Identificación de cortes de líneas de transmisión mediante mediciones sincronizadas fasorialmente

Abstract

The recent advent of synchronized phasor measurements has allowed an electric power system (SEP) to be more readily observable. In fact, when multiple buses are observed, applications that were never before possible become a reality. One such application is the detection and identification about events in remote parts of the electric system. This research introduces a method to identify events, particularly the line transmission outage. The general process of identifying line transmission outage consists of two steps. First, a model of the power system is analyzed o -line to determine the effect of line outages on bus voltage angles. The change in bus voltage angles is calculated using distribution factors, which is based on the direct current power flow assumptions. Step two consists of monitoring PMU measurements on-line for abrupt changes. After an abrupt change occurs, the resulting steady state measurements are compared to the simulations from step one, in order to identify which line is out of service. The line outage detection and identification is examined using steady state simulations, for it we introduces the method to alternating current power flow (CA), which is called power flows based on power injections. Also is presented the direct current power flow method (DC), which is a simplification and linearization of a conventional power flow.

La reciente aparición de las mediciones fasoriales sincronizadas, ha permitido observar más fácilmente un sistema eléctrico de potencia (SEP). De hecho, cuando múltiples nodos son observados, las aplicaciones que nunca antes fueron posibles se convierten en una realidad. Una de tales aplicaciones es la detección e identificación de eventos en partes lejanas de la red eléctrica. En esta investigación se presenta un método para identificar eventos, en particular la salida de una línea de transmisión. El proceso general para identificar la salida de una línea de transmisión consta de dos pasos. Primero, un modelo del sistema de potencia se analiza fuera de línea para determinar el efecto de los cortes de línea en los ángulos de voltaje nodal. El cambio en los ángulos de voltaje nodal se calculan utilizando factores de distribución, los cuales están basados en las suposiciones de flujo de potencia de corriente directa. El segundo paso consiste en monitorear las mediciones de las PMUs en línea para los cambios repentinos. Después de que ocurre un cambio repentino, las mediciones de estado estacionario resultantes se comparan con las simuladas del paso uno, para poder identificar qué línea está fuera de servicio. La detección e identificación de corte de una línea es examinada utilizando simulaciones en estado estacionario, por lo que se presenta el método de flujos de potencia de corriente alterna (CA), el cual es llamado flujos de potencia en base a inyecciones de potencia. También es presentado el método del flujos de potencia de corriente directa (CD), el cual es una simplificación y linealización de un método de flujo de potencia convencional.