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AgendaVisión AREVA de “Smarter Grid”Integración de Energía EólicaIDMS (Integrated Distribution Management System)facilitando “Smarter Grid”Ejemplos de integración de AMI


AgendaVisión AREVA de “Smarter Grid”Integración de Energía EólicaIDMS (Integrated Distribution Management System)facilitando “Smarter Grid”Ejemplos de integración de AMI


Visión AREVA de “Smarter Grid


Smarter Grid – De La Visión a los ProductosSmart GridSmart Dispatch Smart Transmission Grids Smart Distribution Grids Smart SubstationGestión de Portafoliode Generación (inclusoRenovables)Gestión en TiempoReal de los ActivosSistema de GestiónAutomática deMedidoresArquitecturas deProtección y Controlde SubestacionesTotal Integración dePrincipios de Precio yDemanda/Suministropara Gestión de la RedPlanes de Análisis deEstabilidad & Defensaen Tiempo RealSistemas de GestiónIntegrada deDistribuciónPlanes de DefensaAuto-AdaptativosGestión de RespuestaInteligente de laDemandaControl Inteligente deElectrónica dePotencia (HVDC,FACTS, SVC…)Integración de laGestión de Renovablesy DemandaEquipos de Smart Gridpara la DistribuciónSecundariaVisualización, Situation Awareness y Herramientas de Soporte a la DecisiónArquitectura de Sistema incluyendo CIM (Common Information Model)Comunicación de Datos Segura, determinística y confiable


¿Qué se Necesita para Gestionar Energía Eléctrica?MercadoEnergíaMercadoSCADA /EMS / DMSTransmisión/DistribuciónSistemas de TelecomSistemas Digitales de Control paraSubestaciónProtecciónMediciónSubestaciónInterruptoresHV / MVTrafoInstrumentosSensoresEs necesario un Sistema de Control de Energía …


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Escenarios de Prevención de BlackoutSoluciones de Estabilidad en Tiempo Real con los PMUsFuncionalidades ClaveActualización 30 valores/segDatos con estampa de tiempo, latencia mínimaCompatible con tecnologías modernas de comunicaciónResponde al comportamiento dinámico del sistemaModificación de pares de ángulos significa: modificaciónde MW o “modificación de distancia”BeneficiosCrea “planes de defensa” para mitigar problemas encascadaEMS actualmente se encarga de estabilidad de la red en99% del tiempo (escenarios estáticos)Solución de estabilidad en tiempo real se encarga deotros problemas críticos, 1% del tiempo (escenariosdinámicos rápidos)• Estas condiciones son ”invisibles” al operador EMS• Estas condiciones son típicas de cuando se inicia unescenario de blackout en cascadaProcesa condiciones críticas transparentesa los operadores EMS


Gestión de Fuentes de Energía EólicaPuntos ClavePuntos ClaveGestión de Datos• Gran número de unidades generadoras de mediana y pequeña capacidad• Energía embebida en varios puntos distintos de la redVisibilidad Limitada• Poca o ninguna adquisición (aunque esta situación está evolucionando gradualmente)• Energía embebida en niveles de tensión de distribuciónOptimización de Planeamiento• Buena calidad de previsión asegura planeamiento óptimo de las unidades eólicas• Generación eólica confiable para empresas de generación y transmisión1 2 3Monitoreo deGeneración EólicaPlaneamiento deGeneración EólicaUtilización deUnidades Eólicas


1Visualización de Eventos Meteorológicos y de Red en Tiempo RealAplicación e-terravisionDescargas AtmosféricasPuntos Clave Avisos y Visualización• Panel dinámico deinformaciones y descargasatmosféricas Playback• Grabación de datos críticosdel sistema (alarmas,frecuencia, tensión,contingencias, índices devulnerabilidad, ...)• Replay con alta performancede visualización (contornosde tensión y contingenciascríticas, gráficos detendencia, …)Zonas de vientos fuertesVisualización en tiempo real para soportar latomada de decisión


1EjemploMonitoreo de Activos de Generación Eólicae-terraplatformVista de la Planta Eólica VilanovaPuntos ClaveEstado de turbinaeólica (en operación /salida planeada o noplaneada)Características decada turbina eólicaSalida en tiempo realDatos meteorológicosLista de eventosVisualización en tiempo real & monitoreo decada turbina eólica


Power [MW]2Previsión de Fuerza del VientoMódulo de Previsión300025002000150010005000OnlineForecast (D-1)Update 08:00Update 10:000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23HoursPuntos Clave Método de previsión Comparación entre diversosmétodos Redes Neuronales Difusas (Neural-Fuzzy) se sobreponen a otros Previsión de corto plazo Hasta 10 horas en adelanto Basado en la adquisición SCADA entiempo real Previsión de largo plazo 24 a 48 horas Basado en NWP (NumericalWeather Predictions) Entradas manuales posibles a travésde herramientas de asignación óptimade generación Asociación con terceros parapredicción meteorológicaPrevisión de generación de energíaactualizado en tiempo real


2Análisis de Previsión para Operadorese-terraplatformEscenarios basados en eventos extremosimpactando en confiabilidadEscenarios basados en eventos rutinarios queimpactan en los costos de operaciónPuntos Clave Ayuda operadores del sistema a tomardecisiones que: Son suficientemente robustas para cubrirtodos los escenarios Son económicamente eficientes comosea permitido Define cuales escenarios el operadordebe considerar: Probabilidad de ocurrencia por encima deun valor mínimo Alto impacto (e.g., eventos de variación ycarga líquida alta / baja) Impacto significativo en los costosesperados de operación El escenario “correcto” depende de lascaracterísticas del sistema y susobjetivos (i.e., confiabilidad y costo).


3Asignación de Unidades de GeneraciónPrevisiónde CargaPrevisiónMeteorológicaPrevisión deGeneración EólicaPortafoliodeOptimizaciónMediciones entiempo real:- Viento- Carga- GeneraciónPrevisión deEnergía Eólica(MW)Archivos xmlPlantaConvencionalNominal(MW)SCADAe-terracontrolPuntos Clave Herramienta de Optimización Previsión de generación eólica Portafolio de optimizacióncompatible con restricciones einstrucciones de operación detransmisión Procesamiento de datos entiempo real Mediciones de datosmeteorológicos Cargas Generación por unidad Planeamiento de salida deservicio (mantenimiento)Archivos xmlsetpointsmedicionesUtilización optimizada deportafolio de generación


3Asignación de Unidades de GeneraciónAvisosPuntos Clave Monitoreo de desempeñomedida contra los valoresprevistos, en tiempo real Ajuste automático de objetivospara varios días o reserva Alarmas para desvío deobjetivos y modificación decarga Monitoreo flexible – nivel dedespacho contra nivel degeneración de la plantaVerificación defrecuencia y volumende balance de energíaVerificación de performancereal contra los valoresobjetivo notificadosAvisos de resultados de generación


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Antigua Operación de Distribución(Alabama Power)Antes de 1988Menos de 5% de las subestaciones de distribución eranautomatizadasEquipos de los alimentadores de distribución no eranautomatizadosSistemas de distribución eran operados manualmente con:Diagramas AutoCAD de 55 localidades montados en la paredSin sistemas OMS / WFMS para soporte a operaciones


Operación Actual de Distribución(Alabama Power)Programa de automatización de la distribución empezó en 1991:98% de las subestaciones automatizadas3600 RTUs230,000 puntos (6s estados / 12s analógicos)Integración de aplicaciones de operaciónSistema abiertoSCADA de DistribuciónGestión de Órdenes de ManiobrasGestión de InterrupcionesGestión de CuadrillasSeguridad Informática (Cyber-Security)


¿Por Qué Cambiar?


Fallas en la Red de Distribución


Fallas en la Red de Distribución


Fallas en la Red de Distribución


Fallas en la Red de Distribución


Menos de Esto¿Por Qué Cambiar?Mejorar la capacidad de operación de distribución para hacerfrente a:La carga del sistema, maximizar los activos con la utilización demodelo interconectadoPredecir, localizar, aislar y analizar las fallas, con o sin intervencióndel operador - sistemas de auto-cicatrizaciónDATOSMás de EstoSistemas autónomos de aplicaciónMantenimiento de confiabilidad y de activos - basado en condiciónGestión de demanda - programas de reducción de pérdidas delsistema y de la demandaGeneración distribuidaFormación de OperadoresPermitir la participación activa de los clientes a través de AMIINFORMACION


Operaciones Futuras de DistribuciónProyecto de Sistema Integrado de Gestión de Distribución (IDMS,Integrated Distribution Management System)Producto da AREVA T&D que logra una perfecta integración deaplicaciones de operación - combina OMS, SCADA, AMI, y gestión dedistribución en una única interfaz de usuario para mejorar la eficienciadel operadorUtiliza ESRI GIS como fuente de un modelo conectado e "inteligente"Topología y atribución del GIS facilita el uso de aplicaciones avanzadasde análisis de red para mejorar la toma de decisiones operativasMejorar la eficiencia del sistema de distribución y ampliar los programasde gestión de demandaSimulador de entrenamiento de operadores de distribución


IDMS Facilita Operaciones de “Smarter Grid”Aplicaciones Avanzadas del IDMS habilitadas desde el GISAnálisis de flujo desbalanceado de cargaAislamiento de falla y restauración de servicio automáticos (AFISR,Automatic Fault Isolation and Service Restoration):DescentralizadaCentralizadaDetección y localización de fallasControl de tensión/reactivos / minimizar pérdidas de distribucón / gestión dedemandaCoordinación del sistema y análisis de protecciónAnálisis de contingenciaGestión de maniobrasGestión avanzada de cuadrillasOperación Degradada de Equipos de Potencia (armónicos)


IDMS Facilita Operaciones de “Smarter Grid”Gestión dePlaneamiento deActividades• Plan de mantenimiento• Nueva construcción• Retorno a normal• ReconfiguraciónNotificación a losClientesOperacionesde Maniobrae-terrabrowserGestiónde FallasOperaciones• Visualización deconectividad• SCADA• Análisis y optimizaciónde red• Geográfico yesquemático• Extensión de falla ycausa• Ciclo de vida deapagones planificados ono• Índices de rendimiento• Archivo históricoAdaptador CIMDatos de Activos (GIS,Subestaciones, etc.)Monitoreo deCuadrillasCall Center(Gestión de Llamadas)IVRCIS(Datos del Cliente yDirección Eléctrica)AMR/AMI(Energización del Cliente yConsumo)e-terradistributionIntegratedDistributionManagementGestión deRecursos• Sistema Móvil deDatos• Llamada de Cuadrilla• Optimización deCuadrillaSystem


IDMS Facilita Operaciones de “Smarter Grid”Soporte del DOE (Department of Energy) y EPRI (Electric PowerResearch Institute)Proyecto IDMS co-financiado por el Programa GridWise del Departamento deEnergía de EE.UU. y EPRIProyecto de demostración completado en junio de 2008Implementación en Alabama Power Company en 2010


IDMS Facilita Operaciones de “Smarter Grid”Integración IDMS y AMIFinal del proyecto AMI en 2010Red completa bidireccional (por definición)Lectura de cualquier medidor en cualquier momentoTodos los tipos de lecturaKWh; TOU; demanda; perfil de cargaInformación de voltajeCorte de potencia activa, restauración de potencia y detección demanipulaciónSoporte de múltiples proveedores de medidores


Gestión de Red de Distribución en el FuturoMayor demanda del conocimiento de la situación de la red dedistribución y por índices de rendimientoVisualización de la automatización!Penas más severas para las transgresiones de fiabilidadMayor capacidad de reconfiguración de la red físicaModelo dinámico siempre con el estado actual de la redProgresión hacia AMI como la principal herramienta de observación y uncomponente clave para la supervisión y control de la red de distribución,incluidas las instalaciones de los consumidores -> observación delestado en tiempo real y habilitador de respuesta a demanda


Gestión de Red de Distribución en el FuturoInteracción complementaria con, control supervisório, automatizacióninstaladas en campo (esquemas de reconfiguración automática dealimentador / subestación como IntelliTeam)Reconfiguración en ciclo cerrado – esto es clave para la parte de “autocicatrización”en SmartGridImplica proveer conocimientos de conectividad de la red, más amplio ydinámico, para esquemas rápidos de automatización instalados en campoNuevos requisitos para la minimización automática de pérdidas,fiabilidad y gestión de demanda significan un mayor control en el nivelde la distribución


Gestión de Red de Distribución en el FuturoInterfaz para la generación distribuida (monitoreo y control)Determinación precisa de la localización de falla para acelerar elmantenimiento / reparaciónPlanes de reconfiguración predictivo y pro-activoPredicciones analíticas de la manipulación de la red o robo de energía


Interfaces IDMS a AMI - Valor Agregado a laFuncionalidad de “Smart Grid”Gestión de Fallas con AMIAnálisis de Red con AMIGestión de Demanda con AMIGestión de Medición con IDMS


AgendaVisión AREVA de “Smarter Grid”Integración de Energía EólicaIDMS (Integrated Distribution Management System)facilitando “Smarter Grid”Ejemplos de integración de AMI


Ejemplo de Visualización


Visualización de Pre-Falla


Simulador de Entrenamiento de Operador con 3 Fallas


Resumen de Incidentes del OMS


Respuesta Ping de los Medidores Inteligentes


Corte de Alimentadores Refinado con Múltiples Incidentes


Referencias de Proyectos SCADA/EDMS de PCEPEMEX(Mexico)ONS – COSR-NCO(Brasília)SIIF - Parque Eólico(Fortaleza)PAGMI(Venezuela)ONS – COSR-NE(Recife)SIEPAC(El Salvador)CDEC-SING(Chile)AES-Tietê(Bauru)AES-Sul(Rio Grande do Sul)AES-Eletropaulo(Sión Paulo)UHE Xingó(Rio Sión Francisco)LIGHT2 x Sistemas(Rio de Janeiro)Leyenda:SCADA/EMSSCADA de GeraciónSCADA de DistribuiciónONS – COSR-S(Florianópolis)


ContactosSérgio FujiiEDMS Sales Managersergio.fujii@areva-td.comTel: 55 11 3491 7318William RomeroEDMS Sales Supervisorwilliam.romero@areva-td.comTel: 55 11 3491 7084

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