UNIVERSIDAD TÉCNICA ESTATAL DE QUEVEDO FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
LINEAS DE DISTRIBUCION
TEMA: Detección de ubicación de fallas en líneas de transmisión con tomas "
“
RESPONSABLE: RODRÍGUEZ RAMÍREZ MERCEDES
CURSO: 8vo° SEMESTRE DE INGENIERIA EN ELÉCTRICIDAD
DOCENTE: CRISTIAN GUAMAN SANCHEZ
QUEVEDO-LOS RÍOS-ECUADOR
DETECCIÓN DE UBICACIÓN DE FALLAS EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN CON TOMAS
RESUMEN
Localización de fallas en una línea de transmisión con múltiples derivaciones de línea y luego aislamiento de la sección afectada de la línea de transmisión, para reducir el tiempo de interrupción, es un desafío significativo para los operadores de energía redes de transmisión. Esto contrasta con los circuitos de distribución donde los indicadores de circuito con fallas en radial las líneas se han utilizado efectivamente para localizar fallas que permiten el sistema automatizado (SMART GRID) seccionando y proporcionando una reducción en SAIDI ( Índice de Índice de Impedancia de Interrupción del Sistema), minutos. Soluciones actuales que se aplican para la ubicación y aislamiento de líneas de transmisión con fallas incluye la construcción de subestaciones adicionales en o cerca de los puntos de derivación críticos, la utilización de relés de distancia y algoritmos complejos y múltiples esquemas de reconexión. Cada una de estas soluciones tiene potencial inconvenientes, ya que pueden ser muy costosos, carecen de precisión o pueden acortar la vida del capital equipo. La solución descrita elimina la necesidad de agregar subestaciones, aumenta la precisión de la falla ubicación, y no afecta la vida de los activos de capital existentes, mientras que al mismo tiempo proporciona nivel mejorado de confiabilidad Este enfoque, llamado SMART TAP TM , utiliza un peso ligero sin contacto TC o sensores de medición de corriente, con inteligencia direccional de fallas, montados en la desconexión interruptores. SMART TAP TM identificará la ubicación y aislar las fallas, reduciendo la duración de la interrupción. Al ubicar y aislar la falla, la compañía de transmisión puede reducir el tiempo de inactividad del cliente y la primera vez tiene un sistema que permite mostrar una mejora en los minutos de SAIDI para el sistema de transmisión.
INTRODUCCIÓN
La energía eléctrica hoy en día es una de las principales y más importantes fuentes de energía, muchas de nuestras actividades diarias no se llevarían a cabo sin este tipo de energía, el constante aumento en la población y la industrialización han hecho que la demanda de energía aumente considerablemente por lo que se tiene que satisfacer los requerimientos de energía, lo que ha ocasionado un crecimiento en el sistema eléctrico. El sistema de distribución de energía eléctrica, comienza desde el punto de generación hasta el punto de consumo que puede ser del tipo industrial, residencial o comercial, por lo general el punto de generación está alejado de las zonas de consumo por lo que se tiene que transmitir la energía por grandes distancias; esto trae como consecuencia que se incrementen los niveles de tensión para disminuir las pérdidas en las líneas de transmisión; las grandes distancias recorridas por las líneas y las condiciones de las áreas por donde pasan las hacen susceptibles a fallas, el suministro de energía eléctrica debe ser constante y de calidad por lo que requiere de seguridad durante todo su proceso por lo que es muy importante tener un sistema de protección confiable. Al ocurrir una falla en una línea de transmisión los sistemas de protección deben operar de manera rápida para liberar la línea que está en condición de falla y evitar así severos danos a los equipos o personal de campo. Una vez que línea es liberada, es de suma importancia conocer el punto donde ocurrió la falla para enviar a personal a su reparación, los encargados de localizar este punto son dispositivos llamados localizadores de falla por medio de algoritmos de localización estos deben de determinar de forma precisa el punto de donde ocurrió la falla, esto es de suma importancia, ya que de ello depende el tiempo de reparación por parte del personal de mantenimiento, si la ubicación de la falla no es bien estimada esto se reflejara en un tiempo mayor en que la línea este fuera de servicio debido a que las patrullas deberán de inspeccionar una mayor distancia de la longitud de la línea, esto es crıtico cuando la línea está ubicada en terreno de difícil acceso (ríos, montañas, pantanos, etc.) donde no se puede inspeccionar de forma terrestre por lo que se necesita inspección aérea. Las líneas de transmisión generalmente transfieren una potencia considerable a los centros de consumo, por lo que al estar fuera de servicio la potencia que suministraba la línea tiene que ser abastecida por alguna otra línea más cercana, esta línea que abastece adicionalmente la potencia de la línea fuera de servicio, podría llegar a la sobrecarga trayendo consigo el disparo de las protecciones provocando un disparo de las líneas en cascada afectando la estabilidad del sistema pudiéndolo llevar al colapso. Estos factores afectarían la continuidad del servicio y por lo tanto la confiabilidad del mismo por parte de la compañía suministradora. El contar con algoritmos de localización de fallas confiables permitirá ubicar el lugar donde ocurrió la falla en el menor tiempo posible, reduciendo el tiempo en el que la línea se encuentre fuera de servicio
PALABRAS CLAVE CMD ™ II, Detección de fallas, CT sin contacto, SAIDI, SCADA, RTU, Smart Grid, Smart Tap ™, Líneas de transmisión golpeadas, Confiabilidad de transmisión
EL PROBLEMA
Es bastante común que las redes de servicios tengan líneas de transmisión con uno o más toques en ellas entre subestaciones. En un mundo ideal, habría una subestación con protección y aislamiento dispositivos en cada toque. Desafortunadamente, el costo de ubicar y construir una nueva subestación es prohibitivo y en algunos casos, no se puede obtener el derecho de paso para construir la subestación. Como resultado, la mayoría de las transmisiones las líneas se han construido con múltiples tomas que pueden tener o no un interruptor de desconexión para el aislamiento. En nuestro entorno actual, la fiabilidad y la continuidad del servicio se han vuelto extremadamente importantes para clientes. Este rendimiento de confiabilidad es rastreado por los minutos de SAIDI. Mientras fallas en la transmisión sistema solo contribuye con aproximadamente el 15% de estos minutos, cuando lo hacen, los números aumentan rápidamente como muchos clientes están conectados a estos grifos. Cuando ocurre una falla, estos clientes están desconectados de la red y puede estar sin energía durante largos períodos de tiempo mientras se está produciendo la falla corregida. 2. SOLUCIONES TRADICIONALES
Existen dos soluciones tradicionales para encontrar fallas en estas líneas de transmisión múltiples. Uno utiliza relés de distancia y algoritmos complejos [1, 2, 3, 4] y el otro usa múltiples operaciones de reenganche en líneas que se cierran en fallas para ubicar su ubicación precisa. Ambos enfoques funcionan en el ideal caso, pero su complejidad aumenta exponencialmente [7,8,9,10,11] como el número de toques en un circuito aumenta Los relés de distancia de línea convencionales [5,6] han tenido problemas con la complejidad de este problema ya que la subalcance de retransmisión y la sobrereacción combinadas con múltiples puntos de falla posibles desafían al fiabilidad y precisión de este enfoque que a menudo requiere confirmación visual de la ubicación de la falla antes del aislamiento. Soluciones complejas con múltiples operaciones de reenganche y sincronización precisa utilizada en la conjunción con interruptores para captar circuitos puede ser problemática y acortar la vida del capital equipos, ya que requieren el cierre en fallas varias veces para localizar la falla a través de un pre planeado solución de prueba y error. Muchas empresas encuentran que estos métodos de localización de fallas para múltiples líneas de derivación son no funciona eficientemente y produce interrupciones prolongadas para aislar y corregir la falla. Esta contribuye a una imagen de baja confiabilidad y un alto número de SAIDI.
3. UNA NUEVA SOLUCIÓN
La aplicación de sensores de corriente en tiempo real, livianos y sin contacto a los interruptores de desconexión existentes en la red de transmisión puede identificar el segmento de línea con fallas en tiempo real. Algoritmos inteligentes en el sistema de control aislará estas fallas sin la necesidad de operaciones de cierre de falla de prueba y error para probar la línea. Este enfoque, denominado SMART TAP TM , también elimina el problema de los relés de distancia confundirse con la impedancia de línea cambiante que ocurre en los puntos de tap. Una vez que el SCADA / EMS el operador del sistema determina que el circuito de falla no se restaura por sí mismo, el enfoque aislará y Restaure la energía a los segmentos de línea desenergizados sin fallas y aísle los segmentos de línea con falla de la red. Se puede generar un plan de conmutación para proporcionar al operador los pasos de conmutación adecuados para aislar la sección con falla. Si se desea, se podría implementar un esquema de aislamiento completamente automático. Esto sería automáticamente identificar la ubicación de la falla y reconfigurar los interruptores de desconexión para aislar la falla y reactivar secciones sin fallas. La principal ventaja de este enfoque es que aumentar el número de tomas de línea no hace que el problema más difícil de resolver (no hay algoritmos complejos para modificar). Este enfoque también lo hace fácil de aplicar a los interruptores de desconexión existentes en los derechos de paso existentes. El resultado es muy económico forma de reducir los minutos de SAIDI 4. DETALLES DE IMPLEMETACIÓN
SSI Power llama a esta aplicación "SMART TAP ™". El objetivo de este sistema es mejorar la
SAIDI minutos y fiabilidad del sistema en redes de transmisión con grifos. El siguiente diagrama (Fig. 1) mes un ejemplo de una red de líneas de transmisión intervenidas. La estación de conmutación para el grifo puede estar en una subestación o en cualquier lugar a lo largo de la línea de transmisión
Figura 1: Ejemplo de red en estado energizado
Esta red local tiene dos puntos de suministro a través de CB1 y CB2. Hay dos puntos de conmutación para un línea de transmisión toque. En este ejemplo, cada punto de conmutación está configurado para conmutación de tres vías. Las configuraciones que son más complejas se pueden implementar utilizando los mismos principios. Cada uno es también equipado con un dispositivo de medición de corriente sin contacto ligero para medir la corriente y la falla condiciones si ocurren. Actualmente (sistemas sin el dispositivo de medición actual) cuando ocurre una falla en uno de estos roscados líneas, no se puede determinar inmediatamente qué parte de la red experimentó la falla. Los enfoque a la ubicación de la falla es con frecuencia un método de prueba y error de abrir uno de los interruptores en el estación y volver a cerrar el interruptor. Si se abrió el interruptor apropiado, el interruptor se mantiene y la falla es aislada. Si se abre el interruptor incorrecto, el interruptor se dispara nuevamente. En este punto, el operador sabe la falla está en una de las otras dos secciones posibles. Se hace un segundo intento. Si este aísla la falla, el interruptor se mantiene y la falla se borra. Si no, se requiere un tercer intento. El objetivo de la solución de detección y aislamiento de fallas es proporcionar al operador información sobre qué sección tiene una falla e información sobre qué interruptor abrir para aislar la falla la primera vez. Esta solución se implementa en el punto de conmutación para proporcionar inteligencia al SCADA / EMS operador para evitar la necesidad de conectar y desconectar seccionando el interruptor de reconexión para ubicar el fallo identificando la ubicación de la falla y recomendando la operación apropiada del interruptor. 5. SENSOR DE CORRIENTE SIN CONTACTO
Un dispositivo sensor de corriente ligero es una parte importante de la solución. Transmisión a menudo golpeada las líneas se conectan a través de interruptores de desconexión o interruptores de carga instalados en un poste o torre. Polo el montaje de TC convencionales no es práctico y los CT tradicionales montados en tierra serían muy costoso de instalar y lo más probable es que requiera un derecho de paso adicional y un tipo de subestación de instalación. Los TC sin contacto se pueden montar en la misma estructura que el interruptor y no requieren montaje en el suelo adicional del equipo. SSI Power ofrece el CMD ™ II con detección de fallas y detección de dirección para satisfacer esta necesidad (ver foto y descripción a continuación).
El CMD ™ II mide la corriente en sistemas de alto voltaje con huella cero, sin aislamiento
sólido a suelo y sin pilas. Utiliza la tecnología de comunicación de 5,8 GHz para transferir datos de forma segura y confiablemente desde el sistema de alto voltaje al potencial de tierra en tiempo real. El diseño compacto permite aplicaciones de medición actuales en ubicaciones que anteriormente eran prohibitivas debido al espacio y restricciones económicas. El CMD ™ II usa un sistema de comunicación de retro dispersión para comunicar la corriente en
tiempo real mediciones. Los bajos requisitos de energía para la transmisión de datos de retrodispersión permiten montar la línea sensor de corriente para operar sin una fuente de poder montada en línea. No hay pilas ni paneles solares para mantener el potencial de línea en el sistema de alto voltaje. Los sensores montados en línea pueden cosechar la energía necesaria para la electrónica del sensor de corriente montado en línea por inducción desde la línea. La electrónica basada en tierra proporciona la indicación de falla y la inteligencia de dirección. Las condiciones para la identificación de una falla se puede programar remotamente en la unidad con diferentes configuraciones de tiempo actuales paradeterminación de las condiciones de falla. Una salida que indica la dirección de la falla también está disponible para el Sistema SCADA / EMS o el sistema inteligente de aislamiento de fallas. Esta unidad también proporciona RTU estándar interfaces con el interruptor y la red de comunicaciones. 6. EJEMPLO DE OPERACIÓN
El principio de operación se ilustra a continuación. Al detectar la dirección de falla en el CMD ™ II, y Combinando lógicamente los resultados, la ubicación de la falla puede determinarse
específicamente. La Figura 1 anterior, ilustra la red en el estado energizado normal. Cuando ocurre una falla en cualquier lugar la red, los interruptores, CB1 y CB2 se dispararán y toda la red se desactivará como en la Figura 2
Figura 2: Caso A → Falla entre SP1 y SP2
En este caso, las flechas de detección de la dirección de falla medidas por el TC sin contacto están apuntando hacia un punto entre SP1 y SP2. Con los datos de falla, el operador puede abrir SW2 y SW4; recierre CB1 y CB2. Estas acciones de conmutación vuelven a energizar los circuitos como se muestra a continuación en la Figura 3
Figura 3: Caso A → Falla entre SP1 y SP2, Servicio restaurado para cargar Puntos 1, 2 y 4
Esto reduce significativamente el tiempo de interrupción y, como resultado, los minutos de SAIDI para Load Point 1, 2 y 4 y todo el sistema El punto de carga 3 permanece fuera de servicio hasta que se localiza y borra la falla. Si el El sistema está configurado para operar automáticamente, es posible evitar los minutos de SAIDI por completo Puntos 1, 2 y 4, ya que la energía se restablecería en menos de 5 minutos (tiempo de activación para comenzar a registrar los minutos de SAIDI). Un segundo caso, el Caso B, se muestra a continuación en la Figura 4. En este caso, las flechas de falla apuntan hacia CB1. El operador abre SW1 y vuelve a cerrar CB2. En este caso, los puntos de carga 2, 3 y 4 vuelven a estar en línea. Carga El punto 1 está fuera de servicio hasta que se localice y repare la falla.
Figura 4: caso B → falla entre CB1 y SP1, servicio restaurado para cargar los puntos 2, 3 y 4
En el Caso C, como se muestra a continuación, la falla está en el Tap 1. En este caso, los Puntos de Carga 1, 3 y 4 son rápidamente restaurado al servicio. El punto de carga 2 estará fuera hasta que se localice la falla y se borre para reanudar el servicio
Figura 5: Caso C → Error en Tap1, Servicio restaurado en Load Points 1, 3 y 4
En todos estos casos, los minutos de SAIDI se reducen o se evitan significativamente restaurando rápidamente la falla sin cierres innecesarios en una falla para encontrarlo. Otro aspecto es la seguridad, ya que después del cierre, hay no volver a cerrar en una línea con falla, lo que podría crear peligros desconocidos con una línea descendente. Para ayudar al operador, se puede configurar una secuencia de comandos simple en el sistema SCADA / EMS para describir el mesa de la verdad. Un ejemplo de la tabla de verdad configurada a continuación
Tabla 1: Tabla de verdad de la dirección de fallas
7. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA
El siguiente diagrama de bloques describe la operación del sistema.
Figura 6: diagrama de bloque del sistema
La unidad de recepción basada en tierra para las interfaces de TC sin contacto con una Unidad de detección de fallas (FDU).Esta unidad detecta la magnitud de la falla y la dirección de la falla. La FDU detecta y mide la magnitud y la dirección de la falla. La FDU también procesa la corriente señales de forma de onda generadas por el CT, mide los voltajes de línea de un PT, calcula el RMS y el promedio valores, ángulo de fase entre voltaje y corriente. A través de una interfaz de comunicaciones, la FDU proporciona esta información al SCADA / EMS. Se conectará a cualquier medio de comunicación, incluyendo fibra óptica y radio. La FDU tiene entradas CC analógicas y binarias locales, así como control y capacidad de salida del punto de ajuste analógico. Este sistema puede proporcionar información al operador del sistema para tomar el aclarado correctivo de fallas acción, o puede borrar automáticamente la falla en función de la lógica local. El siguiente diagrama de bloques ilustra estas dos opciones. En ambos casos, las acciones de conmutación resultantes son monitoreadas por Sistema SCADA.
Figura 7: Secuencia lógica: conmutación local y centralizada Si se utiliza el control centralizado, la dirección de la falla se informa al SCADA / EMS y la conmutación las recomendaciones se crean a través de scripts en el sistema SCADA. Si se usa la opción local, el la apertura de los interruptores para aislar la falla es automática y las operaciones de conmutación resultantes informado al sistema SCADA. Violaciones del límite del sistema causadas por las acciones de cambio se resuelven por el EMS. 8. EJEMPLOS DE INSTALACIÓN DE CAMPO
La principal ventaja de esta solución es la facilidad de montaje en el campo y la actualización de conmutadores existentes con la inteligencia para realizar la función de detección y aislamiento de fallas. Desde un CT sin contacto no requiere una base separada para el montaje y es liviana, se pueden montar a casi cualquier configuración del interruptor que se puede encontrar. A continuación se muestran algunas fotos de instalación de TC sin contacto utilizando el SSI Power CMD ™ II.
La unidad de etiqueta está montada en el bus de alto voltaje y está aislada de la tierra. No tiene batería o elementos supercondensadores y no requiere mantenimiento. La unidad transmisora y receptora basada en tierra está montado en el marco del interruptor debajo de la Unidad de Etiquetas. Está alimentado por la misma potencia de 24 voltios suministro utilizado para el operador de interruptor y RTU
Figura 8: Ejemplos de instalación
A partir de estas fotos, se puede ver que la instalación del CMD ™ II se puede realizar sin
cualquier equipo montado en tierra en el interruptor mismo. Este es un método práctico para agregar inteligencia a el interruptor. 9. CONCLUSIONES
Sensores de corriente sin contacto recientemente desarrollados, como el CMD ™ II, que
brindan tiempo real información actual, han abierto la puerta a la implementación de localización de fallas más confiable y soluciones de aislamiento para sistemas de líneas de transmisión. La solución de detección de dirección de fallas SMART TAP TM , utilizando sensores de corriente de línea distribuidos e inteligencia, permite la implementación de una manera revolucionaria mejorar dramáticamente la confiabilidad del sistema en líneas de transmisión con múltiples toques. Esta solución es la primero para proporcionar un método confiable para reducir los minutos de SAIDI en un sistema de línea de transmisión.
BIBLIOGRAFÍA
[1]Sukumar M. Brahma, "Esquema de localización de fallas para una línea de transmisión con múltiples terminales usando Mediciones de tensión sincronizadas ", IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 20, No. 2,Abril de 2005, pp. 1325. [2]Ying-Hong Lin, Chih-Wen Liu, Joe-Air Jiang, Jun-Zhe Yang, "Un localizador adaptativo de fallas para Líneas de transmisión atrapadas con una fuente de generación: uso de voltaje sincronizado y Actual Fasadores ", Power Engineering Society Summer Meeting, 2000, IEEE. Vol. 3, julio 2000, pp. 1379-1383 [3]M. Abe, T. Emura, N. Otsuzuki y M. Takeuchi, "Desarrollo de una nueva ubicación de falla" sistema para líneas de transmisión individuales de múltiples terminales, "IEEE Trans. Power Del., Vol. 10, No. 1, pp. 159-168, enero de 1995. [4] T. Nagasawa, M. Abe, N. Otsuzuki, T. Emura, Y. Jikihara y M. Takeuchi, "Desarrollo de un nuevo algoritmo de localización de fallas para dos líneas de transmisión paralelas de dos terminales, "IEEE Trans. Power Del., Vol. 7, No.3, pp. 1516-1992. [5] M. Sachdev y R. Agarwal, "Una técnica para estimar la ubicación de falla de línea de transmisión desde medición del relé de impedancia digital "IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.3, No.1,Enero de 1988, pp. 121-129. [6] DJ Lawrence, L. Cabeza y L, Hochberg, "Desarrollo de una transmisión avanzada Sistema de localización de fallas de línea Parte II - Desarrollo de algoritmos y simulación, "IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.7, No.4, octubre de 1992, pp. 1972-1983. [7] AA Girgis, DG Hart y W. Peterson, "Una nueva técnica de localización de fallas para dos y tres líneas terminales ", IEEE Transaction on Power Delivery, Vol.1, No.1, enero de 1992, págs. 98-107 [8] TT Takagi, et al, "Desarrollo de un nuevo localizador de fallas utilizando el voltaje de un solo terminal y Datos actuales, "Transacción IEEE en PAS, vol. PAS-101, No. 8, agosto de 1982, págs. 2892-2898 [9] JVH Sanderson, RGR Santana y B. Al-Fakri, "Comparación direccional mejorada basada algoritmo para la protección de líneas de transmisión de múltiples terminales, "en Proc. 5 th Int. Conf. Desarrollos en Power System Protection, Vo.368, 1993, pp.153-156.
[10] A. Girgis, D. Hart y W. Perterson, "Una nueva técnica de localización de fallas para dos y tres- líneas de terminales, "IEEE Trans. Power Del., Vol.7, No.1, pp. 98 - 107, enero de 1992. [11] J. Minambres, I. Zamora, A. Mazon, M. Zorrozua y R. Alvarez-Isasi, "Nueva técnica, basado en voltajes, para ubicación de fallas en líneas de transmisión de tres terminales, "Energía Eléctrica Sistemas. Res., Vol.37-2, pp. 143-151, mayo de 1996
