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Proyecto:
Desarrollo de Herramientas Inteligentes paraAplicaciones de Unidades de Medición Fasorial en elSistema Eléctrico Interconectado Nacional
Responsable Técnico: Claudio R. Fuerte-Esquivel
[email protected] Institución Responsable:
Universidad Michoacana de San Nicolás de HidalgoFacultad de Ingeniería Eléctrica
México
Tipo de Proyecto
Tipo: Proyecto estratégico en investigación aplicada, desarrollotecnológico e innovación
Línea estratégica de Investigación:
• Gestión y Aplicaciones de Mejora de la Red de Transmisión.
• Gestión y Aplicaciones de Mejora de la Red de Distribución.
• Infraestructura de Medición Avanzada.
Objetivo General
El objetivo general de este proyecto es el desarrollo de
diversas aplicaciones basadas en mediciones de PMUs para
mejorar la toma de decisiones en la planeación, operación y
control del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional a
niveles de Transmisión y Distribución.
Objetivos Específicos• La estimación y predicción de la dinámica del estado operativo un SEP, mediante las cuales
se logre su control preventivo o correctivo en tiempo real ante escenarios de operación enestado de alerta o de emergencia asociados a problemas de estabilidad angular y de voltaje.
• Cálculo de límites operativos de transmisión en “tiempo real”.
• Esquemas de protección adaptivas.
• Análisis predictivo de la estabilidad del Sistema.
• Esquemas inteligentes de acción remedial.
• Determinar la ubicación optima de dispositivos de medición fasorial (PMUs) en el SEN, asícomo determinar un esquema de monitoreo y control centralizados derivados desde surespuesta dinámica.
• Estimación de parámetros eléctricos de componentes eléctricos.
• Analizador de Eventos y Localización de Fallas.
• Manejo eficiente de gran cantidad de datos suministrados por unidades de medición fasorial.
* Cada uno de estos estos objetivos específicos corresponden a alguno de los proyectos enmarcados dentro del programa de redes eléctricas inteligentes elaborado por la SENER (Programa de Redes Eléctricas Inteligentes, SENER, Mayo 2016, pp. 42)
Instituciones e Investigadores Participantes
Mario Graff Guerrero (1)Erick Téllez Avila (C)
Claudio Fuerte Esquivel (3)Juan José Flores Romero (1)Jaime Cerda JacoboAlberto Ávalos González
Leonardo Guardado Zavala (2)Enrique Melgoza Vázquez (1)
Cesar Ángeles Camacho (1) Ernesto Vázquez Martínez (1)
Guillermo Calderón Guizar (1)Rafael Castellanos Bustamante (1)Miguel Ramírez González (1)
Alejandro Pizano Martínez (1)Arnoldo Zamora Cárdenas(1)Víctor Gutiérrez Martínez
Emilio Barocio Espejo (1)
Instituciones e Investigadores Participantes
Nabucodonosor Ramos SolísDistribución Valle de México
Héctor Aguilar ValenzuelaCoordinación de Distribución
Boris Alcaide MorenoAlfredo Olachea AguayoChristian Pérez-Negrón PérezPamela Suarez Velázquez
State EstimationState estimation is the process of estimating unknown statevariables in a power grid based on the meter measurements
Substation
Remote terminal unit
SCADA Master Station
Com
mun
icat
ion
link
Energy control center with EMS
EMS alarm displayEMS 1-line diagram
Module 2: High-voltage Transmission Applications
SCADAState
EstimationContingency
Analysis
Operator
Market Operation
~ minutes ~ minutes
Violations
Constrained solutions
~ seconds
Normal operations• Asset underutilization • Limited market opportunities • Lead to emergency operations
Emergency operations• Blackouts and cascading failures
slowstatic
~ hours
Off-line Transient/VoltageStability Analysis
Ratings & Limitsseasonal
Today’s Electrical Grid Operation Paradigm
Taken from: Power GridResearch at Pacific NorthwestNational Laboratory, MoeKhaleel, September, 2009.
LOCALIZACIÓN DE PMU´S Y CONCENTRADORES REGIONALES DE
DATOS
CTSMID
CBDREC
CHD
HCPFVLAVL
MCZ
SYC
VJZREA
CUN
NGC
AMI
AUA
C.P.L
NAV
PKP
(U.S.A.)
PNE
(U.S.A.)AZCARATE.
(U.S.A.)DIABLO
CDD
KLV
ESACNR
CTE
LRA
CNC
PCN
TZMKOP
CEK
KBLPYU
XUL
TIU
INS
NCM
SUR
CRE
CMO
SBY
MDA
MAX
IZLVDDPTE
NTE
PJU
BNPHAA
HBK
MPS
PEA
MMT
ANG
KNP VAD
NIZ
TICSAMKAL
VHN
LCF
COC
CNN
COTPGD
HLI
HLT
SCNNRI
STA
CDY
LCD
ICA
PAPTJI
CRO
CPUPJZ
CIPCPT
CPD
MXIAPD
OZA
TEKSTB
RZCHGO
CHQNEPWIS
RINNZI
SVE
SAF
SQN
KONTRI
SMN
PLD
SSA
HLC
U.S.A.(MIGUEL) (IMPERIAL V.)
U.S.A.
ROA
JUI
OJP
ALT
PBD
APTAGM
DOG
ANP
GUELAJ
CAL
SAU
SPAVDR
DAÑ
LNT
CHR
CNI HRC
SLD
AGS SLPZCDVGR
DGS
TCLTMD
LAV
PRD
TUV
ZAP
CRL
QMD
MZL
LAT
JUD
OXP
ZOC JAL
VRDJDN
DBC
ATD
TOM
MZT ELC
PRI
MIATPC
ZMN
MAN
LRP
AGT
ALD
TAM
MZD
HUI
LAMMON
FRO
ESC
PZA
VDG
CED
GPL
LED
SGD
CGD
PEL
HBL
DGD TRS
AND
RAPAPC
NIC
ADC
NUR
AERRIB
REYCPR
OJCNUL
MTYMTM
INVLVITEC
CCL
FAM
CUT
GMDTPO
LMD
PNO HTS
BLE
LRO
VIO
LPZGAO
DOM INS
SJC
PUP
ETR
CAD CAB
PES
TDS
SNT
SCP
CIDENO
MDPATN
TED
ATQ
SLM
TSN
QRP
MTA CRP
ATE
CGM
OCNMRP
CYA
QRO
IRA
LNUVTP
ABAGDU
APR GUD
ZPP
UPT
SIP
MAMMND
LCP
TAP
SID
COL
CMD
INF
VIL
NKS
CPT
CBNAPZFTM
LNC
RUM
CSC
LPI
CEL
TTE
PAE
CDA
GDOGUN
CTY
PMY
LOU
CPY
TMO
MCD LRSSLC
TPH
GRT SURESTE
GRTNOR
EAAATC
EPS
SISTEMA BCS
GRT BC
MONITOREODE ENLACE
CONCENTROAMERICA
GRT NORTE GRT NORESTE
GRT PENINSULAR
GRT CENTRAL
GRT OCCIDENTE
GRT ORIENTE
UNIDAD DE MEDICIÓN FASORIAL MONITOREODE GENERACION
EOLICA
SIMEFASSistema de MediciónFasorial
PHASOR POINT
OSISOFT
272 PMUS732 FASORES 1 PDC/SISTEMA12 PDCs REGIONALES 1 SPS-AGSS 1 SINCRONIZADOR
Next-generation grid operation tools
SCADA & Phasor Dynamic
State Estimation
Dynamic CA,On-line TSA/VSA
Operator
Real-TimeOptimized Market
Operation
~ (sub)seconds~ (sub)seconds
< 1 hour
Violations
Constrained solutions
~ (sub)seconds
DynamicRatings & Limits
Normal operations• Optimized asset utilization • Enabled regular & ancillary markets• Predict emergencies
Emergency operations• Prevent/mitigate failures
fastdynamic
Taken from: Power GridResearch at Pacific NorthwestNational Laboratory, MoeKhaleel, September, 2009.
State Estimation Basics
12State Estimation-based “real-time” operation
Filmina elaborada por:Dr. Boris Alcaide Moreno
