Funcionamento do Processador de Vetores de Sincrofasor (SVP) e SIPS com OOST, Notas de aula de Engenharia Elétrica

Baixe Funcionamento do Processador de Vetores de Sincrofasor (SVP) e SIPS com OOST e outras Notas de aula em PDF para Engenharia Elétrica, somente na Docsity! Rodovia Campinas-Mogi Mirim (SP-340), Km 118,5 - Prédio 11 - CEP 13086-902 - Campinas-SP Tel: (19) 3515-2000 Fax: (19) 3515-2011 home-page: www.selinc.com.br email: atendimento@selinc.com CNPJ: 03.837.858/0001-01 Insc. Estadual: 244.668.694.116 XXI SNPTEE SEMINÁRIO NACIONAL DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA Versão 1.0 23 a 26 de Outubro de 2011 Florianópolis - SC GRUPO GOP GRUPO DE ESTUDO ESTUDOS DE OPERAÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS - GOP APLICAÇÕES AVANÇADAS DE SINCROFASORES EM TEMPO REAL Edmund O. Schweitzer, III David Whitehead Armando Guzman Yanfeng Gong Marcos Donolo Schweitzer Engineering Laboratories, Inc RESUMO Os avanços na tecnologia dos sincrofasores levaram à evolução das aplicações dos mesmos, passando de simples ferramentas de visualização, arquivos de dados e análise pós-eventos para sistemas de controle em tempo real. Esses novos sistemas podem produzir, consumir, alinhar os tempos e processar os dados dos sincrofasores. Um avanço significativo nesta tecnologia consiste no fato de que os resultados do processamento dos sincrofasores são transformados em alarmes ou ações de controle executadas em tempo real. Com esta nova e poderosa tecnologia, aplicações anteriores complexas dos sincrofasores, tais como os esquemas de proteção da integridade do sistema (“system integrity protection schemes” – SIPS) e a avaliação da estabilidade do sistema de potência para extensas áreas geográficas, são mais fáceis de serem implementadas, possuem menos componentes e são mais confiáveis do que as soluções tradicionais. PALAVRAS-CHAVE Sincrofasores, Proteção, Estabilidade 1.0 - INTRODUÇÃO O Processador de Vetores do Sincrofasor (“Synchrophasor Vector Processor’ – SVP) [1] e os relés podem simplificar e melhorar os SIPSs que usam sincrofasores. A Fig. 1 mostra o SIPS da “Bonneville Power Administration” que usa sincrofasores [2]. Este sistema que está sendo avaliado é formado por Unidades de Medição Fasorial (“Phasor Measurement Units” – PMUs), um Concentrador de Dados Fasoriais (“Phasor Data Concentrator” – PDC), um controlador do Sistema de Controle de uma Área Ampla (“Wide-Area Control System” – WACS) e um controlador do Sistema de Proteção de uma Área Ampla (“Wide-Area Protection System” – WAPS). O SVP executa as funções do PDC, WACS e WAPS do sistema mostrado na Fig. 1. Ele recebe os sincrofasores, grandezas analógicas e entradas binárias dos relés remotos, correlaciona os dados recebidos e processa os algoritmos de proteção e controle deterministicamente. Adicionalmente, o SVP usa os protocolos de comunicação GOOSE [3], Fast Message [4] e MIRRORED BITS® [5] para ativar os comandos baseando-se nos dados processados. A Fig. 2 mostra o sistema modificado juntamente com relés que efetuam as medições dos sincrofasores [6]. Os relés recebem comandos do SVP para controlar e proteger o sistema de potência. O sistema global tem menos componentes do que o esquema original, reduzindo o número de pontos de falha. Este artigo mostra como usar os sincrofasores nas aplicações de controle de áreas amplas e na proteção e monitoramento de subestações. A literatura dos sincrofasores convencionais está equivocada em sugerir que essas aplicações estão muitos anos à frente. 2 Fig. 1. Controle WACS/WAPS que usa um PDC e PMUs Fig. 2. O SIPS integrado que usa SVP e relés simplifica as aplicações em áreas amplas 2.0 - FUNCIONALIDADE BÁSICA DO SVP O SVP recebe os sincrofasores e envia comandos para proteção, controle, automação e monitoramento em tempo real. O SVP inclui os seguintes componentes: • Interface de Comunicação • Alinhamento dos Tempos, Cliente e Servidor • Sistema de Tempo de Execução (“Run-Time System” – RTS) 3.0 - DETECÇÃO DE OSCILAÇÕES DE POTÊNCIA PARA EVITAR PERTURBAÇÕES NO SISTEMA Esta seção descreve um SIPS que detecta oscilações de potência e condições de perda de sincronismo e ativa ações corretivas para evitar instabilidade do sistema de potência. O SIPS é formado por dois relés com recursos de controle e medição de sincrofasores e um SVP. Este SIPS é adequado para sistemas de potência formados por duas áreas. 3.1 SIPS para Sistemas de Potência Formados por Duas Áreas Em um sistema de potência formado por duas áreas, o centro elétrico é o ponto que corresponde à metade da impedância total entre as duas fontes [2]. O centro elétrico do sistema pode ser na linha de transmissão ou em qualquer outra parte do sistema que corresponda à metade da impedância total. O SIPS proposto exige que o centro elétrico do sistema esteja entre os relés que coletam as medições dos sincrofasores. Esses relés também incluem recursos de lógicas programáveis para programar saídas e efetuar ações corretivas. A referência [7] descreve um SIPS para abertura por perda de sincronismo que processa 20 mensagens dos sincrofasores por segundo. Uma alternativa ao SIPS apresentado em [7] usa o SVP para coletar os dados dos sincrofasores de dois relés a 60 mensagens por segundo. Neste método, o SVP processa o elemento de Trip por Perda de Sincronismo do SIPS (“Out-Of-Step Tripping” – OOST) e envia comandos de ação corretiva para os relés que estão coletando as medições dos sincrofasores. 3.2 Elemento de Trip por Perda de Sincronismo (OOST) O elemento OOST descrito em [7] usa os sincrofasores da tensão de sequência-positiva, aquisitados pelos relés de dois barramentos do sistema de potência, para calcular a diferença angular entre essas tensões δκ. A variação de δκ em relação ao tempo define a frequência de escorregamento , , e a variação da frequência de escorregamento em relação ao tempo define a aceleração entre as duas áreas. O elemento OOST usa a frequência de escorregamento e a aceleração que o SVP calcula para identificar condições instáveis de operação. Se o ponto de operação permanecer fora da região estável por 150 ms, o elemento OOST é ativado para indicar esta condição de operação inaceitável. 3.3 Implementação do SIPS com OOST Usamos o SVP para implementar o SIPS com OOST. Neste esquema, os relés enviam fasores das tensões do sistema para o SVP. O SVP usa o RTS para executar as lógicas e algoritmos do elemento OOST em tempo real. Após o alinhamento dos tempos, os fasores da tensão de sequência-positiva aquisitados pelos relés são disponibilizados para o RTS. O esquema OOST, mostrado na Fig. 3, inclui os seguintes blocos de funções: • PMCU01: Relé da Área 1. • PMCU02: Relé da Área 2. • Diff: Cálculo da diferença angular. • Slip_Calc: Cálculo da frequência de escorregamento. • Acc_Calc: Cálculo da aceleração. • Out_of_Step_Trip: Lógica e algoritmo da abertura por perda de sincronismo. 5 separações no sistema de potência ou blackouts de grande porte. O método tradicional para evitar uma oscilação entre áreas envolve a análise modal dos resultados das simulações dinâmicas do sistema de potência no estágio de planejamento. A imprecisão do modelo dinâmico do sistema de potência e o número de contingências de condições de operação disponíveis para efetuar esta análise limitam este método tradicional. 4.2 Exemplo de SIPS Baseado em MA Usamos um RTDS para simular as dinâmicas do sistema de potência. Dois relés medem as correntes e tensões em tempo real em ambos os lados da interligação. Os relés enviam as medições dos sincrofasores (tensão e corrente) para o SVP via Ethernet a uma taxa de 30 mensagens por segundo de acordo com o protocolo IEEE C37.118 [12]. O SVP alinha internamente as medições dos sincrofasores dos relés em função das estampas de tempo das medições, calcula a medição da potência ativa de cada relé e, em seguida, introduz essas medições da potência ativa nos dois blocos independentes da função MA. Os blocos da função MA acomodam diversas taxas de transmissão de mensagens dos sincrofasores. Se a taxa das mensagens de entrada do sincrofasor exceder o ajuste da taxa de dados de MA, o bloco da função MA reduz a taxa de amostragem (“downsample”) das medições antes do cálculo da análise modal. O número de amostras de dados de MA equivale à taxa de dados multiplicada pela janela de observação. O ajuste da janela de escorregamento especifica o número de novas amostras necessárias para cada intervalo de processamento de MA. O bloco da função MA calcula os modos de oscilação a cada dois segundos (janela de observação multiplicada pela janela de escorregamento e então dividida por 100). Sob condições de regime, a Área 1 exporta cerca de 425 MW para a Área 2 através das linhas de transmissão de interligação. A redução da saída de potência ativa do Gerador 1 de 708 MW para 705 MW provoca a oscilação crescente. Sem qualquer ação corretiva, o sistema vai eventualmente entrar em colapso. Para manter a estabilidade do sistema de potência, o SIPS, que foi implementado para este teste para o propósito de demonstração, liga os estabilizadores do sistema de potência do Gerador 1 e Gerador 3. Vinte segundos após o esquema ter ativado o sinal de alarme, o SVP envia automaticamente um comando de ação corretiva através dos relés para o RTDS para ligar os estabilizadores do sistema de potência. Com os estabilizadores ligados, o sistema retorna às condições estáveis de operação aproximadamente 20 segundos após a ação corretiva. 5.0 - PROTEÇÃO DIFERENCIAL DE BARRAS DISTRIBUÍDA 5.1 Exemplo de Aplicação da Proteção Diferencial de Barras Para medir o tempo total de eliminação da falta do BDPS para faltas internas e a segurança para faltas externas, modelamos as faltas F1 interna e F2 externa em uma subestação com barramento duplo e barramento de transferência, conforme ilustrado pela Fig. 14. Relay 2 Relay 3 Relay 4 Relay 5 Relay 1 Fig. 14. Proteção de barras distribuída para barramento duplo e barramento de transferência com múltiplos terminais Na nossa configuração de testes, o RTDS gera os sinais de corrente, emula o comportamento dos TCs e rastreia o estado dos disjuntores e chaves seccionadoras. O simulador alimenta as correntes dos terminais monitorados através de uma interface para testes com níveis baixos de tensão. As saídas de controle do simulador são conectadas às entradas do relé para fornecer o estado dos disjuntores e chaves seccionadoras. 6 Quando o SVP detecta uma falta na barra, ele envia uma mensagem GOOSE para o relé de trip. O relé então envia sinais de trip para os disjuntores correspondentes, dentro do simulador, para eliminar a falta. Antes de eliminar a falta, o simulador introduz um retardo de 33 ms para emular o tempo de operação do disjuntor. O oscilograma da Fig. 15 mostra as correntes de cada um dos terminais de barra para a falta interna F1. Os disjuntores dos Terminais 1, 2, 3 e 4 eliminam a falta dois ciclos após terem recebido o comando de trip. Neste caso, o tempo de operação total é menor do que 85 ms. O oscilograma da Fig. 16 mostra as correntes dos Terminais 1, 2, 3 e 4 para a falta F2. A falta F2 é no Terminal 4, fora da zona de proteção do diferencial. A corrente de falta provoca a saturação do TC do Terminal 4, porém isso não causa a operação incorreta do esquema diferencial. Observe que o SVP não ativa o comando de trip para os relés. Fig. 15. O sistema de proteção diferencial de barras distribuída elimina uma falta interna à barra em menos de 85 ms Fig. 16. O sistema de proteção diferencial de barras distribuída não opera para uma falta externa com saturação do transformador de corrente 6.0 - IDENTIFICAÇÃO DE ERROS DE MEDIÇÃO E SUPERVISÃO DA MEDIÇÃO O CP verifica automaticamente a Lei das Correntes de Kirchhoff (“Kirchhoff’s Current Law” – KCL) e refina as medições das correntes. O SVP pode também usar os sincrofasores de subestações adjacentes para supervisionar medições de tensão de localidades remotas. 6.1 Verificação da KCL O processador de correntes computa a soma das correntes (KCL) que chegam a cada grupo de nós de correntes numa base por fase. Quando todas as correntes que chegam a um grupo de nós estiverem disponíveis para verificação da KCL, o CP compara a soma das correntes com o limite de KCL fornecido pelo usuário, KCL_thre. Se a magnitude da soma das medições for menor do que o limite de KCL fornecido pelo usuário, o CP ajusta o indicador KCL_OK para todas as correntes de fase envolvidas e refina os valores de medição. Caso contrário, pelo menos uma das medições é ruim e não ocorre nenhum refinamento. Considere a Fig. 17, onde A1, A2 e A3 são as medições das correntes da fase A nos três ramais que chegam ao Nó 1. Fig. 17. Medições de corrente para refinamento das medições das correntes A equação (9) apresenta a condição de soma para nosso exemplo. Para refinar essas medições, encontramos Î1, Î2 e Î3 através da minimização do erro global, ε, que (10) define. As correntes Î1, Î2 e Î3 são as medições das correntes refinadas. 7 (9) (10) 6.2 Refinamento das Medições das Correntes Para obter a solução do problema de minimização em (10), reescrevemos (10) na forma matricial. Portanto, o problema passa a ser encontrar valores para Î1, Î2 e Î3 que minimizem (11). (11) Usando a pseudo-inversa [14] [15] da matriz, podemos derivar as estimativas de corrente para Î1, Î2 e Î3 a partir de (12). (12) A equação (13) é uma maneira alternativa, na forma algébrica, para derivar as estimativas das correntes. (13) onde: n é o número de correntes que alcançam o nó. Ai é a medição de corrente do ramal i. Îi é a estimativa de medição de corrente do ramal i. 6.3 Supervisão da Medição Remota O SVP pode reunir e processar os dados de diferentes subestações; logo, ele pode supervisionar as medições locais e remotas redundantes. O SVP usa a tensão de barra local, a impedância da linha de transmissão entre os barramentos local e remoto e a corrente da linha de transmissão entre esses barramentos para supervisionar a medição da tensão remota. A Fig. 18 mostra os principais componentes desse esquema de supervisão de tensão. O Relé 1 e o Relé 2 reúnem os dados das subestações local e remota. O Relé 1 envia a tensão local VL_Meas e a corrente da linha de transmissão IL_Meas para o SVP. O Relé 2 envia a tensão remota VR_Meas para o SVP. O SVP também requer os parâmetros da linha de transmissão para calcular a tensão remota. Usamos o modelo pi para representar a linha de transmissão. VL_Med Parâmetros da Linha IL_Med VR_Med Relay 1Relay 1 Relay 2 WAN Fig. 18. Esquema para supervisão das medições da tensão remota Usamos (14) para expressar a tensão remota em termos da corrente e tensão local. (14) onde: