I. INTRODUCCION
El control remoto de los sistemas eléctricos comenzó en la
década de los años 60, y durante la de los 70 el reemplazo de los dispositivos
electromecánicos por equipos de estado sólido estaba bien avanzado. Aún hoy, quedan subestaciones
que todavía no se han integrado totalmente a la tecnología de los dispositivos
electrónicos, en parte debido a que la interoperabilidad entre los
dispositivos está obstaculizada por el exceso de protocolos e interfaces
incompatibles.
Ahora bien, “obstaculizada” no significa “imposibilitada”
gracias a las virtudes, y a pesar de las limitaciones, de la más nueva y variada
tecnología de automatización. La lista
de equipos relacionados con dichas tecnologías incluye a los Dispositivos
Electrónicos Inteligentes (IED, por sus siglas en inglés), a las plataformas
computacionales, a los sistemas operativos, a las redes de comunicación y a las
interfaces gráficas de usuario. Lo que
sigue es un análisis de cómo integrar dichas tecnologías diversas en un único
sistema de control para redes eléctricas, mientras se superan las dificultades
para la implantación. También se enumerarán
los beneficios del sistema integrado para la empresa operadora.
En general, la automatización tiene las siguientes ventajas:
- Incrementa la confiabilidad de los
sistemas y equipos. Rápido diagnóstico de equipos y eventos,
- Mayor flexibilidad en las maniobras
operacionales, de mantenimiento y de reconexión. Mejora los tiempos de
respuesta,
- Obtención de facilidades para disponer
de señales de medición, alarmas y control remoto,
- Alto grado de flexibilidad para
extensiones futuras,
- Disminución de los costos de operación
y mantenimiento.
El presente artículo conceptualiza las cuatro principales
funciones a desarrollar dentro de un proyecto de automatización de sistemas de
energía eléctrica, como sigue:
a) Control y supervisión del sistema
eléctrico.
b) Automatización del sistema de
distribución.
c) Sistema de comunicaciones asociado.
d) Gestión y protección del sistema eléctrico.
Módulos de las
Principales Funciones del Sistema de Control y Automatización.
Entre los aspectos principales de la automatización del sistema
eléctrico, se persigue, entre otras:
- Sincronización
de todos los componentes del sistema eléctrico.
- Operación,
medición y monitoreo a distancia de dispositivos eléctricos (mando, control y
señalización).
- Secuenciación
de eventos en el sistema eléctrico.
- Racionamiento
de cargas.
- Reconexión y
reaceleración de cargas rotativas (motores de inducción).
II.
CONTROL A DISTANCIA
Típicamente, un proyecto de automatización previo a 1990
incluía tres áreas funcionales principales: control supervisorio y adquisición
de datos (SCADA); monitoreo, medición y control; y protección.
El equipo de automatización usado en cada una de las áreas consiste
básicamente en un sistema de control y automatización de dispositivos
electromecánicos, tales como medidores, relés de protección, temporizados,
contadores y dispositivos analógicos y digitales para el muestreo en
pantalla. La información podía obtenerse
localmente a partir de medidores analógicos, paneles de medición digital y
paneles mímicos de control. También se
instalaban en dichos paneles interruptores electromecánicos, los cuales eran
usados por los operadores para controlar a los equipos principales ubicados en
la subestación.
Con los avances en microprocesadores durante los años 70, el panorama
comenzó a cambiar. Los fabricantes
comenzaron a reemplazar sus dispositivos electromecánicos por los de estado
sólido. Estos diseños basados en
microprocesadores, los cuales luego se denominarían Dispositivos Electrónicos
Inteligentes (IED) mostraron un impresionante número de ventajas sobre sus
predecesores. Ellos contienen funciones
y características adicionales, las cuales incluyen auto-chequeo y
auto-diagnóstico, interfaces de comunicaciones, la habilidad de almacenar datos
históricos, y unidades terminales remotas integradas para entradas y salidas de
datos (I/O). Los IED también han
permitido eliminar la redundancia en los equipos gracias a la integración de
múltiples funciones en un solo dispositivo.
Por ejemplo, al integrar los transformadores de corriente con los de
potencial en un circuito individual, el IED puede medir, proteger y controlar a
distancia simultáneamente.
En la medida en que las funciones tradicionales de automatización y
control se integraron en un equipo único, la definición del IED comenzó a
expandirse. El término se aplica hoy en
día a cualquier dispositivo basado en micro-procesadores con un puerto de
comunicación, y por lo tanto comprende a los relés de protección, medidores,
unidades terminales remotas, PLC´s, almacenadores de fallas digitales y
secuenciadores de eventos.
III.
INTERFACES
A estas alturas, es posible afirmar que los IED´s son el primer nivel en
la integración de la automatización.
Pero aún con las ventajas que dichos dispositivos proporcionan, hasta el
momento solo encontramos “islas de automatización” esparcidas por la red
eléctrica. Una cierta mejoría en la
eficiencia se puede alcanzar al conectar los IED´s en un sencillo sistema de
control integrado. Más aún, la
introducción de sistemas de control completamente integrados pueden llevarnos a
una mayor eficiencia gracias a la redundancia de equipos, así como también
menores costos de cableados, comunicaciones, operación y mantenimiento, así
como una notable mejora en la calidad y confiabilidad en el suministro de la
energía eléctrica.
A pesar de que los beneficios son bien conocidos, el enfoque de los
sistemas de control integrados para la automatización de redes ha tenido pocos
progresos en Venezuela, principalmente porque las interfaces de hardware y
protocolos de los IED´s no están estandarizados. Los protocolos son tan numerosos como los
proveedores, e incluso más, debido a que distintos productos del mismo
proveedor a veces poseen diferentes protocolos.
Una solución a este problema es la instalación de compuertas que actúen
como interfaces de hardware y de protocolos entre los IED´s y la red de área
local (LAN, por sus siglas en inglés).
Las compuertas permiten trabajar en una red común de comunicación y
protocolo en toda la red con el objeto de integrar una gran cantidad de estos
dispositivos. Ellos suministran una
interfase física del sistema de control y automatización entre los IED´s
(puertos RS232/ RS485) y la red eléctrica, a la vez que funcionan como
convertidores de protocolos entre los dispositivos y la red estándar. Las compuertas hacen que todos los IED´s
“luzcan” idénticos en cuanto a lo que la comunicación en la red se refiere.
Para complicar un poco más el panorama, para cada protocolo de IED
conectado a la red se desarrolla un software en particular. Entre la variedad de protocolos involucrados
se encuentran el formato de comunicación ASCII, el protocolo DNP 3.00 y el
protocolo Modbus.
IV.
TOPOLOGIA DE LA RED
Dos enfoques pueden ser tomados en cuenta al usar las compuertas para la
interfase de la red. Por un lado, se usa
una única compuerta multi-puertos como interfase para múltiples IED´s, y por el
otro, se usa una compuerta sencilla de bajo costo para cada dispositivo
inteligente (Ver Figura 2).
Redes de Comunicación.
Cual de los enfoques será el más económico dependerá en la ubicación de
los dispositivos inteligentes. Si están
localizados de manera centralizada, la compuerta multi-puertos será
evidentemente mejor.
Otro problema del cual se debe estar atento al integrar los IED´s en un
sistema de control es la configuración de los dispositivos. Un gran número de dispositivos inteligentes
sólo tiene un puerto de comunicaciones, el cual cumple con dos propósitos, escaneo
de datos históricos en tiempo real, y acceso y/o almacenamiento de datos o
archivos de datos. La nota importante
aquí es la siguiente: cuando se está reconfigurando un IED, los datos en tiempo
real no están disponibles en el sistema.
Esta pérdida puede ser crítica para el sistema si los datos se usan para
aplicaciones en tiempo real. El sistema
de control integrado debe ser capaz de reconocer y señalizar que la
reconfiguración está en progreso y destacar que los datos en tiempo real están
fuera de línea, habilitando tanto al operador como a cualquier aplicación a que
se ajuste apropiadamente durante este proceso.
Muchos proveedores de IED´s han estado introduciendo al mercado
productos con dos puertos, uno para el escaneo de datos históricos y en tiempo
real, y el segundo para configuración.
Estos dispositivos requieren de compuertas con dos puertos.
Aunque son un medio elegante para lograr la interfaz entre la red de
comunicación con los diferentes protocolos de los IED´s, las compuertas tienen
sus desventajas. Ellos incrementan el costo
del hardware y del software por el desarrollo de los protocolos, sin añadir
ninguna función. Dichos costos pueden
aumentar mucho si existen demasiados tipos de IED´s en la red. Por otra parte, al añadir equipos adicionales
se afecta la confiabilidad global así como los requerimientos de mantenimiento
a largo plazo. Si los proveedores
acordaran un estándar para el protocolo y la interfaz física del sistema de
control y automatización, no se requerirían compuertas a la vez que el
desarrollo de protocolos sería menos costoso.
Tal como se destacó anteriormente, una red completamente integrada con
su sistema automatizado necesita una red local de comunicación para unir todos
los IED´s entre sí. Los criterios
envueltos en la escogencia de la red son diversos y complejos. De nuevo, así como con la interfaz de los
IED´s, no existe un estándar universalmente aceptado. Sin embargo, generalmente se acepta que la
Red de Area Local (LAN) tiene la topología de red apropiada.
V.
REDES DE AREA LOCAL
Una Red de Area Local (LAN) es típicamente muy rápida y posee un alcance
hasta el patio de la subestación por lo que la transferencia de las funciones
de medición, comandos de control, configuración y datos históricos entre
dispositivos inteligentes en sitio es también rápida. Para toda la red eléctrica se requiere una
Red de Area Amplia (WAN), que integre las LAN existentes. Esta arquitectura reduce la cantidad y
complejidad del cableado requerido entre dispositivos. Más aún, incrementa el ancho de banda
disponible de comunicación para realizar actualizaciones más rápidas y
funciones más avanzadas tales como conexiones virtuales, transferencia de
archivos, y capacidades tipo “plug and play”.
Algunos otros beneficios menos tangibles de una arquitectura LAN abierta
incluyen la existencia de una base para futuras actualizaciones, acceso a
equipos de terceros, y un aumento de inter-operabilidad.
Tradicionalmente, los IED´s estaban cableados a una unidad terminal
remota en una configuración estrella. La
configuración en cascada (haciendo uso de varios dispositivos en el mismo canal
de comunicación) no era usada frecuentemente debido a que entonces cada
dispositivo tendría que ser alineado en secuencia en lugar de concurrir en
múltiples canales. Al distribuir los
IED´s a lo largo de toda la red, los costos de cableado pueden ser
considerables.
Las funciones de disparo y bloqueo también requieren un buen grado de
cableado eléctrico, ya que se deben conectar las señales de entrada requeridas
para el dispositivo que las necesita.
Esta comunicación pudiese implantarse en una red local, dado el tipo de
camino existente. El camino debe ser
rápido, con tiempos de transferencia de 2 a 4 ms para el manejo de la
información de protección de la red; debe ser determinística, con un tiempo de
transferencia predecible y finito para el peor caso; y debe ser confiable.
Al reemplazar el cableado, la LAN también debe cumplir o mejorar los
criterios de tolerancias (tanto del sistema de control y automatización como
eléctricas), procesamiento de datos y la habilidad para sincronismo. La sincronización es absolutamente vital para
una red de control avanzada, tanto para la capacidad de análisis post-evento
como para la determinación de la secuencia de eventos a la hora de un incidente
en el sistema. Pero este tipo de
precisión en el orden de los pocos milisegundos no es muy frecuentemente
suministrada por los protocolos de red local a alto nivel. Mientras que el problema tiene una solución
que no es LAN, con la ayuda de un satélite de posicionamiento global directo o
algún otro tiempo de sincronismo como señal de referencia para los dispositivos
que lo requieren, una solución basada en LAN sería preferible.
Actualizaciones futuras, cómodo acceso a equipos de terceros, y mayor
inter-operabilidad se cuentan entre los beneficios alcanzables con una LAN
basada en estándares abiertos. Mientras
más común se haga el uso del estándar, más equipos compatibles con el mismo
estarán disponibles y más inclinados se verán
los proveedores a que sus productos sean compatibles con él.
Actualmente existen dos estándares de LAN que destacan o, al menos,
atraen a la mayoría de industrias y proveedores a nivel mundial: Ethernet y
Profibus. Ninguno de los dos cumplen
totalmente con los requerimientos anteriormente descritos, pero ambos
representan soluciones bastante económicas.
El principal punto a favor del Ethernet es la disponibilidad de su
hardware y opciones entre una gran cantidad de proveedores, sin mencionar el
apoyo del protocolo de red estándar en la industria, soporte multi-estrato y
multi-aplicaciones así como calidad, y gran cantidad de equipos de prueba. Su mayor debilidad para su uso en redes
eléctricas proviene de la naturaleza no determinista del esquema de resolución
empleado en su versión estándar. Sin
embargo, nuevas técnicas se han desarrollado para solucionar dicho problema.
Profibus es ampliamente usado en Europa para procesos industriales y en
la literatura se asegura que es determinístico, pero los protocolos de
aplicación en estratos y redes están actualmente limitados a los definidos por
el estándar Profibus, a la vez que las opciones existentes de hardware y
equipos de prueba son inferiores en número a las ofrecidas por Ethernet.
Una vez que se hayan resuelto todos los asuntos referentes al hardware
de IED´s, tecnologías LAN, y protocolos LAN e IED´s, la siguiente interrogante
será cómo mostrar en pantalla o monitorear toda esta información integrada al
operador de la red de una forma económica.
VI.
INTERFACES DE USUARIO
La interfase hombre-máquina puede llegar a ser el aspecto de mayor
importancia dentro del sistema de control integrado de la red. Es a través de la
interfase que el operador
controla y supervisa toda la red.
Los datos deben ser presentados al operador de una manera clara y
precisa. Debido a la naturaleza crítica
de las acciones del operador respecto a los equipos de la red, así como con
relación a la seguridad del personal que labora en las instalaciones, no deben
existir posibilidades de ambigüedades o errores.
La tecnología a seleccionar aquí es la de la PC. La PC suministra una plataforma computacional
bien poderosa para aplicaciones, a la vez que el software de interfaz gráfica
con el usuario le permite servir como un medio avanzado de monitoreo y control
para el operador de la red. Existen
muchas tarjetas disponibles para la interfaz entre la PC con la LAN/WAN de la
red. El rango de poder de la PC es
variado (Pentium II o Pentium III) a la vez que su costo es aceptable.
Corriendo en la computadora de la red se encuentra el software SCADA
(Supervisory Control and Data Acquisition) recolectando datos desde los IED´s y
almacenándolos en una base de datos central.
Dichos datos podrán entonces ser accesados por el software de interfaz
gráfica de usuario así como por cualquier software de aplicación. La aplicación SCADA enviará cualquier comando
de control ejecutado por el operador al IED seleccionado.
La mayoría del software de interfaz gráfica de usuario disponible en el
mercado puede ayudar al operador a supervisar y controlar la red con gran
eficiencia. La alta resolución y
capacidad gráfica de muchos paquetes permite al operador la visualización de
los datos de distintas formas (tabular, esquemática, p.e.).
VII. RED DE FIBRA OPTICA
Desde hace ya algunos años, en Venezuela se ha venido observando
gradualmente la irrupción de la fibra óptica en los medios de transmisión de la
información. Importantes empresas tanto del sector de las telecomunicaciones
como del sector eléctrico están orientando su uso cada vez con mayor exigencia.
Las razones que se evidencian para el uso del conductor de luz
en plataforma platino son de diversos tipos: técnico-económicos, estratégicos,
etc. A continuación se enumeran algunas de ellas
Los niveles de exigencia, así como el alto rendimiento que
debe brindar la automatización de sistemas eléctricos constituyen la motivación
que induce al empleo de un sistema de alta capacidad. La posibilidad de
llevar una comunicación cada vez más lejos, y con menos puntos de regeneración
de las señales respecto a los procedimientos tradicionales de transmisión,
pudiendo, además conducir la misma, o mayor, capacidad de información que éstos.
Por otra parte, el precio global de los componentes (fibra,
dispositivos emisores y receptores) ha sufrido una vertiginosa caída con la
difusión del uso, de forma que hoy en día los sistemas de transmisión que
utilizan fibra óptica no sólo pueden competir, sino que mejoran en ciertos
conceptos a los sistemas convencionales de capacidad equivalente.
Si a las cualidades ya enumeradas de la fibra óptica se añaden su
proceso de envejecimiento prácticamente nulo, ausencia de corrosión, y la
inmunidad de la transmisión en ambientes hostiles (por ejemplo, radiaciones
electromagnéticas) puede comprenderse su enorme interés en aplicaciones como
las de automatización de redes eléctricas.
Según lo enunciado podemos, pues, resumir las particularidades de los
sistemas de fibra óptica que mantienen las expectativas en cuanto a que serán
el medio de transmisión de las próximas generaciones.
Ventajas Técnico-Económicas:
Elevado ancho de banda, lo cual permite una gran capacidad de
transmisión de información que se traduce en un mayor rendimiento de los
sistemas. Reducido valor sobre la
atenuación de las señales que se propagan a través del portador. De aquí que se puedan conseguir largos tramos
entre regeneradores, con la subsiguiente mejora de factores como confiabilidad
y economía. Conservación de la calidad
de los parámetros de la fibra frente a circunstancias temporales y
ambientales. Ausencia de diafonía entre
los sistemas que cubren una misma ruta.
Ventajas Estratégicas: Inmunidad
de las transmisiones en ambientes contaminados por radiaciones
electromagnéticas. Protección de la
información canalizada frente a manipulaciones exteriores. Ya que es técnicamente imposible extraer
subrepticiamente información de una fibra sin alterar notoriamente los
parámetros de información.
Otras Ventajas: Dadas las
características de la fibra, de reducido tamaño y peso, y relativamente alta
resistencia mecánica, los problemas de almacenamiento, transporte y, sobre todo
instalación, se ven altamente disminuido.
Para hacerse una idea comparativa en este sentido debemos señalar que
mientras no es conveniente tender tramos de cable con ocho o diez conductores
coaxiales de más de 200 ó 300 metros de longitud, con fibra óptica y capacidad
equivalente puede superarse sin dificultad la distancia de uno o dos
kilómetros. Aislamiento eléctrico entre
los terminales del enlace al ser la fibra un medio no conductor de
electricidad.
VIII.
SISTEMAS SCADA
Un SCADA es un
sistema basado en computadoras que permite supervisar y controlar a distancia
una instalación de cualquier tipo. A diferencia de los Sistemas de Control Distribuido,
capaces de realizar las acciones de control en forma automática, el lazo de
control es generalmente cerrado por el operador. Hoy en día es fácil hallar un
sistema SCADA realizando labores de control automático en cualquiera de sus
niveles, aunque su labor principal sea de supervisión y control por parte del
operador.
El flujo de la información en los sistemas SCADA es como
se describe a continuación: El fenómeno físico lo constituye la variable que
deseamos medir. Dependiendo del proceso, la naturaleza del fenómeno es muy
diversa: presión, temperatura, flujo, potencia, intensidad de corriente,
voltaje, etc. Este fenómeno debe traducirse a una variable que sea inteligible
para el sistema SCADA, es decir, en una variable eléctrica. Para ello, se utilizan
los sensores o transductores.
Los sensores o transductores convierten las variaciones
del fenómeno físico en variaciones proporcionales de una variable eléctrica.
Sin embargo, esta variedad de tipos de
señales eléctricas debe ser procesada para ser entendida por la computadora
digital. Para ello se utilizan acondicionadores de señal, cuya función es la de
referenciar estos cambios eléctricos a una misma escala de corriente o voltaje.
Además, aísla eléctricamente y filtra la señal con el objeto de proteger el
sistema de transitorios y ruidos originados en el campo.
Una vez acondicionada la señal, la
misma se convierte en un valor digital equivalente en el bloque de conversión
de datos. Generalmente, esta función es llevada a cabo por un circuito de
conversión analógico/digital. La computadora almacena esta información, la cual
es utilizada para su análisis y para la toma de decisiones. Simultáneamente, se
muestra la información al usuario del sistema, en tiempo real.
Basado en la información, el operador
puede tomar la decisión de realizar una acción de control sobre el proceso. El
operador comanda a la computadora a realizarla, y de nuevo debe convertirse la
información digital a una señal eléctrica. Esta señal eléctrica es procesada
por una salida de control, el cual funciona como un acondicionador de señal, la
cual la escala para manejar un dispositivo dado: bobina de un relé, set-point
de un controlador, etc.
A.
Necesidad de un Sistema SCADA.
Para evaluar si un sistema SCADA es
necesario para manejar una instalación dada, el proceso a controlar debe
cumplir las siguientes características:
a) El número
de variables del proceso que se necesita monitorear es alto.
b) El proceso está
geográficamente distribuido. Esta condición no es limitativa, ya que puede
instalarse un SCADA para la supervisión y control de un proceso concentrado en
una localidad.
c) La información del
proceso se necesita en el momento en que los cambios se producen en el mismo, o
en otras palabras, la información se requiere en tiempo real.
d) La necesidad de optimizar y facilitar las operaciones del
sistema, así como la toma de decisiones, tanto gerenciales como operativas.
e) Los beneficios
obtenidos en el proceso justifican la inversión en un sistema SCADA. Estos beneficios
pueden reflejarse como aumento de los niveles de facturación, de los niveles de
seguridad, etc.
f) La complejidad y
velocidad del proceso permiten que la mayoría de las acciones de control sea
iniciada por un operador. En caso contrario, se requerirá de un Sistema de
Control Automático, el cual lo puede constituir un Sistema de Control
Distribuido, PLC's, Controladores a Lazo Cerrado o una combinación de ellos.
B. Funciones Básicas del Sistema SCADA.
Dentro de las funciones básicas realizadas
por un sistema SCADA están las siguientes:
a) Recabar, almacenar
y mostrar información, en forma continua y confiable, correspondiente a la
señalización de campo: estados de dispositivos, mediciones, alarmas, etc.
b) Ejecutar
acciones de control iniciadas por el operador, tales como: abrir o cerrar
interruptores, transferir cargas, acoplar generadores al sistema, etc.
c) Alertar al
operador de cambios detectados en la sistema, tanto aquellos que no se
consideren normales (alarmas) como cambios que se produzcan en la operación
diaria del sistema (eventos). Estos
cambios son almacenados en el sistema para su posterior análisis.
d) Aplicaciones en
general, basadas en la información obtenida por el sistema, tales como:
reportes, gráficos de tendencia, historia de variables, cálculos, predicciones,
detección de fallas, etc.
C.
Las Estaciones Terminales Remotas.
Las estaciones remotas (Remote Terminal
Units - RTU) son dispositivos electrónicos que recolectan un número específico
de medidas y estados de campo, y las reportan a la estación maestra cuando esta
última las demanda, poseen la capacidad de realizar controles digitales o
analógicos bajo mandato de la estación maestra y de forma automática, y de
supervisión y control de instrumentación inteligente.
IX.
OBJETIVOS DEL CONTROL Y LA AUTOMATIZACION
El objetivo principal de un sistema de
control y automatización debe consistir en mejorar la calidad y continuidad del
servicio eléctrico. A tal fin se deben
alcanzar las siguientes metas:
- Minimizar el impacto de las fallas en el sistema
eléctrico. Esto se puede alcanzar: (i)
optimizando la operación a través del funcionamiento selectivo y coordinado de
las protecciones, separando adecuadamente cualquier subsistema existente e
implantando nuevos esquemas de protección (sean fijos o adaptivos, si se
justifican); y (ii) coordinando los esquemas de separación de subsistemas con
el control/protección de la generación propia que pueda existir.
- Minimizar el tiempo de restauración de la interconexión con
el sistema externo. Para esto se
debe: (i) contar con información
suficiente para obtener un diagnóstico inmediato que agilice la toma de
decisiones sobre ajustes o maniobras que deben realizarse secuencialmente; y
(ii) automatizar las maniobras de sincronización y secuencias de conexión.
X.
ALCANCE DE LA AUTOMATIZACION Y CONTROL DEL SISTEMA
Un proyecto de estas características
puede desarrollarse en distintas fases como sigue:
La primera fase consiste en la
implantación del sistema de control y automatización del sistema eléctrico.
Dicho sistema debe poseer un SCADA que realice el control supervisorio y
adquiera los datos del sistema. El Sistema contará con varias consolas de
despacho y contará con el apoyo de una consola que será compartida por adiestramiento
y labores de actualización o de mantenimiento del sistema de supervisión.
Para la segunda fase se debe incluir la
etapa de automatización de generación y transmisión (Energy Management System -
EMS), y de distribución (Distribution management System - DMS).
La decisión de implantar un sistema de
control y automatización debe ser el resultado de una evaluación
técnico-económica que considere aspectos como:
- Confiabilidad, seguridad y flexibilidad de operación.
- Capacidad de expansión.
- Facilidad de mantenimiento.
- Posibilidad de integración/comunicación con los equipos
existentes.
- Costos de implantación.
- Experiencia en instalaciones similares.
- Disponibilidad local del servicio post-venta.
Los requerimientos de control en
sistemas eléctricos crecen en la medida en la que se hace más importante una
gestión eléctrica económica y segura.
Los sistemas de automatización buscan cumplir con las funciones de: (i)
control y supervisión del suministro eléctrico; (ii) gestión del sistema
eléctrico; y, (iii) automatización del sistema de distribución.
A. Características Generales
Entre las características generales que serán
consideradas para seleccionar el sistema de control y automatización para el
sistema eléctrico se encuentran las siguientes:
- Monto de la Inversión.
- Certificación ISO de calidad del fabricante.
- Experiencia nacional y/o internacional en aplicaciones
industriales similares.
- Facilidad de operación en idioma español.
- El sistema de control debe poseer una arquitectura modular y
distribuida. Esto significa que debe
consistir de subsistemas funcionales individuales que se encuentren
distribuidos en un número óptimo de estaciones de trabajo y servidores. El menor tiempo de respuesta se alcanzará
asignando servidores dedicados a las aplicaciones críticas así como aquellas
que requieren mucho poder computacional (ver Figura 3). La estructura modular permitirá una capacidad
ilimitada de crecimiento vertical y horizontal (ver Figura 4). La distribución de los datos entre las
estaciones de trabajo y los servidores permitirá el rápido e independiente
acceso con la LAN.
- El sistema de control debe poseer una arquitectura
abierta. Por lo tanto, el sistema debe
ser de amplia funcionalidad y fácil actualización (upgrade) con el fin de poder
adaptarse a los avances tecnológicos que ocurren continuamente en el campo de
los servidores y estaciones de trabajo.
El sistema operativo deseado es UNIX y/o Windows NT para obtener
independencia en la plataforma de hardware.
- Se desea redundancia en las unidades procesadoras del
sistema de control y automatización con adquisición de datos. Cada unidad procesadora debe poseer la
capacidad de ser reemplazada y/o actualizada sin afectar al resto del sistema,
es decir, de manera transparente al funcionamiento de cualquier otro
subsistema. Las unidades procesadoras
deben estar interconectadas con LAN estándar (Ethernet, Token Ring, FDDI, o
similar).
- Interfaces de comunicación abiertas. El sistema de comunicación debe contener
suficientes canales de voz, de data, y de telecontrol y telemando. Aquí debe considerarse con especial cuidado
el hecho de que puede existir una amplia variedad de protocolos de comunicación
actualmente en la red y que puede haber una gran cantidad de relés de protección
analógicos y muchos digitales no numéricos.
Se considera factible integrar unidades trasductoras que comuniquen
equipos de protección y/o de medición hacia las Unidades Remotas (RTU´s).
- Cumplimiento con normas IEC y ANSI/IEEE. Algunas de las destacadas son: IEEE POSIX,
Structure Query Language (SQL) para acceso a base de datos, TCP/IP para
comunicación LAN/WAN, IEC 870-5 así como otros protocolos para comunicación con
Unidades de Transmisión Remotas (RTU), y IEC 870-6 TASE 2 (ICCP), WSCC y ELCOM
9.
- Entrenamiento práctico al personal de operación y
mantenimiento.
- Inventario (Stock) de repuestos.
- Equipos de prueba y simulación.
- Tiempo de puesta en servicio.
Configuración
General de la Red de Control y Automatización.
Características
Generales de los Equipos de Control y Automatización.
B. Funciones Críticas
Las funciones críticas del sistema de control y
automatización, que deben poseer una disponibilidad anual mínima de 99,95%, se
enumeran a continuación:
- Control Supervisorio y Adquisición de Datos (telemedición).
- Falla y Rearranque del sistema (telemando), para la
resincronización con el sistema externo.
- Procesamiento de datos.
- Sistema de generación de reportes (planificación e
historia).
- Sistema de alarmas.
- Funciones de enlace Hombre-Máquina (MMI), incluyendo apoyo
de consolas, terminales, impresoras (láser) y acceso, para el suministro de
alarmas, presentación de pantallas, reportes e impresiones del sistema.
- Control de la demanda de energía y de la importación de
reactivos.
- Comportamiento dinámico de la red (racionamiento de carga
selectivo).
- Funciones de Gestión de Energía
(centros de costo y facturación, funciones de optimización).
- Interfase con sistema de control maestro.
XI.
EVALUACION ECONOMICA DE LOS PROYECTOS
Una vez definido el alcance técnico del
proyecto de automatización y control, cabe responder la siguiente pregunta:
¿Los beneficios esperados, justifican la inversión en el SCADA y el EMS / DMS?
Para dar respuesta a esta interrogante, deben ser identificados los beneficios
que se obtendrían con la implantación de los sistemas, que se traducen en ingresos, así como sus costos asociados.
Es conveniente evaluar en forma independiente el sistema
SCADA, para luego incluir las aplicaciones
EMS/DMS, de tal manera de poder determinar la rentabilidad de cada uno
de los sistemas, lo que permitiría tomar decisiones más acertadas.
Para el caso donde solo se evalúa el sistema SCADA, entre
los aspectos que se pueden considerar como beneficios y que se traducen en
ingresos tenemos:
- Recuperación de
energía no facturada
- Ahorros en
penalizaciones por energía no servida
- Ahorros en
subestaciones no atendidas
Con relación a los egresos, para el caso del análisis de sólo un sistema
SCADA, se puede considerar los siguientes aspectos:
- SCADA:
Instalación, operación y mantenimiento
- Telecomunicaciones:
Instalación, operación y mantenimiento
- Instalaciones
eléctricas, que corresponde a los trabajos de adecuación de las subestaciones que no tengan un sistema de
control integrado, de tal manera de poder ser monitoreada y controlada con el sistema SCADA.
- Obras civiles
(adecuación de espacios físicos existentes para el Centro de Control o la
construcción de nuevas instalaciones)
La información base que debe estar disponible para el cálculo de los
ingresos es como sigue:
- Por circuito:
- Capacidad
Instalada (kVA).
- Demanda (kVA).
- Factor de
carga. (Curvas típicas de carga).
- Factor de
potencia.
- Tiempo
acumulado de interrupciones/mes.
- Número de
interrupciones/mes
- Por
subestaciones:
- Histórico de
demanda.
- Crecimiento
esperado de demanda.
Para determinar la recuperación de energía no facturada, y los ahorros
en penalización por energía no servida, se estima la energía recuperada pro
medio. Para ello, primero se calcula la demanda promedio(kW), en función del
histórico, que es igual a:
Demanda máx.prom.(kVA) x F.potencia x F.carga
La energía no servida (kWh) de acuerdo a los tiempos mensuales de
interrupción sería:
Demanda promedio (kW) x Tiempo interrupción
La demanda recuperada (kW), asociada al ahorro de tiempo en la
restauración debido al traslado de la cuadrilla ante las fallas (este tiempo
dependerá de las condiciones particulares de cada sistema), es:
Demanda promedio no servida (kW) / factor de
recuperación
El factor
de recuperación dependerá del porcentaje de carga que se logra recuperar del
circuito con cambio de topología e interconexión con otros circuitos vecinos
ante la presencia de una falla. La cantidad de carga recuperada dependerá de
las normas de seccionamiento aplicadas y del nivel de automatización de los
circuitos de distribución.
Para el cálculo de la energía no servida recuperada (kWh), se determina
el tiempo de respuesta (Tiempo de Reducción) del operador ante una falla de tal
manera de aislar la falla y recuperar la mayor cantidad de carga posible del
circuito. Posteriormente, se calcula la duración promedio de las fallas que se
obtiene de dividir el tiempo total de interrupción (por mes) entre el número de
fallas en el mes.
La energía no servida recuperada será igual a:
Demanda recuperada (kW) x T. de Reducción
Donde la demanda recuperada corresponderá a los casos donde el tiempo de impacto (duración)
de la falla es mayor al tiempo de reducción estimado.
Se deben considerar las estimaciones de demanda de la empresa eléctrica
para proyectar los valores de energía no servida en el período en estudio:
- En proporción
para las S/E’s existentes
- Para el caso de
S/E’s nuevas se asumen valores similares al de menor impacto en las S/E’s
actuales. El criterio utilizado puede ser:
minutos de indisponibilidad / kVA
En resumen, los ingresos asociados con el proyecto de automatización y
control son los siguientes:
- Recuperación de
energía no facturada:
Energía no servida recuperada (kWh) x tarifa promedio.
- Ahorros en
penalizaciones:
Energía no servida recuperada (kWh) x tarifa
penalización
- Automatización
de subestaciones:
Ahorro por disminución de operadores en S/E
El principal indicador para la toma de decisiones es el Valor Presente
Neto, calculado desde el año actual hasta el horizonte de análisis deseado
(recomendación, 10 años después de la última inversión). También se recomienda
complementar los análisis con la Tasa Interna de Retorno (TIR) y el período de
pago de la inversión.
Con relación a diferentes escenarios para análisis de sensibilidad, se
pueden plantear dos elementos que afectan el proyecto:
- El grado de
automatización de las redes de distribución, con relación al número de RTU
ubicadas aguas abajo de la S/E, lo que afectara la cantidad de energía
recuperada (factor de recuperación).
- La tarifa de
penalización, y la energía no servida imputable al distribuidor.
Para el caso donde se considera todo el sistema (SCADA + EMS + DMS), los ingresos vendrán
dados por la energía recuperada mediante la reducción de pérdidas técnicas.
Para ello, será necesario determinar la energía total del sistema y el
porcentaje esperado para la reducción de pérdidas técnicas.
- Un valor
conservador para la reducción de pérdidas técnicas puede ser de 0,5% del total
de energía del sistema, logrado con:
- Optimización
flujo de potencia reactiva.
- Despacho
económico.
Los costos vendrán dados por el hardware y software necesarios para la
incorporación de las aplicaciones EMS y DMS, así como el entrenamiento,
operación y mantenimiento del sistema.
XII.
CONCLUSIONES
Entre los beneficios cuantitativos
encontrados con la implantación del sistema SCADA y de las aplicaciones EMS/DMS
pueden estar los siguientes:
- Restablecimiento más rápido del servicio.
- Aumento de la energía facturada.
- Disminución de costos en operación y mantenimiento.
- Disminución de pérdidas técnicas.
- Incremento de la calidad de suministro.
Mientras que, entre los beneficios cualitativos destacan
los siguientes:
- Control global del sistema.
- Acceso a la información con una red corporativa.
- Acceso remoto.
Operación
- Uniformidad y consistencia en los procedimientos de
operación. Monitoreo gráfico.
- Disponibilidad inmediata de información. Bases de datos
integradas. Posibilidad de análisis de fallas.
- Aumento de la seguridad para el personal.
- Reajuste de las protecciones.
- Mayor aprovechamiento de la capacidad instalada
- Procesamiento de Eventos/Alarmas.
- Bote de carga asistido por el operador.
Mantenimiento
- Reporte integrado de fallas.
- Sistema de información preventiva centralizado.
- Control de cuadrillas.
Otros
- Reducción de las Pérdidas Totales.
- Mejora de la Calidad de Servicio.
- Mejora de la Productividad.
Autores: Carlos A. Dortolina y Pedro P. Christiansen |
