ARTÍCULOS TÉCNICOS
Antecedentes
detallará la metodología desarrollada para evaluar de
A través de los proyectos SIRENA y actualmente iSAAC, XM S.A E.S.P ha implementado en Colombia un sistema de supervisión sincrofasorial de área amplia (Wide Area Measurement System - WAMS) compuesto por unidades de medición fasorial (Phasor
Measurement Unit - PMU), canales de comunicación, concentrador de datos fasoriales (Phasor Data Concentrator - PDC) y aplicativos (herramientas) que permiten supervisar y visualizar el comportamiento dinámico del sistema eléctrico. El objetivo del proyecto iSAAC es diseñar e implementar la arquitectura necesaria para la futura supervisión y control en tiempo real, como una evolución natural del sistema SCADA/EMS, integrando: con-
ciencia situacional avanzada, protección colaborativa y control descentralizado, tecnología de medición fasorial sincronizada, telecomunicaciones tipo-Internet, funcionalidades distribuidas del EMS (Energy Management Systems)/SE, tales como la estimación [1] y el almacenamiento en subestaciones.
Actualmente el proyecto iSAAC trabaja en desarrollos orientados a la implementación de métodos avanzados
de análisis y supervisión del sistema eléctrico de potencia (SEP) con medición fasorial sincronizada (MFS). El objetivo principal de este trabajo es presentar el método desarrollado para analizar la coherencia de la estimación de ángulos del estimador de estados (EE) con los ángulos del sistema de supervisión sincrofasorial de área amplia (WAMS) en diferentes condiciones del sistema eléctrico.
El presente documento contiene las consideraciones necesarias para el adecuado uso de los sincrofasores, la metodología para llevar ambos sistemas a la misma referencia y realizar la correcta comparación. Se
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revista CIER N°76
marzo 2018
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manera cuantitativa la coherencia angular entre el EE y el WAMS, se mostrarán y discutirán los resultados obtenidos, se presentarán las conclusiones obtenidas en el desarrollo del estudio y se harán recomendacio-
nes con base en los potenciales usos de la herramienta desarrollada a ser tenidas en cuenta en trabajos futuros.
Introducción El punto de operación de un sistema de potencia nunca es estacionario, si no que cambia continuamente por la interacción dinámica entre generadores y con-
sumidores (cargas), por cambios en unos y otros o por alteraciones topológicos de la red. Estas continuas variaciones modifican las diferencias angulares entre los diferentes puntos (subestaciones) de la red.
Las mediciones en los sistemas SCADA tradicionales están formadas por magnitudes de voltaje y potencias activa y reactiva. El estimador de estados debe calcular los ángulos de estos voltajes (fasores) y ajustar las medidas de forma tal que representen de la mejor manera un punto de operación bajo unas condiciones topológicas (red eléctrica) definidas.
Sin embargo, el estimador de estados exporta resultados cada 15 minutos y por tanto este cálculo es solo útil para condiciones de estado cuasi estacionario del sistema o para pequeños cambios.
Por otro lado, la medición sincrofasorial permite tener una visión continua de la dinámica del sistema, pues a través de una adecuada plataforma de comunicaciones, es posible tener datos de hasta 60 veces por segundo, perfectamente sincronizados.