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Aplicaciones y Herramientas para el Monitoreo y Control del Sistema Eléctrico Chileno CIGRÉ – Santiago 27-Marzo-2017Raúl Moreno Tornería www.coordinadorelectrico.cl


Contenido

Plataforma SCADA

Control Automático de Generación (AGC)

Red de Sincrofasores (WAM)

Automatismos dentro de la RED

Desarrollos en curso en el corto plazo

Reflexiones finales


OTS /DTS

Supervisión

Estimador

de Estado

Análisis de Seguridad

Flujo de Potencia

Plataformas SCADA

Playback

Se dispone de 2 plataformas SCADA (ABB y GE)

La visibilidad es el elemento esencial para la labor del CDC.

Diferentes módulos potencian la toma de decisiones en línea

El Estimador de Estado es el motor de las aplicaciones de análisis y simulación fuera de línea.


Supervisión en Tiempo Real (SCADA)

SEN 3.100 km

Intercambio de data, visón amplia

CDC ApoquindoCDC Teatinos


Es el motor de los aplicativos más importantes (EMS) de la plataforma. Entre sus funciones más relevantes se encuentran:

Mejorar la observabilidad del SEN, detectando medidas e indicaciones sospechosas que deban ser reemplazadas por su valor estimado.

Permite transformar la operación instantánea real en un modo estudio, para introducir variaciones y observar como se comportaría el sistema bajo ese nuevo escenario.

Construir análisis y simulaciones desde información o escenarios históricos.

Resultados se pueden observar en los mismos despliegues que usan los Despachadores, facilitando su interpretación.

Estimador de Estado (aplicativos)


Actualmente, el Análisis de Seguridad o Contingencias se encuentra en servicio en tiempo real, el cual se ejecuta junto con el EE, evaluando cada 5 minutos una serie de contingencias simples y múltiples predefinidas.

Entrega como resultados las violaciones de transferencia y tensión que esas contingencias provocarían en caso de producirse. Las contingencias, límites y equipos que se monitorean actualmente fueron definidas en conjunto con el CDC.

Análisis de Contingencias


Permite entre otras cosas:

Protocolo o lenguaje de comunicación de los Despachadores

Observar reacción del Despachador ante escenarios críticos de operación

Simulación de condiciones normales o especiales de operación

Preparación de los Despachadores para enfrentar desde contingencias simples hasta apagones parciales o totales

Verificación de estrategias de operación y recuperación del servicio

Simulación de nuevas aplicaciones (AGC)

Entrenamiento anticipado ante la incorporación de ampliaciones del sistema

Entrenamiento previo de los Despachadores en la operación del SEN

Módulo de Entrenamiento (OTS)


AGCControl de frecuencia Control de interconexiones

Mediante unidades pre-definidas para el ejercer el Control Secundario de Frecuencia .

Control Automático de Generación (AGC)


Se Inician Pruebas del AGC

Proyecto pronto a finalizar:

Se encuentran en pleno desarrollo pruebas funcionales y de disponibilidad de las plataformas

Tratamiento económico ha sido discutido al interior del Coordinador y se encuentra ad-portas de ser emitido.

Marcha blanca y fin de pruebas serán antes de que finalice el primer semestre, con lo cual se cumplirá la exigencia normativa de que el AGC debe estar operativo en julio de 2017


A Control de Flujo

(transferencia)

A Control de Flujo

(transferencia)

De Control de Frecuencia

De Control de Frecuencia

SINGSINGUnidades en AGC SADISADI

Unidad(es) en exportación

AGC en Control de Transferencias


Red inicia operación en el 2014 como piloto.

Monitoreando tensiones en el SING.

Tensión y corriente en línea 345kV Salta-Andes.

Frutos del uso, en recomendar sincronización con SADI y visualización de otros fenómenos

Red WAM


Oscilaciones Inter-área

Frecuencia del Sistema

P (MW)Q (MVar)

Rline XlineMonitor de Estabilidad Tensión

Monitoreando Interconexión con SADI


Permanentemente se mide la calidad de la data.

Se advierte tempranamente de fallos, con ello se maximiza disponibilidad de información

Latencia instantánea

Latencia media (1 h)

Monitoreo de la red WAM


��≥ 90%

90% ≤�� ≤120%

Evaluación en Tiempo Real de prestación de CPFSATURN2E


Permite limitar, reducir y desconectar generación de los parques ERNC eólicos y fotovoltaicos de la zona norte del SIC ante sobrecargas y contingencia de líneas.

Busca maximizar las transferencias de norte a sur por red de 220 kV, permitiendo actualmente un límite máximo de transmisión de 380 MW.

Sistema de Control Integral de Transferencias de la Zona Norte

Este sistema monitorea las transferencias, temperatura ambiente y estado de interruptores del sistema de transmisión de la zona norte y el estado de generación potencia máxima disponible y estado de conexión de los parques ERNC y de la central térmica Guacolda


Permite maximizar las transferencias por ese tramo de línea, enviando ordenes de reducción o desconexión sobre los parques generadores de ese tramo ante contingencias de un circuito de línea

Esquema EDAG/ERAG Paposo – Diego de Almagro


Permite enfrentar la ocurrencia de contingencias dobles o múltiples, y sus acción permite evitar que se transforme en un apagón total (ej. la desconexión de un tramo de 500 kV)

Planes de Defensa Contra Contingencias Extremas


Sistema de Lectura Remota de Protecciones

CDC

Existen 2 componentes del SLRP:

1. Almacenamiento del registro de operación y ajustes de protecciones por evento para el conjunto de instalaciones. Estas deben depositarse antes de 12 horas por el Coordinado. Operando

2. Acceso desde el CDC al registro de operación y ajuste de protecciones de instalaciones sobre 200 kV. En proyecto. 25-Abril 15 horas se presenta a Coordinados.


Es una tecnología que permite aumentar la capacidad de una línea de transmisión en función de las características ambientales en las que está inmersa.

Monitoreo de Capacidad Dinámica de Transmisión (DLR)

Varias líneas de transmisión incorporan elementos de monitoreo (DLR). Algunas de ellas son:

• Línea 2x2200kV Encuentro-Lagunas.• Línea 2x500kV Los Changos-Kimal.• Línea 1x2200kV Nueva Pozo Almonte-Cóndores• Línea 1x2200kV Nueva Pozo Almonte

Parinacota.

Es recomendable integrarlas en:• Línea 154kV Itahue-Maule• Línea 154kV Charrúa-Chillán


Red WAM se Fortalece en 2017

En la Zona Norte existe una red desde 2014 con 5 PMU y este año se expande en 5 más.

Para el resto del SEN, se espera implementar 29 PMU en toda su extensión durante 2017 y otras 5 en el 2018.

Se establecerá una red WAM Nacional.

Durante 2017 y 2018 se desarrollarán análisis e implementarán aplicativos importantes en oscilaciones de potencia, estabilidad angular, determinación dinámica de impedancias, entre otras.


Reflexiones finales

El Coordinador Eléctrico debe desarrollar un trabajo fuerte en materia de aplicativos y herramientas que le permitan mejorar la seguridad del SEN.

Mejores herramientas y automatismos inteligentes, redundan en reducción de efectos no deseados ante una contingencia, mejoran los tiempos de normalización y todo ello va en beneficio de los usuarios finales.

Existe un desafío muy grande en el manejo de la información (data), por los volúmenes que esto representa, por el acceso que debemos asegurar y por los aspectos de seguridad que requieren, tanto las plataformas como las vías de comunicaciones. Ciberseguridad es un tema muy importante para el CEN

El intercambio de experiencias en la operación de redes cada vez más complejas, y en otras materias también, es una línea fundamental de trabajo que el Coordinador espera iniciar desde ahora, profundizando lo iniciado en años anteriores por los CDEC’s. Por ello se impulsará el trabajo con importantes operadores internacionales.


Vínculo con centros de conocimiento nacionales e internacionales

Pasantías CONICYT

Capacitación y Entrenamiento en Nuevas Tecnologías

Mejores prácticas


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