Proyecto Sistema de Respaldo Nacional ante Eventos

Proyecto Sistema de Respaldo Nacional
ante Eventos de Gran Magnitud
SIRENA
Seminario Oscilaciones
Julio 13 y 14 de 2010
2
Temario
• Introducción – Visión del Proyecto
• Por qué implementar WAMS/WACS ?
• Plan de Actividades del Proyecto
• Apropiación Tecnológica
• Prototipo WAMS de XM
• Trabajo Futuro
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Proyecto SIRENA - Antecedentes
El proyecto Sistema de Respaldo Nacional ante eventos de gran magnitud (SIRENA) nace
en el año 2007 luego del apagón total que sufrió el Sistema Interconectado Nacional
Colombiano en abril de ese año. El proyecto se propone como una acción de XM en la
procura de implementar sistemas que pudiesen responder ante eventos de rara ocurrencia
pero de gran impacto.
Evento de Red
Torca
Contingencia Extrema en el SIN
Actuación esperada del Esquema de Respaldo
60.2
Frecuencia (Hz)
60
59.8
Frec_Medellin
Frec_Torca
Frec_SnMateo
Frec_EPSA
Frec_Flores
Frec_Guatig
Evento de Red
Guavio-Circo
Evento de Red
Sochagota-Guatiguará
59.6
9.00
11.00
13.00
15.00
Tiempo (s)
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17.00
19.00
21.00
Cuál es el objetivo final de SIRENA?
En el mundo técnico se está estudiando, proponiendo y experimentado diferentes
formas de enfrentar el problema de fondo para el cual se desean usar las
mediciones fasoriales:
Detectar, prevenir y mitigar los blackout en los sistemas de potencia
interconectados.
A este tipo de aplicaciones se les conoce como WACS (Wide Area Control System)
y es este el objetivo final del proyecto SIRENA:
Proponer y quizás implementar un sistema lo suficientemente capaz de
detectar y mitigar el efecto de eventos de rara ocurrencia pero de gran
impacto, como el ocurrido en abril de 2007.
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Cuál es el objetivo final de SIRENA?
• No existe en el mundo ningún software comercial de WACS, pues el estado
del arte apenas está en la propuesta de metodologías y estrategias para
enfrentar el problema.
• XM, a través del proyecto SIRENA, se enfrentó en 2008 a una decisión:
Esperar que se ofrezcan soluciones comerciales o,
Formar parte de la investigación y desarrollo de estos sistemas, conocidos como
esquemas o planes de defensa.
• En este ambiente, se definió el marco de acción del proyecto.
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Visión Proyecto SIRENA
Sistema de Respaldo
Nacional ante Eventos
El proyecto SIRENA busca en el largo plazo
implementar un Esquema de Protección de la Integridad
del Sistema (ESPIS) de nueva generación, que permita
ejercer control y protección del sistema para prevenir y
mitigar la ocurrencia de eventos de gran magnitud
Caribe
Nordeste
Se espera cumplir esta meta en un lapso de 3 a 5 años e
involucra inversión en CT+I
Aspectos Fundamentales
Antioquia
Oriental
Suroccidental
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•
Uso de última tecnología en monitoreo
de Sistemas de Potencia (PMU)
•
Uso intensivo de Telecomunicaciones
•
Explotar capacidades de computación
distribuida
•
Uso de nuevos métodos de análisis y
simulación de sistemas de potencia
•
Implementará un sistema WAMS /
WACS
•
Iniciar la aproximación a tecnologías de
smart grids en el SIN
7
Por qué Implementar WAMS / WACS
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Como se cubre el Sistema de Potencia ante Eventos?
•
Se Identifican restricciones para el transporte de potencia en la red de transmisión,
utilizando unos criterios de seguridad y confiabilidad previamente definidos. El Código
de Redes (Resolución CREG 025/95) es la base de estos criterios en Colombia.
•
Generalmente se aplican criterios de Estado Estacionario y Estabilidad Dinámica del
sistema, de manera que este sea capaz de soportar contingencias creíbles sobre la
red.
•
La Planeación de la Operación de los sistemas de potencia utiliza modelos de
simulación para condicionar el sistema previo a la operación, buscando garantizar su
seguridad cumpliendo los criterios definidos.
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Más allá de los criterios convencionales
• La practica usual en la industria es cubrirse ante eventos “creíbles” con el fin de
balancear la seguridad y la economía
Qué pasa cuando ocurren eventos de rara ocurrencia ante los cuales el sistema
NO está cubierto ?
Que pasa si hay una Falla Oculta en una Protección de Equipo ?
Qué hacer si es muy caro cubrirse ante un evento que puede ocurrir pocas veces
en periodos largos de tiempo ?
Qué pasa si …
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No es posible alcanzar una operación 100% confiable del
sistema de potencia
• El tamaño y la complejidad de los sistemas de potencia dificulta su control de parte de un
operador humano.
• Aun en el sistema mejor planeado ocurren eventos más allá de lo creíble y que llevan al
sistema al límite de supervivencia.
• Algunas causas particulares por las cuales es imposible garantizar 100% confiabilidad:
Existen casi infinitas combinaciones de escenarios de operación y contingencias operativas.
Se presentan cambios no predecibles debido a la naturaleza dinámica de los sistemas de potencia
que generan eventos transitorios.
Posibilidad de combinación de eventos inusuales e indeseados. Incluyendo errores humanos en
mantenimiento, operación y ajuste de protecciones.
Criterios de operación en ambientes de mercados que empujan al sistema a sus límites operativos.
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Esquemas de Protección de la Integridad del Sistema de
Potencia – ESPIS
Los esquemas de protección de la integridad del sistema de potencia (ESPIS) son un conjunto
de elementos de protección y control que permiten detectar y controlar condiciones anormales
de operación en el Sistema. Estos esquemas actúan sobre los equipos de la red con el fin de
minimizar la extensión y duración de eventos, así como colapsos parciales o totales de la
demanda atendida.
Aunque en la práctica están compuestos por elementos de protección, se diferencian
conceptualmente de la protección de equipos, en que su función es proteger el sistema (la
continuidad de la atención de la demanda) y no elementos de la red en particular.
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Elementos de un ESPIS
G
Elementos de
Medida - CT
Elementos de
Medida - PT
Lógica de Detección
Elementos de
Medida - PMU
Elementos de
Control - Brkr
Lógica de Actuación
Elementos de
Control - Cont
Sistema de
Potencia
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Comunicaciones
ESPIS
Características de los ESPIS
• Generalmente se implementan como protección de última línea ante eventos de baja
probabilidad de ocurrencia o ante condiciones de degradación de la red
(mantenimientos mayores, atentados, etc.).
• Los ESPIS pueden ser habilitados o inhabilitados dependiendo de las condiciones del
sistema.
• Dado que los eventos activadores ocurren menos de una vez por año, los ESPIS son
sistemas “Normalmente Inactivos”. Se deben tomar precauciones para confirmar su
correcta operación cuando se requieran.
• Los ESPIS emplean normalmente esquemas de control discreto no retroalimentado.
• En la mayoría de los casos las acciones de control ejecutadas son predeterminadas.
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Probabilidad vs Impacto de Eventos en Sistemas de
Potencia
Probabilidad
N-1en líneas del STN
Disparo de Unidades de Generación
Disparo de Plantas de Generación
Sin ESPIS
Disparo de Subestaciones
Con ESPIS
Eventos en Cascada
de Gran Magnitud
0
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Impacto de los Eventos
(Calidad & Confiabilidad de la Demanda)
Ref: NERC Blackout Data & Dobson, I., Risk of large cascading blackouts
Tiempos de Acción en Sistemas de Potencia
Ámbito de los ESPIS
Históricamente, los sistemas
de potencia se han
concentrado en la protección
de los equipos ante fallas y en
el entrenamiento de los
operadores para garantizar la
seguridad y confiabilidad del
sistema.
Hay un espacio de tiempo
entre los 400 milisegundos y
los 5 minutos donde se tiene
oportunidad de actuar sobre
el sistema mediante ESPS
para proteger el Sistema
como entidad global.
Fuente: “An Electric Power System Tutorial”, IEEE-PES
Febrero 6, 2004
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¿Por qué implementar ESPIS?
• Ante el riesgo de Colapsos Parciales o Totales de la Demanda debido a condiciones
extremas de operación, se desea tener alguna manera de detener el avance de los
eventos, o en lo posible mitigar su efecto.
• Las protecciones “normales” no están diseñadas para proteger el sistema, ni se
pretende que lo hagan.
• Los humanos son lentos. Por lo tanto, en muchos casos para protegerse ante eventos
debe utilizarse una combinación de hardware y software.
• Cuando se obtiene la información necesaria en el momento correcto, se pueden tomar
decisiones sobre la red que permitan mantener la continuidad del servicio para el
grueso de la demanda del sistema.
La solución está en la implementación de ESPIS
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Alternativas para Incrementar la Confiabilidad del Sistema
Eventos en el Sistema
Probabilidad de Ocurrencia / Impacto en la Demanda
ESPIS
Gen Seguridad
• Alto Costo Operativo
• Impacto Bajo en la
Demanda
• Muy Rápida
Implementación
• Ningún costo de
Inversión
Generación
de Seguridad
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ESPIS
• Bajo Costo Operativo
• Impacto Medio en la Demanda
• Rápida Implementación
• Bajo costo de Inversión
Expansión
• Bajo Costo Operativo
• Impacto Bajo en la Demanda
• Lenta Implementación
• Alto costo de Inversión
Expansión de la Red
18
Aplicaciones típicas
Grandes Eventos de Frecuencia
EDAC x BF (umbral + df/dt) [ANSI 81]
Pérdida de Transformación
EDAC x S> + Teledisparo
Fallas de modo común (atentados, etc)
RAG + EDAC x BF
Detección de Pérdida de Sincronismo
• Disparo (ANSI 78)
• Bloqueo (ANSI 68)
Aislamiento de áreas eléctricas
Potencia (P>, P<)
Voltaje
• Sobrevoltaje (ANSI 59)
• Bajovoltaje (ANSI 27)
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Los límites de la protección de equipos
Las protecciones de equipos son
dispositivos locales que no consideran la
totalidad del sistema. Su intención es evitar
el daño de los elementos del sistema ante
condiciones extremas de operación
(voltajes o corrientes).
G
G
Conceptualmente, las protecciones de
equipo, ven el árbol, pero jamás ven el
bosque.
Como podemos ver el Bosque?
Como se puede utilizar efectivamente
el tiempo entre la actuación de
protecciones y la acción del operador ?
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Wide Area Monitoring Systems – WAMS
Los WAMS no son un concepto nuevo.
Han sido utilizados casi desde el principio de los sistemas de potencia.
El mejor ejemplo actual de esta tecnología es el sistema SCADA/EMS.
Tiene algunas limitaciones:
Permite monitorear al sistema, pero con tiempos que no permiten toma de
decisiones rápidas (< 1s).
Permite obtener una estimación del estado del sistema, con errores algunas
veces irremediables.
Las nuevas tecnologías permiten:
Comunicaciones rápidas y confiables
Observabilidad casi completa del sistema de potencia
Mejor estimación de variables de operación (Sincronización, ángulo,
registros de eventos, etc.) con PMU
Mejor Visualización de la condición eléctrica del sistema
Esto último es lo que se conoce hoy como WAMS
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Wide Area Protection and Control Systems – WACS
G
PMU
Inteligencia de Detección
PMU
PMU
G
Inteligencia de Actuación
PMU
Comunicaciones
La medida sincronizada de fasores
permite tener una “imagen” instantánea
del sistema de potencia, de su
comportamiento en tiempo real y de lo
que está pasando en un lugar deseado.
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ESPIS vs WAMS/WACS
ESPIS
• En muchos casos es complicado establecer los ajustes apropiados
• Dificultad de anticipar y probar todas las condiciones posibles del sistema
• Ajustes conservativos para asegurar su operación – Favorece la fiabilidad contra la Seguridad
WAMS/WACS
• Responde a las condiciones presentes en el sistema
• Puede responder a condiciones no anticipadas o muy remotas
• Mejor balance entre fiabilidad y seguridad en su operación
• Puede usarse solo como generador de alarmas
• Puede ofrecer sugerencias a operadores
Elementos Comunes
• Esencial contar con modelos apropiados del sistema de potencia
• Alta dependencia de comunicaciones a larga distancia
• Los WACS son ESPIS de última generación, pero conceptualmente son lo mismo
• Se requiere reglamentación adecuada asociada a su presencia en el sistema
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Plan de Actividades del Proyecto
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Plan de Actividades del Proyecto
Estado Actual
2013
2008
ESPIS con
tecnologías
convencionales
Apropiación
tecnológica
PMU y WAMS
Desarrollo
prototipo
WAMS
Integración
WAMS a
Centro de
Control
Investigación y Desarrollo Tecnológico
Desarrollo Regulatorio ESPIS y WAMS/WACS
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Desarrollo
WACS
Importancia de la Reglamentación
ESPIS y Reglamentación
• Los Sistemas de Potencia se
planean y operan dentro de un
modelo de mercado y una
reglamentación.
• La reglamentación debe crear un
marco de acción para determinar
responsabilidades y facilitar la
resolución de conflictos potenciales.
Generación
Transporte
Demanda
Regulación
Operación
• El diseño, implementación y
operación de los ESPIS y
WAMS/WACS obedecerá a lo
delineado en la reglamentación.
• Debe existir coherencia entre el
mercado, las reglas y la
implementación de los ESPIS
En marzo de 2008, el proyecto preparó y presentó a la
Comisión de Regulación de Energía y Gas una propuesta
conteniendo los elementos que deben ser tenidos en cuenta
para la reglamentación adecuada de los ESPIS.
Actualmente se encuentra en estudio por parte de la CREG.
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Investigación y Desarrollo tecnológico
Debido a la gran componente de Investigación y Desarrollo Tecnológico del
Proyecto, XM ha buscado interacción con Universidades en Colombia y el
exterior:
Grupo T&D – Universidad Pontificia Bolivariana, Medellín, Colombia
LabPlan – Universidad Federal de Santa Catarina, Florianópolis, Brasil
Gran parte del material tratado aquí ha sido producto del trabajo conjunto entre
XM y la UPB dentro del proyecto para la “Identificación de las potencialidades
de observación y control del SIN utilizando PMU”
El diseño e implementación de la arquitectura de información ha resultado de
la colaboración entre XM y el LabPlan de UFSC
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ESPIS con Tecnologías Convencionales
El objetivo era tratar de cubrir la mayor cantidad de tipos de contingencia
El referenciamiento internacional y los análisis realizados mostraron que existe
un límite para la implementación de estos esquemas.
Cuando dependen del despacho de generación o del nivel de demanda existen
riesgos de mala actuación debido al alto enmallamiento y la complejidad del
Sistema de Potencia.
Se determinó entonces que los ESPIS convencionales aplicables cubrirían:
• Eventos de frecuencia y en algunos casos los de voltaje, en particular
ante grandes desbalances y aislamientos.
• Eventos con alta probabilidad de cascadas con ámbito local o zonal
donde predomina la radialidad.
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Complementación del EDAC por frecuencia
Contingencia
Extrema.
Pérdida grande
de Generación y/o
Red
Evolución rápida
a bajas frecuencias
MW Dem > MW Gen
Etapas 7 y 8 aceleradas
por df-dt
Actuación del
EDAC
Etapas 4, 5 y 6 complementadas
con disparo de Condensadores.
Estado de
Alerta
Hasta 2008, se contaba con un esquema EDAC por
umbral de frecuencia de 8 etapas, desconectando
un total de 40% de la demanda. Se encontró que
para algunos eventos de gran magnitud era muy
lento. Por lo tanto se complementó con disparos
rápidos por df/dt
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Recuperación de la
Frecuencia con
tensiones mayores
MVAR Cap >> MVAR Ind
Mayor tensión
Mayor demanda
Mayor desbalance
Colapso
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Apropiación Tecnológica
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Medición Fasorial
La medida sincronizada de fasores permite tener una “imagen” instantánea del sistema de
potencia, de su comportamiento en tiempo real y de lo que está pasando en un lugar deseado.
Medidas de fasores tomadas en diferentes puntos del sistema exactamente al mismo instante,
permiten visualizar la exacta diferencia angular entre diferentes puntos de la red.
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Medición Fasorial
PDC
Las señales de diferentes puntos del sistema son
comparadas a una señal de referencia la cual es definida por
una onda coseno, con una frecuencia precisamente igual a la
nominal del sistema; ángulos de voltajes y frecuencias son
entonces comparados a está onda para producir la medida
del sincrofasor.
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DEFINICIÓN DE UN SINCROFASOR
La medición del ángulo de fase de una magnitud sólo tiene sentido si se relaciona a una
base común de tiempo, de forma que la diferencia angular entre magnitudes diferentes
pueda ser medida.
El ángulo de fase instantáneo se encuentra en relación a una función coseno con
frecuencia igual a la nominal del sistema, y sincronizado a UTC (Tiempo Universal
Coordinado).
Este ángulo esta definido con valor de 0°cuando el máximo de x(t) ocurre en el segundo
UTC (1 pulso por segundo PPS), y en -90°cuando se presenta el cruce positivo por cero
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Estándar De Sincrofasores
IEEE C37.118 – 2005
Cuerpo del estándar
Anexos
Medida del sincrofasor
Definición de fasor y sincrofasor
Medida de la etiqueta de tiempo
Sistemas de sincronización de
tiempo
Requerimientos de medida para
un Sincrofasor y límites de
precisión
Estimación del sincrofasor
Límites de precisión
Formato de mensaje
Estructura del mensaje
Protocolos de comunicación en
tiempo real
Códigos de CRC - Cyclic Redundancy
Check
Etiquetado de tiempo y respuesta
transitoria
Ejemplos de mensajes
Fuentes de tiempo de sincronización
Pruebas de evaluación para los PMUs
Evaluación del TVE
Definición de mensajes de cartografía
en protocolos de comunicación estándar
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Phasor Measurement Unit (PMU)
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Phasor Data Concentrator (PDC)
Todo sistema de medición fasorial requiere un
equipo adicional a las PMU que permita recibir,
organizar, comparar y almacenar las medidas
enviadas por las PMU.
PMU 1
Mensajes
C37.118
PDC
Mensajes
C37.118
PMU 2
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Debe ser capaz de operar en tiempo real a la
tasa de envío de mensajes C37.118 desde las
PMU, utilizando el protocolo de comunicaciones
más conveniente (ancho de banda).
En el ambiente se le conoce como Phasor Data
Concentrator o PDC.
Hasta hace muy poco, no existían soluciones
comerciales. Los PDC eran desarrollados a la
medida por cada empresa. En la actualidad
esto ha cambiado.
Proyecto SIRENA
Medidor Multifuncional XM-2210
XM desarrolló su propio equipo PMU
con el fin de conocer de primera mano
la tecnología de medición fasorial y la
implementación del estándar IEEE
C37.118 de 2005.
El énfasis se ubicó en sincronización,
algoritmos de cálculo de fasores y
comunicaciones.
Tarjetas Adquisición
de Datos
Computador
Industrial
En junio de 2009 se instaló la primera
PMU XM-2210 en la subestación
Esmeralda, la cual se incorporó al
proyecto de oscilaciones mediante el uso
del software Phasor Point de Psymetrix.
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Unidad
Atenuación de
Señales
Aplicaciones WAMS
El ángulo del voltaje en
sistemas de potencia es
un síntoma muy precoz
del comportamiento de la
red. El estudio del ángulo
en diversas barras de un
sistema permite identificar
situaciones que podrían
llegar a ser peligrosas.
Pero, que hacer con todos
los ángulos del sistema ?
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Aplicaciones WAMS
1. Observación
Monitorear el estado global de la red (variables
eléctricas en barras).
2. Estimación de
Estado
Calculo directo, global y en tiempo real, sin
realizar cálculos iterativos.
3. Estabilidad
Monitoreo en tiempo real de ángulos de
tensión y corriente.
Agiliza el procesamiento de señales
4. Parametrización
de la red
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Es posible calcular directamente los
parámetros de las líneas, transformadores, etc.
Aplicaciones WAMS
5. Localización de fallas
6. Control y protección
7. Análisis operativo
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Mediciones en los dos extremos de la
línea para determinar su impedancia.
(o en cada tramo).
Mejoran la confiabilidad en las acciones
de control, disminuyendo incertidumbre en
la toma de decisiones.
Análisis de perturbaciones e
investigación de desempeño de los
sistemas de control.
Aplicaciones WAMS en el mundo
Fuente: Measurements Get Together, IEEE power & energy magazine, p. 42, 2009
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Estimación de Estado
Características Funcionales
Supervisión en tiempo real.
Estimación
de Estado
Observabilidad del sistema.
Procesamiento de medidas erradas.
Es el inicio para:
Flujos de carga
Selección de contingencias
Simulaciones de operación
Análisis post-operativos
Funciones de Control y Protección
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Componentes de EE con PMU
SCADA
PMU
Entradas de IVI medidas en barras
sin PMU. Las entregaría el SCADA.
Esquema Tradicional.
Entradas de IVI y ángulos de
algunas barras con PMU, tal vez sin
pasar por el SCADA.
Entradas de potencias P y Q,
medidas sin PMU. Las entregaría el
SCADA. Esquema Tradicional.
Entradas de potencias P y Q,
medidas con PMU, tal vez sin pasar
por el SCADA.
Señales digitales de estado de
equipos, medidas sin PMU. Las
entregaría el SCADA para construir
la topología. Esquema Tradicional.
Señales digitales de estado de
equipos, desde los PMU, cuando
reemplacen las RTU, para construir
la topología de la red.
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Integración entre SCADA/EMS y PMU
En este concepto las aplicaciones tradicionales y
nuevas poseen ciertas relaciones:
SCADA y Alarmas
WAMS.
Estimador de Estado
Medida del Estado
Estabilidad de pequeña
señal
Monitoreo de oscilaciones.
Estabilidad transitoria y
de tensión
Monitoreo de estabilidad y
control.
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Integración entre SCADA/EMS y PMU
Datos PMU
Datos SCADA
ESTIMACIÓN
DE ESTADO
HÍBRIDO
Estimación confiable y precisa.
Provee “caso base” de la condición del
sistema:
Análisis de contingencias subsecuentes.
Funciones de optimización.
Análisis de estabilidad dinámica.
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Estimación de Estado
Sistemas híbridos SCADA/PMU
Podrían ser los más convenientes
Las medidas del PMU
mejoran el rendimiento,
precisión y la eficiencia
de la estimación.
Fuente: Recent Developments in State
Estimation with Phasor Measurements
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Estimación de Estado
Centralizada o Distribuida ?
EE Distribuida
El sistema se divide en
cierta cantidad de islas
observables localmente
Beneficios
La EE localizada puede
procesarse fácilmente.
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El ancho de banda necesario
es menor. Solo se transmite
la información del estado de
la isla.
Esquema de un Estimador de Estado Distribuido
Fuente: Delivering accurate and timely data to all – S. Meliopoulos
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Esquema de un Estimador de Estado Distribuido
Identificación de datos erróneos y corrección (o rechazo) de éstos
Identificación de errores de topología en cada subestación.
EE en cada subestación, empleando los datos disponibles del
SCADA, relés, PMUs, medidores, etc., y un modelo trifásico,
orientado en los interruptores e instrumentación.
Recolección central (centro de control) de resultados para construir
el estado de operación global del sistema.
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Observabilidad del Sistema de Potencia
Los PMU son típicamente instalados en subestaciones clave (Gen – Flujo)
Actualmente la ubicación óptima de los sistemas PMU se basa en la
necesidad de:
Identificar las
oscilaciones inter-área y
otros comportamientos
dinámicos que atenten
contra la seguridad.
Incrementar el
área de
observabilidad
geográfica de la
red.
Minimizar el número
de equipos requeridos
para garantizar
observabilidad
completa.
Existe un potencial importante en la determinación del nivel óptimo de
instalación de PMU, considerando:
• La evolución del costo de PMU y la multifuncionalidad
• El Ancho de Banda disponible vs el requerido
EE Distribuido ?
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En el Centro de Control se
centralizan los datos de PMU
y se ejecutan acciones de
protección y control globales
del Sistema
Diseño Conceptual WACS Sirena
Los WACS no remplazarán a
la protección primaria de
equipos, ni a zonas 1 y 2 o
reversas. Tienen mas efecto
sobre zonas 3 y sobrecargas.
G
PMU
IDD
Súper PDC
G
EMS/WACS
R
R
R
PMU
PMU
PMU
IDD
IDD
IDD
PMU
IDD
PMU
IDD
En cada S/E se
implementa un grupo
PMU + PDC integrado
con un IDD para
protección y control
local
En cada Región de
Control grupos de PDC
e IDD colaboran para
adquirir datos y
ejecutar acciones de
protección y control
PMU
IDD
PMU
PMU
IDD
IDD
PMU
G
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P
G
IDD
Los Intelligent Decision
Devices (IDD) son elementos
de software que permiten
tomar decisiones distribuidas
utilizando información local o
regional de los PMU y las
subestaciones.
Diseño Conceptual WACS Sirena
Escala de Tiempos de Actuación
SCADA/EMS/NA
Distribuida – Sistema Interconectado
Actuación lenta (> 10 sec)
PMU
IDD
PMU
IDD
Distribuida – Subárea/Región/Zona
Actuación lenta (< 10 sec)
PMU
IDD
PMU
IDD
Local – Subestación
Actuación rápida (< 2 sec)
PMU
IDD
PMU
IDD
Local – Equipo
Actuación muy rápida (< 200 ms)
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P
RELÉS
RELÉS
RELÉS
RELÉS
RELÉS
Ref: SPID System Project – DoD/EPRI
Liu, Vittal, Phadke, Heydt & Jung
52
Prototipo WAMS
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P
Proceso de instalación de PMU’s en el STN
• En agosto de 2009 se
invitó a cotizar a 4
fabricantes de PMU y
como resultado, se
adquirieron:
• 6 PMU Arbiter
• 2 PMU ABB
• 9 S/E instaladas
• 3 S/E por instalar
• El proceso de instalación
ha dejado aprendizajes
como:
• Conectar en núcleos de
medida, no de protección
• Considerar el tipo de S/E al
implementar PMU unicampo
o multicampo
• Utilizar protocolo TCP para
comandos y UDP para datos
• Tener en cuenta el efecto del
protocolo IEC 61850 en la
implementación definitiva del
sistema WAMS.
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Proyecto SIRENA – Arquitectura de información
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P
55
OpenPDC
Es un programa open source desarrollado por Tennessee Valley Authority (TVA),
desarrollado específicamente para administrar el flujo de fasores en tiempo real y
almacenar este flujo de datos usando protocolos estándares (IEEE C37. 118).
OpenPDC tiene como característica poder redistribuir los datos adquiridos y
almacenados en tiempo real a otros PDC’s.
Los fasores son sincronizados con los demás que llegan al OpenPDC por su
estampa de tiempo. Esto permite definir acciones a tomar utilizando una
“instantanea” de todos los fasores medidos en el sistema, tal como si fuera un flujo
de cargas.
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P
56
OpenPDC Adapters
Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P
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Osisoft PI
Osisoft PI es utilizado en
XM como la herramienta
principal para el análisis y
almacenamiento de datos
históricos operativos y del
mercado.
El proyecto está probando
la interfaz PMU de PI para
integrar estas medidas en
las herramientas utilizadas
actualmente y para mejorar
las herramientas de
visualización del estado
del SIN en el centro de
control.
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Trabajo Futuro
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Proyecto SIRENA – Qué sigue?
El proyecto SIRENA ha superado las etapas de asimilación de la tecnología de PMU y
entender su potencialidad, la instalación de red piloto en 12 subestaciones del STN y el
diseño e implementación de la arquitectura de información.
El paso necesario a seguir es el usar las mediciones sincronizadas en funciones de
monitoreo y supervisión del sistema, función conocida en el medio como WAMS (Wide
Area Monitoring System).
Existen otra serie de aplicaciones fuera de línea en las cuales pueden usarse las
mediciones fasoriales, como lo son la validación de modelos simulación, el calculo de
parámetros de líneas de transmisión y la caracterización de cargas.
Para la implementación definitiva, se está desarrollando el modelo a aplicar en el
Sistema Interconectado Nacional y una propuesta regulatoria para WAMS. Inicialmente
se desarrollará un piloto de integración con Empresas Publicas de Medellín (EPM).
Se está realizando referenciamiento y seguimiento en la convergencia entre IEEE
C37.118 y el protocolo IEC 61850. Este será un eje fundamental de la implementación
definitiva del sistema WAMS.
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Proyecto SIRENA – Qué sigue?
El proyecto en 2011 y 2012 se enfocará en:
Trabajar con la UFSC en la investigación de la integración de PMU a las aplicaciones de Estimación
de Estado en EMS.
Trabajar
con la UPB en la caracterización de los puntos de operación del sistema, y el
comportamiento angular ente fallas, con lo cual se puedan desarrollar advertencias y alarmas para
la operación en tiempo real.
Trabajar con la UPB en la investigación de modelos de estimación de estado distribuido que permita
mejorar la observabilidad del sistema.
Trabajar
con Psymetrix en la implementación de nuevas capacidades de monitoreo y alarma
utilizando el Sistema Phasor Point.
Trabajar con la UFSC en investigar metodologías de detección, previsión y mitigación de apagones
en sistemas de energía eléctrica utilizando medición fasorial. Como trabajo doctoral de un
Especialista de XM .
Integrar el proyecto SIRENA en el diseño e implementación del nuevo Centro de Control de Energía
de XM en 2013.
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Muchas gracias !
Preguntas y comentarios:
Ramón Alberto León – [email protected]
Jorge Enrique Gómez – [email protected]
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Opcional para separadores
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