El dominio de la red eléctrica

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1 El dominio de la red eléctrica Una mejora continua de la vigilancia de zonas extensas para conseguir una mayor estabilidad de la red Albert Leirbukt, Ernst Scholtz, Sergiu Paduraru Varios apagones catastróficos producidos durante la última década han demostrado la necesidad de contar con sistemas de alerta anticipada en los centros de control de los sistemas de transmisión. Network Manager TM, la solución de ABB para los sistemas Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA) (control de supervisión y adquisición de datos) y Energy Management Systems (EMS) (sistemas de gestión de energía), ha ofrecido desde 28 la posibilidad de vigilar zonas extensas y una nueva serie de herramientas para conseguir un control completo de la red, aunque se extienda a lo largo de miles de kilómetros. 34 Revista ABB 4/28

2 Los avances en las tecnologías informática y de comunicaciones han conducido a unos sistemas perfeccionados de vigilancia y control con posibilidades muy superiores a las del gestor más experto. Por ejemplo, los principales fabricantes de coches ofrecen ahora modelos con sistemas de control de estabilidad electrónicos que sobrepasan las acciones que pueda hacer un gestor. En el sector de las compañías aéreas se están desarrollando sistemas inteligentes de control de vuelo que permiten incluso a pilotos poco experimentados hacer aterrizar con seguridad un avión con graves averías. En el sector de la transmisión de electricidad, el sistema de vigilancia de zonas extensas (WAMS) es un ejemplo de dicha tecnología avanzada que está consiguiendo la aceptación de la industria. Actualmente, los gestores de las redes de transmisión (TSO) deben ocuparse de más transferencias de electricidad con menos instalaciones de transmisión que antes, menos personal disponible para la planificación y el funcionamiento, además de unas infraestructuras de transmisión y un personal que van envejeciendo. El WAMS es un componente importante que ayuda a los gestores en su difícil tarea; la creciente demanda de su utilización ha conducido a una serie de mejoras de sus prestaciones y a nuevas funciones. El sistema de vigilancia de zonas extensas informa al gestor del sistema de transmisión sobre el estado de la red en ese momento. Este ángulo de fase incluye información de valor incalculable sobre el estado de la red y el WAMS recoge estos datos adicionales junto con los simples valores de tensión e intensidad. Un WAMS se compone de unidades de medición de fasores (PMU) que proporcionan las medidas a los concentradores de datos de fasores (PDC), con indicación del momento en que se han hecho en los que se realiza el tratamiento de la señal deseada. Apoyado por los datos de archivos históricos, el WAMS informa al operador del gestor del sistema de transmisión acerca del estado actual de la red por medio de interfaces hombre-máquina (HMI) 3. Las unidades PMU son dispositivos electrónicos inteligentes (IED) muy avanzados. Además de medir los valores de frecuencia, tensión e intensidad, la sincronización con GPS les permite medir directamente los desfases de la tensión entre subestaciones equipadas con PMU, lo que permite una rápida evaluación del estado de todo el sistema. Las PMU transmiten las mediciones de los fasores con velocidades de hasta una vez por ciclo de la frecuencia de la red (por ejemplo, 6 veces por segundo en un sistema de 6 Hz). Aunque las PMU facilitan en el mismo instante los valores muestreados, por desgracia su llegada al PDC es aleatoria a causa de la naturaleza de la comunicación por Ethernet. Por lo tanto, el PDC ordena las mediciones de fasores entrantes, con su etiqueta de tiempo, antes de procesar las señales posteriores. Es preciso procesar las señales para convertir las enormes cantidades de datos de las PMU en información apta para su presentación directamente a un gestor, o a través del SCADA/EMS, de forma que pueda tomar las medidas oportunas. Estos métodos de procesamiento de señales suelen denominarse aplicaciones WAMS. En [1] se puede encontrar un resumen general de las aplicaciones WAMS. ABB dispone de las soluciones WAMS más completas que se pueden adaptar a las necesidades del cliente para incluir unidades PMU y sistemas independientes integrados en los SCADA/EMS del Network Manager. Los resultados de la aplicación WAMS se presentan en una HMI que suministra a los gestores información crucial y advertencias en tiempo real, ya sea como parte integral del sistema SCADA/ EMS, o como WAMS independiente. Los archivos WAMS proporcionan una información valiosísima durante el análisis posterior al fallo en caso de incidente. Estos datos contienen información que ayuda a explicar la respuesta de todo el sistema de transmisión a una perturbación, proporcionando así una mejor comprensión del comportamiento dinámico del sistema y ayudando también a la calibración de modelos informáticos del sistema. Lo que puede aportar la tecnología WAMS Todas las señales de tensión e intensidad de los sistemas eléctricos de CA varían con el tiempo de forma sinusoidal, como se muestra en la parte de la izquierda 1a. En una red de gran tamaño con una generación y unas unidades de consumo muy dispersas, la amplitud y la fase de las señales de tensión e intensidad son distintas en lugares diferentes. Las unidades terminales remotas (RTU) clásicas miden la amplitud, pero no registran el correspondiente ángulo de fase. 1 Representación vectorial de la forma de onda de la tensión de CA en dos puntos hipotéticos. Uno de ellos a 26 V (línea magenta) y otro a 264 V (línea azul). a Dominio de tiempos,1,2,3,4 Tiempo [s] b -5 Dominio de tiempos Real 25 5 Revista ABB 4/28 35

3 Una amplia cartera de WAMS ABB, como pionera de la tecnología WAMS, dispone de las soluciones más completas en este ámbito y puede adaptar el diseño de los sistemas a las necesidades particulares del cliente. La cartera de WAMS de ABB incluye PMU, sistemas independientes, sistemas integrados con el SCADA/EMS del Network Manager y aplicaciones personalizadas. Tecnología PMU En 23, ABB presentó con su producto RES521 el patrón de referencia en términos de cantidad y calidad de adquisición de señales de fasores, mientras se estaba desarrollando la norma industrial de PMU. En 27, se ha actualizado el RES521 para que cumpla la norma del protocolo de comunicaciones C de la IEEE para fasores, una vez terminada. Ahora, ya está en marcha la siguiente generación de PMU de ABB. ABB está mejorando ahora su nueva plataforma IED REx67 con la adición de la función PMU, así como un mayor número de entradas/salidas analógicas y digitales, flexibilidad en las comunicaciones, incluido el protocolo IEC 6185, y funciones WAMS más avanzadas, algunas de las cuales se presentan aquí. WAMS independientes El producto independiente de ABB para WAMS, PSGuard, fue el primer producto mundial en el que se emplearon mediciones de PMU. Basado en el sistema de control de procesos 8xA, PSGuard proporciona interfaz hombre-máquina, adquisición de datos de PMU, funciones de almacenamiento y exportación de datos, alarmas, aplicaciones de WAMS y conexión a sistemas SCADA de terceros. Una pasarela de comunicaciones permite asimismo el intercambio en tiempo real de datos de las PMU entre diversos gestores de redes de transmisión. 2 muestra la HMI de la instalación en servicio en Swissgrid, la compañía TSO de Suiza. El Network Manager WAMS El SCADA/EMS del Network Manager de ABB ofrece una serie de funciones para los sistemas de energía eléctrica: 2 Instalación independiente WAMS para Swissgrid Aplicaciones WAMS El diseño modular de ABB para las aplicaciones WAMS ofrece al cliente la opción de ejecutarlas, bien en el hardware PMU, bien en el PDC, bien en la unidad de control central. Esto garantiza un diseño óptimo en términos de comunicaciones y carga de CPU. La lista de las aplicaciones WAMS disponibles actualmente incluye: Phase Angle Monitoring (PAM) (vigilancia del ángulo de fase): se pueden detectar las perturbaciones controlando las relaciones de ángulos de fase entre subestaciones elegidas estratégicamente, incluso si se produjeran fuera de la región del TSO. Line Thermal Monitoring (LTM) (vigilancia térmica de la línea): calcula la temperatura media de la línea basándose en las mediciones de fasor en ambos extremos de la línea de transmisión. Está instalado en Swissgrid en Suiza y en la compañía eléctrica Verbund-Austrian Power Grid AG (APG) en Austria, y se describe con más detalle en [2]. Voltage stability monitoring (VSM) (vigilancia de la estabilidad de la tensión): evalúa en tiempo real la estabilidad de la tensión en un corredor de transmisión de energía importante empleando sólo las mediciones de fasor en ambos extremos del correcontrol de red, sistemas SCADA con aplicaciones avanzadas para la transmisión, la producción y la distribución. Estos sistemas permiten que los servicios públicos recojan, almacenen y analicen datos de cientos de miles de puntos de datos en las redes nacionales y regionales. El Network Manager de ABB ha incorporado también WAMS. Ahora, 3 Configuración genérica WAMS Historial y almacén de datos Interfaz gráfica de usuario PDC Aplicación WAMS PMU PMU PMU PMU 4 Network Manager con capacidad WAMS integral Historial y almacén de datos Adquisición de datos RTU NM SCADA/EMS Aplicación WAMS PDC RTU RTU PMU PMU las mediciones de SCADA pueden incluir información RTU y WAMS, así como alarmas e indicadores relacionados con WAMS incluidos en la lista de alarmas de SCADA/ EMS. Además, el EMS se puede mejorar con la posibilidad de emplear WAMS en el proceso de estimación del estado para conseguir una precisión mayor. El sistema front-end de comunicaciones estándar para el Network Manager, PCU4, se ha mejorado con la función PDC para recibir y sincronizar las mediciones PMU y para ejecutar las aplicaciones WAMS. Para permitir futuras aplicaciones de control en zonas extensas, también puede comunicarse con el sistema de control MACH2TM de ABB, utilizado para controlar los sistemas FACTS y HVDC Revista ABB 4/28

4 La aplicación POM es un método patentado que detecta e identifica las oscilaciones de potencia. Puede diferenciar entre los modos dominantes individuales presentes en una oscilación y centrarse exclusivamente en los que representan alguna preocupación. Como ejemplo, considérese la oscilación hipotética de potencia que se muestra en 5 (curva roja). Sólo con esta información es difícil determinar si esta situación es preocupante. Sin embargo, la aplicación POM puede identificar los modos individuales presentes e informar de que, en realidad hay tres modos oscilatorios activos: m1, m2 y m3. Además, el modo m1 está aumentando y requiere una atención rápida por parte del gestor. La capacidad para ofrecer tal información en tiempo real supone un gran avance en el control de la estabilidad. La aplidor. Está instalado en la compañía eléctrica Hrvatska Elektroprivreda (HEP) de Croacia. Event driven data archiving (EDDA) (archivo de datos producidos en incidentes): detecta las perturbaciones en el sistema y registra las respuestas WAMS en todo el sistema durante un cierto periodo de tiempo antes del incidente, durante el mismo y después de él. Power oscillation monitoring (POM) (vigilancia de las oscilaciones de potencia): alerta al gestor cuando se producen oscilaciones de potencia en su red de transmisión. PMU assisted state estimator (PMUinSE) (estimador de estado basado en PMU): el estimador de estado del gestor de red puede emplear los datos de PMU para una mayor precisión del cálculo. Las dos últimas, POM y PMUinSE, son dos de las aplicaciones WAMS más recientes [3]. POM: identificación de las amenazas a la estabilidad Las oscilaciones de potencia son fenómenos bien conocidos en los sistemas eléctricos. Se producen cuando generadores aislados o grupos de generadores interactúan entre sí a través del sistema de transmisión. Normalmente se producen varias interacciones de ese tipo, y por tanto, las oscilaciones de potencia pueden presentar diversos modos, cada uno con una frecuencia distinta. Los sistemas caracterizados por líneas largas radiales con producción remota, lejos de los centros de carga, son especialmente vulnerables a las oscilaciones. Las oscilaciones de potencia no son inquietantes si son pequeñas y se amortiguan rápidamente. Pero si persisten o aumentan, es preciso que el gestor intervenga rápidamente. Los sistemas SCADA existentes carecen de la resolución temporal que informe en tiempo real de las oscilaciones de 5 Oscilación de potencia con modos múltiples. La curva roja representa las oscilaciones de potencia medidas (escala de la izquierda). m1, m2 y m3 muestran los modos oscilatorios de la señal medida (escala de la derecha) Tiempo [s] 6 muestra que la precisión del SE mejora cuando aumenta el nivel de penetración de PMU en la red. El nivel existente de penetración en las redes de transmisión en funcionamiento sigue siendo bastante bajo, pero en los próximos cinco o diez años esperamos que aumente considerablemente ya que los dispositivos electrónicos inteligentes de medición actuales se están remodelando con funciones PMU, en conjunción con la instalación de nuevas PMU en el sistema. Es muy probable que la integración de las mediciones de fasores en la estipotencia, aunque gracias a las mediciones de alta resolución que proporciona WAMS, se pueden facilitar dichas oscilaciones con el adecuado tratamiento de señales Suma m1 m2 m3 6 Mejoras de la estimación del estado con el número de medidas PMU. (Experimentos realizados en un sistema de 39 buses.) Desviación estándar normalizada del flujo de energía 1,1 1 9,8,7 RTU solamente RTU + FASORES, Porcentaje de buses de alta tensión con PMU cación POM es un producto comercial instalado en varias redes por todo el mundo (por ejemplo, la Electricity Generating Authority of Thailand (EGAT) en Tailandia, la TSO Fingrid en Finlandia, la compañía eléctrica Hrvatska Elektroprivreda (HEP) en Croacia, la TSO Swissgrid en Suiza y la TSO Statnett en Noruega). En [4] [5] se pueden encontrar más detalles sobre la metodología. Estimador de estado basado en PMU Las mediciones SCADA de la tensión y la intensidad proporcionan al gestor una imagen estática del estado del sistema. Sin embargo, estas mediciones suelen presentar errores (por ejemplo, desviaciones de medida, errores de telemetría), por lo que se emplean estimadores de estado (SE) para obtener el mejor ajuste estadístico de las tensiones del bus a las mediciones de SCADA y al modelo de la red. Los estimadores de estado constituyen el núcleo de los sistemas de gestión de energía y cada mejora de SE beneficiará todos los aspectos del EMS (como el análisis de contingencias y el funcionamiento del mercado de la energía). La integración de las mediciones PMU precisas en el Network Manager mediante el aumento de la base de datos en tiempo real para aceptar los fasores de tensión e intensidad permite a ABB ofrecer un SE más preciso. Los detalles técnicos de esta ampliación de un SE se ofrecen en [6]. Revista ABB 4/28 37

5 mación de estado se convierta en norma en un futuro próximo. 7 Intercambio de datos WAMS en Europa PDC 1 Suiza PMU europeas adicionales Eslovenia Italia Grecia PDC 2 Pasarela de comunicaciones Leyenda PSGuard 83/85 Datos de fasores Concentrador Referencias WAMS de ABB ABB tiene un historial demostrado de trabajo con PMU y su empleo en aplicaciones, con más de 2 PMU RES521 instaladas por todo el mundo, e instala- PSGuard- Pasarela de comunicaciones Red de comunicaciones seguras entre TSO Protocolos PMU IEEE e IEEE C ciones WAMS en Austria (APG), Croacia (HEP), Finlandia (Fingrid), Noruega (Statnett), Suiza (swissgrid) y Tailandia (EGAT). Las instalaciones europeas también intercambian datos PMU en tiempo real a través de pasarelas de comunicaciones 7. Los datos se emplean para controlar las oscilaciones de potencia y Fasor de ABB Medición Unidad RES 521 Austria Pasarela de PDC 1 comunicaciones Kommunikations-Gateway PDC 1 Croacia 8 Respuestas POM en el incidente de oscilación de potencia del 14 de agosto de 27 a c Potencia (MW) Frecuencia (Hz) Flujo de energía desde Hasle hacia Suecia Frecuencia del modo oscilatorio principal (,5 Hz),8,7,6,5,4,3, b (WM) power d Amortiguación (%) Amplitud del modo de,5 Hz 5 1 PDC 2 15 Amortiguación del modo de,5 Hz 3% de límite de alarma las diferencias de fase de la tensión en toda Europa. La primera instalación piloto para WAMS integrado con Network Manager ha estado funcionando en la compañía TSO noruega (Statnett) desde 27, cuando se instalaron PMU en cuatro subestaciones distintas, como se muestra en 9. Además, se recogen las mediciones PMU desde Finlandia a través de la pasarela de comunicaciones en servicio en Fingrid. El PDC de Statnett aplica el análisis POM de flujo de corriente en las líneas que salen de la subestación de Hasle hacia Suecia. Empleando el software National Instruments Labview, Statnett ha desarrollado también su propia aplicación de análisis para acceder simultáneamente a SCADA, WAMS y a los datos de registro de fallos transitorios, que proporcionan una herramienta muy potente para los análisis posteriores al fallo. Puede consultarse más información sobre el Network Manager WAMS piloto de Statnett en [7]. Incidente de oscilaciones Un caso muy ilustrativo de las oscilaciones de potencia lo registró el WAMS que estaba en funcionamiento en Statnett el 14 de agosto de 27. Ese día, una combinación de cortes de línea y un suministro deficiente de la producción causó oscilaciones persistentes en el sistema de transmisión de Noruega. Las señales POM correspondientes se presentan en 8. 8a muestra la potencia medida que circulaba de Noruega a Suecia. En 8c se presenta la frecuencia del modo oscilatorio más significativo. Se advierte que el modo de,5 Hz, muy característico y conocido en el sistema eléctrico nórdico, se ha activado y es el dominante en la señal. 8b muestra la amplitud de este modo. La amplitud aumenta drásticamente, en torno a los 35 segundos del inicio de la secuencia, cuando aparecen las oscilaciones. En 8d se presenta la amortiguación de este modo y su caída desde un valor satisfactorio a un valor negativo; después permanece muy bajo mientras están presentes las oscilaciones. Las señales de salida del POM se pueden combinar en SCADA a fin de generar unas señales para el gestor cuando aparecen las oscilaciones. También cabe destacar que, aunque la causa de las oscilaciones de potencia 38 Revista ABB 4/28

6 estaba en un lugar, aproximadamente a mitad de camino entre las estaciones Fardal y Nedre Røssåga, es decir, bastante lejos de la interfaz meridional hacia Suecia, la aplicación POM las detecta con facilidad. En consecuencia, puede observarse la estabilidad de toda la red mediante el despliegue estratégico de PMU y aplicaciones POM que controlan las subestaciones fundamentales. En [8] puede verse una presentación más detallada de este incidente. El camino hacia el futuro La industria ha comenzado a darse cuenta de las ventajas de la tecnología WAMS y por ello ha empezado a adoptarla. De ahí que siga habiendo una enorme posibilidad de desarrollo para la utilización de mediciones sincroniza- das en la explotación de sistemas de transmisión de energía eléctrica. Diversas iniciativas en marcha van a ayudar en el avance de esta tecnología. En Europa, la iniciativa SmartGrids está desarrollando una hoja de ruta para desplegar las redes eléctricas del futuro, y WAMS es una de las tecnologías fundamentales en consideración. En los EE.UU., el Electric Power Research Institute (EPRI) (Instituto de Investigación de la Energía Eléctrica) dirige una iniciativa destinada a proporcionar una base técnica que permita un despliegue masivo de dichos conceptos (Intelligrid). La iniciativa North American Synchro-phasor Initiative (NASPI) (Iniciativa Sincro-fasor de Norteamérica) es otra de ellas, dirigida por los EE.UU. Su objetivo es aumentar el despliegue de WAMS y acelerar el desarrollo de nuevas aplicaciones destinadas a mejorar la fiabilidad operativa. ABB ha sido durante mucho tiempo la pionera en el ámbito de los WAMS, y está comprometida mediante una investigación y desarrollo continuos a impulsar el dominio de tecnologías como los WAMS, que pueden facilitar mejores vigilancia y control de los sistemas de transmisión eléctrica. Gracias a este compromiso que mostró desde sus inicios y que sigue en vigor, ABB ofrece la cartera más completa, que incluye PMU, PDC y WAMS (todos ellos integrados con SCADA de Network Manager), así como sistemas independientes y soluciones integradas con sistemas SCADA de terceros. 8 Subestaciones PMU Albert Leirbukt ABB Power Systems Oslo, Noruega Ernst Scholtz ABB Corporate Research Raleigh, Carolina del Norte, EE.UU. Sergiu Paduraru ABB Power Systems Västerås, Suecia Agradecimientos Los autores desean agradecer a Mats Larsson, Petr Korba, Reynaldo Nuqui, Neela Mayur, Michael Geiger, Hugo Meier sus contribuciones al presente artículo. Referencias [1] Novosel, D.; Madani, V.; Bhargava, B.; Vu, K.; Cole J. (28) Dawn of the Grid Synchronization. IEEE power & energy magazine, enero/febrero. [2] Weibel, M.; Sattinger, W.; Steinegger, U.; Zima, M.; Biedenbach G. (26) Overhead Line Temperature Monitoring Pilot Project. CIGRE Session. [3] Reunión de la North American Synchro-Phasor Initiativede de de junio de 28, Bellevue, Washington, [4] Korba, P. (27) Real-Time Monitoring of Electromechanical Oscillations in Power Systems. Reunión de la IEEE Proceedings of Generation Transmission and Distribution. 1/8-88. [5] Turunen, J.; Larsson, M.; Korba, P.; Jyrinsalo, J.; Haarla, L. (28) Experiences and Future Plans in Monitoring the Inter-area Power Oscillation Damping. IEEE PES General Meeting. [6] Scholtz, E.; Nuqui, R. F.; Finney, J. D.; Larsson, M.; Subramanian, M.; Lin G. Estimation of Real-Time Power System Quantities using Time-Synchronized Measurements. Solicitud de patente de EE.UU. 11/69,393 [7] Leirbukt, A.; BreidablikJ, Ø.; Gjerde, O.; Korba, P.; Naccarino, J.; Uhlenand, K.; Vormedal, L. K. (28) Deployment of a SCADA Integrated Wide Area Monitoring System. IEEE T&D Latin America. [8] Uhlen, K.; Warland, L.; Gjerde, J. O.; Breidablik, Ø.; Uusitalo, M.; Leirbukt, A.; Korba P. (28) Monitoring Amplitude, Frequency and Damping of Power System Oscillations with PMU Measurements. IEEE PES General Meeting. Revista ABB 4/28 39

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