Diagnóstico de Fallas en Sistemas Eléctricos de Potencia Pedro Domínguez Rodríguez, Tuxtla Gutiérrez, Chiapas [email protected] 1. Introducción 1.1 Antecedentes El diagnóstico de fallas en las redes de distribución es de importancia, incluso en las redes de media tensión. Del mismo modo, la identificación y localización de tales eventos es un importante factor para la calidad del servicio. Para el diagnostico de fallas se emplean algoritmos que consisten principalmente en el cómputo de la impedancia de la línea de falla, basado en el voltaje y la corriente registrado directamente en el alimentador primario. Los algoritmos no son aplicables a redes de distribución debido a que estas presentan topologías complejas. En la cual, la distancia asociada con la impedancia estimada, coinciden con diferentes puntos de un sistema ramificado. Dichos factores han elevado la complejidad de la tarea de controlar y operar los sistemas eléctricos de potencia. Por lo cual ha surgido la necesidad del uso de herramientas computacionales avanzadas en los centros de control de energía. Las fallas del equipo eléctrico causan salidas intolerables, por lo que deben tener posibilidades adicionales para disminuir el daño al equipo y las interrupciones del servicio cuando ocurren las fallas. El diseño moderno de sistemas de potencia contempla disminuir la probabilidad de fallas, reduciendo así la posibilidad de daños al servicio y equipos. Al ocurrir algún disturbio dentro del sistema de potencia el análisis de operación de los esquemas de protección se realiza en dos etapas. Primero por los operadores en el CCE al momento de ocurrir el disturbio para interpretar la situación. Segundo, ya sea por el mismo operador o personal del área de protecciones, para verificar el funcionamiento de dichos esquemas de protección durante el disturbio. Otro problema es la señalización de protecciones en los centros de control. Es común que solamente las protecciones de los elementos importantes del sistema de potencia sean recopiladas por los sistemas de adquisición de datos. Debido principalmente a la falta de disponibilidad de puntos de unidades terminales remotas UTR. 1.2 Estado del arte Mora Barrera, Universidad Nacional de Venezuela, Venezuela, Realizó un estudio que se centra en índices de calidad como el SAIFI y SAIDI, hace uso de descriptores junto con lógica Fuzzy y métodos basados en la impedancia para la localización de la falla. Cada descriptor describe características de voltaje y corriente de un objeto x. Se utiliza un algoritmo de aprendizaje para el análisis de datos multivariable [1]. LEE S, University of California, Usa, Desarrollo una investigación del uso de fenómeno de ondas viajeras en líneas de transmisión para la localización de la falla, mediante la utilización del método Prony, lo que permite analizar las señales de voltaje y corriente de uno de los extremos y la extracción de información modal a utilizar como entrada a la red neuronal [2]. Popovic A, University Technology of Beijín, China, Desarrollo análisis de las técnicas propuestas para la localización de fallas que hacen uso únicamente de la información de uno de los extremos de la línea en falla. Y plantea un algoritmo que permite compensar la deficiencia de información relevante impedancia de falla y corriente del otro extremo [3]. David A, Universidad de Valencia, España, Realizó una investigación hace uso de las redes neuronales para la localización de fallas en líneas de transmisión. Teniendo en cuenta la información de cada uno de los extremos de esta, con lo cual se entrena la red neuronal desde cada extremo. Tomando datos hasta el 60% de la longitud de la línea [4]. Castelli Marcelo, Universidad de Montevideo, realizó la metodología de monitoreo, detección y diagnóstico de fallos en motores asíncronos. El desarrollo del dispositivo se basa en el MCSA, Motor Current Signature Analysis. El método consiste en el análisis del espectro de frecuencia de la señal de corriente estatorica de detectar armónicos característicos de cada clase de defecto.los cuales son de rotura de barras, cortocircuitos en los bobinados y rotura de rodamientos. [5] 1.3 Justificación Este Proyecto es importante porque con esto se logra diagnosticar fallas en los equipos eléctricos de potencia, y así también evitarse daños severos en los equipos de potencia, al igual se ahorraría la empresa gastos de dispositivos de potencia y lo importante que es el usuario que no le cause molestias con apagones que son evitados con este método. 1.4 Objetivo Diseñar e implementar un sistema que diagnostique las fallas en los sistemas eléctricos de potencia tales como la estimación de los posibles lugares de falla dentro del área o áreas de desconexión de la red, al igual que la aplicación de índices de posibilidad a partir de estado de interruptores, y también la designación de niveles de certidumbre de ubicación de falla en relevadores y análisis de información difusa para determinar los elementos con mayor posibilidad de localización de falla. 1.5 Metodología S.E.P Interruptor LT73010 Interruptor LT73030 Interruptor Transformador de potencia 1 Trasformador de baja voltaje Transformador de potencia 2 Relevador diferencial Arduino PC Fig.1.1 Diagrama a bloques del hardware. . LT-73010 En la primera etapa se tiene al sistema eléctrico de potencia de allí tomaremos los voltajes para el diagnóstico de fallas. En la segunda etapa, es los interruptores operados, así como las zonas de desconexión generadas por la operación de protecciones. El proceso de detección de trayectorias para el elemento LT-73000 a través de los interruptores del sistema. Se identifican 2 posibles trayectorias de aportación de corriente del sistema hacia el elemento LT-73000.Por ejemplo, la trayectoria número uno inicia en el interruptor primario AAA73000 del elemento LT-73000.La trayectoria definida por la topología de la red, el interruptor AAA73010 clasificado como interruptor de respaldo local. La línea LT-73010, y el interruptor CCC73010 Clasificado como interruptor de respaldo remoto. Cada trayectoria es construida en forma similar para cada uno de los elementos del sistema. En la tercera etapa, va un transformador de bajo voltaje para que a si al conectarse al arduino por medio de un relevador diferencial e s t o l e a los datos del arduino y mandarlo al pc. Base de datos del S.E.P. (PC) Reporte de cambios en interruptores y cuchillas (Sin falla) Lógica de construcción de Trayectorias Información por elementos de la S.E.P Trayectorias eléctricas, Grupo de Interruptores, Zonas de protección de interruptores. Fig.1.2 Diagrama a bloques del software. En la figura 1.2 se observa el proceso del proyecto por etapas. En la primer bloque, se tiene la base de datos creada por el “Identificador de Trayectorias” opera de forma dinámica con los cambios de estado comandados (sin falla) de interruptores y cuchillas reportados por el sistema de adquisición de datos de la red, que representan cambios en la topología del sistema; de esta forma se tiene el estado real de la red previo a un disturbio. En la segundo bloque, se tiene el reporte de cambios de cuchillas he interruptores que sirve como datos para la base de datos. En la tercer bloque, tenemos al Identificador de trayectorias que utiliza información de la base de datos del sistema referente a la conectividad del red, además de la información reportada por el sistema de adquisición de datos de la red sobre. Estado de interruptores, estado de las cuchillas de enlace y estado de los elementos del sistema de potencia para construir una base de datos con la información de todos los elementos del sistema. Con sus posibles trayectorias eléctricas de aportación, localizando y clasificando en estas los interruptores que protegen bajo esquema primario, de respaldo. Respaldo local o respaldo remoto a los elementos de la red. Para simplificación del proceso se toma las siguientes consideraciones: se eliminan las trayectorias con cuchillas en estado abierto, las cuchillas en estado cerrado se omiten. De esta forma se logra simplificar la topología de la red para la identificación de los elementos adyacentes e interruptores. La base de datos creada por el “Identificador de Trayectorias” opera de forma dinámica junto con los cambios de estados reportados por el sistema de adquisición de datos de la red, que lleven como consecuencia cambios en la topología del sistema. En el cuarto bloque, se da los resultados de dichas trayectorias de grupo de interruptores las trayectorias eléctricas y también la de zona de protección de los interruptores, que con estos datos nos basamos para el diagnóstico de fallas. 2. Fundamento teórico 2.1 Evaluación de la operación de interruptores La hipótesis sobre la cual se basa el cálculo de los índices de posibilidad son: Los esquemas de protección están diseñados para operar de manera correcta ante un disturbio aislando al elemento donde se ubique la falla con el menor número de operaciones de interruptores e involucrando al menor número de elementos dentro de la zona de falla, El cálculo de los índices se realiza para cada elemento candidato considerándolo como el correcto punto de falla. De esta forma, los índices de posibilidad reflejan la correcta operación de los esquemas de protección ante cada hipótesis de falla, realzando la operación correcta y penalizando la operación incorrecta de interruptores asociados. Una vez determinado el grupo de elementos candidatos, junto con sus trayectorias y el estado de operación de los interruptores de su grupo de protección. Se clasifica el estado de operación de los interruptores a través de las trayectorias de cada elemento. Esta clasificación se realiza bajo el principio de que los esquemas de protección deben liberar de la manera más rápida al elemento de falla del sistema, sin permitir que el disturbio se extienda a más elementos de la red Lewis 2007, Por tal motivo los interruptores responsables de aislar al elemento del resto del sistema son los más cercanos eléctricamente a este; y de lo contrario la operación de los interruptores del esquema de protección no ha sido la correcta. En una operación correcta OC de interruptores, el área de desconexión generada por la falla es mínima y está constituida por el elemento donde se presentó la falla que fue liberada por los interruptores de protección primaria correspondientes. La tabla 1 muestra las trayectorias del elemento 73000 y la clasificación de operación de los interruptores. En lo que se refiere a los interruptores clasificados como operación correcta, tomando en cuenta las 6 posibles trayectorias, hay 3 que operan en forma primaria, 1 como respaldo local y 2 como respaldo remoto, según se indica la tabla 1. Elemento Interruptor Interruptor de LT-73000 Primario AAA73000 0 LT-73000 AAA73000 0 LT-73000 AAA73000 0 LT-73000 BBB73000 LT-73000 LT-73000 Interruptor de Respaldo Local AAA73010 0 OF Respaldo CCC73010 1 OC AAA73010 0 OF DDD73010 1 OC OF AAA73020 1 OC DDD73020 0 NO 1 OC BBB-U1 0 NO - - - BBB73000 1 OC BBB73030 1 OI EEE73030 0 NO BBB73000 1 OC BBB73030 1 OI FFF73030 0 NO OF OF Tabla 1. Clasificación de la operación interruptores a través de las trayectorias del elemento candidato LT-73000. El primero de los índices corresponde a la operación de interruptores primarios de cada hipótesis de falla; este utiliza el número total de trayectorias en el elemento e interruptores primarios clasificados como operación correcta en las dichas trayectorias, junto con el factor de penalización por operaciones incorrectas FOI calculado para la hipótesis de falla. Para los otros dos índices, debe tenerse conocimiento de la existencia o ausencia de esquemas de protección de respaldo local. Si existe un esquema de respaldo local en la subestación donde se está haciendo el análisis, el segundo índice se calcula de forma similar al primero, pero utilizando el recuento de interruptores respaldo local en lugar de interruptores primarios. De igual forma, el tercer índice utiliza el total de interruptores de respaldo remoto clasificados como operación correcta en la hipótesis de falla. Si por el contrario, no existe esquema de protección de respaldo local, el segundo índice se calcula con el recuento de interruptores de respaldo remoto clasificados como operación correcta. Bajo la consideración de ausencia de esquema de respaldo local no existe un tercer índice de posibilidad. El proceso de evaluación para el posicionamiento está estructurado de forma jerárquica en cuanto a la complejidad de la hipótesis a verificar, esta jerarquía se basa en una estimación de las posibilidades de operación de las protecciones en un sistema de potencia en el cual la mayor parte de esta operaciones se realizan de forma apropiada y sin fallos u operaciones incorrectas en los equipos de protección. La alternativa de falla más segura de haber ocurrido es aquella que tenga asociado el mayor índice de posibilidad. El ordenamiento se realiza por prioridad de índices, iniciado con el índice basado en operaciones de interruptores primarios y siguiendo con los basados en interruptores de respaldo, donde los empates entre índices de la misma prioridad se rompen con los índices subsiguientes. La evaluación de la operación de los interruptores operados se realiza con tres índices, los cuales están asociados a los interruptores de la protección primaria, a los interruptores que operan como respaldo local y remoto respectivamente; estos índices están definidos bajo la premisa de que un elevado número de operaciones incorrectas no es justificable en la operación de los esquemas de protección. Los escenarios de falla de los elementos candidatos reciben penalización en el desempeño de su operación a través de un factor FOI al presentar operaciones incorrectas de interruptores, lo cual disminuye su posibilidad de ser el punto de falla verdadero. Este factor se calcula utilizando el total de interruptores reportados como operados durante el disturbio en el sistema eléctrico, y el número total de interruptores clasificados como operaciones incorrectas. 2.2 Diagnóstico con información de interruptores La tabla 2 presenta el resultado del cálculo de los índices de posibilidad de los elementos des energizados del sistema de prueba, utilizando exclusivamente información de interruptores y posicionando a los elementos de acuerdo con su nivel de posibilidad de ser un punto de falla. Para el caso de la línea 73000, se tienen 6 trayectorias de falla y la distribución de los interruptores clasificados como operación correcta son 3, 1 y 2 respectivamente ver tabla 1. El índice de operaciones incorrectas se calcula como la relación entre el número de interruptores clasificados como operación correcta 4 independientemente del número de trayectorias de falla, entre el número total de interruptores operados 5, dando un valor de 0.8. Por último, los tres índices de clasificación de interruptores de calculan como el complemento de la relación entre el número de interruptores clasificados como operados (primarios, respaldo local y respaldo remoto) entre el número total de trayectorias, ponderada por el factor de operaciones incorrectas; para el caso de la línea 73000, los índices son (3/6)*(0.8)=0.4, (1/6)*(0.8)=0.4, (2/6)*(0.8)=0.4 respectivamente. 2.3 Evaluación de la operación de relevadores En esta fase de la metodología se analiza la información disponible de la operación de relevadores del sistema en el disturbio, la cual ratifica los resultados producto del análisis de la lógica de operación de interruptores, aumentando o disminuyendo los índices de posibilidad de los elementos candidatos. Basado en la información del tipo de relevador, su área de cobertura, ubicación y nivel de información útil, refiriendo a este último punto la información de zonas de operación y fases. En las cuales el relevador indica haber detectado la falla, se estiman posibles zonas en las cuales la operación del relevador detecta la falla. Para definir las posibles zonas de detección de falla, se plantea una clasificación en los relevadores la cual deduce posibles puntos de localización de la falla en base a sus características. La clasificación propuesta distribuye los relevadores de un esquema de protección en tres niveles de certidumbre. El primer grupo N1 lo conforman los relevadores que indican la posible ubicación de una falla estrictamente en el elemento al cual protegen en forma primaria. Tal es el caso de los relevadores con selectividad absoluta, como el esquema piloto y diferencial, o algunos de los relevadores de selectividad relativa como sobre corriente instantáneo y distancia en primera zona entre otros. 2.4 diagnóstico con información de interruptores y relevadores El segundo grupo N2 lo integran relevadores que tienen cierto nivel de incertidumbre en la interpretación de la posible zona de detección de falla, que pueden ser en forma primario o de respaldo; tal es el caso de relevadores de selectividad relativa como los de sobrecorriente de tiempo inverso y distancia en segunda zona. El tercer grupo N3 lo forman relevadores indican la detección de falla en un área externa al elemento al cual protegen de forma primaria; tal es el caso de los relevadores de secuencia negativa en generadores, disparo transferido, distancia en zona tres. La tabla 3 presenta el resultado del cálculo de los índices de posibilidad de los elementos candidatos del sistema, adicionando. La información del análisis de relevadores. Los elementos son ordenados de acuerdo con su posibilidad de ser el punto de falla real utilizando la información de las protecciones reportada. Previamente, utilizando solo información de interruptores tabla 2, la posibilidad más alta correspondía a la línea 73010, pero al incluir la información de relevadores. Elemento N1 N2 N3 Índice 1 Índice 2 Índice 3 FOI FR 73000 1 1 0 1 0.33 0.675 0.8 2.5 73010 0 1 1 0.8 0.2 0.2 0.8 1.5 AAA 1 0 0 0.6 0 1.8 0.8 3 CCC 0 0 1 0.2 0 0 0.2 1 73030 0 0 1 0.2 0 0 0.2 1 Tabla 3. Resultado del diagnóstico con información de interruptores y relevadores. Ahora la línea 73000 es el lugar de falla más probable Tabla 3. Esto se debe a la asociación de la línea 73000 con un relevador de disparo transferido por esquema piloto de nivel N1 de certidumbre y un relevador de distancia en zona dos con nivel dos de certidumbre, y en la línea 73010 con un relevador de distancia en zona dos con nivel N2 de certidumbre y uno de recepción de disparo transferido con nivel N3 de certidumbre. Referencias [1]Mora J. Barrera, V. at leat. Fault Location in Power Distribution Systems Using a Learning Algorithm for Multivariable Data Analysis. IEEE Transactions on power delivery, pp.43-65, July 2007. [2]LEE, S. J. et al. An Intelligent and Efficient Fault Location and Diagnosis Scheme for Radial Distribution Systems. IEEE Transactions on Power Delivery, USA, pp.524–532, apr. 2004. [3]Popovic, M. A Digital Fault-Location Algorithm Taking Into Account the Imaginary Part of the Grounding Impedance at the Fault Place. IEEE Transactions on Power Delivery, pp. 1489-1496, october 2006. [4]Omar, A. Combined Fuzzy Logic Wavelet base Fault Classification Technique for Power System Relaying. IEEE Transactions on power delivery, pp. 582-589 April 2004. [5]Castelli, Marcelo, “Metodología de monitoreo, detección y diagnóstico de fallos en motores asíncronos de inducción”, Universidad de Montevideo. – IEEE Member, 2008.