En los últimos años, la utilización de energía eléctrica aumentó exponencialmente y los requisitos de los clientes y las definiciones de calidad de la energía cambiaron enormemente. A medida que la energía eléctrica se convirtió en una parte esencial de la vida diaria, su uso óptimo y confiabilidad se volvieron importantes. La vista de la red en tiempo real y las decisiones dinámicas se han convertido en fundamentales para optimizar los recursos y gestionar las demandas, lo que hace que un sistema de gestión de la distribución que pueda manejar los flujos de trabajo adecuados sea muy crítico.
Descripción general
Un sistema de gestión de distribución (DMS) es una colección de aplicaciones diseñadas para monitorear y controlar toda la red de distribución de manera eficiente y confiable. Actúa como un sistema de apoyo a la toma de decisiones para ayudar a la sala de control y al personal operativo de campo con el monitoreo y control del sistema de distribución eléctrica. Mejorar la confiabilidad y la calidad del servicio en términos de reducir las interrupciones , minimizar el tiempo de interrupción, mantener niveles aceptables de frecuencia y voltaje son los entregables clave de un DMS.
La mayoría de las empresas de distribución han estado utilizando de manera integral soluciones de TI a través de su Sistema de gestión de interrupciones (OMS) que hace uso de otros sistemas como el Sistema de información del cliente (CIS), el Sistema de información geográfica (GIS) y el Sistema de respuesta de voz interactivo (IVRS). Un sistema de gestión de interrupciones tiene un modelo de conectividad / componente de red del sistema de distribución. Al combinar las ubicaciones de las llamadas de interrupciones de los clientes con el conocimiento de las ubicaciones de los dispositivos de protección (como los disyuntores) en la red, se utiliza un motor de reglas para predecir las ubicaciones de las interrupciones. En base a esto, se trazan las actividades de restauración y se envía a la tripulación para las mismas.
Paralelamente, las empresas de distribución comenzaron a implementar sistemas de control de supervisión y adquisición de datos (SCADA), inicialmente solo en sus subestaciones de mayor voltaje. Con el tiempo, el uso de SCADA se ha extendido progresivamente hacia los sitios con niveles de voltaje más bajos.
Los DMS acceden a datos en tiempo real y proporcionan toda la información en una única consola en el centro de control de manera integrada. Su desarrollo varió en diferentes territorios geográficos. En los EE. UU., Por ejemplo, los DMS generalmente crecieron al llevar los sistemas de gestión de interrupciones al siguiente nivel, automatizar las secuencias completas y proporcionar una vista integrada de extremo a extremo de todo el espectro de distribución. En el Reino Unido, por el contrario, las topologías de red mucho más densas y malladas, combinadas con una regulación de salud y seguridad más estricta, habían llevado a una centralización temprana de las operaciones de conmutación de alto voltaje, inicialmente utilizando registros en papel y diagramas esquemáticos impresos en grandes paneles de pared que eran ' vestido 'con símbolos magnéticos para mostrar los estados de funcionamiento actuales. Allí, los DMS crecieron inicialmente a partir de los sistemas SCADA, ya que estos se expandieron para permitir que estos procedimientos de gestión de seguridad y control centralizados se gestionen electrónicamente. Estos DMS requerían modelos y esquemas de componentes / conectividad aún más detallados que los que necesitaban los primeros OMS, ya que tenían que incluirse todos los posibles puntos de aislamiento y conexión a tierra en las redes. En territorios como el Reino Unido, por lo tanto, los modelos de componente / conectividad de red generalmente se desarrollaron primero en el DMS, mientras que en los EE. UU. Generalmente se construyeron en el GIS.
El flujo de datos típico en un DMS tiene el sistema SCADA , el sistema de almacenamiento y recuperación de información (ISR), los servidores de comunicación (COM), los procesadores front-end (FEP) y las unidades terminales remotas de campo (FRTU).
¿Por qué DMS?
- Reducir la duración de las interrupciones
- Mejore la velocidad y precisión de las predicciones de interrupciones.
- Reduzca los tiempos de patrulla y conducción de la tripulación mediante una mejor localización de interrupciones.
- Mejorar la eficiencia operativa
- Determine los recursos de la tripulación necesarios para lograr los objetivos de restauración.
- Utilizar de manera eficaz los recursos entre las regiones operativas.
- Determine cuándo es mejor programar equipos de ayuda mutua.
- Mayor satisfacción del cliente
- Un DMS incorpora IVR y otras tecnologías móviles, a través de las cuales hay una mejor comunicación de interrupciones para las llamadas de los clientes.
- Proporcione a los clientes tiempos de restauración estimados más precisos.
- Mejore la confiabilidad del servicio rastreando a todos los clientes afectados por una interrupción, determinando las configuraciones eléctricas de cada dispositivo en cada alimentador y compilando detalles sobre cada proceso de restauración.
Funciones DMS
Para respaldar la toma de decisiones adecuada y las actividades de O&M, las soluciones DMS deben respaldar las siguientes funciones:
- Herramientas de visualización y soporte de red
- Aplicaciones para acciones analíticas y correctivas
- Herramientas de planificación de servicios públicos
- Esquemas de protección del sistema
Las distintas subfunciones del mismo, realizadas por el DMS se enumeran a continuación: -
Análisis de conectividad de red (NCA)
La red de distribución generalmente cubre un área grande y abastece de energía a diferentes clientes a diferentes niveles de voltaje. Por lo tanto, la ubicación de las fuentes y cargas necesarias en una interfaz de operador / GIS más grande suele ser muy difícil. El movimiento panorámico y el zoom proporcionados con la GUI del sistema SCADA normal no cubre el requisito operativo exacto. El análisis de conectividad de red es una funcionalidad específica del operador que ayuda al operador a identificar o ubicar la red o el componente preferido con mucha facilidad. NCA realiza los análisis necesarios y muestra el punto de alimentación de varias cargas de red. En función del estado de todos los dispositivos de conmutación, como el disyuntor (CB), la unidad principal en anillo (RMU) y / o los aisladores que afectan la topología de la red modelada, se determina la topología de red predominante. Además, la NCA ayuda al operador a conocer el estado operativo de la red de distribución que indica el modo radial, los bucles y los paralelos en la red.
Horario de conmutación y gestión de seguridad
En territorios como el Reino Unido, una función fundamental de un DMS siempre ha sido apoyar la conmutación segura y el trabajo en las redes. Los ingenieros de control preparan horarios de conmutación para aislar y hacer segura una sección de la red antes de que se lleve a cabo el trabajo, y el DMS valida estos horarios utilizando su modelo de red. Los horarios de conmutación pueden combinar operaciones de conmutación telecontroladas y manuales (in situ). Cuando la sección requerida se ha asegurado, el DMS permite que se emita un documento de permiso para trabajar (PTW). Después de su cancelación cuando el trabajo ha terminado, el programa de cambio facilita la restauración de las disposiciones normales de funcionamiento. Los componentes de conmutación también se pueden etiquetar para reflejar cualquier restricción operativa que esté en vigor.
El modelo de componente / conectividad de red y los diagramas asociados deben mantenerse siempre absolutamente actualizados. Por lo tanto, la función de programación de conmutación también permite que se apliquen "parches" al modelo de red a la versión en vivo en las etapas apropiadas de los trabajos. El término "parche" se deriva del método utilizado anteriormente para mantener los diagramas del tablero.
Estimación estatal (SE)
El estimador de estado es una parte integral de los sistemas generales de monitoreo y control para redes de transmisión. Su objetivo principal es proporcionar una estimación confiable de los voltajes del sistema. Esta información del estimador de estado fluye a los centros de control y servidores de bases de datos a través de la red. [1] Las variables de interés son indicativas de parámetros como los márgenes de los límites operativos, el estado del equipo y la acción requerida por el operador. Los estimadores estatales permiten el cálculo de estas variables de interés con alta confianza a pesar de que las mediciones pueden estar corrompidas por el ruido, o pueden faltar o ser inexactas.
Aunque es posible que no podamos observar directamente el estado, se puede inferir de un escaneo de mediciones que se supone que están sincronizadas. Los algoritmos deben tener en cuenta el hecho de que la presencia de ruido podría sesgar las mediciones. En un sistema eléctrico típico, el Estado es casi estático. Las constantes de tiempo son lo suficientemente rápidas para que la dinámica del sistema decaiga rápidamente (con respecto a la frecuencia de medición). El sistema parece estar progresando a través de una secuencia de estados estáticos que son impulsados por varios parámetros como cambios en el perfil de carga. Las entradas del estimador de estado se pueden proporcionar a varias aplicaciones como análisis de flujo de carga , análisis de contingencia y otras aplicaciones.
Aplicaciones de flujo de carga (LFA)
El estudio de flujo de carga es una herramienta importante que involucra el análisis numérico aplicado a un sistema eléctrico. El estudio de flujo de carga generalmente usa notaciones simplificadas como un diagrama unifilar y se enfoca en varias formas de energía CA en lugar de voltaje y corriente. Analiza los sistemas de potencia en funcionamiento normal en estado estable. El objetivo de un estudio de flujo de energía es obtener información completa del ángulo y la magnitud de voltaje para cada barra en un sistema de energía para condiciones de voltaje y potencia reales de carga y generador especificadas . Una vez que se conoce esta información, se puede determinar analíticamente el flujo de potencia real y reactiva en cada rama, así como la salida de potencia reactiva del generador.
Debido a la naturaleza no lineal de este problema, se emplean métodos numéricos para obtener una solución que esté dentro de una tolerancia aceptable. El modelo de carga debe calcular automáticamente las cargas para que coincidan con el telémetro o las corrientes de alimentación previstas. Utiliza el tipo de cliente, los perfiles de carga y otra información para distribuir adecuadamente la carga a cada transformador de distribución individual. Los estudios de flujo de carga o flujo de energía son importantes para planificar la expansión futura de los sistemas de energía, así como para determinar la mejor operación de los sistemas existentes.
Control Volt-VAR (VVC)
Volt-VAR Control o VVC se refiere al proceso de administrar los niveles de voltaje y la potencia reactiva (VAR) en todos los sistemas de distribución de energía. Estas dos cantidades están relacionadas, porque a medida que la potencia reactiva fluye sobre una línea inductiva (y todas las líneas tienen algo de inductancia), esa línea ve una caída de voltaje. VVC abarca dispositivos que inyectan energía reactiva intencionalmente en la red para alterar el tamaño de esa caída de voltaje, además de equipos que controlan el voltaje de manera más directa.
En la red heredada, hay tres herramientas principales para llevar a cabo la gestión de voltaje: cambiadores de tomas de carga (LTC), reguladores de voltaje y bancos de condensadores. Los LTC y los reguladores de voltaje se refieren a transformadores con relaciones de espiras variables que se colocan en puntos estratégicos de una red y se ajustan para aumentar o disminuir el voltaje según sea necesario. Los bancos de condensadores gestionan el voltaje mediante la “generación” de potencia reactiva, y hasta ahora han sido las herramientas principales a través de las cuales se lleva a cabo un verdadero control de Volt / VAR. Estos grandes condensadores se conectan a la red en configuración de derivación a través de interruptores que, cuando están cerrados, permiten que los condensadores generen VAR y eleven la tensión en el punto de conexión. En el futuro, más VVC podrían llevarse a cabo mediante inversores inteligentes y otros recursos de generación distribuida, que también pueden inyectar energía reactiva en una red de distribución. Una aplicación de VVC ayuda al operador a mitigar condiciones de alto o bajo voltaje peligrosamente al sugerir planes de acción requeridos para todos los equipos de VVC. El plan proporcionará una posición de toma requerida y un estado de conmutación del condensador para garantizar que el voltaje se mantenga cerca de su valor nominal y, por lo tanto, optimizar la función de control Volt-VAR para la red.
Más allá de mantener un perfil de voltaje estable, VVC tiene beneficios potenciales para la ampacidad (capacidad de transporte de corriente) de las líneas eléctricas. Puede haber cargas que contengan componentes reactivos como condensadores e inductores (como motores eléctricos ) que tensan la red. Esto se debe a que la parte reactiva de estas cargas hace que consuman más corriente de la que consumiría una carga puramente resistiva comparable de otro modo. La corriente adicional puede provocar el calentamiento de equipos como transformadores, conductores, etc., que luego podrían necesitar un cambio de tamaño para transportar la corriente total. Un sistema de energía ideal necesita controlar el flujo de corriente planificando cuidadosamente la producción, la absorción y el flujo de energía reactiva en todos los niveles del sistema.
Aplicación de eliminación de cargas (LSA)
Los sistemas de distribución eléctrica tienen largos tramos de línea de transmisión , múltiples puntos de inyección y una demanda fluctuante de los consumidores. Estas características son inherentemente vulnerables a inestabilidades o condiciones imprevistas del sistema que pueden provocar fallas críticas. La inestabilidad generalmente surge de las oscilaciones del sistema de energía debido a fallas, déficit de picos o fallas de protección. Los esquemas de recuperación y deslastre de carga de distribución juegan un papel vital en la operación y el control de emergencia en cualquier servicio público.
Una aplicación de eliminación de carga automatizada detecta condiciones de activación predeterminadas en la red de distribución y realiza conjuntos predefinidos de acciones de control, como abrir o cerrar alimentadores no críticos, reconfigurar la distribución aguas abajo o las fuentes de inyecciones, o realizar un control de derivación en un transformador. Cuando una red de distribución es compleja y cubre un área más grande, las acciones de emergencia tomadas en sentido descendente pueden reducir la carga en las partes ascendentes de la red. En un sistema no automatizado, la concienciación y la intervención manual del operador juegan un papel clave en la mitigación de problemas. Si los problemas no se abordan con la suficiente rapidez, pueden producirse una cascada exponencial y causar una falla catastrófica importante.
DMS necesita proporcionar una aplicación modular automatizada de eliminación y restauración de carga que automatice los requisitos de control y operación de emergencia para cualquier servicio público. La aplicación debe cubrir varias actividades como la reducción de carga por baja frecuencia (UFLS), la violación de límites y los esquemas de reducción de carga basados en la hora del día que generalmente realiza el operador.
Gestión de fallas y restauración del sistema (FMSR)
La confiabilidad y la calidad del suministro de energía son parámetros clave que cualquier empresa de servicios públicos debe garantizar. La reducción de la duración del tiempo de interrupción para el cliente mejorará en todos los índices de confiabilidad de los servicios públicos, por lo que FMSR o las aplicaciones de conmutación automatizada juegan un papel importante. Las dos características principales requeridas por un FMSR son: Gestión de conmutación y plan de conmutación sugerido
La aplicación DMS recibe información de fallas del sistema SCADA y la procesa para la identificación de fallas y en la ejecución de la aplicación de administración de conmutación; las aplicaciones convierten los resultados en planes de acción . El plan de acción incluye el encendido / apagado de los interruptores automáticos de carga / RMU / seccionador. El plan de acción se puede verificar en el modo de estudio proporcionado por la funcionalidad. La gestión de la conmutación puede ser manual / automática según la configuración.
Equilibrio de carga mediante la reconfiguración del alimentador (LBFR)
El equilibrio de carga mediante la reconfiguración del alimentador es una aplicación esencial para las empresas de servicios públicos donde tienen varios alimentadores alimentando un área congestionada de carga. Para equilibrar las cargas en una red, el operador redirige las cargas a otras partes de la red. Se necesita una gestión de carga de alimentador (FLM) para permitirle gestionar la entrega de energía en el sistema de distribución eléctrica e identificar las áreas problemáticas. Una administración de carga del alimentador monitorea los signos vitales del sistema de distribución e identifica áreas de preocupación para que el operador de distribución esté prevenido y pueda enfocar la atención de manera eficiente donde más se necesita. Permite una corrección más rápida de los problemas existentes y permite la posibilidad de evitar problemas, lo que conduce a una mayor confiabilidad y rendimiento de suministro de energía .
En una nota similar, la reconfiguración del alimentador también se utiliza para minimizar las pérdidas . Debido a varias limitaciones operativas y de la red, la red de servicios públicos puede funcionar a su máxima capacidad sin conocer las consecuencias de las pérdidas que se produzcan. Las pérdidas totales de energía y de ingresos debidas a estas operaciones se minimizarán para una operación eficaz. La aplicación DMS utiliza una aplicación de gestión de conmutación para esto, el problema de minimización de pérdidas se resuelve mediante el algoritmo de flujo de potencia óptimo y los planes de conmutación se crean de forma similar a la función anterior.
Pronóstico de carga de distribución (DLF)
El pronóstico de carga de distribución (DLF) proporciona una interfaz estructurada para crear, administrar y analizar los pronósticos de carga. Los modelos precisos para el pronóstico de carga de energía eléctrica son esenciales para la operación y planificación de una empresa de servicios públicos . DLF ayuda a una empresa eléctrica a tomar decisiones importantes, incluidas decisiones sobre la compra de energía eléctrica, la conmutación de carga y el desarrollo de infraestructura.
La previsión de carga se clasifica en términos de diferentes duraciones de planificación: previsión de carga a corto plazo o STLF (hasta 1 día, previsión de carga a medio plazo o MTLF (1 día a 1 año) y previsión de carga a largo plazo o LTLF (1– 10 años). Para pronosticar la carga con precisión a lo largo de un año, se deben considerar varios factores externos, incluidos el clima, la radiación solar , la población, las temporadas del producto interno bruto per cápita y las vacaciones. Por ejemplo, en la temporada de invierno, el factor de sensación térmica promedio podría ser añadida como variable explicativa además de las utilizadas en el modelo de verano. En temporadas de transición como primavera y otoño, se puede utilizar la técnica de transformación. Para las vacaciones, se puede deducir una carga de efecto de vacaciones de la carga normal para estimar las vacaciones reales cargar mejor.
Se han desarrollado varios modelos predictivos para el pronóstico de carga basados en diversas técnicas como regresión múltiple , suavizado exponencial , mínimos cuadrados repetidos iterativos, pronóstico de carga adaptativo, series de tiempo estocásticas, lógica difusa , redes neuronales y sistemas expertos basados en el conocimiento . Entre estos, los STLF más populares fueron los modelos de series de tiempo estocásticos como el modelo autorregresivo (AR) , el modelo de promedio móvil autorregresivo (ARMA), el modelo de promedio móvil integrado autorregresivo (ARIMA) y otros modelos que utilizan lógica difusa y redes neuronales.
DLF proporciona capacidades de agregación y pronóstico de datos que se configuran para abordar los requisitos actuales y adaptarse para abordar los requisitos futuros y debe tener la capacidad de producir pronósticos repetibles y precisos.
Integración basada en estándares
En cualquier modelo de operación de servicio de suministro de energía integrado, existen diferentes módulos funcionales como GIS, solución de facturación y medición, ERP, sistema de gestión de activos que operan en paralelo y admiten operaciones de rutina. Muy a menudo, cada uno de estos módulos funcionales necesita intercambiar datos periódicos o en tiempo real entre sí para evaluar el estado operativo actual de la red, los flujos de trabajo y los recursos (como la tripulación, los activos, etc.). A diferencia de otros segmentos de sistemas eléctricos, el sistema de distribución cambia o crece día a día, y esto podría deberse a la incorporación de un nuevo consumidor, una nueva línea de transmisión o el reemplazo de equipos. Si los diferentes módulos funcionales están operando en un entorno no estándar y utilizan API personalizadas e interfaces de base de datos, el esfuerzo de ingeniería para la administración será demasiado grande. Pronto será difícil gestionar los crecientes cambios y adiciones que darían lugar a que las integraciones de sistemas no fueran funcionales. Por lo tanto, las empresas de servicios públicos no pueden aprovechar el beneficio completo de los módulos funcionales y, en algunos casos; los sistemas pueden incluso necesitar ser migrados a entornos adecuados con costos muy altos.
A medida que estos problemas salieron a la luz, se iniciaron varios procesos de estandarización para el intercambio de datos entre aplicaciones. Se entendió que una integración basada en estándares facilitará la integración con otros módulos funcionales y que también mejorará el rendimiento operativo. Garantiza que la utilidad pueda estar en un entorno neutral del proveedor para futuras expansiones, lo que a su vez significa que la utilidad puede agregar fácilmente nuevos módulos funcionales además de la funcionalidad existente y fácilmente empujar o extraer los datos de manera efectiva sin tener nuevos adaptadores de interfaz.
Integración basada en estándares IEC 61968
IEC 61968 es un estándar que está siendo desarrollado por el Grupo de Trabajo 14 del Comité Técnico 57 de IEC y define estándares para el intercambio de información entre aplicaciones de sistemas de distribución eléctrica. Está destinado a respaldar la integración entre aplicaciones de una empresa de servicios públicos que necesita recopilar datos de diferentes aplicaciones que podrían ser nuevas o heredadas.
Según IEC 61968, un DMS encapsula varias capacidades como monitoreo y control de equipos para suministro de energía, procesos de administración para garantizar la confiabilidad del sistema, administración de voltaje, administración del lado de la demanda, administración de interrupciones, administración del trabajo, mapeo automatizado y administración de instalaciones. El quid de las normas IEC 61968 es el Modelo de referencia de interfaz (IRM) que define varias interfaces estándar para cada clase de aplicaciones. Los componentes abstractos (lógicos) se enumeran para representar aplicaciones concretas (físicas). Por ejemplo, una función comercial como Operación de red (NO) podría estar representada por varias subfunciones comerciales como Monitoreo de operación de red (NMON), que a su vez estará representada por componentes abstractos como Supervisión del estado de la subestación, Supervisión del estado de la red y Supervisión de alarmas. .
IEC 61968 recomienda que las interfaces del sistema de una infraestructura entre aplicaciones de servicios públicos compatible se definan mediante el lenguaje de modelado unificado (UML). UML incluye un conjunto de técnicas de notación gráfica que se pueden utilizar para crear modelos visuales de sistemas intensivos en software orientados a objetos. La serie de normas IEC 61968 amplía el Modelo de información común (CIM), que actualmente se mantiene como modelo UML, para satisfacer las necesidades de distribución eléctrica. Para el intercambio estructurado de documentos, especialmente en Internet, el formato de datos utilizado puede ser el Lenguaje de marcado extensible (XML). Uno de sus usos principales es el intercambio de información entre sistemas informáticos diferentes y potencialmente incompatibles. Por tanto, XML se adapta bien al dominio de las interfaces del sistema para la gestión de la distribución. Formatea las cargas útiles de los mensajes para cargar las mismas en varios transportes de mensajería como SOAP ( Protocolo simple de acceso a objetos ), etc.
Referencias
- ^ Yih-Fang Huang; Werner, S .; Jing Huang; Kashyap, N .; Gupta, V., "Estimación del estado en las redes de energía eléctrica: satisfacer los nuevos desafíos presentados por los requisitos de la futura red", Revista de procesamiento de señales, IEEE, vol.29, no.5, pp.33, 43, septiembre de 2012
enlaces externos
- IEEE Power & Energy Society
- IEC-Normas internacionales y evaluación de la conformidad para todas las tecnologías eléctricas, electrónicas y relacionadas
- Programa multimillonario de reforma y desarrollo de energía del gobierno de la India