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IMPACTO DE LA NORMA TECNICA SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO EN LOS SISTEMAS DE CONTROL Patricio Caro C. JULIO 2006.

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1 IMPACTO DE LA NORMA TECNICA SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO EN LOS SISTEMAS DE CONTROL Patricio Caro C. JULIO 2006

2 TEMARIO Visión General Normativa y Estructura del Sector Eléctrico Requerimientos de Sistemas de información –Sistemas de Información en Tiempo Real –Sistemas de Monitoreo Soluciones que ofrece el mercado Manejo de Proyectos de Sistemas de Control Conclusiones

3 Visión General Normativa DFL Nº Ley de Peajes 1990 Resolucion 327/97 Ley Corta I Ley Corta II Norma Tecnica SyCS

4 Estructura del sector eléctrico Ministerio Economía CNE SEC EEGG C LibresEETTEEDD CDEC DODP Comité Expertos

5 Norma Técnica SyCS Es un reglamento que buscar regular el mercado eléctrico mayorista Se refiere a instalaciones de niveles superiores a 23 KV Le asigna un rol muy importante a los CDEC (Centros de Despacho Económico de Carga)

6 Instalaciones afectas a la NT ST TroncalST Distribución (23 kv) G C SSTA SST

7 Organización de la NT Tiene 10 capítulos Tiene 501 artículos Impone exigencias a la generación, transmisión, distribución y clientes libres, en cuanto a características de las instalaciones y a criterios de operacion Impone criterios (estándares) de operación Responsabiliza a los CDEC de –Elaboración de procedimientos –Realización de los estudios de SyCS –La planificación de la operación según criterios de SyCS

8 Objetivos Establece estándares de Seguridad y Calidad de Servicio en los Sistemas Eléctricos –Seguridad de servicio –Calidad de servicio (tensión y frecuencia ) Tiene impacto en el tipo de equipamientos, en los criterios de operación, en los servicios de auditoría necesarios para verificar el correcto cumplimiento de los estándares

9 Sistemas de Información Sistemas de Información Capitulo 4 de la NT –Sistema de información en Tiempo Real Sistema que permite mantener el control en tiempo real de la operación del sistema eléctrico Exige enviar datos del estado de los equipos maniobras, medidas del sistema eléctrico (flujos, cargas, tensiones, frec.). Transmisión del orden de segundos (1 seg. < t <10 seg.) –Sistema de monitoreo Sistema que permite concentrar y recuperar la información de operación de protecciones y de registradores rápidos de condiciones dinámicas (t <1 seg.)

10 Niveles de Control CDC CC CR RTU / SM A/D mandos IED CDEC CENTRO DE CONTROL EMPRESA CENTRO REGIONAL Subestación o C.Generadora Empresas Eléctricas RTU: Unidad Remota Terminal SM: Sistema de monitoreo IED: Equipo electrónico inteligente

11 Estructura jerárquica CDC CC 1 RTU CC 2CC 3CC 4 CC 5 RTU CDEC EE CC: Centro de control de empresa RTU: Unidad Remota Terminal

12 Requerimientos mínimos SITR (capitulo 4) Disponibilidad: 99,5 % Edad de los datos: 10 seg. Sincronización de la información a nivel milisegundos: +-5 mseg Exactitud de medición: Clase 2 % Redundancia de información

13 Requerimientos del Sistema de Monitoreo Es un sistema que debe permitir la recuperación de registros locales generados por las protecciones y registradores de las subestaciones y centrales generadoras, que se requieren para análisis post operativo Existe un protocolo muy conocido llamado COMTRADE que establece la forma de almacenar los datos La mayoría de los proveedores lo usa

14 Otros requerimientos del SM El nivel de amortiguamiento presente en las oscilaciones de potencia en el SI, con el objeto de establecer si se cumplen los estándares exigidos en la presente NT, o si existe necesidad de implementar medidas correctivas. El desempeño de los sistemas de Control de Frecuencia. El desempeño de los sistemas de Control de Tensión. El desempeño de los EDAC, por subfrecuencia y subtensión, y la contribución de las Instalaciones de Clientes a estos esquemas. El desempeño de los EDAG diseñados o autorizados por la DO. El desempeño de los PRS diseñados por la DO. El desempeño del Plan de Defensa contra Contingencias Extremas diseñado por la DO.

15 Soluciones que ofrece el mercado Nivel Subestación Nivel Centro de Control Empresa Nivel CDC

16 Protocolos para comunicar los diferentes niveles de Sistemas de Control CDC CC RTU / SM Protocolos DNP 3.0 o IEC (serial o TCP/IP) ICCP (protocolo inter-centros) A/D mandos IED

17 Nivel Subestación Unidades Remotas Terminales con sincronización horaria y capacidad de registro a nivel milisegundo Integración de los equipos tradicionales de captura de información con los equipos IED (protecciones, registradores de falla, analizadores de calidad de potencia eléctrica, etc.) La NT también alcanza a las subestaciones de clientes finales (clientes libres) (Capitulo 3)

18 Arquitectura básica Sistema de Monitoreo (1) IED Concentrador y RTU E/S análogos y digitales subestación Comunicación como RTU Comunicación datos COMTRADE IED

19 Arquitectura básica Sistema de Monitoreo (2) Concentrador y RTU subestación Comunicación como RTU (protocolos estándares) Comunicación datos COMTRADE (TCP/IP) CDC CC

20 Datos de clientes (Art 3-26) Las Instalaciones de Clientes deberán contar con un sistema de comunicación para proveer al CDC toda la información de medición, señalización y estado de equipos de maniobra y toda otra que éste determine para el adecuado monitoreo y control en tiempo real de la operación del SI, en particular, la necesaria para realizar una adecuada gestión del Control de Frecuencia, Control de Tensión y PRS.

21 Solución de Mercado Sistema distribuido de medidores conectados en red, de los cuales se sacan los datos para el SITR y para el SM, usando el protocolo IEC La estación maestra debe tener el SW de interrogación apropiado

22 Nivel Centro de Control Sistema SCADA –Arquitectura redundante –Funciones criticas Disponibilidad Manejo de alarmas y eventos con sincronización Interfaz persona-máquina con rápido tiempo de respuesta Almacenamiento histórico Capacidad de play back Telecontrol

23 Estructura de un sistema SCADA HMI COM HIS BDTR (alarms & events RTU CDC OPERADOR

24 Nivel CDC Sistema SCADA-EMS –Funciones criticas SCADA –Funciones de control del sistema eléctrico (basadas en el Estimador de Estado) Funciones de control de la seguridad (Flujo de Potencia en línea, Análisis de Contingencias) Funciones de optimización de la operación (despacho económico, AGC, etc.)

25 Estructura de un sistema SCADA-EMS HMI COM HIS BDTR (alarmas y eventos) CC OPERADOR EMS

26 Proyectos de Renovación Mejorar las vías de comunicación de datos (aumentar los anchos de bandas) Renovar las Unidades Remotas Terminales (RTU) Incorporar concentradores para SM y RTU Usar protocolos comunicación estándares Equipos para tener sincronización horaria HMI con manejo de alarmas y eventos con sincronización Sistemas históricos eficientes y respaldados

27 Alternativas de desarrollo de un CC Llave en mano Integración de módulos de varios proveedores –Menor costo de desarrollo –Necesidad de trabajar con un integrador, en lo posible, independiente de proveedores –Mayor riesgo desarrollo

28 Elección de una alternativa Debe evaluarse el Valor de la Inversión considerando el Costo de O&M actualizado durante la vida útil del proyecto (Vida útil: 10 años, cada 5 años debería hacerse una re- inversión para mantener la plataforma vigente) Valor de la solución integrada = Valor inversión + riesgo de integración Hay experiencia en Chile en proyectos con integraciones parciales Debe priorizarse disponer de soporte local

29 Año 2005 Art. ma y ju n juljuljuljul ag o se p oc t no v di c Vigencia Información solicitada por la DP EstudiosEDACPRS PLAZOS 2005

30 Año 2006 Art. eneeneeneene fe b ma r ab r m ay ju n juljuljuljul agoagoagoagosepoctnovdic Análisis Antecedentes Instalaciones Existentes Procedimientos de la DO y la DP Estudios Restricciones en el Sistema de Trans. Control de f. y determinación de reserv. Control de Tensión y Requer. de MQ Continuidad Coordinación de las Protecciones Implementado y Operativo EDAC por subfrecuencia Implementado y Operativo EDCA por subtensión Cumplimiento del factor de potencia PLAZOS 2006

31 Año 2007 Art. en e fe b ma r a br ma y jun juljuljuljuldic Exigencias mínimas para Diseños de instalaciones Evaluación del funcionamiento y Eficiencia Estudios Plan de defensa Contra Contingencias Extremas Sistema de Información en Tiempo Real PLAZOS 2007

32 Conclusiones La NT implica un avance en la reglamentación eléctrica Las empresas eléctricas deben revisar sus estándares internos (equipamientos y procedimientos operativos) Clientes finales deben revisar los requerimientos de la NT a sus instalaciones El plazo es el 31 de Diciembre de 2006


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