Proyecto Sistema de Respaldo Nacional ante Eventos de Gran Magnitud SIRENA. Seminario Oscilaciones Julio 13 y 14 de 2010

Transcripción

1 Proyecto Sistema de Respaldo Nacional ante Eventos de Gran Magnitud SIRENA Seminario Oscilaciones Julio 13 y 14 de 2010

2 Temario 2 Introducción Visión del Proyecto Por qué implementar WAMS/WACS? Plan de Actividades del Proyecto Apropiación Tecnológica Prototipo WAMS de XM Trabajo Futuro

3 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 Frecuencia (Hz) 59.8 Frec_Medellin Frec_Torca Frec_SnMateo Frec_EPSA Frec_Flores Frec_Guatig Evento de Red Guavio-Circo Evento de Red Sochagota-Guatiguará Tiempo (s)

4 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.

5 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.

6 Visión Proyecto SIRENA Sistema de Respaldo Nacional ante Eventos Caribe 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 Nordeste Se espera cumplir esta meta en un lapso de 3 a 5 años e involucra inversión en CT+I Suroccidental Antioquia Oriental Aspectos Fundamentales 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 7 Por qué Implementar WAMS / WACS

8 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.

9 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

10 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.

11 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.

12 Elementos de un ESPIS G Elementos de Medida - CT Elementos de Medida - PT Lógica de Detección Elementos de Medida - PMU Sistema de Potencia Elementos de Control - Brkr Elementos de Control - Cont Lógica de Actuación Comunicaciones ESPIS

13 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.

14 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 Impacto de los Eventos (Calidad & Confiabilidad de la Demanda) Ref: NERC Blackout Data & Dobson, I., Risk of large cascading blackouts

15 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

16 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

17 Alternativas para Incrementar la Confiabilidad del Sistema Eventos en el Sistema Probabilidad de Ocurrencia / Impacto en la Demanda ESPIS ESPIS Gen Seguridad Alto Costo Operativo Impacto Bajo en la Demanda Muy Rápida Implementación Ningún costo de Inversión Generación de Seguridad 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 18 Grandes Eventos de Frecuencia Pérdida de Transformación Fallas de modo común (atentados, etc) Aislamiento de áreas eléctricas EDAC x BF (umbral + df/dt) [ANSI 81] EDAC x S> + Teledisparo RAG + EDAC x BF Detección de Pérdida de Sincronismo Disparo (ANSI 78) Bloqueo (ANSI 68) Potencia (P>, P<) Voltaje Sobrevoltaje (ANSI 59) Bajovoltaje (ANSI 27)

19 Los límites de la protección de equipos G 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 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?

20 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 Mejor estimación de variables de operación (Sincronización, ángulo, registros de eventos, etc.) con PMU Observabilidad casi completa del sistema de potencia Mejor Visualización de la condición eléctrica del sistema Esto último es lo que se conoce hoy como WAMS

21 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.

22 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

23 23 Plan de Actividades del Proyecto

24 Plan de Actividades del Proyecto 24 Estado Actual ESPIS con tecnologías convencionales Apropiación tecnológica PMU y WAMS Desarrollo prototipo WAMS Integración WAMS a Centro de Control Desarrollo WACS Investigación y Desarrollo Tecnológico Desarrollo Regulatorio ESPIS y WAMS/WACS

25 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. El diseño, implementación y operación de los ESPIS y WAMS/WACS obedecerá a lo delineado en la reglamentación. Generación Transporte Demanda Regulación Operación 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.

26 Investigación y Desarrollo tecnológico 26 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

27 ESPIS con Tecnologías Convencionales 27 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.

28 Complementación del EDAC por frecuencia Contingencia Extrema. Pérdida grande de Generación y/o Red MW Dem > MW Gen Evolución rápida a bajas frecuencias Etapas 7 y 8 aceleradas por df-dt Actuación del EDAC Colapso 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 Recuperación de la Frecuencia con tensiones mayores MVAR Cap >> MVAR Ind Mayor tensión Mayor demanda Mayor desbalance

29 29 Apropiación Tecnológica

30 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.

31 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.

32 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

33 Estándar De Sincrofasores IEEE C Cuerpo del estándar 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 Anexos 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

34 Phasor Measurement Unit (PMU)

35 Phasor Data Concentrator (PDC) 35 PMU 1 Mensajes C Mensajes C PMU 2 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. Debe ser capaz de operar en tiempo real a la tasa de envío de mensajes C 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.

36 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 C de 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. Unidad Atenuación de Señales

37 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?

38 Aplicaciones WAMS 1. Observación 2. Estimación de Estado 3. Estabilidad Monitorear el estado global de la red (variables eléctricas en barras). Calculo directo, global y en tiempo real, sin realizar cálculos iterativos. Monitoreo en tiempo real de ángulos de tensión y corriente. Agiliza el procesamiento de señales 4. Parametrización de la red Es posible calcular directamente los parámetros de las líneas, transformadores, etc.

39 Aplicaciones WAMS 5. Localización de fallas Mediciones en los dos extremos de la línea para determinar su impedancia. (o en cada tramo). 6. Control y protección Mejoran la confiabilidad en las acciones de control, disminuyendo incertidumbre en la toma de decisiones. 7. Análisis operativo Análisis de perturbaciones e investigación de desempeño de los sistemas de control.

40 Aplicaciones WAMS en el mundo Fuente: Measurements Get Together, IEEE power & energy magazine, p. 42, 2009

41 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

42 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. Señales digitales de estado de equipos, medidas sin PMU. Las entregaría el SCADA para construir la topología. Esquema Tradicional. Entradas de potencias P y Q, medidas con PMU, tal vez sin pasar por el SCADA. Señales digitales de estado de equipos, desde los PMU, cuando reemplacen las RTU, para construir la topología de la red.

43 Integración entre SCADA/EMS y PMU En este concepto las aplicaciones tradicionales y nuevas poseen ciertas relaciones: SCADA y Alarmas Estimador de Estado Estabilidad de pequeña señal Estabilidad transitoria y de tensión WAMS. Medida del Estado Monitoreo de oscilaciones. Monitoreo de estabilidad y control.

44 Integración entre SCADA/EMS y PMU Datos SCADA Datos PMU 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.

45 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

46 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. El ancho de banda necesario es menor. Solo se transmite la información del estado de la isla.

47 Esquema de un Estimador de Estado Distribuido Fuente: Delivering accurate and timely data to all S. Meliopoulos

48 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.

49 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?

50 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. R R R PMU IDD G PMU IDD PMU IDD Súper PDC EMS/WACS En el Centro de Control se centralizan los datos de PMU y se ejecutan acciones de protección y control globales del Sistema G PMU IDD PMU IDD PMU 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 IDD 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. PMU IDD G G PMU IDD

51 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) RELÉS RELÉS RELÉS RELÉS RELÉS Ref: SPID System Project DoD/EPRI Liu, Vittal, Phadke, Heydt & Jung

52 52 Prototipo WAMS

53 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 en la implementación definitiva del sistema WAMS.

54 Proyecto SIRENA Arquitectura de información

55 OpenPDC 55 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 C ). 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.

56 OpenPDC Adapters 56

57

58 Osisoft PI 58 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.

59 59 Trabajo Futuro

60 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 C y el protocolo IEC Este será un eje fundamental de la implementación definitiva del sistema WAMS.

61 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.

62 62 Muchas gracias! Preguntas y comentarios: Ramón Alberto León raleon@xm.com.co Jorge Enrique Gómez jegomez@xm.com.co

63 63

64 64 Opcional para separadores