Visitas a PJM MISO y CAISO

Grupo Primario CND

Contenido

• Esquema de Operación en Norteamérica• Visita a PJM• Visita a MISO• Visita a CAISO• Resumen principales aspectos observados• Principales recomendaciones para especificaciones Nuevo

Centro de Control.• Recomendaciones procesos Sala de Control• Recomendaciones procesos Información y Tecnología• Recomendaciones procesos del Mercado• Interfaz iSAAC SCADA/EMS

Esquema de Operación en Norteamérica

• Autoridad de Balance• Coordinadores de Confiabilidad

RC• Operadores de Transmisión (TOP)• RTO - ISO

Esquema de Operación en Norteamérica RTO-ISOAlberta Electric System Operator (AESO)California independent system operator (CAISO)Electric Reliability Council of Texas (ERCOT)Midcontinent Independent System Operator, Inc. (MISO)New Brunswick System Operator (NBSO)ISO New England (ISO-NE)New York Independent System Operator (NYISO)Ontario Independent Electricity System Operator (IESO)PJM Interconnection (PJM)Southwest Power Pool (SPP)

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• Phasor Point

• RTDMS (EPG): Diferencia de ángulo de fase para medir el estrés de la red, Estabilidad de pequeña Señal (Oscilaciones y amortiguamiento), Inestabilidad de frecuencia, Desbalance Carga-Generación, Sensibilidad del ángulo de potencia (Estabilidad angular) y Sensibilidad del ángulo de voltaje (Estabilidad de voltaje).

• IEP (Inteligence Event Procesor) ó Procesador Inteligente de Eventos.

• En PJM el estimador de estado es Siemens y actualmente están experimentando con Hybrid State Estimator.

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• CIM Model Manager

• Hay un grupo que hace los modelos y los soporta conformado por tres equipos (SCADA, TNA y AGC) al igual que los modifica.

• El Sistema SCADA/EMS es SIEMENS.

• Prefieren el PI al histórico de Siemens.

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• Utilizan simuladores para entrenar a los operadores. Estos incluyen la información de PI. Todas las nuevas herramientas y despliegues se introducen a través del simulador. Solo se implementan cuando todos se han capacitado y los han interiorizado.

• Cada ciclo de turno es de 6 semanas e incluye una semana de entrenamiento. Los turnos son de 12 horas. Bloque de 3 x 4.

• Los operadores participan activamente en el diseño de los despliegues.

• En el mímico despliegues fijos y una pequeña área para que el operador coloque los que el desee.

• Indicadores KRI (Seguridad operacional).

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• Cada rol tiene una certificación NERC específica y los operadores tienen certificaciones en los diferentes roles.

• Hay dos centros de control y tienen implementado lo que anteriormente en XM era operación distribuida.

• Cada Operador tiene contacto directo vía video llamada, con el par del otro centro de control.

• Las herramienta de estabilidad dinámica corre cada 15 minutos pero no necesariamente hace análisis completos, solo si detectan problemas (VSAT usa una foto del sistema).

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• El AGC incluye las restricciones del sistema. • Todas las unidades hacen AGC • Todos los despliegues indican si los datos son actualizados y

si son buenos.• La gente no se loguea en cada turno sino que con el carnet

se registra quien entra y quién sale del turno. • En tiempo real usan el STLF Short Term Load Forecasting

para ajustar los pronósticos de la demanda usando información de clima, viento, sol, etc.

• Tienen servicios de suministro de clima en varias ciudades del sistema.

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• EN PJM tienen coordinación con Agregadores, empresas que mediante esquemas de mercado ofrecen diferentes opciones de desconexión de demanda. Manejan esquemas de diferentes reservas de emergencia.

• En PJM manejan precios nodales y corren el mercado cada 15 minutos.

• En la sala tienen despliegues de los cortes del sistema (flow gates), despliegues integrados de generación, un despliegue de flujos totales de intercambio.

• Los responsables de la confiabilidad dentro de la sala de Control, corren la secuencia de maniobras antes del inicio de las consignaciones y autorizan su inicio si se cumplen los criterios de seguridad.

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• Tienen muy desarrollado el concepto de Service Oriented Architecture SOA. El proyecto de integración usando CIM Model Manager, lo desarrolló un equipo de trabajo con personal de PJM y de SIEMENS.

• Los despliegues contienen elementos conceptuales de consciencia situacional.

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• Coordinador de confiabilidad en el año 2000. En el 2005 inicio el mercado de energía.

• Demanda cercana a los 84.000 MW (en otoño) y tiene una expectativa futura de otros 40.000 MW en el Sur..

• Tienen un departamento que ha implementado herramientas para la ciberseguridad, análisis de vulnerabilidad y la configuración administrativa en cumplimiento de las normas NERC.

• Planean contratar un “outsourcing” para algunas tareas de monitoreo.

• Los controles de acceso (logins) y otras normas de seguridad de la sala de control son competencia de la sala como tal y no del departamento de ciberseguridad.

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• NERC CIP 02 a 09 versión 3. Versión 5 visión más proactiva enfatizando en el diseño de controles adecuados de ciberseguridad.

• La comunicación para intercambiar archivos y datos entre los diferentes aplicativos es punto a punto. (APIS)

• El uso del PDC de Alstom (PDC) se limita a un respaldo y como herramienta de investigación separaciones del sistema.

• El aplicativo PI se usa no solo como historiador sino para el diseño de despliegues de tiempo real en la sala de control.

• Consciencia situacional despliegues son diseñados como respuesta a los requerimientos de los operadores.

• Cada que entra una nueva aplicación ó despliegue se hace un entrenamiento previo.

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• Estados sureños (40.000 puntos de señal) tardaron cerca de 2 años. Usaron la misma versión del SCADA/EMS de ALSTOM

• Hay diferentes equipos de soporte: modelaje, aplicaciones, etc. que desarrollan Apps.

• Se requiere un continuo entrenamiento de los operadores para poder continuar con la certificación. Hay varios tipos de entrenamiento y todos deben pasar por ellos. Tienen tres ciclos anuales de entrenamiento.

• Para adoptar normas NERC CIP recomiendan estudiar la versión 5 de las normas.

• Por ahora están enfocados en optimizar la administración del sistema CIP dado que la no producción de algunos reportes periódicos constituye una violación a las normas.

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• Tienen tres centros de control, uno de los cuales se considera respaldo y donde en forma permanente hay dos funcionarios (St.Paul). Allí controlan el AGC. Usan el concepto conocido en XM como operación distribuida.

• El centro de control de Carmel está dividido en tres centros de control, dos de confiabilidad y uno de mercado. Son cerca de 21 funcionarios por turno con roles tales como: Jefe de turno, ingenieros de confiabilidad, operadores, despachadores (programa del día siguiente), redespachadores (despacho de cada 5 minutos), operadores AGC (balance authority), ingenieros de soporte de aplicaciones y tecnología.

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• Los análisis de confiabilidad (eléctricos) solo se efectúan con las herramientas propias del SCADA. Herramientas fuera de línea (ej:digsilent) solo se utilizan en áreas de planeación.

• Los puestos de trabajo se ajustan para trabajar sentados ó para trabajar de pie. Solo con pulsar un botón toda la estructura sube.

• Hay 2 TV con noticias permanentes• Hay despliegues de clima todo el tiempo.• Hay despliegues de características técnicas de unidades

(max, min).

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• Tienen un Despliegue de MTLF Medium Term Load Forecasting.

• Dashboard definido con situaciones críticas de comunicaciones, de red, de operación y en general cualquier función básica. Maneja código de colores según la gravedad. Blanco, verde, amarillo, naranja y rojo. (Seguridad Operacional). Se manejan indicadores clave de riesgo KRI.

• Hay despliegues de Short Term Load Forecasting STLF general y por Subestación o barra. Es decir, en la sala corren el pronóstico de demanda de corto plazo y van actualizando estos pronósticos por barra y para todo el sistema.

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• Despliegue de los últimos cambios de red: aperturas, disparos, cambios repentinos de transferencias y voltajes.

• Despliegue unifilar con código de colores fijo para niveles de tensión nominales y cambiantes para niveles de tensión reales, niveles de transferencia, etc.

• Despliegue con WAMS sobre un mapa. Columna de colores con cambio de frecuencia (termómetro). Una zona del despliegue cambia de color dependiendo de la frecuencia.

• Tienen un despliegue a partir de sincrofasores que muestra los flujos y las direcciones de los flujos de potencia activa entre las áreas.

• El estimador de estado NO es hibrido. Funciona solo con datos de SCADA de ALSTOM.

• Hay despliegues con el ACE. No todas las unidades AGC.

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• En dos de las regiones se coordina tanto confiabilidad como mercado. En la tercera solo se coordina confiabilidad. Despliegue con reserva de generación por tipo (gas, coal, h2o) y por áreas

• El AGC no tiene incluidas las restricciones.• En todos los despliegues hay un last update.• El SCADA/EMS es independiente de internet, usando el

último solo para recibir información que no se trasmite por el SCADA.

• No se puede navegar libremente por internet aunque si es posible tomar un descanso corto previo permiso y dejando alguien que los respalde.

Visita a MISO

• Se puede comer en el puesto de trabajo pero debe permanecer limpio.

• Las oficinas de tecnología son contiguas a la sala de control y en la noche permanece al menos un funcionario. Se observó un alto compromiso de parte del equipo de tecnología.

• Usan mucho el PI pero no tienen Enterprise Agreement.• En la sala de control soporte de aplicaciones y el soporte de

tecnología.• Simulan la secuencia de maniobras antes de autorizar el

inicio de una consignación.

Visita a CAISO

• Opera con 2 centros de control (Operación distribuída).• El Sistema SCADA/EMS es ABB y planean su actualización

para el 2015.• El centro de control está ubicado en Folsom, cerca de

Sacramento en California. Tiene 13 puestos de trabajo, entre los cuales incluye 2 puestos de soporte tecnología, 2 puestos de energías renovables, 1 coordinador y 8 puestos entre operadores de generación, operadores de confiabilidad y operadores de transmisión.

• Optimizan el mercado cada 15 minutos con revisión de la red cada 5 minutos.

• Los puestos se levantan para trabajar de pie, cuando así lo requieren las personas que trabajan en el turno.

• Los turnos son de 12 horas.

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• Conciencia situacional, con información de viento, luz solar, temperatura y otros desarrollados en PI. No hay exceso de información y los despliegues tienen objetivos muy específicos para mantener la conciencia sobre el sistema y el mercado. Hay un alto porcentaje de despliegues con PI y otros directamente del sistema SCADA/EMS.

• Hay un TV con canal de noticias para mantener a los operadores conscientes de lo que ocurre en el país.

• Cada operador tiene cerca de seis monitores.• Hay un despliegue sobre un plano cartesiano

Frecuencia/ACE el cual tiene los límites de calidad definidos por el regulador. Operar por fuera de estos límites un tiempo determinado implica una penalidad económica para el centro de control (compensación variable).

Visita a CAISO

• Los aplicativos están divididos en dos bloques: aplicativos previos a la operación (accesos, recursos interconexión, parámetros de líneas y generadores, ofertas, subastas e indisponibilidades y salidas programadas de los equipos), y aplicativos producto de la operación (mensajes de mercado, instrucciones de despacho, mercados adjudicados, precios nodales, lectura contadores, facturación y reclamaciones).

• Como modelo de información utilizan el CIM y tienen desarrollado el concepto de Arquitectura Orientada a Servicios.

• Tienen desarrollado el ESB (Enterprise Service Bus) a través del cual fluye la información entre las distintas aplicaciones con diferentes servicios estándar disponibles.

Visita a CAISO

• Las aplicaciones con sincrofasores están en estudio y por ahora no se usan despliegues específicos en la sala.

• Comentaron que conocen un aplicativo con sincrofasores en New England para ver la estabilidad del sistema.

• Recomiendan el uso del PI como historiador en el EMS, para despliegues pero teniendo cuidado porque sus datos no son en realidad tiempo real. Si son claros en que nunca deben usarse datos de un historiador para el manejo del mercado

• Tener mucho cuidado con la integración de los sincrofasores al tiempo real (SCADA) debido a la dificultad para la coincidencia de las estampas de tiempo y las diferentes ratas de tiempo de adquisición de datos.

Visita a CAISO

• Considera que es preferible que se tengan aplicativos de sincrofasores los cuales realicen sus cálculos y posteriormente le entreguen los resultados al operador a través del EMS.

• En el acceso a CAISO hay una sala interactiva para visitantes con información del sistema, información del mercado e información regulatoria.

• Tienen instalados cerca de 4000 MW de generación eólica y 3000 MW de generación solar. Por esta razón, el seguimiento de la frecuencia e intercambios es un problema complejo, considerando que este tipo de generación puede tener cambios fuertes.

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• En el periodo de las 5 a las 6 de la mañana, tienen una pendiente de crecimiento de la demanda muy alta coincidente con una disminución drástica de la generación eólica lo que lleva a que se requieran incrementos de generación de cerca de 13000 MW en una hora (en nuestro caso el mayor crecimiento de generación en una hora es del orden de 1500 MW). Este incremento de generación se realiza con generación en su mayor componente térmica (gas y carbón).

• Con respecto al desarrollo de nuevos aplicativos, los equipos de trabajo de CAISO, quienes conocen los detalles de los procesos, realizan el levantamiento de requisitos (UML) y los entregan a firmas externas para su desarrollo e implementación.

Resumen principales aspectos observados

PJM MISO CAISOPROVEEDOR SCADA/EMS

SIEMENS ALSTOM ABB

PROVEEDOR PRINCIPAL HERRAMIENTAS MERCADO

ALSTOM

SIEMENS

Centros de Control Dos principales. Operación distribuida.

Dos principales y uno respaldo. Operación distribuida.

Dos principales. Operación distribuida.

Roles NERC RTOBalanced AuthorityReliability CoordinatorTransmission Operator

ISO/RTOBalanced AuthorityReliability CoordinatorTransmission Operator

ISOBalanced AuthorityReliability CoordinatorTransmission Operator

Coordina en los siguientes Estados

Delaware, Illinois, Indiana, Kentucky, Maryland, Michigan, New Jersey, North Carolina, Ohio, Pennsylvania, Tennessee, Virginia, West Virginia and the District of Columbia.

North Dakota, South Dakota, Nebraska, Minnesota, Iowa, Wisconsin, Illinois, Indiana, Michigan and parts of Montana, Missouri, Kentucky, and Ohio. Manitoba (Canadá) y los Estados del Sur (Louisiana y Arkansas).

California

Resumen principales aspectos observadosUso de WAMS En investigación fuera

de la sala. Tienen instaladas PMU, tienen Phasor Point y EPG RTDMS. Usan la información de sincrofasores para el estimador de estados SIEMENS en calidad de pruebas.

En investigación. Hay un despliegue en la sala. Tienen instaladas PMUS, tienen EPG RTDMS

En investigación fuera de la sala. Tienen instaladas PMUS, tienen EPG RTDMS.

Mercado Precios nodales Precios Marginales por Áreas operativas

Precios nodales

Turnos Esquema de 12 horas con semana de entrenamiento

Esquema de 12 horas con semana de entrenamiento

Esquema de 12 horas con semana de entrenamiento

Histórico PI y además desarrollan despliegues de visualización para la Sala de Control con la participación de Ingenieros de la Sala.

PI y además desarrollan despliegues de visualización para la Sala de Control con la participación de Ingenieros de la Sala.Hay dos ingenieros que desarrollan los despliegues de acuerdo con los requerimientos. No tienen contrato Enterprise Agreement.

PI y además desarrollan despliegues de visualización para la Sala de Control con la participación de Ingenieros de la Sala.

Resumen principales aspectos observadosSoporte Tecnología (SCADA y EMS)

Dos permanentes en turno

Dos permanentes en turno. Uno adicional en la noche.

Dos permanentes en turno

Entrenamiento En simuladores. Una semana por ciclo. Los operadores tienen certificación NERC de acuerdo con su rol. Los operadores tienen cada uno varias certificaciones y pueden rotar de rol. Todos los nuevos despliegues se prueban inicialmente en el Centro de Entrenamiento.

En simuladores. Una semana por ciclo. Los operadores tienen certificación NERC de acuerdo con su rol. Los operadores tienen cada uno varias certificaciones y pueden rotar de rol. Todos los nuevos despliegues se prueban inicialmente en el Centro de Entrenamiento.

En simuladores. Una semana por ciclo. Los operadores tienen certificación NERC de acuerdo con su rol. Los operadores tienen cada uno varias certificaciones y pueden rotar de rol. Todos los nuevos despliegues se prueban inicialmente en el Centro de Entrenamiento.

Indicadores de Riesgo KRI (Seguridad Operacional)

Despliegue en el SCADA. Algo pequeño

Excelente despliegue en el centro del mímico

Ejecución despacho (DAM Day Ahead Market) y redespacho y precios de mercado.

Cada 15 min con revisión eléctrica cada 5 min

Cada 15 min con revisión eléctrica cada 5 min

Cada 15 min con revisión eléctrica cada 5 min

Resumen principales aspectos observados

AGC. Su principal función es corregir el ACE (Variación de frecuencia más variación de intercambios) y seguir la demanda.

Todas las unidades participan del AGC excepto las nucleares. Incluye restricciones del sistema.Es una Autoridad de Balance.

No todas las unidades hacen AGC. Es una Autoridad de Balance.

No todas las unidades hacen AGC. Es una Autoridad de Balance.

Arquitectura SOA. Con SIEMENS desarrollaron un proyecto para implementar la arquitectura orientada a servicios usan CIM/Model Manager. Tienen tres equipos que adminsitran los datos AGC, NA y SCADA.

Por decisión táctica el intercambio de información entre bases de datos y aplicativos es punto a punto con APIs.

SOA. El Sistema SCADA es marca ABB y el sistema de mercado es SIEMENS. Tienen implementada la arquitectura orientada a servicios y usan el modelo CIM para intercambiar la información de entrada y de salida del SCADA/EMS y de las aplicaciones de Mercado.

Mercado de Respuesta de la Demanda

Existe esquema de coordinación con “agregadores” y manejan varios productos en este mercado de Demanda Rsponse.

Cargas desconectables en caso de necesidad. Estas cargas son de magnitud apreciable. No tienen relación directa con los Agregadores.

Cargas desconectables en caso de necesidad.

Resumen principales aspectos observados

Predictor carga En tiempo real utilizan el Short Term Load Forecasting STLF con variables climáticas.

En tiempo real utilizan el STLF y MTLF con variables climáticas.

En tiempo real utilizan el LFST con variables climáticas.

Noticias en tiempo real

Dos TV y clima Dos TV y clima Un TV y clima

Despliegues de energías renovables (Eólica, Solar y Biomasa)

Tienen despliegues en la Sala de Control.

Tienen despliegues en la Sala de Control.

Tienen despliegues en la Sala de Control.

Pico 160000 MW 84000 MW 42000 MWOperadores por turno Sala Principal

16 21 13

Análisis de maniobras antes de inicio de consignaciones de equipos

Si con herramientas del NA del SCADA/EMS.

Si con herramientas del NA del SCADA/EMS.

Si con herramientas del NA del SCADA/EMS.

Principales recomendaciones especificaciones NCC

• Service Oriented Architecture SOA - Si

• Common Information Model CIM – CIM/Model/Manager - Si

• Predictor de Carga (STLF) - Si

• AGC con restricciones (DEO) – Si - UML

• Análisis de maniobras antes de consignaciones y registro de tiempos de maniobras.(SPEM) – Si - UML

• Historiador PI – Si interfaz nativa

Recomendaciones procesos Sala de Control (visión)

Recomendaciones procesos Sala de Control

El Coordinador o los Coordinadores de Confiablidad deberían garantizar las corridas continuas del Estimador de Estado, Flujo de Carga, Análisis de Contingencias y Análisis de Estabilidad Dinámica y/o Transitoria (ESTYRA o equivalente) y de Tensión (VSAT o equivalente). Deben producir los límites operativos de los cortes y áreas que serán incorporados de forma automática a los aplicativos DDG, DEO y AGC. Realizarían además, el análisis de la secuencia de maniobras, previo al inicio y finalización de las consignaciones nacionales de equipos y correr el predictor de carga de acuerdo con la periodicidad definida.

Recomendaciones procesos Sala de ControlLos Operadores de Transmisión estarían encargados de coordinar la ejecución de las consignaciones nacionales de equipos, las acciones de restablecimiento en caso de eventos y las acciones de control de tensión en el SIN. Tendrían un área de actuación definida (STN y STR) y coordinarían la ejecución de las maniobras de las consignaciones que fueron previamente revisadas por el o los Coordinadores de Confiabilidad.

Los Operadores de Balance, deberían coordinar el funcionamiento del AGC, los cambios de generación de un periodo al siguiente y el cumplimiento de las restricciones de red del sistema, de los cortes y áreas operativas con estos cambios de generación y durante todo el periodo de turno.

Recomendaciones procesos Sala de Control Los Operadores del Mercado deberían correr el despacho/redespacho del sistema en el periodo intradiario definido (hoy una hora) y asegurar que estos resultados sean enviados a los agentes afectados. Así mismo, serían responsables de publicar los precios nodales o marginales como producto de esta optimización (hoy los precios de bolsa se calculan posteriormente). El aplicativo que soporte estas corridas (actualmente el DRP) debe tener incorporadas dentro de sus modelos, todas las características técnicas de las unidades de generación (hoy solo se tiene en el Despacho Diario de Generación) y el modelo de la red con sus limitaciones de tal forma que no sea necesaria la revisión eléctrica de estos resultados. Los límites, serían cargados automáticamente a este aplicativo de Despacho.

Recomendaciones procesos Sala de Control Los Operadores del Mercado deben correr el despacho/redespacho del sistema en el periodo intradiario definido (hoy una hora) y asegurar que estos resultados sean enviados a los agentes afectados. Así mismo serían responsables de publicar los precios nodales o marginales como producto de esta optimización (hoy los precios de bolsa se calculan posteriormente). El aplicativo que soporte estas corridas (actualmente el DRP) debe tener incorporadas dentro de sus modelos, todas las características técnicas de las unidades de generación (hoy solo se tiene en el Despacho Diario de Generación) y las el modelo de la red con sus limitaciones de tal forma que no sea necesaria la revisión eléctrica de estos resultados. Los límites de RC, serían cargados automáticamente a este aplicativo de Despacho.

Recomendaciones procesos Sala de Control Mientras el despacho sea horario, el operador de Mercado puede tener también el rol de autoridad de balance. Se podrían tener entonces dos coordinadores de confiabilidad.

Con respecto al Despacho Diario de Generación o Day Ahead Market, se plantea como posible opción a ser analizada la inclusión en la Sala de Control del Equipo de Despacho Diario de Generación o Day Ahead Market, tal como se tiene estructurado en MISO. Con ello se logra una total integración de los procesos del Despacho Diario de Generación y la realización del proceso del redespacho (Despacho Intradiario) de forma natural.

Recomendaciones procesos Sala de Control El rol del Ingeniero de Información puede no ser necesario si se tienen aplicaciones para registrar los tiempos de maniobras y si se tienen estructuradas utilidades para procesar la información de la operación que tendrá un impacto comercial y que será usada en el análisis post operativo y en la liquidación.Debemos analizar además, como cubrir de forma más eficiente el análisis de eventos, tal y como está regulado hoy por la CREG. Estructurar desde el momento de la operación la información que será necesario analizar posteriormente, de acuerdo con los requerimientos regulatorios para el caso ENS. Es decir, definir cómo usamos las herramientas que vamos a adquirir para pre procesar toda la información que será necesaria en los análisis de eventos.

Procesos Información-Tecnología

Administración central de los parámetros y modelos a ser utilizados en las diferentes aplicaciones de la operación y del mercado y esto apoyado en aplicaciones como el CMM.Equipos especializados encargados de datos AGC, NA y SCADA. La alta inversión que se hará en el sistema SCADA/EMS, SOA, CIM y aplicativos, solo se justifica en la medida en que se utilicen todas las funcionalidades adquiridas y ello exige un esquema de soporte muy diferente al que tenemos actualmente. La recomendación es analizar este tema dentro del proyecto durante el año 2015 para definir los cambios que debemos implementar para ser realizados a partir del 2016 cuando el sistema se encuentre disponible.

Recomendaciones procesos del Mercado

• Mercados Intradiarios

• Precio en tiempo real (Cada 15 minutos p.e.)

• Demand Response

• Agregadores

Interfaz iSAAC SCADA/EMS

Control center

EMSEMS Visualization

PDC

PhasorHistorian

Psymetrix

Analytics

Phasor Visualization

Interfaces

or

Substations/TOs

PMU

PMU

RTUICCP

HSBCFE

HSBPiAdapter

HSBAdapter

PhAdapter

OSI PiApps

LegendPhasor data

DownsampledPhasor data

SCADA data

HSBPhAdapter

HSBICCP

SCADA

HSBSCADA

IEC 60870-5-104 ICCP

IEEE C37.118

History

RealT

iSAAC - new EMSHistorical Data from Pi; RT data via ICCP or IEC 60870-5-104 or from PDC

NOTE: Server icons designate logical components, not necessarily deployment nodes

Conclusiones finales• Tenemos excelentes procesos pero podemos mejorarlos.

Trabajar en el 2014 y 2015 en los cambios requeridos.

• Seguridad Operacional: Debemos continuar con este proyecto.

• Operación distribuida (Multi Site) Es necesario retomar este tema com el nueva funcionalidad Multisite.

• SOA – CIM. Es necesari para interoperabilidad e integración.

• Soporte tecnología y aplicaciones – Debemos repensarnos

• En el tema de sincrofasores, vamos muy bien. La interfaz entre WAMS y EMS/SCADA marcará una diferencia en el corto plazo, iSAAC en el mediano y largo plazo.