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Integración de un SCADA a un sistema DMS/OMS/EMS para
gestión de operación de una distribuidora de energía
Palabras clave: SCADA, DMS, EMS, OMS, GIS, operación de distribución.
Resumen – Spin Canada ha implantado varios centros de operación para empresas distribuidoras, como los
centros de CEB, CELPE, CEEE, CELPA, DME, etc. En esos centros, el software SCADA realiza el control de
supervisión de las subestaciones y, más recientemente, de los interruptores en los postes se distribuyen por las
redes de media tensión y baja tensión (13,8 kV, 220/110 V). Con una asociación con la empresa.Sistema
informático de energía (ECS), Spin ha integrado su nuevo SCADA al software OMS/DMS (oh usoMETRO gestiónS
sistema/D distribuidoMETRO gestiónS system) de esta empresa, creando una potente solución para operar
centros de distribución de energía. Esta solución cuenta tanto con los módulos de software como con los
manuales en inglés y permite almacenar una base de datos georreferenciada de todos los activos de las
Empresas de Servicios Públicos en una estructura adecuada para su uso en tiempo real.
Además de la operación sobre pantallas georreferenciadas, el sistema cuenta con un conjunto de equipos de
movilidad que permite a los técnicos, mediante tabletas y teléfonos inteligentes, tener acceso a todas las
pantallas del SCADA, el GIS y el DMS/OMS.
Este trabajo introduce la integración de esta solución a los sistemas ya existentes en la empresa distribuidora,
como el SIG, la base de datos de clientes, etc.
1.Introducción
El sistema SCADA integrado a un software para estimar estados y analizar contingencias (módulos de
EMS: Energy Management System) permite el envío de carga en el nivel de transmisión entre las
diversas subestaciones de una empresa distribuidora. Antes de la integración descrita en este
artículo, Spin implementó en la CEB (Empresa de Energía de Brasilia) un sistema con esas
características [1] que está operativo hasta hoy.
Con la evolución tecnológica surgió el concepto de Smart Grid y se inició la automatización de la red
de distribución, insertando cientos de nuevos IED (Dispositivos Electrónicos Inteligentes) en las redes
de media y baja tensión como, por ejemplo, medidores, interruptores de polos, indicadores de falla. ,
etc. La adecuación a esta realidad exige el uso de nuevos equipos de interfaz con los operadores de
despacho, que permitan la visualización georreferenciada de la red eléctrica, con todos los activos
presentados sobre una solución que integre las aplicaciones eléctricas de EMS/DMS/OMS.
Este trabajo muestra una solución de este tipo, integrando el SCADA existente en la empresa distribuidora
de un sistema de gestión de operación georeferenciado (DMS/OMS/GIS). Esta solución ya ha sido
implementada en muchas empresas distribuidoras de las tres Américas [2], estando compuesta
básicamente por tres grandes módulos de software y una biblioteca de rutinas de integración:
1 – módulo SCADA;
2 – Módulo SIG: software para creación y mantenimiento de la base de activos georeferenciados;
3 – Módulo OMS: Sistema de Gestión de Interrupciones.
Si la empresa distribuidora dispone de un SCADA que cumple con sus criterios operativos de adquisición y
actuación de datos, basta con crear una interfaz entre este SCADA y el módulo OMS. Si la empresa
distribuidora quiere utilizar un SCADA de última generación, puede adoptar el SCADA integrado a la
solución. El uso de los módulos GIS y OMS de la solución, sin embargo, es obligatorio, ya que el primero
genera y mantiene en forma adecuada para su uso en tiempo real, la base de datos georreferenciada con
los activos de la empresa (poste, transformador, aislador, línea, etc) y el segundo, a partir de esta base,
pone a disposición su visualización en tiempo real con numerosos equipos de apoyo a la operación.
Para ejemplificar las singularidades de esta solución, se muestra en las dos figuras siguientes el
módulo OMS donde, con un rápido clic del ratón, se pasa de una visión macro de una ciudad al nivel
detallado de las calles y clientes. Esas pantallas son de un sistema real implementado en la ciudad de
Armenia, en Colombia.
Figura 1 – Pantalla del OMS con la visión macro de la ciudad de Armenia, en Colombia.
Figura 2 – Zoom de la pantalla anterior, en la que se presentan los datos de un cliente.
2. Desarrollo
2.1. Integración del sistema a la base de datos del concesionario.
Uno de los aspectos más importantes de un sistema georreferenciado que opera en tiempo real es su velocidad
para presentar los datos en las pantallas de operación. Los algoritmos de tratamiento de datos deben estar
orientados a este tipo de aplicaciones, así como la optimización de la base de datos. El requerimiento de
desempeño de un sistema georreferenciado orientado a proyectos es bastante diferente al requerimiento de
aplicaciones en tiempo real.
La solución presentada utilizó una base de datos relacional, estándar del mercado (Oracle o SQL Server),
estructurada para el tratamiento y visualización de datos en tiempo real. La estructura de la base de datos de
destino de cualquier aplicación ya está hecha, su creación, sin embargo, depende mucho de los datos existentes
en la empresa distribuidora y de la forma en que esos datos están disponibles (SAP2, ArcGis®, etc.). Para eso,
está disponible una biblioteca con utilidades prefabricadas para buscar los datos en los archivos de la empresa
distribuidora y generar la base de datos. La información necesaria son los datos del cliente (nombre, teléfono,
dirección, tipo de cliente, medidor asociado, medida, transformador que lo alimenta, etc.) y los activos de la red,
como nodo físico, nodo eléctrico, tramo de línea, transformador, etc. .
La captura de estos datos ocurre en dos momentos. Al inicio de la implantación se realiza un
estudio de la información existente y de cómo importarla a la base del módulo GIS. Luego de la
carga inicial, periódicamente se debe ejecutar el módulo de actualización de esta base con los
datos de los clientes y los activos que fueron modificados y/o son nuevos. Si se desea, el
módulo de mantenimiento del SIG se puede utilizar como una función de gestión de estos
datos en lugar de una herramienta que ya no cumple con los requisitos actuales de la empresa.
Tiene, como se muestra en la Figura 3, una interfaz bastante amigable con cinco áreas de
presentación: en la parte superior con una barra de accesos directos y el menú de funciones, a
la izquierda están los activos para consultar, crear, cambiar, etc., a la derecha los información
asociada con cada nivel de presentación seleccionado,
Figura 3 - SIG IHM
2.2. Mantenimiento de la base de datos de la red de distribución (módulo GIS)
El módulo GIS permite la administración y actualización de la base de datos de la red de distribución
(BDD) y es la fuente de datos para el módulo de operación en tiempo real (OMS) incluyendo, de
forma integrada, las funciones de análisis y optimización de la red de distribución. .
Entre las aplicaciones de análisis de la red eléctrica de baja y media tensión se pueden citar el
flujo de potencia balanceado o desequilibrado, el análisis de falla y sensibilidad, la reubicación
de carga del transformador, el balance de pérdidas, potencia y energía, etc. Entre las
aplicaciones de optimización de la red eléctrica se encuentra el dimensionamiento y ubicación
óptimos de condensadores, reconfiguración óptima de red primaria, cálculo óptimo de
conductores, etc.
Para incluir y/o actualizar la base de activos el módulo SIG pone a disposición el uso de tecnología móvil,
con tabletas que pueden contener parte o la totalidad de la base de datos de la distribución. Los técnicos
responsables del mantenimiento pueden acudir al campo donde, desde la posición georreferenciada
identificada por la tableta, se buscan los registros de activos que deben ser actualizados. En caso de
inclusión, se utiliza la posición georeferenciada de la tableta para posicionar el activo.
La base de datos georreferenciada se puede exportar al formato Google Earth o Bing, permitiendo, por ejemplo, que los
equipos de mantenimiento en campo las utilicen como identificadores de activos y clientes, como se muestra en la Figura
4.
Figura 4 – Visualización de la base de datos de activos en Google Earth.
2.3. Módulo de gestión de operaciones (OMS)
El módulo de gestión de operaciones (OMS) trata en tiempo real los eventos de la red eléctrica. Su
arquitectura, presentada en la Figura 5, muestra que el intercambio de información con el campo se
realiza a través del SCADA. El módulo OMS permite enviar comandos para IED telecomandados y ejecutar
operaciones simuladas que reflejan eventos que suceden en entornos no automatizados.
dispositivos (no pertenecientes a la base de datos SCADA), cuya información proviene de diferentes
fuentes (equipos de campo, llamadas telefónicas de clientes, etc.). Así, a través del módulo OMS, los
operadores del Centro de Control de Distribución, mediante una plataforma georreferenciada, monitorean
la red eléctrica y ejecutan las maniobras respondiendo a eventos de interrupción de energía,
mantenimientos programados, etc.
Figura 5 – Arquitectura OMS en tiempo real.
Todos los eventos asociados a la falla y reconstitución se registran automáticamente, con
información sobre el estado de los equipos afectados, y se generan los indicadores de calidad de
servicio requeridos por los organismos reguladores.
En una situación normal, el SCADA realiza la adquisición de toda la información de la red de distribución,
como alimentadores, reconectadores, interruptores de polos, etc. y alimenta en tiempo real al OMS, que
ejecuta sistemáticamente el flujo de energía de la red observable utilizando el criterios definidos por la
operación.
La Figura 6 presenta el SCADA ejecutándose junto con el módulo OMS y, cuando el disyuntor
del Alimentador 2 se abre por orden del operador del SCADA, los clientes sin energía son
inmediatamente identificados en el mapa (color rojo). Este hecho ofrece una apertura que
resultará inmediatamente en una actualización de los indicadores de calidad asociados a esta
aplicación.
Figura 6 – SCADA conectado en tiempo real al OMS.
Sobre una base de datos georreferenciada, que representa el estado actual o informe del sistema de distribución,
se pueden simular maniobras, transferencias y reconstituciones de carga en todos los niveles de tensión.
Debido a la existencia de un modelo completo de la topología de la red eléctrica, el módulo cuenta con un
localizador de fallas que determina la interrupción local, creando un evento “predictivo”. De esta forma, a modo
de ejemplo, cada llamada telefónica que informa de la aparición de una avería se asocia automáticamente a un
evento ya existente o se utiliza para configurar un nuevo evento. Tan pronto como un grupo de información dice
que, efectivamente, hay un nuevo evento, ese queda registrado en el sistema. Como se puede observar en la
Figura 7, inmediatamente después de ocurrir una llamada telefónica en la que el técnico entiende que hay una
falla en el suministro de energía, todos los clientes atendidos por los mismos transformadores del reclamante
pasan al estado de falla probable. (color amarillo).
Figura 7 – Están marcados todos los clientes asociados al transformador del denunciante.
Cualquier evento de falla genera un registro de interrupción (Figura 8) que contiene toda la información
asociada al evento desde su inicio hasta su conclusión. Esta información es, a modo de ejemplo:
-
Horas de inicio y finalización;
Maniobras asociadas al evento;
Llamadas asociadas al evento;
Asignación y desplazamiento del equipo en campo (vehículos), si es necesario;
Orden de servicio enviada al equipo asignado (vía tableta);
Servicios de lanzamiento y materiales utilizados en la solución del evento; Costo
de respuesta.
Figura 8 – Registros de eventos de interrupción.
El módulo OMS permite el comando de todos los eventos de IEDs existentes en la red de media y
baja tensión y, si los dispositivos no son telecomandados, es posible simularlos mediante comandos
de apertura y cierre de los interruptores, maniobrar los transformadores, seccionamiento, puenteo y
puesta a tierra de tramos de líneas de distribución. De esta manera, tan pronto como el equipo móvil
ejecuta una maniobra en la red, el transportista puede realizar la misma operación en su IHM, con la
visualización de todas las consecuencias asociadas a esta maniobra y el registro de datos para el
histórico y el cálculo de la calidad. indicadores. Si es necesario, este operador entra en modo
simulación (botón SIM), donde las maniobras no quedan registradas, y verifica las consecuencias de
las mismas en la red eléctrica, antes de ejecutarlas.
El módulo OMS cuenta con decenas de herramientas para obtener rápidamente información sustancial del
sistema, ya que puede generar informes importantes para el transportista y para verificar los indicadores de
calidad del servicio. La Figura 9, a modo de ejemplo, muestra un reporte de los clientes afectados por un evento
de interrupción (obsérvese que el mapa está sincronizado con el registro seleccionado).
Figura 9 – Informe de clientes afectados por un evento.
3 Conclusiones
Como se puede observar en la Figura 10, la solución presentada ya ha sido implementada en varias
empresas distribuidoras de energía, siendo un sistema liviano, rápido y eficiente, ya consolidado,
el cual calcula los indicadores de la agencia reguladora y atiende los requisitos de operación de las
empresas distribuidoras.
Utilizando este tipo de soluciones es posible reducir los servicios en todos los niveles del proceso,
además de mejorar su calidad y eficiencia. La visión es más del 80% de la percepción humana, y esta
solución le da al transportista la visión real de lo que está pasando, número de clientes afectados,
posibles soluciones, etc. Por otro lado, un gestor, con una tablet , puede tener acceso a esta
información con datos de soporte, como número de clientes afectados, carga total interrumpida,
pérdidas involucradas, etc.
El uso de Smart Grids exige una interfaz como la que se muestra donde se ven e identifican los IEDs
en la red de distribución [3] y, a partir de un fallo, se dispone de funcionalidades para el análisis de
las posibles acciones con el fin de minimizar el impacto del falla.
Figura 10 – A la izquierda, los países donde se implantó el sistema, a la derecha, las empresas de energía en Colombia.
4. Referencias
[1] García AV & Simoes C. "Implementação de um Módulo de Gerenciamento de Energia Acoplado a
um SoftwareSCADA - ISA 2002 - II Congresso internacional de Automação, Sistemas e
Instrumentação, São Paulo - noviembre de 2002.
[2] Mach, T. & Benavides, SG "Revista Mundo eléctrico Colombia: El proceso hacia la
automatización integrada en losSTR y SDL – problemas y soluciones", junio 2013.
[3] Mach, T & Benavides, SG & Flores, SAG "Revista Mundo eléctrico Colombia: Smart-Grid, AMI y
OMS para agilizar la restitución del servicio", Serie 2012.