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1
Esquemas de Protección y Control de Área Amplia (WAPC)
Copyright © SEL 2012
Los Sistemas de Proteccion Mantienen la Estabilidad de los Sistemas Electricos de Potencia
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2
Reles de Proteccion
• Diversos Principios de Operación• Diversos Principios de Operación
• Seguridad / Confiabilidad
• Una ciencia
Transferencia de Potencia
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3
Dinámica del Rotor
Torque de Aceleración
Detección Rápida, Confiable
A1
A2
Normal
2.5
2A1
A2
Normal
SLGF
2.5
2
Pm
SLGF
SPO
3PO
Electical Angle
P.U
. Po
wer
Tra
nsfe
r
1.5
1
0.5
Pm
SLGF
SPO
3PO
P.U
. Po
wer
Tra
nsfe
r
Electical Angle
1.5
1
0.5
)sin(X
VrVsPe
T
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4
Efectos del Tiempo de Operación en la Estabilidad Transitoria
“Out of Step” (Fuera de paso)
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5
Wide-Area Protection and Control
• SIPS – system integrity protection system
• ECS – emergency control system• ECS – emergency control system
• RAS – remedial action scheme
• SPS – special protection system
• WAPS – wide-area protection system
• SCS – supplemental control scheme
Los Sistemas de Potencia Necesitan Sistemas WAPC
• Fallo de Interruptor y Transferencia de Disparo
ó• Esquemas con Tele protección
• Sobrecarga en Equipos
• Exceso de Generación
• “Load shedding” / Liberación de CargaLoad shedding / Liberación de Carga
• Islas
• Oscilaciones
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6
Sobrecargas
La salida de una línea lejana sobrecarga el• La salida de una línea lejana sobrecarga el transformador
• El esquema WAPS libera carga o aísla al transformador
Un Ejemplo Sencillo
Equilibrioq
• Dos Sistemas
• Sin Equilibirio
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7
Esquemas WAPS
Evitan el Colapso del Sistema• Evitan el Colapso del Sistema
• Actúan Rápidamente
• Generación Carga
Apagones Eléctricos - Déficit
• Caída de FrecuenciaEf t L lé d G ió di (81Efecto: Los relés de Generación disparan (81-Baja frecuencia)
Causa: Déficit de Potencia
J=
Power In (G) – Power Out (L)
Causa: Tiempos de respuesta de Gobernadores y Turbinas
J
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8
La tasa de caída de frecuencia es proporcional a la magnitud del déficit
Apagones Eléctricos – Sobre Generación
• Subida de FrecuenciaEf t G d A lEfecto: Generadores Aceleran.
Causa: Sobre Generación de Potencia
J=
Power In (G) – Power Out (L)
Causa: Tiempos de respuesta de Gobernadores y Turbinas
J
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9
Oscilaciones de Potencia Lentas
Oscilaciones de Origen Electromecánico
Soluciones
• Disparos por sobre-carga
• Alivio de Carga (“Load Shedding”)• Alivio de Carga ( Load Shedding )
• Alivio de Generación (“GenerationShedding”)
• Detección de Oscilaciones ElectromecánicasElectromecánicas
• Diferencia Angular
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10
Contingencias
• Eventualidad• Eventualidad
• “un evento que ocurre en un momento cualquiera”
• “puede ser la consecuencia de acciones o ser totalmente imprevista”ser totalmente imprevista
Contingencias
“La contingencia puede ser o no un eventoLa contingencia puede ser o no un evento que ocasiona un problema el cual puede requerir una acción postergable o una acción inmediata (transformándose en este último caso en una emergencia).”
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11
Contingencias
D d l t ti iDesde el momento en que una contingencia puede ser imprevista, se habla de la posibilidad de que ocurra, más la contingencia no es en sí misma una posibilidad, sino un evento posible.p , p
Considerando Contingencias en Sistemas de Potencia
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Reconocimiento de Contingencias
• Experiencia: Conocimiento del sistema de Potencia
• Estudios: Análisis de probabilidades
• Seguridad: Requerimientos para la operación del sistema de Potencia
• Protección de Activos: Evitar mayor daño a• Protección de Activos: Evitar mayor daño a importantes componentes del sistema.
WAPC / RAS: Concepción
• Operación del Sistema de Potencia
• Reconocimiento de Contingencias• Reconocimiento de Contingencias
• Infraestructura de Comunicaciones
• Medición Tradicional o Sincronizada
• Dispositivos Inteligentes, programables para la decisión y el interface con el usuario.
• Protocolos de Control: Rápidos y Seguros
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Arquitectura
• DistribuidaDecisiones en VariosDecisiones en Varios Controladores
• Centralizada
Decisiones en un Concentrador
Arquitectura Distribuida
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Arquitectura Distribuida
• Implementación mas simple
Li it d d t ió d ti i• Limitada detección de contingencias
• Controladores mas simples
• Mas fáciles de probar
• Similar a los sistemas de protecciónSimilar a los sistemas de protección
• Normalmente poco personal en la implementación.
Arquitectura Centralizada
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Arquitectura Centralizada
• Controladores Mas Complejos
• Lógicas y reglas mas avanzadas
• Uso de Mayor Información del Sistema
• Implementación y programación requieren de personal mas numeroso y dedicadode personal mas numeroso y dedicado
SEL utiliza un ‘Crosspoint Switch’ en el esquema de liberación de carga
f
T i
Crosspoint Switch tCB
Opens
TriggerInputs
Loads selected to Shed Contingency
Preloaded and Ready to Go
Load-Shedding Outputs
X
Load 2
Bus Tie
Loss of G4
XLoss of G3
XLoss of G2
Loss of G1
Load 1 Load 3
X
Load 4
X
Load 5
X
Load 6
X
X
X XX
X
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Redundancia
• Dependiente de la preferencia del usuario
• Conocimiento de los puntos débiles• Conocimiento de los puntos débiles
• Tipos de Redundancia vistos:Ninguna
Duplicada
Dos de tres
Combinación
Dispositivos
• Altamente confiables
• Diseñados para subestaciones• Diseñados para subestaciones
• Rápida ejecución de lógicas
• Protocolos de Control
• Interface al Usuario • SER (Registrador de Eventos)• Oscilografia
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Interface al Usuario
• Ninguno
• Simple• Simple
• Complejo
Registrador de Secuencia de Eventos
• Sincronizado por lo menos al mili-segundo=>SER 20
DI TL658 SEL-311C Date: 10/04/2011 Time: 07:11:55.579DIVISION (CB# 5)
FID=SEL-311C-R112-V0-Z005004-D20070918 CID=9C9A
# DATE TIME ELEMENT STATE
20 09/08/2011 23:43:31.801 IN101 Asserted19 09/08/2011 23:43:31.806 IN203 Asserted18 09/08/2011 23:43:36.838 IN205 Asserted17 09/08/2011 23:44:43.274 IN205 Deasserted16 09/09/2011 01:18:22.851 IN205 Asserted15 09/09/2011 01:20:15.010 IN205 Deasserted14 09/26/2011 16:22:38.154 IN205 Asserted13 09/26/2011 16:24:22.912 IN205 Deasserted12 10/01/2011 10:27:34.596 IN205 Asserted11 10/01/2011 10:28:19.264 IN205 Deasserted10 10/02/2011 09:24:01.636 IN205 Asserted9 10/02/2011 09:24:04.908 IN205 Deasserted8 10/02/2011 14:07:28.452 IN205 Asserted7 10/02/2011 14:09:46.730 IN205 Deasserted6 10/02/2011 15:02:23.919 IN205 Asserted5 10/02/2011 15:04:43.013 IN205 Deasserted4 10/04/2011 06:03:54.204 Z3G Asserted3 10/04/2011 06:03:54.254 Z3G Deasserted2 10/04/2011 06:03:59.230 IN205 Asserted1 10/04/2011 06:05:19.127 IN205 Deasserted
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Oscilografía
Controladores
• Reciben la información del Sistema de Potencia
• Implementan la lógica del esquema
• Procesan los comandos a mandar rápidamente
2 a 10 msec de tiempo de proceso• 2 a 10 msec de tiempo de proceso
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Proteccion, Automatizacion, Control
• Deterministico
• Rápidop
• Flexible
Controladores Avanzados
IEC-61131
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FEP (Front End Processors)
• Gateways
• Interpretan y Simplifican la informaciónInterpretan y Simplifican la información
Gateway or SCADA
SEL-3010
HMIGPS Clock
Relay Relay Relay IED
MasterModem SEL-2032
I/O (Input/Output) – Entradas/Salidas
• Binarias y Analógicas
• Medición de estados / Ejecución de comandosj
Lockouts
Overcurrent Alarms
Breaker Trips
Temperature Alarms
RAS
Fluid Level Alarms
Pressure Alarms
Physical Intrusion Alarms
Legacy I/O
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21
Dispositivos SEL• Ambiente de Subestación
• Rango de temperatura –40° a +85°C
• IEEE C37.90 / IEC 60255
• 10 años de garantía
Prueba HALT en todos los dispositivos fabricados
Hardware
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Load Shedding (DAC)
Desconexion Automatica de Carga
Copyright © SEL 2012Copyright © SEL 2012
DAC y sus objectivos
• Estabilidad del SistemaD t l ibl l tid d d dDesconectar en lo posible la cantidad adecuada de carga
Desconectar Rápidamente
• Sobrevivencia del sistema de potenciaSeleccionar cargas inteligentemente
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23
Ejemplo – Instalacion Petrolera
GOSP4 GOSP2
Load Shedding
• Iniciar la desconexión en respuesta a la detección de contingenciasdetección de contingencias
• Desconectar la cantidad correcta de carga para mantener la estabilidad
• Mantener el proceso
• Evitar operaciones no deseadas
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24
Concept Básico
• Cálculos ANTES del eventoP i id d d l iPrioridades del usuario
Mediciones del Sistema de Potencia
• Acciones DURANTE el eventoDetección de la contingencia
Desconectar carga pre-determinada
Arquitectura
Topologia del sistema
Estado de las cargas
Calculos Pre-Evento
sistema
Estados de las fuentes
g
Preferencias del Operador
AccionSeñales de Contingencias
Señales DAC
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25
Contingencias
• Perdida de un generador (7 en Total)g ( )
• Perdida de la línea entre GOSP-2 y GOSP-4 (1 en Total)
• Perdida de una barra acopladora (2 en total)
Crosspoint SwitchCrosspoint Matrix Updated
Every 500 milliseconds
1Triggers Updated Every 2 ms 1
1
0
0
0 0
0
0Trigger 1
Trigger 2
Trigger 3
Load Shedding Signals Updated Every 2 ms
Shed3
Sh ed2
Shed1
.
.
.
.
. . . .
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26
Calculos Pre-Evento
• Preferiblemente a una tasa mas rápida quep qSCADA tradicional
• Datos de SCADA cada 4-5 segundos
• Determina la lógica
Para su Informacion
• Sistemas Inteligentes en Distribucióng
• “DA” = “Distribution Automation”
• Mejorar la Calidad de la Distribución de Energía Eléctrica
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27
DNA – “Distribution Network Automation”
Add Fiber, Logic, and Communications
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28
ADN – Incluye Aislamiento de la Falla, Seccionalización y Restauración
Automática
Protection Device TripsProtection
Device Trips DA System Protection
Device Trips
Aislación de Secciones falladas, Restauración de las Secciones Sanas con
una Fuente Alterna
CB A R1 R2 R3 CB B
Device Trips Breaker
DA System Opens R1
CB A R1 R2 R3 CB B
Device Trips Breaker
DA System Opens R1
yCloses R2
CB A R1 R2 R3 CB B
Device Trips Breaker
Normally Open
Fault
Normally Open
Fault
Normally Open
Fault
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29
SProyectos WAPS
Copyright © SEL 2012Copyright © SEL 2012
Wide-Area Protection and Control
• SIPS – system integrity protection system
• ECS – emergency control system• ECS – emergency control system
• RAS – remedial action scheme
• SPS – special protection system
• WAPS – wide-area protection system
• SCS – supplemental control scheme
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30
Los Sistemas de Potencia Necesitan WAPC (Wide-Area Protection and Control)
• Fallo de Interruptor y Transferencia de DisparoDisparo
• Esquemas de Tele-protección
• Sobre-Cargas en Equipos Importantes
• Generación Excesiva
• Alivio de Carga (‘Load shedding’)
• Islas
• Oscilaciones
Pacificorp(U S A)(U.S.A)
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31
Planta Jim Bridger
La Planta Generadora Conecta a Tres Líneas de 345 kV Críticas
• Borah – Jim Bridger
• Kinport – Jim Bridger
• Goshen – Jim Bridger
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32
El Sistema de PotenciaBoise
MidpointGoshen
Kinport
B h
Portland
Borah
Adel
Hunt
Jim Bridger
Salt Lake
500 kV345 kV230 kV138 kV
Legend:
Un Esquema “RAS” es Requerido
• Prevenir la perdida de estabilidad causada por:por:
Perdida de Linea(s) de Transmisión
El tipo de falla
Considerando la producción en es instante de la planta Jim Bridgerla planta Jim Bridger
• WECC limita a la planta Jim Bridger a 1,300 MW sin el esquema RAS
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33
Estudios de Estabilidad Determinan los Requerimientos de Tiempo de Operacion
del RAS
• El tiempo total desde la ocurrencia de una contingencia a la acción a tomarse no debe exceder los 5 ciclos
• El tiempo disponible para las decisiones en p p pel RAS es de 20 ms
La Importancia Critica del Sistema Impuso los Requerimientos en la Disponibilidad del
Sistema• “Triple modular redundant” (TMR)Triple modular redundant (TMR)
Votación 2-de-3 En las Entradas y Salidas
Decisión del “Crosspoint”
4 RTUs para el interface con el EMS• 4 RTUs para el interface con el EMS
• 4 fallas en el hardware del RAS para deshabilitar el sistema
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34
“Dual Triple Modular Redundant”
RAS I/O
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35
Dos Interfaces con SCADAPacifiCorp EMS, Salt Lake PacifiCorp EMS, Casper
Logic
Gateway
Computing Platform
Logic
Gateway
Computing Platform
LogicLogic
Controller
Logic
Controller Controller
Unidades de Generacion Desconectadas en Decisiones Basadas en un Combinacion
de Factores• “Estado” del sistema
• Nivel de Generación de la Planta
• Nivel de Transmisión hacia el Oeste
• Niveles de Compensación en Serie en las líneas de 345 kVlíneas de 345 kV
• Estados de los Interruptores en la Planta
• “Evento” N
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36
Entrenamiento / Pruebas / Simulación
RAS - Algoritmo
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37
Cross Point Switch
El Cerebro del Esquema RAS
Interface: Diagnostico
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38
Unifilar de la Planta
HMI – Estado de las Comunicaciones
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39
República de Georgia
Sistema Eléctrico de Potencia de la República de Georgia
Stability Concerns
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40
El Sistema Simplificado
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41
“Load Shedding”
• Conocimiento del Sistema
• Estudios de Simulaciones• Estudios de Simulaciones
• Tres Niveles
• Cada Carga Recibe un “Nivel de Severidad”
• Monitoreo la potencia Real de 500 kV
Reconocimiento de la Contingencia
• Perdida de la(s) linea(s) de 500 kV”Load shedding” de acuerdo al umbralLoad shedding de acuerdo al umbral
“Generation shedding”
• Tiempo de operación requerido:<100 ms (excluyendo el tiempo del interruptor)
L ló i l t i i t t d• La lógica en las estaciones importantes de 500 kV
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42
Red de Comunicaciones
• Par de fibras disponible
• Red Dedicada• Red Dedicada
• GOOSE
• Recolección de Eventos
• Acceso de Ingeniería
GPS Clock
Monitoring IED
GPS Clock
HMI Computer
Diseño de la Red Basado en Switches
Monitoring IED HMI Computer
Monitoring IEDEthernet SwitchZestaponi
PLC
PLC
Transmission Substations
(2)
IEC 61850GOOSE I/O Logic
ProcessorI/O Logic Processor
Ksani
Enguri
I/O Logic Processor
Generation Substation
(1)
I/O Logic Processor
I/O Logic Processor
I/O Logic Processor
Load Substations (7)
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43
Lógica
Abs( P3 MW) < ATh1 T01pu
Kartli 2Sudden
Opening ofI Abs( P3_MW) ATh1
P3_Watts > ATh2 T02pu
0
Line Closed (52A 500 = 1)
T03pu
Opening of Breaker
I
II
III
T01do
220 kV Armed
(52A_500 1)
Arming Enable0
IV
Lógica
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44
Monitoreo del Sistema y Alarmas
Parametros Ajustados Por el Usuario
Power Thresholds
Load Selection
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45
Diseño, Instalación, Comisión y Validación
• Red Ethernet
• Simulación, prueba y validación de la lógica del ECS en el laboratorio
• Prueba y comisionado de la lógica, comunicaciones y el control en el campo
• Prueba final: Apagón Intencional para validar el sistema
Prueba Final
• Apertura Intencional de la línea de 500 kV
• Hecho a la 1 a.m.
• Se bajaron los umbrales para simular la severidad
Respuesta del Sistema <10 ms
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46
Antes de la Prueba
Después de la Prueba
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47
Prueba Final
ECS en Servicio
• Comisionado antes del verano 2011
• Opero 5 veces en Julio• Opero 5 veces en Julio
• Se Previno el colapso del sistema
• Se recupero la inversión varias veces
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48
Operación 1
Operación 2
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49
2012 – Mejoras al Sistema
• Dos subestaciones de carga adicionales
• Monitor de Apertura en la Planta Enguri• Monitor de Apertura en la Planta Enguri500 kV
• Se definieron 6 Umbrales en vez de 3
• Se Modifico el HMI
• Y…. Otra prueba de apertura intencional
Prueba Adicional
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50
Guatemala
Esquemas Supleméntales de Control
U d di i i i d• Uso de mediciones sincronizadas
• Estabilizan al Sistema de Potencia
• Reconocen Oscilaciones entre Áreas
• Uso de Análisis Modal en Tiempo RealUso de Análisis Modal en Tiempo Real
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51
America Central y la Interconexión con Méjico
Guatemala hace el puente hacia el sur
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52
Normalmente - Oscilaciones de10 MW
• Modos de Oscilación
• Modos Amortiguadosg
• De Origen Electromecánicoer
(MW
)R
eal P
owe
Oscilaciones Inestables Separan Guatemala del Resto de Centro América• Modo Inestable de 0.17 Hz
E i i l l b b l d P t i
0
0
0
0
• Esquema original solo usaba un umbral de Potencia
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 2000
0
0
0
0
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53
Synchrofasores en Guatemala
• 2008 – AMM identifica la medición sincronizada como solución
• 2011 – AMM implementa el sistema de sincrofasores
• 2012 – AMM habilita el esquema RAS basado en análisis modal en tiempo real
Interface con el Usuario Muestra el intercambio y los modos de oscilación
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54
Sincrofasores complementan SCADA
Detalles del Sistema de Sincrofasores
• 23 PMCUs
• PDC en Software PDC para el centro de• PDC en Software PDC para el centro de control
• 2 SVPs (Synchrophasor Vector Processor)
• Red Ethernet de Comunicaciones Alquilada
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55
Cada Subestación esta Visible en la Red
Arquitectura
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56
PMCUs Reciben Comandos de Control por la Misma Red
El esquema WAPS Principal
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57
Esquema1 – Umbral de Potencia
PTOT
250
200
PAGU
Rea
l Pow
er (M
W)
150
100
50
PMOY
R
0
–5090 92 94 96 98 100 102 104105
Time (s)
Esquema 2 – Análisis Modal en Tiempo real
• La conexión con Centro América muestra un modo inestable de 0.17 Hz
• Ventana de Observación de 20-segundos
• 2 bandas0 1 a 0 3 Hz Inestable0.1 a 0.3 Hz Inestable
0.5 a 0.9 Hz Oscilaciones en estado estable
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58
Análisis Modal en tiempo real detecta oscilaciones inestables
•• •
•
Logica de Decision
m
m
A (k)(k)
mA (k – 1)m(k – 1)
m
m
A (k – 2)(k – 2)
m m m thre
thre
A (k) A (k – 1) A (k – 2) A(k) (k – 1) (k – 2)
m( )
m(f )(SNR)
m(A )m ( )
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59
Esquema basado en análisis Modal
60
50
40PAGU
Rea
l Pow
er (M
W) 40
30
20
10
0
10
PTOT
PMOY–10
–20–30
Time (s)200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300
El Esquema Opera – Julio 28, 2012
• Esquema habilitado a mediados de Junio 2012
• El modo inestable se presenta al sincronizar dos partes del sistema de potencia de Centro América
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60
Oscilaciones 0.22 hzal
Pow
er (M
W)
Rea
Las frecuencias de los dos lados se estabilizan
60.2
60.15Guatemala-Mexico
60.160.05
60
59.95
Freq
uenc
y (H
z)
Rest of Central America
59.9
59.8559.8
F
0 10 20 30 40 50 60 70 80Time (s)
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61
Guatemala se Mantiene Estable Después de la Operación del ESC
eal P
ower
(MW
)R
e
Uso Innovador de Análisis Modal para Esquemas de Protección y Control de
Área Amplia
• El uso de mediciones sincronizadas resulta en datos coherentes que son utilizados en el análisis modal
• El análisis modal en tiempo real es ideal para detectar oscilaciones lentas