Sincrofasores y su aplicación a Sistemas de Transmisión Camilo Viciani H. Analista de Tecnologías...

Sincrofasores y su aplicación a

Sistemas de Transmisión

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Camilo Viciani H.

Analista de Tecnologías de Transmisión

Agenda 0

1Sincrofasores y su aplicación a Sistemas de Transmisión|endesachile

�Objetivos y alcance

�Descripción y características técnicas de la tecnología

�Princip

io d

e funcio

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�Tipos de aplicaciones

�Experiencia internacional

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�Esquema de sincrofasores propuesto para fase II del PDCE

�Propuestas de implementación en el SIC

�Conclusiones

Objetivos y alcance 0


Presentar la tecnología basada en sincrofasorescomo una

posibilidad cierta, y probada internacionalmente, para dar un

salto importante en lo que se refiere a m

ejorar la capacidad y

confiabilidad de las redes del país en el corto y mediano plazo,

ante la sobrecarga y fragilidad que han evidenciado en los

últimos años las redes de transmisión en Chile, sumado a las

cada vez más estrictas restricciones para expandir dichos

sistemas eléctricos.

Principio de funcionamiento

Descripción y características técnicas 0


�La tecnología de sincrofasores se basa en la m

edición precisa y sincronizada, a

escala global, de ciertos parámetros eléctricos de interés en un determ

inado

sistema eléctrico, representados en form

a de fasores.

�Estas mediciones se obtienen a través de unidades de monitoreo remoto llamadas

PMU (Phasor Measurement Unit), que son capaces de medir la magnitud y el

ángulo de fase de una onda sinusoidal, ya sea de voltaje o corriente de fase, en un

punto específico y calcular su expresión fasorial.

Arquitectura de los sistemas de sincrofasores



�Miden

los

fasores

referenciados a un tiempo

universal coordinado UTC,

el cual está

dado por el

sistema GPS, que es una

referencia universal

�Reciben señales análogas

de datos como corriente y/o

voltaje (de cada una de las

fases), luego las digitalizan

y las sincronizan respecto a

la

referencia

obtenida

desde el sistema GPS, para

posteriorm

ente

transmitir

las señales digitales, por

medio

de

enlaces

de

comunicación disponibles,

hacia un concentrador de

datos

Arquitectura de los sistemas de sincrofasores



Características técnicas



�Estándar IEEE C37.118

�Tasa de 30 a 60 muestreos por segundo

�TVE menor a 1%

�Ancho de banda requerido

Ventajas versus Scada



�Velocidad de muestreo:

�Medición de ángulo de fase

�Sincronización de datos

Ventajas versus Scada



�Los sistemas basados en sincrofasores y los sistemas SCADA no son

excluyentes, pueden complementarse en el monitoreo y control de las

redes eléctricas.

�Las unidades PMU se pueden incorporar independientemente a los

sistemas convencionales de protección y utilizar

los enlaces de

comunicación existentes, integrándose a los canales y protocolos de

comunicación del sistema SCADA

Tipos de aplicaciones 0


•Monitoreo en tiempo real

del sistema eléctrico

•Alertas y alarm

as

•Detección de eventos y

su localización

•Acciones preventivas

•Medición de parámetros

dinámicos

•Disipación de

oscilaciones de potencia

•Análisis post-falla

•Calibración y validación

de modelos

•Modelar y probar nuevos

esquemas de protección

•Determ

inar tendencias de

funcionamiento

Aplicaciones de

Sincrofasores

Planificación

Operación

NASPI (North American SynchroPhasor Iniciative)

Experiencia internacional 10

Sincrofasores y su aplicación a Sistemas de Transmisión|endesachile

�1988: Primera unidad

PMU desarrollada en

Virginia Tech

�1992: Primer módulo

comercial desarrollado

por Macrodyne

�1996: Apagón en

interconexión oeste de

EEUU

�1997: BPA desarrolla

primer PDC e

implementa el primer

sistema centralizado de

sincrofasores

�2003: Apagón noreste

de EEUU, 61.800 MW y

más de 5 billones de

USD en pérdidas

NASPI (North American SynchroPhasor Iniciative)

Experiencia internacional 11


Septiembre 2009

Marzo 2012

2012: 266 unidades PMU (21 m

illones de USD) y 62

PDC (6 millones de USD)

CFE (Comisión Federal de Electricidad)

Experiencia internacional


�En condiciones norm

ales, se transfieren 800 MW desde la subestación Angostura

a la subestación Chicoasen por un enlace de 400 kV

�Si se desconectan las 2 líneas paralelas de 400 kV, se tendrá

como consecuencias

la aceleración de las máquinas conectadas a la subestación Angostura,

provocando inestabilidad angular, y por otra parte, se sobrecargará

el sistema de

115 kV hasta aislar el área 1 del resto del sistema

12

CFE (Comisión Federal de Electricidad)



Los relés intercambian datos de los sincrofasores y calculan la

diferencia angular en tiempo real entre Chicoasen y Angostura.

Si la diferencia angular entre estas dos barras supera un

umbral ajustado por el usuario (definido en 10 grados), el

esquema envía señales de disparo a la generación presente en

Angostura.

13

Otros casos



14

Perspectivas en el corto plazo 1

5

�Incrementar tasas de m

uestreo de PMU a 120 m

uestras por

segundo.

�Continuar la migración hacia sistemas WAMS (W

ide Area

Monitoring Systems) basados en sincrofasores

�Mejorar los enlaces de comunicación

�Estandarizar toda la red de sincrofasores (PDC, herramientas

de visualización)

�Incrementar capacidad de interpretación de datos


Plan de Defensa contra Contingencias Extremas 16


�La Norm

a Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio establece que se deberá

elaborar el Plan de Defensa contra Contingencias Extremas, el cual deberá

ser

actualizado cada 4 años, destinado a evitar un Apagón del sistema ante la

ocurrencia de una Contingencia Extrema que excede las hipótesis de diseño y

operación del sistema eléctrico, a través de un esquema automático de control

�La Dirección de Operación del CDEC-SIC, contrató

el estudio correspondiente

a un consultor, el que realizóun análisis técnico del impacto en el SIC ante la

aplicación de diversas contingencias que conducen a apagones totales y

parciales en diferentes condiciones de operación

�Se elaboró

un ranking de las contingencias m

ás críticas. A las 4 primeras de

esta clasificación se les asigna un estudio particular y una “fase”

de

implementación según su prioridad

�Fase I: Falla

y d

esvin

cula

cio

ndel doble

circuito Q

uillota

–Polp

aic

o220kV

�Fase II: F

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�Fase III: Falla

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cio

ndel

doble

circuito San Luis

–

Quillota

220kV

�Fase IV: Falla

y d

esvin

cula

cio

nde b

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ncoa

500kV

Descripción de la contingencia

Propuesta fase II PDCE 1


Esquema propuesto



Se recomienda

instalar nuevo

equipamiento

Esquema propuesto



Propuestas de implementación en el SIC

19


Fase III del PDCE: Falla doble circuito San Luis -Quillota 220 kV

Se sugiere analizar y evaluar la alternativa de implementar un

esquema de sincrofasores

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20


Anillo 500 kV

Quillota 220 kV

Polpaico220 kV

Lampa 220 kV

C. Navia220 kV

Chena220 kV

Polpaico500 kV

A. Jahuel 220 kV

A. Jahuel 500 kV

Ancoa500 kV


21


Zonas de potencial eólico y/o solar


22


Enlaces HVDC

Conclusiones 2


�La industria eléctrica m

undial ha comprobado las ventajas de

la visualización en tiempo real ofrecida por los sincrofasores

para una amplia zona de control.

�Si queremos apuntar hacia una Sistema Eléctrico Inteligente,

se debe considerar imperativamente la implementación de

sincrofasores.

�En los países desarrollados el crecimiento de las redes de

sincrofasoreses exponencial, por lo tanto dilatar la entrada de

esta tecnología en nuestro país generará

un retraso importante

en el desarrollo de nuestro sistema de control de la red de

transmisión.

�Los sincrofasoresagregan valor y dan mayor versatilidad al

sistema de control de la red de transmisión, dado que sus

aplicaciones no se reducen solo a enfrentar contingencias

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