Confiabilidad de Operación Consideraciones y … · 0 to +225Mvar SVC con tecnología de GTO Su

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Seminario Internacional del CIGRE Confiabilidad de los Sistemas Eléctricos

Santiago de Chile, 2729 de noviembre de 2005

François Gallon AREVA T&D, Systems BU

Confiabilidad de Operación Consideraciones y Desarrollos Tecnológicos

Confiabilidad de los Sistemas – CIGRE Chile – Noviembre 2005 Pag. 3 3 3

Consejo Mundial de la Energia (27 de Septiembre de 2005)

Dos definiciones:

•« Adequacy » (adecuación):

Capacidad del sistema de satisfecer la transmmision y la distribucion de energia eléctrica en cualquier momento

•« Security » (confiabilidad):

Capacidad del sistema de soportar cualquiera falla de cualquier componente de dicho sistema, – no prevista que pueda occurir, y recuperarse de las consecuencias temporarias que resulte

En el contexto, « adequacy » y « security » pueden ser – o son controlados por organizaciones distintas

World Energy Council: www.worldenergy.org

Introducción


Consejo Mundial de la Energia (27 de Septiembre de 2005)

Referencia CIGRE Joint Colloquium A3 + B3 en Tokyo (Septiembre de 2005)

4CIGRE WG B306: « Implementation of Information Strategy to support Utility Asset Management »

Introducción

Confiabilidad de los Sistemas – CIGRE Chile – Noviembre 2005 Pag. 5 5 5 T6889

Flujo de Informaciones y Proceso de Decisiones Inventario de los

Equipos

Mantenimiento

Diagnosis

Registro de Fallas Escenarios

Re emplazamiento

Evaluacion de la Confiabil idad

Al limite

Renovacion

Modelos de Envejecimiento

Modificacion

Igual Original

Repuestos Monitoreo

Costo de Inversion

Costo de Mantenimiento

Costo de Diagnosis

Costo de Falla

Costo de Repuestos

Costo de Reparacion

3 Proceso de Decision "Risk

Management" Seleccion de los Datos

economicos mas Pertinentes

2 Evaluacion economica entre varias alternativas

Elaboracion de las estrategias de Mantenimiento

Caracterisiticas de Vida Util

Costo del Ciclo de Vida

Factor de Potencia

Contractos y Clientes

1 Mantenimineto y evaluacion

por diagnosis

Regulador

Seguridad Regulatoria

Obligacion y Garantia de: Disponibil idad Confiabil idad

Calidad

Precio de la Energia non suministrada

Reclamaciones Penalidades

Evaluacion de Riesgos

Prestaciones del Sistema

Desarollo del Sistema

Business Values

Escenarios con cuantificacion de ganancias / costos Asset level

Network level

Corporate level



Equipos

Mantenimiento

Diagnosis


Re emplazamiento


Al limite

Renovacion


Modificacion

Igual Original

Repuestos Monitoreo

Costo de Inversion


Costo de Diagnosis

Costo de Falla

Costo de Repuestos

Costo de Reparacion








Factor de Potencia



por diagnosis

Regulador



Calidad






Business Values


Network level

Corporate level



Equipos

Mantenimiento

Diagnosis


Re emplazamiento


Al limite

Renovacion


Modificacion

Igual Original

Repuestos Monitoreo

Costo de Inversion


Costo de Diagnosis

Costo de Falla

Costo de Repuestos

Costo de Reparacion








Factor de Potencia



por diagnosis

Regulador



Calidad






Business Values


Network level

Corporate level


•Operacion en un mercado desregulado

•Sistemas de Informacion y Communicacion

•Monitoreo

•Diagnosis prefalla

Confiabilidad del Sistema


Operacion en un mercado desregulado

Sistemas de Informacion y Communicacion

Monitoreo

Diagnosis prefalla



“ Invertir en ‘transmisión’ no mejora la productividad de las Empresas eléctricas”

Ayer Hoy

++

=

++

Evoluciones 19972002

Generación

Consumo

Margen de Seguridad

4No obstante, estas inversiones contribuyen a la prevención de fallas mayores o al mejoramiento de los flujos de potencia


En un mercado desregulado:

•Operadores de Sistema deben explotar redes con configuraciones topográficas y operativas sumamente diferentes y variables

•Pueden aparecer inesperadas zonas de congestión y corredores saturados, lo que puede exigir soluciones de interconexión y sistemas adaptados tipo « FACTS » para agilizar la operación entre sistemas interconectados

•Se deben contemplar nuevas filosofías y reglas de operación comúnes y aceptadas por los diferentes Operadores de los sistemas interconectados

Mercado desregulado


Transmisión en larga distancia: Nelson River

4 1670 MW, ±465 kV

4 Potencia de generación hidráulica transmitida en 900 km (50% de la potencia consumida en Manitoba)

Hudson Bay

Lake Winnipeg

Limestone 1330 MW

Longspruce 980 MW

SASKAT

CHEW

AN Ne

lson River

MANITOBA

ONTARIO

Kettle 1272 MW

Winnipeg


CC +/500kV 4000MW

CA 230kV 600MW

Nelson River


Conversión de frecuencia

4Rivera HVDC (BTB)

4Interconexión de las redes de w Brazil (60 Hz) w Uruguay (50 Hz)

472.5 MW, 22 kVdc, 3300 A

Montevideo Buenos Aires

Rivera

URUGUAY


Flujos de Potencia entre regiones no sincronizadas (Respaldo mutuo y fluidez de las explotaciones

hidráulicas / térmicas)

Chandrapur 2 x 500 MW

1997 Visakhapatnam 500 MW

1998

Sasaram 500 MW 2002


Chandrapur Diagrama Unilineal

OESTE

SUR


T5445

Rectificador Sur Rectificador Oeste

Barra de HVDC

Chandrapur 2x500 MW


4 2 x 1000 MW, ±270 kV

4 Puesta en servicio: 198586 4 La conexión 2000MW representa:

w Generación adicional de 1500MW en Inglaterra

w Generación adicional de 1500MW en Francia

Sellindge

Les Mandarins

FranciaInglaterra (CrossChannel)


FranciaInglaterra

Sellindge (NGC)

El canal

Les Mandarins (EDF)

400kV

F

F

F

F

F

F

F

F

F

F

F

F

F

F

F

F

SVC

SVC

400kV


Subestación 400kV GIS

Filtros

SVC 2 SVC 1

Filtros

Bipolo 2 Edificio de control

Bipolo 1

Area CC Area CC

Ruta de cable

Estación de conversión de Sellindge (Inglaterra)


Estación de conversión Les Mandarins (Francia)

Filtros

Ruta de cable

Bipolo 2 Bipolo 1 Edificio de control

400kV barras

DC Area


Total SVC Rating 5.5GVAR

D C

TCR/TSC

400kV 275kV

SR

TSC (RSVC)

Configuración flexible: 60 MVar TSC (7 pasos 8.6 Mvar c/u)


T4085.ppt

RSVC Vista y Corte


T4088.ppt

Iron Acton RSVCs


Iron Acton RSVCs


HVDC

RSVC

400kV 275kV

TSC/STATCOM

Saturated Reactors

TCR/TSC

0 to +225Mvar SVC con tecnología de GTO

Subestación East Claydon



Equipos

Mantenimiento

Diagnosis


Re emplazamiento

Evaluacion de la Confiabil idad Al limite

Renovacion

Modelos de Envejecimiento Modificacion

Igual Original

Repuestos Monitoreo

Costo de Inversion


Costo de Diagnosis

Costo de Falla

Costo de Repuestos

Costo de Reparacion








Factor de Potencia



por diagnosis

Regulador



Calidad






Business Values


Network level

Corporate level


Puerto Rico

Northeast Utilities

Pacific Gas & Electric

AESO

Hydro One

San Diego Gas & Electric

Pennsylvania Power & Light

Manitoba Hydro

Public Services of New Mexico

National Grid

New York Power Authority

Entergy

Central Maine Power

Powder River Energy

Southern Company

CenterPoint

TriState

BC Hydro Vermont Electric

SVCs STATCOMs

Situaciones conocidas de PreBlack Out

Pacificorp

American Electric Power

Aquila Networks

Dofasco

NSTAR BPA

Sharyland Utilities 150200 MUSD


America del Norte: “ cortafuegos” HVDC

BacktoBack HVDC

Sistema de transmisión de larga distancia

ERCOT

Sistema Central/Eastern

Seaboard

Sistema West Coast

Quebec




Monitoreo

Diagnosis prefalla



Automatización de la S/E: hacia un sistema integrado de Gestión de la Red

Control

Subestacion

Medición

Subestacion

Protección

Subestacion

Subestación

Red de Telecom Datos

Com

s EMS / D

MS / M

MS » Datos tiempo real

» “Fasors” » Registr o de fallas » Configuración Update » Datos de la S/E

» Ajuste de relés » Contr ol r emoto » Aislamiento » Load shedding » Ajustes adaptativos

Automatización de la S/E


Integración de Soluciones

4Aplicaciones disponibles w Control Local Volt/Var w Esquemas de reconstrucción y reestablecimiento postfalla

w Archivos de medidas de los desfasajes y análisis

w Ajuste de los sistemas de protección

w Plan de carga en tiempo real

w …

4Una gama de aplicaciones que pueden combinar e integrarse con el fin de propiciar una solución adaptada a las problemáticas de operación de la Empresa


“ Asset Management” Utilización optimizada de los Datos

SCADA/EMS HMI

SCADA/EMS HMI

Operational PI

Operational PI

SCADA Comunicación Datos operacionales Substation Operational

Data Concentrator

Substation Operational

Data Concentrator

LAN

Serial

Subestación

Cir cuit Br eaker Oper ation: Sequence of Event s

0: Fault Incept @ 2004 0926 06: 37: 12. 3828 ( 0. 0 ms) 1: Rel ay Cont rol Cont act Event @ .. . (... ms, ... cycl es ).

2: Rel ay Cont rol Cont act Ti me @ ... (... ms , . .. c ycles ). 3: Br eak er Control Ti me @ .. . (.. . ms , ... cycl es ). 4: Br eaker – Auxil iary Cont act Event @ ... (... ms , . .. c ycles ).

5: Br eaker Oper ation Ti me @ . .. ( ... ms, ... cycl es). 6: All Phases : Fault C l ear ed @ 2004 09 26 06: 37: 13. 0208 ( 638 ms , 38 cycl es).

Phase A Cl ear ed @ 2004 09 26 06: 37:13.0208 ( 638 ms, 38 cycles ). Phase B Cl ear ed @ 2004 0926 06: 37: 13.0208 ( 638 ms, 38 cyc les) .

Phase C Cl ear ed @ 2004 09 26 06: 37:13.0208 ( 638 ms, 38 cycles ).

Maxi mu m t i me dur ati on bet ween when t he firs t phas e of a br eaker clears a f ault to when a subsequence phase cl ears a f ault

Maxi mu m t i me dur ati on bet ween when f ault c ur rent i s c lear ed t o when f ault cur rent appears on any phas e suggesti ng br eaker r es tri king

Maxi mu m t i me dur ati on f ro m t he inc epti on of the f ault t o relay cont rol c ont act event Maxi mu m t i me dur ati on f ro m t he rel ay cont rol c ont act ti me t o t he breaker c ontac t ti me Maxi mu m t i me dur ati on f ro m t he rel ay cont rol c ont act ti me t o when f ault was cl ear ed

Maxi mu m t i me inter val fr om the incept ion of t he f aul t t o when t he f ault was c leared on all phas es

A nal ysi s : Accu mul at ed Los s of L if e I 2 T Phase A: ? ? J Phase B: ? ? J Phas e C: ?. ? J All Phas es: ? ? J

Faul t : Exceeded F irst Level of I 2 T

Phase C I 2 T: ? ? J, Ti me 200409 26 06:37: 48. 5487

All Phas es I 2 T: ? ? J , Ti me 2004 09 26 06: 37: 47. 9386

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Cont act I 2 T

Phase A: ? ? J Phase B: ? ? J Phas e C: ?. ? J All Phas es: ? ? J

<cal cul at ed >

Fa ul t

<mea sur ed> R el a y

C o nt r ol C onta ct E ve nt

<calc ul at ed> R el a y

C o nt r ol C onta ct Ti me

<calc ul at ed> Br e ak er Co nt a ct Ti me

<mea sur ed> Br e ak er A ux il i ar y C o nt a ct

<me asur ed >

F aul t Cl e are d

MEN: Rel ay Contr ol

C ontact Adj ustme nt

user defi ned: Br eaker Energi ze

D urati on

< me as ured > Br ea ker

O pe r at i o n Ti me

B r ea ker co nt act durat i on C onta c t I 2T (j oul es )

To ta l br eaker operati on dur a ti on (s ec )

To ta l o per ati on d urati on: (s ec)

I 2 T ( j oul es)

To t al r elay operati on durati on (s ec )

Análisis Automatizada, Injformes y advertencias

Datos Comunes Visualización

Red o Modem Non Operational Non Operational

eterraanálisis eterraanálisis E xpe rt

Sy s te m

P ro c edu ra l

r eas o ning

N e ura l

N etw o rk s

F uz z y

Log ic

Analy sis Engine

Analysis Scrip t

Smart Object L ibrary

Repor t Generator Report, chart, or action

Data Via API

Datos non operacionales

Non Operacional Non Operacional

eterraanalisis eterraanalisis E xpe rt Sy s te m

P ro c edu ra l r eas o ning

N e ura l N etw o rk s

F uz z y Log ic

O PE N D ata bas e A P I

Analy sis Engine

Analysis Script

Smart Object L ibrary

Report Generator Report, chart, or action

Data Via API

http://www.selinc.com/sel-421.htm



http://www.selinc.com/images/2032_lg.jpg


Soluciones avanzadas de Control de S/E

Plataforma Plataforma central : central : análisis análisis y y archivado archivado

EMS/SCADA EMS/SCADA

Comunicaciones (cumple FERC)

Substation Substation Data Data

Manager Manager

Serial gateway

» Seguridad de comunicaciones

Gestión Gestión de de Falla Falla

Asset Mgmt Asset Mgmt

GIS GIS

DMS DMS otro otro

All Utility Departments All Utility Departments » Integración de Datos » Analisis » Advertencia » Informe » Visualización » Accesos controlados




http://www.selinc.com/images/2032_lg.jpg



Sistema de Monitoreo Integrado en el DCS

02/06/99 Bay 1 Bay 2 Bay …n

Supervision PC (Backup de archivos)

Supervisión remota HMI HMI

Internet Datos & alarmas

Switched or dedicated telephone line (all supervision functions)

Monitoring bus (Interbus S)

Alarms & Interlocks

Alarms & Interlocks

Alarms & Interlocks

Ethernet switch HMI Substation monitoring computer

(archival storage) W

Bay computer

Bay computer

Bay computer

Industr ial PC with embeded

WEB server

sensor s

CPU CPU CPU CPU CPU CPU CPU CPU CPU

sensor s sensor s




Monitoreo

Diagnosis prefalla


37

AIS Software

Web access

SCADA System

Red de Cameras Infrarojo

Monitoreo de Capacidad Dinamica de las Lineas de Transmision

473ºF! Monitoreo local

Control Centre


Monitoreo de Transformadores para O y M

4 Envejecimiento y Sobrecarga (IEC 60354) 4 Enfriamiento

w Oil temp vs. load vs. ambient w Harmonic/dc offset impact w Oil temperatures differential of cooler w Cooling efficiency and thermal model w Status of fans (On/off)

4 Bushings w Oil pressure w Leakage cur rent w Power factor

4 Reserva de aceite w Oil level w Absolute level and trend w Humidity

4 Cambiador de Tap w Contact wear w Accumulated contact I2T w Tap motor monitor ing w Inrush and operating cur rent w Differential oil temperature w Main tank and tap oil differential

4 Bobinados w Gas en Aceite w Humedad

w Descargas parciales w Identificacion de Hot Spot w Harmonicos y DC offset

Bushing monitor Fans Hydran Serveron Incon (taps) Dynamic Ratings

39

Transformer Monitoreo de Transformador

Monitoreo de Transformador

Cameras de Infrarojo

Comunicaciones de Datos Internet

Comunicaciones de Datos Internet

AIS Software

Web access

SCADA System

Acceso S/E local

Centro de Control

plataforma™ browser comm scada™ ...

archivos™ schedule™ automacion™ control™ ...


Ejemplo de un Evento Diagnóstico y Reenergización mas rápida

de un Transformador

4 Relé diferencial pone el transformador fuera de servicio

4 Falla causada por una descarga atmosférica

4 Corriente de falla lado segundario 4 Corriente de falla lado primario

4 Generación de gas en el transformador

4 Conclusión : falla de un pararrayo 4 Valor del Evento – Seis horas

ahorradas para reenergizar el transfo w Ahorros en el $$k per evento

w Mejora el index de confiabilidad

Low Side Current

High Side Current

Fault Current


Analisis de Ondas: prediccion de Falla

4 Inusuales Ondas de Voltage: precursor de una falla de Pararayo, o de Aislamiento

4 Resonancia (Energizacion de Capacitores)


Informe de las fallas / analisis de las causas

Outage List

Outage Summary

Figure 1. Outage Historical Report


Conclusiones

4DATOS: muy abundantes en el T&D e IT asset

4Datos y riesgos Operacionales Financieros ($) y Fisicos (MW) pueden ser reducidos o controlados por:

w Gerencia efectiva de largas cantitades de datos operacionales y nonoperacionales

w Capacidad de extraer y procesar instantaneamente datos confiables

w Control de Equipos y Sistemas por flujos de Informaciones: FACTS, SVC

w Mantenimiento preventivo por sistemas de monitoreo avanzado

w Informaciones pertinentes para agilizar el proceso de decision de los Operadores



Equipos

Mantenimiento

Diagnosis


Re emplazamiento

Evaluacion de la Confiabil idad Al limite

Renovacion

Modelos de Envejecimiento Modificacion

Igual Original

Repuestos Monitoreo

Costo de Inversion


Costo de Diagnosis

Costo de Falla

Costo de Repuestos

Costo de Reparacion








Factor de Potencia



por diagnosis

Regulador



Calidad






Business Values


Network level

Corporate level




Monitoreo

Diagnosis prefalla



Predictibilidad

4Hacia una predictibilidad de las fallas eléctricas?


Problemática 4Caso de una serie de eventos ‘dramáticos’ : Falla de Agosto de 2003, EEUU

Largo Sistemas de Transmisión de Energia: que métodos? Que tipo de análisis?


Blackout 2003 USA


Plan de la Falla en Italia (2003)

SLOVENIA SLOVENIA SLOVENIA

SWITZERLAND SWITZERLAND SWITZERLAND

FRANCE FRANCE FRANCE

AUSTRIA AUSTRIA AUSTRIA

Rondissone Villarodin

Venaus

Gorduno

Airolo

Ponte

Pallanzeno

Moerel Riddes

Avise Valpelline

Camporosso Le BrocCarros

Soazza

*Bulciago Musignano

Lavorgo

Sondrio

Robbia

Mese

Lienz

Soverzene

Redipuglia Divaca

Padriciano

7

1 2

3

Mettlen Sils

56

8

4 3.1

Separación del Sistema Europeo

Planais

3.2

380 kV Mettlen – Lavorgo Falla Hipótesis del origen de la falla: contacto con árboles


Frequenza 28 9 2003

47,50

45,500

46,000

46,500

47,000

47,500

48,000

48,500

49,000

49,500

50,000

50,500

03:24:00

03:24:07

03:24:14

03:24:21

03:24:28

03:24:35

03:24:42

03:24:49

03:24:56

03:25:03

03:25:10

03:25:17

03:25:24

03:25:31

03:25:38

03:25:45

03:25:52

03:25:59

03:26:06

03:26:13

03:26:20

03:26:27

03:26:34

03:26:41

03:26:48

03:26:55

03:27:02

03:27:09

03:27:16

03:27:23

03:27:30

03:27:37

03:27:44

03:27:51

03:27:58

ora

Hz

SoazzaSils Outage Separación con

el sistema europeo

Perdida de generación ~1.700 MW

Pérdida de 21 de las 50 unidades principales: ~3.700 MW

Load shedding (EAC) equivalente a ~600 MW c/u (–0,1 Hz) pérdida de control de la frecuencia ; total ~7.000 MW

Automatic pumping shedding

Umbral crítico de Frecuencia

Blackout definitivo

3:25 3:28 ~2,5 minutos

FREQUENCIA (Roma)

Perdida de Control del Sistema: colapso de la frecuencia y propagación a nivel nacional de la falla en menos de 3 minutos

Plan de la Falla en Italia (2003)


Tipos de Modelos

4Análisis dinámico : wSistema largo o global: complejidad del modelo mallado / modelo eléctrico « simplificado » wSistema largo, modelo mallado y modelo eléctrico detallados wSistema local, modelo mallado simplificado y modelo eléctrico avanzado

Cargas variables f(t)

Discontinuidades Elementos de conversión de Voltaje (Subestaciones)

Dependencia espacial Líneas de Transmisión Gestión ν : efecto global Generadores ν Gestión Q : efecto local, Gestión V Dinámica de los Flujos : P(i , j, t) y Q(i, j, t) Identificación de los flujos P : potencia activa, Q : potencia reactiva (V, I, Z) leyes de Kirchhoff Sistema topológico mallado (i , j)

Resolucion Datos


Trabajos EE.UU. 4Análisis de Ian Dobson (Universidad de Wisconsin, USA) : Análisis estadísticos, series temporales y factor de Hurst (datos del NERC, eventos ocuridos desde 1984) :

l El sistema funciona cerca de sus límites operacionales

l Ausencia de perturbaciones de tipo periódico

l Se confirma la existencia de una persistencia (correlación de largo plazo): no es un proceso aleatorio

Importancia del Evento Factor de Hurst Número de Fallas ~ 0.5 (Non correlado)

Energía no distribuida (MWh) ~ 0.7 Potencia perdida (MW) ~ 0.6

Número de Consumidores afectados ~ 0.8 Duración de la falla > 0.6


Modelo : Criticidad AutoOrganizada

Analogía entre la dinámica del montículo de arena y la dinámica de la red eléctrica

Red eléctrica Variables Montículo de Arena

Carga Condiciones estatales Perfil del gradiente

Consumo Fuerza de excitación Adición de Arena

Respuesta al Blackout Fuerza de relajación Campo de Gravedad

Límite de los flujos Eventos Caída de Arena

Falla de líneas Cascada Avalancha

Unos sistemas cerca de sus condiciones límites pueden evolucionar espontáneamente hacia una condición crítica –sin causa externa Modelo del montículo de arena :

Dos dinámicas:

una lenta: añadido progresivo de arena

una rápida: avalancha de arena.

Oscilaciones entre dos perfiles de pendientes distintos

Fenómeno de atud para volver a condiciones de mayor estabilidad:

Sistema Crítico AutoOrganizado (CAO)


Sistemas críticos autoorganizados

Dinámica rápida : « blackout » :

Un « blackout » es un fenómeno de relajación natural de una red eléctrica.

Es la repuesta a una dinámica lenta de una red eléctrica operando cerca

de sus limites de estabilidad

Se debe identificar la existencia y la ubicación de « Puntos Críticos » a partir de

los cuales se puede propagar el proceso de ruptura


Ejemplo MAAC

n (id. del evento)

Tiempo Eventos entre 1984 y hoy

Eventos mayores

Deceleraciones


Student 1 re décélération

Student

Déterminacion del Tc

Student max

Ejemplo MAAC


Conclusiones


4Se necesitan mas FACTS w Maximizan las eficiencias de las estructuras existentes w Reducen las incidencias de posibles fallas w Mejoran la confiabilidad del sistema w Adaptados a la integración de las energías disribuidas

4Se deben apreciar las performancias de tramos de corriente continua w Subdivisión de las Regiones w Eficaz cortafuego del tipo Backtoback w Transmisión de energía eólica

4Se requieren sistemas de protección autoadaptativos 4Se necesitan infraestructuras robustas de IT y de

comunicación w Sensores, sistemas de medidas, monitoreo y control w Automatización de los sistemas de control centralizados w Sistemas de diagnóstico y de decisión

Conclusiones


MUCHAS GRACIAS POR SU ATENCIÓN

Documents

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