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SEL México. Tecnologías para la Gestión de la Distribución. Tópicos de Operación y Gestión. Automatización de la Distribución (tecnologías, barreras y limitaciones). Planeación y gestión de la operación de las RGD (corto y muy corto plazo). Simulación y análisis de escenarios de operación.

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Presentation Transcript

  1. SEL México • Tecnologías para la Gestión de la Distribución

  2. Tópicos de Operación y Gestión • Automatización de la Distribución (tecnologías, barreras y limitaciones). • Planeación y gestión de la operación de las RGD (corto y muy corto plazo). • Simulación y análisis de escenarios de operación. • Reducción de pérdidas en las RGD. • Protecciones adaptivas. • Calidad de la energía. • Aplicación de analíticas de grandes volúmenes de datos. • Inteligencia artificial y aprendizaje autónomo. • Respuesta a la demanda y gestión del lado de la demanda.

  3. Filosofía Operación y Restauración Automática • Primero protección e inteligencia local • DEIs integrados con protección y control • Funciones (50/51) y con voltajes (27/59/81/67). Uso de sensores de voltaje • Lógicas programables, flexibles y suficientes para VT, VTI, NA, NC • Con comunicaciones se abren posibilidades • Segundo protección y automatismos en grupos “locales” • Comunicaciones “peer to peer” entre pares seriales (MB) o ethernet GOOSE • Tele protección y reconfiguración de alta velocidad posible (ms en vez de seg) • Tercero automatismos y controles en concentradores o maestras de distribución. Protocolos SCADA como DNP

  4. Tecnologías, barreas y limitaciones automatización de redes • DEIs inteligentes y seccionamiento disponibles • Comunicaciones “peer to peer” limitadas • Fibras ópticas buena opción sobre todo en subterráneo para remover limitantes • Radios ethernet factible, pero limitados para protocolos peer to peer como GOOSE (área de investigación), imposible hoy con 400MHz • Sensores de falla de alta velocidad inalámbricos

  5. Apply a Wireless Line Sensor System to Enhance Distribution Protection Schemes Kei Hao, Shankar V. Achanta, Jakob Fowler, and David KeckaloSchweitzer Engineering Laboratories, Inc.

  6. Distribution System • Protection methods • Use inverse-time overcurrent elements • Coordinate devices to provide selectivity • Protection objectives • Minimize fault duration • Reduce number of affected customers

  7. Distribution System Protection Schemes • Sacrifice speed for selectivity • Can increase fault-clearing times for faults closer to source

  8. Distribution System Protection Schemes • Do not know where fault is • Cannot differentiate fused sections from unfused sections • Must wait for fuse coordination time margin before tripping

  9. Speed Matters • Public safety – fire ignition and property damage • Equipment life – damaged components, cable connections, and jumpers • Power quality • Different requirements and expectations • CBEMA curve – acceptable voltage

  10. Fuse-Saving Schemes • Recloser arms fast-curve for first trip and slow-curve after reclosing • Recloser trips on fast-curve for any fault • Fuses clear permanent downstream faults after reclosing • Recloser clears temporary or permanent faults

  11. Fuse-Saving Scheme Advantages • Minimizes customer outages • Reduces maintenance costs by minimizing fuse replacements • Improves System Average Interruption Frequency Index (SAIFI) and System Average Interruption Duration Index (SAIDI) • Restores services after temporary fault

  12. Fuse-Saving Scheme Disadvantages • Is difficult to coordinate • Leads to frequent temporary interruptions • Increases Momentary Average Interruption Frequency Index (MAIFI)

  13. Fuse-Blowing Schemes“Trip-Saving” Scheme • Fuse clears downstream faults • Recloser trips for main line section or unfused section faults

  14. Fuse-Blowing Scheme Advantages • Improved power quality on unfaulted line sections • Easy coordination • Reduced MAIFI

  15. Fuse-Blowing Scheme Disadvantages • All faults become permanent outages • Personnel must replace fuses after every event • Fault duration on main feeder or unfused sections is increased

  16. Wireless Protection Sensor (WPS) System WPS = FT (fault transmitter) Collector = FR (fault receiver)

  17. Latency RequirementsFuse-Saving Scheme

  18. Applications

  19. Switchover on the Fly From Fuse-Blowing to Fuse-Saving Scheme (Permissive) • Specific (candidate) line section(s) • Fuse-blowing always active • Fuse-saving only enabled under certain conditions • Other line sections – fuse-blowing works as usual

  20. Switchover on the Fly From Fuse-Saving to Fuse-Blowing Scheme (Blocking) • Specific (candidate) line section(s) • Fuse-blowing always active • Fuse-saving blocked under certain conditions • Other line sections – fuse-saving works as usual

  21. Switchover on the Fly Between Feeder Cable and First-Span Overhead Protection (Permissive) • Blocks reclose for faults by default • Dynamically enables reclosing for overhead faults

  22. Speed Up Tripping for Faults onUnfused Sections • Eliminates delay for fuse to blow • Speeds up trip response on unfused sections

  23. Conclusion • WPSs provide more visibility • WPS information allows for speed without sacrificing selectivity • Protection scheme operation is improved • Smarter schemes • Improved reclosing practices • Shorter coordination margins and fault duration

  24. Fault and Load Sensors COLECTOR RADIOS IP COLECTOR RADIOS IP RADIOS IP

  25. CAIDI Fault and Load SensorsImprove Reliability Dispatch crews directly to fault location to restore power faster and improve CAIDI MAIFI Locate momentary faults to address system issues, improve MAIFI, and prevent future faults

  26. Accurate Load Data Enhance Decision-Making Phase balancing Planning Switching System-wide load estimating Reducción de Pérdidas Detección de IlicitosporRamal

  27. Proyectos Integrados Monitoreo y Control de Transformadores para Gestión de Activos

  28. GOOSE SEL DNP TCP DNP serial MMS Monitor de Boquilla Monitor de Partículas Análisis de Gases Modbus

  29. Filosofía de Integración a Sistemas Distribuidor • Integración a sistemas SAS y UTRs en subestaciones existentes y nuevas con protocolos estándar (DNP, 61850) • Alarmas significativas para acciones de mantenimiento y predictivas de fallas, procesadas localmente en Gateway para control y diagnóstico • Por medio de infraestructura de control y comunicación existente para el resto de alarmas de subestación (Centros de Control, Operación,, notificaciones e-mail, etc) y bus corporativo para mantenimiento • Datos masivos completos disponibles para análisis, pero no reportados en forma continua a centro de control • Disminuir dependencia de softwares propietarios

  30. Control y Monitoreo Enfriamiento

  31. Diferentes métodos de diagnósticos de gases

  32. Control y Monitoreo de Cambiador de TAPs

  33. SEL puede aportar o coloborar • Sistemas de control y comunicación de subestaciones acordes al código de red y manual de TICs • Control y protección de microredes • Medición de facturación y calidad de energía acorde al código de red y manual de TICs, para planeación, mercado y gestión de demandas industriales • Cybersecurity mediante expertos consultores en implementación de políticos de NERC CIP en subestaciones en USA

  34. Questions?

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