Del modelo de análisis “Off-line” al modelo “On-line” usando ADMS

Se presenta la evolución del “análisis fuera de línea” o conocido como “off-line” con diagrama unifilar y sus análisis en estado estable y estado dinámico hacia un modelo eléctrico con una interfaz para proporcionar a los usuarios la capacidad de analizar con “Tecnología en tiempo real” o conocido como análisis “On-line”, utilizando Sistema de Gestión de Distribución Avanzado (ADMS).
Por Luis Iván Ruiz*, Hugo Castro**, Adriana Pontini*** y Gustavo Serrate****

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Figura 1

La “Tecnología en Tiempo Real”, se refleja en tener un verdadero sistema avanzado de administración de distribución o llamado ADMS. El propósito de este artículo que es un resumen del presentado en el marco de CIDEL 2018 Argentina, es guiar a los especialistas y operadores de sistemas de distribución eléctrica, así como a despachadores, ingenieros de planificación, analistas de confiabilidad y gerentes en la implementación de ADMS con la posibilidad de integrar software heredado y de terceros.

Las soluciones proporcionadas por “tecnología en tiempo real” se están implementando actualmente en América Latina para reducir abruptamente las interrupciones de energía o salidas súbitas de energía, brindando la oportunidad de capacitar al personal operativo, tener una decisión ágil con orientación preventiva a través del diseño.
La figura 1 muestra la arquitectura de comunicaciones de un sistema SCADA típico en las empresas de energía. El punto de partida son los transductores y los actuadores de campo, su señal eléctrica llega a un gabinete de instrumentación y comunicaciones, donde hay controladores lógicos programables (PLC) con tarjetas de adquisición de entradas y salidas analógicas y digitales. Este tipo de PLC, usa el protocolo de comunicación Profibus DP. Aunque en el mercado existen módulos de comunicación para diferentes protocolos como Modbus, DNP3, IEC 60870-5-103, en ocasiones estos protocolos no están presentes en el mercado.

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Figura 2

Posteriormente, los sistemas de control distribuido envían la información a través de la infraestructura de la red de fibra óptica, utilizando módulos de conversión de protocolos propietarios de marcas comerciales. La comunicación es redundante y punto a punto, para los servidores SCADA. Esta información se distribuye a los módulos de base de datos históricos, el módulo de alarmas, la estación de ingeniería y la HMI o Interfaz Hombre-Maquina. La “Tecnología de Sistemas SCADA Tradicional”, actualmente utilizada en sistemas de potencia, está desacoplada de las soluciones, como se describe en la figura 2; su información se transmite, almacena y usa de manera diferente en cada aplicación. Esta condición no permite la integración de los diferentes subsistemas de un sistema de energía. Por lo tanto, no son resilientes a los cambios, ni confiables hacia una predicción, sus variaciones de parámetros no están registradas o son fácilmente accesibles desde una interfaz de usuario (HMI); además, no se pueden realizar diferentes tipos de análisis en un modelo unificado ya que coexisten diferentes modelos y sus tecnologías no son coincidentes. Por lo anterior, obliga a un Centro de Operaciones y Control a tener diferentes aplicaciones de software para el mismo sistema de energía eléctrica; es decir, debe tener un operador técnico con capacidades técnicas de especialidades diferentes y que involucra un equipo de trabajo en tres turnos por día, generando dependencia del personal operativo por maniobras en cada sistema.

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Figura 3

La figura 3, por el contrario, muestra una arquitectura de red progresiva y escalable y a lo que busca un cliente que requiere monitoreo, control, operación y estudios que le permitan en un sola HMI maniobrar, simular y entrenar al personal. En esta arquitectura, la parte de comunicaciones dentro de la subestación es más robusta, flexible y escalable.
• Robusta al tener un interruptor de doble comunicación en cada subestación, lo que permite que la subestación no quede sin comunicación.

• Flexible para manejar un procesador de comunicaciones multiprotocolo en cada Subestación de Energía Eléctrica (SEE) y con la opción de monitoreo local.

• Escalable al permitir una fácil integración de los nuevos Dispositivos Electrónicos Inteligentes o conocidos como “DEI’s” en cada tablero de distribución de cada SEE´s.

Una parte fundamental que muestra en la figura 2 es la infraestructura redundante de fibra óptica; posiblemente no todas las subestaciones tengan fibra óptica, pero las que están geográficamente cerca una de la otra pueden enviar su información a una subestación “principal” o “sitio”, diseñada con este nombre para tener la infraestructura completa en comunicaciones.

Además, es importante observar las tendencias tecnológicas que influyen en la estructura de un sistema, que además de la supervisión y el control debe tener módulos para el análisis.

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Figura 4

Arquitectura típica de una estación de trabajo enfocado en las bases de datos

Las empresas que utilizan diferentes niveles de tensión en los sistemas de energía, cuentan con sistemas de gestión, tales como SCADA, PMS, EMS, CMS, HIS, DMS, etc.; principalmente, es para el mantenimiento y la operación del sistema eléctrico; sin embargo, no existe una conexión entre los diferentes modelos eléctricos; es decir, existe incompatibilidad de las bases de datos.

En la figura 3, se muestra un esquema actual de un centro de operación, que no permite la interoperabilidad entre las bases de datos que coadyuve a una ágil toma de decisiones del personal operativo. Desde el punto de vista de proyectos de ingeniería que involucren sistemas de energía, es necesario considerar las etapas indicadas en la figura 4, que muestran la Ingeniería, Procura y Construcción, así como el Centro de Operación de un Sistema Eléctrico desde el inicio del Proyecto.

Los sistemas SCADA, actualmente dependen de los protocolos de comunicación utilizados para proveer la información de los procesos del sistema de energía que incluyen supervisión, control de calidad, control de producción y almacenamiento de datos. Entonces, los sensores y actuadores de dicha tecnología pueden tener retrasos que superan los segundos para mostrar la información en las Interfaces Hombre Maquina (IHM).

También, los sistemas de control tradicional, con “tecnología de SCADA tradicional”, aunque están obsoletos y su filosofía de funcionamiento no está acorde con las necesidades actuales de los sistemas de potencia, generalmente cuentan con un extenso ciclo de vida y son la tecnología imperante para el control y adquisición de datos. Por lo que, en tiempos de transición hacia las Smart Grids, se hace necesaria una solución que permita integrar este tipo de sistemas con soluciones más avanzadas.

Importancia de los análisis con estudios en “off-line” utilizando las bases de datos

La figura 4, muestra claramente como en el inicio y el fin de un proyecto (después de la puesta en servicio) se requiere inexorablemente el modelado y la simulación del sistema eléctrico. Desde décadas atrás los estándares internacionales como recomiendan los valores prácticos y típicos que permitirán un diseño sobresaliente antes de iniciar un proyecto en el área industrial en “off-line”, por ejemplo.

Por lo anterior, en la mayoría de casos se crea y se cuenta con una base de datos del sistema eléctrico desde el inicio del proyecto que permitiría al usuario final ya sea de manufactura, transmisión, distribución, generación, sistemas ferroviarios, nucleoeléctrico, centros de datos, etc., contar con un recurso que contribuiría en la etapa de mantenimiento del proyecto indicado en la figura 4; es decir, que la información de la base de datos inicial permitiría coadyuvar al seguimiento en el mantenimiento y operación del sistema eléctrico nuevo o reconfigurado.

Una de las desventajas en la puesta en servicio para muchos integradores de soluciones y sistemas es: que implementan diferentes marcas para automatizar y controlar y supervisar; impidiendo una solución homogénea que sirva para el mantenimiento a futuro de los equipos eléctricos primaros y los sistemas implementados indicados en la figura 1. Ahora bien, para concretar los beneficios de realizar un diseño sólido en instalaciones nuevas de sistemas eléctricos, es derivado a lo indicado en que se refiere a decesos de personas en lugares de trabajo con manejo de electricidad recomendando la “Prevención a través del diseño”.

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Figura 5

Por otro lado, en las instalaciones existentes, que concluyen en realizar estudios en estado estable y en estado dinámico como se indica en la figura 5, que sugieren realizar simulaciones posterior del diseño cada 5 años, para evitar riesgos y cumplir con normas y estándares establecidos; incluyendo diseñar reconfiguraciones con nuevas puestas a tierra como los que se sugieren para brindar sensibilidad a las protecciones del sistema eléctrico.
Los resultados de las simulaciones en la etapa de mantenimiento y operación del sistema eléctrico contrastan con el tiempo asignado para un ingeniero operador o personal que debe tomar las decisiones en sitio; tal es el caso de los sistemas de energía que tienen perdidas por paros de plantas o apagones, tales como países en:

• México, por falla de suministro eléctrico en septiembre de 2017 con un corte de energía afectando a 4 estados de México, dejando hasta 1.8 millones de clientes sin electricidad.

• Estados Unidos y Canadá, por fallas reportadas en agosto de 2003, hubo un corte de energía afectando a 8 estados de Estados Unidos y la provincia de Ontario, Canadá, dejando hasta 50 millones de personas sin electricidad.

• Brasil y ciudades de Paraguay por falla en suministro eléctrico en noviembre de 2009 afectando 18 estados de Brasil y ciudades de Paraguay, dejando a 60 millones de clientes sin energía.

• Bangladesh, los ciudadanos tuvieron un apagón en 2014, dejando a 150 millones de personas sin el suministro eléctrico durante unas 10 horas.

El común denominador, es que pueden tomarse una predicción de probabilidad previa y ajustarse para dichas condiciones de contingencia, ya sean por paro de planta o apagones y brindar a los operadores los requerimientos necesarios en tiempo real con condiciones de temporada, tiempo de restauración, riesgos inherentes a los cortes de suministro, etc. Por ejemplo, se menciona que Estados Unidos, los apagones en tendencia del 2008 tenía 4 veces más probabilidad de comenzar durante las últimas horas de la tarde, en relación con las primeras horas de la mañana. Entonces, la correlación de tener las bases de datos de los sistemas eléctricos vinculadas desde el diseño hasta su operación es más factible restaurar con prontitud.

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Figura 6

De igual manera, el conocimiento técnico y la experiencia de los operadores para restaurar va vinculado con lo que se puede ver en las Figuras 6 y 7 que recomienda tener operadores tecnólogos con conocimientos en análisis de sistemas eléctricos en “off-line” entrenados para poder tomar decisiones ágiles y en el menor tiempo posible.

Los conocimientos técnicos de los ingenieros que estarán al frente de un centro de control y operación depende de la formación que haya tomado en su metodología clásica, basada por los métodos aprendidos en la universidad que imparten la carrera de ingeniería eléctrica, denominando a este Ingeniero en la Figura 7 como “IEn” o Ingeniero con Entrenamiento.

Asimismo, el impacto en la respuesta de una situación de contingencia requiere de una especialización como Ingeniero Analista de sistemas Eléctricos denominándolo como “ITc” o Ingeniero Tecnólogo que implicaría una especialización que abarca de 7 a 10 años con conocimiento del análisis en sistemas eléctricos “Off-Line”. Por otro lado, las condiciones de Resiliencia en condiciones de eventos mencionados en la Figura 7 requiere de Ingenieros Tecnólogos (ITc) e Ingenieros Expertos en el Centro de Control o denominados como “IEx”; no necesariamente los Ingenieros que tienen más de 30 años operando un sistema eléctrico es un “Experto con conocimiento técnico”, ya que es necesario especializarse con nuevas herramientas y la tecnología que evoluciona con el paso del tiempo; es decir, que, para un Ingeniero que maneja un sistema SCADA con procesos mecánicos sin actualizarse en sistemas eléctricos y no comprendiendo los análisis en estado dinámico dista de poder obtener el nivel de respuesta ante un “Análisis de Causa Raíz”.

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Figura 7

Vínculo de las bases de datos del análisis “Off-line con los análisis “On-line”

Durante las acciones que las empresas de energía toman en previsión recomiendan contar con soluciones que permitan optimizar el diseño, simulación, operación, control, optimización y automatización para generación, transmisión, distribución, industria y microrredes de los sistemas eléctricos.

La interrelación de los tiempos en el modelado y simulación desde el modelo eléctrico hasta la operación y mantenimiento tiene un impacto económico de poder realizar simulaciones que permitan recuperar el sistema eléctrico en el menor tiempo posible.

Por ejemplo, en la figura 7, el tiempo de recuperación del suministro eléctrico ante una situación de contingencia en el sistema eléctrico va vinculado al conocimiento técnico de los operadores y especialistas de los sistemas de energía: es decir, que la habilidad de corregir las causas directas del apagón o paro de planta permitirá la gestión del sistema eléctrico tomando acciones preventivas y predictivas de eventos extremos.

Los autores del presente artículo presentan la figura 8, como la propuesta de vincular la base de datos del modelo eléctrico desde el diseño del sistema eléctrico para poder agilizar y optimizar el tiempo de respuesta del operador o especialista del sistema eléctrico una vez instalado en la fase de mantenimiento y funcionamiento de este.

De igual manera, la misma figura muestra la posibilidad de implementar la Tecnología en Tiempo Real utilizando la Solución de “Sistema de gestión de distribución avanzado” o conocida como ADMS por sus siglas en inglés “Advanced Distribution Management System”, que permite en modo distintivo desmesurar en amplitud la confiabilidad operativa del sistema eléctrico con lo siguiente:

1) monitorear y controlar.
2) análisis “on-line” con diferentes escenarios de una matriz de operación.
3) optimizar tiempo de respuesta en “Análisis de causa raíz” (ACR).
4) respuesta de demanda del sistema de distribución (DSDR) si fuera el caso.
5) concretar estados de emergencia para prevención y ejecución ágil de restauración. 6) optimización de tensión eléctrica/voltios-amperios reactivos: “voltios/var”.
7) entrenamiento del personal para eventos raros o de contingencia.

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Figura 8

¿Tecnología en tiempo real? Sus beneficios

La necesidad de actualizar y mejorar a los sistemas eléctricos actuales y futuros (microredes, redes inteligentes, “smart-cities”, etc.) con herramientas y soluciones que permitan integrar la simulación y predicción en tiempo real a los operadores de red, permitirá realizar funciones de manera eficiente y precisa, que respalden la confiabilidad operativa de la red, realizando una operación y vigilancia del sistema eléctrico en todo momento de forma rápida y segura.

Concepto de Tecnología en Tiempo Real

El concepto más básico de Tecnología en Tiempo Real es la solución que permite el monitoreo, control, gestión y análisis de sistemas eléctricos para verificar y validar la operación efectiva del sistema de energía. El concepto más específico, es la solución que permitirá utilizar la base de datos del modelo eléctrico desde “off-line” del sistema de energía para utilizarlo en la operación y mantenimiento en “on-line” optimizando los tiempos de respuesta en la recuperación del sistema eléctrico en cuestión con herramientas que permitan la predicción y prevención de eventos o condiciones de contingencia. Como puede verse en la figura 9.

¿Cómo?, ¿Por qué? y ¿Dónde? Utilizar la Tecnología en Tiempo Real

Los beneficios tangibles según, muestran el ahorro económico mediante la predicción de fallas, el ahorro de energía en la administración de energía, la capacitación del personal operativo y el control de las condiciones de contingencia para la restauración de carga ágil, beneficiando al sistema eléctrico en la reducción de cortes abruptos en la planta.

Los proyectos realizados e implementados utilizando Tecnología en Tiempo Real permiten: a) adquisición de datos, b) simulación en tiempo real, c) entrenamiento del personal operativo y especialista del sistema, d) análisis de escenarios con matriz de operación, e) supervisión y control, f) almacenamiento de las bases de datos del modelo eléctrico.

Asimismo, se implementaron proyectos industriales y en organismos que pudieron incluir beneficios para redes inteligentes. Entonces, el uso de las tecnologías en tiempo real mediante las funcionalidades que ofrece el Sistema de gestión de distribución avanzado: ADMS, permitirá obtener impacto en módulos:

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Figura 9

1) análisis, supervisión, funcionamiento, gestión planificación y optimización de la operación de la red.
2) localización de fallas.
3) aislamiento y restauración de fuentes.
4) gestión de la red en alta tensión.
5) optimización de SCADA.
6) sistema de gestión de interrupciones.
7) planificación del despliegue de redes.
8) simulador de entrenamiento del despachador.
9) movilidad con aplicaciones de acceso en la Web y móviles.
10) entre otros módulos.

Conclusiones

El estado del arte del diseño o rediseño (reconfiguración) de los sistemas de energía eléctrica y su comprensión para operarlos bajo condiciones normales y en condiciones de contingencia, inexorablemente requiere del uso de la Tecnología en Tiempo Real, incluyendo el uso de Funcionalidades del ADMS que permite el: “Monitoreo, control, gestión y análisis de sistemas eléctricos reales para verificar y validar la operación efectiva del sistema de energía”.

Tabla
Tabla 1

Los impactos de forma directa de los apagones en sistemas de energía tienen diversos efectos señalados en la Tabla I dependiendo del tipo de empresa. Las consecuencias son irreversibles al proyectarse en las pérdidas económicas del sistema de energía por condiciones abruptas de esta índole; por lo que, en Latinoamérica, actualmente se están implementando esta Tecnología en empresas de distribución, generación, grandes compañías petroleras, instituciones de educación e investigación, mineras, manufactura, etc.

La visualización inteligente que permite la funcionalidad de un ADMS desde sistemas a nivel de análisis y simulación de operaciones, reproducción de eventos y la ejecución de diferentes tipos de análisis de sistemas de potencia; también, mediante su incorporación cubre adecuadamente el control de los sistemas de energía eléctrica. En la Figura 10, se muestra un ejemplo de vistas de software especializado con estas tecnologías.

El uso de funcionalidades del ADMS con Tecnología en Tiempo Real, permite utilizar la misma base de datos del sistema eléctrico generada desde el diseño y exponencialmente optimizar el tiempo de respuesta de un operador ante una restauración del sistema de energía en cuestión, ya que el modelo matemático/eléctrico es vital para una posible reconfiguración mediante el análisis en contraste de otras soluciones similares que deben implementarse sin contar con dicho modelo.

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Figura 10

Hoy en día, existen herramientas que “Operation Technology Inc.®” con el software ETAP® ha implementado, por mencionar algunas funcionalidades:
I- Análisis Avanzado que incluye Estimación del Estado de Distribución.
II- Optimización de Voltaje / VAR (VVO).
III- Reducción de Voltaje Conservador (CVR).
IV- Ubicación de Fallas.
V- Restauración de Aislamiento y Servicio (FLISR).
VI- Predicción de Corte.
VII- Pronóstico de Carga.
VIII- Flujos de carga de CA y CC Unificado.
IX- Modelado de Generación Distribuida.
X- Coordinación de protecciones.
XI- Descarga de carga, etc.

Las funcionalidades del ETAP® ADMS, por ejemplo permite, la integración con sistemas empresariales, incluyendo comunicación directa con protocolos Modbus®, DNP3, IEC 101/104, IEC 61850, OPC-UA; asimismo, conversión de protocolos e implementar características clave como las denominada Gestión de Ordenes de Cambio o conocidas como SOM (Switch Order Management) que permiten la implementación de Interfaces de Usuario del Tipo Web y Móviles con tabletas y dispositivos celulares, así como gestión de acceso en niveles de usuarios con notificaciones incluidas.

*ETAP® Latinoamérica -Ciudad de México, México.
**ETAP® Automation -Irvine, California, EEUU.
***Raien Argentina SA -Buenos Aires, Argentina.
****ETAP® México -Ciudad de México, México.

Más información: www.etap.com.ar

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