere calcular la corriente que circula por ellos cuando existe una falla bifásica o trifásica al 50% del devanado primario y posteriormente dividir este valor entre el cociente de la relación de transformación de los transformadores de corriente (RTC). Además, se debe tomar en cuenta la corriente de energización (inrush) del autotransformador, para que no opere el elemento instantáneo de fase, dado que la corriente de energización puede tener una magnitud entre 8 y 14 veces la corriente nominal del autotransformador, dependiendo de la capacidad y tiene una duración de 100 ms (6 ciclos) . Criterio para determinar los ajustes de los relevadores de sobrecorriente de tiempo de fase (51-1,2y3) Compromiso del 51-1,2y3 • Debe permitir operar primero las protecciones primarias, cuando existan fallas bifásicas o trifásicas en el autotransformador. • Debe operar con retardo de tiempo, cuando existan condiciones de sobrecarga en el autotransformador o fallas bifásicas o trifásicas hasta las barras de 230 kV. Selección de la corriente de arranque (tap) de los elementos de sobrecorriente de tiempo de fase (51-1,2y3)
• No debe de operar con ningún tipo de fallas que se presenten en el devanado secundario (230 kV) del autotransformador, en las barras o en cualquier línea adyacente.
Para tener una buena sensibilidad de los elementos de tiempo de los relevadores de sobrecorriente de fase, el ajuste de la corriente de arranque de dichos elementos, se realiza tomando en cuenta la corriente que circula por ellos, cuando existe una falla bifásica o trifásica en el bus de 230 kV además, se considera una sobrecarga máxima del 160 % de la capacidad del transformador para su último paso de enfriamiento.
Selección de la corriente de arranque de los elementos de sobrecorriente instantáneo de fase (50-1,2y3)
Selección de la palanca o dial de tiempo de los elementos de sobrecorriente de fase (511,2y3)
67
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-10 Para el ajuste de la palanca o dial de tiempo de los relevadores de sobrecorriente de fase, se debe tener presente además de la corriente de aportación para falla trifásica en el bus de 230 kV, un retardo de tiempo entre 1.0 y 1.25 s; para esto, es necesario conocer las curvas de tiempo-corriente de dichos relevadores y la relación de los transformadores de corriente, debe considerarse también la curva de daño del autotransformador. Criterio para determinar los ajustes y coordinación del relevador de sobrecorriente de tierra (51-T) ubicado en el neutro
relevador de distancia y su desventaja es que tarda más tiempo en operar para fallas en terminales. En el caso de seleccionar un relevador con curva de tiempo inverso, este se coordina con el tiempo de zona 2 de la protección de distancia, pero el tiempo de operación es diferente para fallas en las líneas del lado primario del autotransformador. Para el caso de la coordinación del 51-T con relevadores de sobrecorriente de tiempo direccionales instalados en las líneas adyacentes el problema es mayor, ya que la corriente que circula por el neutro son muy diferentes para fallas en el lado primario y secundario del autotransformador. Tiempo (s) lado primario
Compromiso del esquema • Debe operar como un respaldo de las protecciones de las líneas adyacentes en la sección primaria y secundaria del autotransformador cuando existan fallas a tierra. • No debe de operar con corrientes de desbalanceo máximo del 30 % de la corriente nominal del autotransformador que circulan por el neutro del mismo. Selección de la corriente de arranque del elemento de sobrecorriente de tiempo (51-T) La protección 51-T presenta una problemática muy especial en cuanto a la selección del valor de la corriente de arranque (tap) y el tiempo de operación para cada falla en diferentes puntos de las líneas adyacentes. Como es una protección de respaldo, ésta se debe coordinar con las protecciones de las líneas adyacentes a los buses donde está conectado el autotransformador, en ellos existen líneas que tienen una protección primaria, la cual puede ser de distancia o de sobrecorriente de tiempo direccional, para ambos casos la selección del tipo de característica resulta comprometedora, ya que si seleccionamos un relevador con tiempo definido resulta más fácil coordinar con el tiempo de zona 2 del
www.uanl-die.net
lado secundario
Tiempo definido Tiempo inverso Tiempo de zona 2 Corriente en el neutro (A)
Por tratarse de una protección de respaldo de línea, se debe dejar un margen de tiempo entre 0.3 y 0.5 s con respecto al tiempo de operación del relevador 67N instalado en las líneas, además de mantener la coordinación adecuada con la zona 2 de los esquemas de distancia. Se recomienda un tiempo fijo de operación entre 1.0 y 1.5 s para tener una buena coordinación con las líneas. Criterios para determinar los ajustes de los relevadores de sobrecorriente de fase 50/51D-1,2y3 en el devanado terciario (lado 10 kV) Criterio de ajuste para los elementos instantáneos de los relevadores de sobrecorriente de fase (50D-1,2y3) Compromisos del esquema • Debe operar de manera instantánea cuando se presenten fallas bifásicas o trifásicas hasta el 100% del devanado terciario del autotransformador, incluyendo fallas en las barras de 10 kV.
68
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-10 • No debe de operar con fallas bifásicas o trifásicas que se presenten en el devanado primario y secundario del autotransformador.
www.uanl-die.net
Criterio para determinar los ajustes del relevador de sobrevoltaje (59) en el devanado terciario Compromiso del esquema
Selección de la corriente de arranque de los elementos de sobrecorriente instantáneos de fase (50D-1,2y3)
• Debe operar con retardo de tiempo fijo para
El ajuste de la corriente de arranque (tap) de los elementos de sobrecorriente instantáneos, se realiza calculando la corriente que circula por ellos cuando existe una falla bifásica o trifásica en las terminales del devanado terciario del autotransformador.
Selección del valor de arranque del relevador de sobrevoltaje (59) del devanado terciario
Criterio de ajuste para los elementos de sobrecorriente de tiempo de fase (51D1,2y3) en el devanado terciario Compromisos del esquema • Debe operar con retardo de tiempo para fallas bifásicas o trifásicas en el devanado terciario, incluyendo fallas en las barras de 10 kV. • Debe permitir que operen primero los elementos instantáneos de fase. Selección de la corriente de arranque de los elementos de sobrecorriente de tiempo de fase (51D-1,2y3) El ajuste de la corriente de arranque (tap) se calcula con la corriente nominal del devanado terciario y sin utilizar factor de sobrecarga, dividiendo este valor entre el cociente de la relación de los transformadores de corriente. Selección de la palanca o dial de tiempo de los elementos de sobrecorriente de tiempo de fase (51D-1,2y3) El ajuste de la palanca se calcula para que el tiempo de operación sea de 30 ms con falla trifásica en las terminales de la delta. Como el devanado terciario del autotransformador no alimenta carga, se recomienda utilizar una curva extremadamente inversa.
fallas de fase a tierra en las barras de la delta del devanado terciario.
Se debe simular una falla de fase a tierra y bajo estas condiciones se calcula el valor del voltaje de secuencia cero (3Vo) que se manifiesta en el secundario de los transformadores de potencial (TP’s) conectados en delta abierta. Del valor obtenido se aplica un factor de seguridad del 50 % para que quede más sensible. Se recomienda un tiempo fijo de operación de 1 s para enviar una señal de alarma que operó el relevador 59. Ejemplo de aplicación Cálculo de ajustes y coordinación de protecciones de un banco de autotransformadores 3Ø, 400/230/10 kV, 330 MVA, estrella/estrella/delta Los niveles de corriente de cortocircuito, las relaciones de transformación de los transformadores de corriente y de potencial utilizados para este ejemplo, se muestran en la figura 2. Ajuste y coordinación de la protección de sobrecorriente de fase (50/51-1,2y3), lado 400 kV De los valores nominales de corriente (IN 400) y sobrecarga (%SC) en el lado de 400 kV, se calcula el valor del tap de la protección 511,2y3. Cálculo del tap de la protección 51-1,2y3 Tap 51-1,2y3 = IN 400 * %SC / RTC Tap 51-1,2y3 = 476 * 1.6 / (1600 / 5) A Tap 51-1,2y3 = 2.38 A 69
F1
70 1600/5
600/5
2300/5
50-1,2Y3 (lado 400 kV)
51-T (lado neutro)
50/51D 1,2Y3 (lado 10 kV)
I302
59
6,136
162
47,546
F3 1F-T F4 3F-T
3,238
1600:5 A I 402
1600:5 A I 401
50/51-1,2y3
50FI 401
1600:5 A
1600:5 A
Al 50% del devanado en el lado de 400 kV
En las barras de 230 kV
UBICACIÓN DE LA FALLA
50FI 402
1600:5 A
BARRAS 400 kV
F3
LÍNEA
En las terminales del devanado terciario.
En el extremo remoto de la línea adyacente con menor corriente de aportación por el neutro del autotransformador; con el interruptor en ese extremo abierto.
87-Tl
51-T
F2 87-Tc 87E
CORRIENTE DE APORTACIÓN (A)
F4
TP 200/1 V
F2 3F-T
F1 3F-T
FALLA (TIPO)
1200:5 A
50/51-D 1,2y3
2300:5 A
30-63
Apartarrayos
FIGURA 2. Localización de fallas y valores de corriente de aportación utilizados para el ejemplo de cálculo de ajustes de las `protecciones de un autotransformador de 400/230/10 kV, 330 MVA
1600/5
50FI 302
50FI 301
51-1,2Y3 (lado 400 kV)
1200:5 A
1200:5 A
RTC (A)
I301
PROTECCIÓN
1200:5 A
Apartarrayos
63
1000:5 A 600:5 A
BARRAS 230 KV
1000:5 A
1000:5 A
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-10 www.uanl-die.net
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-10 Ajuste de la palanca de tiempo o LS de la protección 51-1,2y3 Para determinar este ajuste se considera la corriente de aportación (IAPORT.) con falla trifásica en el bus de 230 kV, y un tiempo de operación de 1.2 s para coordinar con las líneas y una curva del relevador moderadamente inversa.
Para que el ajuste quede más sensible se recomienda aplicar un factor de seguridad del 50 al 70 % del valor del tap calculado, verificando que no opere por corrientes de desbalanceo (IDES), el cual puede alcanzar hasta un valor máximo del 30 %. IDES. < Tap 51-T < IAPORT. MIN (A sec) donde: IDES. = (IN 400 * %SC * 0.15) / RTC
LS = t / [(0.0226+0.0104) / (MT0.02-1)]
IDES. = (476 * 1.6 * 0.15) / (600 / 5) = 0.95 A IAPORT. MIN (A sec) = IAPORT. MIN (A prim) / RTC
Donde: t = 1.2 s ; MT = IAPORT. / (tap * RTC)
IAPORT. MIN (A sec) = 162 / (600 / 5) = 1.35 A 0.95 < Tap 51-T < 1.35
MT = 3238 A / [2.38*(1600/5 A)] = 4.25 LS = 1.2 / [(0.0226 + 0.0104) / (4.250.02 – 1)] LS = 3.18
www.uanl-die.net
Por lo que se propone:
Tap 51-T = 1.0 A
Ajuste de la palanca o dial de tiempo o LS de la protección 51-T
Ajuste de la protección 50-1,2y3 El valor del tap se determina en base a la corriente de aportación (IAPORT.) con falla 3Ø al 50 % del devanado de alta tensión. Tap 50-1,2y3 = IAPORT. / RTC Tap 50-1,2y3 = 6136 / (1600 / 5) A Tap 50-1,2y3 = 19 A Ajuste y coordinación de la protección de sobrecorriente de tierra (51-T) El ajuste de la corriente de arranque (tap) se calcula realizando fallas de fase a tierra en las líneas de 400 y 230 kV con diferentes condiciones de operación (generación máxima y mínima) y simulando diferentes contingencias, con el interruptor abierto en el extremo remoto de las líneas. De los valores obtenidos se selecciona la corriente de mínima aportación, que para este ejemplo es de 162 A; con esto se asegura la coordinación con las protecciones de las líneas y solo en caso de que éstas no operen, la protección 51-T del autotransformador operará como respaldo.
Para este ejemplo el criterio es seleccionar una curva del relevador de tiempo fijo, dejando un margen de tiempo seguro que permita la coordinación adecuada con los tiempos de operación de la zona 2 de los esquemas de distancia y de la protección 67N de las líneas. Se recomienda utilizar un tiempo fijo de 1.3 s LS = 1.3 En caso de utilizar una curva de tiempo inverso para esta protección, la coordinación debe cumplirse como se muestra en la figura 3. Ajuste y coordinación de la protección 50/51D-1,2y3 del terciario Estos ajustes se calculan considerando que el devanado terciario en delta se construye por medio de barras externas y que no alimentan cargas. Ajuste de la protección 50D-1,2y3 El valor del tap se determina a partir de la corriente de cortocircuito (I C. CTO 3Ø 10 kV) que circula por los devanados cuando ocurre una falla trifásica en las terminales de la delta, dividida entre la RTC; para que el ajuste quede más sensible se considera un factor de seguridad (Fs) del 50%. 71
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-10
www.uanl-die.net
FIGURA 3. Curvas de coordinación de la protección 51-T del autotransformador con las protecciones 21N y 67N de la línea adyacente al bus de 400 kV.
Tiempo (s)
51-T (tiempo definido)
1.30 51-T (tiempo inverso)
0.30 21N de línea (zona 2) 67N de línea (tiempo inverso)
0.12 21N de línea (zona 1)
0
Corriente (A) Bus remoto 400 kV
Barras 400 kV Autotransformador
Línea adyacente
67N
21N
72
Barras 230 kV
51-T
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-10 3V0 = VA + VB + VC
50D-1,2y3 = I C. CTO 3Ø 10 kV * 3 * Fs/ RTC
3V0 = 0 (en condiciones normales)
50D-1,2y3 = 47546 * 3 * 0.5 / (2300 / 5) 50D-1,2y3 = 89 A Cálculo del tap de la protección 51D-1,2y3 El cálculo del tap se determina a partir de la corriente nominal (IN 10 kV), sin utilizar factor de sobrecarga y tomando en cuenta la conexión en delta de los transformadores de corriente. Tap 51D-1,2y3 = IN 10 kV * Tap 51D-1,2y3 = 3464 *
VA, VB, y VC son los voltajes de fase en el secundario de los transformadores de potencial conectados en delta abierta. Si simulamos una falla de la fase A a tierra, nos queda la expresión siguiente: 3V0 = VB + VC Considerando la RTP de 200:1, el voltaje secundario es: 3V0 = 28.8 Ŀ-120o + 28.8 Ŀ120o V
3 / RTC
3V0 = 28.8 Ŀ180o V
3 / (2300 / 5) A
Tap 51D-1,2y3 = 13 A Ajuste de la palanca de tiempo o LS de la protección 51D-1,2y3 Para el cálculo de este ajuste se considera la corriente de falla trifásica (IC.CTO 3Ø10 kV) en las terminales del devanado terciario, con un tiempo de operación de 30 ms y se selecciona en el relevador una curva extremadamente inversa. LS = t / [(0.0352 + (5.67 / MT2 - 1)] donde : MT = IC.CTO 3Ø10 kV * 3 / tap * RTC MT = 47546 * 3 / 13 * (2300 / 5) = 13.8 LS = 0.03 / [0.0352 + (5.67 / (13.82 – 1))]= 0.5 LS = 0.5 Ajuste del relevador 59 del terciario La protección de sobrevoltaje del devanado terciario en delta sirve para protegerlo contra fallas de fase a tierra y parte del principio que dice que en condiciones normales la suma de los voltajes de fase en la delta es cero y en condiciones de falla de fase a tierra aparece un voltaje de secuencia cero, que se calcula de la manera siguiente:
www.uanl-die.net
Utilizando este valor y aplicando un factor de seguridad del 50 %, obtenemos el valor de ajuste siguiente: Tap 59 = 28.8 * 0.5 = 14.4 V Tap 59 = 15 V CONCLUSIONES • Debido a la importancia que tienen los bancos de autotransformadores para transformar la energía eléctrica y a su alto costo, es conveniente aplicar esquemas de protección primaria y de respaldo redundantes como son: protección Buchholz, protección diferencial larga, protección diferencial corta con función de falla a tierra restringida (REF), protección de sobrecorriente de fase (lado 400 kV), protección de sobrecorriente de tierra (neutro del banco), protección de sobrecorriente de fase y protección de sobrevoltaje para el devanado terciario; para aislarlos del sistema cuando se presenten fallas internas o externas. • Las protecciones que ven fallas internas están ajustadas de manera sensible y con el menor tiempo posible, para dejar fuera de servicio el autotransformador y evitar mayores consecuencias en el sistema.
73
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-10 Las protecciones que actúan como respaldo se coordinan tomando en cuenta el tiempo de operación de las protecciones primarias, para permitir que operen solamente en caso de que éstas fallen. • La protección de respaldo del neutro del autotransformador (51-T), se ajusta con la corriente de mínima aportación con fallas externas y se coordina para que sea el último elemento de desconexión del sistema, en caso de que dichas protecciones primarias fallen. • Debido a las grandes magnitudes de corriente de cortocircuito que circulan por la delta del devanado terciario del autotransformador, además de aplicar esquemas de protección redundantes, se recomienda reforzar el diseño del terciario, para que soporte los esfuerzos térmicos y dinámicos, ocasionados por dicha corriente de cortocircuito. • Desde el punto de vista operativo es más conveniente que el terciario se conecte en delta aislada de tierra, ya que en caso de que exista una falla a tierra en las barras de la delta, el autotransformador no se retira de servicio, por esta razón el relevador 59 únicamente envía una señal de alarma a Operación Sistema. BIBLIOGRAFÍA 1.- Protective
Relaying Principles Applications. J. Lewis Blackburn Ed. Marcel Dekker, 1987
2.- Symmetrical Components System Engineering. J. Lewis Blackburn Ed. Marcel Dekker, 1993
for
and
Power
3.- Power System Relaying S. H. Horowitz, A. G. Phadke Ed. Research Studies Press Ltd 1996. 4.- Circuitos Magnéticos y Transformadores E.E. STAFF-MIT
www.uanl-die.net
Ed. Reverté, parte 1, 1986. 6.- Norma ANSI/IEEE C57.12.00-1993 IEEE Standard General Requirements For Liquid Inmerse Distribution, Power and Regulating Transformers, 1987. AUTORES Ing. Miguel Ángel Méndez Albores Es Ingeniero Electricista, egresado de la ESIME del Instituto Politécnico Nacional en el año de 1986; ingresó a laborar a Luz y Fuerza del Centro en el año de 1982, donde ha venido desempeñando diferentes puestos y actualmente ocupa el puesto de Superintendente de Estudios, de la Subgerencia de Laboratorio de la Gerencia de Aseguramiento de la Calidad. Desde 1994 es profesor de la Academia de Electrotecnia, del departamento de Ingeniería Eléctrica de la ESIME – IPN; donde actualmente imparte las materias de Circuitos Eléctricos I, II, Electrotecnia III y Laboratorio. En 1998 cursó el Diplomado en Sistemas Eléctricos de Potencia, impartido por General Electric. Ing. Javier Correa Arredondo Es Ingeniero Electricista, egresado de la ESIME del Instituto Politécnico Nacional en el año de 1993. Ingresó a laborar a Luz y Fuerza del Centro en el año 2001 en el Laboratorio de la Gerencia de Aseguramiento de la Calidad, donde ha venido desempeñando diferentes puestos. Realizando pruebas eléctricas al equipo primario de S.E.’s; diagnóstico del aceite aislante de los transformadores que componen el sistema eléctrico de potencia de LyFC; cálculos de cortocircuito, ajustes y coordinación de protecciones. Actualmente ocupa el puesto de Ing. Cl. 20-A en la Superintendencia de Estudios.
74
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-11
www.uanl-die.net
Proyecto de Modernización: Caseta Modular de Control para la Subestación Eléctrica Nava David Sánchez, Rey David González y Enrique Valdez, Schweitzer Engineering Laboratories, S.A. de C.V. Carlos M. Robledo, Raúl J. Cavazos, José J. Luna, Sergio D. González y Gerardo M. Robledo, Comisión Federal de Electricidad
Resumen–La subestación Nava se encuentra localizada en el Noreste de México y es una de las subestaciones más importantes de esa área. La CFE tenía la necesidad de modernizar el sistema de protección, control y medición (PCM), así como los equipos de comunicaciones de la subestación, y a la vez contar con un sistema integrado que le permitiera la supervisión y el control local y remoto; adicionalmente, los equipos deberían ser reubicados en una nueva caseta de control, debido a la venta del antiguo edificio de generación. En este artículo se describe la justificación técnico-económica del proyecto de modernización, y los retos más importantes que se enfrentaron durante el desarrollo del proyecto. Se describe también la solución técnica desarrollada y la forma en que se aprovechó al máximo la multifuncionalidad de los modernos equipos de protección, medición y comunicaciones. Finalmente, se resaltan las características que diferencian el sistema integrado de la Subestación Nava de los sistemas integrados tradicionales. Palabras clave: Protección, Automatización, IHM, Procesador de Comunicaciones, Controlador de Comunicaciones, Relevadores, Medidores.
II. ANTECEDENTES DEL PROYECTO La Central de Generación Termoeléctrica “Venustiano Carranza” inició operaciones en 1964, siendo la primera central de generación (carboeléctrica) del Noreste de México. Suspendió sus operaciones en 1984, y desde entonces la Subestación Eléctrica Nava se convirtió en una subestación de conmutación (switcheo), y una de las más importantes del noreste del país. La subestación Nava se diseñó originalmente como una subestación elevadora de voltaje. La central de generación se encuentra ubicada en Nava, Coahuila, sobre la Carretera 57 Monclova – Piedras Negras, Km 203, a 50 Km de Piedras Negras, Coahuila. La Subestación Nava es una de las más importantes de la Gerencia de Transmisión y Transformación Noreste; la operación y mantenimiento de la misma está a cargo del personal de la Subárea de Transmisión y Transformación Río Escondido (SATTRE).
I. INTRODUCCIÓN Durante el año 2003, la Gerencia Regional de Transmisión Noreste (GRTNE) de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), realizó la venta del antiguo edificio de generación de la Central de Generación Termoeléctrica “Venustiano Carranza” y tenía como plazo para entregarlo hasta el 30 del Noviembre del 2004. A raíz de la venta del edificio de generación, nació la necesidad de reubicar el equipo de protección, medición y comunicaciones a otro cuarto de control dentro de la Subestación Eléctrica Nava. Debido a que los equipos existentes eran viejos, la CFE – GRTNE proyectó la modernización del sistema de protección, medición, comunicaciones y control para contar con un sistema integrado que explotara al máximo las capacidades de las modernas tecnologías disponibles para equipos de protección, control y medición.
A. Configuración de la Subestación Nava La configuración de la Subestación Nava (ver Fig. 1), después de 40 años en operación, está integrada por los siguientes esquemas: x En 230 kV existen cuatro líneas, dos autotransformadores de 230/138/13.8 kV, 30/45/7.5/10 MVA 30/45/7.5/10 MVA, y un interruptor de transferencia, en un arreglo de barra principal (BP) y barra de transferencia (BT). Esta configuración proporciona flexibilidad, pues da la posibilidad de sustituir el interruptor propio por el interruptor comodín en casos de mantenimiento del interruptor propio, sin necesidad de desenergizar la línea. x En 138 kV existen cuatro líneas, un transformador de 138/13.8 kV, 12/16/20 MVA y un interruptor de transfererencia, en un arreglo de barra principal (BP) y barra de transferencia (BT). x En 13.8 kV se tienen cuatro alimentadores en un arreglo de barra principal (BP) y barra de transferencia (BT). B. Justificación del proyecto Debido a la necesidad de reubicar los equipos instalados en el edificio de generación que había sido vendido, CFE planeó hacer un proyecto de modernización completo de los esquemas de protección, control y medición de la subestación Nava (Fig. 2), tomando en cuenta las siguientes consideraciones: 75
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-11 x
www.uanl-die.net
Adquirir una caseta de control prefabricada, que incluyera gabinetes PCM, gabinetes de módulos de entrada/salida (E/S) distribuidos en el patio de la subestación (de intemperie), el sistema de supervisión y control local y los enlaces de fibra óptica requeridos.
CFE decidió especificar y licitar una caseta de control prefabricada para el proyecto de modernización por las siguientes razones: Consideraciones económicas. El costo del proyecto basado en una caseta prefabricada es mucho menor que la solución basada en la construcción de una nueva caseta de control de concreto, e incluso es menor que el costo de realizar la amplicación de la caseta de control existente. El proyecto de modernización en base a la caseta prefabricada significó un ahorro de alrededor del 40% en el costo total del proyecto, comparado con el costo de un proyecto tradicional para una subestación equivalente. La caseta de control incluye 12 secciones de racks de PCM (52 relevadores de protección y 11 medidores multifuncionales), dos secciones de racks para IHM local y equipos de integración (1 controlador de comunicaciones y 7 procesadores de comunicaciones), 20 gabinetes de módulos remotos de E/S (75 dispositivos), aproximadamente 4000 m de fibra óptica, accesorios, y los servicios asociados.
Fig. 1. Diagrama unifilar de la Subestación Nava (de la IHM local).
Espacio. Las soluciones en base a tableros PCM tradicionales incluyen una gran cantidad de accesorios y relevadores auxiliares, de manera que se requieren gabinetes con mayor espacio para alojarlos, o una cantidad mayor de gabinetes. Las gabinetes PCM tradicionales son más caros, pues contienen estos accesorios y relevadores auxiliares, que además son propensos a fallas que generalmente no se detectan de manera inmediata. Al eliminar estos accesorios y relevadores auxiliares, se reduce el espacio requerido por los gabinetes PCM. Al utilizar racks abiertos en lugar de gabinetes cerrados, se reduce el tamaño y costo de los mismos.
Fig. 2. Instalaciones de la Subestación Nava.
x
x x x
Necesidad de contar con una nueva caseta de control que permitiera alojar los nuevos tableros de protección, control y medición (PCM), así como el sistema integrado de supervisión y control. Las trincheras de la subestación estaban llenas de cables de control antiguos, que deberían ser remplazados para darle mayor confiabilidad al nuevo sistema. CFE quería reducir la cantidad de cables de control, remplázandolos por equipos y enlaces de fibra óptica para enviar señales y comandos. El nuevo sistema de protección, control y medición debería estar completamente instalado y funcionando para antes del 30 de Noviembre del 2004.
Tecnología. Haciendo uso de la tecnología más avanzada disponible en el mercado, es posible reducir la cantidad de cables de control de cobre utilizados para las señales, alarmas y controles. En lugar de cable de control (ver Fig. 3), se especificaron enlaces de fibra óptica y módulos remotos de E/S, eliminando con ellos los problemas ocasionados por interferencias electromagnéticas y de radiofrecuencia. Dentro de la caseta de control se hace un uso muy amplio de las capacidades de integración y comunicación de los dispositivos electrónicos inteligentes (DEIs); la mayor parte del intercambio de información entre equipos se realiza por medio de enlaces de comunicación digital, los que se están supervisando permanentemente y, en caso de fallos en los mismos, se emiten reportes.
CFE hizo una evaluación de las diferentes opciones disponibles en el mercado para determinar la alternativa tecnológica que le permitiera realizar la modernización en tiempo y presupuesto. CFE hizo una evaluación profunda en un tiempo muy corto; entre las alternativas que se consideraron para el desarrollo del proyecto de modernización se incluyeron: x x x
Construir una nueva caseta de control de concreto. Ampliar la caseta de control existente; en ella están alojados equipos de comunicaciones y una estación de operación de un sistema integrado existente. Modernizar la subestación en base a gabinetes PCM distribuidos en el patio de la subestación, adyacentes a los equipos, considerando un gabinete por equipo primario.
Puesta en servicio. Debido a que la Subestación Nava se encuentra en operación, y al compromiso de entregar el edificio de generación para el 30 de Noviembre del 2004, el 76
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-11
tiempo de puesta en servicio del sistema integrado de PCM era un tema extremadamente crítico. Una de las razones que CFE tomó en consideración para seleccionar la solución basada en una caseta prefabricada fue que esta podría reducir en más de un 50% el tiempo requerido para realizar los trabajos de puesta en servicio [1].
www.uanl-die.net
Diseñar e implementar esquemas de protección seguros, confiables y económicos en base a relevadores multifuncionales, módulos de E/S y procesadores lógicos. Utilizar al máximo las funciones de protección, control, monitoreo y comunicaciones que ofrecen los modernos relevadores de protección. Aplicar al máximo la nueva tecnología, sin demeritar la funcionalidad que ofrecen los sistemas PCM tradicionales. Diseñar una solución modular, flexible, confiable, expandible, con capacidad de agregar funcionalidad con el mismo equipamiento, económica, de la más alta calidad y que cumpliera las especificaciones del cliente. IV. DISEÑO DE LA CASETA DE CONTROL
Fig. 3. Cable de control sustituido por enlaces de fibra óptica.
Un aspecto fundamental del diseño de este proyecto fue la mejora de la calidad del sistema y la reducción del costo de la puesta en servicio. El sistema integrado se probó completamente antes de iniciar la puesta en servicio del mismo, incluyendo en las pruebas: alambrado interno de la caseta, lógica programada, enlaces de comunicaciones, sistema de cómputo e IHM, y enlace al nivel superior, entre otros. Estas pruebas de validación del sistema permitieron mejorar significativamente su calidad, reducir costos y hacer una mejor planeación para la puesta en servicio del mismo.
III. OBJETIVOS DEL DISEÑO DEL SISTEMA El equipo responsable del desarrollo del proyecto se planteó los siguientes objetivos: x
Desarrollar un diseño dual, robusto y tolerante a fallas, que permitiera: Eliminar puntos sencillos de falla, por medio de la aplicación de la dualidad. Esta característica brinda amplia seguridad en la operación del sistema. Eliminar los problemas de fallas por el uso de relevadores auxiliares, conmutadores y accesorios, en la medida de lo posible. Diseñar un sistema que se autoverifique continuamente y que responda inteligentemente a fallos de comunicaciones. x Mejorar la calidad y reducir el costo del proyecto [1]: Reducir el alambrado a campo. Probar completamente el sistema con simuladores digitales antes de la puesta en servicio del mismo. Reducir los trabajos de puesta en servicio, que generalmente implican altos costos. x Mejorar la seguridad del sistema y la manera de operar y administrar el sistema eléctrico: Implementar ampliamente lógicas de control de interbloqueos y permisivos. Desarrollar una interfaz humano-máquina (IHM) intuitiva y amigable para el operador. Incluir la lógica necesaria para aprovechar la dualidad del sistema de protección, control y medición. Proporcionar los mejores mecanismos y herramientas para el almancenamiento y administración de información histórica de alarmas y eventos, para hacer un buen análisis de fallas. Proporcionar la documentación adecuada para describir el diseño y la forma de auxiliar en la operación y resolución de problemas del sistema.
A. Caseta de control prefabricada Un reto importante durante el diseño fue colocar todos los equipos de protección, control y medición en una caseta prefabricada de un tamaño reducido, que pudiera ser transportada fácilmente. Las dimensiones de la caseta son, aproximadamente, 9 m de largo, 4 m de ancho y 3.4 m de alto. La caseta incluye una pequeña área de oficina al fondo de la misma. Cuenta con un sistema de aire acondicionado, formado por dos unidades de dos toneladas para la parte principal de la caseta y una unidad tipo ventana para el área de oficina. En la Fig. 4 se muestra la distribución física de los equipos dentro de la caseta de control. La apariencia física exterior e interior de la caseta se muestra en la Fig. 5. B. Secciones PCM Para aprovechar de la mejor manera el espacio disponible en la caseta de control, se utilizaron dos líneas de racks abiertos (sin puerta posterior, sin base y sin techo). Los racks se centraron en la caseta, dejando una separación a las paredes de la misma de aproximadamente 60 cm, y, entre las líneas de racks, de 125 cm. El equipo de protección, control y medición se montó en la parte frontal y se instalaron tablillas de conexión en las paredes laterales de los racks. El cableado hacia el gabinete de interfaz se hizo a través de charolas fijadas al techo. En este sistema se omitieron los blocks de prueba, debido a que las señales de disparo y los arranques de funciones se bloquean por medio de lógica programada. Para el bloqueo de las señales de corriente y
77
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-11 voltaje se utilizaron tablillas cortocircuitables y termomagnéticos respectivamente. Los gabinetes centralizadores delimitan claramente la frontera entre los equipos de la caseta de control y los equipos primarios de la subestación. Las señales de disparo a la Bobina 1 del interruptor, cierre, control y alarma se envían a través de enlaces de fibra óptica hacia los módulos de E/S. El disparo a la Bobina 2 y las señales de corriente, voltaje y alimentación son las únicas señales conectadas a los equipos primarios por medio de cables de control de cobre. La IHM local hizo posible eliminar equipos, como cuadros de alarmas, que de otra manera hubiesen requerido espacio en los racks. El uso de relevadores de protección y medidores basados en microprocesadores, hizo posible reducir significativamente el espacio requerido.
www.uanl-die.net
Fig. 7 muestra la arquitectura general del sistema. Las funciones más importantes que desempeña el sistema de protección son: x
Detección de fallas en el sistema eléctrico - Relevadores del Sistema 1. - Relevadores del Sistema 2, en caso de que aplique. x Interrupción/disparo por fallas en el sistema eléctrico - Disparo del interruptor por Sistema 1. - Disparo del interruptor por Sistema 2. x Controles, señalización y alarmas - Sistema 1 a IHM local y al SCADA. - Sistema 2 a IHM local. x Lógica de interbloqueo y permisivos de operación - Procesadores lógicos del Sistema 1. - Procesadores lógicos del Sistema 2.
C. Sistemas auxiliares de alimentación El sistema de alimentación de CA existente en la subestación Nava se utilizó para la nueva caseta de control. El sistema de alimentación de CD es completamente redundante. Se tiene doble alimentación de CD de los sistemas de bancos de baterías existentes al gabinete de distribución, que cuenta con un sistema de interruptor de enlace para brindar mayor confiabilidad al sistema. Para evitar puntos sencillos de falla se distribuyeron cuidadosamente los circuitos de protección y control en las secciones correspondientes al Sistema 1 y al Sistema 2 del gabinete de distribución.
A. Validación de la información de campo La adquisición de la información es extremadamente importante, ya que de ello depende el correcto funcionamiento de los sistemas de protección y control [1]. Un diseño tradicional requeriría la inclusión de conmutadores y relevadores auxiliares para cada circuito, y, por tanto, requeriría la implementación de lógicas de interbloqueo alambradas. Si algún contacto auxiliar se encuentra en un estado incorrecto o funcionando inapropiadamente, esto podría no ser detectado oportunamente. El riesgo que se corre en este caso es que el sistema puede tener un problema oculto, que puede resultar en operaciones incorrectas o en la no ejecución de operaciones. Bajo estas consideraciones, el uso de un sistema completamente integrado, basado en un diseño de sistema dual, tiene ventajas muy significativas. Cada punto de señalización o alarma se adquiere tanto por el Sistema 1 como por el Sistema 2. Cada señal o alarma se intercambia, a través de los procesadores lógicos, con cada circuito y lógica de interbloqueo que lo requiera. El estado de cada punto se valida permanentemente por medio de la IHM, que verifica la congruencia de la información recuperada por los dos sistemas. La adquisición de señales validadas en base a un sistema de adquisición de datos dual, tiene varias ventajas: 1. Todos los sistemas individuales operan consistentemente. 2. Si uno de los sistemas reporta problemas con la señalización adquirida, genera una alarma de manera inmediata y el problema puede ser atendido y corregido oportunamente, antes de que esa condición provoque una operación incorrecta. 3. Debido a que la información de las señales adquiridas y validadas se utiliza tanto en los equipos de protección, como para señalización en la IHM local y el SCADA remoto, los problemas de validación de información aparecen inmediatamente y se pueden resolver oportunamente. 4. Al reducir el número de conmutadores y relevadores auxiliares, que son propensos a fallas, se mejora la confiabilidad del sistema [2].
Fig. 4. Caseta de control de la Subestación Nava.
Fig. 5. Apariencia de la caseta de control de la Subestación Nava.
V. DISEÑO DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN Los sistemas de protección y control tienen una arquitectura de sistema dual. A través del diseño del sistema en base a un arreglo de esquemas duales (Sistema 1 y Sistema 2), se logró implementar un sistema robusto y tolerante a fallas, con características de auto-supervisión continua. La 78
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-11 B. Descripción técnica del sistema de protección Las líneas de 230 kV y 138 kV tienen un esquema de protección dual, con un relevador asociado al Sistema 1 y otro al Sistema 2. El relevador del Sistema 1 proporciona las funciones de protección, recierre automático, verificación de sincronismo, fallo de interruptor, control local por IHM y remoto por SCADA. El relevador del Sistema 2 proporciona las mismas funciones, excepto el control remoto por SCADA. Las líneas de 230 kV tienen lógica de disparo y recierre monopolar. El resto de los circuitos tiene lógica de disparo tripolar. En la Tabla I se dan detalles de las funciones del sistema de protección. Los transformadores cuentan con protección diferencial de transformador (87T) por Sistema 1 y Sistema 2. Cada sistema se alimenta de una sección independiente del gabinete de distribución de CD, a través de una trayectoria de disparo independiente, para eliminar problemas asociados a puntos sencillos de falla. Los relevadores multifuncionales proporcionan muchas salidas para disparo y tienen la capacidad de implementar lógica programable avanzada para manejarlas; al hacer uso de esta característica en el diseño del sistema integrado PCM, se mejoró la confiabilidad y desempeño del sistema. Cada relevador puede disparar directamente el interruptor asociado para fallas dentro de su zona de protección; de esta manera se eliminan puntos potenciales de fallas. Adicionalmente, los diagramas esquemáticos de los circuitos de disparo son muy sencillos (ver Fig. 8). La lógica de interbloqueo determina el interruptor (principal o de transferencia) que debe ser disparado, dependiendo de la configuración presente en el sistema de protección; esta lógica se implementa completamente a través de ecuaciones lógicas programables, y se valida permanentemente a través de las funciones de VI. autodiagnóstico.
x x x
x x x
www.uanl-die.net
Se utilizan relevadores con función de autodiagnóstico. Se vigila el estado operativo de los relevadores, supervisando el estado del contacto de alarma de los mismos. Cada circuito de interruptor y de relevador de bloqueo sostenido incluye la supervisión del circuito de disparo, y se genera una alarma por pérdida de CD en el circuito, o por bobina de disparo abierta. Todos los enlaces de comunicaciones se supervisan para detectar fallas en los mismos. Gran parte de la lógica de control se implementa por lógica programable, que se supervisa por la función de autodiagnóstico del propio DEI. Los circuitos de disparo y cierre por protección son los mismos que los circuitos de control manual, de tal manera que estos contactos y el cableado se verifican cada vez que el circuito es operado.
Fig. 6. Gabinetes tipo intemperie con módulos remotos.
DISEÑO DEL SISTEMA DE CONTROL (IHM+SCADA)
El sistema de control utiliza, como parte fundamental para la adquisición de datos, la información disponible en los equipos de protección y medición. Toda la información llega de los DEIs a los procesadores de comunicaciones, que actúan como servidores para su cliente, el controlador de comunicaciones. En la Fig. 7 se muestran los detalles de la arquitectura del sistema de control. El sistema de control diseñado proporciona diferentes rutas para el control y supervisión de la Subestación Nava. La primera ruta es la botonera del relevador. La segunda es la IHM local, instalada en la caseta de control prefabricada, que permite la supervisión y control de los equipos, incluyendo la operación sobre interruptores y cuchillas, la habilitación de funciones de protección y control (v. gr. 79, 81, DTD, DTL), y el cambio de grupo de ajustes en los DEIs de protección. La tercera trayectoria es el sistema SCADA, que reside en la Subárea de Control Río Escondido (SACRE). La interfaz del sistema de control de la caseta de control se realiza a través de un sistema SICLE, desde el cual también se tiene control de la subestación; la información hacia el SCADA se envía por medio de un enlace de comunicaciones del controlador de comunicaciones al SICLE. El operador de la SACRE supervisa la información más importante para la operación de la Subestación Nava, que corresponde a un
C. Los procesadores lógicos manejan toda la lógica de interbloqueo Los procesadores lógicos permiten escribir las lógicas de control e interbloqueos de los equipos a controlar, v. gr. interruptores y cuchillas. Casi todos los módulos remotos de E/S instalados en los gabinetes de intemperie se comunican a los procesadores lógicos (ver Fig. 6). Utilizan un protocolo de comunicaciones de protección que permite intercambiar información con los relevadores y permite también la comunicación entre relevadores. Estos procesadores se encargan de manejar la lógica de las funciones de bloqueo sostenido (86B, 86T) de manera digital, ya que se eliminan los dispositivos electromecánicos para esta función. Se tiene indicación visual de los 86 por medio de una lámpara. D. Característica de autodiagnóstico continuo Adicionalmente al uso de sistemas duales independientes y a la supervisión continua de la congruencia de los estados entre los dos sistemas, se tienen otras características de autodiagnóstico en el sistema. El objetivo es supervisar y generar alarmas por problemas que ocurran en cualquier parte del sistema [1]. Así por ejemplo: 79
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-11 x
subconjunto de la información disponible localmente, con el fin de optimizar la comunicación y adquisición de datos. Para el diseño del sistema de control se tuvieron en cuenta algunos requerimientos obligatorios, tales como: x Proporcionar un sistema óptimo en cuanto a costo, características funcionales, flexibilidad, confiabilidad, y la habilidad de migrar a nuevas tecnologías en caso de ser necesario. x Incrementar la confiabilidad, al reducir la cantidad de dispositivos utilizados, así como utilizar DEIs altamente confiables y con capacidad de autodiagnóstico para detectar y corregir rápidamente condiciones anormales de operación. x Desarrollar un sistema dual, redundante, que brinde seguridad y validación de integridad de la información recolectada; con esto se eliminan los puntos sencillos de fallas. x Desarrollar una interfaz de usuario completamente gráfica, intuitiva y de fácil operación. x Integrar completamente los equipos de protección, medición, automatización y control. x Administrar los ajustes de los DEIs de protección y de medición y de los reportes oscilográficos de eventos. x Explotar al máximo las capacidades de los DEIs y reducir la duplicidad de funciones en la subestación. x Desarrollar un esquema de seguridad basado en grupos funcionales, para permitir/bloquear ciertas funciones en el sistema IHM local. x Proporcionar información a los diferentes usuarios de datos, como la IHM local, el sistema SCADA y el personal de ingeniería, por medio de acceso remoto a través de la red Ethernet. x Capacidad para probar completamente la base de datos hacia el SCADA, por medio de simulación de los puntos supervisados, sin afectar la operación. x Contar con herramientas de diagnóstico para visualizar la información en diferentes partes del sistema y que permitan resolver rápidamente cualquier problema.
www.uanl-die.net
Un procesador de comunicaciones se utiliza para funciones especiales, como: acceso de ingeniería a los equipos de protección, recuperación de oscilografía de los relevadores de protección y administración de ajustes de los relevadores de protección.
B. Controlador de comunicaciones El controlador de comunicaciones (ver Fig. 7) es responsable de adquirir la información de los procesadores de comunicaciones y de los medidores multifuncionales; adicionalmente, es el responsable de proveer la información a la IHM local y al sistema SCADA. Algunas de las funciones que tiene asignadas son: x Recuperación de información de los procesadores de comunicaciones, a través de enlaces de comunicaciones con protocolo DNP 3. x Recuperación de información de los medidores multifuncionales, a través de enlaces de comunicaciones con protocolo DNP 3. x Brindar información a la IHM local, a través de enlaces de comunicaciones por medio de los protocolos DNP 3/Ethernet y OPC. x Brindar información al sistema SCADA por medio de un enlace de comunicaciones con protocolo DNP 3 y otro con protocolo Harris 5000. x Escalar o normalizar la información analógica para su envío al sistema SCADA. x Escalar o estandarizar la información digital para cumplir con los requerimientos del sistema SCADA en cuanto al tipo de contacto reportado (a/b). C. Funcionalidad de la IHM local La IHM proporciona las siguientes funciones de supervisión y control: x Control de interruptores y cuchillas. x Habilitación de funciones de protección. x Restablecimiento de bloqueos por 86. x Verificación de consistencia de la información adquirida del Sistema 1 y del Sistema 2; ambos sistemas deben reportar la misma condición operativa [1]. El sistema de control señaliza condiciones de inconsistencia a través de los colores de la representación gráfica de la IHM. x Verificación de congruencia de la información proveniente del mismo sistema; por ejemplo, para interruptores y cuchillas se adquiere la señalización de contacto tipo “a” y tipo “b”, es decir, señalización dual. En caso de que el sistema identifique condiciones incongruentes, el sistema de control oculta el elemento que representa de manera gráfica el equipo correspondiente. x Supervisión permanente del estado de los enlaces de comunicaciones [1] y reporte de condiciones anormales; el sistema representa de manera gráfica el estado operativo de los enlaces de comunicaciones y las variables asociadas.
A. Procesadores de comunicaciones Los procesadores de comunicaciones permiten concentrar los datos analógicos y digitales de diversos dispositivos microprocesados, así como crear una base de datos, la cual se distribuye al controlador de comunicaciones. El sistema integrado de la Subestación Nava utiliza siete procesadores de comunicaciones. Entre las funciones que realizan se encuentran [1]: x Tres procesadores de comunicaciones adquieren la información de los DEIs de protección del Sistema 1. Este conjunto de procesadores de comunicaciones envía su información al controlador de comunicaciones (para la IHM y SCADA, ver Fig. 7). x Tres procesadores de comunicaciones adquieren la información de los DEIs de protección del Sistema 2. Este conjunto de procesadores de comunicaciones envía su información al controlador de comunicaciones (para la IHM, ver Fig. 7). 80
ARQUITECTURA GENERAL - CASETA DE CONTROL SUBESTACIÓN NAVA - Supervisión - Control - Administración de Ajustes - Recuperación Oscilografía - "Almacén" de Datos - Datos de Sistema 1 y 2
Interfaz Humano Máquina Sistema de Energía (Inversor CD/CA)
CONTROLADOR DE COMUNICACIONES
- Base de Datos TR de Subestación - Servidor de datos a SCADA e IHM - Cliente de Concentradores de Datos
- Recuperación de Oscilografía - Acceso Transparente / Ingeniería - Supervisión de la subestación
SEL
PROCESADOR DE COMUNICACIONES
RELEVADOR SEL
PROCESADOR LÓGICO
MEDIDOR
MEDIDOR
MEDIDOR
MEDIDOR
- Cliente SCADA
AL SISTEMA SCADA PROT. HARRIS 5000
- Cliente SCADA
RELEVADOR SEL
SEL
- Entradas/Salidas - Interbloqueos - Permisivos - Recolección de Datos de Campo - Interfaz de Control - Entradas y Salidas
AL SISTEMA SCADA PROTOCOLO DNP 3
PROCESADOR DE COMUNICACIONES
SEL
- Protección - RSE -Oscilografía
SISTEMA 1
RED WAN CFE
TCP/IP
Reloj GPS
TCP/IP
TCP/IP
Switch Ethernet
- Supervisión Remota - Control Remoto - Explotación de Información
MEDIDOR
MEDIDOR
MEDIDOR
MEDIDOR
Módulos de E/S
SEL
PROCESADOR LÓGICO
SEL
Módulos de E/S
MEDICIÓN Fig. 7. Arquitectura general del sistema integrado.
81
SISTEMA 2
Fig. 8. Diagrama esquemático del circuito de disparo.
82
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-11 D. Adquisición de datos El sistema proporciona la siguiente información a la IHM local y al sistema SCADA, aprovechando para ello la información disponible en los DEIs [1]: x Estado de los interruptores, cuchillas, funciones de protección y grupo de ajustes activos. x Potencia activa, reactiva y factor de potencia. x Estado operativo del recierre (habilitado/bloquedo). x Alarmas de los equipos de la subestación, v. gr., fallo de interruptor, resorte descargado, estado de bobinas de disparo y de relevadores de bloqueo sostenido. x Estado de los enlaces de comunicaciones.
www.uanl-die.net
F. Funciones no convencionales del sistema IHM El sistema de control proporciona información que ayuda significativamente en el análisis, la administración y la comprensión del comportamiento del sistema eléctrico de la Subestación Nava.
E. Representación gráfica de la subestación en IHM local Algunas pantallas de la IHM de la Subestación Nava son: x Diagrama unifilar animado dinámicamente (Fig. 9). x Pantalla de control de interruptor (ver Fig. 9). x Diagrama unifilar de protección. x Diagramas de comunicaciones animados. x Pantalla de alarmas activas e históricas. x Pantalla de condiciones climatológicas y condiciones generales de la subestación (ver Fig. 10). x Pantallas tabulares de parámetros analógicos. x Pantallas tabulares de alarmas digitales. x Pantalla de tendencias y gráficas de comportamiento.
Fig. 10. Pantalla de reportes e información de la subestación.
Algunas de las funciones no tradicionales [2,3] que el personal de CFE utiliza en el sistema son: 1.
A través de estas pantallas el operador conoce en tiempo real las condiciones operativas de la Subestación Nava.
2.
3. 4.
Fig. 9. Pantalla de diagrama unifilar y de control de interruptor.
5.
Durante el diseño del sistema se tuvieron algunos retos y decisiones importantes para representar la información de manera apropiada en la IHM, entre ellos: x ¿Representación de inconsistencia de la información? x ¿Representación de incongruencia de la información? x ¿Representación de tabulares de alarmas, S1 y S2? x ¿Mandos de control a ambos sistemas, o sólo uno?
6.
7.
Las respuestas a estas preguntas se dieron de manera consensada entre el personal de la CFE y el personal del fabricante de la caseta de control.
83
Distribución de la señal de sincronía IRIG-B. Es muy importante que los equipos tengan una misma referencia de tiempo, sobre todo para analizar fallas del sistema eléctrico. La Subestación Nava cuenta con un reloj receptor GPS, y los procesadores de comunicaciones redistribuyen la señal de sincronía a los DEIs existentes. Adquisición de datos con estampa de tiempo. Los DEIs tienen la habilidad de reportar los cambios de estado con estampa de tiempo con resolución de un milisegundo, lo que es muy importante para conocer la secuencia real de operación de la subestación. Adquisición de datos climatológicos de la subestación. Proporciona información de las condiciones del clima para propósitos estadísticos. Reporte de eventos oscilográficos. Los reportes oscilográficos se recuperan de manera automática y se almacenan en el disco duro de la IHM. Los reportes oscilográficos son muy importantes para realizar el análisis de los disturbios o fallas en el sistema eléctrico. Acceso en línea a los manuales de los equipos. Proporciona acceso directo e inmediato a la información técnica de los DEIs del sistema integrado de PCM. Acceso a la información de medición a través de la red corporativa. El sistema integrado se encuentra enlazado a la red corporativa de CFE, de manera que el personal de medición accede a la información de los medidores de la subestación sin necesidad de trasladarse al sitio. Administración de ajustes de protección y medición. El sistema integrado proporciona herramientas para realizar la revisión o cambio de ajustes en los DEIs de protección y de medición que lo conforman.
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-11 TABLA I.
Funciones
Esquema de Protección
www.uanl-die.net
FUNCIONES DE PROTECCIÓN E INFORMACIÓN OPERATIVA (* = DUALIDAD EN FUNCIÓN, # = REDUNDANCIA EN FUNCIÓN).
Líneas 230 kV
Transferencia 230 kV
Líneas 138 kV
Transferencia 138 kV
Transformador 230/138 kV
Transformador 138/13.8 kV
Alimentador 13.8 kV
21/21N * 67/67N* POTT* DTD* DTL* 79 # 25/27 * 50FI * 86FI *
25/27 87B 86B
21/21N * 67/67N* POTT* DTD* DTL* 79 # 25/27 * 50FI * 86FI *
25/27 87B 86B
51NT * 50FI AT * 51F AT * 51F/N BT * 50FI BT * 86FI * 87T * 86T *
51NT 25/27 50/51 F/N 51F * 50FI * 86FI * 87T * 86T *
50/51 F/N 79 81 50FI 86FI Automatismos
Medición Estado de interruptores Estado de cuchillas Alarmas de interruptores Mando local Mando remoto Registro secuencial de eventos Oscilografía
84
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-11 VII. ASPECTOS ADICIONALES DEL PROYECTO
www.uanl-die.net
en las pruebas se verificó el comportamiento del sistema integrado ante fallas de los componentes.
Otros aspectos muy importantes para el desarrollo exitoso del proyecto fueron: 1. Documentación del sistema [1]. El objetivo de diseño para la documentación del sistema fue proporcionar un paquete de documentación muy completo, que permitiera entender y mantener el sistema fácilmente. 2. Implementación del sistema [1]. El éxito de la ejecución del proyecto dentro de presupuesto y tiempo, implicó no sólo un buen diseño, sino también una muy buena implementación. Algunas de las etapas del proyecto fueron: a) Diseño preliminar y revisión; b) Diseño detallado, revisión y aprobación; c) Fabricación del sistema integrado de PCM; d) Escenificación y pruebas del sistema; e) Pruebas de aceptación; f) Preparativos en campo; g) Instalación del sistema; h) Puesta en servicio e i) Capacitación. 3. Puesta en servicio del sistema. Una vez colocada la caseta en campo, los trabajos de puesta en servicio del sistema completo tomaron únicamente 13 días. El equipo de puesta en servicio estaba integrado por un grupo multidisciplinario. Este grupo estaba formado por personal de CFE y del fabricante de la caseta, incluyendo: x Ingenieros de protección. x Ingenieros de automatización y control. x Ingenieros de medición. x Personal administrativo. x Personal operativo de la SACRE.
VIII. CONCLUSIONES Al aprovechar las capacidades de los modernos DEIs en el desarrollo de proyectos de sistemas integrados de PCM se tiene un impacto significativo en el costo, calidad, tiempo de desarrollo y confiabilidad del sistema. Un diseño como el presentado en este artículo, que fue desarrollado para la Subestación Nava, permite construir el sistema y probarlo completamente antes de ser enviado al sitio. El uso de módulos de E/S con enlaces de comunicaciones de fibra óptica reduce los requerimientos de espacio para cableado, dentro y fuera de la caseta de control. Un sistema integrado de PCM diseñado apropiadamente, como el de la Subestación Nava, puede aprovechar al máximo los conceptos de dualidad, autodiagnóstico, verificación de consistencia y congruencia de la información. Este sistema tiene características muy importantes, tales como: x Contiene sistemas duales: no hay puntos sencillos de falla. x El uso de fibra óptica y módulos de E/S reduce el cableado de control y elimina problemas asociados a inducción, interferencia y elevaciones de voltaje. x Supervisa continuamente el estado operativo del sistema, la consistencia y la congruencia de la información. x La adquisición dual de la información permite eliminar problemas ocultos del sistema. x La buena planeación, el buen diseño y desarrollo, y la buena implementación del sistema, conducen al éxito en la ejecución del proyecto. x Un sistema como el de la Subestación Nava proporciona ahorros significativos en: costo del proyecto, tiempo de puesta en servicio, entrenamiento, análisis de fallas y costos operativos asociados y mantenimiento. x Una estrecha relación de trabajo entre el cliente y el proveedor ayudan a desarrollar un sistema que satisfaga las necesidades del cliente.
Un paradigma que se tuvo que romper corresponde a las áreas de responsabilidad que existen en la organización de la CFE. Con esta nueva tecnología y sistema, la frontera entre protección y control se elimina, ya que los DEIs multifuncionales realizan tareas de ambas especialidades; sin embargo, los procesadores de comunicaciones son el elemento que delimita las áreas de responsabilidad. La revisión de las lógicas de operación se realizó de manera conjunta entre personal de la especialidad de protecciones y de la especialidad de control/automatización; esto implica una mayor coordinación y un mejor trabajo en equipo entre especialidades. Esta revisión permitió explorar los diferentes escenarios del sistema, desde dos puntos de vista diferentes. 4. Pruebas del sistema y documentación de las mismas. Algo muy importante en esta etapa fue la generación de reportes de pruebas y evidencias del desempeño del sistema durante las diferentes pruebas y condiciones. El personal de CFE preparó toda la logística para las pruebas del sistema, coordinando al personal y obteniendo las licencias de trabajo necesarias. Durante estas pruebas se verificó la funcionalidad y operatividad del sistema completo, incluyendo protección, medición, control y adquisición local (IHM), y control y adquisición remota (SCADA);
Las lecciones aprendidas en el desarrollo de este proyecto se están utilizando para la definición y especificación de nuevos proyectos de modernización de subestaciones y para proyectos de nuevas subestaciones. IX. REFERENCIAS [1]
[2] [3]
85
M. Thompson, M. López, D. González, J. Ayala, N. Juárez, G. Pérez, y J. Villaverde “Fault-Tolerant Integrated Protection and Control System for KM20 Substation Modernization Project”, Décimooctava Reunión de Verano de Potencia del IEEE Sección México, Acapulco, Gro., Julio 2004. G. Scheer y R. Moxley, “Digital Communications Improve contact I/O Reliability”, Schweitzer Engineering Laboratories, Inc., 2005, disponible en www.selinc.com. J. Díaz, D. Sánchez y D. González, “Sistemas PCYM Integrados en Base a Relevadores Multifuncionales y Procesadores de
VI I I S im p os i o I ber o am er ic an o so br e Pr ot ec ci ó n d e Si st em as E lé ct r ic os de Po t enc i a SIPSEP-06-11
www.uanl-die.net
Sergio David González Cantú se graduó de Ingeniero en Control y Computación en la Facultad de Ingeniería Mecánica y Eléctrica (FIME) de la Universidad Autónoma de Nuevo León en 1983. De Enero a Junio de 1984 tomó el Curso de Preparación de Ingenieros de Nuevo Ingreso a CFE. De Junio de 1984 a Diciembre de 1988 fue Jefe de Oficina de Protecciones de la Subárea de Transmisión y Transformación Monterrey de CFE. De Diciembre de 1988 a Septiembre de 1994 fue Jefe del Departamento de Protecciones de la Subárea de Transmisión y Transformación Río Escondido de CFE. Desde Septiembre de 1994 trabaja en la actual Subgerencia de Protección y Medición Noreste de CFE, donde ha ocupado los cargos de Jefe del Departamento de Estudios y Análisis (1994-2004) y Jefe del Departamento de Protecciones a partir de 2005.
Comunicaciones”, Décimooctava Reunión de Verano de Potencia del IEEE Sección México, Acapulco, Gro., Julio 2004.
X. BIOGRAFÍAS David Sánchez Escobedo se graduó de Ingeniero Electricista en la Facultad de Ingeniería Mecánica, Eléctrica y Electrónica (FIMEE) de la Universidad de Guanajuato en 1994. De 1994 a 1998 se desempeñó como Jefe de Oficina de Protección y Medición en CFE-Área de Transmisión y Transformación Occidente. De 1996 a 1998 cursó estudios de Postgrado en Ingeniería Eléctrica en la Universidad de Guadalajara. En 1998 se desempeñó como Profesor en la Universidad Autónoma de Guadalajara. De 1998 a 2000 trabajó en la empresa INELAP-PQE como Ingeniero de Diseño de Sistemas de Protección. Desde Septiembre de 2000 trabaja como Ingeniero de Protecciones en Schweitzer Engineering Laboratories, S. A. de C. V. Su trabajo incluye el diseño de sistemas de protección e impartición de cursos a ingenieros de empresas eléctricas y la industria. Rey David González Barrios se graduó de Ingeniero en Sistemas Electrónicos en el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey en 1993. Ingresó a Video y Computación Nacional, S.A. de C.V., donde desempeñó el cargo de Ingeniero de Desarrollo de Software para sistemas SCADA e Ingeniero de Puesta en Servicio. De 1998 al 2000 trabajó en INELAP-PQE, donde desempeñó los cargos de Ingeniero de Integración y Automatización y Gerente de Departamento de Integración y Automatización. Desde el 2000 trabaja para Schweitzer Engineering Laboratories, S.A. de C.V., donde desempeña el cargo de Ingeniero de Automatización, en Monterrey, N. L. Su trabajo incluye el diseño de sistemas integrados, soporte técnico y capacitación, puesta en servicio y consultoría en temas de integración de sistemas.
Gerardo Manuel Robledo Leal se graduó de Ingeniero en Control y Computación en la Facultad de Ingeniería Mecánica y Eléctrica (FIME) de la Universidad Autónoma de Nuevo León en 1989. De 1989 a 1990 se desempeñó como Ingeniero Sustituto en la Subgerencia Regional de Transmisión Noreste. De 1990 a 1997 se desempeñó como Jefe de Oficina de Protección y Medición en la Subárea de Transmisión y Transformación Monterrey. Desde 1997 se desempeña como Jefe del Departamento de Medición de la Subgerencia de Protección y Medición de la GRTNE.
Carlos Mariano Robledo Leal se graduó de Ingeniero en Control y Computación en la Facultad de Ingeniería Mecánica y Eléctrica (FIME) de la Universidad Autónoma de Nuevo León en 1995. De 1995 a 1999 se desempeñó como Supervisor de Protecciones en CFE- Zona de Distribución Nuevo Laredo; de 1999 a 2001 se desempeñó como Jefe de Oficina de Protección y Medición en CFE, Subárea de Transmisión y Transformación Río Escondido; desde Agosto de 2001 se desempeña como Jefe de Departamento de Protección y Medición en CFE, Subárea de Transmisión y Transformación Río Escondido. Su trabajo incluye la administración, mantenimiento y nuevos proyectos en la especialidad de protecciones para las subestaciones eléctricas bajo su responsabilidad. Enrique Valdez Sandoval se graduó de Ingeniero Electricista en la ESIME del Instituto Politécnico Nacional en 1970. De 1971 a 2000 trabajó en la CFE en el área de protecciones, ocupando de 1983 a 2000 el puesto de Subgerente de Protecciones del Área de Transmisión Noreste. De Marzo de 2002 a Mayo de 2002 estuvo contratado como asesor por la empresa Voltrak, S.A. de C.V. en el proyecto de la Planta de Generación Tractabel. En el 2002 ingresó a Schweitzer Engineering Laboratories S. A. de C. V. donde desempeñó el puesto de Ingeniero de Casetas de Control hasta el 2005. Actualmente ocupa el puesto de Director de Operaciones. Raúl Jorge Cavazos Caballero se graduó de Ingeniero en Electrónica y Comunicaciones en la Facultad de Ingeniería Mecánica y Eléctrica (FIME) de la Universidad Autónoma de Nuevo León en 1984. Desde Agosto de 1984 trabaja en CFE-Gerencia Regional de Transmisión Noreste, adscrito a la Subárea de Transmisión y Transformación Río Escondido, donde se ha desempeñado como Técnico en Protección y Medición de 1984 a 1987, y Jefe de la Oficina de Control de 1987 a 1989. Desde 1989 se desempeña como Jefe del Departamento de Control, atendiendo las especialidades de Automatización y Electrónica de Potencia. Su trabajo incluye la evaluación, puesta en servicio, diagnóstico y mantenimiento de sistemas SCADA. José Juan Luna Guzmán se graduó de Ingeniero Mecánico Electricista en la Facultad de Ingeniería Mecánica y Eléctrica (FIME) de la Universidad Autónoma de Nuevo León en 1981. De 1981 a 1986 se desempeñó como Inspector de Transmisión en el Departamento de Protecciones de la Zona de Transmisión Monterrey. De 1986 a 1997 se desempeñó como Jefe del Departamento de Protección y Medición en la Subárea de Transmisión y Transformación Reynosa. De 1997 a 2000 se desempeñó como Jefe del Departamento de Protección de la Subgerencia de Protección y Medición. Desde Mayo del 2000 se desempeña como Subgerente de Protección y Medición en la GRTNE.
86
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-13
www.uanl-die.net
Fast Open Line Detection Supervises the Integrity of Power Transmission Corridors B. Kirby, Member IEE, S. H. Richards, Member IEE, I. Kamwa, Fellow Member IEEE, R. Grondin, Senior Member IEEE, M. Rousseau, D. Paré Member IEEE
Loss of a transmission line is an example scenario that carries such risk. Especially where systems are weaklyinterconnected, or the lost line is associated with a major source of generation or a load centre, the risk is heightened. Possible outcomes if no remedial action is initiated could include: x Overloading of adjacent parallel circuits. x Restricted loadability for the power corridor (due to a reduction in the number of paralleled lines in service). x Power swinging as the load angle increases, possibly unrecoverable if the generation-load balance is not restored to equilibrium. x Ferranti-effect overvoltages for lines which have tripped at one end only. x Disruption in reactive power flows. For example, if the lost line were long, it was previously acting as a source of capacitive VArs. x Self-excitation of a generator connected to a radial line opened at the remote end. x Ferroresonance or harmonic resonance, where transformer or reactor windings remain connected to an isolated line. For this reason it is necessary to know when a circuit breaker has opened, not just at the local line terminal, but also at the remote end too.
Abstract— Modern power systems are operating nearer to their stability limits, in order to meet the increased demands from a deregulated market. In order to operate closer to these limits, fast discriminatory protection is required to detect and react quickly to changes in the power system. Detection of changes in system topology is a strategic function for utilities, which allows them to plan their system defence for severe contingencies such as a loss of corridor situation. This paper describes a new protection device that has been developed in conjunction with Hydro-Québec, the theory and characteristics of this device and its application in a power system environment. Index Terms— Open line detection, topology change detection, power system stability, fuzzy-logic based protection.
I. INTRODUCTION Power systems are operated to withstand normal contingencies and standard protection relays are designed to handle these usual events. On the other hand, severe or extreme contingencies involving cascaded events such as multiple line outages will require system level protection actions to preserve stability or to avoid damage on expensive transmission equipment. In general, such contingencies will result in significant topology changes and affect the power system equilibrium. Remedial actions such as generator rejection and/or load shedding are often required to bring the system back to a new equilibrium. Switching into service of surge arrestors to prevent Ferranti-effect overvoltages may also be required. In such a context, monitoring of the network topology is a strategic function to consider in the design of modern defence plans. To be efficient, it needs to be fast, reliable and secure. Its effectiveness will be decisive to avoid system wide power failures under extreme contingencies. In a customer/supplier partnership, a new device has been developed which provides the characteristics and performance utilising industry standard hardware. This collaboration began in 2002, with Hydro Québec’s requirements used to develop the DLO (Open line detector) on Areva T&D’s latest protection relay platform.
III. HYDRO-QUÉBEC 735KV LINE SCENARIO
II. WHY THE NEED TO DETECT A LINE OPEN CONDITION? System operators and automatic remedial action schemes need real-time data on changes in system topology that could affect the stability or loadability of the network.
Fig. 1: Typical CT and VT inputs for the DLO 95
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-13
www.uanl-die.net
The data captured from CT/VT inputs has a resolution of 16 bits, three channels as voltage inputs, six channels for current inputs and three extra channels being dedicated as voltage rail checks. The voltage rail checks are a self-monitoring feature to verify the integrity of the analogue to digital converter.
Figure 1 shows a typical line end configuration for the Hydro Québec transmission system. In this example, the substation is double bus, with a shunt reactor at the end of the line. Due to the location of the CTs, their output needs to be summed (note 1) to measure the phase currents flowing into the protected circuit. As the reactor is installed within the protected circuit, the phase currents also need measurement, allowing the overall current in the line only to be determined. The same DLO arrangement is repeated at the remote line terminal.
Kalman-Filter Based Phasors
DLO Flag Output
Vp(fn)
Logic Fu nd amental
Open - Line Detection Pre-processor
V(dc)
Line voltage
IV. DLO PERFORMANCE REQUIREMENTS
Vn(fn)
{iaCT, ibCT, icCT}
A. Speed: The DLO must detect any change in the line status in 35 ms or less. This response time includes the effect of the DLO internal filters, the delay of its output contacts and the magnetising discharge of the current transformers.
Line currents
Anti-alias filter
{i i
Sampling rate: 32points/cycle
i }
aS, bS, cS
dc Ip(fn) In(fn)
Inductance currents
FUZZY LOGIC ENGINE
{va, vb, vc}
I(dc)
Fig. 2: DLO algorithm functional block Next a Clarke Transform(2) is performed on the 3 phasors to convert them into orthogonal vectors: 1 ª 1 º (1) 1
The shunt reactor current is required to avoid a false detection when the line disconnector is open while the line breakers are closed feeding the shunt reactor. The line could then erroneously be considered as closed.
ª « « « ¬«
B. Reliability: The DLO must detect the line status for the following events: x line opening at remote end x line closing at local end when already open at remote end x line closing or opening with a shunt reactor connected
fĮ º
» f » ȕ » f Ƞ ¼»
« « 2 « «0 3 « « 1 « 2 ¬
2
3 2 1 2
2
»
» ª fa 3 » « x « f 2 » « b » 1 » ¬ fc
º » » » ¼
2 »¼
Then using the Space Phasor equation we get: fs
C. Security: False detection must be avoided in the following situations: x low or very low power transfer on the monitored line x distortion on line voltages and currents during faults x fast variations in the power flow x reversal of power flow x power swings x presence of sub-synchronous resonance resulting from the parallel combination of shunt reactors and series capacitors x presence of harmonics
where
fD jf E
2
ª fa pfb p 2 fc º ¼ 3 ¬
(2)
1 3 p j 2 2
These vectors are used as the inputs into the Kalman filter (1, 3), a state based predictor corrector algorithm which performs filtering on these vectors to provide the required data for the processing unit. Even if many factors advocate use of the Kalman filtering in general, its superiority, in the present application, over the Discrete Fourier Transform (or similarly, any full-cycle phasor measurement scheme) is its capability to provide signal components at spectral frequencies other than the fundamental and its harmonics. It then becomes an effective built-in self-diagnosis tool, taking advantage of both negative sequence component at fundamental and resonance that may transiently appear when a line is opened at both ends while its shunt reactors are connected. The Kalman filter has the following elements:
V. PRINCIPLES OF OPERATION The Open Line Detector algorithm is made up of five major building blocks, as shown in Figure 2. The blocks are: 1) Acquisition unit: incorporates an anti-alias filter with a 400 Hz cut-off frequency. The nominal sampling rate is 32 points per cycle. 2) Kalman-filter [1] based phasor estimation unit. 3) Pre-processor unit: computes and extracts the features to be used in the fuzzy-logic decision. 4) Fuzzy-logic engine 5) Logical unit: processes the output signal to lock the decision.
Fig. 3: Kalman filter elements 96
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-13 The Kalman filter matrices were evaluated using a Matlab model of the system, with a constant sample rate and are used for all system conditions. The filter generates a number of phasors, such as the positive sequence voltage and currents, and from which the active and reactive power is derived. The next stage of the algorithm is the pre-processor. This performs various FIR filters, peak detector and averaging functions, slope detection and delta detection algorithms to produce the inputs for the fuzzy engine.
www.uanl-die.net
VII. FUNCTIONAL IMPLEMENTATION IN RELAY HARDWARE The functional diagram of the DLO relay is illustrated in Figure 5. This new numerical device uses two Digital Signal Processors (DSPs), which operate at 150MHz. The functions performed by the relay have been partitioned between these two processors in the following manner: x Processor 1: Main processor providing user interface functions, settings database management, start-up and runtime diagnostics, communications protocols, control & support functions, voltage transformer supervision and backup protection (e.g. breaker fail). x Processor 2: The Co-processor performs the algorithm for Fast Topology Detection based on Open Line Detection.
VI. THE FUZZY ENGINE Following the pre-processing, the penultimate stage of the process is the fuzzy engine. The world became "Fuzzy" in 1965, when fuzzy sets and their application became the main research topic of Lofti A Zadeh(4). This was derived from work in Poland by Lukasiewicz & Leshniewski, on set theory and infinite-valued logic, who in turn were inspired by "Russell's paradox"(5). The outputs from the pre-processor are referred to as 'crisp' inputs, which means they have a precise value at any particular time. These are then converted into fuzzy variables, by means of fuzzy set theory. Fuzzy sets take linguistic descriptions which are imprecise, such as "Nil", "Low" and "Normal", and convert them into membership values. For example, in 4 an active power of 1.0 per unit could have a membership of the set "Normal" of 1. At the same time, their membership of the set "Nil" could be 0 whilst the value for "Low" will be in between these two extremes. Membership 1
Nil
Low
Normal
Fig. 5: P846 functional diagram VIII. Active Power (Crisp Input)
TEST RESULTS FOR THE ALGORITHM
The first case, shown in 6, is from an EMTP simulation of the Hydro-Québec transmission system and illustrates the behaviour of a long line which is opened remotely, without a fault. The relay should detect the loss of line event, given that a local shunt inductance is connected. The next example on the same figure is similar, but the line is very short (30km). In both cases the relay response times are satisfactory, although faster under heavy loading.
0 1.0 pu
Fig. 4: Fuzzy sets Having converted a crisp number into a set of fuzzy values, a linguistic approach can be taken to test a hypothesis. For example, if Active Power is "Normal" and Reactive Power is "Nil" then the line is "Closed". Thus, with multiple sets and associated rules a decision can be made using language that is easily understood. The Open Line Detector has a set of 16 rules, eleven to detect an "Open" condition and five to detected a "Closed" condition, based on the outputs from the processing unit. Finally the process is reversed taking the fuzzy results and giving a crisp output decision, using a comparison of maximums(6), which is used to provide the Fuzzy output. The final stage is conventional Boolean logic, which provides time delayed feedback into the fuzzy logic and the final output decision on the state of the system.
Figure 7 represents a basic three-cycle fault, cleared by opening the line. The relay quickly detects the open-line condition, even if the post-fault voltage is slowly discharging at fundamental frequency due to resonance with the compensating shunt inductance. Figure 8 confirms the security of algorithm under two typical adverse conditions: reversal of power flow at nominal voltage and unstable power swings with repeated zero crossing of active power.
97
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-13
www.uanl-die.net
ca15f_DLO1__LVDD1_7094−> Length= 286.72km; LineCharging=0.38056pu;
cas17_DLO1_NEMD7_7079−> Length= 31.7km; LineCharging=0.042075pu; 1
1
0.8
0.8 0.6 pu
pu
0.6 DLO Response Time=33.3333ms voltage
0.4
DLO voltage
0.4 0.2
0.2
0
0 0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
1.6
1.8
0.2
2
0
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
1.6
1.8
2
1.6
1.8
2
0.2 0
−0.02 −0.04
pu
pu
−0.2 −0.4 −0.6
−0.06 Active power reactive power
−0.08
Active power reactive power
−0.8 −1
0.2
0.4
0.6
0.8
1 time(s)
1.2
1.4
1.6
1.8
0.2
2
0.4
0.6
0.8
1 time(s)
1.2
1.4
cas8_DLO1_ABID1_7082−> Length= 217.76km; LineCharging=0.28903pu;
ca11b_DLO1_CHMD5_7024Ind−> Length= 249.2km; LineCharging=0.33076pu; 1.4
1
1.2 0.8
1
pu
pu
DLO Response Time=29.1667ms voltage
0.6 0.4
0.8 0.6 DLO voltage
0.4
0.2
0.2 0
0 0.2
0.4
0.6
0.8
1.2
1.4
1.6
1.8
2
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
1.6
1.8
2
1.6
1.8
2
0.5
0.8
Active power reactive power
0.6
0
0.4
pu
pu
1
0.2
−0.5 −1
0
Active power reactive power
−1.5
−0.2 0.2
0.4
0.6
0.8
1 time(s)
1.2
1.4
1.6
1.8
2
0.2
Fig. 6: Relay operation on a remote line opening at low (top) and high (bottom) power transfer
0.4
0.6
0.8
1 time(s)
1.2
1.4
Fig. 8: Open Line Detection is secure during power flow reversal (top) and unstable power swings (bottom) IX. PROBLEMS OVERCOME USING THE NEW DLO The new open line detector implementation overcomes a number of historical difficulties: (1) The DLO can detect both local and remote line open conditions. Detecting remote end open has historically been difficult, without needing teleprotection signalling of the circuit breaker position from the remote end. Requiring such a channel would increase the cost, include dependence on the channel reliability/availability, and carry a speed penalty also. Waiting for a channel signal to arrive could delay the instigation of remedial action to defend the system. (2) The DLO does not rely on auxiliary contacts to indicate the breaker or switch’s status. Thus, in the case of slow travel, or defective auxiliary contacts, line open detection is not affected. Moreover, monitoring such contacts is expensive.
Fig.7: As for the high transfer case in Fig. 6 with a fundamental frequency resonance 98
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-13 (3) The DLO does not use a single criterion to determine an open line condition. It is therefore not limited by the difficulties that may affect typical undercurrent or low active power detection techniques. Currents drawn by shunt reactors, and lines with periods of low or zero loading, for instance. X.
XII. BIOGRAPHIES: Brian Kirby - Brian is a Senior Engineer for AREVA T&D UK, Energy Automation & Information in Stafford. He has a BEng & MSc in Electrical and Electronic Engineering, is an IEE Member and Chartered Engineer. Previously he has been a research associate with Birmingham University and worked for the Ministry of Defence.
CONCLUSIONS
Innocent Kamwa - After gaining a BEng and PhD in Electrical Engineering, Kamwa joined the Hydro-Québec research institute IREQ in 1988 where he is at present a Principal Researcher with interests broadly in bulk system dynamic performance. He is an associate professor of Electrical Engineering at Laval University in Québec, Canada. As a member of the IEEE Power Engineering and Control System societies and of CIGRÉ, Kamwa is a registered professional engineer.
In the context of interconnected and heavily loaded power systems, fast detection of topology changes is considered an efficient means to instigate remedial actions for the defence of a power system against severe events. This paper has presented the characteristics and performances of a new open line detector based on an original fuzzy logic algorithm. This new relay can detect the loss of a line in under 35 ms, using only the line voltages and currents at the local end. Power flows as low as 0.01 p.u. are detected thanks to its sensitive current inputs.
Robert Grondin - With a BEng and MSc in Electrical Engineering, Robert joined the Hydro-Québec research institute IREQ in 1979. A Senior Research Engineer in the Power System Analysis, Operation and Control Department, he is leading research into power system control and protection. Member of the IEEE Power Engineering society and of CIGRÉ, he is a registered professional engineer in Québec, Canada.
Being implemented as a numerical relay this offers a set of flexible auxiliary functions for user interfacing, communication, programmable scheme logic, selfverification, event logging and disturbance recording to complement the protection algorithm. Deployment of the new DLO in parallel circuit applications permits monitoring of the loadability of the total power corridor. If one line is lost, the situation might not be critical, however if more/all parallel lines are lost, the entire system might be forced to instigate a severe contingency plan. The DLO is a high-speed defence device, to be installed along with fast line fault protection relays. Installing new special protection schemes requiring DLO, alongside conventional protection (eg. Distance, current differential), ensures that all open circuit and short circuit scenarios are dealt with competently.
Simon Richards - Simon is the Marketing Director for AREVA T&D UK Protection Products. Previously a 25kV electrification Distribution Engineer for the UK West Coast Main Line railway, Simon held a number of applications engineering positions prior to his current role. He has a B.Eng (Hons) in Electrical and Electronic Engineering from the University of Bath, and is a Chartered Engineer, and MIEE. Michel Rousseau - Michel received a BEng (1981) and a MEng (1989), both in Electrical engineering. He joined Hydro-Québec in 1981 and is now working for the TranÉnergie Division where he is involved in control modeling, protection studies, system performance and R&D projetcs. He is a registered professional engineer in Québec, Canada.
XI. REFERENCES 1) 2)
3)
4) 5) 6) 7) 8)
www.uanl-die.net
Texas Instruments Application Report BPRA048, Clarke & Park transforms on the TMS320C2xxx. RE Kalman, A new approach to linear filtering and prediction problems, Journal of Basic Engineering Transactions of the ASME 82, 35-45, 1960. I Kamwa, R Grondin, D McNabb. On-Line Tracking of Changing Harmonics in Stressed Power Transmission Systems: Application to Hydro-Québec Network, IEEE Trans on Power Delivery 11(4), 2020-2027,1996. CK Chui, G Chen. Kalman filtering & real time applications, Springer-Verlag 1990 Lofti A Zadeh. Fuzzy sets, Inf. Control 8, 338-353, 1965 B Russell. Principles of Mathematics, 1903 EH Mamdani, BR Gaines. Fuzzy Reasoning and it’s Applications, Academic Press 1981. G. Trudel, S. Bernard, G. Scott, Hydro-Québec's Defense Plan against Extreme Contingencies, IEEE Transactions on Power Systems 14 (3), 958-965, Aug 1999.
Daniel Paré obtained his BEng degree in Electrical Engineering from Laval University (Québec) in 1990 and joined Hydro-Québec research institute the same year. He has coordinated and realized several simulator studies related to HVAC, HVDC and FACTS. His principal responsibilities are real-time digital simulation and specification of simulator facilities. Daniel is a professional engineer in Québec, Canada.
99
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-14
www.uanl-die.net
Distance Protection Designed for Ease of Application S. H. Richards, Member, IEE, A. P. Apostolov, Senior Member, IEEE
Abstract—Improvements of system stability and reduction in the effects of shunt type faults in transmission and bulk systems on sensitive industrial loads can be achieved through the development of protection relays with sub-cycle operating times for faults anywhere on the transmission line. State-of-the-art communications methods and advanced algorithms allow the implementation of such solutions. The paper discusses in detail a distance protection scheme which not only achieves the fault clearance objectives stated, but also has a user interface designed for ease of use. Where possible, the relay is adaptive such that it needs no settings to be applied. Where settings are required, these are presented in a simple, intuitive manner, to lessen the risk of any misapplication or inadvertent commissioning error. Index Terms—Protective Superimposed components.
relaying,
Distance
(2) Secondly, the relay must remain stable for all load and through-fed conditions. This latter point is particularly critical to avoid constraining the loadability of the line, and to avoid sympathetic unwanted trips from propagating through the power system under extreme conditions (such as power shortages, neighbouring circuit outages, power swings etc.). Good load avoidance is an essential defence mechanism in avoiding blackouts and unnecessary islanding. A view of the trip and restrain (stable) requirements is shown in Figure 1. X
protection, load import ZLine
load export
I. INTRODUCTION This paper recaps on the basic requirements of distance protection, and techniques that may be utilized to achieve secure and dependable sub-cycle fault detection. It is seen that the diverse nature of lines and cables to be protected can lead to a number of different protection characteristic and setting philosophies being deployed. This frequently leads to a proliferation of settings being provided in numerical/digital relays, with the associated risk of making a settings mistake.
Arc impedance with Remote end infeed
ZLoad R
In the development of a new device, the authors’ company has attempted to design a relay for simple, universal application, where the amount of settings required has been reduced to a practical minimum. Where possible the relay uses simple “self-setting” modes, having an inbuilt wizard to control the service settings. Innovative algorithms often do not need settings to be applied, as they will adapt to perform correctly. Later sections of the paper investigate the possibilities for internal teleprotection schemes, whereby the line end relays are able to communicate permissive, blocking and intertripping commands directly with each other. II. DISTANCE PROTECTION REQUIREMENTS Distance protection has two fundamental design requirements. (1) Firstly, the relay must trip quickly for any genuine inzone fault, to ensure that the system stability is not compomised and damage is minimized.
Load impedance region
Fig. 1 Distance Relay Operating Requirements
In the figure, the protected line impedance is shown, along with an extended area to the right where fault arcing resistance may appear. The effective fault impedance measured by a distance relay may thus lie within this shaded region. As each protected line has at least one remote end terminal, there is likely to be an additional current infeed to any in-zone fault. This remote infeed serves to magnify the apparent fault arc impedance as measured from one line end, with the effect becoming more pronounced as the fault position assumed moves towards the remote line end. References [1, 2] detail remote infeed effects.
101
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-14 In order to ensure tripping for all genuine faults, the relay characteristic must include the shaded region, for all zones up to and including the longest reaching zone (typically Zone 3) reach point. It is also evident that the relay must avoid the load area. The shaded load region shows the load impedance that may be presented to the relay under normal system operation, for example with the neighbouring circuit in a double circuit line being in-service. However, in many cases a lower minimum load impedance needs to be avoided, as shown by the unshaded extension of the load cone. This may consider circuit overloading, which could be +20% or more of full load current, and also the doubling effect where an adjacent circuit trips/opens. Overall, it is common to ensure stability for 2.5 to four times full load current flowing. III. RELAY SETTINGS From the previous section it is straightforward to deduce that distance relay settings fall into two categories.
IV. SIMPLE AND ADVANCED SETTING MODES In the majority of cases, “Simple” setting is recommended, and allows the user merely to enter the line parameters such as length, impedances and residual compensation. Then, instead of entering distance zone impedance reaches in ohms, zone settings are entered in terms of percentage of the protected line (example, Zone 1 = 80%), as shown in Figure 2. Each Zone can be set with a reach relative to the protected line, or if fine-tuning is required, an “advanced” setting option can be switched-in later. The “Advanced” setting mode allows the user full access to all individual distance ohmic reach, filter and residual compensation settings per zone. This makes the relay adaptable to networks where the protected and adjacent lines are of dissimilar construction, requiring independent zone characteristic angles and residual compensation. The relay can be applied with mho, or quadrilateral characteristics – to suit the utility’s preference. When a quadrilateral characteristic is applied, this requires zone resistive reaches to be set too – the right and left-hand lines.
Category (1) is to ensure tripping for all faults within the reach of the distance zones. Thus all settings here are related to the impedance of the protected line, and follow-on adjacent lines.
V. LOAD BLINDING
Category (2) is to ensure load avoidance, commonly called “load blinding”. All such settings are related to the load flow, ensuring that line loadability is not constrained. The new relay has been designed such that the user merely inputs the protected line data, and the load data, and the relay will then self-set accordingly. With approximately 50% of all investigated “misoperations” found to be the result of poor settings, then a product which has been designed with such simplicity should reduce the risk of typical errors occurring. The relay uses an intelligent overview of the protected line to implement a “Simple”-set option, and in doing so the user has only a few key parameters to set.
www.uanl-die.net
The relay uses an advanced load blinder which is designed to allow better resistive reach coverage. The blinder is basically formed from an underimpedance circle, with radius set by the user and two blinder lines crossing through the origin of the impedance plane. It cuts the area of the impedance characteristic that may result in an operation under maximum dynamic load conditions. Figure 3 shows a typical mho forward zone application, coupled with Load Blinder action.
.#*'#/&)-01" )23#(4'"(-/5 3"&#*'6'(,-*#7'"
)*+,-.,(/0-)
8'0) 9) ---7
!'() +(,&)
!"#$ %&'($)* +(,&)-!
123+4,5-.(4367
!"#$%&'(
Fig. 3 Settings for a Mho Zone, showing Blinder
Fig. 2 Simple Setting of Zone Reaches
The radius of the circle should be less than the minimum dynamic load impedance. The blinder angle should be set half way between the worst case power factor angle, and the line impedance angle. In the case of a fault on the line it is no longer necessary to 102
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-14 avoid load. So, for that phase, the blinder can be bypassed, allowing the full mho characteristic to measure. Phase undervoltage detectors are the chosen elements to govern switching of the blinders. Under such circumstances, the low voltage could not be explained by normal voltage excursion tolerances on-load. A fault is definitely present on the phase in question, and it is acceptable to override the blinder action and allow the distance zones to trip according to the entire zone shape. The benefit is that the resistive coverage for faults near to the relay location can be higher. The undervoltage setting must be lower than the lowest phaseneutral voltage under heavy load flow and depressed system voltage conditions. The typical maximum V< setting is 70% Vph-neutral. VI. DELTA CURRENT DETECTION Many of the application difficulties for distance protection have historically been related to (in)correct faulted phase selection. For example, in the case of a close-up reverse earth fault, a large amount of neutral current will be measured by the relay. This neutral current is also included in the earth loop impedance measurement for the unfaulted phases (by means of residual compensation), and the 120o displacement between phase voltages may allow the fault to appear in a forward trip characteristic. Similarly, it can be difficult to ensure that the correct phasephase element will be allowed to measure in the case of a double phase to earth fault, whilst restraining the involved earth pair zones. The latter is necessary to avoid overreach – particularly where quadrilateral characteristics are employed. In this respect, the authors’ company decided to use a proven and successful technique, used in the previous two generations of their transmission line protection – delta current phase selection [3]. Figure 4 shows the principle.
www.uanl-die.net
produces one signal which is larger than the other two. A three phase fault produces three superimposed currents which are the same size. Figure 4 shows how the change in current can be used to select the faulted phase for a CN fault. A superimposed current is deemed to be large enough to be included in the selection if it is greater than 80% of the largest superimposed current. The large advantage of using delta – which is effectively the magnitude of a step change – is that it is naturally biased towards detecting a fault. Faults produce a definite step change, whereas power swings and other unfaulted phase effects yield a lesser delta. Delta phase selection is used to control the distance elements, and has the advantage that it has no associated settings – the sensitivity is internally biased, and equally applicable for strong, and weak infeeds. The relay is thus easier to apply than designs which use underimpedance, overcurrent, or other starters to detect a fault. VII. POWER SWING BLOCKING Superimposed current is also used as the criterion to detect power swings. Power swings generate a continually changing current, and hence prolonged pickup of delta detectors. Pickup for longer than 3 cycles is used to initiate power swing blocking, and keep relay stability. An advantage again is that no threshold settings or impedance starters are required – the technique works by its nature in all applications. Figure 5 shows an abbreviated logic representation of the PSB function. The 'I pickup is internally set/adaptive – so nothing to worry the user.
" :-;'3 +(5-9'47#(&7-$>*'(,-4L'(,-&",'<
AB
;@ABCDE#
Change!
BC Change!
CA
1 Cycle Comparison
1 Cycle Comparison
Ground Fault, Phase C
Fig 4. Delta Current Phase Selection
Selection of the faulted phase(s) is performed by comparing the magnitudes of the three phase-to-phase superimposed currents. A single phase fault produces the same superimposed current on two of these signals and zero on the third. A phase-to-phase or double phase-to-earth fault
Fig 5. Delta Current Phase Selection
Two timers are shown in the logic: an unblocking ‘timeout’ that can be used to force tripping for swings which do not stabilize within an allowed period (to deliberately split the system), and secondly: a ‘reset delay’. The latter is used to ensure that where the swing current passes through a natural minimum, and 'I detection might reset, that the detection does not drop out/chatter. It can thus be used to ensure a continual Power Swing indication when pole slipping (an unstable out of step condition) is in progress. The relay tracks the profile of the delta current, and if at any point there is an unexpected step change in the prevailing delta, blocking must cease as a fault is now present. This is termed the “Fault in Swing Logic” in Figure 5. Thus, the trip time and zone selectivity for any fault inception during a power swing is as fast and reliable as had no swing been present. 103
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-14 VIII. DISTANCE PROTECTION PERFORMANCE The transmission model variant of the new relay has been designed specially for subcycle performance, even in the presence of capacitor coupled VT (CVT) applications. There is also no performance slow-down as source to line impedance ratios (SIRs) increase. (Higher SIRs are typical for weaker infeeds or long line applications.) Figures 6 and 7 show the trip time characteristics at SIR = 5 as an example. The shaded regions denote the min-max spread of operating times, which include the closure of a conventional trip relay contact. P443 50Hz, SIR = 5
40 30
Performance: Subcycle up to 75% Reach
20 10
0
50%
70% 80% 90%
Fig 6. Zone 1 Trip Times (ms) – 50Hz System
P443 60Hz, SIR = 5
40 30
Performance: Subcycle up to 75% Reach
decisions at each line end allows the relaying scheme to declare that the fault is internal or external to the line. X. VIRTUAL CURRENT POLARIZING OF DEF A DEF scheme requires that a local polarizing current is compared to a local polarizing voltage, and depending on the relative angular displacement of the two vectors, a forward or reverse decision can be made. The DEF operation is only reliable if polarizing quantities are significant enough to measure (ie. greater than could be generated by equipment tolerances or load unbalance). This is difficult to guarantee when DEF by its nature is applied to detect high resistance faults of 50:
…100’s of ohms. This will often generate negligible sequence component quantities, as used by traditional relays. A distinct advantage of the DEF in the new relay is that the relay can trip by this method of polarizing, even if traditional polarizing quantities (“V2” negative sequence, or “VN” residual voltage) might be zero. Provided that the superimposed current phase selector has identified the faulted phase (suppose phase A), it will remove that phase from the residual voltage calculation Va + Vb + Vc, leaving only Vb + Vc. The resultant polarizing voltage will have a large magnitude, and will be in the same direction as –VN. This provides a substitute pseudo “residual voltage” for directionalizing. The table below shows how the phase selector and DEF interact to give true directionality for all faults. The phase selector has a sensitivity of typically 4% of rated current, allowing it to phase select even in the event of high resistance faults. This technique of subtracting the faulted phase is given the description “virtual current polarizing” as it removes the need to use current polarizing from a CT in a transformer star (wye)-ground connection behind the relay. This could have been necessary with traditional relays.
20
Phase Selector Pickup
10
A Phase fault B Phase fault C Phase fault No selection
0
50%
70% 80% 90%
Fig 7. Zone 1 Trip Times (ms) – 60Hz System
www.uanl-die.net
Virtual Residual, VNpol Vb + Vc Va + Vc Va + Vb VN = Va + Vb + Vc
Table 1. “Residual Voltage” used for DEF Directional
IX. MULTIPLE MAIN PROTECTION ELEMENTS The new relay is designed with multiple main protection elements resident in each product. In parallel to the distance protection, delta directional comparison protection and directional earth fault aided schemes are provided. There is insufficient opportunity in this short paper to discuss the merits of delta directional comparison protection in detail, reference [4] refers. Directional earth fault (DEF) protection is employed as a channel-aided ground fault scheme. In such a scheme, the relay at each end of the line must make a forward or reverse decision for any earth fault. A comparison of the respective
XI. TELEPROTECTION (AIDED) SCHEMES In these schemes a signalling channel is used to convey simple ON/OFF data (from a local protection device) thereby providing some additional information to a remote device which can be used to accelerate in-zone fault clearance and/or prevent out-of-zone tripping. This kind of protection signalling has been used with distance protection relays for many years and can be grouped into three operation modes. In each mode, the decision to send a command is made by a local protective relay operation.
104
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-14 Three generic types of channel are common: Intertripping, Permissive, and Blocking [5]:
XII. 56/64KBIT/S DIGITAL TELEPROTECTION The teleprotection interface in the new relay may use conventional hardwired contact operations to key channel equipment, an RS232 MODEM interface, or a fiber optic connection. The latter operates at 56/64 kbit/s and uses similar topology as that used typically for current differential schemes. In it’s simplest format, the fiber teleprotection allows two line end relays to be connected by 1300nm direct optical fiber, with signalling bit transit times typically 5ms. However, multiplexed application is more common, as depicted in Figure 9:
Speed Permissive
Blocking
faster
www.uanl-die.net
slower low high
A
high
Security
Direct Intertrip
52
52
B
Dependability
Fig. 8 Channel Response Preferences by Application
a) In Intertripping, (direct or transfer tripping) applications, the command is not supervised at the receiving end by any protection relay and simply causes a breaker trip operation. Since no checking of the received signal by another protection device is performed, it is absolutely essential that any noise on the signalling channel isn’t seen as being a valid signal. In other words, an intertripping channel must be very secure. b) In Permissive applications, tripping is only permitted when the command coincides with a protection start at the receiving end. Since this applies a second, independent check before tripping, the signalling channel for permissive schemes do not have to be as secure as for intertripping channels.
& 1 >
8 bits 8 bits
PSL
Fig. 9 Teleprotection via a Multiplexed Link
Connection to the multiplexer is via low-cost external interfaces, in the case of G.703, V.35 or X.21 links. When connecting to a multiplexed network supporting IEEE C37.94 [6], direct 850nm optical fiber feeds straight into the multiplexer, without needing external interfaces/converters. Three terminal applications are supported, as shown in Figure 10.
c) In Blocking applications, tripping is only permitted when no signal is received but a protection operation has occurred. In other words, when a command is transmitted, the receiving end device is blocked from operating even if a protection start occurs. Since the signal is used to prevent tripping, it is imperative that a signal is received whenever possible and as quickly as possible. In other words, a blocking channel must be fast and dependable. The requirements for the three channel types are represented pictorially in Figure 8. This diagram simply states that a blocking signal should be fast and dependable; a direct intertrip signal should be very secure; and a permissive signal needs to be a compromise of speed, security and dependability. High Security is where channel noise cannot spuriously be interpreted as an ON signal. High Dependability is where an ON signal is able to propagate through a noisy channel, and be received as a logical ON. The new relay also offers inbuilt teleprotection, whereby for each end-end signalling bit the user can choose its response according to the nature of the teleprotection link, and the intended scheme to be applied.
Fig. 10 Three Terminal (Triangulated) Teleprotection
It should be noted that in the case when one leg of the communication triangle fails, e.g. channel A-C becomes
105
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-14 unavailable, the teleprotection will continue to provide the full teleprotection scheme between all 3 ends. In this new ‘Chain’ topology, relays A and C will receive and transmit teleprotection commands via relay B, which means that the original ‘Triangle’ topology is not necessary. The retransmitting done by relay B (A-B-C and C-B-A) provides the self-healing for the lost links A-C and C-A). Some users may apply Chain topology also as a means to save cost (two legs may be cheaper to install than full triangulation). XIII. CONCLUSION This paper demonstrates how a distance relay designed for ease of application has fewer settings, and has a lower scope for accidental setting errors. Modern numerical algorithms can be designed to be adaptive, especially in the areas of power swing detection and directional polarizing, making the application task easier. Including integral teleprotection into distance relays avoids reliance on costly external stand-alone devices, and improves the response time of the overall scheme. As the channel data communicates directly from relay to relay, no time is lost in transferring hardwired statuses between adjacent equipment. The new distance protection relay, as described in this paper, can be deployed as subcycle protection, with subcycle teleprotection. XIV. REFERENCES [1] Network Protection and Automation Guide, ISBN-29518589-0-6, AREVA T&D, 2002. [2] IEEE Guide for Protective Relay Applications to Transmission Lines, Std. C37.113-1999, pp 75-80. [3] Keeling D., Pickering S., High Speed Numerical Techniques for Transmission Line Protection, IEE 6th International Conference, Nottingham, UK. [4] MiCOMho Technical Manual, AREVA T&D, P44y/EN M/. www.areva-td.com/protectionrelays
www.uanl-die.net
XV. BIOGRAPHIES Alexander Apostolov received MS in Electrical Engineering, MS in Applied Mathematics and Ph.D. from the Technical University in Sofia, Bulgaria. He is presently Principal Engineer for AREVA (formerly ALSTOM) T&D EAI in Los Angeles, CA. He is a Senior Member of IEEE and Member of the Power Systems Relaying Committee and Substations C0 Subcommittee. He is Vice-Chairman of the Relay Communications Subcommittee, serves on several IEEE PES Working Groups and is Chairman of Working Group C3: New Technology Related to Power Systems Protection and Working Group C9: Guide for Abnormal Frequency Load Shedding and Restoration. He is member of IEC TC57 WG 10 and Convenor of CIGRE WG B5.13 and member of WG B5.01 and B5.09. He is Chairman of the Technical Publications Subcommittee of the UCA International Users Group. He holds three patents and has authored and presented more than 170 technical papers. Simon Richards is the UK-based Marketing Director for Protection Products from AREVA, and leader of the transmission and railways segment. AREVA acquired the Transmission and Distribution businesses of ALSTOM. Protection Products are a part of AREVA’s Energy Automation and Information activity, and the author is based in Stafford, UK. He has a B.Eng (Hons) in Electrical and Electronic Engineering from the University of Bath, and is a Chartered Engineer, and MIEE. Previously a 25kV electrification Distribution Engineer for the 500km West Coast Main Line railway between London and Scotland, Simon also held a number of protection applications engineering positions within ALSTOM prior to his current role. The Marketing function provides technical support to Sales and Service teams worldwide, and investigates opportunities for new product developments.
[5] IEC60834-1: 1999, Teleprotection Equipment of Power Systems. [6] IEEE Standard for N Times 64 Kilobit Per Second Optical Fiber Interfaces Between Teleprotection and Multiplexer Equipment, IEEE C37.94TM.
106
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-15
www.uanl-die.net
The Perfect Time: An Examination of TimeSynchronization Techniques Ken Behrendt and Ken Fodero, Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. I. INTRODUCTION A combination of circumstances has made this the perfect time to look at time-synchronization techniques for power system monitoring devices: x Time synchronization of power system monitoring devices is now center stage because of the problems experienced with post-disturbance analysis following the August 14, 2003 blackout in the northeastern United States and southeastern Canada. NERC recommendations, based on the lessons learned from this post-disturbance analysis, place a high priority on implementing time-synchronization techniques that will eliminate or reduce the effort involved with comparing event information from distributed intelligent disturbance recording devices. x Maturing synchrophasor measurement technology is also creating a demand for very accurate time synchronization of devices in widely separated locations. x Global Positioning System (GPS) high-accuracy synchronized time code signals are now accessible through economical clock receivers that are designed for simple and reliable installation in the harsh environment of electric power facilities. x Time synchronization can be accomplished through communications network technologies that are becoming more prevalent in utility and industrial power facilities. This paper discusses available techniques to acquire synchronized time signals, various standard time signal formats, techniques for distributing these time signals to monitoring and recording devices, and the relative accuracy required by various power system timing and recording applications. Emphasis is given to the accuracy requirements of monitoring and recording devices, the relative accuracy of time signal sources, the effect that time signal distribution has on the accuracy of the signal, and the effect that device sampling and processing have on the accuracy of time tags applied to sampled data. Time-synchronization signal sources include earth-based radio transmission (WWV, WWVH, WWVB, and LORAN-C), satellite-based signal transmission (GOES, GPS, and GLONASS), and time-setting messages via communications networks and dial-up modems. All of these time-synchronization signal and time-setting sources can usually be traced back to common or coordinated precision
time references operated and provided by government standards organizations. Coordinated Universal Time (UTC) has become the defacto standard time reference for many applications, including most electric power industry applications. This time is now the accepted standard because of its worldwide availability and relatively economical access through GPS satellite clock receivers. This paper focuses on the use of GPS satellites as a synchronized time source and compares and discusses various clocks and clock signal distribution methods to meet electric power industry time-synchronization applications. The other time-synchronization sources mentioned above are discussed in the appendix of this paper for reference purposes. II. ABOUT TIME [1] Ancient civilizations measured the passage of time by the relative motion of the Sun, Moon, planets, and stars. From their repetitive motion, our ancestors determined seasons, months, and years.
Fig. 1. Relative Motion of Sun and Stars Provided Means of Measuring Time (Picture Courtesy of NIST)
Several thousands of years ago, early civilizations developed calendars that divided the year into months, divided the day into periods roughly corresponding to our hours, and divided these periods into parts that formed the basis for our minutes. More recently, in terms of human history, people found the need to more accurately know the time of day. As far back as 5,000 to 6,000 years ago, there is evidence that the great civilizations in the Middle East and North Africa began to make clocks to satisfy their need to organize their time and schedule activities. A. Early Clocks The Egyptians are credited with being one of the first civilizations to formally divide their day into parts something
107
www.uanl-die.net VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-15 like our hours. Obelisks were built as early as 3500 BC to Experiments with radar and other extremely highprovide this early time measurement. The moving shadow cast frequency radio communications in the 1930s and 1940s made by the obelisk under the bright sun created a form of sundial. possible the generation of microwave energy, needed to Partitioning the day into morning and afternoon, and then later interact with atoms. Early research focused on microwave into smaller partitions, provided people with the first sense of resonances in the ammonia molecule. But attention quickly time measurement. Nighttime hours were measured by the focused on a more promising technique that used atomic-beam merkhet, the oldest known astronomical tool, which was devices and was based on the cesium atom (Fig. 2). another Egyptian development from around 600 BC. A pair of The cesium atom’s natural frequency was formally merkhets was used to establish a north-south line (or recognized as the new international unit of time in 1967. The meridian) by aligning them with the Pole Star and measuring second is now defined as exactly 9,192,631,770 oscillations or time based on when certain stars crossed the meridian. These cycles of the cesium atom’s resonant frequency, replacing the early clocks and associated calendars were all based on the old second that was defined in terms of the Earth’s motions. In synchronous motion of the earth. fact, this new standard is so precise that scientists quickly determined that the Earth’s motions are not as constant and B. Modern Clocks repeatable as once thought. Therefore, adjustments are now All clocks must have a regular, constant, repetitive action made to the time we associate with the Earth’s motion, such as to create equal increments of time and a means of keeping the length of a year. track of these increments to display results as time advances. For many years, the earth’s rotation, and its orbiting motion around the Sun, provided this constant, repetitive motion by which early clocks were synchronized. Modern clocks use a balance wheel, pendulum, vibrating crystal, or electromagnetic waves associated with the internal workings of atoms, to create the equal increments of time.
C. Quartz Clocks Developed in the 1920s, quartz crystal oscillators eventually improved timekeeping performance far beyond that achieved using pendulum and balance wheel escapements. Quartz crystals are better because they have no gears or escapements to disturb their regular frequency. However, they still generate a frequency through a mechanical oscillation that depends critically on the crystal’s size, shape, and temperature. Modern production techniques have refined the process of producing nearly identical crystals. However, no two crystals are precisely the same and, therefore, cannot have exactly the same frequency. Temperature is the other major factor affecting the long-term stability of the crystal oscillation. If temperature can be maintained within tight tolerances, then the crystal’s frequency can provide stable timekeeping. If the temperature varies widely, then the quartz clock output will drift with time, relative to a standard reference. Even though they are not perfect, quartz clocks dominate the market, finding uses in virtually every commercial device that has a clock display, internal clock, or clock/calendar. But for truly precise timekeeping requirements, quartz clocks have been surpassed by atomic clocks. D. The Atomic Age Atoms and molecules have unique characteristic resonances, absorbing and emitting electromagnetic radiation at a stable frequency. Scientists contend that an atom or molecule here on earth resonates now at the same frequency as that same atom or molecule that existed many years ago. Atoms, in particular, have shown a remarkable consistency, throughout space and time, with a reproducible rate that forms the basis for more accurate clocks.
Fig. 2. First Cesium Atomic Clock, Circa 1955 (Picture Courtesy of NIST)
1) Atomic Time Scales Temps Atomique International (TAI) is an extremely accurate time scale based on a weighted time average of nearly 200 cesium atomic clocks in over 50 national laboratories worldwide. TAI is “science” time, useful for making measurements in relativity experiments. The Bureau International des Poids et Mesures (BIPM) near Paris, France started with TAI equivalent to Earth-based time (UT1) on January 1, 1958. Coordinated Universal Time (UTC) is an atomic time derived from TAI time, with adjustments to keep it aligned with UT1. UTC is kept within 0.9 s of UT1 by occasionally adding one-second steps called leap seconds. This adjustment maintains agreement between the atomic and astronomical time scales. The decision to introduce a leap second in UTC is the responsibility of the International Earth Rotation Service (IERS). Without the addition of leap seconds, the Sun would be seen overhead at midnight (rather than at noon) after approximately 50,000 years. UTC always differs from TAI by an integral number of seconds. In mid-2005, TAI was ahead of UTC by 32 s. UTC is the international standard for civil/legal time. E. GPS Time GPS time is an atomic time generated at the U.S. Naval Observatory that began on January 6, 1980. GPS time is not adjusted and is therefore offset from UTC by an integer number of seconds. Similar to the TAI and UTC offset, the GPS-time offset results from inserting leap seconds. An additional leap second was added at the new year transition to
108
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-15 2006. GPS satellites broadcast the UTC-time offset in the navigation (NAV) message. GPS clocks receiving GPS time and the NAV message, apply the UTC-time offset correction automatically as a part of the lock sequence. As of January 1, 2006, GPS time is ahead of UTC by 14 s, as shown in Fig. 3. UT1
UTC
GPS
TAI
Time
< 0.9 s
14 s
33 s
Fig. 3.
Atomic Time Scale
III. GPS SATELLITES PROVIDE ACCURATE TIME SYNCHRONIZATION GPS operations depend on a very accurate time reference, which is provided by atomic clocks at the U.S. Naval Observatory and each GPS satellite, which has four atomic onboard clocks. All of these satellite clocks are accurate to within a few nanoseconds (ns) of each other. All GPS satellites synchronize operations so that their repeating signals are transmitted at the same instant. The signals, moving at the speed of light, arrive at a GPS receiver at slightly different times because some satellites are further away than others. The distance to the GPS satellites can be determined by estimating the amount of time it takes for their signals to reach the receiver. When the receiver estimates the distance to at least four GPS satellites, it can calculate its position in three dimensions. Based on its three-dimensional position relative to the GPS satellites, the receiver is able to accurately calculate the propagation delay from each satellite. GPS receiver clocks use this method to synchronize their clocks very closely with the satellite clocks. However, there are several sources of inaccuracies: x Time adjustments are made assuming that the radio signal propagation delays, based on the speed of light, are constant. In fact, the Earth’s atmosphere slows the radio signals down slightly. The delay varies depending on what angle the received signal passes through the atmosphere. x The propagation speed in the receiver antenna and antenna lead is different than free-space and the atmosphere. The propagation delay through the antenna lead will, therefore, vary with length. Some receivers compensate for this by assuming an average antenna lead length, others allow the user to input a delay setting. For long distances between antenna and receiver, some manufacturers provide repeating amplifiers that create an inherent incremental signal delay. x Problems can also occur when radio signals bounce off large objects, such as adjacent buildings, giving a
www.uanl-die.net
receiver the impression that a satellite is further away than it actually is. x Satellites occasionally send out bad almanac data, misreporting their own position. x Time jitter may occur when the satellite clock receiver loses lock with one satellite and achieves lock with another. GPS satellite clock receivers compensate and adjust for many of these error sources. Overall, GPS satellite receiver clocks can be extremely accurate, but how accurate are they? A. GPS Clock Accuracy: GPS time requires that the atomic clocks on all of the satellites be synchronized with atomic clocks at the U.S. Naval Observatory. The GPS Civilian code (L1 frequency) has a time accuracy specification of 340 ns (2 standard deviations); however, it typically performs at 35 ns. Typical ratings of commercially available GPS clocks range from 50 ns to 1 ms. This rating is not an absolute value but a statistical probability. The unpublished or understood rating for these accuracies is 1 standard deviation (1 ı). This implies, for example, that for a 50 ns clock with 1 ı accuracy, the clock output will be within 50 ns, 66 percent of the time. When plotted together on a graph it is easier to visualize these numbers. Fig. 4 plots the 34 ns, 2 ı (GPS time accuracy), and 50 ns, 1 ı (typical GPS receiver module accuracy) together. 0.025 0.02 0.015
50ns 1 Sigma 34ns 2 Sigma
0.01 0.005 0 -150
Fig. 4.
-50
50
150
Satellite Accuracy Versus GPS Receiver Accuracy
IV. IRIG TIME-SYNCHRONIZATION SIGNAL FORMATS [2] [3] Up to this point, this paper has discussed how GPS clocks develop stratum 11 time synchronization. Once the stratum 1 signal is received, it is used directly by the clock in the receiving device to display accurate time and disseminate a time signal to other devices in the vicinity of the local receiver. The format most commonly used to distribute the synchronized time information to downstream IEDs is defined 1
Stratum levels are used to indicate the traceability path from the atomic clocks operated by national standards organizations. They are stratum 0 clocks because they are the most accurate. However, stratum 0 time sources cannot be used on the network. Stratum 1 time sources are directly traceable to national standards. Stratum 1 time sources get their time by direct connection to atomic clocks, through GPS transmissions, or through long-wave radio. Therefore, stratum 1 time sources act as the primary time standard. Stratum 2 time sources get their time from stratum 1 sources, and so on. Higher stratum levels (stratum 2, stratum 3, stratum 4, etc.) are deemed less accurate than their source due to transmission delays by about 10–100 ms per stratum level.
109
www.uanl-die.net VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-15 by a standard that is now in widespread use: the IRIG in seconds through day of the year in a binary coded decimal Standard. (BCD) format and an optional binary seconds of the day In 1956 the TeleCommunication Working Group (TCWG) count. The format standard allows a number of configurations of the American Inter Range Instrumentation Group (IRIG) that are designated as Bxyz where x indicates the modulation was mandated to create a standard format for the distribution technique, y indicates the counts included in the message, and of synchronized time signals. This resulted in a standardized z indicates the interval. The most commonly used forms for set of time code formats documented in IRIG document 104- general time synchronization use are B122 (has seconds 60. The standard has been revised several times over the years, through day of the year coded in BCD and is amplitude with the latest publication being 200-04. modulated on a 1 kHz carrier) and B002 (a level shift format that also has seconds through day of the year coded in BCD A. Description of IRIG Formats format). For higher accuracy applications, the B120, B121, The name of an IRIG code format consists of a single letter B000, and B001 formats are used, when a block of 27 control plus three subsequent digits. Each letter or digit reflects an bits are available to supplement the standard code for attribute of the corresponding IRIG code. Table I contains continuous timekeeping. standard code formats defined in IRIG standard 200-04. Code 1) Control Function Bit Assignments format names are composed as shown in Table II. TABLE III IRIG CONTROL FUNCTION BIT ASSIGNMENTS [4]
TABLE I STANDARD CODE FORMATS—IRIG STANDARD 200-04
IRIG-A
IRIG-B
IRIG-D
IRIG-E
IRIG-G
IRIG-H
A000
B000
D001
E001
G001
H001
A003
B003
D002
E002
G002
H002
A130
B120
D111
E111
G141
H111
A132
B122
D112
E112
G142
A133
B123
D121
E121
H121
D122
E122
H122
H112
TABLE II EXPLANATION OF CODE FORMAT NAMES First letter: A 1000 PPS Rate Designation B 100 PPS D 1 PPM E 10 PPS G 10000 PPS H 1 PPS
IRIG-B Pos ID
Ctrl Bit #
Designation
P 50
1
Year, BCD 1
P 51
2
Year, BCD 2
P 52
3
Year, BCD 4
P 53
4
Year, BCD 8
P 54
5
Not Used
P 55
6
Year, BCD 10
P 56
7
Year, BCD 20
P 57
8
Year, BCD 40
P 58
9
Year, BCD 80
P 59
-
P6
P 60
10
Leap Second Pending (LSP)
Explanation
Last 2 digits of year in BCD
Unassigned
Last 2 digits of year in BCD
Position identifier # 6 Becomes 1 up to 59 sec before leap sec insert
P 61
11
1st Digit: Form Designation
0 1
DC Level Shift (DCLS), width coded, no carrier Sine wave carrier, amplitude modulated
Leap Second (LS)
P 62
12
2nd Digit: Carrier Resolution
0 1 2 3 4
No carrier (DCLS) 100 Hz / 10 ms resolution 1 kHz / 1 ms resolution 10 kHz / 100 µs resolution 100 kHz / 10 µs resolution
Daylight Savings Pending (DSP)
P 63
13
Daylight Savings Time (DST)
3rd Digit: Coded Expressions
0 1 2 3
BCD, CF, SBS BCD, CF BCD BCD, SBS
P 64
14
Time Offset sign
P 65
15
Time Offset: binary 1
P 66
16
Time Offset: binary 2
P 67
17
Time Offset: binary 4
P 68
18
Time Offset: binary 8
P 69
-
P7
P 70
19
Time Offset: 0.5 hour
0 = none, 1 = additional 0.5 hr time offset
P 71
20
Time Quality
4-bit code representing approx. clock time error
P 72
21
Time Quality
0000 = clock locked, maximum accuracy
Abbreviations used in Table II. – PPS: Pulses Per Second – PPM: Pulses Per Minute – BCD: Binary Coded Decimal. Coding of time (HH,MM,SS,DDD) where HH = hour of the day (00–23), MM = minutes of the hour (00–59), SS = seconds of the day (00–59), and DDD = day of the year (001–366) – SBS: Straight Binary Second, a 17-bit-per-second of day in binary, representing 0....86400 – CF: Control Functions (depending on the user application)
B. IRIG-B IRIG-B, as fully described in IRIG Standard 200-04, is a very popular format for distributing time signals to Intelligent Electronic Devices (IEDs). Time is provided once per second 110
0 = Add leap second, 1 = Delete leap second Becomes 1 up to 59 sec before Daylight Savings Time (DST) change Becomes 1 during DST
Time offset sign: 0 = +, 1 = -
Offset from coded IRIG-B time to UTC time IRIG coded time plus time offset (including sign) equals UTC time at all times (offset will change during daylight savings).
Position identifier # 7
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-15 P 73
22
Time Quality
P 74
23
Time Quality
P 75
24
PARITY
Parity on all preceding data bits
P 76
25
Not Used
Unassigned
P 77
26
Not Used
Unassigned
P 78
27
Not Used
Unassigned
P 79
-
P8
www.uanl-die.net
accommodate all present industry uses now and into the foreseeable future. As an example, with GPS technology at better than 100 ns accuracy level, a 0000 code, indicating the source is locked, will go to a 0011 or a 0100 code when it loses lock.
1111 = clock failed, data unreliable
TABLE IV IRIG CONTROL FUNCTION TIME QUALITY INDICATOR CODE [4]
Position identifier # 8
IEDs may be programmed to check the control function bit field (shown in Table III) and use this additional information where it is provided. In general, the control bit assignments are made with zero indicating a normal state, because unused control field bits are normally set to zero. The rationale here is that this will minimize the possibility of creating a false alarm. For example, if a control field was all zeroes, the Time Quality indicator code would indicate the clock was locked with full accuracy (see Table IV), which would not accidentally be interpreted as an error condition. Conversely, care must be taken to connect the IED, which uses the control bits, to an IRIG-B source that supports control bits. As the example above explains, if an IED is connected to an IRIG-Bxx2 source, for example, the placeholders for the control bits are all zero, indicating to the IED that the time quality is high accuracy, when, in fact, it may not be. The resulting time-tagging performed by the IED will be inaccurate, compared with other IEDs operating from highaccuracy IRIG-B sources that have the proper control bit assignments. a) Time quality [4]: Of particular interest in the control function is the Time Quality indicator code, as defined in detail in Table IV. A four-bit Time Quality indicator code is used by several clock manufacturers and is in several existing standards. It is an indicator of time accuracy or synchronization relative to UTC and is based on the clock’s internal parameters. The code presented here is by order of magnitude relative to 1 nanosecond (ns). The 1 ns basic reference is fine enough to
Binary
Hex
Value (worst case accuracy)
1111
F
Fault—Clock failure, time not reliable
1011
B
10 s
1010
A
1s
1001
9
100 ms (time within 0.1 s)
1000
8
10 ms (time within 0.01 s)
0111
7
1 ms (time within 0.001 s)
0110
6
100 µs (time within 10–4 s)
0101
5
10 µs (time within 10–5 s)
0100
4
1 µs (time within 10–6 s)
0011
3
100 ns (time within 10–7 s)
0010
2
10 ns (time within 10–8 s)
0001
1
1 ns (time within 10–9 s)
0000
0
Normal operation, clock locked
2) IRIG-B Modulated and Demodulated Signals Fig. 5 and Fig. 6 show the general structure of a demodulated (unmodulated) IRIG-B time code (Fig. 5), and a modulated IRIG-B time code (Fig. 6). The demodulated format is a pulse train of positive pulses at a rate based on the designated format; the pulses are usually at a 5-volt amplitude. The rising edge of the reference pulse coincides with the seconds change in the clock and provides a very precise time reference. The modulated format is an amplitude modulated sine wave, with an amplitude between 1 Vp-p and 6 Vp-p for the mark (peak), with a mark-to-space amplitude ratio of approximately 3:1.
111
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-15
www.uanl-die.net
Fig. 5. Demodulated IRIG-A and IRIG-B Time Code Format
Fig. 6. Modulated IRIG-A and IRIG-B Time Code Format
V. IRIG TIME-SYNCHRONIZATION ACCURACY A. GPS Clock Accuracy Accurate time synchronization begins with an accurate clock output signal. To better understand the accuracy differences between a 50 ns clock and a 1 ms clock, the five most popular GPS clocks used by power utilities were tested. The test setup shown in Fig. 7 used a common antenna with a splitter to ensure all clocks had the same input signal. The 1 PPS output of each clock was fed into a logic analyzer and compared to a time reference. The clocks tested had different
operating temperature ranges; 0° and 50°C were the lowest and highest operating temperature for some of the clocks. The test was run for 10 hours at each temperature from 0° to 50° in 5° increments.
112
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-15
Antenna Splitter
Clock A
Clock B
Clock C
Clock D
Clock E
1 PPS Outputs Recording Device / Logic Analyzer
Time Reference
Fig. 7. Clock Accuracy Test Setup
The graph shown in Fig. 8 plots the resultant accuracy measured for the five clocks at 50°C for a ten-hour period. The data are superimposed over the graph in Fig. 4 to show how the actual performance measures up versus the predicted performance. It is interesting to note that the measured data for all of the clocks are slightly better than the 50 ns, 1 ı rating of the GPS receiver. The list price range for these clocks was from $1,500 to $3,900, and the specified accuracy range was from 20 ns to 500 ns. 0.12
% of total samples
0.10
Clock A Clock B Clock C Clock D Clock E 50ns 1 Sigma 34ns 2 Sigma
0.08 0.06 0.04 0.02 0.00 -150
-50
50
150
modulated signal is its robustness. The modulated signal can be transmitted greater lengths and is not subject to ringing (overshoot) and reflections associated with fast rising and falling signal edges impinging on changes in the characteristic impedance of the propagation media. The modulated signal measurement technique compares the amplitude ratio of the “0” and “1” level signals, so the absolute magnitude is of less consequence. Therefore the signal attenuation over an extended cable run is of little consequence as long as the two signal levels are still measurable. The modulated signal is sometimes accompanied by a 1 PPS signal to provide higher accuracy time synchronization. The data, including time-ofthe-day and day-of-the-year, are carried in the modulated signal, and the mark specifying the precise change of second is provided by the 1 PPS signal. The disadvantage to this scheme is that the IED must have two time code inputs, one for IRIG-B and one for 1 PPS. Due to the fast rising and falling edges on the demodulated signal, ringing and reflections can occur if the distribution cable is not properly terminated. Also, the measurement technique required to detect “1s” and “0s” is based on a specific amplitude threshold. Therefore, signal attenuation over a long cable run or because of heavy signal loading, is more critical with the demodulated signal than with the modulated signal. Signal propagation delay must also be considered in very high-accuracy timing requirements. Cable capacitance and the cable propagation constant (ratio of the speed of light in freespace compared with the propagation speed in the cable medium), must be considered. The rising edge of square wave pulses used in demodulated signal distribution can become rounded and delayed, causing measurement inaccuracies, as shown in Fig. 9.
ns of error
Ideal rising edge
Fig. 8. Clock Accuracy Test Results at 50°C
Delayed rising edge Rising edge time measurement error
This information does not mean that all GPS clocks are the same. However, how to state the accuracy ratings seems to be up to each manufacturer. B. IRIG Time Signal Distribution There are many ways to distribute the IRIG-B time signal to multiple IEDs. The following is an evaluation of the most common distribution methods used by power utilities. The two most common formats used for IRIG-B transmission are modulated (IRIG-B1xx) and demodulated (IRIG-B0xx) as described in Section IV of this paper. The IRIG-B modulated signal uses a 1 kHz carrier signal and provides a typical accuracy of 1 ms. The demodulated signal can provide accuracy in the nanosecond range, provided that its source supports that level of accuracy. The relative inaccuracy of the modulated signal results from the zerocrossing method used to detect a shift between high- and lowbit status. At 1 kHz, the carrier signal zero-crossing occurs every 0.5 ms. A change in bit status, just after the last peak, will require an additional half cycle to detect the next peak, plus another quarter cycle to arrive at the next zero-crossing where the timing is measured. The major advantage of the
www.uanl-die.net
Rising edge measurement threshold
Fig. 9. Demodulated Signal Rising Edge Measurement Error
1) Signal Distribution Media The IRIG-B signal, modulated or demodulated, is most commonly distributed electrically through simple shielded, twisted pair, or via coaxial cable. In power substations, electrical noise and ground potential rise limit the length of these electrical conductors to 100 ft or less, preferably no more than 50 ft. Longer distances may be achieved by converting the ground-referenced signal to a differential signal, similar to RS-422 communication. However, distribution of IRIG-B through metallic cable, regardless of the format, should be restricted to within the same building.
113
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-15 Short metallic cable runs also minimize signal accuracy errors due to signal propagation delay and attenuation. Extending the signal outside the control building to other buildings or electrical apparatus within a substation should be done using optical fibers, which are immune to electrical interference and ground potential rise. Converting to an optical signal causes data latency and has its own set of propagation delay and attenuation limits. Converting the electrical signal to an optical signal and back to electrical creates a latency of about 15 µs, plus another 5 µs delay per km of fiber. The total distance that the signal can be transmitted through fiber is also restricted by the optical budget of the optical transceivers and the attenuation losses in the optical fiber, including splice losses. For example, a simple 850 nm optical transceiver with a 15 dB optical budget could transmit an IRIG signal up to 5 km, assuming an optical fiber attenuation of 3 dB/km at 850 nm. The propagation delay over this length of fiber would be 40 µs, including the latency in the transceivers and optical fiber. Multiplexing the IRIG signal with other data over an optical fiber creates latencies that may vary depending on the modulation technique and the relative priority that the IRIG signal is given relative to the other data. Multiplying a single IRIG signal for distribution to multiple IEDs through a communications processor, for example, will also create latencies in the signal path. Fig. 10 shows an example of several methods used to distribute the IRIG-B time-synchronization signal.
O-SCOPE Satellite Clock Channel 1 Break-Out Box
Channel 2 Break-Out Box
Cable Under Test
Fig. 11. IRIG-B Signal Propagation Delay Test Connection for Cables and Fiber TABLE V PROPAGATION DELAY MEASUREMENTS
Cable Type
Tested Length
Tested Delay
Delay/Unit
Twisted Copper Coaxial Fiber
100 ft 135 ft 0 ft
190 ns 250 ns Not tested
1.90 ns/ft 1.85 ns/ft 5 µs/km
The signal distribution latency in a communications processor was measured using the configuration shown in Fig. 12. Latency measurements where also made for fiberoptic transceivers; these measurements are made on the electrical input and output of the fiber-optic transceivers used to convert the demodulated IRIG-B signal to and from the optical signal. The fiber-optic transceivers used in this test are designed to multiplex the IRIG signal with a data signal. The test results for the latency measurements are shown in Table VI. O-SCOPE Satellite Clock
RG/58 Coax Communications Processor RG/58 Coax 22 AWG Wire IED
IED
RG/58 Coax
GPS Clock
IED
www.uanl-die.net
IED
F O 2
IED
Channel 1 Break-Out Box
F O 1
Channel 2 Break-Out Box
Fig. 12. IRIG-B Signal Distribution Latency Test Connection for a Communications Processor
Optical Fiber F O 2
Communications Processor
TABLE VI LATENCY MEASUREMENTS Fiber-Optic Transceivers
IED
F O 1
IED
Fig. 10. Typical Substation IRIG-B Signal Distribution Connections
2) IRIG-B Time Distribution Latencies To examine the relative propagation delays in metallic cable and fiber, a test configuration shown in Fig. 11 was assembled. The signal latency was measured using a dual trace oscilloscope. Table V lists the propagation delay measured across various IRIG signal distribution media using the test connection shown in Fig. 11.
Device
Delay Time
Communications Processor 850 nm Fiber-Optic Transceiver 650 nm Fiber-Optic Transceiver
2.10 µs 5.26 to 8.98 µs 17.8 to 69.0 µs
3) IRIG-B Demodulated Signal Distortion Signal distortion is also a source of errors in the distribution of IRIG-B signals, particularly for demodulated signals with high-current outputs. Ringing and reflections cause signal distortion and jitter that can cause IEDs to misinterpret the signal. From the latency tests reported in Table V and Table VI, it is apparent that high-accuracy applications, requiring sub-microsecond time synchronization, must be distributed directly on cable. Communications processors and fiber-optic transceivers insert two to several microseconds of delay in the communications path. Coaxial and direct twisted-pair cable, up to 135 ft in length, add 0.25 µs delay or less. Metallic cables must be properly connected and terminated to prevent excessive signal distortion. To demonstrate this, the
114
www.uanl-die.net VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-15 test configuration shown in Fig. 13 was used to observe the C. IED Synchronized Time Processing IRIG-B demodulated signal on each end of a 125 ft coaxial The way that IEDs process the IRIG time-synchronization cable, where the cable supplies a signal to an IED. signal may be as important as the time signal distribution Termination process. IEDs typically use an IRIG signal to update their onboard clock and calendar in a background mode. The period O-SCOPE D between reading the signal may vary depending on how busy the processor is with higher priority functions. The onboard Satellite A B C IED Clock clock time may lose accuracy, depending on the stability of the clock oscillator between IRIG signal reads. IED clock 5 ft BNC 125 ft BNC 5 ft BNC oscillators are typically based on a quartz oscillator, which has Fig. 13. Coaxial Cable Test for Observing IRIG-B Demodulated Signal a calibration tolerance and temperature sensitivity. Under The charts in Fig. 14 and Fig. 15 show the waveforms for a extreme temperature conditions, with maximum period rising edge and falling edge of a high current (>100 mA) between time-synchronization updates, the onboard clock may demodulated signal, with and without proper cable drift by a significant margin, possibly up to a few termination. In this case, a 50-ohm termination resistor was milliseconds. used to properly terminate a coaxial cable with a 50-ohm To achieve the highest possible IED clock accuracy, the characteristic impedance. The traces of each plot are labeled to IED must regularly read and process the IRIG timeindicate the measurement location per Fig. 13 and the test synchronization signal every second. conditions were either terminated or unterminated. A 125 ft RG-58 coaxial cable was used to demonstrate the ringing and VI. OTHER ERROR SOURCES signal overshoot that can occur. The voltage scale for Fig. 14 and Fig. 15 is 5 volts per division. Very visible in Fig. 14 is A. IED Sampling Rate and Processing Interval Versus Time the signal overshoot and ringing on the unterminated signal. If Accuracy IEDs digitize input data as often as their sampling rate the overshoot crosses the detection voltage threshold for a device, false triggers can occur, resulting in timing permits. Sampling rates on protective relays vary from four samples-per-cycle to hundreds of samples-per-cycle. Digital discrepancies and possible data corruption. On the falling edge trace, the unterminated signal voltage is fault recorders typically sample data up to hundreds of times delayed by the cable capacitance. This falling edge delay does per cycle. If an event occurs just after the last time the IED not affect the timing accuracy; however, if delayed enough, sampled the input, then there could be up to a one-sampleperiod error between when the event occurred and when the signal corruption may result. IED time tagged its occurrence. Test Point A Unterminated Processing intervals
Test Point B Unterminated
Test Point A Terminated
Test Point B Terminated
Time -1.00
0.00
1.00
2.00
3.00
4.00
5.00
Time ( s )
Fig. 14. Unmodulated Rising Edge Test Point A Unterminated
Test Point B Unterminated
Test Point A Terminated
Test Point B Terminated
-1.00
0.00
1.00
2.00
Sampling periods
Fig. 16. Analog and Digital Inputs Are Sampled at the Beginning of Each IED Processing Interval
3.00
4.00
5.00
Sampling on analog and digital inputs is very often performed in a sequential manner within the sampling period. All samples taken during the period are tagged with the same time, so small errors will exist between the time the sampling actually occurred, and the time the tag is assigned to the sample. Generally these errors are small because the sampling process takes up only a small portion of the processing period. The remainder of time in the processing interval is used to process the data and perform other background functions.
Time ( s )
Fig. 15.
Unmodulated Falling Edge
115
DI-8
DI-7
DI-6
DI-5
DI-4
DI-3
DI-2
DI-1
AI-6
AI-5
AI-4
AI-3
AI-2
AI-1
www.uanl-die.net VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-15 than one sampling period before recognizing that the digital Time input changed state. This debounce delay skews the time tag applied to a state change unless the IED adjusts the time tag to compensate for the debounce delay. Some devices may offer two time tags, one for the raw input state change and the other for the debounced input state change.
One sample period for Analog Inputs (AI) and Digital Inputs (DI)
Fig. 17. Analog and Digital Inputs Are Sequentially Sampled During Each Sample Period
More sophisticated IEDs will have multiple processors, so the sampling and data processing functions can be dedicated to a single processor, while other processors perform background functions that have variable demand. In this way, the IED can achieve consistent sampling and time tagging during even the most demanding conditions. Some IEDs perform multiple analog samples within a processing interval. This improves the resolution of analog data and provides a wider frequency spectrum in the raw analog data. Digital inputs are typically sampled once every processing interval. Processing intervals
Time Sampling periods
Fig. 18.
Multiple Sampling Periods per Processing Interval in IEDs
B. IED Filtering 1) Analog Signal Input Filtering IEDs, such as protective relays that operate on fundamental frequency analog quantities, require filtering to separate the fundamental frequency quantity from harmonics. Analog filtering in IEDs is typically comprised of a low-pass antialiasing hardware filter and a band-pass digital filter. Filtering delays naturally occur, skewing the recorded fundamental analog signal with respect to the original sampled data. The skew caused by the low-pass hardware filter is usually minor. Some IEDs record both the raw sampled data (obtained from the output of the low-pass filter before it enters the digital filter) and the filtered data, as shown in Fig. 19. Analog lowpass filter
Digital bandpass filter
Raw sample data
Fig. 19.
Filtered data
Some IEDs Capture Raw and Filtered Data
2) Digital Signal Input Filtering To avoid false digital input recording caused by spurious noise, some IEDs “debounce” the digital inputs by requiring that the input be high (asserted), or low (deasserted) for more
3) Instrument Transformer Error Current and voltage analog signals presented to IEDs are scaled from primary values to secondary quantities by instrument transformers; current transformers (CTs) and voltage transformers (VTs). These instrument transformers are designed to faithfully reproduce the primary quantities on their secondary outputs. However, all electromagnetic CTs and VTs induce slight phase shifts due to the inherent losses and magnetic storage capacity of iron-core magnetic circuits. Capacitive voltage transformers (CVTs) also include iron-core magnetic circuitry that produce slight phase shifts between primary and secondary analog signals. VII. POWER SYSTEM APPLICATION REQUIREMENTS The electric power industry uses synchronized time signals for the following applications: x Power system fault and disturbance recording devices x Sequence-of-events recorders x Precision synchrophasor measurement units x Synchronized end-to-end line protection scheme testing x Energy Management Systems (EMS) for SCADA analog and state-change recording x Time-of-use metering x Intrasubstation protection networks A. Power System Fault and Disturbance Recording Oscillographic data-recording devices, including digital protective relays and fault recorders that record power system faults for post-disturbance analysis, can be adequately synchronized with millisecond resolution time. A single fault may trigger oscillographic data-recording by devices at multiple locations on the power system. Records from multiple sources may be required to accurately assess the type, severity, and duration of the fault and check for proper operation of protection and control equipment. While it is sometimes possible to compare general characteristics of fault data to determine which records were triggered by the same fault, accurate time tags associated with the records are a tremendous aid, especially for major disturbances and when multiple faults occur within a short time period. Event record time tags, which are accurate to within a few milliseconds, are adequate to determine how multiple records “fit” together chronologically to analyze the sequence in which events occurred. NERC Recommendation 12a, based on the August 14, 2003 blackout analysis, strongly recommends “use of timesynchronized data recorders” and the installation of “additional time-synchronized recording devices as needed.” These recommendations are the result of collecting numerous
116
www.uanl-die.net VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-15 disturbance records with completely inaccurate time stamps, Like oscillographic event recorders, the sequence-of-events some with not only the wrong time of the day but with recorder’s sampling period impacts the overall accuracy of the inaccurate day, month, and even year! Countless hours and time tag associated with the logged state change. In addition, days were spent piecing together disturbance records to status inputs may be debounced to avoid recording spurious perform root cause analysis of this blackout. Accurately time- input assertions. Knowing how these inputs are treated by the tagged records greatly simplify the task for simple outage sequence-of-events recorder is important to the overall time analysis, as well as for large-scale disturbance and blackout comparison of state changes between and within event reports. analysis. The most recent NERC proposal [5] is that events be C. Precision Synchrophasor Measurement time tagged within one quarter cycle (approximately 4 ms at The technology required to perform wide-area 60 Hz) accuracy. measurement and control is progressing rapidly. This It is important to recognize that fault and disturbance technology has the potential to provide operating personnel records are time recordings that span several cycles to several with improved visibility of power system status and health seconds of time. The time tag associated with the record must through the real-time comparison of voltage and current have a specific and known reference within the record. phasors from select points on the power system. The August Typically, a fault or disturbance detector triggers the record, 13, 2004 blackout occurred, in part, because operators, at so the time tag is typically associated with the detector widely separated operating centers, were unable to recognize operation. The record should clearly show when the detector that the system was slowly breaking apart. NERC states in picked up, so the specific time associated with the record time their blackout report and recommendations, “Timetag can be identified in the record. This indication may be in synchronized devices, such as phasor measurement units, can the form of a timing mark in the oscillographic record or by also be beneficial for monitoring a wide-area view of power actually displaying a time scale with the record. The minimum resolution provided by the time tag or applied with the time system conditions in real time
…” [5]. With proper communication and programming, wide-area scale should be 1 ms. measurement also has the potential to provide remedial action It is also important to recognize that digital recording controls that could mitigate cascading failures and prevent devices have a sampling rate. If the sampling period is greater blackouts. than the accuracy of the device time source, then the accuracy The concept of synchronized phasor measurement involves of the event report time tag is only as accurate as the resolution of the sampling period, plus or minus the clock synchronizing the sampling of all associated devices, no accuracy. For example, a device clock may be synchronized matter where they are in the system, such that each device within plus or minus 1 ms of UTC time. If the sampling rate creates a reference phasor by which to measure the relative of the IED is eight times per power system cycle at 60 Hz, magnitude and angle of real-time voltage and current phasors then the device sampling period is every 2.08 ms. The at its location. Because all phasor measurements are made resolution of the time tag may be 1 ms, but the accuracy of the using the same synchronized reference, all phasor measurements from different locations on the system, but with time tag is therefore 2.08 ms, plus or minus 1.0 ms. identical time tags, can be compared with each other to B. Sequence-of-Events Recording determine the relative phase relationships across the system. Sequence-of-events recorders produce Sequential Events Fig. 20 shows the concept of a reference phasor with Reports (SER) or Sequence-of-Events (SOE) reports that associated phase shift, relative to measured current and provide a chronological list of when monitored devices voltage. Phasor data are collected from various locations changed state. Changes of state may be opening or closing, around the system, as shown in Fig. 21. The collected phasor asserting or deasserting, turning on or turning off, etc. Device data are time aligned and plotted to provide a visual monitor points may include circuit breaker status contacts, comparison of the real-time phasor relationships, as shown in protective relay and teleprotection contact outputs, and, in Fig. 22. 80 today’s IEDs, logical status on internal logic elements. Each sequence-of-events recorder creates a chronological 40 list of its monitored device state changes. Observing the Vref (t) sequence in which events occurred can be very helpful when VS (t) 0 troubleshooting device operation and for post-disturbance VR (t) –40 analysis. Like the time tags applied to oscillographic event reports, the time tags applied to device state changes should be –80 synchronized with other sequence-of-events reports to assist in 0 0.002 0.004 0.006 0.008 0.010 0.012 0.014 0.016 0.018 0.02 Time (seconds) the analysis of device operations associated with power system disturbances. Like the oscillographic event report, Fig. 20. Synchrophasor Reference Developed From Synchronized Time event time accuracy within a few milliseconds is typically Input adequate. Typical specifications for power system SER and SOE devices require 1 ms time-tag accuracy.
117
www.uanl-die.net VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-15 D. Test Equipment at Adjacent Stations for Synchronized End-To-End Testing Modern, high-speed line protection schemes using pilot communication can be tested more realistically by performing synchronized tests at each line terminal. These tests can simulate internal and external line faults, which then involve the operation of the teleprotection equipment and communications channels to simulate actual end-to-end scheme performance. Fig. 21. Phasor Data Collected Throughout System The tests can be performed by injecting prefault and fault currents and voltages into the relays at each end and starting at precisely the same time to provide the proper phase alignment between the two terminals that would be expected under real line-fault conditions. On directional comparison pilot protection schemes, it is most important to start the fault simulation at the same time at both ends. The relative phase angle of injected test quantities is not important because the two terminals are only sharing logical status information through the communications channel, not measured analog quantities. Timing of the Fig. 22. Graphical Plot of Synchrophasor Data One of the key requirements for synchrophasor communications signals in the pilot protection schemes is the measurement is the precise synchronization of sampling most critical element of these tests. Generally, tests initiated between devices located across the system and the subsequent within less than a few milliseconds of each other will provide comparison of the phasors developed from those samples. acceptable results. Timing is more critical on phase comparison and line Existing IEEE Standard 1344-1995, “Standard for Synchrophasors for Power Systems,” and its proposed current differential schemes, where the relays share current replacement, PC37.118, “Draft Standard for Synchrophasors phase angle information across the communications scheme. for Power Systems,” states, “synchrophasor measurements One millisecond is roughly equivalent to 22 electrical degrees shall be synchronized to UTC time with accuracy sufficient to at 60 Hz. On some schemes, a 22-degree difference between meet presently undefined requirements.” These requirements current phase angles may be enough to cause the relay scheme are not yet defined because this is an emerging technology that to misoperate. Timing accuracies of 1 ms or less are desirable will be applied in ways not yet fully explored. It is generally for end-to-end testing on these schemes. accepted that the time synchronization of samples should be accurate to within 1 µs. Note that a time error of 1 s GPS Receiver GPS Receiver corresponds to a phase error of 0.022 degrees for a 60 Hz system and 0.018 degrees for a 50 Hz system. The S R synchrophasor standards call for a Total Vector Error (TVE) of less than one percent. This corresponds to a maximum time error of ±26 s for a 60 Hz system and ±31 s for a 50 Hz Test Set Test Set system. However, the TVE is a summation of errors from time synchronization, instrumentation conversion, and phasor Relay Relay measurement processing errors. Table VII shows the relative magnitude of errors from these sources [6]. While the timesynchronization error is the least of these, it is quite obvious Communications that it must be small to prevent the total error from reaching a Channel TVE of one percent. TABLE VII ERRORS IN SYNCHRONIZED PHASOR ESTIMATION AND TYPICAL CORRESPONDING VALUES
Error Cause
Error in Degrees
Error in Microseconds
Time Synchronization
0.0216
1
Instrument Transformers (Class 0.3)
0.3
14
0.1
5
Phasor Estimation Device
Fig. 23. Synchronized End-to-End Testing Configuration
E. Energy Management Systems for SCADA Analog and State-Change Recording Energy Management Systems (EMS) designed for System Control And Data Acquisition (SCADA) log event data for post disturbance analysis. Older systems polled Remote Terminal Units (RTUs) for status changes, logging the time of the status change based on when the RTU was scanned. The time tag associated with the status change could be off by as much as the time between scans, sometimes by as much as several seconds. More modern SCADA systems log the time 118
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-15 of the status change in the RTU and retrieve that information with the other polled data. This requires that the RTU have an onboard clock synchronized to the other RTUs on the system. Even more modern systems retrieve time-tagged SER data from lower-tier IEDs through protocols like DNP. This pushes the requirements for time synchronization down to the IED level. Some SCADA systems are able to disseminate a timesynchronization signal from the SCADA master to the RTU or an intelligent communications processor at each substation. The RTU or communications processor may also pass this time-synchronization signal to the IEDs. Disseminating the time-synchronization signal through multiple tiers creates synchronization latencies of a few to several milliseconds per level. That may be tolerable in some systems. For more accurate state-change time-tagging, the IEDs should be synchronized from a clock located at each substation. This is illustrated in Table VIII. Sub 1
Energy Management System
RTU or Comm Proc.
IED
IED
IED
SCADA Master
Sub 2
IED
RTU or Comm Proc.
IED
IED
Sub 3
IED
RTU or Comm Proc.
IED
IED
Fig. 24. Energy Management System for Three Substations
As in SER and SOE applications, time tagging change-ofstate information in EMS/SCADA systems to within a few milliseconds on a system-wide basis is more than acceptable.
www.uanl-die.net
Meter clock time accurate to within a few milliseconds is generally considered adequate for revenue metering used for customer billing and interutility energy transfer accounting purposes. Utilities are also required to calibrate revenue meters to ensure metering accuracy. The standards used in the calibration process use a precise time source, such as GPS, to provide an accurate frequency reference for calibration. The frequency reference requires microsecond timing accuracy. G. Intrasubstation Protection Networks Standard network protocols (IEC 61850 is the umbrella protocol most often referenced) are available that enable protection, control, and monitoring functions to be performed using commercially available LAN technology. While IEC 61850 does not in itself describe a time-synchronization technique, it recognizes that IEDs connected to the network need to have their clocks synchronized so that data shared on the network, and reports available from network devices, report time critical information, such as state changes and analog data, with accurate time tags. Generally, these time tags should be accurate to one millisecond or less, as described in Sections A and B above. Traditional substation design uses a separate timing bus, with a time-synchronization signal, such as IRIG, to synchronize IED clocks in the substation. When substations are designed with most or all IEDs connected to a LAN, the opportunity presents itself to synchronize the IED clocks through the network, eliminating the need for a separate timing bus. Standard network protocol time-synchronization techiques, capable of achieving one millisecond accuracy, may be adequate for general reporting purposes. However, time tagging process bus analog data for sharing among network IEDs and for synchronized phasor measurements requires accuracies of within one microsecond or less [7]. This level of accuracy is not achievable with the traditional network timing protocols (see Appendix B). IEEE Standard 1588, “Standard for a Precision Clock Synchronization Protocol for Networked Measurement and Control Systems,” which promises one microsecond time synchronization, will most likely be the best choice to achieve the desired microsecond time-synchronization accuracy.
F. Metering Many residential, commercial, and industrial metering tarriffs include energy consumption charges and demand charges that vary with the time of day and day of the week. Meters used to measure the power consumed by these customers must have accurate time to accurately allocate the proper rate based on the time of consumption. Utility substation interconnect metering is also used to properly account for power and energy transfers between utilities. These transfers are typically monitored on an hourly basis to measure Area Control Errors. Collecting and storing accumulated hourly energy values requires that these substation meters have accurate time.
119
TABLE VIII SUMMARY OF TIME-SYNCHRONIZATION REQUIREMENTS
Application
Acceptable Overall Time Error
Timesynchronization Accuracy
Fault disturbance recording
Within a few ms
1 ms
SER/SOE
< 1 to few ms
< 1 to 1 ms
Synchrophasor measurements
< 26 µs
1 µs
Synchronized end-toend testing
< 1 to few ms
< 1 to 1 ms
EMS/SCADA
Within a few ms
1 ms
Metering: Time-of-use metering
Within a few ms
1 ms
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-15 Calibration standard Protection networks (IEC 61850) - General reporting - Synchrophasor and process bus
d 1 µs
www.uanl-die.net
IX. APPENDIX
1 µs
A. Terrestrial Time-Synchronization Sources < 1 to few ms
< 1 to 1 ms
1 to few µs
1 µs
VIII. CONCLUSIONS It should be said, that after a thorough review of timesynchronization techniques, there is really no such thing as the “perfect time.” Errors and latencies exist in all forms of synchronization technologies and in their methods of distributing time signals. It also can be observed that nothing happens instantaneously, so trying to put a precise time tag on a non-precise event is fruitless. Having said this, the technology exists today to provide substantially improved power system monitoring, protection, and control through the use of modern time-synchronization techniques and microprocessor-based devices. Most applications for power system monitoring and recording are satisfied with time-synchronization accuracy to within 1 ms. The evolving technology of wide-area measurement and control using synchronized phasor measurement requires time-synchronization accuracy to within 1 µs. Both of these are achieved with relatively simple and economical clock receivers, thanks to the development of GPS time and the availability of GPS satellites to disseminate that time throughout the world. Other technologies are developing, but GPS satellite receiver clocks offer the most widely available and traceable source of high-accuracy time synchronization. High-accuracy IED time synchronization can be achieved by direct-connecting the IED to the GPS receiver clock highaccuracy IRIG output using metallic twisted pair or coaxial cable. To minimize signal distortion caused by ringing and signal jitter caused by reflections, the cable must be properly terminated with a resistor matching the cable characteristic impedance. The use of fiber-optic transceivers, optical fiber, and communications processors, which incur delays of two to several microseconds, must be avoided for time synchronization in order to achieve sub-microsecond timesynchronization accuracy required for synchronized phasor measurement. IRIG signal distribution through fiber-optic transceivers and communications processors is acceptable for a broad range of moderate accuracy applications, such as fault disturbance report and sequential event time tagging, SCADA, and synchronized end-to-end line relay testing. These applications are quite easily satisfied using modern satellite clock receivers and well-established time-synchronization signal distribution methods. Care must be taken to ensure that the IEDs connected to a clock output do not overload the output circuits or create excessive attenuation in the signal distribution circuit. Network time-synchronization protocols will play an increasingly important role in synchronizing substation IEDs as more substation IEDs are connected to substation LANs.
1) Terrestrial Broadcast Sources [2] [8] Terrestrial sources of synchronized time include radio broadcast through the atmosphere or a broadcast over a controlled medium such as fiber optics. Radio broadcasts are probably the least expensive but are the most susceptible to interference and usually have the lowest accuracy. Microwave and fiber-optic systems can achieve high accuracy but have higher installed costs. a) WWV and WWVH radio broadcast [2] WWV broadcasts on 2.5, 5, 10, 15, and 20 MHz from Fort Collins, Colorado. WWVH broadcasts on 2.5, 5, 10, and 15 MHz from Kauai, Hawaii. Both stations continuously broadcast a timing signal (24 hours a day, 7 days a week) to listeners all over the world. However, the radio transmission patterns are designed to primarily serve listeners in North America. Multiple frequencies are used because shortwave propagation varies with many factors, including time of year, time of day, geographic location, solar and geomagnetic activity, weather conditions, and antenna type and configuration. In general, the lower frequencies of 2.5 and 5 MHz are best during nighttime hours, the higher frequencies of 15 and 20 MHz are better during daytime hours, and 5 and 10 MHz are probably the best compromises overall. The 5, 10, and 15 MHz transmissions are at higher power than the other frequencies. The time is kept to within less than 1 µs of UTC at the transmitter site, but the signal is delayed as it travels from the radio station to the receiver location. This delay increases the further the receiver is from the station and also changes at various times during the day if the signal is bouncing between the earth and the ionosphere. However, for most users in the United States and North America, the received accuracy should be less than 10 ms. The signal sent on WWV and WWVH is a series of tones, beeps, and clicks synchronized to one-per-second, with a voice announcement of the time prior to each minute change, such as, “at the tone.” The time announced on WWV and WWVH is UTC. The WWV and WWVH radio signals are not suitable for synchronizing modern power system IEDs because of their relative inaccuracy and because it is difficult to convert the announced time to a coded digital signal. b) WWVB radio broadcast [2] NIST radio station WWVB is located on the same site as WWV near Fort Collins, Colorado. The WWVB broadcasts are used throughout North America to synchronize consumer electronic products like wall clocks, clock radios, and wristwatches. In addition, WWVB is used for high-level applications such as network time synchronization and frequency calibrations. WWVB continuously broadcasts time and frequency signals at 60 kHz. The carrier frequency provides a stable frequency reference traceable to the national standard. There
120
www.uanl-die.net VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-15 are no voice announcements on the station, but a time code is 0.2 s later for a binary “0,” 0.5 s later for a binary “1,” or 0.8 s synchronized with the 60 kHz carrier and is broadcast later to convey a position marker. The binary coded decimal continuously at a rate of one bit-per-second using pulse width (BCD) format is used so that binary digits are combined to modulation. The carrier power is reduced and restored to represent decimal numbers. The time code contains the year, produce the time code bits. The carrier power is reduced 10 day of year, hour, minute, second, and flags that indicate the dB at the start of each second, so that the leading edge of status of Daylight Savings Time, leap years, and leap seconds. every negative going pulse is on time. Full power is restored The WWVB time code format is shown in Fig. 25.
Fig. 25. WWVB Time Code Format
Fig. 26. LORAN-C Coverage Areas, (Picture Courtesy of Megapulse) [9]
The frequency uncertainty of the WWVB transmitted signal is less than one part in 1xE12. If the path delay is removed, WWVB can provide UTC with an uncertainty of less than 100 µs. The variations in path delay are minor compared to those of WWV and WWVH. When proper receiving and averaging techniques are used, the uncertainty of the received signal should be nearly as small as the uncertainty of the transmitted signal. The higher accuracy and coded format of the WWVB signal makes it much more desirable than WWV and WWVH signals for synchronizing modern power system IEDs. However, the radiated frequency caused by coronal discharges in 60 Hz power stations can severely interfere with the 60 kHz carrier frequency of the WWVB signal. For this reason, the
WWVB signal is seldom used in utility substations to timesynchronize modern IEDs. However, it is used for synchronizing EMS system clocks and other power system control equipment not located at high-voltage electric power stations. It is primarily available for North America, so it is not considered a universal source of time synchronization. c) LORAN-C [9] Long Range Navigation (LORAN-C) was originally developed to provide radionavigation service for U.S. coastal waters and was later expanded to include complete coverage of the continental U.S. as well as most of Alaska. Numerous U.S.-based LORAN-C stations, and several European- and Asian-based stations work in partnership to provide coverage
121
www.uanl-die.net VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-15 in North America and the major navigation routes in coastal The LORAN-C system complements satellite systems and waters, as shown in Fig. 26. is a fully independent source of position, velocity, and time, LORAN-C transmits precisely spaced pulses from land- especially where line-of-sight is restricted. Also, satellite based transmitter sites. Receivers can use the pulses from a systems can be used to calibrate LORAN-C to compensate for minimum of three transmitters to determine two-dimensional ASFs. position and velocity. Precise time is also a byproduct of the While LORAN-C offers high-accuracy time received signals. The low frequency system operates at 100 synchronization, the 100 kHz carrier frequency is considered kHz in a band reserved for marine radionavigation. The most susceptible to interference from coronal discharges in and widely recognized format is LORAN-C. The excellent around high-voltage power stations, making it unsuitable for a stability of the system yields repeatable accuracies of 20–50 m majority of electric utility applications. In addition, its limited and stratum 1 timing. transmitter sites reduce its coverage to major portions of North In practice, one signal is designated by the receiver as the America and some coastal areas of Asia and Europe, see Master and the others are Secondary signals. The LORAN-C Fig. 26. receiver determines location information by measuring the B. Internet Time-Synchronization Sources very small difference between the pulse arrival times for each 1) Internet Time Synchronization [10] Master-Secondary pair. Because the receiver does not know Computers and IEDs, connected to the Internet or other where the transmitters are located, each time difference mathematically plots along a line that can be described by a network, can be synchronized to a timeserver. Network hyperbolic curve. Comparing the curves from the two results, timeservers use several standard timing protocols defined in a series of RFC (Request for Comments) documents. The three the receiver location is at the intersection of these two curves. As stated earlier, time is a byproduct of these signals. By major network time service protocols are the Time Protocol, knowing the receiver position, multiple time signals can be the Daytime Protocol, and the Network Time Protocol (NTP). adjusted to compensate for propagation delays, resulting in Timeservers are continually “listening” for timing requests very precise time synchronization. The absolute accuracy of sent by client servers or network IEDs using any of these three the LORAN-C measurement is a function of effects to the protocols. When the timeserver receives a request, it sends the signal passing over irregular terrain. These effects are referred time to the requesting computer or IED in the appropriate to as Additional Secondary Factor (ASF) effects. By itself, format. To provide accurate time, the timeservers must be because of ASF, LORAN-C is considered a “quarter nautical connected to a source of accurate time, such as a GPS source. The protocol that is used depends on the type of client mile system.” Today, with the ubiquitous use of satellite location software used. Most client software requests that the time be technology, LORAN-C serves as an alternate source of position to provide redundancy for critical positioning systems. Critical timing users such as telecommunication providers, power grids, governments, and financial institutions can also benefit from the redundant source of synchronized time. TABLE IX INTERNET TIME PROTOCOLS
Format
Port Assignments
Time Protocol
Name
Document RFC-868
Unformatted 32-bit binary number contains time in UTC seconds since January 1, 1900.
Port 37tcp/ip, udp/ip
Daytime Protocol
RFC-867
Exact format not specified in standard. The only requirement is that time code is sent as standard ASCII characters.
Port 13tcp/ip, udp/ip
Network Time Protocol (NTP)
RFC-1305
The server provides a data packet that includes a 64-bit timestamp containing the time in UTC seconds since January 1, 1900 with a resolution of 200 picoseconds. NTP provides accuracy of 1 to 50 ms. NTP client software normally runs continuously and gets periodic updates from the server.
Port 123udp/ip
Simple Network Time Protocol (SNTP)
RFC-2030
The data packet sent by the server is the same as NTP, but the client software does less processing and provides less accuracy.
Port 123udp/ip
sent using either the Daytime Protocol or NTP. Client software programs that use the Simple Network Time Protocol (SNTP) make the same timing request as an NTP client but do less processing and provide less accuracy. Table IX summarizes the protocols and their port assignments. Software programs are available that provide a method for synchronizing the clock of a client computer/IED using messages transmitted over the Internet from a remote timeserver. The principles are appropriate for other types of
connections, e.g., a dial-up telephone modem connection, provided that the delay through the network connecting them is symmetrical on average. All synchronization algorithms start from the same basic data—the measured time difference between the local machine and the distant server and the network portion of the round-trip delay between the two systems. Delays in the distant timeserver are usually not a problem; either they are small enough to be ignored, or they are measured by the time
122
www.uanl-die.net VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-15 server and removed by the client. These data are processed to When a computer connects to ACTS by telephone, it develop a correction to the reading of the local clock. The receives an ASCII time code. The full time code is transmitted usual approach is to use the measured time difference after it every second. The last character in the time code is an asterisk has been corrected by subtracting one-half of the round-trip (*). The asterisk is called the ontime marker (OTM). The time delay. This model is based on the assumption that the values sent by the time code refer to the arrival time of the transmission delay through the network is symmetrical so that OTM. In other words, if the time code says it is 12:45:45, this the one-way delay is one-half of the measured round-trip means it is 12:45:45 when the OTM arrives. value. This corrected value may be used to discipline the local To compensate for the time it takes for the OTM to travel clock directly, it may be combined with similar data from from the ACTS service to the computer, ACTS sends the other servers to detect gross deviant points that are statistically OTM out early, typically 30 to 45 milliseconds, depending on irrelevant, or it may be used to compute a weighted average the service. This delay includes the time that it takes to send time difference that is then used to steer the local clock. the message and OTM at the connected baud rate, and an The steering corrections are made in either time steps, additional delay to allow for the modem processing delay. which adjust the local clock by a fixed amount, or frequency ACTS services typically fix a delay based on experiments steps, which adjust the effective frequency of the local clock conducted using a typical modem. The service also restricts oscillator and thereby retard or advance the time. the baud rate to 9600 baud or lower. Modems communicating This approach is better suited to computers and servers that at higher baud rates incur more delay because of data can run software programs. Protection and control IEDs are compression and error detection techniques. more likely to operate on embedded software (firmware) that Advancing the OTM by a fixed delay provides a reasonable would require special or unique code to perform the time- correction to compensate for the actual delay. However, to get synchronization function. the least amount of timing uncertainty, the OTM should be Reported accuracies [10] using this type of approach are as advanced by the amount of the actual path delay. Some ACTS low as 1 ms. More frequent synchronization is required to services can do this by using a loop-back technique to maintain this level of accuracy, which adds to the calibrate the path. The loop-back technique works if the user’s communications burden on the computer, server, or IED. computer software echoes the OTM to the source after it is Variations in network loading can cause variations in round- received. Each time the OTM is returned, ACTS measures the trip delay that increase the potential for error. Unbalanced amount of time it took for the OTM to go from the source to network traffic loading, as well as physical routing the user and back. This quantity is the round-trip path delay, differences, cause communications delay asymmetry, which is which is divided by 2 to get the one-way path delay. also a source of additional error. Synchronizing a clock via a After a loop-back measurement is made, ACTS advances network timeserver so that it is correct to the nearest second is the time by the amount of the one-way path delay. For easily achievable. Synchronizing the clock within several example, if the one-way path delay is 50.4 milliseconds, milliseconds is realistic but difficult. ACTS sends the OTM out 50.4 milliseconds early (instead of a) IEEE Standard 1588 45 ms). With a calibrated path, ACTS can set a computer The IEEE Standard 1588, “Standard for a Precision Clock clock with an uncertainty of less than 10 ms. Synchronization Protocol for Networked Measurement and Keep in mind that ACTS only works with analog modems Control Systems,” is a new standard to allow timing that use ordinary telephone lines. Digital modems, such as accuracies better than 1 µs for devices connected via a Digital Subscriber Line (DSL) and cable modems, cannot network such as Ethernet. At the time of this writing, this connect to ACTS. Computers and IEDs with digital standard is in commercially available products that have communications connections are usually connected to the demonstrated this performance. However, it is not presently in Internet, so they can be synchronized using one of the Internet widespread use because special hardware is required that Time Service protocols. permits the sending device to know exactly when the message C. Satellite Time-Synchronization Sources was sent. Knowing this permits extremely accurate measurement of network propagation delays that are then used 1) Satellite Broadcasts [2] [12] Satellite broadcast timing offers significant advantages to make precise adjustments to the device clock time. The over other timing systems: drawback to this approach, however, is that all devices in the network that receive and send messages must have hardware x Wide-area coverage compatible with this standard. For more information, see x Only slightly affected by atmospheric and seasonal http://ieee1588.nist.gov/. variations b) Dial-up modem time synchronization [11] x Not affected by irregular terrain Computers and IEDs that are not connected to the Internet x Continuously referenced to a national standard can be synchronized using a standard telephone line and an x Relatively low cost analog modem. The service that provides this function is Satellite broadcasts result in relatively low cost because the called the Automated Computer Time Service (ACTS). ACTS satellite system sponsor provides the primary reference and requires only a computer, an analog modem and phone line, time dissemination system. The principal problem or risk with and some simple software. satellite broadcasts is availability. All satellite broadcast
123
www.uanl-die.net VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-15 systems have been put up through individual or joint government efforts for purposes other than time dissemination. During crises, the primary purposes take priority, and timing functions may be suspended or intentionally degraded, resulting in reduced accuracy. Satellite systems are expensive to put up and maintain, so in the long term, those using the system for timing purposes are at the mercy of funding provided for the primary function. The main systems currently in use are GOES, GPS, and GLONASS. Several other potential sources include a GPSlike overlay on INMARSAT satellites and the GALILEO satellite system. a) GOES The Geostationary Operational Environmental Satellite (GOES) system’s primary mission is weather monitoring in the western hemisphere. The system consists of two Fig. 27. The Global Positioning System (GPS) Is a Constellation of 24 geostationary satellites situated in high earth orbit, Earth-Orbiting Satellites (Picture Courtesy of Department of Defense) approximately 22,000 miles above the earth’s surface. The The U.S. Department of Defense (DoD) designed GPS to propagation delays encountered from this long distance can be be a highly reliable source for navigation throughout the compensated based on the receiver’s known location, because world. With a minimum of four-satellite coverage at all times, the distance between the satellite transmitter and earth receiver even sites with restricted sky view are unlikely to lose signal is fixed. Small dish antennas are generally used with the earth- reception. The 1575 MHz time signal can be received by a based receivers and must be readjusted if the satellites are simple omnidirectional antenna. The spread-spectrum moved. The radio link suffers some interference problems technique that is used makes the signal resistant to with land-based mobile communications and outages due to interference. However, the relatively low signal levels require solar eclipses in the spring and fall. The system provides time a very sensitive receiver. synchronization referenced to UTC with a base accuracy of 25 GPS receivers must know where the satellites actually are µs, although a more realistic operating accuracy is 100 µs. in order to correct for signal propagation delay. This is Overall, it provides a synchronizing signal that is acceptable relatively easy because the satellites travel in very high and for most, but not all, power system timing and time-tagging predictable orbits. The GPS receiver stores an almanac that applications. tells it where every satellite should be at any given time. The GOES system provides a source of synchronized time Gravitational forces of the Moon and the Sun alter the code that was popular with electric utilities prior to the advent satellites’ orbits very slightly, but the DoD constantly of the global positioning satellite system. Subsequent to the monitors their exact positions and transmits any adjustments full implementation of the global positioning satellite system, to all GPS receivers as part of the satellites’ signals. the use of GOES for time synchronization fell out of favor because of receiver cost and relatively low accuracy. The D. IRIG Time Signal Distribution Techniques In the simplest form, there are three synchronization other disadvantage is that GOES is not universally available because of its relatively stationary position in the western requirements: hemisphere. 1. Synchronize the clocks of all IEDs in a substation. b) GPS In this application, the goal is to have all of the IED The Global Positioning System (GPS) is a constellation of records in a substation referenced to the same time. It is 24 Earth-orbiting satellites (24 are in operation, and there are not as important that this be the exact time, referenced to several satellites as backups). The U.S. military developed this global time, such as UTC. Either modulated or satellite network as a military navigation system, but soon demodulated IRIG-B, with 1 ms accuracy, is generally opened it to everyone. Selective Availability, which limited suitable for this application. GPS accuracy, was eliminated in May 2000. The satellites are 2. Synchronize the clocks of IEDs in several substations. moving in a low-Earth orbit (12,000 miles above the Earth’s For this application it is required that all of the IED surface) with an orbit time of 12 hours. records in several stations be within one to a few milliseconds of each other. Either modulated or demodulated IRIG-B is again suitable for this application. The additional requirement is that a common source of synchronized time must be supplied to all stations to create a common time reference. 3. Synchronize power system data sampling across the power system (synchrophasors).
124
www.uanl-die.net VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-15 X. REFERENCES This application currently requires the most stringent synchronization requirements. In this application, IEDs [1] K. Higgins, D. Miner, C. N. Smith, D. B. Sullivan (2004), “A Walk located across the power system need to be synchronized Through Time,” (version 1.2.1). [Online] Available: http://physics.nist. gov/time [2005, Aug. 21]. National Institute of Standards and to within 1 µs or less of each other. Only demodulated Technology, Gaithersburg, MD. IRIG-B is suitable for this application. And additional limitations are placed on the distribution techniques to [2] National Institute of Standards and Technology (NIST), Division 847, Time and Frequency Division, Boulder, CO; http://tf.nist.gov/. maintain the microsecond level of accuracy. [3] IEEE Standard PC37.118, Draft 6.0, Dec. 2004, Informative Annex F, When distributing demodulated IRIG-B signals for high“Time and Synchronization Communication.” accuracy applications, a networked coaxial connection, [4] IEEE Standard 1344-2000, “IEEE Standard for Synchrophasors for directly between the IEDs and the clock source, is Power Systems.” preferred, as shown in Fig. 28. The number of devices [5] North American Electric Reliability Council Report to the NERC Board of Trustees, “Technical Analysis of the August 14, 2003 Blackout: What that can be paralleled across the coaxial depends on the Happened, Why, and What Did We Learn?” July 13, 2004. drive capability of the clock output and the impedance of [6] “Synchronized Phasor Measurement in Protective Relays for Protection, the IED IRIG-B inputs. When long coaxial cable runs are Control, and Analysis of Electric Power Systems,” by Gabriel used and the impedance of the IEDs is high, relative to Benmouyal, Armando Guzman, and Edmund O. Schweitzer III, the cable characteristic impedance, then a cable presented at the 29th Annual Western Protective Relay Conference, Oct. terminator, matching the characteristic impedance of the 2002. cable, must be attached to the end of the cable, as shown [7] “IEEE-1588 Standard for a Precision Clock Synchronization Protocol for Networked Measurement and Control Systems and Applications to in Fig. 28. For example, a 50-ohm coaxial cable should be the Power Industry,” by John C. Eidson, Agilent Technologies, terminated with a 50-ohm termination. Preferably, when
[email protected], John Tengdin, OPUS Publishing, the clock has multiple outputs that support the
[email protected], presented at Distributech, 2002. accuracy IRIG-B signal, IEDs should be connected to [8] IEEE Standard PC37.118, Draft 6.0, Dec. 2004, Informative Annex E.3, each available clock output to minimize the loading on “Broadcasts From Terrestrial Sources.” each clock output and on each IRIG-B distribution cable. [9] Megapulse, North Billerica, MA 01862; http://www.megapulse.com/. GPS Clock
A) Clock with single high-accuracy IRIG-B output
BNC connector
IED GPS Clock
[10] IEEE Transactions on Ultrasonics, Ferroelectrics, and Frequency Control, Vol. 16, No. 4, July 1999, “Time Synchronization of the Internet Using an Adaptive Frequency-Locked Loop,” by Judah Levine. [11] IEEE/ACM Transactions on Networking. Vol. 3, No. 1, Feb. 1995, “An Algorithm to Synchronize the Time of a Computer to Universal Time,” by Judah Levine. [12] IEEE Standard PC37.118, Draft 6.0, Dec. 2004, Informative Annex E.2, “Broadcasts From Satellites.”
Terminator
IED
IED
IED
IED
B) Clock with multiple high-accuracy IRIG-B outputs
IED IED
BNC T connector
IED IED
XI. BIOGRAPHIES
IED IED
Fig. 28. Preferred High-Accuracy IRIG-B Time Distribution Method
One method used to get around the impedance limitation on the number of IEDs is called series/parallel. In this application, low-input impedance IEDs are connected in series pairs across a parallel connection, as shown in Fig. 29. As can be seen in Fig. 29, it is not easy to implement and cannot be implemented with coaxial cable. This method is not recommended for high-accuracy applications. Center Conductor / + IRIG IED
IED
IED
IED
IED
IED
IED
IED
GPS Clock
Ken Behrendt received a Bachelor of Science Degree in Electrical Engineering from Michigan Technological University. He was employed at Wisconsin Electric Power Company where he worked in Distribution Planning, Substation Engineering, Distribution Protection, and Transmission Planning and Protection until 1994. From April of 1994 to present he has been employed with Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. as a field application engineer, located in New Berlin, Wisconsin. Ken is an IEEE Senior Member and an active member of the IEEE Power System Relay Committee. He has served as the US representative on CIGRE Joint Working Group 34/35.11 on Teleprotection, and is a registered Professional Engineer in the state of Wisconsin. Ken has authored and presented several papers at major power system and protective relay conferences. Ken Fodero is currently the Product Engineering Manager for Schweitzer Engineering Laboratories, Inc., Pullman, Washington. Before coming to work at SEL, he was a Product Manager at Pulsar Technology for four years in Coral Springs, Florida. Prior to Pulsar, Ken worked at RFL Electronics for 15 years; his last position there was Director of Product Planning. He has also worked for Westinghouse Electric, now ABB, as Relay System Technician. Ken is the current chairman of the Communications Subcommittee for IEEE PSRC. He graduated from RETS in New Jersey as an Electronic Technologist.
Shield / - IRIG
Copyright © SEL 2005, 2006 (All rights reserved) 20060309 TP6226-01
Fig. 29. Series/Parallel Connection
125
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-16
www.uanl-die.net
Protective Relay Synchrophasor Measurements During Fault Conditions Armando Guzman, Satish Samineni, and Mike Bryson, Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Abstract— This paper describes details of the signal processing techniques that a protective relay uses to provide both synchronized phasor measurements and line distance protection. The paper also presents a comprehensive system model of normal and faulted power system operating conditions. Finally, the paper provides power system model test results that demonstrate the ability of the described protective relay to provide synchrophasor measurements during both normal and faulted conditions.
synchronization allows PMCUs at various power system locations to obtain time-synchronous samples of voltages and currents for use in calculating voltage and current timesynchronized phasors. Satellite
I. INTRODUCTION Traditionally, dedicated phasor measurement units (PMUs) have provided synchronized phasor measurements. These PMUs are not in widespread use because they are relatively expensive, and they are only used on critical systems. Now, through use of proper signal processing techniques, a modern protective relay (referenced throughout this paper as a phasor measurement and control unit, or PMCU) can provide synchronized phasor measurements in addition to line distance protection [1]. This paper presents the techniques by which the PMCU achieves this dual functionality. To determine how well the PMCU performs these functions, we created a system model that includes a GPS clock receiver, a Real Time Digital Simulator (RTDS®), several PMCUs, a synchrophasor processor, and visualization software applications such as EPG RTDMS and BPA PDC StreamReader. We modeled two power systems: a three-source model and a simple two-source model. The power system models included machine and system control dynamics. In the three-source model, relay protection functions cleared the applied faults. We retrieved the calculated impedances and synchronized phasor measurements in this system. In the two-source model, we cleared faults manually to verify that the measured critical clearing time matched theoretical values. In both systems, we compared retrieved values with RTDS-calculated phasor data. Test results show that these relays provide reliable synchronized phasor measurements, that they are a more economical option than traditional PMU technology, and that they represent a feasible option for making synchronized phasor measurements available across the power system. II. SAMPLING AND SIGNAL PROCESSING The PMCUs depicted in Fig. 1 are multiple power system application devices. To provide synchronized phasor measurements, these devices must have accurate time information. GPS satellite-synchronized clocks with microsecond accuracy provide this information through demodulated IRIG-B signals to the PMCUs. Proper time
GPS RCVR
GPS RCVR IRIG-B
IRIG-B Mag/Ang Time
PMCU 1
Mag/Ang Time
PMCU 2
B
A
Fig. 1. PMCUs require GPS satellite-synchronized clocks with microsecond accuracy to provide synchronized phasor measurements
Fig. 2 shows a data acquisition and data processing system suitable for multiple applications (distance protection, synchronized phasor measurement applications, and oscillography.) Synchronized phasor measurement applications require sampling referenced to an absolute time reference, and line distance protection applications require sampling at multiples of the power system operating frequency. GPS RCVR 3
Time Synch
Down Sample
fs V or I Analog Channel
Hardware LPF
1 A/D
CAL
Frequency Estimation 4
fsys
2 DLPF
5 RSMP
6 DBPF
Line Distance Protection
Synchronized Phasor Measurement Oscillography
Fig. 2. PMCU sampling with an absolute time reference for synchronized phasor measurement applications and resampling at multiples of the power system operating frequency for line distance protection applications
For synchronized phasor measurement applications, a PMCU acquires power system data at fixed time intervals; the sampling frequency (fS) depends on an external clock signal (GPS clock receiver) that provides the absolute time reference. After the A/D converter acquires the data, data calibration compensates for hardware data acquisition errors. The
127
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-16 calibrated data c are available at a high sampling rate (e.g., 8 kSPS) and are suitable for synchronized phasor measurement and oscillography applications. Data obtained at the high sampling rate pass through a digital low-pass filter (DLPF) before down sampling and resampling. The down sampler yields data at a lower rate e for frequency estimation. One of the inputs to the resampler (RSMP) is the filtered signal d. The second input to the resampler is the power system operating frequency (fSYS) f. The resampler yields data g at a rate that is a multiple of the operating frequency (fSYS), e.g., 32 • fSYS. The resampled data pass through a digital band-pass filter (DBPF). The DBPF has fixed coefficients that are not related to the power system operating frequency (fSYS). The filtered data h are then ready for distance-protection applications [2].
The digital system Fig. 3 illustrates is equivalent to the procedure this paper describes for calculating the phasor. The input voltage signal passes through a traditional anti-aliasing low-pass filter (LPF). This filter has a cut-off frequency of 250 Hz. The PMCU decimates this 8 kHz filtered input voltage signal by 8 and then processes the resulting signal at 1 kHz. Fig. 3 also includes two low-pass filters with cutoff frequencies at 15 Hz and at least 20 dB attenuation for harmonics and interharmonics, providing 60 phasor measurements per second without aliasing problems. Fig. 4 shows the total filtering frequency response of the synchronized phasor measurement magnitude. cos Z0 t
GPS Clock
III. SYNCHRONIZED PHASOR MEASUREMENTS The PMCU synchronized phasor measurements use data at a fixed sampling frequency for angle and magnitude calculations (see Fig. 2). Fixed sampling frequency prevents local frequency measurement errors. Consider a sinusoidal voltage waveform, v(t) = A • cos Z • t I , and assume multiplication of this waveform by a time-synchronized unit phasor, according to the following equation [3] [4]:
A • cos Z • t I e j Z0 t
v e (t)
>
A j > Z Z0 t I@ • e 2
Magnitude (pu)
(2)
@
(3)
(4)
A j > Z Z0 t I@ • e 2
We are interested in the low-frequency term as a source for the synchronized phasor magnitude and phase. If we filter out the signal with the (Z + Z0) frequency, we obtain the lowfrequency component (Equation 4.) The computed signal has the input signal amplitude divided by two. After proper scaling, the computed signal ve_LF can be represented in phasor form as follows: & A (5) V E t 2 Where E t
Z Z0 t I .
0.6
0.4
0.2
0
0
20
40
60
80
100
120
Frequency (Hz)
Fig. 4. Total filtering frequency response of the synchronized phasor measurement magnitude
IV. PERFORMANCE OF SYNCHROPHASOR MEASUREMENTS DURING FAULT CONDITIONS
and the near double frequency term that corresponds to the (Z + Z0) frequency,
v e _ DF ( t )
E t
LPF fc = 15 Hz
0.8
Equation 3 has two terms: the low-frequency term that corresponds to the (Z – Z0) frequency,
v e _ LF ( t )
8
& V
1
or as Equation 3:
A j> Z Z0 t I@ j > Z Z0 t I@ e e 2
Mag and Ang
Fig. 3. A system to obtain phase and amplitude of the input signal using correlation
Which can be otherwise expressed as Equation 2:
ve (t)
v(t)
LPF fc = 250 Hz
LPF fc = 15 Hz
sin Z0 t
(1)
ª e j Z t I e j Z t I º j Z0 t ve (t) A « »e 2 ¼ ¬
www.uanl-die.net
A. Visualization and Dynamic Performance of Synchrophasor Measurements During Fault Conditions Fig. 5 shows the power system model, synchrophasor data acquisition system, and visualization applications to analyze the performance of PMCU synchrophasor measurements during fault conditions. The power system was modeled in an RTDS. Four PMCUs measure voltages and currents at four system locations in the RTDS power system model. The breaker status and the trip signals are exchanged among the RTDS and PMCUs through input/output (I/O) boards, making the setup a real-time closed loop controlled power system. A GPS clock receiver provides a demodulated IRIG-B signal to the PMCUs for time synchronization. The PMCUs send synchrophasor data in C37.118 format at 60 messages per
128
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-16
1) Three-Source Power System Model The RTDS power system model consists of three 400 MVA, 20 kV generators (G1, G2 and G3) with 20 kV/230 kV step-up transformers, four buses (1, 2, 3, and 4) with transmission lines (L1, L2, L3, and L4) and a dynamic load (LOAD) as shown in Fig. 6. PMCU-1, -2, -3, and -4 measure voltages at buses 1, 2, 3, and 4; measure currents on lines L1, L2, and L3; then synchronize and send synchrophasor data to the synchrophasor data processor. PMCU-3 and PMCU-4 protect transmission line L3. PMCU-4 controls the load shedding at Bus 4, when transmission line L3 trips. The generator models include generator dynamics, excitation systems, and hydro-turbine governors. Table 1 in Appendix A lists data common to these models. The RTDS provides voltages and currents in real time and provides accurate representation of a real power system. The generators are scaled-down 400 MVA-based models given in reference [5]. The 230 kV transmission lines L1, L2, L3 and L4 are each 200 km long and have the same line characteristic as that in Table 1 of Appendix A. The load is a constant P and Q load if the applied voltage is above 0.8 p.u. and constant impedance load if applied voltage is below 0.8 p.u.
second. A synchrophasor data processor collects and correlates the PMCU synchrophasor data. The synchrophasor data processor outputs correlated synchrophasor data according to C37.118 and BPA PDC Stream Format at 60 messages per second. Synchrophasor data processor and server software, EPG RTDMS software and BPA PDC StreamReader software read and display correlated data to provide visualization of power system dynamics. GPS RCVR C37.118
IRIG-B
Synchrophasor Data Processor
PMCU 1
Power System Model in RTDS
PMCU 2
C37.118
PMCU 3
BPA PDC StreamReader
PMCU 4
EPG-RTDMS
Closed Loop (Analog Input with I/O Data Exchange)
www.uanl-die.net
RTDS Runtime Plot
Fig. 5. Power system model, synchrophasor data acquisition, and visualization system 1
4
2
L1
L2
PMCU 1
G2
PMCU 2
Load
G1
3 L3
PMCU 4
PMCU 3
G3 L4
Fig. 6. Three-source RTDS power system model with four PMCUs for synchrophasor measurement and protection
2) Visualization During steady-state conditions, the three generators share load equally (148 MW each), and there is no real power flow on line L4. The phase-angle (positive-sequence voltage synchrophasor) difference between Bus 1 and 2, Bus 2 and 3, and Bus 3 and 1 is almost zero. A three-phase fault occurs at 50 percent of line L3. PMCU-3 and PMCU4 instantaneously trip line L3 within 4 cycles, based on Zone 1 distance protection. Generators G1 and G3 begin oscillating against generator G2, and the system starts to become unstable because of these increasing oscillations.
After six seconds, PMCU-4 sheds a third of the load at Bus 4 and the system becomes stable as the oscillations dampen out. Fig. 7 shows the RTDS event capture of the power system dynamics. The first graph shows į14, the phase angle difference between Bus 1 and Bus 4. The second graph shows the frequencies measured at Bus 1, 2, and 3. The graphs labeled 3PT-3 and 3PT-4 show the trip signals PMCU-3 and PMCU-4 issued for clearing the three-phase fault on line L3. The graphs labeled 52AA1-3 and 52AA14 indicate breaker status at Bus 3 and Bus 4 on line L3. LD 129
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-16 is the load-shedding signal PMCU-4 issued six seconds after line L3 tripped. Fig. 8 shows a visual representation of power system dynamics obtained through use of EPG RTDMS software.
www.uanl-die.net
Fig. 9 shows the same power system dynamics obtained through use of BPA PDC StreamReader software.
Fig. 7. RTDS event capture showing Bus 1-to-Bus 4 phase-angle difference, frequency at Bus 1, Bus 2, and Bus 3, PMCU-3 and PMCU-4 trip commands, breaker status at both ends of line L3, and the load-shedding command
130
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-16
www.uanl-die.net
Load shed
Three-phase fault on Line 3 and tripped
Growing oscillations Oscillations damped out
Fig. 8. EPG-RTDMS capture for visualizing power system dynamics showing the phase-angle difference between Bus 1 and Bus 4 for prefault, fault, and post-fault conditions. The system damped oscillations after load shedding.
Fig. 9. BPA PDC StreamReader capture for visualizing power system dynamics showing Bus 1 voltage magnitude, Bus 1-to-4 angle difference, and frequency at Bus 1
131
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-16 3) Performance During Fault Conditions Fig. 10 shows the positive-sequence impedance magnitude (normalized by the line impedance) that PMCU3 measured for a three-phase fault at 50 percent of line L3. The measured positive-sequence impedance analog quantity is included with the synchrophasor data. Note that this impedance value is below the Zone 1 threshold (Z1TLC), indicating a Zone 1 fault. The second graph in Fig. 10 shows the A-phase synchrophasor voltage magnitude (set to per unit by the maximum value) measured at Bus 3. The third graph in Fig. 10 shows the synchrophasor data check. This check, which occurs after the synchrophasor data processor correlates data from PMCU-3 and PMCU-4, verifies that no synchrophasor data were lost during a fault condition. The check verifies that the time between one synchrophasor data packet and the
www.uanl-die.net
next data packet is 1/60th of a 60 Hz cycle, an indicator of no lost data. Fig. 11 shows the positive-sequence impedance magnitude PMCU-4 measured during the fault. The positive-sequence impedance analog quantity is included with the synchrophasor data. Note that this impedance value is below the Zone 1 threshold (Z1TRC) during the fault, indicating a Zone 1 fault. The second graph in Fig. 11 shows the A-phase synchrophasor voltage magnitude PMCU-4 measured at Bus 4. You can see that the voltage magnitude starts oscillating after L3 trips. The third graph in Fig. 11 shows that there was no loss of synchrophasor data during the fault condition. Fig. 12 shows the phaseangle difference calculated from the correlated synchrophasor data measured by PMCU-3 and PMCU-4.
6 5 4
Z1TLC
3 2 1 0
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1 seconds
1.2
1.4
1.6
1.8
2
1.2
1.4
1.6
1.8
2
1.2
1.4
1.6
1.8
2
Measured positive-sequence impedance analog quantity Z1TLC
1.2 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1 seconds
Bus 3 positive-sequence synchrophasor voltage magnitude 1.2 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1 seconds
Synchrophasor data check Fig. 10. Synchrophasor data (positive-sequence impedance and voltage magnitude) measured by PMCU-3 for a three-phase fault on line 3. This figure also shows the synchrophasor data check for synchrophasor data loss
132
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-16
www.uanl-die.net
6 5 4
Z1TRC
3 2 1 0
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1 seconds
1.2
1.4
1.6
1.8
2
1.2
1.4
1.6
1.8
2
1.2
1.4
1.6
1.8
2
Measured positive-sequence impedance analog quantity Z1TRC
1.2 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1 seconds
Bus 4 positive-sequence synchrophasor voltage magnitude 1.2 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1 seconds
Synchrophasor data check Fig. 11. Synchrophasor data (positive-sequence impedance and voltage magnitude) measured by PMCU-4 for a three-phase fault on line 3. This figure also shows the synchrophasor data check for synchrophasor data loss 90 75 60 45 30 15 0
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1 seconds
1.2
1.4
1.6
1.8
2
Phase angle difference between Bus 3 and Bus 4 Fig. 12. Phase angle difference between Bus 3 and Bus 4 from the synchrophasor data measured by PMCU-3 and PMCU-4
4) Two-Source Power System Model The power system model in Fig. 13 consists of a 13.8 kV synchronous generator (G1) and a 230 kV infinite bus (2) connected through a 13.8/230 kV step-up transformer (T1) and a transmission line (L1) as in [1]. The system parameters are given in Table 2 of Appendix A. For this model, we applied a three-phase fault at Bus 3 and cleared this fault at different times to demonstrate stable and unstable cases based on critical clearing time. Critical clearing time is the maximum time necessary to clear a fault so that the generator maintains a stable operating condition [6]. The critical clearing time for this case is 228 ms.
The model shows a synchronous generator with dynamics and excitation system. The mechanical power input to the machine is constant at 0.75 p.u. (i.e., there is no governor for speed control). The RTDS provides voltages and currents in real time and provides accurate representation of a real power system. PMCU-1 and 2 measure voltages at Bus 1 and Bus 2 and then synchronize and send the synchrophasor data to the synchrophasor data processor for visualization and archiving. The measured positive-sequence synchrophasor angle difference between PMCU-1 and PMCU-2 demonstrates dynamic response.
133
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-16
1
3
www.uanl-die.net
2
T1
L1 Infinite Bus
G1 PMCU 1
PMCU 2
Fig. 13. Two-source RTDS power system model with two PMCUs for synchronized phasor measurement
We applied a 100 ms three-phase fault at Bus 3. Fig. 14 shows the RTDS event capture. The first graph in Fig. 14 is the voltage phase angle difference between Bus 1 and Bus 2. The fault clears within the critical clearing time, so the generator returns to stable operation after oscillations damp out. The second graph shows the rotor angular velocity of the
generator. The rotor angular velocity increases during the fault because the electrical power output is zero. Once the fault clears, the rotor begins oscillating and the generator returns to synchronism after the oscillations damp out. The third graph shows fault duration.
Fig. 14. RTDS event capture of phase angle difference (G12), rotor angular velocity (Speed), and fault duration (Fault) for a 100 ms three-phase fault
Fig. 15 shows the synchrophasor voltage phase angle difference between Bus 1 and Bus 2 measured by PMCU-1
and PMCU-2 and G12 from Fig. 14. The capture shows almost identical results from the measured PMCUs and the RTDS.
134
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-16
www.uanl-die.net
Fig. 15. Comparison of Bus 1 to Bus 2 phase angle difference measured by PMCUs and RTDS for a 100 ms three-phase fault
Fig. 16 shows the RTDS capture for a 200 ms three-phase fault at Bus 3. The fault clears within the critical clearing time, so the generator returns to stable operation after oscillations damp out. Note that in this case the generator needs more time
than in the 100 ms case to damp out oscillations. The generator has gained more kinetic energy than for the 100 ms case and so needs more time to return energy back into the system.
Fig. 16. RTDS event capture of phase angle difference (G12), rotor angular velocity (Speed), and fault duration (Fault) for a 200 ms three-phase fault
Fig. 17 shows the synchrophasor voltage phase-angle difference between Bus 1 and Bus 2 measured by PMCU-1
and PMCU-2 and G12 from Fig. 16. The capture shows almost identical results from the measured PMCUs and the RTDS.
135
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-16
Fig. 17.
www.uanl-die.net
Comparison of Bus 1 to Bus 2 phase-angle difference measured by PMCUs and RTDS for a 200 ms three-phase fault
Fig. 18 shows the RTDS event capture for a 250 ms threephase fault at Bus 3. The fault clears after the critical clearing time, but the generator becomes unstable. The rotor angular
velocity increases beyond normal operating limits, which indicates that the generator lost synchronism with the infinite bus.
Fig. 18. RTDS event capture of phase angle difference (G12), rotor angular velocity (Speed), and fault duration (Fault) for a 250 ms three-phase fault
Fig. 19 shows the synchrophasor voltage phase-angle difference between Bus 1 and Bus 2 measured by PMCU-1 and PMCU-2 and G12 from Fig. 18. Within the generator
operating limits, the PMCU graph and the graph of RTDS are identical. When the frequency is beyond the LPF cutoff frequency, the PMCU output is attenuated.
136
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-16
www.uanl-die.net
Fig. 19. Comparison of Bus 1 to Bus 2 phase angle difference measured by PMCUs and RTDS for a 250 ms three-phase fault
V. CONCLUSIONS Synchronized phasor measurement devices require an absolute time reference for power system-wide applications. Traditional PMUs are expensive and not widely applied Traditionally, numerical relays for line distance protection applications sample voltage and current signals at multiples of the operating power system frequency (gSYS) to minimize phasor-calculation errors. These relays have not been suitable for synchronized measurement applications. This paper presents the method that a phasor measurement control unit (PMCU) uses to acquire and process voltage and current signals for applications such as fault recording, synchronized phasor measurement, and line distance protection. The PMCU samples the signals at fixed time
intervals with respect to an absolute time reference and resamples these signals at multiples of power system operating frequency. Synchronized phasor measurements use the sampled data with the absolute time reference. Distance protection uses filtered resampled data that minimize phasorcalculation errors. An adequate power system model during fault conditions demonstrates that the PMCU provides accurate synchrophasor calculation without interruption while performing protection functions. Thousands of PMCUs with the capabilities this paper describes have already been installed throughout North American power systems. Acquiring synchronized phasor measurements from these PMCUs is more economical than acquiring these measurements from traditional PMUs.
137
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-16 VI. APPENDIX A TABLE 1 THREE-SOURCE RTDS® POWER SYSTEM MODEL DATA
www.uanl-die.net
TABLE 2 TWO-SOURCE RTDS® POWER SYSTEM MODEL DATA
TRANSMISSION LINE DATA
Generator Data
Line Length
200 km
Rated MVA
200 MVA
Positive-Sequence Line Impedance
98.11 84.15º : 255.99 73.58º :
Generator Transient Reactance
0.296 p.u.
Zero-Sequence Line Impedance
Inertia Constant (H)
3.2 MW•s/MVA
Mechanical Power Input (Pm)
0.75 p.u.
IEEE Type AC4 excitation Time Constant Tr (Tr)
0.0 s
Maximum Limit Vi Maximum (Vimx)
1.0 p.u.
Minimum Limit Vi Minimum (Vimn)
–1.0 p.u.
Lead Time Constant Tc (Tc)
1.0 s
Lag Time Constant Tb (Tb)
12 s
Gain Ka (Ka)
200
Time Constant Ta (Ta)
0.04 s
Maximum Limit Vr Maximum (Vrmx)
3 p.u.
Minimum Limit Vr Minimum (Vrmn)
0 p.u.
Constant Kc (Kc)
0.0
Transformer Data
60.0 Hz
Permanent Droop (PD)
0.0 p.u.
Temporary Droop (TD)
0.4 p.u.
Governor Time Constant (Tr)
5.0 s
Filter Time Constant (Tf)
0.035 s
Servo Time Constant (Tg)
0.05 s
Gate Velocity Limit (!0.0) (VELM)
0.16 p.u./s
Maximum Gate Position ( 1.0) (Gmax)
1.0 p.u.
Minimum Gate Position (t 0.0) (Gmin)
0.0 p.u.
Water Time Constant (Tw)
2.15 s
Turbine Gain (At)
1.27
Turbine Damping (Dt)
0.0
Generator Data Rated MVA
400 MVA
Inertia Constant (H)
3.0 MW•s/MVA
Load Data Type of Load
RL
Load Real Power
420 MW
Load Reactive Power
60 MVAr
210 MVA
Transformer Reactance
0.152 p.u.
Transmission Line Data
Hydro-Turbine Governor Generator Base Angular Frequency (HTZ)
Rated MVA
138
Positive-Sequence Line Impedance
17.61 87.9º :
Zero-Sequence Line Impedance
80.14 76º :
VIII S imp o si o I b er oamer i can o s obr e Pr ote c c ión de S is tema s E l éctr i co s d e P ot enc ia SIPSEP-06-16 IX. BIOGRAPHIES
VII. ACKNOWLEDGMENT The authors thank Dr. Manu Parashar from EPG and Ken Martin from BPA for providing visualization software tools. VIII. REFERENCES [1]
[2] [3]
[4]
[5] [6]
www.uanl-die.net
G. Benmouyal, E. O. Schweitzer III, A. Guzmán, “Synchronized Phasor Measurement in Protective Relays for Protection, Control, and Analysis of Electric Power Systems,” in 2002 29th Annual Western Protective Relay Conference Proceedings. E. O. Schweitzer III and J. Roberts, “Distance Relay Element Design,” in 1992 19th Annual Western Protective Relay Conference Proceedings. Working Group H-7, “Synchronized Sampling and Phasor Measurements for Relaying and Control,” IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 9, no. 1, pp. 442–452, January 1994. Ph. Denys, C. Counan, L. Hossenlopp, and C. Holweck, “Measurement of Voltage Phase for the French Future Defence Plan Against Losses of Synchronism,” IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 7, no. 1, pp. 62–69, January 1992. P. Kundur, Power System Stability and Control, New York: McGrawHill, 1994, p. 813. J. J. Grainger, W. D. Stevenson, Power System Analysis, New York: McGraw-Hill, 1994, p. 722.
Armando Guzmán received his BSEE with honors from Guadalajara Autonomous University (UAG), Mexico, in 1979. He received a diploma in fiber-optics engineering from Monterrey Institute of Technology and Advanced Studies (ITESM), Mexico, in 1990, and his MSEE from University of Idaho, USA, in 2002. He served as regional supervisor of the Protection Department in the Western Transmission Region of the Federal Electricity Commission (the electrical utility company of Mexico) in Guadalajara, Mexico for 13 years. He lectured at UAG in power system protection. Since 1993 he has been with Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. in Pullman, Washington, where he is presently Research Engineering Manager. He holds several patents in power system protection and metering. He is a senior member of IEEE and has authored and coauthored several technical papers. Satish Samineni received his B.E degree in electrical and electronics engineering from Andhra University College of Engineering, Visakhapatnam, India. He received his Master’s degree in Electrical Engineering from University of Idaho, USA, in 2003. Since 2003 he has been with Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. in Pullman, USA, where he presently holds the position of Power Engineer. His research interests include power electronics and drives, power system protection, synchrophasor-based control applications, and power system stability. Mike Bryson received his BSEE from the University of Idaho in 1989. He joined Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. as a Development Engineer in 1989. He has held the position of Power Engineer since 2001. His interests include development and testing of digital protection algorithms, signal processing, control systems, and real-time digital simulation of power systems.
Copyright © SEL 2005 (All rights reserved) 20050920 TP6214-01
139
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-17
www.uanl-die.net
Conceptos de Resonancia Subsíncrona Aplicados en la Operación de un Relevador Digital *José A. Castillo J
[email protected]
*David Sebastián B ** C. A. Rivera Salamanca
[email protected]
[email protected]
* Instituto Politécnico Nacional, SEPI ESIME ZAC., Programa. de Postgrado en Ing. Eléctrica, 07300, México, D.F. **Departamento de Energia, Unidad Azcapotzalco, Universidad Autónoma Metropolitana. 02200, México, D.F
RESUMEN:
debajo de la frecuencia síncrona del sistema; este intercambio de energía, que es de tipo oscilatoria, puede estar o no amortiguada.
Cuando se incrementa el grado de compensación, se puede desarrollar el fenómeno de resonancia eléctrica en generadores, transformadores y líneas de transmisión, usualmente a la frecuencia subsíncrona. La frecuencia subsíncrona puede interactuar con alguno de los modos torsionales naturales del eje del turbogenerador a partir de un intercambio de energía a esta frecuencia, con el posible daño torsional del eje debido a la fatiga. Con la aparición del fenómeno, se han desarrollado esquemas de protección, que son utilizados en los turbogeneradores contra la posibilidad de daño, debido a la presencia de resonancia subsíncrona (RSS). En el sistema de transmisión, estos esquemas son conocidos como contramedidas de RSS. Este trabajo explora la posibilidad de utilización de esquemas de protección que involucren el comportamiento de los modos torsionales, considerando un modelo lineal del sistema eléctrico de potencia (SEP) para determinar las excitaciones de cada modo torsional del sistema turbina-generador, en presencia de RSS e Interacciones Torsionales Subsincronas (ITSS); y proponer una lógica de operación para un relevador digital. Palabras Claves: Interacciones torsionales subsíncronas, Resonancia subsíncrona, Función de Seguridad, Forma de los modos Torsionales, protección contra RSS.
Dentro de los análisis que se han hecho del fenómeno de RSS se desprenden tres aspectos que han sido identificados y referidos como: 1. 2. 3.
Efecto Generador de Inducción Interacción Torsional Subsíncrona (ITSS) Amplificación del par
Bajo esta condición se generan pequeños voltajes inducidos en la armadura por la oscilación que se presenta en el rotor, apareciendo con esto grandes magnitudes de corriente a frecuencias subsíncronas; además, si se considera que el elemento resistivo de la red es positivo, entonces estas corrientes producen una componente oscilatoria que afecta el par torsional y reproduce una oscilación, en el rotor. Si esta oscilación es demasiado grande puede llegar a modificar el amortiguamiento mecánico, en este punto el sistema electromecánico experimenta un incremento de esta oscilación [1, 4,21]. 2. PROTECCIÓN CONTRA RESONANCIA SUBSINCRONA E INTERACCIONES TORSIONALES SUBSÍNCRONAS La protección de dispositivos para turbogeneradores contra la posibilidad de daño de SSR, es conocida como contramedidas de SSR. Normalmente, se consideran dos tipos de contramedidas, las cuales se clasifican en:
1. INTRODUCCIÓN. Las investigaciones sobre el problema de RSS han propuesto y aplicado métodos para tratar de reducir y/o eliminar posibles daños en equipos y elementos que están expuestos a este fenómeno durante una condición normal de operación. Principalmente se han desarrollado investigación sobre el efecto negativo y destructivo que puede tener la RSS sobre los elementos mecánicos del sistema turbina-generador [1,2,4]. La RSS es una condición del sistema eléctrico de potencia, donde la red de transmisión intercambia energía con el turbogenerador en una o más frecuencias por
1.
Contramedidas o Funciones de Seguridad (FS) del Sistema
2.
Relevadores de Protección contra RSS y sus Fenómenos
2.1
Funciones de Seguridad del Sistema de Potencia
Una función de seguridad (FS) la definimos como toda aquella acción o modificación que sufra el sistema eléctrico de potencia con el propósito de reducir el impacto de la Resonancia Subsíncrona en sus elementos; para esta condición se pueden colocar filtros en los controles, que interactúen entre el sistema turbina-generador y el sistema de potencia; además se consideran estrategias que se aplican en la operación del sistema, para efectuar la localización de unidades de generación que particularmente puedan presentar este problema. Sin embargo, algunas de estas FS aplicadas en el sistema de potencia pueden afectar la operación normal de más de una unidad generadora, aunque este intento “primario”, también puede proporcionar protección a otras unidades de generación próximas a esta [2,4]. Existen diversas maneras en las cuales el sistema de potencia puede ser modificado y aunque solo algunas opciones de una nueva
141
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-17 configuración, de la red, pueden contramedidas factibles y rentables.
ser
consideradas
como
Por otro lado estas contramedidas pueden cambiar la alarma de presencia de RSS a una alarma de emergencia de otra naturaleza, por lo que se sugiere que cualquier red que modifique su configuración original, también se deba examinar cuidadosamente bajo una amplia gama de condiciones en que trabaja el propio sistema [2,4]. 1. 2. 3. 4. 2.2
Desconexión del Sistema Compensación Serie Control de Voltaje con Compensación Serie Disparo de Unidades Relevadores de Protección contra RSS e ITSS
Estos dispositivos normalmente son instalados directamente en los turbogeneradores [4] 2.2.1 Relevadores de Movimiento Torsional
www.uanl-die.net
La velocidad del sensor consiste en la rotación magnética del rotor. La velocidad del sensor es comúnmente iniciada y finalizada en la flecha del turbo-generador. La constante de tiempo de la bobina de voltaje a una velocidad de rotor constante con amplitud sinusoidal debe ser proporcional a la frecuencia de la velocidad del generador. Donde la velocidad incluye el movimiento torsional de la flecha, el modulo de frecuencia torsional es fundamental para medir el voltaje. Este voltaje es asociado con la velocidad diferencial del transductor para producir una medición consistente de voltaje de c.d.. que es proporcional a la velocidad de operación y a las componentes de corriente directa debidas a la diferencia con el movimiento torsional de la flecha. Esta señal es procesada por el filtro modal de velocidad con un filtro pasa bandas Butterworth que es sintonizado a cada una de las frecuencias naturales de la flecha. La salida de cada filtro representa por separado la componente modal de la velocidad presente en el rotor. La medición de la velocidad en diferentes puntos provee de un adecuado calculo en el desplazamiento de la flecha en referencia con otros puntos de medición.
El relevador de movimiento torsional fue desarrollado a finales de los 70’s y fue aplicado por primera vez en la estación de generación de Navajo en el norte de Arizona. Este relevador esta diseñado para detectar las siguientes condiciones [ ]: 1. 2. 3.
Efecto generador de inducción. Interacción torsional Amplificación del par.
Estos tres procesos son diferentes y requieren cada uno un algoritmo de detección. En este trabajo exploraremos la característica de este relevador ante la presencia de la interacción torsional subsíncrona. En la figura 1 se muestran las variables que el relevador de movimiento torsional requiere para detectar la condición de RSS e ITSS [].
Figura 2 Relevador Analógico de Movimiento Torsional con Sensor de Velocidad El disparo lógico digital es mostrado en la figura 3.8, se muestran los cuatro características con las que cuenta el relevador [] 1. 2. 3. 4.
Figura 1 Diagrama de las Principales variables que utiliza el relevador El fenómeno de la interacción torsional subsíncrona involucra cantidades eléctricas y mecánicas para su detección. Cuando se presenta la autoexcitación debido al fenómeno, en el generador aparecen señales de corriente y voltaje que describen el comportamiento de una resistencia negativa y una oscilación mecánica significativa debida al sistema. La detección requiere una fina sintonización del “pickups” de las frecuencias naturales resonantes de la flecha y del monitoreo de las variables mecánicas de la flecha para detectar el comportamiento torsional.
Detección de Amplitud de la Respuesta Modal Estabilidad Modal Respuesta al Modo Dual Respuesta al Transitorio
El disparo modal es controlado por 16 niveles de detectores, cuatro por cada filtro modal. El disparo puede ser dirigido hacia una de las cuatro funciones, que se incluyen en la lógica del relevador []:
Este monitoreo es muy sensitivo a la fatiga de la flecha en frecuencia de oscilaciones criticas para proveer una protección adecuada de la unidad de generación. Este relevador puede acoplarse con filtros a las señales de velocidad de las frecuencias críticas para desarrollar una señal proporcional a la fatiga de la flecha. El relevador de moviendo torsional es construido con módulos para procesamiento analógico y disparos lógico digital.
1. 2. 3. 4.
Lógica del Disparo en Modo Simple Lógica de Disparo con una Inestabililidad en estado estacionario Lógica de Disparo en Modo Dual Lógica de Disparo ante un Transitorio
El diagrama es mostrado en la siguiente figura. La detección de la velocidad modal consiste en tres funciones: 1. 2. 3.
Velocidad del sensor Velocidad diferencial del transductor Velocidad del filtro modal
Figura 3 Lógica de Disparo del Relevador Digital de movimiento torsional
142
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-17 2.2.2
Relevadores de Corriente de Armadura
En general, los relevadores son utilizados para proteger al generador de cualquier de los fenómenos oscilatorios subsíncronos e inclusive disparar una unidad de generación, ante una condición de oscilaciones subsíncronas sostenidas. Estos dispositivos tienen la ventaja de requerir una solamente como entrada la corriente de armadura, aunque este tipo de relevadores no puede proveer de protección ante un aumento en el par []. Para el caso de RSS se utilizan relevadores que censan la corriente de armadura del generador y son sensibles a frecuencias entre los 15 - 45 Hz. Este dispositivo es equipado con dos detectores a diferentes niveles y cuenta con ajuste de retardo de tiempo. Uno de los primeros relevadores diseñados como protección contra RSS fue desarrollado por los ingenieros de la compañía Edison del sur de California, poco después del primer incidente en la planta de generación de Mohabe. Los ingenieros de esta compañía notaron que después del segundo incidente y debido a la RSS los relevadores de protección contra secuencia negativa de las unidades de generación dispararon una alarma indicando la presencia de corrientes de secuencia negativa.
www.uanl-die.net
y para bloquear cualquier componente de secuencia positiva y negativa de corriente subsíncrona de tal modo que algunas corrientes subsíncronas son forzadas a ser detectada por circuitos detectores de nivel. F3 es un filtro reinyector con el que trabaja F1 asegurando con ello una alta sensitividad en la detección de corriente subsíncrona y una respuesta lenta ante la presencia de corrientes de secuencia positiva y negativa o cerca de la frecuencia síncrona. F2 es un filtro pasa bandas que detecta armónicos y es incluido para asegurar que el alto contenido armónico no interfiera con la operación del relevador []. El ajuste en la palanca de tiempo del relevador de corriente de armadura es ajustado a 0.16 amperes, pero este ajuste puede incrementarse al incrementar el tamaño del resistor R4. El detector D2 puede ser ajustado por la variación con el bypass del resistor R4. Los correspondientes detectores de D1 y D2 pueden usarse para disparar al generador, línea de transmisión o transformador, si esto es requerido [].
La indicación de los relevadores de secuencia negativa esta ajustada a la sensitividad de las frecuencias subscincronas. Las pruebas de laboratorio confirmaron características similares en estos relevadores, siendo factible reproducir y enviara una señal a 30 Hz al relevador de secuencia negativa, no presentándose de la misma forma ante cualquier relevador de corriente de secuencia negativa. Este concepto fue base para diseñar los nuevos relevadores, que posteriormente fueron sacados al mercado como los relevadores TEX, los cuales cuentan con unos convenientes filtros pasa bandas y de bloqueo []. El relevador TEX fue diseñado con las siguientes características []:
Figura 4 Diagrama esquemático del Relevador TEX []
1.
Detecta corrientes de secuencia positiva en un rango de 2040 Hz
2.
Provee de dos detectores de niveles de corriente subsíncrona que pueden ser ajustados de manera independiente.
3.
Es relativamente insensible a la operación cuando el sistema presenta bajas frecuencias.
4. 5. 6.
Es relativamente insensible a las corrientes de secuencia negativa del generador. Tiene suficiente retardo de tiempo al detectar corrientes de RSS con una operación normal del sistema tales como fallas del sistema y disparo de capacitores serie.
El diagrama esquemático del relevador TEX es mostrado en la siguiente figura 1. Las tres corrientes de fase entre el relevador en las terminales 3,5,7 y los niveles en las terminales 4,6,8. Desarrollándose un voltaje entre las terminales 15 y 17 esto dependiendo de la frecuencia en la corriente de fase, magnitud y secuencia de rotación de la fase. El detector de nivel de corriente, D1 y D2 contienen la forma de onda completa rectificada el cual esta conectada a través de las terminales 16 y 17. El relevador tiene tres filtros nombrados F1, F2, F3. F1 tiene una sintonización del filtro dual que esta diseñada para (baypass) componentes de corriente de secuencia positiva y negativa de 60 Hz
La forma de las curvas de retardo de tiempo de corriente son ajustables y si se requiere dado la forma de la frecuencia subsíncrona puede ser cambiada por una modificación menor en el filtro de la red. Se debe tener cuidado con la palanca de tiempo del relevador durante la condición de baja frecuencia del sistema antes de la separación del sistema y eso puede persistir por unos minutos []. El tiempo de respuesta del relevador varia entre 3 y 10 ciclos a la base de 60 Hz. Un retardo externo puede ser requerido para aplicaciones particulares para proveer de un orden en la coordinación con otros dispositivos de protección. El ajuste correcto que debe ser usado usualmente depende de la aplicación. Los fabricantes de generadores deben de consultar lo disponible sobre las corrientes subsincronas en generadores. Las corrientes subsincronas debido a fallas, al disparo de líneas y disparo de capacitores serie son estudiadas para determinar el limite de estas corrientes subsincronas bajo una variedad de condiciones de operación. Todos estos factores tienen como principal propósito conocer los correctos ajustes de este tipo de relevadores[]. Los relevadores TEX tienen que ser instalados en varios puntos en la unidad de generación y deben de ser considerados como protección primaria en cada uno de los puntos en que son instalados. Hasta el momento ningún diseño de relevadores desarrollado y dispositivo a remplazado a este relevador[]. Para una condición inestable debido a la presencia de ITSS entre el sistema de potencia y el generador, se da un aumento en el par y
143
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-17 corrientes de armadura del rotor simultáneamente. Sin embargo la relación en el aumento varía entre las ambas, dependiendo de la configuración del sistema. En el caso particular de inestabilidad debida al sistema de excitación del generador, el relevador no podrá detectarla [2,4].
www.uanl-die.net
transmisión eléctrica así como la representación de los controles involucrados con el sistema de potencia. Los modelos ya linealizados son estructurados modularmente, esto tiene ventajas, ya que al realizar el estudio utilizando un análisis en pequeños disturbios, se pueden determinar en que grado existe la participación de cada elemento modelado en la excitación de los modos torsionales del sistema de potencia.
2.2.3 Relevadores de Corriente Subsincrona El relevador de corriente subsincrona utiliza una técnica especial para detectar los bajos valores de las corrientes subsincronas y emplea una lógica especial para determinar si estas corrientes representan un peligro potencial para la turbogenerador []. Es importante observar que las componentes de frecuencia subsíncrona de corriente de armadura esta directamente relacionada con los pares eléctricos y la fatiga resultante de la flecha del turbogenerador []. Las corrientes del estator a la frecuencia fe interactúan con los flujos de la máquina produciendo en el entrehierro pares causando que el rotor del generador oscile a la frecuencia fo-fe. Los pares en el entrehierro decaen en el mismo nivel que la corriente del transitorio. Sin embargo hay veces que los pares del entre hierro contienen componentes que corresponden a frecuencias naturales fn de la flecha del turbogenerador, provocando que la oscilación aumente. El sistema mostrado en la figura 2 muestra el circuito con el que se obtiene la señal. Los medidores de corriente de fase son ajustados con los voltajes de fase de secuencia positiva 2.2.3 x
x
x
Los modelos se identifican en este documento con la nomenclatura usual de IEEE para los diferentes circuitos de interés. El comportamiento dinámico del sistema eléctrico de la máquina síncrona es el correspondiente a un modelo de tercer orden [6,21]. En donde se introducen las consideraciones siguientes x
Las ecuaciones de enlaces de flujo, reactancias, corrientes y voltajes se expresan en p.u. con base en el sistema recíproco por unidad.
x
Z0= 2ʌf0
x
La velocidad Zb=1.0 en p.u. y se utiliza para convertir una reactancia en p.u. a una inductancia en p.u .
La aplicación de las leyes de Kirchoff de corriente al modelo de la red conduce a la ecuación diferencial (1), de la red en la forma:
SUPERVISIÓN O MONITOREO TORSIONAL Este equipo proporciona datos para evaluar la severidad de las vibraciones torsionales de la flecha, debidas a las oscilaciones o disturbios eléctricos en la red de la transmisión. Además, el dispositivo permite que el turbogenerador sea vigilado continuamente, pero no ofrece protección continua contra los efectos de oscilaciones debidas a corrientes subsíncronas. Este dispositivo detecta variaciones de la velocidad del rotor y convierte los datos de la oscilación, por medio de circuitos análogos, en valores de pares torsionales. El monitor torsional tiene capacidad de registrar estos datos, para cualquier disturbio eléctrico transitorio donde el par torsional de la flecha se acerca o excede al nivel de la resistencia material con que está construida la flecha. Estos datos pueden ser entonces analizados por fabricantes para estimar la pérdida de vida, debido a esta fatiga de la flecha. La segunda generación de estos dispositivos, proporciona directamente la estimación de los daños que sufre la flecha debido a la fatiga que producen pares torsionales a la que se ve expuesta. Esta característica adiciona permitirá a unidades generadoras, que han disparado quedando fuera de línea, debido a la operación del relevador de RSS a regresar más rápidamente al servicio. Las entradas de información a estos monitores incluyen generalmente suficiente información sobre cantidades eléctricas de las terminales del generador, para una completa descripción completa del historial de los pares torsionales del turbogenerador, y una recopilación de muestras de datos de la variación de la velocidad del rotor [2,4].
3. MODELADO DE SISTEMAS POTENCIA PARA EL ESTUDIO TORSIONALES
3.1. REPRESENTACIÓN LINEAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA
ELÉCTRICOS DE DE FENÓMENOS
d Xr dt
> Arr @
X r ª¬ Arg º¼ X g > Arc @ X c
(1)
Donde Xr es el vector de estado del subsistema de la red que incorpora voltajes y corrientes en coordenadas D-Q y Xg y Xc son los vectores de estado correspondientes a los subsistemas generación y compensación. Es importante observar en este modelo que la interacción del modelo de estado con los subsistemas generación y compensación resulta de la aplicación de la ley de Kirchoff de corrientes en los nodos de conexión de generadores y compensadores [6]. 3.2 METODOLOGIA PARA IDENTIFICACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE LOS MODOS TORSIONALES PARA RELEVADORES DIGITALES. El comportamiento de los modos torsionales, se obtiene de identificar y analizar los desplazamientos rotacionales de cada una de las masa y modos de oscilación, esto se hace utilizando un eigenanálisis. La identificación correcta de cada modo torsional provee la información necesaria de su excitación, debido a cualquier acción de control hecha en el sistema de potencia, y esto permite identificar que elementos del sistema, son los que están influyendo en mayor medida a la aparición de ITSS, independientemente de la distancia eléctrica a la que se presente el disturbio. Además, al identificarse la excitación de los modos, es posible generar una señal de alarma; en los casos más críticos el disparo, debido a la presencia del fenómeno y a las altas magnitudes de corrientes y voltajes inducidos; provocados por el desplazamiento rotacional del rotor; los cuales pueden llevar a la fatiga de la flecha [4,5,7,21]. En la figura 6 se muestra el diagrama a bloques que describe esta metodología.
La evaluación de ITSS requiere una caracterización completa de la dinámica electromecánica del generador, la dinámica de la red de
144
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-17
www.uanl-die.net
7 a)
7 b) Figura 7 Comportamiento de los Modos Torsionales a) Frecuencia de Oscilación, F= 25.63 Hz, buen nivel de amortiguamiento [5] b) Frecuencia de Oscilación, F= 32.30 Hz, deficiente nivel de amortiguamiento [5]
Figura 5 Metodología de Identificación del Comportamiento de los Modos Torsionales [4,5]. En la figura 7 a) y b) muestran gráficamente la excitación de los modos torsionales de un sistema de prueba, se identifican que modos pueden tender a ser inestables, esto es, que existe presencia del fenómeno oscilatorio, asumiéndose a su vez que están presentes corrientes en la armadura, provocando desplazamientos rotacionales e induciendo voltajes en el rotor del turbo-generador, desarrollando interacciones electromagnéticas entre el devanado del estator y el rotor, reduciendo el amortiguamiento natural de la flecha. Bajo estas condiciones existe la posibilidad de aprovechar el eigen-análisis del comportamiento de los modos torsionales, para transferir señales digitales al relevador, considerando que: 1.
2.
Estas señales que se pueden generar son introducidas a través de un algoritmo al relevador digital, de acuerdo a estas condiciones es posible considerar que la información del comportamiento de los modos torsionales, es adecuada para prever una condición de falla en el sistema. La lógica de operación del relevador digital es descrita en la figura 8, y esta representa la operación normal de un relevador digital; considerando que las señal de entrada es la magnitud de los modos torsionales, la condición 1, del diagrama, indica que la magnitud del modo torsional analizado, no tiene la condición de excitación necesaria para disparar la bandera de alerta, por lo que se vuelve a solicitar información de la nueva condición en que se encuentran los modos torsionales; la condición 2 describe que algunos modos tienen un nivel de excitación muy severo, por lo que se envía la señal al bloque que representa al relevador digital.
Si la excitación del modo torsional es muy poco significativa, se propone mandar una bandera de alerta para considerar posibles acciones de control, y reducir la excitación del modo de la turbina correspondiente, ejemplo figura 7 b) Si la excitación del modo es muy significativa , el modo está muy excitado, lo que significa, que el nivel de amortiguamiento natural de la flecha disminuyó debido a la interacción con las frecuencias de las corrientes, que están provocando el par mecánico, en esta condición se enviará una bandera roja al operador para que asuma las condiciones correctivas y evitar daños al eje del turbogenerador; ejemplo figura 7 a)
145
Figura 8 Lógica de un Relevador Digital
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-17 4.
Dispositivos FACTS en el Estudio de Interacciones Torsionales Subsincronas utilizando MATLAB, RVP`2003 SIS 03; Reunión de Verano de Potencia, Acapulco, Gro. México, 6 a 12 de Julio 2003
Conclusiones
En este primer trabajo de investigación se describen y proponen algunas condiciones que pueden ser utilizadas para diseñar la lógica de operación de los relevadores digitales, sin particularizar por el momento, bajo los conceptos de la resonancia subsincrona y sus fenómenos asociados (Efecto del generador de inducción, interacción torsional subsincrona y Pares transitorios). En particular, se enfoca la investigación a utilizar la información que arroja el estudio del comportamiento de los modos torsionales de la flecha del sistema turbina-generador, como una captura en tiempo real de la excitación de los modos torsionales, y evaluar si la magnitud ha disminuido su nivel de amortiguamiento, debido a alguna acción de control o perturbación del sistema de potencia. Aunque este reporte es totalmente teórico, si se utilizan resultados de trabajos anteriores [19], para proponer la lógica de operación del relevador digital en base a la información obtenida del estudio del comportamiento de los modos torsionales
[18] P.M. Anderson. “Subsynchronous Resonance in Power System”. IEEE Press, 1990
6. Autores
5. Referencias [1]
IEEE committee. First Benchmark Model for Computer Simulation of Subsynchronous Resonance. IEEE, Trans, Power Appar. Syst. . p.p. 1565-1572, Sep/Oct 1977.
[2]
P.M. Anderson. “Power system protection”. Mc Graw Hill, 1999
[3]
J. Lewis Blackburn. “Protective relaying principles”. Marcel Dekker, Iinc. 1997.
[4]
IEEE Subsynchronous Resonance Working Group of the System
[5]
Dynamic Performance Subcommitee Power System Engineering Committee,Countermeasures to Subsynchronous Resonance Problems, IEE Trans, Power Appar. Syst, vol. PAS99, No. 5, p.p. 1810-1818, Sep/Oct 1980
[6]
Castillo Jiménez José A., “ Análisis de Dispositivos FACTS (CEV, CSCT y UPFC) para interacciones torsionales subsincronas de Turbogeneradores en Sistemas Eléctricos de Potencia”, Tesis de Maestría, SEPI - ESIME - IPN, Ciudad de México, México, Agosto, 2003 Rivera Salamanca, Carlos Alberto, “ Análisis de Interacciones Torsionales Subsincronas en Sistemas de Potencia con Compensación Serie y Paralelo”, Tesis de Doctorado, SEPI - ESIME - IPN, Ciudad de México, México, Septiembre, 2000. Prabha Kundur, Power System Stability and Control, Electric Power Research Institute-Power System Engineering Series, McGraw Hill, 1994. D. J. Trudnowski, M.K. Donnelly, J. F. Hauer, “A Procedure for Oscillatory Parameter Identification”, IEEE Trans. on Power Systems, Vol. 9, No. 4, November 1994, pp. 2049-2055. C. A. Rivera S., D Olguín S., A. R Messina, “Development of advanced analytical techniques for analysis of Subsynchronous Torsional Interaction with FACTS device”. , IEEE Power Tech’99 Conference, Budapest, Hungary, Aug 29 Set 2, 1999. Angel Moises Iglesias, “Investigating Various Modal Analysis Extraction Techniques to Estimate Damping Ratio”, Master Degree thesis, Virginia Polytechnic Institute and State University, 2000.
[7]
[8] [9] [10]
[11]
www.uanl-die.net
[12] Hingorani Narain G., Gyugyi Laszlo, Understanding FACTS, concepts and technology of flexible AC transmisión systems, IEEE PRESS, 1996 [13] R. Mohan Mathur, Rajiv K. Varma, "Thyristor-Based FACTS Controllers for Electrical Transmission Systems", IEE-WILEY INTERSCIENCE, 2002 [14] Altuve Ferrer Héctor Jorge “Protección de sistemas eléctricos de potencia”. Facultad de ingeniería eléctrica, Universidad Central de Las Villas Santa Clara, Cuba, 1991 [15] Belín Delgado Joel Arturo. “Desarrollo de un algoritmo de protección digital de distancia considerando distorsión armónica”. Tesis de maestría, Instituto Tecnológico de Morelia, septiembre 2000 [16] Sebastián Baltazar David. “Protección de sistemas eléctricos de potencia”, SEPI-ESIME, Instituto Politécnico Nacional, D.F., México, 2000, pp. 29-35 [17] Jose A Castillo J, Rivera S Carlos, Román M Arturo, Daniel Olguin S,
146
Jose A. Castillo J.. Nació en la cd. de México.. Es egresado como Ingeniero Electricista por la Universidad Autónoma Metropolitana en 1999. Actualmente esta inscrito al programa de postgrado en la sección de graduados de la escuela superior de ingeniería mecánica y eléctrica, SEPI-ESIMEIPN, Unidad Zacatenco, México. DAVID SEBASTIAN BALTAZAR. Nació en San Jerónimo Michoacán. Obtuvo el título de Ingeniero Industrial en Eléctrica en 1991 del Instituto Tecnológico de Morelia. El grado de Maestro en Ciencias (1993) y Doctor en Ciencias (1999) en Ingeniería Eléctrica en la Sección de Estudios de Posgrado e Investigación de la E.S.I.M.E - I.P.N. Realizó una estancia Posdoctoral en la Universidad de Saskatchewan, Canadá durante el periodo de Agosto del 2000 a Julio del 2002. Actualmente es profesor de tiempo completo de la SEPI-ESIME-IPN. Sus áreas de interés son la protección y medición de sistemas eléctricos de potencia. Carlos Alberto Rivera Salamanca Es Licenciado en Electricidad egresado de la Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia (1983). Maestro en Ciencias en Ingeniería Eléctrica y Doctor en Ciencias en la SEPI-ESIME-IPN (1989 y 2000 respectivamente). Desde 1990 es Profesor Investigador en la UAM-Azcapotzalco. Ha dirigido y participado en Proyectos de Investigación en la UAM.
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-18
www.uanl-d ie.net
Enhanced Power Transformer Differential Protection and Voltage Control Zoran Gajiü Ivo Brnþiü Birger Hillström Mike Kockott ABB Power Technologies AB, Sweden Abstract--This paper describes enhancements to specific aspects of traditional protection and control of power transformers, viz. traditional transformer differential protection and traditional automatic voltage regulator (AVR) control of on-load tap-changers (OLTC), and how these enhancements are able to overcome the typical weaknesses and drawbacks of the traditional functions. The improvements in functionality and performance that can be attained are presented.
Daniel Karlsson Gothia Power AB, Sweden
Igor Ivankoviü HEP, Croatia
The internal/external fault discriminator simply determines the position of the source of the negative sequence currents with respect to the zone of protection. If the source of the negative sequence currents is found to be outside the zone, then the fault is external. If the source is found to be inside the zone, the fault is internal.
Key words--Protection, Transformer Protection, Transformer Differential Protection, Voltage Control, Automatic Voltage Regulator, On-Load Tap-Changer
The internal/external fault discriminator only works if the power transformer is connected to some load, so that currents can flow through it, or at least through two windings in the case of a three-winding power transformer.
I. ENHANCED POWER TRANSFORMER DIFFERENTIAL PROTECTION
A. Internal/External Fault Discriminator – Principles of Operation
The three most typical weaknesses of differential protection relays for power transformers and autotransformers have been:
An explanation of the used current reference directions is shown in Figure 1. All primary currents that flow towards the transformer will have the “same” direction. Likewise, all primary currents that flow away from the transformer will have the “same” direction. A primary current on any side that flows towards the transformer will have the “opposite” direction to a primary current on another side that flows away from the transformer.
x x x
Long operating times for heavy internal faults followed by main CT saturation. Unwanted operations for external faults and transformer inrush. Bad sensitivity for low-level internal faults, such as winding turn-to-turn faults.
x
x
x
x
x
Negative sequence currents do not occur (at least at significant levels) on a healthy network – the existence of relatively “high” negative sequence currents is therefore in itself proof of a disturbance on the network. The source of the negative sequence currents is at the point of fault, from which point they distribute through the negative sequence network. Negative sequence currents occur for phase-to-phase and phase-to-earth faults, as well as for transformer turn-to-turn faults. Negative sequence currents are always properly transformed from one transformer winding to another irrespective of the vector group of the transformer. Negative sequence currents are not affected by throughload currents
IW2
IW1
The above weaknesses can be overcome by quickly and correctly determining the position of the fault. Fault position (internal/external) can be determined by comparing the direction of flow of the negative sequence currents on all sides of the power transformer. The comparison of negative sequence current direction is eminently suitable as the principle of operation for such an internal/external fault discriminator because:
E1S1
Z1S1
Z1S2
E1S2
IW2
IW1
Relay Figure 1:
Primary currents with the “same” direction.
Consider now a power transformer with a turns ratio equal to one, and a phase displacement of zero degrees. For an external fault, the fictitious negative sequence source will be located outside the differential protection zone at the fault point. Thus the negative sequence currents will enter the healthy power transformer on the fault side, and leave it on the other side, properly transformed. According to the current direction definitions, the negative sequence currents on the respective power transformer sides will have opposite directions. In other words, the internal/external fault discriminator will see these currents as having a relative phase displacement of exactly 180o as shown in Figure 2.
147
www.uanl-d ie.net VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-18 Yy0; 1:1 any point in time. There is not any current transformer INS INS INS saturation for this case. ZNS ZNS S1
S1
S2
S1
S2
ENS Negative Sequence Zero Potential
INSS1
"steady state" for HV side neg. seq. phasor
INSS1
90 60
Relay 150
Figure 2:
Flow of negative sequence currents for power transformer external fault.
30 10 ms
180
0 0.1 kA
For an internal fault the fictitious negative sequence source will be located within the differential protection zone. Thus the negative sequence currents will flow out from the faulty power transformer on both sides. According to the definitions, the negative sequence currents on the respective power transformer sides will have the same direction. In other words, the internal/external fault discriminator will see these currents as having a relative phase displacement of zero electrical degrees, as shown in Figure 3. In reality, for an internal fault, there may be some small phase shift between the negative sequence currents due to different negative sequence source impedance angles. INSS1
Yy0; 1:1
INSS2 ZNSS2
ZNSS1
ENS Negative Sequence Zero Potential
INSS2
INSS1
Relay
Figure 3:
Flow of negative sequence currents for power transformer internal fault.
10 ms
210
Figure 4 shows the trajectories of the two phasors representing the negative sequence current contributions from the HV and LV sides of a Yd5 power transformer for an unsymmetrical external fault after compensation for the transformer turns ratio and vector group phase displacement. The relative phase angle between these two phasors is 180 electrical degrees at
0.3 kA
0.4 kA
330
240 270
"steady state" for LV side neg. seq. phasor
Contribution to neg. seq. differential current from HV side Contribution to neg. seq. differential current from LV side
Figure 4:
Trajectories of negative sequence current contributions from HV and LV sides of a Yd5 power transformer for an external fault.
The internal/external fault discriminator is based on the aboveexplained facts. Its operation is based on the relative position of the two phasors representing HV and LV negative sequence current contributions, compensated by means of the matrix equations. It essentially performs a directional comparison between these two phasors. First, the LV side phasor is positioned along the zero degree line. After this, the relevant position of the HV side phasor in the complex plain is determined. The overall directional characteristic of the internal/external fault discriminator is shown in Figure 5.
Modern numerical transformer differential relays use matrix equations to automatically compensate for any power transformer vector group and turns ratio. This compensation is done automatically in the on-line process of calculating the traditional differential currents. It can be shown that exactly the same matrix equations can be used for the negative sequence currents as those used to calculate the traditional differential currents. When the above compensation is made, the 0 / 180 degree rule is again valid for the phase displacement between the negative sequence currents from the two sides for internal / external faults respectively. For example, for any unsymmetrical external fault, the negative sequence current contributions from the HV and LV sides of a power transformer will be exactly 180 degrees apart and equal in magnitude, regardless of the power transformer turns ratio and vector group phase displacement.
0.2 kA
The directional characteristic is defined by the settings: ****************** 1. IminNegSeq 2. NegSeqROA
If one or the other of currents is too low, then no measurement is done, and 120 degrees is mapped
90 deg 120 deg Internal / external fault boundary. NegSeqROA
(Relay Operate Angle)
180 deg
0 deg IminNegSeq
External fault region
Internal fault region
270 deg
Figure 5:
Operating characteristic of the internal/external fault discriminator.
In order to perform a directional comparison between the two negative sequence current phasors, their magnitudes must be high enough to be sure they are due to a fault. On the other hand, to guarantee a good sensitivity of the internal/external fault discriminator, the value of this minimum limit must not be too high. The recommended value for this minimum limit is around 4% of the HV side rated current of the power transformer. The relative position between the two negative sequence phasors will only be checked if the magnitude of 148
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección SIPSEP-06-18 both is above this limit. If either of the negative sequence current contributions is too small (less than the minimum limit), no directional comparison will be is made to avoid the possibility of producing a wrong decision. This magnitude check also guarantees stability of the algorithm when the power transformer is energized, i.e. for initial current inrush, the internal/external fault discriminator algorithm will declare neither an internal nor an external fault. The operating characteristic of the internal/external fault discriminator also includes a boundary line that sub-divides the characteristic into internal and external fault regions. If the magnitude requirement is fulfilled, i.e. the magnitude of both HV and LV side negative sequence current phasors are above the minimum limit, the internal/external fault discriminator will determine the relative phase angle between them. x If the negative sequence current contributions from the HV and LV sides are in phase, the fault is internal (i.e. both phasors are within the internal fault region). x If the negative sequence current contributions from the HV and LV sides are 180 degrees out of phase, the fault is external (i.e. the HV phasor is outside the internal fault region). For all external fault conditions, the relative angle is theoretically equal to 180 degrees. For internal faults, the angle will be around 0 degrees, as differences in the negative sequence source impedance angles on the HV and LV sides of the power transformer may cause some deviation from the ideal 0 degree value. However, during heavy faults, CT saturation might cause the measured phase angle to differ from 180 degrees for external faults, and from around 0 degrees for internal faults. See Figure 6 for an example of a heavy internal fault with transient CT saturation. Directional Comparison Criterion: Internal fault as seen from the HV side 90
excursion from 0 degrees due to CT saturation
60
120 35 ms
30
150
definitely an internal fault 180 external fault region
0
0.5 kA
210
330 1.0 kA
240
300 1.5 kA
trip command in 12 ms Internal fault declared 7 ms after internal fault occurred
270 HV side contribution to the total negative sequence differential current in kA Directional limit (within the region delimited by ± 60 degrees is internal fault)
Figure 6:
Operation of the internal/external fault discriminator for an internal fault with CT saturation.
de Sistemas Eléctricos de Potencia
www.uanl-d ie.net
B. Using the Internal/External Fault Discriminator to Enhance the Traditional Transformer Differential Protection Function The internal/external fault discriminator is a very powerful and reliable supplementary criterion to the traditional power transformer differential protection. It detects even minor faults, with a high sensitivity and a high speed, and at the same time discriminates between internal and external faults with a high degree of dependability. When the good properties of traditional power transformer differential protection are combined together with the advanced features of the internal/external fault discriminator, a high performance differential protection for power transformers and autotransformers is achieved. If a fault is detected, i.e. the start signal/s are set by the ordinary differential protection (the measured differential current/s are above the pickup threshold), and at the same time the internal/external fault discriminator characterises this fault as internal, then any eventual block signals produced by either the harmonic or the waveform restraints can be ignored. This assures that the response times of the enhanced differential protection are below one power system cycle (i.e. below 20ms for a 50Hz system) for all internal faults. Even for heavy internal faults with severely saturated current transformers, the new differential protection will operate well below one cycle because the harmonic distortions in the differential currents do not slow down the differential protection operation. Practically, an unrestrained operation is achieved for all internal faults. External faults happen ten to a hundred times more often than internal ones. Many power transformer differential protection relays have shown rather poor external fault stability. If a disturbance is detected, and the internal/external fault discriminator characterises this as an external fault, additional criteria are posed on the differential function before its trip is allowed. This assures high stability for external faults. However, at the same time, the differential function will still trip correctly for evolving faults. The principle of the internal/external fault discriminator can be extended to power transformers and autotransformers with three windings. If all three windings are connected to their respective networks, then three directional comparisons can be done, but only two comparisons are necessary in order to positively determine the position of the fault with respect to the protected zone. The directional comparisons that are possible are: primary - secondary, primary - tertiary, and secondary - tertiary. The rule applied by the internal/external fault discriminator in case of three-winding power transformers is: x x
149
If all comparisons indicate an internal fault, then it is an internal fault. If any comparison indicates an external fault, then it is an external fault
www.uanl-d ie.net VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-18 Comparison Between Contributions: Primary - Secondary If one of the windings is not connected, the algorithm 90 automatically reduces to the two-winding version. external 120 60 57 ms fault Nevertheless, the whole power transformer is protected, after zone fault inclusive of the non-connected winding. 150
Inst. diff. curr. in kA
Secondary currents in kA
Primary currents in kA
Example – unsymmetrical internal fault for three-winding transformer Yd1d5 three-winding power transformer. An internal L2-L3Ground fault was simulated using ATP on the secondary d1 winding. 4
-2
0
10
20
30
40
50
60
70
0 0.2
210 external fault zone
iA iB iC iN
0
-4
180
iB = primary (Y) line current L2
int. fault
2
30
0.4
internal fault declared here
0.6 kA
300
240 270
Negative sequence differential current phasor (in kA) Directional limit (within ±60 degrees is internal fault)
80
100
50
Figure 8:
ia ib ic
ib = secondary (d1) line current L2
int. fault
Internal/external fault discriminator operation between primary and secondary windings
0
-50
0
10
20
30
40
50
60
70
Comparison Between Contributions: Primary - Tertiary
80
90
10
5
external fault zone
inst diff L1 inst diff L2 inst diff L3
instaneous diff. curr. L2 int. fault
30
150
0
-5
57 ms after fault
60
120
trip 0
10
20
30
40
50
60
70
80
Time in ms, internal fault at t = 13 ms
180
Figure 7:
Currents for an L2-L3-Ground internal fault on the secondary d1 winding of an Yd1d5 power transformer.
0 0.2
210
The currents on the primary and secondary sides, and the instantaneous differential currents, are shown in Figure 7. The primary - secondary and primary - tertiary directional comparisons made by the internal/external fault discriminator are shown in Figure 8 and Figure 9. Both of them steadily indicate that the fault is internal. Deviations of the relative phase angle from zero degrees in Figure 8 and Figure 9 were mainly due to current transformer saturation. Severe current transformer saturation is actually the most dangerous enemy of the internal/external fault discriminator. However very effective means to counteract the negative effects of main CT saturation have been integrated into the algorithm.
330
0.4
external fault zone
0.6 kA
240
300 270
internal fault zone
Negative sequence differential current phasor (in kA) Directional limit (within ±60 degrees is internal fault)
Figure 9:
Internal/external fault discriminator operation between primary and tertiary windings
Binary signals of the power transformer differential protection 18
start-L1 start-L2 start-L3 trip tripRestrained tripUnrestrained tripNegSeqUnrestrained tripNegSeqSensitive blockDueToCurr2ndHarm-L1 blockDueToCurr2ndHarm-L2 blockDueToCurr2ndHarm-L3 blockDueToCurr5thHarm-L1 blockDueToCurr5thHarm-L2 blockDueToCurr5thHarm-L3 blockDueToWaveAnalysis-L1 blockDueToWaveAnalysis-L2 blockDueToWaveAnalysis-L3 InternalFault ExternalFault
16 trip in 15 ms
14
In Figure 10 it can be noticed that a trip output from the “usual” restrained differential protection (signal named tripRestrained) was delayed due to harmonic and waveform block criteria (this signal was also unstable). The “usual” unrestrained differential protection limit, which was set to 10 times transformer rated current, was not exceeded due to the heavy CT saturation, and thus no help from this unrestrained differential protection was obtained either. However, the enhanced differential protection was able to quickly detect the internal fault and issue a trip output in 15ms (signal named tripNegSeqUnrestrained).
12 10 8 6 4 2 int. fault declared
fault
0 0
10
20
30
40
50
60
70
80
Time in ms, internal fault at t = 13 ms
Figure 10: Binary output signals from the enhanced differential protection. 150
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección SIPSEP-06-18 That the negative sequence current-based directional principle yields a fast and reliable discrimination between external and internal faults is easy to understand in the case of unsymmetrical faults, where the negative sequence current source is expected to exist. But the principle is just as efficient in the case of a wholly symmetrical three-phase fault. Theoretically the negative sequence currents do not exist during a symmetrical three-phase fault. However, when a symmetrical three-phase fault occurs, negative sequence currents (the negative sequence current source) will be present during the initial stage of such a fault until the dc components in the fault currents die out. As far as the internal/external fault discriminator is concerned, this interval of time is long enough for it to declare either an internal or an external fault. Figure 11 shows, for a Yd1d5 power transformer, the magnitude of the negative sequence differential current as calculated by the differential function for an absolutely symmetrical internal three-phase fault on the Y side, as well as the magnitude of the HV, MV and LV side negative sequence currents. It took about 20ms in this example for the CTs to reach heavy saturation. The existence of the false negative sequence currents after CT saturation was not a surprise. However, much more interesting was that the negative sequence system appeared immediately following the inception of the internal symmetrical fault. The total negative sequence differential current and its three components
Currents in kA (transformer rated current I1 = 0.523 kA)
1.4
IdifNegSeqTotal IdifNegSeqContrPri IdifNegSeqContrSec IdifNegSeqContrTer
1.2
1
current transformer saturation sets in
0.6 rated current
0.4
3-phase internal fault
0.2
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Time in ms, internal symmetrical fault at t = 13 ms
Figure 11: Negative sequence current magnitudes for an internal three-phase fault on a Yd1d5 transformer.
Primary - Secondary
Primary - Tertiary 90
90
120
60
120 150
180
0
330
210
270
300
60
150
30
240
www.uanl-d ie.net
Figure 12 shows that for 22ms after the inception of the symmetrical three-phase fault, both directional tests correctly indicated an internal fault, which is long enough time to disconnect the faulty power transformer. C. Sensitive Turn-to-Turn Fault Protection The sensitive, negative sequence current-based turn-to-turn fault protection detects low-level faults, which are not detected by the traditional differential protection. The sensitive protection is independent from the traditional differential protection and is a very good complement to it. The essential part of this sensitive protection is the internal/external fault discriminator. The sensitive protection requires no start signal from the traditional power transformer biased differential protection. If the magnitudes of the HV and LV negative sequence current contributions are above the minimum limit, their relative displacement is determined. If the disturbance is characterized as an internal fault, then a separate trip request will be placed. Any decision on the way to the final trip request must be confirmed several times in succession in order to cope with eventual CT transients. This causes a short additional operating time delay due to this security count. The trustworthy information on whether the fault is internal or external is typically obtained in about 10ms after fault inception, depending on the set minimum limit, and the magnitudes of the fault currents. For very low-level turn-toturn faults, the overall response time of this protection is about 30ms. At heavy faults, approximately 5ms time-to-saturation of the main CTs is sufficient to permit a correct discrimination between internal and external faults.
heavy ct saturation
total negative sequence differential current
0.8
de Sistemas Eléctricos de Potencia
30
0
180
210
330
240
300 270
Example 300/300/100MVA, 400/115/10.5kV YNautod5 transformer. The tertiary winding was not connected. This autotransformer was protected by two numerical, two-winding differential protections from different manufacturers. While in service, it had been subjected to fault conditions on three occasions. The first was the explosion of its 400kV bushing on phase L3. This was followed about nine months later by a near-by 110kV external fault in phase L1. Approximately four months later, another near-by 110kV fault occurred, this time in phase L3. Approximately eighteen minutes after the second phase L3 external fault mentioned above, the autotransformer was tripped by the Buchholtz protection relay. Both numerical differential protections did not operate. No other current measuring or impedance measuring backup protection started. By oil analyses it was confirmed that extensive and longlasting electrical arcing within the autotransformer tank had caused the Buchholtz relay operation. Thus, the autotransformer was shipped to the factory for repair. During the factory inspection, a winding fault in phase L3 was found. It was concluded that it was a turn-to-turn fault that involved only four turns close to the autotransformer neutral point in the common winding of phase L3. Figure 13 shows the affected common winding part in phase L3
Magnitude of negative sequence differential current (in kA) Directional limit (within ±60 degrees is internal fault)
Figure 12: Directional tests for an internal three-phase fault on a Yd1d5 transformer, first 25 ms. 151
www.uanl-d ie.net VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-18 20ms after fault inception. Finally, the sensitive differential function issued a trip output in 27ms (excluding the output relay contact closing time). Therefore, whereas traditional differential protection was unable to detect and operate for this low-level turn-to-turn fault, relying instead on operation of the Buchholz relay, the sensitive differential function would have been able to detect it, and trip autotransformer. Binary output signals. Case: Tumbri-Croatia-internal-inter-turn-fault.ascii 18
STL1 STL2 STL3 TRIP TRIPRES TRIPUNRE TRNSUNRE TRNSSENS BLK2HL1 BLK2HL2 BLK2HL3 BLK5HL1 BLK5HL2 BLK5HL3 BLKWAVL1 BLKWAVL2 BLKWAVL3 INTFAULT EXTFAULT
no start signal !
16
inter-turn fault o trip in 27 ms
14 12
trip request in 26 ms
10 8
Figure 13: Turn-to-turn fault at the end of the common winding of the Autotransformer Tr3
6 4
Currents in kA
Currents in kA
Disturbance recordings were available from the numerical differential relays protecting the autotransformer. These recordings were used to test the sensitive differential protection algorithm.
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Time in milliseconds o
Figure 15: Output signals from the enhanced differential protection algorithm for the autotransformer internal turn-to-turn fault
Power transformer LV side terminal currents
2
Directional Comparison Criterion: Internal fault as seen from the HV side iLV-L1 iLV-L2 iLV-L3
0
Calculated Instantaneous differential currents (referred to the HV side)
0.5
with zero sequence removed
normally, these currents are zero
idif-L1 idif-L2 idif-L3
0 turn-to-turn fault o 0
20
40
60
80
100
120
140
160
90
If one or the other of currents is too low, then no measurement is done
turn-to-turn fault o
-2 Currents in kA
20
turn-to-turn fault o
-0.5
-0.5
0
iHV-L1 iHV-L2 iHV-L3
0
fault detected in 12 ms
0
Power transformer HV side terminal currents
0.5
inter-turn fault o
2
150
30
8
180 External fault region
180
Time in milliseconds o
10
19
0
20 A
330
210
steady-state position for this internal fault Internal fault declared 12 ms after fault
30 A
Figure 14: Measured currents from the HV and LV sides, and the instantaneous differential currents as calculated by the traditional differential protection during the internal turn-to-turn fault. In Figure 14 the relevant instantaneous currents are shown. During the entire turn-to-turn fault, all measured phase currents were smaller than 60% of the autotransformer rating. Therefore the traditional differential currents were smaller than the pre-set differential minimum operation level (which was set at 30% of the autotransformer rating), and so the traditional differential protection could not and did not operate for this fault, e.g. no start signal was set (see Figure 15). However, the internal/external fault discriminator consistently saw this low-level turn-to-turn fault as internal (see Figure 16). This independent but sensitive negative-sequence currentbased differential protection therefore detected the fault, characterized it as internal, and issued a trip request (in 12ms). The trajectory of the HV side negative sequence current contribution reached its “steady-state” point approximately
60 (negSeqROA = ± 60 deg)
120
40 A
240
50 A
300 270 Contribution to total neg. seq. diff. current from HV side (in A) Directional limit (within ± negSeqROA degrees is internal fault)
Figure 16: Operation of the internal/external fault discriminator during the autotransformer internal turn-to-turn fault. II. ENHANCED VOLTAGE CONTROL FOR ON-LOAD TAP-CHANGERS The main purpose of automatic voltage regulators (AVR) for tap-changer control on power transformers with on-load tapchangers (OLTC) is to keep the voltage on the LV side of the power transformer within a preset deadband. AVRs were originally designed to compensate for the voltage drop across the impedance of the power transformer caused by the flow of load current (increase in load will give a decrease in voltage, 152
www.uanl-d ie.net VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-18 and vice versa). Therefore, such an AVR will react and change the subtransmission voltage – and thereby the load – which in the tap position of the OLTC in accordance with LV side load turn kept up the active and reactive power drawn from the variations. However, these traditional AVRs would also react ever-weakening transmission system. Similar AVR behaviors to abnormal voltage variations on the HV side of power have also been reported during other blackouts that occurred in transformers. Often such reaction is not desirable, and last 20-30 years all around the world. especially should be prevented during critical conditions on the transmission system, such as a slow power system voltage Modern commercially available AVRs typically just measure collapse. the voltage on the LV side of the power transformer in order to make decisions about OLTC position. Such a principle has the The major disturbances throughout the world in 2003 clearly major drawback in that it can speed up a power system voltage illustrated the need for different modes of voltage control, collapse. This drawback can be overcome by using a modern since the requirements during normal system conditions and IED for automatic control that is capable of measuring voltage abnormal conditions (e.g. sliding towards instability) are very on both sides of the power transformer, as shown in Figure 19. different. Figures 17 and 18 show the HV side voltage magnitude and OLTC position respectively for a power Voltage transformers are typically available on the HV side of transformer connected between the 400kV transmission power transformers for other reasons e.g. distance protection. system and 130kV subtransmission system in the affected area By using a number of over- and undervoltage stages it is then during the lead-up to the Swedish blackout in 2003. The possible to monitor the HV side voltage magnitude and traditional AVR on this transformer was designed only to keep consequently use it to influence the operation of the AVR (or the voltage on the LV side of the transformer to within certain other equipment in the substation). For example, during a slow limits around the set point. power system voltage collapse, the low voltage measured on the HV side can be used to block traditional AVR operation. For the best scheme security it is desirable to measure all three Voltage Simpevarp Busbar D phase-to-earth voltages from the HV side, in order to take the 500 necessary action only when all three voltages are above or below the pre-set levels. Voltage [kV]
400
UHV
300
UHV >
t
UHV >
t
UHV <
t
Detect increased reactive power (i.e. Q) Flow trough power transformer
Temporary block AVR for 20s
200
U_rated
Normal Voltage Range Temporary block AVR for 20s
100
UHV <
UHV
t
HV capacitor bank switch-in UHV <
t
UHV <
t
UHV <
t
AVR set point reduction
0 0
60
120
180
240
300
360
420
LOGIC by AND gates, OR gates, TIMERS, etc.
Block AVR operation
Time [s] after 12:30
Undervoltage load shedding UHV <
t
Figure 17: Transformer HV side voltage magnitude. REDUCE Uset BLOCK AUTO RAISE
ULV
IED
TC-position Simpevarp
LOWER AVR
Figure 19: Enhanced automatic on-load tap-changer control scheme.
30 25 20 15 10 5 0 0
60
120
180
240
300
360
420
Time [s] after 12:30
Figure 18: Tap position of transformer OLTC. When the transmission side voltage decreased, the tap position was increased by the AVR in order to fulfill its task. As a consequence, the tap position increased nine steps within the last 80 seconds leading up to the blackout. This action kept up
Using the over- and undervoltage stages, it is possible to derive a number of pre-defined voltage magnitude range signals for the HV side voltage, e.g.: x If the measured HV side voltage is not below the first undervoltage stage, or above the first overvoltage stage, then it is in the “normal” range. x If the measured HV side voltage is below the first undervoltage stage, but not below the second undervoltage stage, then it is in the “first undervoltage” range. x Similar reasoning applies to further undervoltage stages as well as any overvoltage stages. It is then possible to subject these voltage range signals to some user-defined logic. Output signals from this logic can then be used to control the operation of the AVR to get the exact actions required. 153
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección SIPSEP-06-18 By monitoring the HV side voltage, the following are some typical actions that can then be taken: x Allow normal operation. x Temporary blocking of the AVR (e.g. for 20 s). x Changing of AVR voltage set point (typically reduction). x Complete AVR blocking. x HV shunt capacitor (reactor) switching. x Undervoltage load shedding. When the HV voltage is within normal limits, i.e. the “normal” range signal is picked up, allow the AVR to work normally. Temporary blocking of the local AVR for small voltage deviations on the power transformer HV side can be used to drastically improve the time coordination of cascaded AVRs in a power system. A traditional AVR will issue a raise or lower command if the measured LV side voltage has deviated from the set reference value by more than the preset deadband for a given time. This time delay is required to avoid unnecessary over-operation of the OLTC for short voltage deviations from the preset value, and to achieve time coordination between cascaded AVRs. This time coordination between cascaded AVRs can be quite a difficult task in order to minimize the overall number of OLTC operations in a power system, and still keep acceptable time delays for AVRs installed closest to the typical loads. Small voltage variations on the HV side of a power transformer can only be corrected by the appropriate action of the upstream AVR. Therefore the local (i.e. the downstream) AVR can be temporarily blocked to give additional time to the upstream AVR to react and correct its transformer’s LV side voltage magnitude (i.e. the HV side voltage magnitude of the local transformer). By doing so the operating time of all cascaded AVRs can be set to the exact same value. Such a scheme will also guarantee faster voltage control at the loads than what is achieved today with the traditional time coordination approach. At the same time the temporary blocking will guarantee operation of the downstream AVR in case of failure of the upstream AVR. With such an approach, the overall number of OLTC operations in a complete power system can be minimized. This translates to a cost benefit for the power utility regarding the required OLTC maintenance. If the HV voltage drops to an even lower value, this might indicate possible problems in the HV transmission system e.g. a slow voltage collapse phenomenon. Therefore the proposed scheme can take certain precautions locally as follows: x Reduce the AVR set point in order to keep a low voltage profile on the subtransmission system, and therefore reduce the demand of active and reactive power from the HV transmission system. x Completely block the AVR in order to prevent any OLTC automatic operation in order to prevent unwanted OLTC operations during stressed conditions on the HV side of the power transformer. x Switch in/out HV side shunt capacitors/reactors in order to try to increase the voltage on the HV side of the power transformer.
de Sistemas Eléctricos de Potencia
www.uanl-d ie.net
Perform undervoltage load shedding of pre-selected outgoing feeders on the LV side of the power transformer in order to try to protect the rest of the power system from complete blackout. Which exact actions are taken will depend on the characteristics of the particular power system, the location of the power transformer within the power system, and the type of load connected to the LV side of the power transformer. Therefore a complete power system study must be performed in order to determine the optimum scheme setup. However, with the help of graphical configuration tools, modern numerical IEDs can be tailor made to fulfill the strict requirements of any power system operator as well as the characteristics of the individual power system. III. CONCLUSIONS By using advanced numerical technology, it is now possible to protect power transformers and autotransformers with an enhanced differential protection that has much higher operation speed, security and sensitivity than traditional transformer differential protection. Operation of the new internal/external fault discriminator for power transformers has been successfully tested by using simulation files produced by ATP, disturbance recording files captured during independent transformer differential protection testing on an analogue network simulator, and from the disturbance recordings captured in the field. All these tests have indicated excellent performance of the internal/external fault discriminator for power transformers and autotransformers. It detects even minor faults, with a high sensitivity and speed, and at the same time discriminates with a high degree of dependability between internal and external faults. It is possible to obtain enhanced automatic OLTC control for power transformers by taking into consideration the magnitude of the voltage on the HV side of the power transformer. By doing this, the overall coordination of series connected (cascaded) power transformers with OLTCs can be much improved, and at the same time the performance of such an AVR scheme will be much better during critical situations in HV power system, e.g. during slow voltage collapse phenomena. IV. REFERENCES Zoran Gajiü, Ivo Brnþiü, and Birger Hillström, “Advanced Power Transformer Differential Protection”, presented at the STPC VIII Seminário Técnico de Proteção e Controle, Rio de Janeiro, Brazil, 2005. Zoran Gajiü, Ivo Brnþiü, Birger Hillström, Fahrudin Mekiü, and Igor Ivankoviü, “Sensitive Turn-to-Turn Fault Protection for Power Transformers”, presented at the Western Protection Relay Conference, Spokane, USA, 2005. Zoran Gajiü, Daniel Karlsson, and Mike Kockott, “Advanced OLTC Control to Counteract Power System Voltage Instability”, presented at the 5th Southern Africa Regional Conference, Somerset West, South Africa, 2005.
x
154
www.uanl-d ie.net VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-18 Mike Kockott was born in East London, V. BIOGRAPHIES
Zoran Gajiü was born in Serbia, former Yugoslavia, in 1965. He received his Diploma Engineer Degree with honors from the University of Belgrade, Yugoslavia, in 1990, and GDE in Computer Engineering from the University of the Witwatersrand, Johannesburg, South Africa, in 1995. Since 1993 he has been working in the area of power system protection and control within the ABB Group of companies, where he has had various engineering positions. Currently he has a position of Protection Application Senior Specialist with ABB Power Technologies, Substation Automation Products, in Sweden. He is a member of Cigré and IEEE. Currently he is the convener for Cigré, Study Committee B5, WG16. Zoran has published numerous technical papers in the relay protection area. His main working areas are computer applications for protection and control of electrical power systems, development of advanced protection algorithms for numerical relays and power system simulation. Zoran is co-holder of two patents.
South Africa. He graduated with a BSc degree in Electrical Engineering, with honors, from the University of Cape Town in 1980. At the beginning of 1983 he joined Eskom where he worked until November 1999. His career in Eskom began at System Operations where he calculated protection settings for transmission system equipment, and performed post-fault investigations. On leaving System Operations, he joined Eskom’s protection design department. His experiences here include the specification of protection products and schemes, protection scheme design, and the evaluation of performance and approval of protection products and schemes. At one time he held the position of Design Manager for all power line related protection schemes. He later moved on to become a Senior Protection Consultant within Eskom. In 1996 he was appointed as the South African member to Cigré Study Committee 34. On leaving Eskom, he commenced employment in January 2000 with ABB in Sweden. He currently holds the position of Protection Application Senior Specialist with ABB Power Technologies, Substation Automation Products.
155
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-19
www.uanl-die.net
Las 3 dimensiones de la Impedancia: la protección por pérdida de campo de una máquina síncrona. Ramón Germán Sandoval Ibarra Comisión Federal de Electricidad Topolobampo, Sinaloa, México. Resumen: El uso de herramientas digitales en el estudio y simulación de fenómenos en los Sistemas Eléctricos de Potencia ha permitido sensibilizar mejor el comportamiento de los diferentes equipos que los conforman ayudando a mejorar la confiabilidad y seguridad en los esquemas de protección de dichos equipos. El presente artículo presenta la conveniencia del análisis de las variaciones de la impedancia equivalente en algún punto del sistema usando un espacio tridimensional (R-X-t) en vez de la perspectiva tradicional de un plano (R-X). Presenta además, la aplicación de un estudio de este tipo a la pérdida de campo de una máquina síncrona usando la herramienta digital del ATP y software adicional para el pre y post-procesamiento de la información. El artículo incluye también, conclusiones que difieren de lo recomendado por algunos fabricantes de equipos de protección y algunas referencias tradicionales sobre la protección por pérdida de campo. Palabras clave: espacio, impedancia, pérdida de campo, síncrona, confiabilidad, seguridad, protección.
I. INTRODUCCIÓN Para las personas encargadas del análisis, diseño, protección y operación de los Sistemas Eléctricos de Potencia es de suma importancia sensibilizar de una manera sencilla, rápida y práctica el comportamiento de diferentes parámetros en el sistema durante condiciones normales de operación y durante las condiciones en las cuales debe de evitarse continuar con la operación de los equipos a fin de preservar el estado de los mismos o la integridad del sistema en su conjunto. Tradicionalmente, en lo que a la impedancia aparente en un punto del sistema se refiere, los análisis se han venido realizando en un plano llamado comúnmente plano R-X (o plano de impedancia) haciendo alusión a las cantidades que integran las abscisas y ordenadas del mismo. En algunos casos, este plano, se acompaña de una grafica adicional en la cual se muestra el comportamiento de la impedancia (o de algún otro parámetro) en el tiempo, dejando a la persona la tarea de concluir y sensibilizar el fenómeno en base a dos informaciones presentadas por separado. Desde la perspectiva que se presenta en éste documento, la diferencia principal consiste en utilizar el plano mencionado y agregar la dimensión del tiempo para formar un espacio tridimensional R-X-t, donde toda protección basada en impedancia realmente opera, mostrando en una sola gráfica la información que definirá la operación de un esquema basado en este principio. El gráfico obtenido muestra las características de las distintas zonas, la excursión de la impedancia y permite observar los tiempos de residencia en cada zona de manera que pueda sensibilizarse el fenómeno mas claramente y considerar, en el análisis del fenómeno, ideas adicionales con la misma información fuente.
II. DESCRIPCIÓN DEL MODELO UTILIZADO El sistema analizado consiste en dos unidades termoeléctricas de 160MW, que operan con combustoleo y cuyos generadores son de 202 MVA de capacidad, estas unidades, se encuentran conectadas al Sistema Interconectado Nacional a través de dos líneas (que viajan en doble circuito en tramos distintos) que llegan a dos subestaciones separadas donde se ha conectado (en el modelo) un equivalente simultaneo en las dos barras (boundary equivalent) que incluye (a fin de reproducir simultáneamente la impedancia equivalente de la red) impedancias en serie con la fuente equivalente en cada una de las barras y una impedancia conectada entre las mismas. La fuente detrás de las impedancias se ha considerado ideal, despreciando, para fines prácticos, las diferencias que pudieran alejarla del concepto de bus infinito ante la proporción existente entre las maquinas bajo estudio y el SIN en su conjunto. En la simulación se consideró la pérdida de campo de la unidad a 40 y 150MW (25 y 94% de carga), con 2.5 MVAR previos y por dos causas distintas: x
x
Corto circuito en los anillos rozantes del rotor: causado probablemente por arqueo por ensuciamiento con polvo de escobillas, corto involuntario durante cambio de escobillas, etc. y , Apertura involuntaria del campo sin operación de protecciones intrínsecas del sistema de excitación: provocados, por ejemplo, por errores humanos al eliminar involuntariamente los bloqueos normales durante pruebas de mantenimiento en operación, etc.
La diferencia en la simulación de las situaciones anteriores es que mientras en la primera se consideró una resistencia de un orden muy bajo para la descarga después de la desconexión del campo; en la segunda, se considero la descarga del mismo a través de la resistencia de descarga incluida en el sistema de excitación; originando con esto, comportamientos distintos (no se incluyeron los controles y limitadores del sistema de excitación de la maquina fallada debido a que por la naturaleza de los casos estudiados no tendrían influencia apreciables). El modelo incluye maquinas síncronas cuyo comportamiento ha sido validado con los resultados de las pruebas realizadas en fabrica y durante las puesta en servicio (incluyendo la respuesta oscilográfica para el corto súbito en terminales al 30 y 50% de voltaje) y transformadores de unidad, con característica saturable, que reproducen la impedancia provista en las placas de datos del fabricante. Las máquinas del modelo, poseen reguladores de velocidad genéricos para este tipo de unidades junto con reguladores de voltaje (AVR) y estabilizadores de sistemas de potencia (PSS) con modelos y ajustes iguales a los existentes en campo. La
157
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-19
www.uanl-die.net
Figura 1 muestra la imagen que guarda el sistema descrito en el software para pre-procesamiento en ATP llamado ATPDraw. a la mitad de la reactancia transitoria de la maquina, de ahí el nombre de esquema con offset negativo.
También en el modelo han sido incluidos módulos que simulan las zonas de protección; estos módulos consisten simplemente, en comparadores que determinan, en cada intervalo de tiempo de la simulación, si la distancia del centro de la zona al nuevo punto R-X de operación de la maquina es menor o mayor al radio de las características y han sido ajustados de forma que coinciden con las protecciones por pedida de campo que actualmente tienen las unidades generadoras.
El segundo esquema consiste en la protección mediante dos zonas de impedancia (supervisadas por un elemento direccional) operadas también con secuencia positiva pero ajustadas de acuerdo con lo mostrado en la figura 4, donde se observa la zona 2 desplazada en el sentido positivo de X a una distancia igual a la reactancia del transformador de unidad, de ahí el nombre de esquema con offset positivo.
La Figura 2 muestra la coincidencia existente entre los arranques y disparos del relevador del modelo y los de la función de protección contra perdida de campo de un relevador digital real ante la inyección de corrientes y voltajes secundarios correspondientes a la reproducción transitoria, del mismo caso simulado, con un equipo de prueba de relevadores. III. MÉTODOS PARA PROTECCIÓN CONTRA PERDIDA DE CAMPO Desde la aparición en 19491 de un relevador monofásico con característica mho desplazada (offset mho) para protección por perdida de campo, han sido muchos los avances que se han tenido en cuanto filosofías de ajuste, hardware en que dichas funciones han sido implementadas, cantidades seleccionadas para determinar la operación, etc. En la actualidad existen principalmente dos esquemas de práctica común en el mundo occidental (y que serán los únicos considerados en este documento); El primero, consiste en utilizar un relevador de impedancia de dos zonas, operado con secuencia positiva y ajustado con alcances de acuerdo con lo Figura2.- Comparación entre el relevador del modelo y un mostrado en la figura 3. En este esquema se encuentra la zona 2 desplazada en el sentido negativos de X a una distancia igual relevador digital real ante el mismo evento, donde se observa 158
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-19
www.uanl-die.net
el arranque y operación de los elementos en ambos casos de manera casi simultanea. Aun cuando existen diferencias en la forma como algunos autores2, normas3 y otros documentos presentan la característica de la zona 2 de la protección en referencia a la curva de capabilidad, en los casos que se incluyen en este estudio (y en todos los que de forma particular han sido revisados para preparar este documento) la curva de capabilidad de la unidades no queda comprendida dentro de las zonas de la protección aun cuando se usen el esquema de offset positivo y los valores no-saturados2 de reactancias de la maquina (que son mas grandes) hayan sido considerados para el calculo de los alcances de las zonas de protección.
Figura 5.- Representación gráfica para mostrar el área desprotegida (región de estudio) entre la curva de capabilidad y la zona 2 de la protección por pérdida de campo. Algunos fabricantes recomiendan que, a menos que exista un requerimiento específico para utilizar el esquema con offset positivo, se utilice el esquema con offset negativo. A lo anterior podemos observar que tal recomendación implica (debido a las diferencias en las dimensiones de las zonas propuestas por cada uno de los esquemas) que la “región de estudio” para el caso del esquema con offset negativo es mayor; por lo que al considerar la evolución de una falla de esta naturaleza, el tiempo de residencia en la “región de estudio” de la trayectoria de la impedancia durante el evento será superior; lo anterior, sin considerar aspectos específicos del tipo de falla, que, como se verá mas adelante, vuelven aun mas crítica la recomendación mencionada.
Considerando lo anterior, pudiera observarse, que de acuerdo con la figura 5, existe un espacio en el plano R-X en el cual el punto de operación de la unidad (después de haber pasado por el limitador de mínima excitación que en los casos de la apertura del 41F o de cortocircuito en anillos no tiene influencia), se encuentra en una región fuera de lo definido por su curva de capabilidad como región de operación segura para la maquina y fuera de lo que la protección de perdida de campo incluiría como región de operación, resultando pues en ésta área que la unidad opera fuera de sus capacidades y sin que la protección especifica para este comportamiento se atienda de desconectarla de la red. Para futuros comentarios y conclusiones llamaremos a esta región: la “región de estudio”.
IV. RESULTADOS DE LOS CASOS SIMULADOS De manera tradicional se han mostrado trayectorias en el plano R-X para condiciones de perdida del campo de maquinas síncronas con altas y bajas cargas. En algunas IMPEDANCIA VISTA POR EL RELEVADOR EN TERMINALES DE LA MÁQUINA SÍNCRONA 5 0 -20
-10
0
10
20
30
40
50
60
70
80
X (en Ohms secundarios)
-5 -10 -15 -20 -25 -30 -35 -40
R (en Ohms secundarios)
Figura 3.- Esquema con offset negativo
OFFSET NEGATIVO ZONA 1 OFFSET POSITIVO ZONA 2 APERTURA 41F CON 150MW
OFFSET NEGATIVO ZONA 2 APERTURA 41F CON 40MW CORTO EN ANILLOS CON 150MW
OFFSET POSITIVO ZONA 1 CORTO EN ANILLOS CON 40MW
referencias, se ha concluido que la zona 1, de una protección de dos zonas, protegerá la unidad en caso de perdidas de campo con altas cargas, mientras que la zona 2 se encargará de la protección ante perdidas de campo con cargas bajas. Figura 6.- Representación tradicional de las excursiones de la impedancia para los casos simulados
Figura Esquema offset positivo
4.con
En la figura 6, en la que se muestra en el plano R-X_ el comportamiento de la impedancia para los cuatro casos simulados, se observa que la idea anterior bien puede ser válida, ya que resulta evidente, (analizando únicamente el esquema con offset positivo) que: para las pérdidas de campo con altas cargas (las dos trayectorias de la impedancia mas cortas en la grafica) la trayectoria de la impedancia aparente ingresa en la característica de la zona 1 mientras que las trayectorias mas largas (las de la pérdida con baja carga) lo hacen en la zona 2. V. LA PERSPECTIVA DESDE EL ESPACIO R-X-t PROPUESTO Analizando las cosas en el espacio R-X-t, propuesto en este documento, como herramienta para analizar la trayectoria con la ayuda de la dimensión adicional del tiempo, todo parece distinto en el caso estudiado. 159
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-19
www.uanl-die.net
La figura 7 muestra las mismas características y las mismas trayectorias pero ahora considerando, en una misma representación grafica, la velocidad a la que las cosas suceden, brindando con esto un punto de vista que (al menos de manera personal) parece diferente y que permite observar que las conclusiones a las que se puede llegar desde esta perspectiva son más acordes a lo que sucede con la operación real de la función de protección para los casos simulados. Para la construcción de la figura 7, 8 y 9, se han realizado consideraciones que permiten representar la característica de la protección constante en el tiempo, habiéndose despreciado (por el tipo de fenómeno estudiado) las conicidades que pudieran provocar en la figura los efectos de polarización y de voltajes de memoria de secuencia que pudieran utilizar los algoritmos de algunos relevadores. Lo anterior, debido a que en la pérdida de campo de una máquina síncrona, los efectos de esas consideraciones se han considerados poco representativos para las conclusiones finales. Observando las figuras 8 y 9 puede verse la tendencia (principalmente en el caso de corto en el campo con 40 MW) que presenta la trayectoria de la impedancia a mantenerse dentro de lo que, en la sección III, hemos llamado “región de estudio” originando con esto mayor tiempo fuera de las capacidades de la unidad y sin ser protegida por la función de protección por perdida de campo. De alguna manera resulta evidente que en caso de utilizar el esquema de offset negativo la “región de estudio” se ve incrementada (la zona dos del esquema de offset negativo es mas pequeña que la zona 1 del esquema con offset positivo).
Figura 9.- Gráfica de un esquema con offset positivo que muestra la tendencia de la impedancia a incrementar su permanencia en la zona que sería “región de estudio” o no protegida en el caso de utilizar un esquema de offset negativo. Las zonas que operan de un esquema de offset positivo y negativo, así como los tiempos en que esto sucede, se encuentran resumidos en la tabla 1; pudiéndose apreciar en ella que aún para condiciones de baja carga puede ser que la zona que opere sea la zona 1 y para condiciones de alta carga puede operar la zona 2: aclarando, a fin de evitar suspicacias, que han sido considerados los ajustes recomendados en algunas normas que se usan comúnmente de referencia3, y cuya discusión, se encuentra fuera del objetivo principal que persigue este documento. De las graficas en el espacio R-X-t y apoyándonos en la tabla 1 se puede observar que en caso del uso del offset negativo se pueden esperar tiempos un 30% mayores para la operación del esquema con altas cargas y un 20% superiores para cargas bajas. Desde el punto de vista de la potencia reactiva tomada de la red por la máquina sin campo, se observa que con offset negativo se demandaría, antes de la operación de la zona correspondiente, un 25% mas para fallas a altas cargas y un 4% superior en cargas bajas.
Figura 7.- Perspectiva en el espació R-X-t de los caso simulados
Figura 8.- Otra perspectiva R-X-t de los casos simulados.
Aunque la máquina puede soportar condiciones operativas de esta naturaleza por periodos mas largos4, se observa que la importancia de esos tiempos un 30% mayores y ese 25 % en potencia reactiva adicional dependería de la robustez reactiva del sistema y del nodo donde una falla de esta naturaleza se produjera.
Tabla 1.- Resumen de datos de simulación obsérvese que el tiempo para el caso de la figura 8 en condición de falla es 160
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-19
o frecuencia (entre otros) que permitieran, en casos de pérdida de campo, operar en tiempos tradicionales incrementando la operabilidad y la seguridad en la operación de las unidades y los sistemas en su conjunto.
elevado y que sería superior en caso de utilizar el offset negativo. VI. CONCLUSIONES 1.
2.
3.
4.
5.
La perspectiva tradicional que presenta las trayectorias de impedancia en oscilaciones y fallas en el plano R-X ha sido de gran utilidad para la sensibilización del comportamiento de los diferentes equipos de los SEP, sin embargo, en la actualidad con la disponibilidad de las herramientas digitales es posible obtener nuevas perspectivas mediante el procesamiento adicional de información, el análisis en el espacio R-X-t es un buen ejemplo de ello. El tener en un solo gráfico la información del punto de operación y la velocidad con que se mueve permite en el caso del espacio R-X-t observar a una protección de distancia en el verdadero entorno en el que parece desenvolverse: Resistencia, Reactancia y tiempo. Aun cuando algunas normas o manuales de fabricantes de relevadores realizan recomendaciones en tal o cual sentido, hablando de protecciones de unidades generadoras, bien vale la pena iniciar estudios específicos para cada caso susceptible de presentarse, de manera que la seguridad y la confiabilidad de los esquemas sea continuamente asegurada. En relación a la protección por pérdida de campo, después de analizar los resultados de las simulaciones realizadas es evidente que, una vez revisados los aspectos de estabilidad, la protección con offset positivo ofrece mucho mejor cobertura contra fallas por condiciones de pérdida de campo desde la perspectiva del sistema y de la maquina en si misma. Ante las exigencias impuestas a los sistemas actuales y considerando la existencia de los esquemas digitales multifunción para protección de generador disponibles, creo que es posible ofrecer “soluciones a la medida” para la protección por pérdida de campo de forma que se tuvieran esquemas con un mejor ajuste de la protección a la curva de capabilidad de la maquina, con tiempos mas largos para eliminar el fantasma de un disparo en falso por oscilaciones, pero acelerados por elementos de voltaje
www.uanl-die.net
VII. REFERENCIAS (1) C. R. Mason, “A New Loss of Excitation Relay for Synchronous Generators”, AIEE Trans., vol. 68, pp. 1240-l 245, 1949. (2) J. Lewis Blackburn, “Protective Relaying Principles and Applications”, Second Edition, pp 261-266 (3) IEEE C37.102-1995: IEEE Guide for AC Generator Protection. (4) C. R. Mason, “The Art and Science of Protective Relaying”, pp 195
VIII. CURRICULUM VITAE Ramón Sandoval se desempeña en CFE como Jefe de departamento de Protecciones eléctricas en la C.T. Juan de Dios Bátiz Paredes en Topolobampo Sinaloa, Trabaja en CFE desde 1992 en mantenimiento a equipo eléctrico primario e industrial como son motores de inducción, generadores síncronos, interruptores, AVR´s y transformadores de potencia Durante los últimos 6 años se ha participado en la instalación, prueba y utilización de diferentes esquemas de protecciones eléctricas, ha recibido formación para el modelado de SEP usando el ATP por parte de LAPEM, ha desarrollado procedimientos de campo para prueba de relevadores usando simuladores de potencia y software de simulación transitoria, Ha presentado artículos técnicos en, el Simposium Iberoamericano de Protección de Sistemas Eléctricos, la WPRC del Universidad Estatal de Washington y las reuniones del Grupo de Usuarios del EMTP para México y Centroamérica (UEMCA)
161
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-20
www.uanl-die.net
System-Wide Replacement Strategy for Substation Protection and Automation Systems Paul T. Myrda Trans-Elect, Inc
[email protected]
Eric A. Udren KEMA T&D Consulting
[email protected]
Abstract do wear out and become less reliable over time. Strategic evaluation of components, their functional impact to the grid and the cost benefit of replacement is key to successful programmatic enhancement of the transmission grid. Transformers and circuit breakers wear out in somewhat predictable and observable ways, and tend to get high priority in transmission capital replacement budgeting across the industry. Old protective relaying and substation control systems, by contrast, continue to perform their basic design functions even though maintenance cost becomes high, opportunities for savings are lost, or ultimate system security degrades gradually without daily reminders of the risk. Accordingly, over 80% of relays in service are still of older electromechanical or analog solid-state generations.
The protection and control systems in the US utility industry are still primarily composed of electromechanical relays and systems. Over 80 percent of the relays are still electromechanical at Michigan Electric Transmission Company (METC),, with only incremental upgrading to microprocessor technology carried out in recent years. Maintenance costs of older equipment are high, and limited nonoperational fault data is accessed via modem from the microprocessor relays. METC embarked on a program to develop a business and technical strategy to replace the aging protection and control equipment. This paper describes how an aggressive replacement strategy can be the most cost-effective solution for systemwide upgrading. This strategy and its benefits (from both reliability and financial perspectives) are described using the program to completely replace the protection and control equipment in all 82 of its substations. METC is developing enterprise-level processing of the masses of data to improve operational and business efficiency.
.
1. Introduction From 1975 to 1999 transmission investment was on a steady decline (see Figure 1). Only recently has the longstanding downward trend in transmission investment been reversed. Recently published EEI survey results [1] show that annual transmission investment has been increasing since 1999. Transmission investment during the 1999 – 2003 period actually increased at a 12 percent annual rate. That is the good news. Reduced funding of transmission investment over the last few decades may not affect some of the more durable components of the transmission grid such as towers. More active components like power transformers, circuit breakers, and protective relays
Figure 1 – Industry transmission spending
163
www.uanl-die.net
VIII Simposio Iberoamericano sobre Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia SIPSEP-06-20
While there is some uncertainty within the available METC data, with prudent assumptions regarding the relays that have incomplete information one can assume with confidence that METC currently has only 12 percent penetration of microprocessor relays. That leaves 88 percent being either electromechanical or analog solid state (see Figure 3).
2. METC Situation This paper focuses on the current circumstances and plans for action at the Michigan Electric Transmission Company (METC), which serves the bulk of the Michigan Lower Peninsula outside of the Detroit region. METC was incorporated in 2002 and owns the 345 kV and 138 kV bulk power transmission system comprising 82 substations and over 5400 miles of interconnecting transmission lines. METC needed to address the declining performance, unreliability, and increasing operating and maintenance (O&M) costs of protection and control systems. In general, the reliability trend of METC’s protection and control systems has been stable, but the overall cost to repair malfunctioning relays on an ad hoc basis is increasing. Another driving factor is that a large percentage (63%) of existing relays were installed prior to 1980 (see Figure 2). For the population of relays taken as a whole, failure rates are not directly correlated with age. While age is not a direct driver of poor reliability, there is an increase in the likelihood of an ever increasing trend of failed relays or increased maintenance of relay components due to the effect of potentially out of specification parts on the performance of the protective relay [2]. Also, many specific classes of older relay designs and generations are experiencing rapidly increasing age-related deterioration and failure. Many of these relays lack technical performance features that are important for secure operation of the system under today’s increased loading and stresses. Finally, this population of relays consists largely of electromechanical and first generation solid state relays for which the pool of technically capable service technicians is dwindling.
Relay Distribution by Type with Unknowns
Unknown 23%
Solid State 18%
2.1 Information needs For the pre-microprocessor relay generations, there is no data capture or communications. Operating data from substations is collected by RTUs and sent to control centers. This operational data flow is completely isolated from the protection systems connected to the same electrical sources. A third category of equipment, digital fault recorders (DFRs) and sequence of event recorders (SERs), capture records of faults and equipment operations. These non-operational records are gathered separately via dial-up telephone circuits by teams that analyze the operations. Some of the newer microprocessor-based relays are also tied into these telephone circuits with communications processors and serial port switches, so that their fault records can be gathered over the same dial-up lines. With all of this, there is no direct or convenient access to non-operational data by METC system operations, asset management, or system planning groups. These departments rely heavily on operational and non-operational data for much their decision-making. Currently, only the operational data, DFR records, and hourly integrated load data is available to each group through an extranet website However, the available data does not meet all of METC’s needs or support its vision of an effectively managed business process. Reference 3 states that “Information is the crosscutting issue in all transmission grid technology
Relay Age Distribution
1000
800
600
400
200
0
50
55 19
60 19
65 19
70 19
75 19
80 19
85 19
90 19
95 19
00 20
Electromechanical 47%
Figure 3 – METC relay types
1200
9