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Sistema de Respaldo Nacional ante Eventos de Gran Magnitud Gran Magnitud SIRENA Una aplicación de Redes Inteligentes en el Sistema de Transmisión Nacional de Energía
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Sistema de Respaldo Nacional ante Eventos de
Gran MagnitudGran Magnitud
SIRENA
Una aplicación de Redes Inteligentes en el Sistema de
Transmisión Nacional de Energía
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.
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Contingencia Extrema en el SIN
Actuación esperada del Esquema de Respaldo
59.6
59.8
60
60.2
9.00 11.00 13.00 15.00 17.00 19.00 21.00
Tiempo (s)
Fre
cu
en
cia
(H
z)
Frec_Medellin
Frec_Torca
Frec_SnMateo
Frec_EPSA
Frec_Flores
Frec_Guatig
Evento de Red
Torca
Evento de Red
Guavio-Circo
Evento de Red
Sochagota-Guatiguará
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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criterios definidos.
• El elemento subyacente a estas prácticas es que no es posible alcanzar una operación 100%
confiable del sistema de potencia, debido a que:
• El tamaño y la complejidad de los sistemas de potencia dificulta su control de parte de un operador
humano.
• Existen casi infinitas combinaciones de escenarios de operación y contingencias, lo cual hace impráctico
el utilizar mecanismos de protección previamente simulados.
• Aun en el sistema mejor planeado ocurren eventos más allá de lo creíble y que llevan al sistema al límite
de supervivencia, incluyendo errores humanos.
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 ?
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en periodos largos de tiempo ?
�Qué pasa si …
La solución está en la implementación de ESPIS
Esquemas de Protección de la Integridad del Sistema de
Potencia – ESPIS
Elementos de Medida - Relés
Elementos de Medida - Relés
Elementos de Medida - Relés
Elementos de
Lógica de Detección
G
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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.
ESPIS
ComunicacionesSistema de Potencia
Elementos de Control - Brkr
Elementos de Control - Cont
Lógica de Actuación
Caribe
Visión Proyecto SIRENA Sistema de Respaldo Nacional ante Eventos
Nordeste
Aspectos Fundamentales
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
Se espera cumplir esta meta en un lapso de 3 a 5 años e involucra inversión en CT+I
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Antioquia
Oriental
Suroccidental
• 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 WAMPAC
• Iniciar la aproximación a tecnologías de smart grids en el SIN/STN
Aspectos Fundamentales
Plan de Actividades del Proyecto7
ESPIS con tecnologías convencionales
Apropiación tecnológica PMU y WAMS
Desarrollo prototipo WAMS
Integración WAMS a Centro de
Desarrollo WAMPAC
2008 2013
Estado Actual
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Desarrollo Regulatorio ESPIS y WAMS/WAMPAC
Investigación y Desarrollo Tecnológico
convencionales PMU y WAMS WAMS Centro de Control
WAMPAC
ESPIS con Tecnologías Convencionales8
El objetivo era tratar de cubrir la mayor cantidad de tipos de contingencia utilizando relés de frecuencia, corriente, voltaje, o su combinación. En su gran mayoría, la medición y detección es local, con limitadas comunicaciones.
El referenciamiento internacional (ONS, RTE, etc.) y los análisis realizados por XM, mostraron que existe un límite para la implementación de estos esquemas.
Cuando dependen del despacho de generación o del nivel de demanda existen riesgos
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Cuando dependen del despacho de generación o del nivel de demanda existen riesgos de mala actuación debido al alto enmallamiento y la complejidad de los Sistemas de Potencia.
�Se determinó entonces que los ESPIS convencionales aplicables cubrirán solo:
• 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.
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 dedecisiones rápidas (< 1s).
� Permite obtener una estimación del estado del sistema, con errores algunasveces irremediables.
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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
Inteligencia de Detección
G
PMU
PMU
Wide Area Measurement, Protection and Control Systems – WAMPAC
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Comunicaciones
Inteligencia de Actuación
G
PMU
PMU
PMU
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.
Medición Fasorial
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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).
Desarrollo tecnología PMU en el mundo12
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Potencialidades de Observación y Control con PMU13
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
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grupo principal, y según su dirección (adelanto o atraso), discernir si el problema involucra la necesidad de disparar generación o carga.
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.
Contingencia N–2 a la costa
Diseño Conceptual WACS Sirena
G
GPMU
IDD
R
R
PMU
IDD
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
R
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.
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GG
PMU
IDD
PMU
IDD
PMU
IDDPMU
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
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.
Proyecto SIRENAMedidor 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.
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Unidad Atenuación de Señales
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.
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
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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.
Arquitectura de Información propuesta17
El proyecto propone la creación de una red troncal de intercambio de información tipo internet que conecte las subestaciones y los PDC clientes.
En el Centro de Control del CND, se propone una arquitectura de Bus de Datos para compartir información
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para compartir información
Conclusiones18
El proyecto SIRENA ha superado las etapas de asimilación de la tecnología de PMU y de identificación de su potencialidad. El proyecto de I+D XM–UPB y el diseño conceptual del SIRENA han establecido las bases para las futuras implementaciones de WAMPAC.
Finalmente, con la instalación del prototipo WAMS en 12 subestaciones del STN, con las herramientas de monitoreo de estabilidad y el diseño e implementación de la arquitectura de información, se ha desarrollado una plataforma sólida de
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la arquitectura de información, se ha desarrollado una plataforma sólida de investigación para las siguientes fases del proyecto.
Lo logrado hasta hoy, ha puesto al sector eléctrico colombiano en el grupo de vanguardia que lidera la I+D de esta nueva tecnología, y ha permitido a XM pertenecer al grupo élite de operadores de sistemas de potencia que procuran implementar sistemas WAMPAC para la detección, prevención y mitigación de apagones.
Proyecto SIRENA – Qué sigue?El proyecto en 2011 se enfocará en:
� Trabajar con UPB en la caracterización de los puntos de operación del sistema, y el comportamientoangular ente fallas, con lo cual se puedan desarrollar advertencias y alarmas para la operación entiempo real.
� Trabajar con UPB en la investigación de modelos de estimación de estado distribuido que permitanmejorar la observabilidad del sistema.
� Trabajar con UPB/UTP en la investigación de localización óptima de PMUs para lograr completaobservabilidad del sistema.
�
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� Trabajar con Psymetrix en la implementación de nuevas capacidades de monitoreo y alarmautilizando el Sistema Phasor Point.
� Trabajar con la UFSC en investigar metodologías de detección, previsión y mitigación de apagonesen sistemas de energía eléctrica utilizando medición fasorial. Como trabajo doctoral de unEspecialista de XM .
� Consolidar la colaboración entre Empresas y Universidades para optimizar el esfuerzo en I+D
� Impulsar con la CREG el desarrollo regulatorio necesario para la implementación de sistemasWAMPAC en el SIN (Propiedad, Responsabilidad, Remuneración).
� Integrar el proyecto SIRENA en el diseño e implementación del nuevo Centro de Control de Energíade XM. Hoy se trabaja en RFI.
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Muchas gracias !
Preguntas y comentarios:
Ramón Alberto León – [email protected]
Jorge Enrique Gómez – [email protected]
