Proyecto SIRENA/iSAAC Sistema Avanzado de Supervisión, Control y Protección

Proyecto SIRENA/iSAAC Sistema Avanzado de Supervisión, Control y Protección

Frecuencia (Hz) 2 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. 60.2 Evento de Red Torca Contingencia Extrema en el SIN Actuación esperada del Esquema de Respaldo 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 17.00 19.00 21.00 Tiempo (s)

Visión Proyecto SIRENA Sistema de Respaldo Nacional ante Eventos 3 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

Plan original de Actividades del Proyecto 4 Estado Actual 2008 2013 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

Medición Fasorial y WAMS PDC Las señales de diferentes puntos del sistema son comparadas a una señal de referencia (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. Los datos son enviados por canales de comunicación con gran ancho de banda y concentrados en un sitio central a través de un software especializado (PDC).

Aplicaciones WAMS 6 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?

Control Center Visualization Enhancement 7 Visualization Prototype Central Angles Presentado en Tutorial IEEE PES ISGTLA 2011, Medellín Cutset Angles

Potencialidades de Observación y Control con PMU 8 Máxima Importación Caribe Máxima Importación Suroccidental

Potencialidades de Observación y Control con PMU 9 Al simular contingencias extremas como disparos de subestaciones o contingencias superiores a N-1, se ha encontrado que solo con observar el comportamiento angular es factible identificar sub-áreas problema. El mecanismo propuesto es identificar grupos angulares coherentes, medir su velocidad angular de separación del grupo principal, y según su dirección (adelanto o atraso), discernir si el problema involucra la necesidad de disparar generación o carga. Contingencia N 2 a la costa El proyecto I+D XM UPB está identificando las diferentes maneras de agrupación de ángulos, la obtención de promedios por áreas operativas, la identificación de grupos de corte angular y la determinación de ángulos de referencia.

Angulo en grados Validación del Modelo, Evento disparo de línea Cerro-Primavera 42:18.2 42:19.9 42:21.6 42:23.3 42:25.0 42:26.7 42:28.4 42:30.1 10 Diferencia Angular San Carlos- Sabana 60 50 40 30 20 DIG PMU's 10 0

11 11 Herramientas de Análisis basadas en datos fasoriales

WAMS/Conciencia Situacional Phasor Point 12

Estabilidad Oscilatoria, Phasor Point (Psymetrix) 13 Visualización general de análisis de oscilaciones en el SIN. Análisis del comportamiento de oscilación de baja frecuencia.

Islanding, Phasor Point (Psymetrix) 14

PI GUSANO FRECUENCIAS 15 GUSANO CON DELTAS DE FRECUENCIA (REF. SAN CARLOS)

Registro de Eventos 16

Loaded corridor risk assessment Using OpenPDC for data analysis 17 Alarm Zone Presentado en Reunión NASPI Octubre 2011, San Francisco

Proyecto Sistema Inteligente de Supervisión y Control Avanzado isaac 18

Sistema Inteligente de Supervisión y Control Avanzado isaac Centro de Control Integración Información de Estado Supervisión / Control Global Interacción Operadores Transportador Operador de Red Generador El objetivo del proyecto isaac es diseñar la arquitectura y el ecosistema funcional para los futuros sistemas de supervisión y control en tiempo real, proponiendo una evolución radical de los sistemas SCADA/EMS hacia: Medición Fasorial Funcionalidad Distribuida en Subestaciones Comunicaciones en Nube/Bus Protección Colaborativa Conciencia Situacional Avanzada Red Nacional Smart Grid Bus Datos SOA/CIM/C37.118/61850 Gateway/IDD en Subestaciones Estimación* de Estado Estable / Dinámico Análisis de Estado del sistema de potencia Protección Colaborativa / Sistémica Control Distribuido Gateway/IDD en Subestaciones Medición Fasorial (PMU) Medición Fasorial (PMU) Medición Fasorial (PMU)

Líneas de trabajo y Cronograma del Proyecto 20 Tecnología de Medición Fasorial Funcionalidad EMS Distribuida Comunicaciones en Nube / Bus Protección Colaborativa Conciencia Situacional Avanzada 2011 Conceptualización Prototípo WAMS Uso Red WAN ISA ESPIS con PMU? Qué son las flechitas? 2013 Conocimiento Compartido Supervisión Paralela a SCADA Canales Propios con TCP/IP Visualización Alterna en Centro de Control ESPIS basados en plataforma WAMS 2016 Competencias en CND en MFS* Integración con EMS SCADA Comunicaciones en Nube Protecciones de respaldo en comunicación permanente Decisiones en CC basadas en Conciencia Situacional 2025 isaac como evolución de SCADA * MFS: Medición Fasorial Sincronizada

Cobertura Esperada del Prototipo en Junio 2013 21 En Junio de 2013 se espera contar con 40 Unidades de Medición Fasorial 25 PMU con localización definida como se muestra en el mapa 15 PMU adicionales se instalarán teniendo en cuenta criterios de: Observabilidad de red para índices de seguridad Verificación de Parámetros de Generación Supervisión de 500 kv Instaladas / en instalación Transelca 2012 (Solo V) ISA 2012 / 2013 (Solo V)

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