APLICACIÓN DE RELÉS CON SINCROFASORES EN SISTEMAS

ELECTRICOS INTERCONECTADOS

JONATHAN DANIEL JOFRÉ VARGAS

Profesor Guía Sr. Patricio Robles Calderón

RESUMEN

La tecnología de sincrofasores entrega una herramienta de máxima precisión para

visualizar y administrar un sistema eléctrico de potencia, pudiendo alertar en tiempo real

comportamientos inadecuados o fuera de los parámetros establecidos dando la posibilidad

de tomar medidas preventivas o correctivas frente a las anormalidades.

El propósito de este proyecto de título es desarrollar la metodología para la

comunicación entre distintos relés que incorporan tecnología de sincrofasores para

obtener información sobre el estado de un sistema eléctrico e identificar condiciones

operacionales extremas que podrían llevar al sistema a una condición de blackout. Para

esto se trabaja con el relé SEL751A, que se encuentra disponible en el laboratorio de

protecciones eléctricas de la escuela de ingeniería eléctrica, ésta protección obtiene datos

de sincrofasores desde la red eléctrica, los cuales, serán almacenados en un computador

del laboratorio y luego analizados para obtener los modos de oscilación y el

comportamiento del sistema en condiciones de operación normal.

ÍNDICE

1 CAPÍTULO 1

APLICACIONES DE SINCROFASORES EN SISTEMAS ELECTRICOS DE

POTENCIA 1

1.1 Teoría de sincrofasores 1 1.1.1 Concepto de fasor 1 1.1.2 Definición de sincrofasor 3 1.1.3 Definición de la onda coseno de referencia 3 1.1.4 Sistema de sincrofasores 4

1.2 Versatilidad de sincrofasores en sistemas eléctricos de potencia 5

1.3 Aplicaciones recomendadas en Chile 6

15 CAPÍTULO 2

ANALISIS DE SEÑALES PARA DATOS SINCROFASORIALES 15

2.1 Transformada Wavelet 15

2.1.1 Teoría de la Transformada Wavelet 15 2.1.2 Familias de Wavelet 18 2.1.3 Análisis multiresolución 18

2.2 Análisis Wavelet multiresolución en Matlab 23

25 CAPÍTULO 3

UTILIZACION DE SINCROFASORES EN RELÉS NUMERICOS 25

3.1 Ofertas para sistemas de sincrofasores 25 3.1.1 Empresa ABB 25

3.1.2 Empresa Alstom 26 3.1.3 Empresa GE 27 3.2 Descripción del sistema propuesto por empresa SEL 29 3.3 Unidades que integran medición fasorial 33

3.4 Relé SEL-751A 34 3.4.1 Descripción del relé de la universidad 35 3.4.2 Conexiones 36 3.4.3 Puertos de comunicación 38 3.4.4 Características destacables del relé 39

3.5 Reloj satelital 44 3.6 Unidades concentradoras de datos de fasor 48

50 CAPÍTULO 4

SISTEMA DE SINCROFASORES PARA LABORATORIO DE PROTECCIONES

ELÉCTRICAS DE LA ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA DE LA

PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE VALPARAÍSO 50

4.1 Descripción del sistema 50 4.2 Enlaces de comunicación 51

4.2.1 Incorporación de una IP estática 52

4.2.2 Configuración de parámetros de comunicación en el relé 52 4.3 Configuración PC-Servidor 53 4.3.1 Programas para implementar sistema 53 4.3.2 Programas para el acceso remoto 55 4.3.3 Programa de análisis de datos 57

59 CAPÍTULO 5

APLICACIÓN DEL SISTEMA EN EL LABORATORIO 59

5.1 Configuración de equipos 59 5.1.1 Configuración de Relé SEL-751A 59

5.1.2 PC-Servidor 61 5.2 Interfaz de visualización y registro de datos 62

5.2.1 Visualización 62 5.2.2 Registro de datos 64

5.3 Análisis de datos 67

CONCLUSIONES 74

REFERENCIAS 75

APÉNDICE A A-1

EXTRACTO DE ESTANDAR IEEE C37.118 DE SINCROFASORES PARA

SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA A-1

A.1 Tasas de información A-2

A.2 Descripción del mensaje de sincrofasor A-2

A.2.1 Mensaje de datos A-3

A.2.2 Mensaje de configuración A-4

A.2.3 Mensaje de encabezado A-4

A.2.4 Mensaje de comando A-6

APÉNDICE B B-1

COMANDOS DEL RELÉ SEL-751A PARA CLIENTE TELNET B-1

ÍNDICE DE FIGURAS

Fig. 1-1 Equivalencia entre onda coseno y vector rotativo 2

Fig. 1-2 Vector estático 2 Fig. 1-3 Análisis de la Contingencia Extrema Fase 2 9 Fig. 1-4 Esquema de sincrofasores de el recurso 2 11 Fig. 1-5 Lógica a programar en SVP 12 Fig. 2-1 Dilatación Wavelet 16

Fig. 2-2 Traslación Wavelet 16 Fig. 2-3 Diagrama de codificación de sub-bandas 22 Fig. 3-1 RES670 - ABB 25

Fig. 3-2 MICOM P847 - Alstom 26 Fig. 3-3 MULTILIN N60 - General Electric 27 Fig. 3-4 Sistema de Sincrofasores propuesto por SEL 29

Fig. 3-5 Sistema redundante con Gateway Ethernet 32 Fig. 3-6 Esquema de protección con Relé SEL-751A 35 Fig. 3-7 Conexiones de los transformadores de corriente 37

Fig. 3-8 Conexión directa para señales de tensión 37 Fig. 3-9 Conexión estrella-estrella para transformadores de potencial 37

Fig. 3-10 Conexión delta abierto para transformadores de potencial 38 Fig. 3-11 Sistemas de detección de arco eléctrico 40 Fig. 3-12 Menú de configuración de sincrofasores en SEL-751A 41

Fig. 3-13 Reloj Satelital SEL-2401 46

Fig. 3-14 Reloj Satelital SEL-2404 46 Fig. 3-15 Reloj Satelital SEL-2407 47 Fig. 3-16 Unidad concentradora de datos de fasor SEL-3373 49

Fig. 3-17 Ventana principal Software SEL 5078-2 49 Fig. 4-1 Fasores en interfaz HMI 54

Fig. 4-2 PMU Connection Tester 55 Fig. 4-3 Software FileZilla 56 Fig. 4-4 Menú Wavelet de Matlab R2013a 58 Fig. 5-1 Menú “comunicaciones” 60 Fig. 5-2 Panel de simulación del laboratorio de protecciones 61

Fig. 5-3 HMI, mediciones y estado de contactos 62 Fig. 5-4 HMI, valores máximos y mínimos 63

Fig. 5-5 Visualización en tiempo real Software PMU Connection Tester 63 Fig. 5-6 Visualización mediante Cliente Telnet 64 Fig. 5-7 Variación del ángulo de fase en Laboratorio, Valparaíso 68 Fig. 5-8 Variación del ángulo de fase oficina Tecma, Santiago 68 Fig. 5-9 Superposición de ambas fases 69

Fig. 5-10 Variación de la diferencia de fase entre ambos puntos de medición 70 Fig. 5-11 Configuración del análisis Wavelet 71 Fig. 5-12 Graficas del análisis Wavelet 71 Fig. 5-13 Señal analizada y señal aproximada obtenida 72 Fig. 5-14 Modo Interarea 73

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1 Ajustes propuestos para el recurso 2 13

Tabla 2 Memoria necesaria para datos de sincrofasores 30 Tabla 3 Ancho de banda para envío de datos de sincrofasor 31 Tabla 4 Cantidades enviadas en configuración NUMANA 43 Tabla 5 Extracto de datos de sincrofasores registrados 66

GLOSARIO DE TÉRMINOS

SCADA: Supervisory Control And Data Acquisition

PMU: Phasor Measurement Unit

PDC: Phasor data Concentrator

IEEE: Institute of Electrical and Electronics Engineers

TVE: Total Vector Error

PPS: Pulse per Second

UTC: Universal Time Coordinated

SOC: Second of Century

DFT: Discrete Fourier Transform

DWT: Discrete Wavelet Transform

SEP: Sistemas Eléctricos de Potencia

WAMPAC: Wide Area Monitoring Protection and Control Systems

PDCE: Plan de defensa contra contingencias extremas

PMCU: Phasor measurement and control unit

SVP: Procesador de sincrofasores

DO: Dirección de operación del CDEC-SIC

NTSyCS: Norma técnica de seguridad y calidad de servicio

EDAC: Esquema de desconexión automático de carga

EDAG: Esquema de desconexión automático de generación

CT: Transformadores de corriente

PT: Transformadores de potencial

IP: Protocolos de internet

BACKBONE: Conexiones troncales de internet

FTP: Protocolo de transferencia de archivos

INTRODUCCIÓN

El continuo crecimiento y desarrollo de nuestro país ha llevado al alza el consumo y

la demanda de energía por parte de la población chilena. Esta realidad muestra la

necesidad de mantener un constante aumento en la generación de energía eléctrica y

optimizar el uso de los recursos existentes, junto con mantener un control y visualización

del sistema en todo momento. Esto se traduce en poseer información real y fidedigna con

el menor retardo y la máxima precisión posible, para poder tomar medidas ante

perturbaciones, eventos o fallas que puedan producirse y, de esta manera, evitar las

interrupciones del servicio.

En la actualidad, esto se realiza mediante los Sistemas SCADA, que proviene de las

siglas Supervisory Control And Data Acquisition (Adquisición de datos y supervisión de

control), los cuales no entregan una medición en tiempo real, sino que se basan en una

estimación de los parámetros de acuerdo al modelo del sistema.

A diferencia de los sistemas SCADA, se encuentran los sistemas de sincrofasores,

que son capaces de realizar una medición de los parámetros eléctricos en distintos puntos

de un sistema eléctrico de potencia, sincronizar los valores para luego visualizarlos y

analizarlos en un punto de colección o centro de control. Estos sistemas tienen

sustanciales ventajas, ya que pueden proveer datos rápidos, exactos, continuos y

sincronizados de las magnitudes y el ángulo de los valores del sistema. Esto ayuda a

mejorar los modelos, validarlos, maximizar la carga del sistema dentro de los márgenes

de estabilidad y permitir un control eficaz de todos los componentes del sistema. Es por

esto que dada la superioridad del sistema de sincrofasores, en los siguientes capítulos se

darán a conocer sus fundamentos y aplicaciones para la mejora del servicio eléctrico.

En los Capítulos 1 y 2 se presenta el marco teórico del proyecto, haciendo alusión a

la teoría y conceptos básicos de los sistemas de sincrofasores, además del correcto

análisis de datos sincrofasoriales obtenidos. En el Capítulo 3 se muestra la disponibilidad

de equipos para la implementación de este sistema que ofrecen las distintas empresas del

rubro de la ingeniería eléctrica, en particular la empresa SEL, quien donó el equipamiento

básico para el desarrollo de este estudio. Finalmente, en el Capítulo 4 y 5 se describe la

instalación, configuración y aplicación de un sistema de sincrofasores implementado en el

laboratorio de protecciones eléctricas de la escuela de ingeniería eléctrica en la Pontificia

Universidad Católica de Valparaíso.

1

CAPÍTULO 1

APLICACIONES DE SINCROFASORES EN SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA

1.1 Teoría de sincrofasores

Sincrofasores, es la medición de fasores con una misma base de tiempo absoluto

dentro de un sistema eléctrico de potencia. Estas mediciones entregan una herramienta

para visualizar el sistema de energía como un todo o para comparar diferentes puntos en

tiempo real. Los sistemas tradicionales SCADA utilizan la estimación de estado para

calcular la condición del sistema con base en puntos de datos no sincronizados, que son

recolectados en una oficina central en lapsos de dos a cuatro segundos. La ventaja de los

sincrofasores es que permiten la medición dinámica del estado del sistema en tiempo real

en vez de estimarlo. El desarrollo de esta nueva tecnología basada en sincrofasores

permite la evolución de los sistemas que se conocen hoy en día hacia una red de

transmisión más inteligente con supervisión y control de área amplia o también llamadas

WAMPAC, las cuales tiene por objetivo detectar disturbios dinámicos del sistema y

prevenir la propagación de esas inestabilidades que, de no ser localizadas y detenidas a

tiempo, pueden provocar apagones regionales o generales.

1.1.1 Concepto de fasor

Las tensiones e intensidades de la red eléctrica son ondas cosenoidales que vienen

representadas, de forma genérica, por la Ec. (1.1):

( ) (1.1)

Donde representa el valor máximo de la onda, la fase en radianes en el

instante y la frecuencia en rad/seg.

Dicha onda coseno puede ser representada por la proyección en el eje de abscisas o

parte real de un vector (representado en el plano complejo Re-Im), que rota a una

velocidad y, que forma en el instante , un ángulo con respecto al eje real. Dicha

equivalencia se puede observar en la Fig. 1-1.

2

Fig. 1-1 Equivalencia entre onda coseno y vector rotativo

Por lo anterior, la Ec. (1.1) puede ser expresada como:

( ) [ ( )] [ ] (1.2)

Dada la dificultad de representación de un vector rotativo girando a una velocidad

en el plano complejo, éste se representa únicamente en determinados instantes de

tiempo ( ), obteniendo el vector estático representado en la Fig. 1-2, denominado

fasor:

Fig. 1-2 Vector estático

Definido mediante la ecuación:

( ) (1.3)

La magnitud de dicho vector estático o fasor, se relaciona con la cantidad RMS del

valor máximo de la señal, es por esto que se aplica un factor de escala y se obtiene la

representación del fasor como:

√

3

En la definición de fasor se ha prescindido del término , que contiene

información de tiempo y de frecuencia. No obstante, hay que tener en cuenta que cada

diagrama fasorial lleva asociado un instante de tiempo y una frecuencia . Los instantes

de tiempo en los que se “fotografía” el vector rotativo definen los valores máximos de

una onda coseno de referencia ( ), de forma que la fase del fasor representa el

desfase entre dicha onda de referencia y la onda coseno observada ( ). Si las dos ondas

coseno tienen igual frecuencia; el diagrama fasorial permanece constante. Sin embargo, si

las dos ondas coseno tienen diferente frecuencia, la fase del fasor calculado varía con el

tiempo según la Ec. (1.4) mostrada a continuación:

( ) (1.4)

Donde y representan la frecuencia y el periodo de la onda de referencia.

En la obtención del fasor antes descrita se ha considerado una onda cosenoidal pura,

con módulo, fase y frecuencia constantes (régimen estacionario). En un sistema eléctrico

las señales pueden contener ondas cosenoidales de distinta frecuencia y, además, los

parámetros de dichas ondas pueden variar con el tiempo (régimen transitorio). Con el fin

de obtener el fasor correspondiente a la frecuencia de interés se emplean distintos

cálculos matemáticos. [1]

1.1.2 Definición de sincrofasor

Un sincrofasor es un fasor referido a una onda coseno de frecuencia nominal (50 o

60 Hz, dependiendo del sistema), sincronizada con la hora UTC (en inglés, Universal

Time Coordinated), es decir, con su valor máximo en el cambio del segundo UTC. Para

calcular un sincrofasor asociado a una onda coseno ( ), una unidad de medición fasorial

necesitará leer tanto la onda ( ) como la onda coseno de referencia sincronizada con la

hora UTC. [1]

1.1.3 Definición de la onda coseno de referencia

Para que una unidad de medición fasorial (PMU) construya la onda coseno de

referencia o también llamada onda coseno universal, debe conocer con gran exactitud el

momento del cambio del segundo UTC (máximo de dicha onda), a través de una señal de

sincronización de Pulso por Segundo (PPS – Pulse per Second: tren de pulsos cuadrados

de 1 Hz con el flanco de subida coincidiendo con el cambio del segundo). Por otra parte

deberá saber la hora UTC asociada a dicho segundo. De allí nace la necesidad de

implementar un sistema con una unidad de medición fasorial y un receptor de señal GPS

o reloj satelital. Dicho receptor puede estar incluido en la PMU, en este caso, él mismo le

proporcionará la señal de PPS junto con la hora UTC correspondiente al nuevo segundo.

Si el receptor de GPS es externo a la PMU, éste le enviará una señal de código de tiempo

4

en formato IRIG-B a la PMU. A partir de dicha señal, la propia PMU obtendrá la señal de

PPS y la hora UTC.

Existen diferentes formatos IRIG-B: código por ancho de pulso, modulación en

amplitud y modulación Manchester. El formato IRIG-B con modulación en amplitud no

permite una generación de la señal PPS lo suficientemente precisa, por lo que, si se

emplea dicho formato, la PMU debe recibir dicha señal del receptor GPS externo por otro

canal diferente al de IRIG-B. Con la sincronización anterior una PMU solamente

obtendría los máximos de la onda coseno universal cada segundo. El resto de máximos o

instantes de cálculo del sincrofasor los debe definir la propia PMU, con su reloj interno,

teniendo en cuenta que la onda coseno universal tiene una frecuencia nominal. Cada

instante de cálculo del sincrofasor (50/60 por segundo, dependiendo de la frecuencia

nominal) se denomina fracción de segundo. El PPS coincidirá con la fracción 0. No es

necesario calcular los sincrofasores para todas las fracciones de segundo, sino que existen

diferentes tasas de cálculo especificadas en el estándar IEEE C37.118. La elección de la

tasa de cálculo de sincrofasores dependerá de la aplicación. Dado que existirá un retardo

entre el reloj interno de la PMU y el reloj de GPS, ésta debe corregirse, con el fin de

definir las fracciones de segundo en los instantes adecuados. Para ello, el reloj interno de

la PMU medirá el tiempo entre pulsos por segundo (que no será igual a 1000 ms, debido

el retardo entre los dos relojes), lo validará, lo mediará con respecto a valores anteriores y

obtendrá el tiempo de separación entre fracciones de segundo como [Tiempo segundo

medido/número fracciones segundo]. Si no se efectúa esta operación, las últimas

fracciones de segundo pueden tener un error de tiempo acumulado importante. La

etiqueta de tiempo de un sincrofasor vendrá dada por el SOC (Second of Century - hora

UTC en segundos desde el 1 de Enero de 1900) y el número de la fracción de segundo.

Una vez que la PMU ha definido la onda coseno universal ya puede calcular el

sincrofasor asociado a una onda coseno ( ). [1]

1.1.4 Sistema de sincrofasores

Consiste en un conjunto de dispositivos que realizan la medición de los parámetros

eléctricos de interés como tensión, corrientes y/o frecuencia en distintos puntos de un

sistema eléctrico, luego a estos datos se les incluye una marca de tiempo que proporciona

un método simple para poder correlacionarlos o sincronizarlos, para, finalmente,

concentrarlos en un punto de colección donde se visualizan y analizan.

Existe el Estándar IEEE C37.118 que define la medición, proporciona un método de

cuantificación de las mediciones y las especificaciones de prueba de calidad. Al mismo

tiempo define los formatos de transmisión de datos para la comunicación de estos en

tiempo real. Dentro de este estándar se define un factor importante llamado TVE (Total

vector error), el cual indica la precisión de los datos medidos, ya que en un sistema de

sincrofasores se debe mantener la exactitud de la magnitud y la fase registrada. Este

factor es mostrado en la Ec. 1.5.

5

(√[( ( ) )

( ( ) )

]) (1.5)

Donde:

y representan los valores de sincrofasores teóricos

( ) y ( ) representa el sincrofasor estimado

En un nivel de exigencia máxima al sistema, el estándar de sincrofasor indica que la

unidad de medición fasorial (PMU) debe mantener el factor TVE en al menos un 1% en

condiciones de ± 5 Hz de frecuencia no nominal, 10% de THD (Distorsión Armónica

Total) y 10% de distorsión de la señal fuera-de-banda.

Para mayor detalle se adjunta a este trabajo en el Apéndice A el estándar IEEE

C37.118 en español.

Los equipos a considerar al momento de implementar un sistema de sincrofasores

dependen del fabricante con el cual se desee trabajar, ya que los dispositivos que se

encuentran en el mercado de sincrofasores, de empresas como ABB, Alstom, GE y SEL,

entre otras, integran distintas aplicaciones dentro de sus equipos. Por ejemplo, en GE es

posible encontrar un dispositivo capaz de medir carga, identificar generación adicional

disponible y redirigir esa potencia a las áreas sin energía, a través de mensajes de

sincrofasores, en cambio con equipos SEL, para realizar esta misma operación se requiere

de una PMU, un reloj satelital y una PDC, donde todos los equipos son independientes.

1.2 Versatilidad de sincrofasores en sistemas eléctricos de potencia

La medición, registro y análisis de sincrofasores es una herramienta bastante útil

para proteger y controlar un sistema eléctrico de potencia, tanto en la transmisión de

energía como en el despacho de generación.

En sistemas eléctricos simples y complejos es posible utilizar esta tecnología,

obteniendo el estado en tiempo real de dichos sistemas en vez de estar estimándolo,

dando la posibilidad de aplicar medidas preventivas ante alguna contingencia.

Además de las características mencionadas anteriormente, es posible utilizar los

sistemas de sincrofasores en aplicaciones como:

Controlar el sistema con una visión amplia.

Validar el modelo del sistema existente.

6

Determinar los márgenes de estabilidad del sistema.

Maximizar la carga del sistema manteniéndolo estable.

Detectar las situaciones de isla que se pudieran producir.

Visualizar la respuesta dinámica del sistema.

Lo último en desarrollo tecnológico para sistemas de sincrofasores es el equipo

SVP de la empresa SEL, el cual es un procesador de sincrofasores programable por el

usuario y está diseñado para tomar acciones correctivas en tiempo real en un sistema

eléctrico. [2]

Con los SVP es posible crear alarmas para condiciones de subamortiguamiento

mediante acciones como; operar un contacto a partir de situaciones de estabilidad crítica,

tales como variaciones en la frecuencia oscilatoria y en el coeficiente de

amortiguamiento, asegurando la estabilidad del resto del sistema de alimentación.

También es posible analizar hasta 15 modos diferentes con datos de voltajes de entrada

diferentes, datos de corrientes o de potencia activa o reactiva. Además los SVP son

capaces de detectar las condiciones de operación inestables mediante la constante revisión

de modos de operación definidos por el usuario. [2]

Junto con lo anterior, están las PMCUs, dispositivos capaces de medir datos de

sincrofasores y controlar sistemas. Es por esto, que ahora es posible comunicar datos

directamente entre ellos sin pasar por PDC (en el caso de equipos SEL) o equipos

intermedios, ya que las PMCUs pueden enviar y recibir datos de sincrofasor en tiempo

real.

1.3 Aplicaciones recomendadas en Chile

La Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NT) establece que se deberá

elaborar el “Estudio para Plan de Defensa contra Contingencias Extremas” en el Sistema

Interconectado, el cual deberá ser actualizado cada 4 años. Este Plan de Defensa contra

Contingencias Extremas o PDCE, está destinado a evitar un Apagón del sistema ante la

ocurrencia de una Contingencia Extrema que excede las hipótesis de diseño y operación

del sistema eléctrico, a través de un esquema automático de control que permita la

segmentación controlada de éste en islas eléctricas equilibradas, cuando éstas contribuyan

de forma rápida y confiable a la recuperación del servicio.

Si bien la NT señala explícitamente la formación de islas eléctricas como un plan

de defensa para afrontar contingencias extremas, es razonable considerar que esta medida

se aplique en aquellos casos que no sea posible conservar la integridad del sistema

troncal. Debido a las características particulares del SIC, en muchos casos puede ser

conveniente afrontar los efectos causados por las contingencias extremas, a través de

7

desconexiones automáticas de carga, generación u otros elementos del sistema de

transmisión, sin necesidad de segmentar el sistema.

En relación con lo señalado, la Dirección de Operación del CDEC-SIC (DO)

contrata el estudio correspondiente a un consultor, el que realiza un análisis técnico del

impacto en el SIC ante la aplicación de diversas contingencias que conducen a apagones

totales y parciales en diferentes condiciones de operación. El último estudio realizado fue

encargado a las empresas “Estudios Eléctricos” y “Electronet”; las cuales entregaron el 15

de mayo del 2009 el informe final del análisis técnico del impacto en el SIC ante la

aplicación de diversas contingencias, lo cual incluye: [3]

Un diagnóstico del impacto o efectos en el SIC producto de esas contingencias.

Una clasificación de las contingencias de mayor impacto en términos del

porcentaje de pérdida de consumos respecto de la demanda total, efectividad y

complejidad de aplicación.

Un diseño conceptual del PDCE para las contingencias de mayor impacto.

Un diseño de detalle del PDCE para las contingencias de mayor impacto, pero

para un espectro reducido de escenarios de operación.

Una valorización de tipo general, particularmente en lo relacionado con los

sistemas de comunicación.

Un plan de obras de tipo general para la implementación del PDCE.

Una recomendación de aquellas contingencias que debieran ser consideradas en la

implementación inicial del PDCE para el SIC.

En base a los resultados presentados por el consultor en su informe final, la

Dirección de Operación realiza una revisión de las contingencias analizadas en el estudio.

En ésta, se analiza la consistencia del diagnóstico de las contingencias estudiadas por el

consultor y se identifican aquellas contingencias con mayor impacto en el sistema,

elaborando un ranking de contingencias extremas del SIC e implementación inicial del

plan de defensa. El último ranking fue realizado en junio del año 2009, donde se ordenan

las contingencias más extremas por el mayor porcentaje de pérdida de consumos o cortes

de carga que provoquen en el escenario de operación correspondiente, respecto de la

demanda total del sistema, y por una estimación de energía no suministrada acumulada en

los distintos escenarios de operación analizados. Dicho ranking es el siguiente: [4]

Líneas 1 y 2, 220kV, Quillota – Polpaico.

S/E Ancoa (transformador 500/220kV y secciones de barra 500kV y 220kV

conectadas al transformador).

8

Dos líneas de simple circuito Ancoa – Alto Jahuel, Ancoa – Polpaico 500kV ó

doble circuito Ancoa – Alto Jahuel 500kV, según la topología considerada.

Líneas 1 y 2, 220kV, Ralco – Charrúa.

Luego de análisis posteriores por parte de la DO al ranking entregado en junio del

2009, esta direccion solicita un estudio en detalle para las siguientes contingencias

clasificadas por fases de aplicación en el PDCE, cada fase se encuentra asociada a un

estudio de PDCE particular por parte del consultor:

Fase 1: Falla y desvinculación del doble circuito Quillota – Polpaico 220kV.

Fase 2: Falla y desvinculación del sistema de transmisión que conecta las SS/EE

Charrúa y Ancoa.

Fase 3: Falla y desvinculación del doble circuito San Luis - Quillota 220kV.

Fase 4: Falla y desvinculación de barra Ancoa 500kV.

Como caso particular de interés para este proyecto, se profundiza en la fase 2 del

estudio en detalle de las contingencias, ya que en él, se propone como solución a la

contingencia mencionada un esquema de sincrofasores entre las barras de 220kV Pan de

Azúcar – Las Palmas, en S/E Pan de Azúcar como solución a la inestabilidad angular

desencadenada por la falla y desvinculación del sistema de transmisión 2x500kV entre las

SS/EE Charrúa y Ancoa. [5]

Con el fin de mitigar los efectos causados por la contingencia extrema de la fase 2

en estudio, se requiere estabilizar el sistema y cumplir con los estándares exigidos en la

Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio. Es por esto, que se proponen 4

recursos estabilizantes independientes de cualquier esquema actual de control, pero de

operación complementaria. De esta forma, la contingencia extrema será controlada por el

sistema empleando recursos actuales, y recursos dispuestos sólo para ese fin.

En el estudio se especifica que al producirse la contingencia existen desbalances de

potencias, por lo cual se debe actuar sobre dos áreas especificadas del sistema, en donde

una de ellas es el subsistema centro-norte y la otra es el sub-sistema sur, ambos mostrados

en la Fig. 1-3.

9

Fig. 1-3 Análisis de la Contingencia Extrema Fase 2

El sub-sistema norte puede ser estabilizado con la implementación de tres recursos

estabilizantes. Dos de ellos están destinados a evitar colapsos por inestabilidad, de tipo

angular y de frecuencia, mientras que el restante permite lograr una respuesta en tensión

que verifique todos los criterios de desempeño establecidos en la NTSyCS.

Recurso 1:

Tiene por objetivo evitar el colapso por inestabilidad en frecuencia, desconectando

carga en el subsistema centro mediante un EDAC distribuido sobre este mismo,

comandado por relés de gradiente de frecuencia. La implementación del recurso

contempla una distribución de cargas homogénea de manera de afectar en forma

equitativa a las diferentes empresas involucradas. Así, los cortes adicionales necesarios

pueden realizarse de forma distribuida en el subsistema Centro.

Recurso 2:

Su objetivo principal es evitar el colapso por inestabilidad angular ante grandes

transferencias de potencias de sur a norte, accionando los interruptores de las líneas de

220kV Pan de Azúcar – Las Palmas, en S/E Pan de Azúcar. Dicho accionamiento se

llevará a cabo mediante un esquema de sincrofasores entre las barras de 220kV de las

SS/EE Los Vilos y Pan de Azúcar. La inestabilidad angular causada por la contingencia

en estudio debe ser detectada en forma eficiente y en tiempos mínimos para evitar el

colapso. Por ello, se recurre a un esquema de sincrofasores, que ofrecen mediciones

precisas de variables críticas y flexibilidad para el procesamiento de los datos. Las SS/EE

10

escogidas para la medición permiten detectar la inestabilidad, minimizando la

comunicación física entre los equipos y, por lo tanto, los costos de implementación.

Recurso 3:

Para el control de sobretensión se procederá a desconectar los bancos de capacitores

en las SS/EE Alto Jahuel y Ancoa mediante un PLC centralizado en la S/E Alto Jahuel

más un relé de tensión en la S/E Ancoa. La desvinculación de grandes bloques de

demanda causados por los cortes adicionales y por el esquema de EDAC causan la

elevación de la tensión en las barras de 500kV y 220kV del subsistema Centro-Norte.

Dado que se observa una dependencia directa entre las tensiones de las barras de las

SS/EE Ancoa y Alto Jahuel con el resto del sistema, se utilizan los recursos allí

disponibles para disminuir el aporte de potencia reactiva a la red.

Para el subsistema sur se requiere la implementación de un recurso estabilizante

destinado a evitar el colapso por inestabilidad en frecuencia, este recurso efectúa una

desconexión de generación mediante un esquema centralizado en la subestación Charrúa,

con acciones locales y comunicación con algunas de las unidades designadas para el

disparo (acciones remotas). La gran cantidad de generación concentrada en la barra de

Charrúa 220kV ofrece una alternativa viable para el disparo de generación. La gran tasa

de crecimiento de la frecuencia exige que los tiempos de actuación del esquema sean

mínimos, por lo cual las unidades deben ser disparadas con el menor retardo posible con

el fin de evitar condiciones indeseadas (retardo intencional nulo). Algunas de las unidades

generadoras participantes del recurso deben encontrarse comunicadas con el PLC

centralizado en la S/E Charrúa. Para ello el esquema tiene en cuenta la minimización de la

comunicación dadas las grandes distancias involucradas.

Profundizando en el recurso 2, se destacan dos funciones principales del esquema

de sincrofasores, la primera es predecir la inestabilidad angular mediante la medición de

la diferencia angular entre los vectores de tensión de Pan de Azúcar 220kV y Los Vilos

220kV y la segunda es enviar las señales de apertura a los interruptores de los circuitos 1

y 2 hacia Las Palmas, en la S/E Pan de Azúcar. Lo anterior se muestra en la Fig. 1-4.

11

Fig. 1-4 Esquema de sincrofasores de el recurso 2

Los enlaces de comunicación necesarios para implementar el esquema requieren de

alta precisión. En función de esto, se especifican los parámetros mínimos requeridos para

el enlace de comunicación entre las subestaciones y se proponen dos alternativas de

solución. Las especificaciones mínimas del enlace son las siguientes:

Longitud aproximada: 240 km.

Velocidad de Transferencia: 115200 bps (bits por segundo).

Mínima Latencia (del orden de los 10 ms).

IP/Ethernet de clase industrial.

Múltiples niveles de seguridad, contra acceso no autorizado.

Encriptación de datos.

Conectividad con redes seriales EIA-232 y redes Ethernet 10/100 BASE-T o

100BASE-FX.

Cumplimiento de IEEE Std C37.118-2005 – IEEE Standard for Synchrophasors

for Power Systems.

Redundancia en el vínculo.

Alternativa 1 – Enlace por Fibra Óptica:

Para este caso se requiere de la instalación de aproximadamente 240 km de fibra

óptica de tipo Monomodo Estándar, la cual podrá tenderse en forma suspendida, o bien

subterránea mediante uso de técnicas de túneles inteligentes (dirigido). Se propone la

instalación de multiplexores apropiados en los extremos, equipados con placas de datos

que permitan la comunicación efectiva entre la PMU de Los Vilos y el SVP de Pan de

Azúcar. Se sugiere, adicionalmente, una etapa intermedia de adecuación de señal.

12

Alternativa 2 – Enlace por Microondas:

En este caso, este vínculo de 240km estará constituido por 5 tramos de enlace por

microondas. Para esto se requerirán 6 equipos de radio de 5.8Ghz, asociados a sus

correspondientes antenas.

El respaldo de ambas alternativas se realizará mediante el arrendamiento del ancho

de banda requerido a Claro y Endesa.

Si bien los requerimientos mínimos pueden ser cumplidos por ambas alternativas,

se destaca que a nivel mundial se tiene una mayor preferencia por la fibra óptica en los

sistemas de comunicación asociados a los esquemas de protección de estas características.

Por esta razón se recomienda la alternativa 1 - enlace por fibra óptica. No obstante, se

requiere por parte de los encargados de la etapa del proyecto de ingeniería, realizar un

análisis comparativo entre tales propuestas donde se incluya un estudio de confiabilidad y

balance técnico-económico de cada uno de los esquemas finales.

Los equipos PMU cuentan con formato IRIG-B para sincronización con GPS. La

lógica de bloques a programar en el SVP para el esquema de protección se representa en

la Fig. 1-5.

Fig. 1-5 Lógica a programar en SVP

Los ajustes finalmente propuestos para el esquema son los detallados en la Tabla 1.

13

Tabla 1 Ajustes propuestos para el recurso 2

Variable Ajuste Temporización Justificación

Diferencia angular

y velocidad de

cambio

10° y 25°/seg 100 mseg

-formación en islas en tiempos

minimos para evitar colapsos

por tensión e inestabilidad

angular.

-Actuación retardada para

escenarios poco amortiguados.

Subtensión 0,5 pu -

Niveles inferiores a este valor

bloquean el disparo por el

tiempo t reset.

Sobrecorriente 700 A

(1,2 In) -

Niveles superiors a este valor

bloquean el disparo por el

tiempo t reset.

t set - 0,02 seg Tiempo de retardo del bloqueo.

t reset - 5 seg

Tiempo de bloqueo del

esquema ante condiciones de

falla.

Como parte de la cronología del estudio e implementación del PDCE, en noviembre

del año 2013 se publicó la revisión del Plan de Defensa contra Contingencias Extremas,

donde se complementan los recursos independientes propuestos para la reponer el sistema

interconectado central ante fallas. Respecto a la fase 2 del PDCE se concluye lo siguiente:

De acuerdo al análisis realizado en dicho estudio, luego de la pérdida del enlace

Charrúa – Ancoa 500 kV, ya sea por fallas que produzcan la desconexión del

doble circuito de la línea de 500 kV o de los autotransformadores 220/500 kV de

S/E Charrúa, el sistema se fracciona en dos islas eléctricas con desbalances de

potencia generación/demanda.

En la mayoría de los escenarios de operación previsibles, la isla o subsistema

originado al sur de la S/E Charrúa inclusive quedaría con exceso de generación,

mientras que la isla o subsistema resultante al norte de Charrúa quedaría con

déficit de generación, lo que en condiciones de operación más exigentes podrían

ocasionar desbalances en torno a 1300 MW. El subsistema centro-norte puede

ser estabilizado con la implementación de un esquema EDAC específico

(EDACxCEx) por tasa de caída de frecuencia (Hz/seg), adicional al EDAC por

baja frecuencia existente y que actuarían complementariamente. Además, con el

fin de compensar las eventuales sobretensiones (postcontingencia) causadas por

la desconexión automática de carga, se deben implementar esquemas de control

de tensión en las SS/EE Alto Jahuel y Ancoa que desconecten CCEE.

14

Para compensar la sobrefrecuencia en el sistema Charrúa al sur, se propone un

esquema de desconexión automática de generación (EDAG) para las centrales

que inyectan en S/E Charrúa. Esta implementación requiere disponer de enlaces

de comunicación adecuados entre la S/E Charrúa y las centrales Antuco y El

Toro.

Cabe señalar que en estudios posteriores, realizados con motivo de la puesta en

servicio del SVC plus en S/E Diego de Almagro el año 2013, se determinó que los

problemas de inestabilidad de tensión en el sistema centro-norte eran

subsanados por la actuación de dicho equipo de compensación dinámica de

reactivos. En consecuencia, se determinó que no era necesaria la

implementación del esquema de sincrofasores, que había sido considerado en los

estudios originales.

La implementación del recurso EDACxCEx lo están llevando a cabo las

empresas coordinadas relacionadas con los consumos asociados a este esquema

y en coordinación con la D.O. [3]

Finalmente, y como queda expresado en la cita anterior, la implementación del

sistema de sincrofasores no se llevó a cabo debido a que al momento de complementar los

sistemas de protecciones existentes con los recursos propuestos, los problemas de

inestabilidad de tensión en el sistema centro-norte fueron subsanados por la actuación de

dicho equipo de compensación dinámica de reactivos, siendo innecesario el sistema de

sincrofasores.

15

CAPÍTULO 2

ANALISIS DE SEÑALES PARA DATOS SINCROFASORIALES

2.1 Transformada Wavelet

La aparición de la transformada Wavelet (TW) como herramienta de análisis es

bastante reciente. Comenzó a ser conocida y aplicada desde los años 90’, en donde solo se

utilizaba para comprimir datos y eliminar ruido en señales.

Esta técnica consiste en una transformación lineal, al igual que la transformada de

Fourier, sin embargo, a diferencia de la anterior, entrega información del espectro de

frecuencias de la señal en función del tiempo, con lo cual permite una gama de usos,

dentro de los que destacan el análisis local de señales no estacionarias, el análisis de

señales electrocardiográficas, sísmicas, de sonido, de radar, así como también es útil para

la compresión y procesamiento de imágenes y reconocimiento de patrones.

La Transformada Wavelet se divide en dos tipos: la consideración de la forma

integral de la transformada o transformada wavelet continua (CWT) y la consideración

del análisis multinivel o multiresolución basado en filtros de baja y alta frecuencia, más

comúnmente conocida como transformada wavelet discreta (DWT). En este capítulo se

abarcará mayormente la transformada wavelet discreta, ya que es la utilizada en el

desarrollo de este proyecto de título.

Esta técnica se basa en las llamadas Wavelets Madres, que son funciones bases de

la Transformada Wavelet generadas a partir de traslaciones y dilataciones de una función

Wavelet básica.

2.1.1 Teoría de la Transformada Wavelet

La Transformada Wavelet de una función de tiempo ( ) es la descomposición de

dicha función en un conjunto de funciones ( ), que entregan información

complementaria de los detalles de la función y son llamadas las “Wavelets”. La

Transformada Wavelet se define como: [7]

( ) ∫ ( ) ( ) (2.1)

Las Wavelets son generadas a partir de la dilatación y traslación de una misma

función wavelet ( ), llamada la “Wavelet madre”, y se define como:

( )

√ (

) (2.2)

16

Donde es la dilatación o el factor de escala y se muestra en la Fig. 2-1 y el

símbolo τ representa el factor de traslación, mostrado en la Fig. 2-2.

Las Wavelets ( ) generadas de la misma función wavelet madre ( ) tienen

diferente escala y ubicación , pero tienen todas la misma forma. Se utilizan siempre

factores de escala . Las Wavelets son dilatadas cuando la escala , y son

contraídas cuando , logrando cubrir diferentes rangos de frecuencias. Los valores

altos del factor de escala corresponden a frecuencias de menor rango, o una escala

grande de ( ). Los valores pequeños de corresponden a frecuencias de menor rango

o una escala muy pequeña de ( ).

Fig. 2-1 Dilatación Wavelet

Fig. 2-2 Traslación Wavelet

17

Cuando la función de tiempo ( ) es continua y las wavelets son continuas con

factor de escala y traslación discretas, la Transformada Wavelet resulta en una serie de

coeficientes wavelets, y es llamada la descomposición en Series Wavelet.

La función de tiempo ( ) puede ser reconstruida desde los coeficientes wavelets

discretos ( ) de la siguiente manera:

( ) ∑∑ ( ) ( )

(2.3)

Donde es una constante que no depende de ( ).

A estas funciones wavelets continuas con factores de escala y traslación discretos se

les denomina Wavelets discretas. Los factores de escala y traslación de las wavelets

discretas pueden ser expresados como:

y

(2.4)

El exponente indica los niveles o escalas en los que se descompone la señal ( ),

siendo el exponente y la constante enteros, y un paso fijo de dilatación.

El factor de traslación depende del paso de dilatación , como se expresa en la Ec.

(2.4). Entonces, a partir de la Ec. (2.2) y con la Ec. (2.4), las correspondientes wavelets

discretas quedan expresadas como:

( )

(

( ))

(

) (2.5)

A través de la Ec. (2.1), la Transformada Wavelet de una función continua es

realizada a frecuencias y tiempos discretos que corresponden a muestreos con distintas

traslaciones (tiempo) y distintas dilataciones (o cambios de escala).

El paso de muestreo en tiempo es pequeño para el análisis utilizando wavelets de

pequeña escala, mientras que es grande para el análisis con wavelets de gran escala. La

posibilidad de variar el factor de escala permite usar wavelets de escala muy pequeña

para concentrar el análisis en singularidades de la señal. Cuando solo son de interés los

detalles de la señal, son necesarios unos pocos niveles de descomposición. Por lo tanto el

análisis wavelet provee una forma más eficiente de representar señales transitorias.

Para una mejor comprensión de cómo aplicar dilataciones o traslaciones, es posible

hacer una analogía entre el análisis de Wavelet y un microscopio. En el microscopio, el

18

factor de escala corresponde al aumento o resolución y el factor de traslación

corresponde a la ubicación donde se hace la observación. Si se quiere mirar detalles muy

pequeños, el aumento y la resolución deben ser grandes, lo que se logra con un grande y

negativo. Esto da lugar a una función wavelet muy concentrada, y a pasos de traslación

pequeños. Para un valor de grande y positivo, la Wavelet se extiende y los pasos de

traslación son adaptados a esa amplitud.

Al escoger adecuadamente ( ) y los parámetros y , es posible lograr que las

funciones ( ) representen adecuadamente a la función ( ). En particular si se elige

y , entonces existe ( ), con buenas propiedades de localización tiempo–

frecuencia para realizar análisis. [7]

Tomando como base la Ec. (2.5), reestructurándola y reemplazando los valores

mencionados de y se obtiene la expresión para la Wavelet discreta mostrada en la

Ec. (2.6):

( )

√ (

) (2.6)

2.1.2 Familias de Wavelet

Existen infinidad de familias wavelets diferentes que se producen por las

dilataciones y traslaciones aplicadas a la función madre wavelet mostrada en la Ec. (2.2).

En el caso de analizar una señal en particular se debe escoger la wavelet cuya forma se

aproxime más a la señal analizada.

Cada familia de wavelets es posible dividirla en subgrupos organizados por el nivel

de iteración y por el número de coeficientes distintos de cero o momentos de

desvanecimientos (vanishing moments).

Las familias de Wavelets más utilizadas son las Haar, Daubechies, Biorthogonal,

Coiflets, Symlets, Morlet, Mexican Hat, Meyer, entre otras.

2.1.3 Análisis multiresolución

Con el objetivo de implementar el análisis Wavelet en un computador, se trabaja

con la transformada wavelet discreta (DWT) ya que es capaz de entregar suficiente

información tanto para el análisis como para la reconstrucción de una señal con una

significativa reducción de tiempo de procesamiento, además, es mucho más simple de

implementar que la CWT. De todas formas, es posible evaluar la transformada wavelet

continua (CWT) computacionalmente de manera discretizada, lo cual es posible de

realizar mediante una serie wavelet o una versión muestreada de la CWT, pero esto

tendría la desventaja de entregar información altamente redundante para la reconstrucción

de la señal, desencadenando un aumento significativo del tiempo de cálculo.

19

El proposito del análisis multiresolución es obtener una representación tiempo-

escala de una señal discreta. Para esto, se utilizan filtros con distintas frecuencias de corte

para analizar la señal en diferentes escalas. La señal se pasa a través de filtros paso alto

para analizar las componentes de alta frecuencia, y se pasa a través de filtros paso bajo

para analizar las componentes de baja frecuencia. Estas operaciones cambian la

resolución de la señal, y mediante operaciones de interpolación y submuestreo se cambia

la escala. En todos los casos anteriores, el patrón de descomposición del plano tiempo-

frecuencia está predeterminado por la elección de la familia de funciones wavelet a

trabajar.

La resolución, es una medida de la cantidad de detalle de la señal, varía por la

operación de filtrado, mientras que la escala varía mediante operaciones de submuestreo

(interpolar, submuestrear), que consiste en reducir la tasa de muestreo o eliminar algunas

muestras de la señal. Por ejemplo, submuestrear por dos significa tomar una de cada dos

muestras de la señal. El submuestreo por un factor “n” reduce el número de muestras de

la señal “n” veces.

Interpolar una señal significa incrementar la tasa de muestreo agregando nuevas

muestras a la señal. Por ejemplo, interpolar por “2” significa agregar una nueva muestra,

usualmente un cero o un valor interpolado entre dos muestras de la señal. Por lo tanto,

interpolar una señal por un factor de “n” aumenta el número de muestras en la señal por

un factor “n”.

Como se propuso anteriormente, utilizar valores de y entrega

resultados bastantes buenos para distintos tipos de señales.

Al trabajar con señales discretas se debe cambiar la denominación de ( ), por

, donde es un número entero.

El procedimiento para obtener la DWT comienza pasando la señal a través de un

filtro digital pasa bajo de media banda con respuesta impulso , este proceso de

filtrado consiste en realizar matemáticamente la convolución de la señal con la respuesta

impulso del filtro.

Lo descrito anteriormente se representa matemáticamente como:

∑

(2.7)

Un filtro pasa bajo de media banda elimina todas las frecuencias que están por

sobre la mitad de la mayor frecuencia de la señal.

En señales discretas la frecuencia se expresa en radianes, por lo que la frecuencia de

muestreo de la señal es igual a 2π en términos de la frecuencia radial. Es decir, la

componente de mayor frecuencia que existe en la señal será de π radianes si el muestreo

20

se realiza a la frecuencia de Nyquist, que corresponde al doble de la máxima frecuencia

que existe en la señal; de este modo la frecuencia de Nyquist corresponderá a π rad/s en el

dominio discreto de la frecuencia, por esta razón no es apropiado el uso de Hz para

señales discretas. Sin embargo, puede expresarse la frecuencia en Hz a fin de clarificar el

análisis, dado que es muy común pensar en frecuencia en términos de Hz.

Una vez que la señal ha pasado por el filtro pasa bajo de media banda, la mitad de

las muestras se pueden eliminar de acuerdo a la regla de Nyquist, ya que la señal ahora

tiene la mayor frecuencia en π/2 radianes en vez de π radianes. Con este propósito se

elimina una de cada dos muestras de la señal (submuestreo por 2) con lo cual se reduce el

número de puntos a la mitad y la escala de la señal se duplica. Se observa que el filtrado

pasa bajo elimina la información de alta frecuencia, pero deja la escala invariable, puesto

que solamente el proceso de submuestreo la altera. Por otra parte, como la resolución está

relacionada con la cantidad de información en la señal, ésta es alterada por las

operaciones de filtrado. El filtrado pasa bajo de media banda elimina la mitad de las

frecuencias, lo que puede interpretarse como la pérdida de la mitad de la información. Por

lo tanto, la resolución se reduce a la mitad después de la operación de filtrado. Sin

embargo, el proceso de submuestreo luego del filtrado no afecta a la resolución, ya que al

eliminar la mitad de las componentes espectrales la mitad del número de muestras se

hacen redundantes también, de este modo la mitad de las muestras pueden eliminarse sin

ninguna pérdida de información. En resumen, el filtrado pasa bajo reduce a la mitad la

resolución, pero no altera la escala. Posteriormente la señal es submuestreada por dos,

puesto que la mitad del número de muestras son redundantes, esta operación duplica la

escala.

El procedimiento anterior puede expresarse matemáticamente como:

∑

(2.8)

La Transformada de Wavelet discreta analiza la señal y la descompone en una

componente aproximada y en componentes de detalle (cantidad que depende del nivel del

análisis), considerando diferentes bandas de frecuencias con distintas resoluciones para

cada nivel. Con este propósito se emplean dos conjuntos de funciones denominadas

funciones de escalamiento y funciones wavelets, las que están asociadas a filtros pasa

bajo y pasa alto, respectivamente. La descomposición de la señal en diferentes bandas de

frecuencia se obtiene mediante un sucesivo filtrado de pasa bajo y pasa alto, por lo tanto

la señal original se pasa a través de un filtro pasa alto de media banda y de un

filtro pasa bajo ; después de este filtrado pueden eliminarse la mitad de las muestras

de acuerdo a la regla de Nyquist, ya que la señal ahora tiene una frecuencia superior de

π/2 radianes en vez de π, para ello se eliminan una de cada dos muestras (submuestreo por

2). De esta manera se ha constituido el primer nivel de descomposición, obteniendo:

21

∑

∑

Donde e son las salidas de los filtros pasa alto y pasa bajo,

respectivamente, después del submuestreo por 2.

Esta descomposición reduce a la mitad la resolución en el tiempo, como

consecuencia de la reducción a la mitad del número de muestras originales que

caracterizan a la señal. Sin embargo, esta misma operación duplica la resolución en

frecuencia ya que ahora la banda de frecuencia de la señal abarca solamente la mitad de la

banda de frecuencias anteriores, lo que efectivamente reduce la incertidumbre en la

frecuencia a la mitad. El procedimiento anterior se denomina codificación de sub-bandas

y puede repetirse para conseguir una mayor descomposición, en este caso en cada etapa,

el filtrado y el submuestreo darán como resultado una disminución a la mitad del número

de muestras (resolución en el tiempo dividida) y de la banda de frecuencias abarcada

(resolución en frecuencia duplicada).

La Fig. 2-3 muestra un ejemplo de este procedimiento, donde es la señal

original que se va a descomponer y y son los filtros pasa bajo y pasa alto,

respectivamente. En cada nivel de descomposición el ancho de banda de la señal aparece

señalado en la figura como “f”.

En el ejemplo de la Fig. 2-3 se ha supuesto que se analiza una señal que tiene 512

muestras y una frecuencia en el rango de [0, π] rad/s. En el primer nivel de

descomposición, la señal x[n] se pasa a través de los filtros pasa alto g[n] y pasa bajo

h[n], continuando con un submuestreo por dos. La salida del filtro pasa alto tendrá 256

muestras con lo cual la resolución en el tiempo se divide a la mitad, pero ahora la

frecuencia abarca la banda entre [π/2, π] rad/s es decir, la resolución en frecuencia se ha

duplicado. Estas 256 muestras constituyen el primer nivel de los coeficientes de la DWT.

22

Fig. 2-3 Diagrama de codificación de sub-bandas

La salida del filtro pasa bajo también tendrá 256 muestras, pero con una frecuencia

que abarca el rango entre [0, π/2] rad/s. Esta señal de salida se sigue descomponiendo al

pasarla nuevamente por filtros pasa alto y pasa bajo, obteniendo la salida del segundo

filtro pasa bajo seguida del submuestreo por dos ahora con 128 muestras que abarcan un

rango de frecuencias entre [0, π/4] rad/s y la salida del segundo filtro pasa alto tendrá

también 128 muestras, pero abarcando una banda de frecuencias en el rango entre [π/4,

π/2] rad/s. La segunda señal filtrada con el filtro pasa alto constituye el segundo nivel de

los coeficientes de la DWT, esta señal tiene la mitad de resolución en el tiempo, pero el

doble de la resolución en frecuencia de la señal del primer nivel. En otras palabras, la

resolución en el tiempo ha disminuido por un factor de cuatro, mientras que la resolución

en frecuencia se ha incrementado por cuatro en comparación con la señal original.

El proceso continúa hasta que queden solamente dos muestras haciendo que las

salidas de los filtros pasa bajo sean nuevamente filtradas para una mayor descomposición.

Para este ejemplo en particular podrían existir hasta 8 niveles de descomposición, cada

uno con la mitad de muestras del anterior. La DWT de la señal original se obtiene

concatenando todos los coeficientes obtenidos, comenzando desde el último nivel de

descomposición, por ende la DWT tendrá entonces el mismo número de coeficientes que

la señal original.

Las frecuencias que son más dominantes en la señal original aparecerán como altas

amplitudes en la región de la DWT que incluye esas frecuencias. La diferencia entre la

23

Transformada de Fourier y la DWT es que con la DWT no se pierde la localización en el

tiempo de estas frecuencias. Sin embargo, la localización en el tiempo tendrá una

resolución que dependerá del nivel en que aparezca, de este modo si la información

principal contenida en la señal está en altas frecuencias, como sucede a menudo, entonces

la localización en el tiempo de estas frecuencias será más precisa, puesto que estarán

caracterizadas por un mayor número de muestras. Por otro lado, si la información

principal está a muy bajas frecuencias entonces su localización en el tiempo no podrá ser

muy precisa, dado que existirán muy pocas muestras para caracterizar la señal a estas

frecuencias.

En resumen, el procedimiento descrito ofrece una buena resolución en el tiempo

para las altas frecuencias y una buena resolución en frecuencia para las bajas frecuencias.

Las bandas de frecuencia que no son muy dominantes en la señal darán origen

a coeficientes de la DWT muy pequeños, los cuales pueden ser despreciados sin mayor

pérdida de información, pero si con una importante reducción de los datos.

2.2 Análisis Wavelet multiresolución en Matlab

Mediante el software Matlab es posible realizar el análisis de una señal discreta

mediante la Transformada de Wavelet Discreta. Para llevar a cabo dicha operación es

necesario contar con los datos de sincrofasores tabulados.

Este análisis consiste en filtrar una señal y obtener la componente aproximada y las

componentes en detalles de la señal original.

La componente aproximada es el resultado de filtrar la señal original con un filtro

pasa bajo obteniendo una señal libre de componentes de alta frecuencia.

En la componente de detalles se visualizan las componentes de alta frecuencias de

la señal original, las cuales son producto de cantidades superpuestas de fallas u otros

eventos que se pudiesen producir en el sistema eléctrico y que afecten a la señal

analizada.

El objetivo final de este análisis es poder obtener el modo de oscilación

electromecánico presente en el sistema analizado. Dentro de ellos, los más comunes son

los que se describen a continuación:

Modo InterPlanta: Corresponde a un sistema compuesto por maquinas en una

misma planta, las que oscilan entre 2 a 3 Hz dependiendo del rango de unidades y la

reactancia conectadas a ellas. Esta oscilación se manifiesta entre ellos mismos dentro

de la planta, sin afectar al resto del sistema.

Modo Planta Local: Este modo corresponde a la oscilación de un generador contra

el resto del sistema eléctrico, en el la oscilación fluctúa entre 1 y 2 Hz.

24

Modo InterArea: Es observado en gran parte de una red eléctrica. Se produce entre

dos grupos de generadores que oscilan en uno contra el otro con valores de 1 Hz o

menos.

También es posible encontrar modos de oscilación de control y Modos torsionales.

25

CAPÍTULO 3

UTILIZACION DE SINCROFASORES EN RELÉS NUMERICOS

3.1 Ofertas para sistemas de sincrofasores

En el mercado de las Protecciones Eléctricas existen diversas empresas que ofrecen

sus dispositivos con distintas características para implementar un sistema de

sincrofasores. En esta sección se muestra una vista general de los productos y sistemas

que ofrecen cada una de las empresas con mayor presencia en el mercado chileno, como

son ABB, Alstom, SEL y GE. Un aporte importante al desarrollo de sistemas de

sincrofasores es el que ofrece la empresa SEL Inc. Considerando que el desarrollo de este

proyecto se realiza en base a equipamiento de la empresa SEL, se mostrará en secciones

posteriores el detalle de su oferta.

3.1.1 Empresa ABB

Esta empresa, dentro de su gama de productos y equipos, incorpora la Unidad de

Medición Fasorial RES670 mostrada en la Fig. 3-1.

Fig. 3-1 RES670 - ABB

26

El IED (en español, Dispositivo electrónico inteligente) RES670 es una unidad de

monitoreo, protección y control de área amplia en tiempo real para sistemas eléctricos de

potencia. Este equipo proporciona medición de fasores de tensiones y de corrientes desde

sistemas de potencia. La referencia para el ángulo de fase es la NavStar de Sistema de

Posicionamiento Global – GPS que, también, suministra la hora y fecha con una alta

precisión (reloj satelital incluido en el equipo RES670). La estampa del tiempo exacto

para las mediciones realizadas es adquirida en las diferentes ubicaciones geográficas

donde se registren las cantidades fasoriales.

Las capacidades de comunicación del equipo RES670 incluyen el estándar IEEE

C37.118, IEC 61850-8-1 y DNP3.0 los que permiten una fácil integración de RES670 en

un sistema de automatización de subestaciones existentes. Además, junto con la

funcionalidad de medición de datos de fasores, están disponibles varias funciones de

protección y control de los IED de la serie Relion 670. El RES670 también ofrece la

flexibilidad operacional para los desafíos impuestos por las aplicaciones de redes

inteligentes del futuro.

El RES670 da la libertad para seleccionar la funcionalidad de acuerdo a las

necesidades del sistema. Dentro de sus principales características, este equipo se destaca

en las siguientes áreas:

Protección de sobrecorriente de fase, residual y de secuencia negativa.

Protección de sobretensión, baja tensión.

Sobrefrecuencia, bajafrecuencia y cambios en los rangos de frecuencia.

16 señales de comando para control. [8]

3.1.2 Empresa Alstom

Este fabricante ofrece el equipo MICOM P847 mostrado en la Fig. 3-2, el cual es

una unidad de medición de fasores de alta calidad y mediciones sincronizadas para

sistemas eléctricos de potencia.

Fig. 3-2 MICOM P847 - Alstom

27

Las aplicaciones de este dispositivo incluyen estimación de estado del sistema,

conocimiento de la situación a nivel global, seguimiento de la estabilidad y la

resincronización de la red. Además, ofrece monitoreo en tiempo real y control del sistema

de alimentación disponible con funciones de protección auxiliar, control y grabación,

comunicaciones flexibles, gráfica con esquema lógico programable (PSL) que facilita la

creación de esquemas de protección y evita la necesidad de controladores lógicos

externos.

Posee amplia flexibilidad para las señales de entrada, pudiendo configurarse para

trabajar con 3 transformadores de corriente y 3 transformadores de potencial o 12

transformadores de corriente y 3 transformadores de potencial.

El P847 requiere sincronizarse externamente a un reloj satelital de fuente IRIG-B

precisa (P594), a través de una entrada de fibra óptica (1 PPS). La función de PMU

supera los requisitos de IEEE C37.118 con un rendimiento mejorado para condiciones de

operación no nominales y dinámicas del sistema debido a un algoritmo de rastreo de

frecuencia avanzado.

En el ámbito de la comunicación, este equipo dispone de conexión vía fibra óptica o

Ethernet (simple o redundante), incorporando el protocolo C37.118 de sincrofasores en el

puerto Ethernet, donde es posible enviar datos vía UDP/IP y TCP/IP con una velocidad

límite de 60 mensajes por segundo. Mediante las herramientas que entrega el “Software

S1 Agile” es posible configurar el equipo de forma local o remota. [9]

3.1.3 Empresa GE

Dentro de los múltiples dispositivos que ofrece la compañía General Electric,

destaca el producto MULTILIN N60 mostrado en la Fig. 3-3, el cual es un sistema

completo de estabilización de redes y medición de sincrofasores.

Fig. 3-3 MULTILIN N60 - General Electric

28

Este equipo es capaz de medir y analizar sincrofasores, enviar órdenes de

desconexión de carga y activar medidas correctivas y de protección especial, siendo útil

para múltiples aplicaciones como disminuir apagones mediante la identificación de las

inestabilidades de la red y adopción de medidas preventivas rápidas; aumentar la

utilización de la red mediante la identificación de la capacidad de transferencia de energía

en las líneas existentes; facilitar la planificación de contingencias, a través de la

recopilación de datos de sincrofasores continua y el análisis post fallas; proporcionar una

estimación de estado mejorada para SCADA optimizando todo el sistema de desconexión

de carga y esquemas de medidas correctivas; mitigar del sistema condiciones críticas tales

como amortiguación y pérdida de sincronismo a través de la utilización de un mejor

control automatizado para reducir los cortes.

Dentro de sus principales características, el N60 destaca en las siguientes

aplicaciones:

Protección de baja frecuencia, sobre frecuencia y tasa de cambio de frecuencia

(df/dt).

Protección fuera de la etapa de disparo y bloqueo de oscilación de potencia.

Comprobación de sincronismo.

Protección sobretensión, baja tensión.

Propiedad FlexMath para realizar el control de red automatizada para aplicaciones

tales como la desconexión de carga automática, equilibrio de poder y esquemas de

medidas correctivas.

El N60 abarca tecnologías de comunicación avanzadas para el manejo de datos

remotos y para el acceso de ingeniería, proporciona un método fácil para integrar la nueva

información a redes de comunicación existentes. El apoyo directo que recibe el quipo

mediante la conexión Ethernet redundante de fibra óptica, proporciona comunicaciones

de banda ancha que permiten controles de baja latencia, transferencia de archivos a alta

velocidad y grabación de eventos. El N60 soporta los protocolos más populares de

comunicación estándar que permiten una fácil integración en los sistemas SCADA, como

son IEC61850, DNP3.0, Ethernet Global Data (EGD), IEC61850-5-104, Modbus RTU y

Modbus TCP/IP.

Respecto a la característica de sincrofasores, este dispositivo es capaz de

reemplazar hasta 4 PMUs, ya que puede integrar datos desde 4 puntos distintos, pero

requiere de una fuente de tiempo preciso externa. El N60 permite la medición precisa de

sincrofasores sobre una gama de frecuencias muy amplia. El N60 supera los requisitos de

IEEE C37.118 respecto al Error total de vector (TVE) menor de 1% en un rango de 40Hz

a 70Hz. Además, puede medir e informar sincrofasores sobre un rango de frecuencia de

30Hz a 90Hz con poca influencia en el TVE. Una característica especial de la aplicación

N60 en sincrofasores es la capacidad de aplicar una corrección de ángulo de fase basado

29

en los errores de magnitud y ángulo de los transformadores de corriente y potencial. Este

equipo puede aplicar una corrección de fase en cada fase de ± 5 grados en incrementos

de 0,05 grados. También proporciona la capacidad de ajustar por cambios de ángulo de

fase delta-estrella o inversión de polaridad en la presentación de informes de sincrofasor

de los voltajes y corrientes de secuencia. El N60 puede transmitir Sincrofasores sobre sus

puertos Ethernet a velocidades discretas 1-60 Fasores por segundo. Además de la

transmisión de sincrofasores, puede almacenar los datos de sincrofasores por un tiempo

definido o tener una duración de grabación dinámica que continuará hasta que la memoria

interna de la N60 esté completa. El usuario puede seleccionar si conservar los datos

antiguos o ir sobrescribiendo los más reciente sobre los anteriores. El registro de datos de

sincrofasores puede ser analizado utilizando el visor COMTRADE incluido en el

software del producto (EnerVista Software). [10]

3.2 Descripción del sistema propuesto por empresa SEL

El sistema básico de sincrofasores propuesto por la empresa SEL, está compuesto

por relojes GPS sincronizados vía satélite, unidades de medición del fasor (PMUs), un

concentrador de datos del fasor (PDC) y un software de visualización. Las múltiples

PMUs se ubican en puntos estratégicos de medición dentro del sistema eléctrico y de allí

se obtienen mediciones sincronizadas del fasor a través de una interconexión a un PDC, el

cual recolecta y alinea los datos para su análisis, este sistema descrito se muestra en la

Fig. 3-4.

Fig. 3-4 Sistema de Sincrofasores propuesto por SEL

30

La Fig. 3-4 muestra un esquema base del sistema, en donde se observa una

clasificación delimitada por líneas punteadas, separando al sistema en dos subgrupos,

subestaciones y centros de control, esto se realiza por otorgar la máxima seguridad al

sistema y para regular la cantidad de información a enviar desde las subestaciones a los

centros de control. [11]

El subgrupo subestaciones hace mención a las subestaciones en donde se registran

datos de sincrofasores. Está compuesto por los equipos de medidas PMU, relojes

satelitales y los concentradores de datos fasoriales PDC de cada subestación. Los PMU

pueden ser más de uno, ya que se deben ubicar dentro de la subestación en cada punto que

se desee medir. SEL recomienda la incorporación de un PDC por cada subestación donde

se realice la medición de datos de sincrofasores por dos motivos:

Seguridad: Como cada PDC cuenta con memoria de formato SSD (Solid State

Disk) es posible almacenar los datos provenientes de las PMUs en caso de falla en el

enlace de comunicación con el centro de control, de tal manera de no perder la

información medida. Dentro de las características de la PDC, es posible seleccionar

los datos a almacenar y el instante en el cual sean almacenados en la memoria, de

forma continua o en momentos precisos, como en caso de algún disturbio. Además, el

dispositivo puede programarse para ir eliminando datos antiguos o enviar una señal de

alarma en caso de memoria insuficiente para continuar guardando datos. Un ejemplo

de la cantidad de memoria necesaria en uso normal es la que se muestra en la Tabla 2.

Optimización: Al incorporar una PDC por sobre las PMUs se reduce el ancho de

banda necesario para la comunicación con otro punto del sistema o el centro de

control, esto se debe a que la PDC recolecta y sincroniza los datos de las PMUs antes

de ser enviados fuera del subgrupo. El ancho de banda depende de la cantidad de

datos que se deseen adquirir y de la tasa de muestreo de dichos datos. La Tabla 3

muestra el ancho de banda necesario en distintos escenarios, con diferentes cantidades

de datos y distintos índices de mensajes por segundos.

Tabla 2 Memoria necesaria para datos de sincrofasores

Datos de Sincrofasores Requerimiento de almacenamiento

4 PMUs, cada uno con:

8 fasores (32 en total)

6 análogos (24 en total)

2 palabras digitales (8 en total)

* Archivos a 60 mesajes/segundo

Archivos a treinta días: 60 GB

Archivos a sesenta días: 120 GB

31

Tabla 3 Ancho de banda para envío de datos de sincrofasor

Índice de mensajes

(mensajes por segundo)

1 fasor

0 análogos

0 palabras digitales

8 fasores

6 análogos

2 palabras digitales

1 340 bits/seg 1,2 kbits/seg

10 3,4 kbits/seg 11,8 kbits/seg

30 10,2 kbits/seg 36 kbits/seg

60 20,4 kbits/seg 71 kbits/seg

Los PDC de hoy en día poseen alta tecnología, dentro de la cual se destacan las

características de poder enviar información con una velocidad de hasta 240 mensajes por

segundo, integrar datos de 8 hasta 40 PMUs a la vez, ser compatible con cualquier PMU

independiente de la marca mientras integre el protocolo IEEE C37.118 y, por último,

enviar información hacia el centro de control, a algún software de visualización o a un

operador local del sistema, siendo posible seleccionar que enviar a cada uno mediante sus

distintas salidas configurables.

El subgrupo centro de control es donde se reúnen y analizan los datos provenientes

de las subestaciones a nivel regional o de grandes sectores. Allí se trabaja con un PDC de

hardware de gran envergadura o un PDC de software, ya que se requieren plataformas de

cómputo y análisis de gran potencial, por la gran cantidad de información que se maneja,

es posible la incorporación de un software de visualización del sistema para ver el

comportamiento dinámico de éste. El análisis tiene por objetivo validar el modelo del

sistema existente, determinar los márgenes de estabilidad del sistema, maximizar la carga

del sistema para mantenerlo estable, detectar las situaciones de isla que se pudieran

producir y visualizar la respuesta dinámica del sistema, esto se puede hacer mediantes

distintas técnicas; como son la DFT (Transformada Discreta de Fourier) y/o la

transformada discreta de Wavelet (DWT).

Un sistema más avanzado puede integrar Gateway Ethernet para mayor seguridad

en los enlaces de comunicación, estos equipos ofrecen las funciones de un firewall y

utiliza VPN IPsec para encriptar los mensajes del sincrofasor. También es posible usar el

protocolo UDP_S fuera del PDC para asegurar aún más las comunicaciones que salen de

la subestación, ya que la característica UDP_S ignora todas las comunicaciones entrantes.

El protocolo C37.118 define el contenido del paquete de datos enviado desde las

PMUs hacia el PDC, en donde se destaca lo siguiente.

Se debe asignar un nombre a cada unidad PMU, para que el PDC pueda identificar

la fuente de los datos.

Permite al PDC controlar el inicio y término de la adquisición de datos en las

PMUs.

32

Incorpora valores analógicos, que generalmente son resultados de ecuaciones

definidas por el usuario como Potencia Activa, Potencia Reactiva o diferencia de

ángulos.

Incorpora palabras digitales, por lo regular, se utiliza para informar el estado de

los interruptores y las salidas desde las ecuaciones lógicas definidas por el usuario.

Permite incorporar hasta 80 caracteres de comentario u otra información en el

mensaje.

También es posible crear un sistema redundante, para eliminar la necesidad de un

sistema coordinado y manual de recuperación ante fallas, ya sea de dispositivos PDC o de

enlaces de comunicación. Dicho sistema requiere de un PDC primario y otro secundario,

se debe configurar el PDC del centro de control para entradas redundantes, de tal forma

que ante una falla, automáticamente, el sistema cambie y adquiera datos del PDC

secundario, sin perder ningún dato. Claramente, este sistema requiere mayor inversión

que el anterior, pero otorga una seguridad superior. En la Fig. 3-5 se muestra el sistema

redundante descrito con Gateway Ethernet y PDC secundario. [11]

Fig. 3-5 Sistema redundante con Gateway Ethernet

33

Cabe destacar que al implementar un sistema jerárquico no se agrega latencia

adicional a los datos de sincrofasores, ya que los datos se alinean de acuerdo a sus

estampas de tiempo y cada PDC está programado para esperar un determinado tiempo,

hasta que todos los datos se hayan recibido. El tiempo de espera por lo regular es

configurado por el usuario y se programa de acuerdo a la peor demora esperada en la

comunicación dentro de la red.

3.3 Unidades que integran medición fasorial

Refiriéndose específicamente a la empresa SEL, ésta ha incluido la funcionalidad

PMU en sus relés como característica estándar desde el año 2002 como una estrategia

económica para utilizar mediciones del fasor en los sistemas, ya que los relés son los

instrumentos más confiables en las subestaciones. Además incluir la funcionalidad PMU

en los relés SEL minimiza la necesidad de instrumentos y cableados adicionales. SEL

posee variadas unidades de protección con medición de fasores incorporadas, dentro de

las cuales destacan las siguientes:

SEL-411L:

Este equipo es un sistema de protección, automatización y control de diferencial de

línea avanzada, el cual está diseñado para obtener una protección y control completo de

cualquier línea de transmisión. El SEL-411L proporciona protección diferencial con

elementos de operación de fase y secuencia, para obtener mayor sensibilidad y operación

de alta velocidad.

En cuanto a sincrofasores, cuenta con Protocolo IEEE C37.118, con un índice de 1

a 60 mensajes por segundo, 6 entradas de CT, 6 entradas de PT.

Este dispositivo puede proteger líneas de hasta tres terminales con entradas de CT y

TP dobles. El sistema de terminales múltiples es muy útil para localización de fallas, ya

que encuentra rápidamente las fallas incluso en las líneas de transmisión laterales. [11]

SEL -700G:

Este es un relé de protección de generador, el cual es la solución adecuada para la

protección de generadores industriales y de empresas suministradoras de energía

obteniendo una exhaustiva protección primaria y de respaldo del generador. Posee

características muy importantes como autosincronizador, módulos flexibles de entradas y

salidas y comunicaciones avanzadas.

En cuanto a sincrofasores, cuenta con Protocolo IEEE C37.118 integrado en el

puerto serial y Ethernet, con un índice de 1 a 60 mensajes por segundo, 6 entradas de CT,

3 entradas de PT. Esta tecnología puede ser aplicada para convertir la estimación de

estado del sistema en medición del estado del sistema en tiempo real, además es posible

proporcionar avisos oportunos de inestabilidad del sistema.

Este equipo es capaz de compartir los datos de sincrofasores en la red de

comunicación en tiempo real, con esto se puede validar el modelo de generación, tener el

34

análisis de los disturbios en el sistema de potencia y evitar fallas de sincronismo, entre

otras aplicaciones. [11]

SEL-487E:

Este dispositivo es un relé de protección de transformador capaz de proporcionar

protección, medición, supervisión y automatización total de las aplicaciones del

transformador de energía con hasta 6 entradas de retención de corriente trifásica, 2

entradas de voltaje trifásico y 3 entradas independientes de corriente neutral, con

elementos de falla restringida a tierra.

En cuanto a sincrofasores, cuenta con Protocolo IEEE C37.118, con un índice de 1

a 60 mensajes por segundo. Posee 18 entradas de CT, 6 entradas de PT lo cual le permite

monitorear como máximo 6 puntos dentro de un sistema eléctrico.

Es posible enviar los mensajes de sincrofasores IEEE C37.118 a través de puertos

de comunicación seriales o Ethernet para detectar flujos de rizo reactivo, cambiar la

estimación de estado del sistema en medición del estado del sistema en tiempo real,

proporcionar una advertencia temprana de inestabilidad potencial en el sistema y

mantener el control de ángulos de fase, corrientes y voltajes.

Por último y de forma más detallada se describe en la sección 3.4 el Relé de

protección de alimentador SEL-751A, el cual se encuentra disponible en el Laboratorio

de Protecciones Eléctricas en la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia

Universidad Católica de Valparaíso y con el cual se realizó este proyecto de título. [11]

3.4 Relé SEL-751A

En general, el relé SEL-751A es un dispositivo multipropósito, que combina

características de protección, monitoreo, control y comunicación para un sistema eléctrico

de gran envergadura. En la Fig. 3-6 se muestra la descripción del máximo esquema de

protección posible de implementar con todas las características opcionales habilitadas en

el dispositivo.

35

Fig. 3-6 Esquema de protección con Relé SEL-751A

3.4.1 Descripción del relé de la universidad

A continuación se describen las aplicaciones y características propias del Relé de

protección de alimentador SEL-751A que se encuentra disponible en el Laboratorio de

Protecciones Eléctricas en la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad

Católica de Valparaíso y con el cual se realizó este proyecto de título.

Datos del producto:

Número de Serie: 3122710078

Número de parte: 751A61A1A0X74850330

Fid String: SEL-751A-R414-V0-Z010003-D20120622

Revisión del Firmware: R414

Dirección Mac: 00 – 30 – A7 – 05 – C6 – C8

36

Características de protección incluidas:

Sobrecorriente de fase instantánea (50P)

Sobrecorriente de fase instantánea Residual (50G)

Sobrecorriente de fase instantánea de Neutro (50N)

Sobrecorriente de fase instantánea de secuencia negativa (50Q)

Sobrecorriente de fase temporizada (51P)

Sobrecorriente de fase temporizada Residual (51G)

Sobrecorriente de fase temporizada de neutro (51N)

Sobrecorriente de fase temporizada de secuencia negativa (51Q)

Bajo voltaje (27)

Sobre voltaje (59)

Factor de Potencia (55)

Frecuencia (81)

Control de Autorecierre (79)

Protección de falla de interruptor

Monitor de desgaste de interruptor

Medición de Demanda y Demanda máxima

Detección de arco eléctrico

Medición de sincrofasores

3.4.2 Conexiones

La conexión del relé al sistema de energía se realiza de forma independiente para

corriente y tensión. El conexionado para las señales de corriente se realiza mediante

transformadores de corriente y se muestra en la Fig. 3-7. Para la tensión se puede realizar

de 3 formas distintas, mediante conexión directa (mostrado en Fig. 3-8), mediante

transformadores de potencial conectados en estrella-estrella (mostrado en Fig. 3-9) o

mediante conexión delta abierto (mostrado en Fig. 3-10). [12]

37

Fig. 3-7 Conexiones de los transformadores de corriente

Fig. 3-8 Conexión directa para señales de tensión

Fig. 3-9 Conexión estrella-estrella para transformadores de potencial

38

Fig. 3-10 Conexión delta abierto para transformadores de potencial

Los rangos de operación nominal para los valores de tensión y corriente de entrada

para el relé son:

Corrientes de Entrada

Corriente nominal: 5 A.

Rated Range (X/R = 40): 0.10–100.00 A.

Continuous Rating: 15 A.

1 Second Thermal: 500 A.

Rated Frequency: 50/60 ±5 Hz.

Burden (Per Phase): < 0.1 VA5A.

Voltaje de Entrada

Rated Operating Voltage (Ue): 100–250 Vac.

Rated Continuous Voltage: 300 Vac.

10 Second Thermal: 600 Vac.

Rated Frequency: 50/60 ±5 Hz.

Burden: < 0.1 VA.

3.4.3 Puertos de comunicación

Este Dispositivo posee distintos puertos de comunicación, en la zona frontal se

encuentra el puerto F, el cual es una conexión serial RS-232 la que soporta los protocolos

SELboot, Modbis RTU Esclavo, SEL ASCII y ASCII Comprimido, transferencia de

archivo de configuración SEL, mensajero de Eventos y C37.118 (Datos de Sincrofasor).

En la zona posterior se ubican los puertos 1 y 3, el puerto 1 es una conexión Ethernet la

cual trabaja con los protocolos Modbus TCP/IP, DNP3 LAN/WAN, IEC 61850, FTP y

Telnet. Finalmente, el puerto 3 es de conexión EIA-485 de 5 terminales que trabaja con

los protocolos Modbus RTU Esclavo, SEL ASCII y ASCII Comprimido, Medidor Rápido

SEL, Operador Rápido SEL, SER Rápido SEL, Escritura rápida de mensaje no solicitado

39

SEL, Transferencia de archivo de configuración SEL, SEL MIRRORED BITS (MBA,

MBB, MB8A, MBTA, MBTB), Mensajero de Eventos, Esclavo DNP3 Nivel 2 y C37.118

(Datos de Sincrofasor). [12]

3.4.4 Características destacables del relé

Dentro de la gran cantidad de esquemas de protección que son posibles establecer

con este dispositivo, se destacan principalmente las 4 entradas para la detector de arco

voltaico ubicadas en el slot E, las 4 entradas digitales (DI) y 4 salidas digitales (DO) y la

medición de datos de sincrofasores por ser características adicionales integradas en el relé

del laboratorio.

Salidas y entradas digitales

En el Slot C se encuentra ubicada la tarjeta con 4 entradas digitales y cuanto salidas

digitales, las cuatro salidas son todas de contacto normalmente abiertos o todas híbridas

de rápida acción (Alta velocidad, interrupción e alta corriente).

Detección de arco eléctrico

Característica diseñada para reducir la energía del arco eléctrico mediante su rápida

detección y orden de despeje. Al complementarse con las salidas de alta velocidad y de

interrupción de alta corriente minimizan el tiempo total de despeje de una falla.

Es posible implementar 2 sistemas distintos de detección de arco eléctrico, uno es

mediante la instalación de sensores puntuales (point-sensor) que están diseñados para

supervisar los espacios de celdas cerradas donde la distancia entre los sensores y las

posibles fuentes de arco no es mayor a 2 metros, dichos espacios incluyen típicamente

tableros de interruptores, compartimientos de cables entrantes y salientes, y salas

eléctricas con transformadores. El otro sistema es mediante un lazo de fibra óptica

desnuda (Bare-fiber sensor) que está orientado a la vigilancia de grandes áreas, como los

recintos de barras del sistema de interruptores. El sensor de fibra desnuda es

unidireccional y se puede montar en los muros de delimitación del área. Un esquema

básico de ambos sistemas se muestra en la Fig. 3-11. [12]

40

Fig. 3-11 Sistemas de detección de arco eléctrico

Medición de sincrofasores

La medición de sincrofasores se refiere al concepto de obtener mediciones tomadas

en un horario sincronizado en un preciso instante de tiempo. Para esta aplicación es

necesario contar con un reloj altamente preciso.

En este dispositivo es posible activar o desactivar esta opción, cuando la medición

de sincrofasores está activa, el relé crea un set de datos de sincrofasor a una razón de

tiempo definida por el usuario. Los datos de sincrofasor están disponibles en formato

ASCII en el puerto serial configurando el protocolo del puerto como “PROTO = PMU”.

La configuración de las funciones del relé SEL 751A se realiza mediante el

Software AcSelerator Quickset SEL-5030 de descarga gratuita a través de la página web

de la empresa, este software permite la configuración Offline para varios equipos, un

análisis para mejorar la eficiencia, una gráfica lógica que facilita el diseño y una

arquitectura flexible que permite incorporar nuevas características. Específicamente, la

propiedad de sincrofasores es configurada en el sub-menú del software “Synchronized

Phasor Measurement” mostrado en la Fig. 3-12, el que cuenta con varias secciones de

configuración, las cuales se describen a continuación.

EPMU:

Enable Synchronized Phasor Measurement

Activa o desactiva la función PMU, por defecto viene desactivado (Y/N).

41

MRATE:

Messages per second

Selecciona el rango de mensaje en mensajes por segundo para la transmisión de

datos continua de sincrofasor en el puerto serial. Se debe escoger el parámetro MRATE

que se ajuste mejor a las necesidades de las aplicaciones de la PMU. Esta configuración

es una de seis que determinan la velocidad de puerto mínima necesaria para mantener el

rango y tamaño de los paquetes de datos de sincrofasores. Se puede seleccionar entre 1, 2,

5 y 10 mensajes por segundo.

Fig. 3-12 Menú de configuración de sincrofasores en SEL-751A

42

PMSTN y PMID:

Name and ID PMU

Define el nombre y número de la PMU en un sistema de sincrofasores. El parámetro

PMSTN es una serie ASCII con 16 caracteres y el parámetro PMID es un valor numérico.

PHDATAV:

Phasor Data Set, Voltages

Selecciona los datos de voltaje que el equipo incluirá en los mensajes de

sincrofasores. Es necesario considerar la carga en el procesador del sincrofasor y los

requerimientos de almacenamiento fuera de línea cuando se decide cuantos datos

transmitir. Este parámetro es uno de seis que determinan la velocidad mínima del puerto

necesaria para mantener el tamaño y rango de los paquetes de datos del sincrofasor. Es

posible seleccionar las siguientes cantidades de datos:

PHDATAV=V1 Transfiere sólo secuencia positiva del voltaje, V1.

PHDATAV=ALL Transfiere V1, Va, Vb, Vc, y Vs (si está disponible).

PHDATAV=NA No transfiere ningún voltaje.

VCOMP:

Voltage Angle Comp Factor

Permite corregir cualquier error en la fase del voltaje en estado estable (producido

por los transformadores de poder o las características del cableado). Se puede aplicar un

factor de corrección entre -179.99 y 180 grados.

PHDATAI:

Phasor Data Set, Currents

Selecciona el tipo de corriente que el equipo incluirá en el paquete de datos. Es

necesario considerar la carga en el procesador del sincrofasor y los requerimientos de

almacenamiento fuera de línea cuando se decide cuantos datos transmitir. Este parámetro

es uno de seis que determinan la velocidad mínima del puerto necesaria para mantener el

tamaño y rango de los paquetes de datos del sincrofasor. Es posible seleccionar las

siguientes cantidades de datos:

PHDATAI=I1 Transferirá sólo secuencia positiva del corriente, I1.

PHDATAI=ALL Transferirá I1, Ia, Ib, Ic, y In.

PHDATAI=NA No transferirá ninguna corriente.

43

ICOMP:

Current Angle Comp Factor

Permite corregir cualquier error de fase de la corriente en estado estable (producido

por los transformadores de poder o las características del cableado). Se puede aplicar un

factor entre -179.99 y 180 grados.

NUMANA:

Number of analog values

Selecciona el número de valores análogos definidos por el usuario que serán

incluidos en la transmisión continua de datos de sincrofasor. Este parámetro es uno de

seis que determinan la velocidad mínima del puerto necesaria para mantener el tamaño y

rango de los paquetes de datos de sincrofasor. Las elecciones para este parámetro

dependen del sistema de diseño del sincrofasor. Es posible seleccionar las siguientes

cantidades de datos:

NUMANA=0 No envía valores análogos definidos por el usuario.

NUMANA=1-4 Envía los valores análogos definidos por el usuario,

mostrados en la Tabla 4.

NUMDSW:

Number of 16-bit Digital Status Words

Selecciona el número de palabras de estados digitales definidas por el usuario que

serán incluidas en los paquetes de datos del sincrofasor. Este parámetro es uno de seis que

determinan la velocidad mínima del puerto necesaria para mantener el tamaño y rango de

los paquetes de datos de sincrofasor. Las elecciones para este parámetro dependen del

sistema de diseño del sincrofasor. La inclusión de datos binarios puede ayudar a indicar el

estado del interruptor u otra información operacional al procesador del sincrofasor.

NUMDSW=0 No envía palabras de estado binarias definidas por el usuario.

NUMDSW=1 Envía las palabras de estado binarias definidas por el usuario.

Tabla 4 Cantidades enviadas en configuración NUMANA

Configuración

NUMANA Cantidades análogas enviadas

Número total de bytes

usados por los valores análogos

0 Ninguno 0

1 MV29 4

2 MV29, MV30 8

3 MV29, MV30, MV31 12

4 MV29, MV30, MV31, MV32 16

44

TREA1, TREA2, TREA3, TREA4 Y PMTRIG:

Trigger Reason Bit 1,2,3,4

Define los bits desencadenantes según lo permitido por IEEE C37.118. Cada uno de

las cuatro razones desencadenantes, TREA1 – TREA4, y la configuración para disparo de

la PMU, PMTRIG, son ecuaciones de control SELogic en la clase de configuración

global. El relé evalúa estas ecuaciones y entrega los resultados en Palabras de Bits con los

mismos nombres: TREA1 - TREA4, y PMTRIG. Las ecuaciones de razón de disparo

representan los bits de razón de disparo en el campo “STAT” del paquete de datos. Luego

de que los bits de razón de disparo han sido configurados para transmitir un mensaje, la

ecuación PMTRIG debe ser asumida por un periodo de tiempo razonable para permitir al

procesador del sincrofasor leer los campos desde TREA1 a TREA4.

El relé SEL-751A configura automáticamente las palabras de bits TREA1 – TREA4

o PMTRIG basado en las ecuaciones de control SELogic por defecto. Para cambiar la

operación de estos bits, estos deben ser programados.

Estos bits pueden ser usados para enviar varios mensajes a un bajo ancho de banda

a través del flujo de mensajes de sincrofasor. Palabras de estado digitales pueden ser

usadas para enviar información binaria directamente, sin la necesidad de administrar el

cifrado de los mensajes de razón de disparo en SELogic. Es posible usar los bits de razón

de disparo cuando el diseño del sistema de sincrofasor los requiere. El protocolo de

transmisión y el procesamiento de sincrofasor no son afectados por el estado de estos bits.

IRIGC:

IRIG-B Control bits difinition

Define si las extensiones de control de bit, según IEEE C37.118, están en uso. Las

extensiones de control de bit contienen información; como salto de segundo, tiempo

UTC, tiempo de ahorro de día, y calidad del tiempo. Cuando el reloj sincronizado por

satélite provee estas extensiones; el relé será capaz de ajustar el sello de tiempo del

sincrofasor según lo siguiente:

IRIGC = NONE Ignora las extensiones de bits.

IRIGC = C37.118 Extrae las extensiones de bit y corrige el tiempo del

sincrofasor.

3.5 Reloj satelital

Para los sistemas de sincrofasores en general, es de vital importancia la precisión

del tiempo para la toma de datos en los distintos puntos del sistema eléctrico. Además,

dentro de la norma IEEE C37.118 se incluye un indicador de calidad de hora como parte

del mensaje de datos del fasor. Lo anterior proporciona al usuario una orientación de que

los datos recibidos del fasor cumplen con la precisión requerida de hora.

45

Como fue descrito en las secciones anteriores, en el mercado de dispositivos para

sistemas de sincrofasores existen fabricantes que incorporan en sus equipos de medida el

reloj satelital, y otros que lo ofrecen aparte, como otro dispositivo. En el caso del Relé

SEL-751A se requiere contar con un reloj satelital externo para realizar la medición de

sincrofasores.

La empresa SEL ofrece tres relojes satelitales distintos. A continuación se hará una

breve descripción de cada uno de ellos, incluyendo sus principales características.

SEL-2401

Es un reloj satelital compacto para espacios limitados como se muestra en la Fig.

3-13, ofrece una hora de alta precisión de hasta ± 100 nanosegundos, cuenta con

estabilidad de mantenimiento, lo que significa que en caso de la pérdida del enlace con el

satélite, el reloj seguirá proporcionando una señal de la hora exacta hasta por un máximo

de 18 segundos. Por su tamaño pequeño está diseñado para entregar precisión de tiempo

solo a una PMU, el reloj incluye la antena GPS junto con el cable BNC para su conexión.

Requiere de una alimentación externa de 12Vdc, posee un contacto de alarma de 100mA,

32 Vdc.

En el frente del reloj se encuentran 3 indicadores LED, el primero “Enabled” indica

que todas las pruebas automáticas fueron pasadas, el LED “Satellite lock” indica que el

reloj ha rastreado a 4 o más satélites y actualmente está enlazado a uno o más satélites y,

por último, “output” indica que el reloj está entregando el tiempo con un precisión de ±

100 nanosegundos en promedio.

La entrega del tiempo hacia el dispositivo se realiza mediante un cable RG-58 con

un conector BNC hacia el lado del reloj. El tiempo se entrega en formato IRIG-B, el cual

es un formato de datos en serie que consiste en un mensaje por 1 segundo que contiene

100 impulsos divididos en campos. El dispositivo de tiempo sincronizado decodifica el

segundo, minuto, hora, día y campos y establece su reloj interno tras la detección de los

datos de tiempo válido en el modo de hora IRIG. El formato de código de tiempo IRIG-

B000 consta de código de tiempo BCD (HH, MM, SS, DDD), además de segundos

binarios consecutivos (SBS) del día (0-86400 s), y también contiene la ampliación de

funciones de control que incluyen datos por: año, segundo bisiesto, horario de verano,

compensación de hora UTC, calidad del tiempo, y paridad (impar).

Mediante los interruptores de configuración, ubicados en la parte posterior del reloj,

es posible configurar la hora local, ajustando el interruptor 4 en la posición ON se logra

aumentar el tiempo UTC y en la posición OFF es posible disminuirlo, con los

interruptores 5 al 9, es posible ajustar la hora de ½ hasta 8 horas en base al tiempo UTC.

46

Fig. 3-13 Reloj Satelital SEL-2401

SEL-2404

Este reloj posee una pantalla grande en su parte frontal como se muestra en la Fig.

3-14. Este equipo ofrece confiabilidad, durabilidad y hora de alta precisión hasta ± 100

nanosegundos, cuenta con estabilidad de mantenimiento, lo cual significa que en caso de

la pérdida del enlace con el satélite, el reloj seguirá proporcionando una señal de la hora

exacta hasta por un máximo de 18 segundos. Es aplicable a subestaciones eléctricas,

empresas suministradoras de energía de generación, centros de control, refinerías, plantas

siderúrgicas, manufactura farmacéutica, aserraderos, edificios, maquinas, centros

telefónicos de emergencias, sistemas a bordo, sistemas de pruebas, sistemas de transporte,

entre mucho otros; por su estructura para ser montada directamente en rack.

Fig. 3-14 Reloj Satelital SEL-2404

47

En la parte inferior izquierda del panel frontal se ubican 2 LED, el primero

“Holdover” indica cuando el reloj pierde la comunicación con los satélites y se está

ejecutando en modo reloj reserva interna, el otro LED “Locked” indica que el reloj ha

rastreado al menos 4 satélites y actualmente está enlazado a uno o más satélites.

En general no presenta grandes diferencias en las características de operación en

comparación con el SEL-2401, solo que el SEL-2404 es capaz de entregar precisión de

tiempo a 4 dispositivos, requiere de una alimentación externa entre 75 y 250 Vdc o Vac y

posee un contacto de alarma de 100mA, 32 Vdc.

SEL-2407

Este reloj posee una pantalla de menor tamaño respecto al SEL-2404, como se

muestra en la Fig. 3-15. Este dispositivo ofrece confiabilidad, durabilidad y hora de alta

precisión hasta ± 100 nanosegundos, cuenta con estabilidad de mantenimiento, lo cual

significa que en caso de la pérdida del enlace con el satélite, el reloj seguirá

proporcionando una señal de la hora exacta hasta por un máximo de 18 segundos. Es

aplicable a subestaciones eléctricas, redes de cómputo, aeropuertos, centros de control de

edificios, laboratorios, gobierno, sistemas de reloj central, centros telefónicos de

emergencias, sistemas SCADA, estaciones de radio y televisión, entre otras aplicaciones.

Fig. 3-15 Reloj Satelital SEL-2407

48

En el lado izquierdo del panel frontal se ubican 3 LEDs, donde el primero,

“Enabled”, es de dos colores, en verde indica que todas las pruebas automáticas fueron

pasadas y el reloj está activo y en amarillo que todas las pruebas automáticas fueron

pasadas y el reloj esta en modo fuerza-tiempo-calidad (FTQ) o en modo manual. El

segundo LED “Satellite lock” indica que el reloj ha rastreado a 4 o más satélites y

actualmente está enlazado a uno o más satélites. Por último, el LED “Holdover” de 3

colores, indica en color verde que el reloj ha perdido la comunicación con los satélites y

se está ejecutando en modo reloj reserva interna con una calidad de tiempo menor o igual

a ± 1 microsegundo, en color amarillo indica que el reloj ha perdido la comunicación con

los satélites y se está ejecutando en modo reloj reserva interna con una calidad de tiempo

entre ± 1 microsegundo y ± 100 microsegundos y en color rojo cuando se ha perdido la

comunicación con los satélites y se está ejecutando en modo reloj reserva interna con una

calidad de tiempo inferior a ± 100 microsegundos.

En comparación con el SEL-2404, el SEL-2407 presenta mayor tecnología como

comunicación mediante fibra óptica, es capaz de entregar precisión de tiempo a 6

dispositivos, posee un rango más amplio de alimentación entre 18 y 300 Vdc o 85 y 264

Vac a 50 o 60 Hz y posee un contacto de alarma de 6A, 250 Vdc o 190 Vac.

3.6 Unidades concentradoras de datos de fasor

El dispositivo PDC es de gran importancia dentro de un sistema de sincrofasores, ya

que es el encargado de recolectar la información proveniente de las PMUs. Dependiendo

del tipo de equipo es posible integrar información desde 8 hasta 40 PMUs en un mismo

PDC.

Dentro de las Unidades concentradoras de datos de fasor o PDC podemos encontrar

dos tipos, un PDC basado en hardware y un PDC de software. Lo más común es utilizar

PDCs basados en hardware cuando se instalan en ambientes de subestación y/o donde

desee implementar esquemas de control en tiempo real. Los PDCs de software se utilizan

donde existe una gran cantidad de entradas de PMUs o PDCs para concentrar y donde se

requieran plataformas de cómputo más poderosas. Los PDCs basados en software son

utilizados con frecuencia en centros de control o en centros regionales.

Estos dispositivos soportan altas velocidades de transmisión de datos, en algunos

casos hasta 240 mensajes por segundo. Además, es totalmente configurable para archivar

los datos en caso de que salgan de los limites predefinidos, obteniendo datos de PMU

previos y posteriores a algún evento. Poseen salidas independientes configurables para

enviar datos ya procesados a los centros de control, operadores independientes o PDCs

superiores. Al trabajar bajo el estándar C37.118 es capaz de integrar datos desde

cualquier PMU que trabaje bajo dicho estándar, independiente de la marca de fabricante.

La empresa SEL ofrece el equipo SEL-3373, el cual es un concentrador de datos de

fasor basado en hardware con archivo integrado. El SEL-3373 proporciona el desarrollo

en tiempo real necesario para esquemas de control basados en sincrofasores. Está

idealmente diseñado para operar de manera confiable en severos ambientes de

subestación.

49

Fig. 3-16 Unidad concentradora de datos de fasor SEL-3373

Este equipo se muestra en la Fig. 3-16.

Además, la empresa posee PDCs de software como el SEL-5078-2 o el SEL-5073.

El SEL-5078-2 es el software más poderoso de la compañía, ofrece una amplia

gama de capacidades como monitoreo del sistema en tiempo real y de fácil visualización

mediante su interfaz online con acceso remoto para ingenieros y operadores del sistema,

creación de registros automáticos de eventos, capacidad de exportar los datos registrados

para futuros análisis, explorar un mapa geográfico del sistema y obtener sus variables

online, calcular y archivar de forma automática los modos de oscilación del sistema en

tiempo real, entre otras. La ventana principal del software se muestra en la Fig. 3-17.

Fig. 3-17 Ventana principal Software SEL 5078-2

50

CAPÍTULO 4

SISTEMA DE SINCROFASORES PARA LABORATORIO DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS DE LA ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA DE LA

PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE VALPARAÍSO

4.1 Descripción del sistema

Bajo toda la teoría presentada en los capítulos anteriores, se procederá a detallar el

diseño del sistema de medición, registro y análisis de sincrofasores creado en el

Laboratorio de Protecciones Eléctricas de la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la

Pontificia Universidad Católica de Valparaíso.

Contando como principal equipo el relé SEL-751A donado por la empresa SEL Inc.

en el Seminario de Protecciones Eléctricas del año 2013 es posible implementar un

sistema de sincrofasores compuesto por:

Relé SEL-751A.

Reloj satelital SEL-2401.

PC-Servidor.

Router.

Software AcSELerator Quickset.

Software PMU connection tester.

Software RealVNC.

Software FileZilla.

Software Matlab.

Conexión a internet.

El sistema consiste en registrar datos de sincrofasores mediante el equipo SEL-

751A conectado en una línea que alimenta una carga. Estos datos son captados por el

software PMU Connection Tester, el cual se encuentra montado en un PC-Servidor

acondicionado especialmente para este sistema. Mediante el PC-Servidor es posible

realizar las siguientes aplicaciones:

Almacenar los datos adquiridos en un servidor FTP.

Incluir datos desde otro punto de medición del sistema eléctrico.

Visualizar los datos en tiempo real.

Analizar los datos almacenados.

51

Para implementar el sistema, poder acceder desde un punto remoto y resguardar la

seguridad de este mismo es necesario un enrotulador de datos o router. Además existen

firewalls o cortafuegos que bloquean y depuran parte de los datos del tipo UDP

(protocolo de comunicación) por lo que se desarrolla un sistema de ingreso a la red de

datos institucional por medio de una IP pública y el enrutador de datos con su cortafuegos

parametrizado para los diversos servicios y enlaces que se utilizarán, con lo que se logra

libre acceso al relé SEL-751A y al PC-Servidor desde cualquier punto con conexión a

internet.

4.2 Enlaces de comunicación

Al implementar un sistema de sincrofasores se debe tener en cuenta de forma

permanente la comunicación entre la PMU y el PC-Servidor, junto con el enlace de

acceso remoto deseado, resguardando al máximo la seguridad y estabilidad del sistema.

Para esto es necesario tener conocimiento sobre el área telemática, la cual permite el

envío, recepción y almacenamiento de los datos adquiridos, garantizando un alto nivel de

seguridad en estas etapas. Además la exactitud y/o precisión del enlace de datos entre

equipos es un tópico de prioridad en el correcto funcionamiento y control de la topología

eléctrica. Por lo tanto, las redes de datos juegan un papel fundamental en la eficiencia y

eficacia del sistema de sincrofasores y tele-protecciones a implementar.

Es importante destacar en esta etapa, que a pesar que el protocolo IEEE C37.118 se

encuentra solo disponible en el puerto serial frontal del equipo PMU del laboratorio, toda

la configuración, manejo y control de las distintas acciones del relé son posibles de

realizar a través del puerto Ethernet, ya sea de forma local desde el PC-Servidor o

mediante acceso remoto desde cualquier punto con acceso a internet. Es por esto, que es

necesario conocer en detalle sobre protocolos de comunicación digital, en especial

protocolos que trabajan dentro de la gama de enlaces Ethernet, específicamente enlaces

del tipo TCP, IP y UDP.

En la actualidad gran parte de los equipos electrónicos se han enlazado a la red de

internet, WAN, y a redes de datos locales, LAN. Este es un dato importante a la hora de

realizar algún tipo de enlace digital vía Ethernet, ya que el alto tráfico de datos digitales

entre diversos equipos electrónicos lleva a las topologías de red, en específico el

BACKBONE en su totalidad, a un nivel de saturación peligrosa para la estabilidad y

comunicación del enlace digital entre Tele-Protecciones con una velocidad de respuesta

en tiempo real, es decir, el tiempo de respuesta entre que varía un parámetro eléctrico o se

genera un evento en un extremo del enlace debe replicarse instantáneamente, lo más

cercano a la instantaneidad, en el otro extremo para así asegurar una respuesta inmediata

ante problemas o cambios dentro de la red de transmisión, generación y/o distribución

eléctrica que se esté controlando.

Bajo esta realidad de alto tráfico y/o saturación de las redes de datos actuales,

resulta necesario tomar acciones al respecto. Una medida es aplicar un control de tráfico

52

basado, tanto en protocolos de comunicación orientados a no conexión como al alto nivel

de colisión, junto a un direccionamiento de puertos del tipo PAT para evitar acercarse a

los puertos y protocolos saturados dentro de la red de datos chilena tanto Publica,

Institucional e Industrial. Un claro ejemplo de esto es el protocolo HTTP/FTP/TELNET

que trabaja dentro del puerto 80/21/23 respectivamente, los cuales son utilizados por

defecto en computadores tradicionales, domótica, supervisión industrial,

microprocesadores, etc.

Para lograr los principales objetivos del sistema de sincrofasores es necesario tomar

medidas en las áreas que se describen en las siguientes subsecciones.

4.2.1 Incorporación de una IP estática

Con el objetivo de configurar los equipos en puertos distintos a los definidos por

defecto para las diferentes aplicaciones, es necesario tener habilitados una gama de

puertos en el punto de internet. Para la aplicación de acceso remoto al PC-Servidor desde

cualquier punto es necesario contar con una dirección IP estática. La solicitud de lo

anterior fue realizada en el mes de diciembre del año 2013 a la Dirección de Servicios de

Informática y Comunicaciones de la PUCV, teniendo como resultado la asignación de

una dirección IP estática y apertura para el tráfico de datos de entrada y salida con

protocolos TCP/UDP de los siguientes puertos:

21 – 25 Para acceso básico de control.

78 – 82 Para acceso HTTP.

443 Para seguridad.

3000 – 4000 Para control, VNC y Python.

Al ejecutarse la solicitud, ya es posible configurar los equipos e instaurar el sistema

en el laboratorio.

4.2.2 Configuración de parámetros de comunicación en el relé

Es necesario realizar una modificación importante en el equipo PMU, donde es

indispensable adaptar y configurar el relé a tráfico del tipo UDP. Si bien el socket UDP

cuenta con una gran pérdida de paquetes dentro de su enlace también es un socket que no

requiere respuestas sobre paquetes recibidos por parte del receptor. Por lo tanto, es un

flujo continuo de datos hacia el receptor interesado, con lo que se reduce notablemente el

tiempo de retardo (delay) entre los equipos involucrados en un enlace de Tele-

Protecciones.

Posterior a la apertura de los puertos antes mencionados, es posible realizar un

cambio desde los puertos tradicionales de comunicación y servicios de red definidos por

defecto en el equipo a puertos poco utilizados dentro de la gama de 65536 puertos

53

disponibles por cada host en la red y adecuados a la realidad de tráfico necesarios para el

sistema a implementar, asegurando un flujo con la menor cantidad de colisiones posibles.

Esta modificación se realiza mediante el software AcSELerator Quickset.

Además es necesario asignar una IP al relé dentro de la red local creada en el

laboratorio para que sea posible comunicarse con él.

4.3 Configuración PC-Servidor

EL PC-Servidor debe ser un computador con la capacidad suficiente para ejecutar

los programas necesarios, mantener los datos almacenados y en línea y poder analizarlos.

Para esto, se deben instalar en este equipo los siguientes programas:

Software AcSELerator Quickset.

Software PMU connection tester.

Software RealVNC Ltd.

Software FileZilla v3.7.3.

Software Matlab R2013a.

4.3.1 Programas para implementar sistema

Software AcSELerator Quickset

Se utiliza para las distintas configuraciones necesarias de realizar al relé SEL-

751A. Además cuenta con una herramienta llamada HMI (Interfaz hombre maquina),

la cual permite visualizar las variables medidas en tiempo real. Posee una ventana

donde es posible visualizar los fasores de tensión y corriente, su magnitud y ángulo y

el desfase entre cada uno de ellos, como se muestra en la Fig. 4-1. También se puede

visualizar el estado de los contactos I/O, analógicos y digitales entre otras

características.

54

Fig. 4-1 Fasores en interfaz HMI

Software PMU Connection Tester

Este software es administrado por la empresa Grid Protection Alliance (GPA) y es

de descarga gratuita desde su página web. Está diseñado para verificar si las mediciones

desde el dispositivo PMU son correctas. Este software soporta los protocolos de

comunicación IEEE C37.118, IEEE 1344, BPA PDCstream, SEL fast message, UTK

FNET streaming data protocol, IEC 61850-90-5 y macrodyne.

Ofrece una pantalla de visualización completa, mostrada en la Fig. 4-2, la cual

incluye la selección del enlace de comunicación (TCP, UDP, Serial), el protocolo bajo el

cual se desea trabajar, una interfaz gráfica que muestra las variaciones de frecuencia y la

variación de la fase de cada tensión en tiempo real, además indica el dispositivo al cual

está conectado y los datos que se están adquiriendo (PHDATAV y PHDATAI del sub-

menú “Synchronized Phasor Measurement”).

La aplicación más importante que permite este software, es crear un archivo en

formato .csv, el cual entrega los datos separados por comas para su posterior exportación

a programas como Microsoft Excel para el manejo de datos tabulados. Esta propiedad se

utiliza para registrar los datos de sincrofasores medidos mediante la PMU, los cuales

incluyen la estampa de tiempo integrada, gracias al reloj satelital; la magnitud y ángulo de

las tensiones; valores de frecuencia, y todos los datos que sea configurados a enviar. La

ejecución del registro de los datos se realiza seleccionando “Start Stream Debug Capture”

en el menú “File” punto “Capture”. Para detener la captura de datos es necesario

seleccionar “Stop Stream Debug Capture” en el mismo menú. [13]

55

Fig. 4-2 PMU Connection Tester

4.3.2 Programas para el acceso remoto

FileZilla v3.7.3

Este programa permite crear un servidor FTP el cual almacenará los datos de

sincrofasores.

El servidor FTP es posible de desarrollar gracias a la obtención de una dirección IP

estática. El acceso a este servidor se realiza a través de cualquier navegador ingresando la

IP definida.

La ventana principal que presenta este software es mostrada en la Fig. 4-3 y se

divide en 3 zonas: la zona de comunicación, zona de archivos locales y zona de archivos

remotos (datos del servidor FTP).

Este servidor permite a usuarios remotos descargar y agregar archivos desde otros

puntos de medición, con esta útil herramienta es posible importar datos de sincrofasores

desde PMUs ubicadas en otras zonas del sistema eléctrico y poder realizar análisis de

variación de la fase de la tensión o de la frecuencia. Mediante la opción de cuentas de

usuarios es posible controlar el acceso al servidor a través de contraseñas, esto permite el

acceso sólo a personas autorizadas. Además, se pueden otorgar permisos de lectura,

escritura y ejecución de un archivo o carpeta al usuario, lo que complementa aún más la

seguridad y el control del servidor FTP. [14]

56

Fig. 4-3 Software FileZilla

RealVNC Ltd.

Para tener un acceso desde cualquier punto con conexión a internet a todo el

sistema de sincrofasores del laboratorio, se debe instalar en el PC-Servidor el software

RealVNC Ltd. Éste es un programa de acceso remoto y control disponible para distintos

sistemas operativos, ya sea en un computador o dispositivos móviles como Smartphone y

Tablet.

Este software posee dos componentes: VNC server y VNC Viewer. El primero es

utilizado para configurar el equipo y hacer posible el acceso remoto. Se debe configurar

los datos de la IP estática, el puerto de comunicación a utilizar y el nivel de seguridad a

incluir en el acceso, ya que es posible controlar solo el acceso de ciertos equipos al PC-

Servidor, mediante la dirección IP de ellos.

El VNC Viewer es empleado por los usuarios que accedan al PC-Servidor. Luego

de la instalación de dicho componente VNC solo es necesario ingresar la dirección IP del

PC-Servidor y que el puerto esté activado para realizar el enlace. [15]

57

4.3.3 Programa de análisis de datos

Para analizar los datos almacenados en el servidor FTP se utiliza el software Matlab

R2013a. Este software dentro de sus múltiples funciones y aplicaciones posee un menú de

herramientas Wavelet (mostrado en la Fig. 4-4) donde ofrece funciones y aplicaciones

para el desarrollo de algoritmos basados en la técnica Wavelet para el análisis, la síntesis,

la eliminación de ruido y la compresión de señales e imágenes.

Dentro de las principales características de esta herramienta destacan:

Procesamiento de señales, incluyendo convertir la señal en escala de frecuencias.

Incluye una amplia gama de familias Wavelets.

Presentación y visualización de datos personalizable.

Análisis de señales mediante Wavelet continua y discreta.

Análisis multiseñal unidimensional, compresión y eliminación de ruido.

A través del menú principal de Wavelet, es posible escoger entre análisis en una

dimensión, dos dimensiones o tres dimensiones. Dentro de cada uno se escoge la familia

de wavelet a utilizar y el nivel de análisis que se desea realizar.

Finalmente, al realizar el análisis se obtiene una ventana con la gráfica de la señal

analizada, la de la componente aproximada y las gráficas de las componentes en detalle.

[16]

58

Fig. 4-4 Menú Wavelet de Matlab R2013a

59

CAPÍTULO 5

APLICACIÓN DEL SISTEMA EN EL LABORATORIO

5.1 Configuración de equipos

Para una correcta medición del sistema eléctrico es necesario configurar los equipos

a utilizar, principalmente el Relé SEL-751A y los programas del PC-Servidor.

En el caso del Reloj Satelital SEL-2401 no requiere mayor configuración, solo es

necesario ubicar la antena GPS en un lugar donde tenga señal satelital, realizar las

conexiones hacia la antena y el relé y establecer la hora local, tal como se detalló en 3.5.

5.1.1 Configuración de Relé SEL-751A

Como se describió anteriormente, en 3.4.4, en necesario configurar los parámetros

desde el sub-menú “Synchronized Phasor Measurement” en el software AcSELerator

Quickset. Esta configuración es posible realizarla por dos medios de comunicación,

Ethernet o Serial, en este caso se utiliza Ethernet y se reserva el puerto Serial sólo para la

adquisición de datos de sincrofasores. Para establecer la comunicación por el puerto

Ethernet se debe configurar en el menú “Comunicaciones” del software los parámetros

mostrados en la Fig. 5-1.

Luego de establecer la comunicación se debe configurar los parámetros del sub-

menú “Synchronized Phasor Measurement”, asignando los siguientes valores:

EPMU: Se configura en Y, para activar la función de sincrofasores del relé.

MRATE: Se especifica en 10 mensajes por segundo.

PMSTN: Se mantiene la configuración por defecto, “SEL_751A FEEDER1”

PMID: Se mantiene la configuración por defecto, “1”.

PHDATAV: Se configura el ALL, para adquirir las magnitudes y ángulos de

todas las tensiones.

VCOMP: Se mantiene la configuración por defecto, 0 grados.

PHDATAI: Se configura en NA, ya que solo serán analizados datos de tensión.

ICOMP: Se mantiene la configuración por defecto, 0 grados.

Todas las demás opciones de este sub-menú se mantienen en la configuración por

defecto. Esta configuración debe coincidir con la del software PMU Connection Tester

mostrada anteriormente en la Fig. 4 2.

60

Fig. 5-1 Menú “comunicaciones”

Luego de esto se procede a realizar la conexión del sistema eléctrico y los

elementos a utilizar para la medición, los que se describen a continuación:

Se utiliza el panel de simulación del laboratorio mostrado en la Fig. 5-2, el cual es

alimentado desde un empalme trifásico de 380v, se utiliza como carga un banco de

ampolletas de 2700 W, además se incorporan transformadores de potencial de 220/110V

y transformadores de corriente de 50/5A para las señales hacia el relé.

61

Fig. 5-2 Panel de simulación del laboratorio de protecciones

5.1.2 PC-Servidor

En este equipo se debe configurar el software PMU Connection Tester, lo que

significa establecer el enlace a utilizar para la adquisición de los datos entre el relé y el

PC-Servidor. Esto se realiza mediante el puerto Serial, por ende, es necesario configurar

en el software el puerto y la velocidad de transmisión, lo que se describe a continuación:

Conexión: Serial.

Puerto: COM 1.

Vel. de transmisión: 9600 bps.

Paridad: ninguna.

Bits de detención: uno.

Bits de datos: 8.

Rango de mensajes: 10 mensajes por segundo.

Para establecer la comunicación, es necesario seleccionar el protocolo a utilizar, lo

cual se realiza por el IEEE C37.118-2005.

También es posible configurar una herramienta muy útil que provee el Software

AcSElerator Quickset para la visualización en tiempo real de los valores del sistema y del

estado del relé. Esta función es llamada HMI no requiere de otro enlace entre el relé y el

PC-Servidor, ya que utiliza el mismo enlace Ethernet que fue necesario para la

configuración del relé SEL-751A.

Posterior a esto es necesario configurar los valores asignados por la DSIC-PUCV

para los programas RealVNC y FileZilla para obtener el acceso remoto y montar el

servidor FTP para almacenar los datos realizando los pasos mencionados en 4.3.2.

62

5.2 Interfaz de visualización y registro de datos

Luego de realizar todas las configuraciones necesarias e implementar el sistema

eléctrico en el laboratorio es posible realizar la visualización en tiempo real del sistema y

el registro de los datos de sincrofasores.

5.2.1 Visualización

Para la visualización es posible utilizar tres métodos, la herramienta HMI que

ofrece el software AcSELerator Quickset mediante el enlace Ethernet, el software PMU

Connection Tester con el enlace Serial y una aplicación propia de Windows llamada

“Cliente Telnet” que utiliza el enlace Ethernet existente y es soportada por el relé.

Herramienta HMI:

Al estar configurados los parámetros de comunicación en el software AcSELerator

Quickset, sólo resta presionar el botón de “Interfaz Hombre Maquina” para establecer el

enlace y poder visualizar los valores del sistema eléctrico en tiempo real, los valores

máximos y mínimos registrados, los fasores de tensión y corriente, monitorear los

contactos del relé, entre otras opciones. Estas alternativas se muestran en las Fig. 5-3 y

Fig. 5-4.

Software PMU Connection Tester:

Tras haber realizado la conexión, configurado los parámetros y seleccionado el

protocolo, se procede a establecer el contacto con el relé presionando el botón “Connect”

pudiendo visualizar la variación de la frecuencia y el cambio de los ángulos de las

tensiones en tiempo real. Lo anterior se muestra en la Fig. 5-5.

Fig. 5-3 HMI, mediciones y estado de contactos

63

Fig. 5-4 HMI, valores máximos y mínimos

Fig. 5-5 Visualización en tiempo real Software PMU Connection Tester

Cliente Telnet:

Este programa de Windows (versiones de XP en adelante) ofrece una conexión

mediante una ventana de comandos. A través de esta ventana es posible conectarse al relé

utilizando el enlace Ethernet y el protocolo de red “Telnet”. Los comandos soportados por

64

el relé se encuentran adjuntos en el apéndice B y permiten realizar visualización de

variables o estados de interruptores, configurar los distintos parámetros del relé, obtener

reportes de eventos, entre otras posibilidades. Mediante este programa es posible realizar

la configuración de todos los parámetros del relé al igual que en el software AcSELerator

Quickset.

Para establecer la comunicación es necesario acceder al relé mediante la dirección

IP asignada al dispositivo e ingresar las contraseñas de privilegios nivel 1 y nivel 2 del

relé especificadas en el manual. [12]

En la Fig. 5-6 se muestra la visualización de datos que entrega el cliente telnet al

ejecutar el comando “METER”. En los cuadros rojos se destacan los valores de tensión,

corriente y frecuencia.

Fig. 5-6 Visualización mediante Cliente Telnet

5.2.2 Registro de datos

Para esto se utiliza el software PMU Connection Tester.

La ejecución del registro de los datos se realiza seleccionando “Start Stream Debug

Capture” en el menú “File / Capture” y seleccionando como carpeta de destino del

archivo el servidor FTP creado. Para detener la captura de datos es necesario seleccionar

“Stop Stream Debug Capture” en el mismo menú.

65

Los datos son guardados en un archivo con formato .csv, el cual es posible

visualizar mediante bloc de notas y Microsoft Excel. Para este último programa se

requiere una configuración previa para que los datos sean separados en columnas

indicadas con comas dentro del archivo .csv. Un extracto de estos datos registrados en el

laboratorio se muestra en la Tabla 5.

66

Tabla 5 Extracto de datos de sincrofasores registrados

Fecha y hora Magnitud

Vr

Angulo

Vr

Magnitud

Vs

Angulo

Vs

Magnitud

Vt

Angulo

Vt Frecuencia

2014-01-10

17:08:59.800 233,05 -87 229,97 152 233,85 32 49,973

2014-01-10

17:09:00.900 233,07 -88 230,09 151 233,91 31 49,969

2014-01-10

17:09:00.000 233,02 -61 230,21 179 234,07 58 49,976

2014-01-10

17:09:00.100 232,93 -62 230,18 178 234,09 57 49,974

2014-01-10

17:09:00.200 232,87 -63 230,02 177 234,03 56 49,977

2014-01-10

17:09:00.300 232,81 -64 230,09 176 233,68 55 49,974

2014-01-10

17:09:00.400 232,77 -65 229,97 175 233,72 55 49,975

2014-01-10

17:09:00.500 232,86 -65 229,91 174 233,54 54 49,098

2014-01-10

17:09:00.600 232,88 -66 229,79 173 233,59 53 49,978

2014-01-10

17:09:00.700 232,92 -67 229,82 173 233,71 52 49,979

2014-01-10

17:09:00.800 232,84 -68 229,09 172 233,78 51 49,978

2014-01-10

17:09:01.900 232,89 -68 229,95 171 234,05 51 49,978

2014-01-10

17:09:01.000 232,86 -40 230,15 -160 234,07 79 49,979

2014-01-10

17:09:01.100 232,08 -40 230,01 -160 234,09 79 49,098

2014-01-10

17:09:01.200 232,08 -41 230,11 -161 234,76 78 49,987

2014-01-10

17:09:01.300 232,75 -41 228,39 -161 233,81 78 49,987

2014-01-10

17:09:01.400 232,73 -42 229,87 -162 233,67 77 49,988

2014-01-10

17:09:01.500 232,67 -43 229,66 -162 233,56 77 49,989

2014-01-10

17:09:01.600 232,72 -43 229,06 -163 233,65 76 49,986

2014-01-10

17:09:01.700 232,77 -43 229,62 -163 235,02 76 49,986

67

También es posible realizar un registro de datos desde algún dispositivo que se

encuentre disponible en otro punto del sistema eléctrico. Sólo es necesario que esté

conectado a la red de internet para realizar un enlace con él, mediante la configuración de

los puertos de comunicación habilitados para conexión y envío de datos. Otra posibilidad

es capturar los datos en otro computador o dispositivo y, luego, cargar dichos archivos en

el servidor FTP mediante cualquier navegador Web, ingresando la IP del servidor e

iniciando sesión con el nombre de usuario y clave asignados.

5.3 Análisis de datos

Este proceso se realiza mediante el software Matlab R2013a, a través de su menú de

análisis Wavelet.

Previo al análisis, es necesario cargar los datos a analizar al programa Matlab, los

que se encuentran ubicados en el Servidor FTP.

Para este caso de aplicación se analizaran los ángulos de fase registrados

simultáneamente en dos puntos. Una medición se realiza en el laboratorio de Protecciones

Eléctricas de la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de

Valparaíso en la ciudad de Valparaíso y el otro registro se realiza en la Oficina de la

Empresa Tecma en la ciudad de Santiago. Estos datos fueron tomados el día 03 de marzo

del año 2014 durante 20 minutos, desde las 11:55:00 horas hasta las 12:15:00 horas. Se

registraron los datos a una tasa de muestreo de 10 datos por segundo, obteniendo 12000

valores distintos de magnitud y ángulo de la tensión en ambos puntos.

Al cargar los datos en el software Matlab, es posible obtener una gráfica de la

variación del ángulo de fase en el laboratorio y en la oficina de Santiago, mostrados en las

Fig. 5-7 y Fig. 5-8, respectivamente.

Se observa en las gráficas un comportamiento muy similar de la variación del

ángulo en ambos puntos de medición, aunque realizando una superposición de ambas

graficas es posible observar la diferencia entre ellas, esto se muestra en la Fig. 5-9 en

donde en color rojo se muestra la gráfica del ángulo de fase en Valparaíso y en color

negro el ángulo de fase de Santiago.

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Fig. 5-7 Variación del ángulo de fase en Laboratorio, Valparaíso

Fig. 5-8 Variación del ángulo de fase oficina Tecma, Santiago

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Fig. 5-9 Superposición de ambas fases

Luego se calcula la variación de la diferencia de fase entre los dos puntos de

medición, esto se realiza restando punto a punto ambas señales discretas mediante el

siguiente código:

diffase=();

for i=1:n;

diffase(i,1)=faselab(i,1)-fasestgo(i,1);

end;

Donde n representa la cantidad de datos analizados.

En la Fig. 5-10 se muestra la variación de la diferencia de fase obtenida. Estos datos

tienen como valor mínimo 12,639° y como valor máximo 16,264°, obteniendo una

diferencia máxima de 3,625 grados.

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Fig. 5-10 Variación de la diferencia de fase entre ambos puntos de medición

Una vez obtenida esta variación, se procede a aplicar la Transformada de Wavelet

Discreta mediante el menú que ofrece el programa. Para poder establecer la frecuencia de

oscilación dominante en el sistema eléctrico analizado es necesario cambiar la unidad de

los datos de grados a Hertz mediante la relación [17]

( )

Donde:

Es la desviación de frecuencia del sistema en Hz.

Es el intervalo de muestreo de los datos ángulo de fase en segundos.

Es el número de datos muestreados.

Es la variación de la diferencia de fase en grados.

En el programa Matlab se debe seleccionar análisis en una dimensión y luego

“Wavelet 1-D” en el menú de Wavelet, posterior a esto se debe escoger que wavelet

madre se utilizará para analizar la señal y el nivel de análisis a emplear, lo que se muestra

en la Fig. 5-11. Se escoge la Wavelet madre Daubechies 4 y un nivel de análisis de orden

5. Posterior a esto se procede a realizar el análisis, obteniendo las gráficas mostradas en la

Fig. 5-12.

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Fig. 5-11 Configuración del análisis Wavelet

Fig. 5-12 Graficas del análisis Wavelet

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Fig. 5-13 Señal analizada y señal aproximada obtenida

En la Fig. 5-12 el grafico con color rojo muestra la señal original analizada con la

señal superpuesta de color azul perteneciente a la componente aproximada obtenida, lo

anterior se puede apreciar más claramente en la Fig. 5-13 donde se visualiza la

proximidad obtenida al escoger la wavelet madre correcta.

Los gráficos en color verde de la Fig. 5-12 muestran las componentes en detalles

de la señal, en ellas se incluyen las altas frecuencias que fueron aisladas de la señal

original.

Al descomponer la señal original en 5 componentes en detalles, es posible

identificar la frecuencia de oscilación dominante en la señal, con la cual se puede

clasificar dentro de los distintos modos de oscilaciones electromecánicas presentes en los

sistemas eléctricos de potencia.

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En este análisis se observa que la máxima oscilación de las componentes en detalles

alcanza valores de 0,03 Hz en la componente de detalles 1, es por esto que se identifica

esta frecuencia como la frecuencia de oscilación dominante que determina un modo de

oscilación Interarea como lo muestra la Fig. 5-14.

Fig. 5-14 Modo Interarea

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CONCLUSIONES

A través de la investigación y posterior aplicación es posible concluir lo siguiente:

Queda en evidencia la gran ventaja que otorga la implementación de un sistema de

sincrofasores en un sistema eléctrico de potencia. Independiente de la marca del

equipo con el cual se trabaje, todos están enfocados a resguardar la seguridad, la

estabilidad y la entrega de un servicio de calidad y continuo a todos los clientes que

requieren de la energía.

A través de una correcta medición y sincronización de los datos es posible obtener

el comportamiento del sistema, y aplicando un análisis a dichos valores se pueden

aislar las componentes que no pertenecen a la señal original, obteniendo valiosa

información respecto a fenómenos que ocurren en el sistema, como lo son

perturbaciones debidas a fenómenos naturales o cantidades superpuestas de falla.

Respecto a la aplicación del sistema en el Laboratorio de Protecciones de la

Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Valparaíso, se

señala que el sistema implementado está y permanecerá disponible para su uso, con la

proyección a futuro de poder integrar datos desde distintos puntos del sistema

eléctrico chileno.

Finalmente, se deja en evidencia la necesidad de crear un método para manejar los

datos registrados, ya que se detectó una limitación al manejar grandes volúmenes de datos

en formato .csv. Para esta aplicación en particular fue necesario realizar funciones

matemáticas que pudieran ordenar los datos de una forma correcta para poder ser

analizados. Sin embargo, si se contara con un software especializado para este tipo de

aplicación, se evitaría la realización de pasos innecesarios para el ordenamiento de los

datos, como lo es el software SEL-5078-2.

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REFERENCIAS

[1] R. Cimadevilla, Fundamentos de la medición de sincrofasores, Brasil: XIII Encuentro Regional Iberoamericano de Cigré, 2009.

[2] SEL Inc., 3378_flyer, Pullman, Washinton USA: SEL, 2008.

[3] Dirección de Operación CDEC-SIC, «Estudio para Plan de Defensa contra Contingencias Extremas en el SIC,» CDEC-SIC, Santiago, 2009.

[4] Dirección de operación CDEC_SIC, «Ranking de Contingencias Extremas del SIC e implementación inicial del plan de defensa,» CDEC_SIC, Santiago, 2009.

[5] Empresa Consultora ESTUDIOS ELECTRICOS, «Estudio de Detalle para PDCE Charrúa - Ancoa,» Estudios Eléctricos, Argentina, 2011.

[6] Dirección de Operación CDEC-SIC, «Revisión del Plan de Defensa contra Contingencias Extremas,» CDEC_SIC, Santiago, 2013.

[7] M. Lester, «Introducción a la transformada de Wavelet,» 2006.

[8] ABB, «Product Guide RES670,» ABB, 2012.

[9] Astom, «MiCOM Alstom P847,» Alstom, 2013.

[10] General Electric, «Specialized Protection & Control N60,» GE, 2009.

[11] SEL Inc, «Schweitzer Engineering Laboratories,» [En línea]. Available: www.selinc.com.

[12] SEL Inc., «Instruction Manual SEL-571A,» 2012.

[13] CodePlex, «PMU Connection Tester,» [En línea]. Available: www.pmuconnectiontester.codeplex.com.

[14] FileZilla, «Filezilla, The free FTP solution,» [En línea]. Available: www.filezilla-project.org.

[15] Real VNC Ltd., «Real VNC,» [En línea]. Available: www.realvnc.com.

[16] MathWorks, «MathWorks, Wavelet,» [En línea]. Available: www.mathworks.es/es/help/wavelet/.

[17] A. N. Samir Avdakovic, «Identifications and Monitoring of Power System Dynamic Based on the PMUs and Wavelet Technique,» 2010.