Esquemas de Protección Sistémicos basados en mediciones PMU aplicados al Sistema 

Argentino de 500kV

Mg. Ing. Pablo Gill Estevez

IEEE SimPMU Uruguay

Introducción

• En primer lugar se realiza una revisión bibliográfica de algunas aplicaciones de las mediciones fasoriales en Esquemas de Protección Sistémicos (SPS, por sus siglas en inglés) a nivel mundial

• Adicionalmente, se exponen los SPS existentes actualmente en la red de 500kV del Sistema Argentino de Interconexión (SADI)

• Finalmente, se presentan el tema de investigación que se está desarrollando actualmente respecto a futuros esquemas SPS basados en mediciones PMU aplicados al SADI.

Esquemas de Protección Sistémicos (SPS)

Los SPS (también denominados RAS o SIPS) monitorean las magnitudes del sistema y efectúan acciones automáticas, basándose en el estado del sistema de potencia, con el fin de prevenir daños o salidas en cascada de equipos, pérdidas no controladas de generación o abastecimiento de la demanda [1]

• SPS basado en Eventos• SPS basado en Variación de Parámetros

• SPS basados en Respuesta

Las acciones suelen incluir:• Formación de islas o interdisparo de líneas• Desconexión de Generación• Desconexión de Demanda• Conexión/Desconexión de Reactores/Capacitores• Control de Unidades de Compensación de Reactivo• Etc.

Ejemplos de SPS basados en PMUAplicación Estabilidad de Corto y Largo Plazo – South Korea – KEPCO [2, 3]

• 40 PMUs en 28 subestaciones en 345kV del área Metropolitana

• 6 vínculos principales: 2 de 765kV y 4 de 345kV

• El SPS permite un aumento del límite de importación determinado por la salida de líneas de 765kV

• Para prevenir desconexión excesiva de demanda, plantean una modificación: efectuar un primer escalón de 1000MW de forma similar al original y luego una segundo escalón que desconecta una magnitud optimizada a partir de un índice de la estabilidad de tensión conformado con mediciones PMU en tiempo real.

• Previo a las modificaciones, la salida de una línea de 765kV junto con el cumplimiento de un umbral de tensión en una barra piloto durante 200ms, habilita al SPS a desconectar aproximadamente 1500 MW de demanda en un escalón, designado previamente según estudios estáticas off‐line

Ejemplos de SPS basados en PMUAplicación Estabilidad de Largo Plazo – South Korea – KEPCO [2, 3]

Ejemplos de SPS basados en PMUAplicación Control de tensión de compensación shunt dinámica. Hydro Quebec [4]

• Esquema basado en PMU para prevenir colapsos de tensión y optimizar reservas dinámicas de reactivo ante contingencias

• Proyecto «Control Local y Global de Compensadores» GLCC

• 9 CS, 14 SVC. • Potencia instalada generación: 43 GW

• Cada sistema, mediante la detección de perturbación según ciertas condiciones, activa señales correctivas en forma de rampas para las referencias de los compensadores

• Existen dos sistemas de control independientes:

• Un control global basado en la medición de tensión promedio VMTL promedio de las barras principales de Montreal

• Controles locales basado en estimación de tensiones vecinas Vlocal usando mediciones locales y modelo del sistema

Ejemplos de SPS basados en PMUAplicación para formación Islas – Uruguay [5]

• X

• Los algoritmos utilizan la aceleración y velocidad del ángulo relativo  δ entre las 2 tensiones medidas por los PMU para determinar oscilaciones de potencia críticas y tomar acciones de formación de isla y disparo de demanda

• Corredor doble de 500kV en paralelo con la red de 150kV

Ejemplos de SPS basados en PMUAplicación para Análisis de Cargabilidad Dinámica [9, 10]• Dentro de los SPS para control sobrecargas puede incluirse el cálculo del valor de 

la corriente admisible del elemento sobrecargado (es el parámetro crítico que se utiliza como punto de comparación). En el caso particular de una línea de transmisión, su corriente admisible depende muy fuertemente de las condiciones ambientales así como de su carga.

• Por ejemplo el sistema LTM de ABB, donde solamente por medio de mediciones PMU en los extremos de la línea [9]: Calcula impedancia y admitancia shunt actual de la línea Extrae el valor de resistencia de la línea En base a las propiedades conocidas del conductor a una temperatura de 

referencia y los coeficientes variación con la temperatura se puede calcula la temperatura promedio actual de la línea

• Otro ejemplo: [10] incluye el sistema de cargabilidad dinámica a un esquema SPS de Nation Grid UK. El sistema utiliza mediciones fasoriales de corriente y condiciones meteorológicas locales. Este tipo de estimación, teniendo en cuenta condiciones climáticas podría utilizarse para determinar el «punto caliente»

Ejemplos de SPS basados en PMUControl Coordinado de Transformadores Desfasadores (PST) Verbund Australia [11]• Control óptimo de múltiples PST, en la red de 220kV de Verbund, utilizando 

mediciones PMU, con la siguiente prioridad:1) Evitar sobrecargas de los tres corredores2) Redistribuir uniformemente los flujos de potencia ante la ocurrencia de fallas3) Tratar de maximizar los flujos de potencia sin producir sobrecargas

Ejemplos de SPS basados en PMUCálculo de Factores de Distribución a partir de Mediciones [8]• Los factores de distribución son ampliamente utilizados en esquemas de análisis 

de contingencias on‐line y en las lógicas de sistemas SPS. Suelen ser calculados a partir del modelo estático del sistema con simulaciones off‐line.

• En [8] se propone el cálculo de factores de distribución en tiempo real, sin utilizar un modelo estático del sistema, utilizando únicamente mediciones PMU, adaptándose a cambios de punto de operación y topología.

• Cálculo los factores de distribución de inyección a través de estimación por cuadrados mínimos (requiere mediciones fasoriales en todos los nodos)

• y a partir de estos pueden calcularse otros factores de distribución

• Solamente presenta una implementación en un modelo, incluyendo errores de medición, pero no sobre un sistema de potencia real.

Ejemplos de SPS basados en PMU• Efectúa un equivalente OMIB y aplica en 

Criterio de Igualdad de Áreas• Determina P, B, C usando cuadrados mínimos

SPS Taiwan‐ Taipower 345 kV [6]

• No queda claro si los tiempos involucrados son suficientes para poder tomar acciones rápidas y extender esta metodología a otros sistemas

• Necesita al menos 6 mediciones del sistema postfalla (doble de cantidad parámetros) para estimar su característica. Luego tiene que decidir la acción y efectuarla.

Automatismos de DAG en el SADIEn las diferentes áreas del sistema existen SPS basados en eventos, denominados Esquemas de Desconexión Automática de Generación (DAG) cuyo fin es garantizar ante contingencias:• Estabilidad transitoria,• Estabilidad de tensión,• Estabilidad de frecuencia,• Control de sobrecargas. 

Criterio de Diseño y Operación: DAG máxima 1200MW para fallas simples. Este techo determina límites de transmisión por el sistema.

Los principales sistemas son: DAG Comahue, DAG NOA y DAG NEA. El primero trabaja en la región sur, mientras que los otros dos en la región norte. Cada uno de estos sistemas de DAG cubre subestaciones y líneas de transmisión distribuidas en longitudes de más de 1200km.

SPS basado en eventos, cuyas acciones son principalmente la desconexión de generación.

Centro de CargaBuenos Aires

Generación Comahue afectada a la DAG

* Hidráulica 3970 MW * Térmica 1165 MW

1280 Km DAG Comahue

1158 Km DAG GMZ

900 Km DAG NEA

1646 Km DAG NOA

Generación Térmica afectada a la DAG 4923 MW

DAT Ezeiza - Rodríguez

Conversora Garabí

Futura Generación * Térmica 240 MW * Eólica 1625 MW

* Hidráulica 1300 MW

Generación Salto Grande afectada a la DAG 1890 MW

Generación Yacyretá afectada a la DAG 2685 MW

Referencias:NOA: Noroeste Argentino NEA: Noreste Argentino GMZ: Gran Mendoza

Sistemas por Área de los Automatismos de DAG

Inyección de potencia en puntos intermedios de corredores

Recientes cambios en el SADI

Cambios topológicos

• Cambios topológicos con ingreso de NEA‐NOA y Comahue‐Cuyo: cambio de configuración radial a mallada

• Inyección de potencia en puntos intermedios de corredores: pierde característica de demanda en extremo y generación en otro

• Principales problemas ante contingencias pasan a ser control de sobrecargas y estabilidad de tensión (anteriormente estabilidad transitoria y de frecuencia)

Estructura Actual de Automatismos de DAG

Tablas de Volúmenesde DAG detalladas para control de sobrecargas y estabilidad transitoria y 

de frecuencia

Estado de líneas (abierta/cerrada)Flujo de Potencia activa por líneasEstado de generadores (en servicio o no)Potencia generada por generadoresBaja tasa de actualización

Mediciones Programa de Estación Maestra 

Matriz de Disparos

Predispone acciones de desconexión de generación ante la ocurrencia de eventos 

La estructura actual de los automatismos de DAG fue establecida previamente a los cambios topológicos y de configuración del sistema mencionados

Contienen las lógicas que establecen las magnitudes de DAG asociadas a cada evento, en funciónde las mediciones de potencia activas por las líneas. Las lógicas se desarrollan medianteexhaustivas simulaciones fuera de línea sobre limitados casos de diseño, incluyenconfiguraciones N‐3. Entonces, solamente contempla situaciones operativas que hayan sidorepresentadas en una simulación previa.

Se encarga de: • armado de Base de Datos a partir de mediciones• confección de Matriz de Disparos a partir del procesamiento 

de algoritmos de Tablas de Volúmenes de DAG 

Datos PMU

Análisis de Índices de Estabilidad de Tensión  de Largo Plazo yVerificación Sobrecargas

Datos SCADA

Modelo de EstimadorDe Estados

Análisis de Contingencias on‐line: Estabilidad de tensión de corto plazo, Estabilidad transitoria y Control de Sobrecargas

Configuración de Acciones Rápidas

Detección de Evento

Acciones Rápidas

¿Necesidad acciones 

correctivas?

Acciones CorrectivasConfiguración de Acciones Correctivas

(actualización lenta)

(actualización en tiempo real según necesidad actual del sistema)

Estructura Propuesta para Automatismos SPS futuros en el SADI

Temas de Investigación en curso

El trabajo de investigación se centra en estudiar fundamentos, desarrollar nuevos métodos, algoritmos efectivos y técnicas de análisis de cada una de etapas del esquema SPS planteado en la figura anterior. Dentro de los principales aspectos se plantean los siguientes subtemas:

• Estudio de algoritmo adaptativo para control de sobrecargas basándose en mediciones PMU

• Estudio de índices y acciones de control para estabilidad de tensión de largo plazo, basándose en mediciones PMU

• Estudio de índices y acciones de control para estabilidad transitoria y estabilidad de tensión de corto plazo.

Referencias[1] Western Electricity Coordinating Council – Remedial Action Scheme Design Guide, June 6, 2006

[2] S. Han Y. Kwon J. Song B. Ko J. Lee S. Nam T. Kim Y. Ahn J. Shin. PMU Applications in the Korean Power System: Wide‐Area Monitoring And Control (WAMAC) System. Bienal CIGRE Paris 2014.

[3] S. Nam. Voltage Control Schemes to improve Short‐term and Long‐term Voltage Stability in KEPCO system. Bienal CIGRE Paris 2012.

[4] M. Perron, Innovative Wide‐Area and Local Voltage Control of Dynamic Shunt Compensation Devices to Prevent Voltage Collapse, paper B5‐103, Bienal Cigre París 2016.

[5] R. Franco, C. Sena, G. N. Taranto, A. Giusto. Using Synchrophasors for Controlled Islanding—A Prospective Application for the Uruguayan Power System. IEEE Trans on Power Systems 2013

[6] Yi‐Jen Wang, Chih‐Wen Liu, Yuin‐Hong Liu. PMU based special protection scheme: a case study of Taiwan power system. Electrical Power & Energy System 27 215‐223, 2005.

[8] Y. C. Chen, A. D. Dominguez‐Garcia, and P. W. Sauer, Measurement‐based estimation of linear sensitivity distribution factors and applications, IEEE Trans. Power Syst., vol. 29, no. 3, pp. 1372‐1382, May 2014.

[9] Line Thermal Monitoring — Dynamic Rating of Transmission Lines. PS Guard Datasheet ABB 2005

[10] Y. Cong, P. Regulski, P. Wall, M. Osborne, V. Terzija, On the Use of Dynamic Thermal‐Line Ratings for Improving Operational Tripping Schemes, IEEE Trans. Power Delivery, Vol. 31, No.4, August 2016

[11] Joachim Bertsch. Coordination of phase shifting transformers using Wide Area Measurements. Swiss Chapter of IEEE PES 9 November 2006.

Gracias por su atención

pablo.gill.estevez@transener.com.ar