Tecnologías de Información para Redes Inteligentes de Distribución Eléctrica

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ESPECIALIDAD: ELECTRICA
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Ingeniero Mecánico Electricista
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México, D.F. 15 de Marzo de 2012
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C Tecnologías de Información aplicadas a Redes Inteligentes de Distribución Eléctrica
e
e
CONTENIDO
e
e Resumen Ejecutivo ... ................... . ............ ........................ 03
Introducción......... ..................................... . ............. . ....... ... 04
EntornoGlobal... ....... ......... .... ....... . ..... . ........................... ... 06
Hacia la optimización... ... ... ...... ................. . ............. .... ... .. 09
e Soluciones diversas ............... . .... ....... ....................... ... .... . 10
e Integración única ..... . ................ ................................... ..... 23
e
Conclusiones .... ................................... ... ...... . ...... . ............... 27
Referencias... ............ . ... .... ................ .... .... .. ........................ 29
Curriculum Vitae ......... . .................. . ............ . ..... ................. 30
C APENDICE 1 (Glosario) .................................. .................. 32
e
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,
e
e Especialidad: Eléctrica 2
e
e

Tecnologías de Información aplicadas a Redes Inteligentes de Distribución Eléctrica
1
RESUMEN EJECUTIVO
El presente trabajo pretende aportar a la Academia de Ingeniería una
visión de lo que debe ser una solución integrada y avanzada de las
1 tecnologías de la información para convertir las redes eléctricas de
distribución en una auténtica "red inteligente". El término tan en boga
S
de "Smart Grid" puede tener muchas interpretaciones y servir como
pretexto publicitario para la venta e instalación de una gran variedad de
equipos y productos que, sin duda, podrán formar parte de soluciones
' modernas para conseguir que las redes de distribución sean más
eficientes, seguras e interactivas con los usuarios. Sin embargo sin un
1 concepto informático integral, todos estos equipos y productos no
podrán constituirse por si mismos en una "red inteligente" o "Smart
grid". En este trabajo se plantea la conceptualización del "cerebro" de la
1 red inteligente.
1
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Especialidad: Eléctrica 3
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0

e
e
e I. INTRODUCCIÓN
e
e Tradicionalmente, el subsector Distribución y Comercialización dentro de
C
la organización de las empresas eléctricas, ha sufrido un retraso
tecnológico con respecto a los otros 2 subsectores: Transmisión y
C Generación. La tecnología de la información (TI) evolucionó muy
C
rápidamente, desde los años 70, hacia sistemas de monitoreo y control
en tiempo real de las redes de potencia de las empresas eléctricas de
e todo el mundo, al incrementarse la gran complejidad de las redes, las
grandes interconexiones, y la cantidad de centrales generadoras
involucradas en las mismas redes, de diversos tamaños, de diferentes
e fuentes primarias de energía (nuclear, hidrocarburos, hidráulica, etc.).
e Esas causas históricas fueron el detonante para esa gran evolución
tecnológica en sistemas de control en tiempo real, y en los destacados
e avances en los programas de aplicación: tales como: estimador de
e estado de la red, flujos óptimos, cálculo de corto-circuito en línea,
pronóstico de la demanda, despacho económico, análisis de
contingencias, etc. etc.
e
e Por su lado, el área de Distribución, por su naturaleza misma de ser
C redes independientes que suministran el servicio eléctrico en
e determinadas regiones, o ciudades, fueron desarrollando herramientas,
L
sistemas, y productos que les permitieran suministrar el servicio de la
forma más segura y rentable posible, pero con bastante independencia
C del resto de la organización en los niveles de Transmisión y Generación.
e Eso permitió que florecieran muchas aplicaciones, tecnologías,
procedimientos, productos, etc., pero sin un objetivo claro de
C integración con el resto de la empresa. Además la infraestructura
e existente, generalmente obsoleta y deteriorada, permitía sin embargo,
seguir realizando la función de distribuir y comercializar el servicio
t eléctrico, a pesar del mal estado de las instalaciones. Los presupuestos
e de Distribución solían ser los más castigados e incomprendidos, la
c

e
e
mayoría de las veces. Sobre todo, esta situación se daba cuando la
C empresa eléctrica es un monopolio, y se agudizaba más cuando el
C monopolio es a nivel nacional. Actualmente se están haciendo
e esfuerzos a nivel mundial para hacer más eficiente el suministro
eléctrico a nivel del cliente final. Inclusive ya no se les llama usuarios, o
C abonados, ahora se está haciendo énfasis en llamarles Clientes, y en
e concentrar las políticas y la aplicación de las tecnologías de la
información en acercarse más al cliente, buscando su satisfacción, y al
mismo tiempo optimizando el servicio, y minimizando los gastos y las
e pérdidas, tanto técnicas cono no técnicas. En otras palabras, este
subsector de la distribución y la comercialización de la electricidad está
£ recibiendo un gran impulso con la aplicación de nuevas tecnologías, y
• cuyo nombre genérico que se ha puesto de moda es : "Smart Grid"
e
£ En la figura 1 se muestran esquemáticamente los 4 niveles básicos de
e una red eléctrica: Generación, Transmisión, Transformación y
Distribución. Es en este último nivel donde está enfocada este trabajo.
e
e 1
e
G
-
Subestadón
e Distribución
C Generación Transmisión!
Subtransmisión i
C L — — — — — — — — — — — ---- — — — — —
e
C Figura 1- Sistema Eléctrico de Potencia
e
c
•
•

e
II. ENTORNO GLOBAL
e Los factores clave que están cambiando radicalmente el modelo de
negocio de la distribución y comercialización eléctrica son muchos y muy
e variados:
e
e *Sostenlblltdad
c. *Cambios regulatorios
e
*Envejecimiento de la infraestructura
*Cambio climático
e *Jnteracción de los clientes
C *Confiabiljdad de la red
C *Sistemas aislados
*Generación distribuida
*Djficultades financieras
*Energías renovables
e *Envejecimiento de los expertos
*Eficiencia de la red
e *Crecjmiento de la demanda
e
C Las redes y sus componentes se están acercando, si no es que han
C
rebasado ya con creces, a su ciclo de vida útil, y el personal más
capacitado para operar con métodos tradicionales, pero aún en uso,
C están jubilándose, o cerca de la jubilación. Eso significa altos costos de
e reemplazo, tanto de la infraestructura como del personal.
e
.

Por otro lado la demanda sigue creciendo, y países con altísimo índice
demográfico, como China y la India, siguen creciendo a un ritmo muy
acelerado, incorporando millones de seres humanos a la cultura del
bienestar y del alto consumo de energía eléctrica. Como consecuencia
la construcción de nuevas centrales generadoras y el incremento de
líneas de transmisión de alta y media tensión, siguen creciendo también
en forma acelerada, con los consiguientes costos y el alto impacto
ambiental que ocasionan.
El impacto ambiental ya está en la conciencia globalizada de la
Humanidad, y se asumen compromisos para disminuir sus
1 consecuencias que implican responsabilidades conjuntas de los países.
Es decir, tanto los reguladores, como los productores y
comercializadores, y también los consumidores, están involucrados en
este compromiso de largo plazo: la sostenibilidad del planeta.
Estas tendencias modifican las prioridades que antes se manejaban con
1 un alto índice de ingrediente político. Las presiones que el mundo
globalizado e informado en todo momento, obligan a las empresas
eléctricas a cambiar sus estrategias y ser más competitivas y eficientes.
1 Los cortes eléctricos, inevitables a veces, tienen cada vez un mayor
costo económico, político y social.
1 Hoy en día las redes de distribución eléctrica y sus consumidores ya
están dejando de ser pasivos. Una de las razones de esta situación es la
instalación, cada vez más frecuente, de pequeñas unidades generadoras
en las redes de media y baja tensión (generación distribuida, vehículos
eléctricos, recursos renovables, posibilidad de almacenar energía, etc.),
. con las consecuencias inherentes de un incremento en la aplicación de
sistemas de automatización y operación remota.
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e
e
rn La confiabilidad y continuidad del sistema sigue siendo la mayor
prioridad, así como los requerimientos de calidad del servicio, y del
incremento constante de la capacidad de generación. Los consumidores
se interesan cada vez más en participar en el mercado eléctrico y en los
programas de administración de carga en los niveles de bajo voltaje. Por
lo tanto se están potenciando la administración eléctrica del lado de la
demanda (Demand Side Management) y la comunicación bidireccional,
así como el desarrollo del modelado de la red y estrategias de control
S utilizando medidores inteligentes.
e
Sin embargo el incremento de la capacidad instalada de generación se
está quedando atrás del incremento generalizado de la demanda, lo que
impone la necesidad de soluciones alternativas, y cuyo nombre genérico
es "Smart Grid".
En una encuesta de mercado realizada a nivel mundial por Microsoft en
Marzo de 2010, se obtuvieron los siguientes resultados:
• Solo el 8% de las empresas eléctricas del mundo han completado
proyectos de Smart Grid
• Solo el 37% de las empresas están ejecutando proyectos de Smart
Grid
• Más de la mitad aún no han empezado ningún proyecto
• El 70% de las empresas piensa que la pieza de software más
importante es el DMS (Distribution Management System)
• En 2013 la mitad de las empresas eléctricas esperan ofrecer
tarifas TOU (Time of use) a sus clientes
• Únicamente el 9% de las empresas creen que la arquitectura de
los sistemas que actualmente tienen, podrán soportar las
implantaciones de proyectos Smart Grid

- Tecnologías de Información aplicadas a Redes Inteligentes de Distribución Eléctrica
e
e • El 75% de las empresas creen que sus presupuestos de sistemas
para proyectos Smart Grid aumentará en los próximos 2 ó 3
e años.I
e
C Actualmente se estima que el mercado potencial global para inversiones
e en "Smart Grid" es del orden de 90 billones de dólares por año, y de esa
cantidad, el 22% será para proyectos de IT (Tecnologías de la
C Información) (software y hardware). Obviamente hay grandes
e diferencias entre las distintas economías y las prioridades de cada país.
C
El liderazgo en el mercado para estos proyectos lo llevan en Europa y
Norteamérica, sin embargo países como Brasil, China e India han
C iniciado programas muy agresivos. En Estados Unidos está el 25% del
C
mercado potencial mundial, y ya se han puesto en marcha programas e
incentivos del gobierno para activar esas inversiones.
e
e
III. HACIA LA OPTIMIZACION
e
e Prácticamente todas las empresas eléctricas del mundo tienen
aplicaciones avanzadas en tecnologías de la información para hacer
e factible la operación más segura y económica posible de las redes
e eléctricas, pero la diversidad de las mismas y su naturaleza de
C
aplicaciones aisladas para resolver problemas específicos o puntuales,
han generado un problema de integración muy importante para
t optimizar los objetivos del negocio y del servicio de dichas empresas
e eléctricas.
e
Por otro lado el crecimiento de la demanda tiende, cada vez más, a
e
"ganarle" el paso a la capacidad del sistema eléctrico. En la figura 2 se
muestra como, aplicando tecnologías de optimización, se incrementa la
e capacidad del sistema sin que ello implique hacer grandes inversiones
en infraestructura. En otras palabras, optimizando la operación de la
e

red, pueden diferirse varios años las inversiones necesarias para cubrir
la demanda creciente.
Smart Grid: Mejoran la gestión de la
capacidad
Capacidad Sistema con Red Inteligente
ecnología Smart Grid
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Capacidad del Sistema
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Gest. Remota Medida
Generación Distribuida
Sistemas avanzados de
gestión de la Distribución
Incremento dema
rea Crítica
2005 20102015
Figura 2
IV. SOLUCIONES DIVERSAS
En paralelo con la red eléctrica en sus diferentes niveles: generación,
transmisión, transformación y distribución, debe haber otra red de
elementos de hardware, software y telecomunicaciones cuya función
integrada es la de monitorear, controlar y administrar dicha red
eléctrica, como se muestra en la figura 3, donde las siglas AGC
(Automatic Generation Control) es el Control Automático de
Generación), EMS (Energy Mangement System) es el Sistema de

e
e
Gestión de la Energía, y Energy Trading son las transacciones de energía
en un mercado eléctrico abierto y plural. Pero esos términos y conceptos
C no se van a tratar en este trabajo.
1j
Subestadón
Distribución
4' III
Generación Transmison/ 1
Subtransmisión 1
-------------.1 ----------------------- ------------
:
L 1
T
AGC EMS
EnegyTrading
1-1
1 GIS AMI
SCADA
OMS/OMS
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o
1 - u
Digital Netwoik
1. -- — — — — — — — — — — — — — — — — —
Figura 3
e ,
e En el dominio de la Distribución, de forma enunciativa y en el órden de
prioridades en que deberían ser incorporados estos elementos
C informáticos, se mencionan a continuación los siguientes:
e
a) Sistemas de Información Geográfica (GIS). Esta aplicación es
C el punto de partida o la base del modelado de una red de
e distribución eléctrica. Un Sistema de Información Geográfica se
puede definir como "un conjunto de funciones automatizadas que
e

e
e
ID
proporciona capacidades avanzadas de almacenamiento,
recuperación, manejo y despliegue de datos localizados
geográficamente". Otra definición existente es: "un conjunto
' poderoso de herramientas informáticas para capturar, almacenar,
recuperar, modificar y desplegar bajo demanda, los datos
ubicados en el espacio en el mundo real".
ID En un GIS se incluye información proveniente de una ingeniería, o
e datos capturados por sensores remotos, volcados sobre una
cartografía representativa de la superficie de la tierra a escala del
e mundo real y del espacio real. Con la aplicación de los GIS se han
elaborado sistemas de información catastral, de imágenes reales
S
de predios, de aplicaciones urbanísticas, de delimitación de
propiedades, administración de recursos naturales, y por supuesto
de redes de ductos de agua, de gas, de telecomunicaciones,
eléctricas, etc.
71
b) Herramientas informáticas de configuración y modelado de
' una red eléctrica sobre un GIS. Estas aplicaciones son
prácticamente indispensables para una configuración ágil y segura
de una red de distribución con toda la información necesaria:
alimentador, seccionadores, transformadores, equipos de
medición, capacitores, restauradores, acometidas, apartarrayos,
S sistema de comunicaciones (fibra óptica, radio, microondas,
ID satélite, etc.)
Debe tener un módulo de diseño con un catálogo de diferentes
' arreglos eléctricos estandarizados que simplifiquen la elaboración
de la base de datos del modelo de la red. También debe tener un
módulo administrador de la red de fibra óptica que permitirá el
despliegue y análisis de la misma y que optimicen la conectividad
en base a las necesidades operativas para generar reportes y
S diagramas esquemáticos.
e
e

c
Otra utilería necesaria es un administrador de los ductos (en el
caso de cables subterráneos), donde se contemple la
C infraestructura existente, la necesaria, calibres, etc.
C Es conveniente tener también un módulo diseñador express para
e obtener un esquema de construcción estimado que permita la
estimación aproximada del costo de ¡a misma.
e
Asi mismo se necesitará un módulo que concilie las necesidades
de la red eléctrica, con la base de datos geográfica.
Otro módulo práctico e interesante es el destinado a soluciones
C óptimas de movilidad, muy útil para el personal de campo.
Y finalmente debe haber un módulo que permita la importación
e automática de la información de la red a un Sistema de
Administración de la Distribución (DMS), que se verá más
adelante.
Estas herramientas deben ser de utilización amigable para el
personal de operación, mantenimiento y diseño de las redes de
e distribución eléctrica, que son, normalmente, muy dinámicas, con
muchos cambios y modificaciones.
e
e c) Sistema de Control SuDrevisorio y Adquisición de datos
(SCADA).- (Supervisory Control and Data Acquisition). Son
C sistemas computarizados que procesan información proveniente
e de campo, en tiempo real, y que pueden controlar y monitorear
infraestructuras industriales, o procesos continuos de producción,
e transporte, generación, redes eléctricas, de gas, de petróleo, de
Ç productos refinados, de agua, de telecomunicaciones, etc.
C Un SCADA se compone de varios subsistemas:
e *Interfaz Hombre-Máquina (MMI).- Son los dispositivos y
e elementos de software que le permiten al operador estar en
e
comunicación en tiempo real con el proceso y sus variables, fijar
.
.
.

1
I
límites de supervisión y alarma, tomar decisiones en situaciones
críticas, hacer diagnósticos, tendencias, pronósticos,
mantenimientos programados, etc. La información se le presenta
al operador en forma gráfica, esquemática, o mediante una
cartografía coincidente con el entorno a controlar. Así mismo
1 contiene las utilerías de cómputo necesarias para crear o modificar
la topología de una red, o el arreglo físico de una instalación
ID *Un sistema de cómputo que adquiere la información
proveniente del proceso y envía comandos de control al mismo.
(Centro de Control). Normalmente se ha utilizado la práctica de
tener redundancia total en estos sistemas, estando una
computadora con sus periféricos "en línea", y otro conjunto de
equipos igual en "stand by". Cuando la que está en línea falla, la
1 otra toma automáticamente el control de proceso con la misma
base datos y el estado real de las variables antes de la falla.
*Unidades Terminales Remotas (RTUs), que reciben las
' señales en tiempo real de todos los sensores del proceso y los
convierte en señales digitales enviando los datos al Centro de
Control.
*Controladores Lógicos Programables (PLCs), que se utilizan
en campo por su versatilidad, flexibilidad, facilidad de
configuración, y su precio económico. Usualmente los PLCs asi
1 como las RTUs tienen su propia "inteligencia" para ejecutar en
forma autónoma procesos o rutinas en forma independiente de la
' Computadora Maestra, o Centro de Control. Una de las ventajas
de la tecnología actual es que se cuenta con protocolos de
comunicación abiertos, es decir que no son propietarios o
' exclusivos de un fabricante o integrador, y que además cuentan
con las facilidades para integrar prácticamente todos los
protocolos existentes en el mercado.
*Infraestructura de Comunicaciones que permiten la
conectividad de las RTUs con el Centro de Control. En este caso
- también se debe de tener redundancia para no depender de un
1
1
1

c
c
C
solo sistema de comunicación o canal. Por ejemplo operar con una
red de fibra óptica, respaldada por una red de comunicaciones vía
C satélite. En la actualidad se pueden utilizar con mucha
confiabilidad, redes existentes de comunicación celular, utilizando
sofisticados métodos de encriptado de las señales.
e *Instrumentación de campo necesaria para monitorear las
C variables que participen en el proceso a controlar, los cuales
e mediante transductores convierten señales analógicas en señales
digitales.
e' Un SISTEMA de CONTROL DISTRIBUIDO se diferencia de lo
que se conoce como SCADA porque, como su nombre lo indica, el
"cerebro" o sistema de cómputo está distribuido físicamente en
diferentes lugares de la planta de proceso, y usualmente
intercomunicada mediante una red LAN (Local Area Network). En
cambio un SCADA monitorea y controla variables en áreas
C físicamente alejadas unas de otras en grandes zonas geográficas:
redes de ductos de hidrocarburos, redes eléctricas, redes de agua,
etc.
e
e
Un tema importante es la SEGURIDAD en el software de control
de estos sistemas. Mediante técnicas que blinden el software
operativo contra ataques cibernéticos de "hackers", se ha ido
consiguiendo una alta confiablidad contra esas contingencias, que
hacen vulnerable el control y monitoreo de procesos de misión
t crítica, como lo son, sin duda, las redes de distribución eléctrica.
e
e
e
e
c
d) OMS (Outae Manapement Svstem) - Es una aplicación que
funciona sobre la infraestructura de un SCADA que monitorea y
controla todos los interruptores involucrados en la red de
distribución y cuyas funciones primordiales son:

1
I
. Localización o predicción del interruptor o seccionador que
debe operar cuando exista una falla en el circuito
alimentador.
• Determinar las prioridades y posibilidades de reconexión
ID administrando los recursos disponibles dentro de la
estructura de la red para hacer frente a la emergencia,
ID disminuir el área afectada y la duración del apagón.
• Proveer información sobre el impacto de la falla, el número
de usuarios afectados, y los reportes a los administradores
de la empresa eléctrica, los medios de comunicación y las
autoridades reguladoras, lo que como consecuencia genera
confianza y satisfacción de los clientes.
• Calcular un estimado del tiempo de interrupción.
• Gestión de las cuadrillas de campo que participen en la
normalización del servicio.
• Calcular el número de elementos necesarios y equipos de
transporte requeridos para la reparación de la falla.
• Llevar estadísticas e índices de comportamiento del servicio,
que determinarán el grado de confiabilidad del servicio.
El corazón de un módulo moderno de OMS está basado en un modelo
detallado de la red de distribución, y obviamente soportado por la base
1 de un GIS. Combinando las llamadas o quejas de los clientes afectados
volcadas sobre el modelo de la red se puede predecir el área donde se
localiza la falla, y dado que las redes de distribución eléctrica tienen
forma de "árbol" o son radiales, todas las llamadas sobre un área en
específico llevarán al OMS a determinar cuál es el interruptor o
' seccionador que deberá ser operado para aislar la falla y poder restaurar
el servicio al mayor número de clientes posible.
Las llamadas de los clientes, normalmente se atienden en un Cali Center
1 utilizando un CIS (Customer Information System). Los afectados
usualmente estarán ligados a la misma fuente o transformador que
ji

e
e
C
alimentará sus residencias o sus negocios, lo cual también permite
llevar estadísticas muy precisas de la calidad del servicio desde el punto
C de vista de continuidad.
C Para que este módulo (OMS) tan importante para la operación eficaz de
e la red sea efectivo, debe tener el modelo de la red continuamente
actualizado, para que la determinación de los clientes afectados sea
C precisa y pueda saberse en tiempo real qué clientes siguen fuera de
e servicio y cuáles ya han sido normalizados.
e Los INDICES que se manejan para medir la confiabilidad del servicio de
e una red de distribución eléctrica son los siguientes:
e *SAIFI (System Average Interruption Frequency Index). Este índice
mide el promedio de interrupciones por cliente durante un año. O sea:
C num. total de interrupciones / num. total de clientes.
nw *SAIDI (System Average Interruption Duration Index). Es el promedio
C de la duración de las interrupciones por cliente durante un año. Si la
duración se mide en minutos, el índice se mide en minutos-cliente. O
sea: duración total de las interrupciones en un año / num. total de
t clientes
C Estos dos índices son los más usados para medir la confiabilidad del
e servicio de distribución eléctrica. Como ejemplo comparativo, los últimos
datos registrados muestran que en Estados Unidos el SAIDI es de 1.5
C horas al año, mientras que en Singapur es de 3 minutos al año.
e
e) DMS (Distribution Manaciement Svstem). El Sistema de
Administración de la Distribución eléctrica es una poderosa
e herramienta que suministra en forma dinámica, y en tiempo real,
la visualización, monitoreo y control de las redes apoyándose en
un conjunto de módulos muy poderosos para la planeación,
e operación, análisis y optimización de dichas redes. Los operadores
C
y planificadores del sistema eléctrico necesitan información
detallada, rápida y precisa del estado actual e histórico de la red
e
e

e
e de distribución. Además la información debe presentarseen un
C formato útil, que permita decisiones estratégicas y tácticas
e optimizando la explotación del sistema de distribución, a la vez
que disminuye el personal necesario para la operación y
C planificación.
Un DMS de última generación consiste en un paquete de software
C que facilite la ejecución de todas las tareas de distribución en las
e empresas eléctricas en forma óptima y eficiente. Todas las
aplicaciones de un DMS están basadas en un modelo único de red
C almacenado en la base de datos relacional que es común para
e todas las funciones.
C. Debe ser capaz de facilitar a la operación de las redes con las
siguientes funciones:
e . Monitoreo y control dinámico de la red con las nuevas
particularidades de microgeneración incluida.
e
• Alcanzar el mejor conocimiento de sus propias redes
C
• Desarrollar, diseñar y utilizar en forma más eficiente dichas
redes
e • Reducir sustancialmente las pérdidas eléctricas y los costos
de operación
• Aumentar el rendimiento económico de la empresa eléctrica
e Mejorar la calidad y la cantidad del suministro de energia
e eléctrica a los consumidores.
e • Administrar en forma más eficiente el mantenimiento
e • Permitir un entrenamiento en simuladores de la red
e derivados de la base de datos en tiempo real del DMS.
C El DMS debe estar integrado a un SCADA y a un GIS convirtiéndose en
el "cerebro" de la operación segura y eficiente de la red.
o

A continuación se enumeran los módulos básicos que debería conter un
DMS de última generación:
• Modelo de la RED
• Analizador de la Topología
• Flujos de carga
• Estimador de estado
• Índices de comportamiento
• Administración de fallas
• Rutinas de restablecimiento del servicio
• Restablecimiento de las fuentes de energía
• Secuencia de eventos
• Desconexiones bajo carga
• Tiro de carga (desconexiones programadas)
• Monitoreo de puntos calientes
• Administración de órdenes de trabajo
• Administración de llamadas (OMS)
• Control de voltajes
• Control de reactivos (VAR)
• Reconfiguraciones de la red
• Pronóstico de demanda a corto y mediano plazo
• Administración de cargas
• Pérdidas de energía (técnicas y no técnicas)
• Análisis de Confiabilidad

e
e
• Calculo de fallas (corto-circuito)
e • Ajustes de relevadores de protección
e • Capacidad de seccionadores y fusibles
e • Administración del mantenimiento
C • Valoración de la seguridad
C • Planeación del desarrollo de la red
• Localización de capacitores
• Localización de RTUs
• Simulador de entrenamiento para el despachador
e
e
e f) Infraestructura de Medición Avanzada (AMI) (Advanced
Metering Infrastructure). Consiste en una arquitectura de medición
C automatizada bidireccional, o sea medidores con comunicación
e entre la empresa eléctrica y el usuario o cliente. Esta modalidad,
de reciente aplicación, permite a la empresa eléctrica tener
e información en tiempo real de la energía consumida por cada
e cliente, y a su vez permite al cliente estar informado de sus usos
de energía y decidir sus consumos y tiempos en base a las
e diferentes tarifas existentes en diferentes horarios.
El concepto "Smart Grid" muchas veces se confunde con esta
C única aplicación, aunque sin duda es una parte importante del
e concepto integral, pues sin esa interacción de la empresa eléctrica
- con el cliente, no podría hablarse una red inteligente a cabalidad.
Aunque se aplica comúnmente a la medición eléctrica, estos
"medidores inteligentes", o sea con comunicación bidireccional,
C también se aplican a la medición del gas natural y del agua. Estos
medidores modernos no solo envían datos del consumo de
electricidad integrado en el tiempo, sino que también notifican las
e
o

e
e fallas e interrupciones que se presentan, informan de la calidad
del servicio que recibe el cliente mediante un monitoreo en tiempo
real, y otras aplicaciones.
C La implantación masiva de las grandes empresas eléctricas con
c este tipo de medidores ha hecho que los costos de estos
dispositivos bajen sensiblemente, y se puedan aplicar hasta el
e consumidor doméstico simple. En los últimos 5 años se están
e instalando millones de aparatos en todo el mundo. Asi mismo la
tendencia a desregular el mercado con grandes grados de libertad
para tener generación propia, la posibilidad cada vez más real de
e almacenar energía, asi como la cada vez más frecuente utilización
de la energía eléctrica para los automóviles lo que implica diversos
dispositivos de carga en el nivel de baja y media tensión de las
redes eléctricas, obliga a las empresas eléctricas a investigar
nuevas tecnologías y a hacer las inversiones necesarias. En este
cada vez más complejo mercado, las empresas eléctricas se
e enfrentan al gran reto de disminuir las pérdidas (técnicas y no
e técnicas) tratando de alcanzar la optimización ideal de que la
distribución sea equivalente a la generación. Con la aplicación de
e medidores inteligentes se puede registrar cuándo y cómo es
e consumida la energía, y se ponderan las tarifas según los horarios
y estaciones.
•
Con los medidores inteligentes los clientes ya no están sujetos a
las estimaciones tan frecuentes en la tradicional forma de facturar
C que utilizan las empresas eléctricas y que siempre han sido motivo
e de quejas y discrepancias. Con estos medidores los clientes
pueden ser capaces de administrar sus propios consumos
C reduciéndolos sustancialmente, mejorando sensiblemente su
facturación o costo, y obviamente contribuyendo a reducir las
C
emisiones de carbón a la atmósfera. Es decir, el cliente puede
cambiar sus hábitos de consumo para lograr estos efectos
C favorables.
e
e
.
.

e
e
e'
e
e'
e'
e
e
e
e
e
..
e
e
o
Un problema crítico para el buen funcionamiento de los medidores
inteligentes es el sistema de comunicación, ya que ésta debe ser
confiable y segura de y hacia el Centro de Control del sistema
eléctrico. Teniendo en cuenta la gran variedad de lugares y
condiciones de clima donde se aplican, este reto puede llegar a ser
tremendamente importante. Para ello se tienen varias alternativas
de solución, tales como telefonía celular, radio, fibra óptica,
satélite, y la muy utilizada con las nuevas tecnologías de PLC
(power line communication) o sea utilizar la propia infraestructura
del cableado de la red eléctrica como medio de comunicación. No
se puede perder de vista en la actualidad la utilización de redes
Wi-Fi o IP (Internet Platform).

V. INTEGRACIÓN ÚNICA
1 -------
a
------
Soporte toma de decisiones1
Empresa n'
1 1
1 1 nalust)
E1 Cuadrol 1
Mando_19 1
ícisO ERP GIS
—— -
Bus de Integración de la Empresa
------------
MS fJ ÍOMSÍJ CAD4J ÍAM1 íJ deRed Distribuida
-– — -------- Comunicaciones de IP Digitales
<BUS de integración en Tiempo Real
Mision Critica
Dispositivos -
- Dispositivos
Mdd Deorese i
alimentación secundarios
Figura 4 Arquitectura de la Solución "Smart Grid"
En la figura 4 se muestra la arquitectura ideal para una solución
integrada de las aplicaciones anteriormente descritas para una red
inteligente de distribución eléctrica que se constituye en una solución
única donde conviven simultáneamente los módulos AMI / SCADA / GIS
/ OMS / DMS. El DMS provee la coordinación básica y la herramienta de
toma de decisiones que permite la utilización óptima, administración y
coordinación de todos los equipos e instalaciones de la red de
distribución.
Obviamente la aplicación de tecnologías avanzadas para operar una red
inteligente de distribución está basada en la premisa que la
infraestructura básica de la red: postería, cables, aisladores,

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C
transformadores, seccionadores, etc, están en buenas condiciones. En
muchos casos, las empresas eléctricas tienen que hacer grandes
C inversiones en modernizar la infraestructura básica de sus redes para
llegar al punto aceptable de continuidad y calidad del servicio. Sin
embargo los costos de la modernización aplicando las tecnologías
descritas anteriormente es mucho más bajo comparado con las del
e equipo primario, pero los beneficios obtenidos son varias veces
superiores a las inversiones.
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La columna vertebral del sistema integrado de gestión inteligente lo
componen la comunicación entre AMI y el DMS. A continuación se
t presentan los beneficios que pueden alcanzarse con la integración de los
e módulos anteriormente descritos:
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C j Diferimiento de Inversiones de CaDital.- (DMS, AMI, GIS,
e SCADA, OMS, almacenamiento de electricidad). La optimización
de la operación de la red permite una mejor utilización de las
instalaciones disponibles, y un diferimiento de las inversiones en
e nuevas construcciones. Las aplicaciones Recon figuración Optima
de la Red, Coordinación de las secuencias de switcheo,
e Localización óptima de Capacitores, Localización Óptima de
e RTUs, Planeación de la expansión de la Red, y la Regulación de
Voltaje, facilitan el diferimiento de nuevas construcciones que
puede representar de un lO% a un 30% dentro del horizonte
e planeado. Si se le agrega la función Despacho óptimo de la
e generación distribuida en la red se posibilita también diferir las
costosas inversiones en nuevas plantas. Balanceando las cargas
e en los diferentes alimentadores de medio voltaje se liberan las
e sobrecargas y se extiende la vida útil de los equipos lo que
implica también diferimiento de inversiones.
j Mejoramiento de la ODeración de la Red. (DMS, AMI,
SCADA).Las pérdidas de energía en la red son técnicas y no-
técnicas. A nivel mundial, en empresas eléctricas de países de
e

alto desarrollo, las pérdidas técnicas son del orden del 3% al
8%, y las pérdidas no-técnicas del 3% al 8%. En México, la CFE
maneja indicadores del 12% al 15%, y en el Valle de México
(con la gestión de la extinta Luz y Fuerza), las pérdidas técnicas
eran del lS% y las no técnicas alcanzaban el 30% ó más. Las
pérdidas no-técnicas se refieren a aquellas que se consumen y
no se miden (y por lo tanto no se facturan) (robos, fraudes,
medidores descompuestos o "arreglados", etc).
Las pérdidas no-técnicas se pueden monitorear mediante el
balance de cada transformador de MT/BT utilizando el Estimador
de Estado del DMS, y con los datos del AMI y el SCADA, y mover
las cuadrillas disponibles a los lugares adecuados para investigar
las causas del desbalance y corregirlas.
Se puede monitorear el consumo de cada usuario con las
aplicaciones de los dispositivos AMI, para ello se utiliza
eficazmente el Estimador de Estado y los Flujos de Carga.
Para mejorar la calidad del servicio a los consumidores se utiliza
la función de Control de Voltaje (Volts/VARs)manteniendo el
voltaje dentro de los límites permitidos, no solo a nivel de cada
consumidor sino también en toda la red.
Se minimizan las pérdidas controlando las cargas activas y
reactivas y haciendo un control dinámico del voltaje de acuerdo
con la variación de tarifas en un mercado abierto.
lo
, çj. Localización y aislamiento de fallas y restablecimiento del
servicio (DMS, SCADA, AMI, OMS). La función (Fault
Management) Administración de fallas . funciona eficazmente
con el software del DMS y los datos provenientes del AMI y el
OMS, localizándose la faMa con precisión, lo que permite enviar
S la cuadrilla al lugar exacto
Así mismo el DMS provee la función Restablecimiento del
Servicio (Supply restoration), que toma en consideración el
estado de los interruptores involucrados antes y después de la
falla. Con este análisis, el operador puede restablecer el servicio
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C
aislando la zona afectada en un tiempo muy breve, y la función
administración de la secuencia de interruptores activados que
C provee el DMS reduce los posible errores del operador y
e minimiza el tiempo de normalización. Este registro de
interruptores activados también se utiliza en el análisis posterior
C a la falla. Si se tienen en la red dispositivos de almacenamiento
e de energía y generación distribuida se pueden aplicar soluciones
temporales manteniendo ciertos sectores como una "isla".
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e fl Reducción de los DiCOS de carga.(DMS, AMI) Otra de las
funciones del DMS es la Programación Optima de la Generación
1 Distribuida, que también debe contemplar los dispositivos de
e almacenamiento de energía y de los de carga de vehículos
eléctricos.
e
La función Administración de la Carga (load management) es
e capaz de controlar directamente las cargas individuales de los
C usuarios en sus aparatos y enseres incluídos en un programa
e específico previamente acordado con la empresa eléctrica, lo que
facilita el manejo de los "picos" sin tener que recurrir al "tiro de
e carga" (load shedding) que causa interrupciones y molestias a
e los usuarios. Otra función del DMS que contribuye al manejo de
los "picos" es la de Reducción de Voltaje.
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La reducción de los "picos" son necesarias cuando existe un
déficit de generación en la red, o en los casos en que se tiene
e que comprar a un tercero energía de mayor costo. Con la
integración del sistema. AMI se tienen las curvas de consumo de
los usuarios y se puede calcular con mucha más precisión la
C reducción de voltaje necesaria en la red.
C Estas optimizaciones de carga, así como el despacho eficiente de
e la generación distribuida alivian la necesidad de producir
generación de centrales térmicas convencionales con la
consiguiente reducción de emisiones de carbón a la atmósfera.
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1
rn j Entrenamiento y CaDacitación (DMS, SCADA, AMI, OMS).
Para mejorar la actuación de los operadores de la red, así como
1 los especialistas en el análisis y en la planificación, el DMS
contiene la aplicación del Simulador para el Despachador (u
Operador) que mediante ejercicios de casos basados en el
1 estado real de la red aprenden a reaccionar ante las
1 contingencias. Y mediante la función Gestión de Secuencia de
Interruptores, el operador puede preparar una operación optima
con diferentes escenarios.
1, Es obvio que con esta poderosa herramienta los errores
humanos se minimizan y con los módulos AMI, SCADA y OMS
debidamente integrados, el conocimiento de la red se
incrementa sensiblemente, y se tiene ese "feeling que deben
1 tener todos los operadores cuando están en su turno con la
responsabilidad de una misión crítica como es el suministro
continuo y de calidad de un servicio vital para la sociedad.
1
VI. CONCLUSIONES
1
ID Como nunca antes, la desregulación y la competencia ha
obligado a las empresas eléctricas a mejorar la confiabilidad de
1 sus sistemas de distribución, a reducir el número y duración de
las interrupciones, a preocuparse por la satisfacción del cliente,
así como reducir costos y aumentar la seguridad.
La integración de las tecnologías de la información descritas en
este trabajo: DMS, AMI, SCADA, OMS y GIS, representa la
clave para alcanzar el concepto de Redes Inteligentes de
Distribución Eléctrica (Smart Grid).
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Los beneficios aportados por estas soluciones integradas pueden
describirse como:
• Planificación optima de inversiones en el tiempo para la expansión
de la red, aplicación de capacitores, dispositivos de
automatización, etc.
• Diferimiento de inversiones por mejor utilización de la
infraestructura existente.
• Con las funciones de reconfiguración y balanceo de cargas también
se pueden diferir las inversiones
• Se integra en la operación las nuevas tendencias de generación
distribuida, el almacenamiento de energía, y la conexión de los
automóviles eléctricos.
• Con las aplicaciones de AMI se mejoran los resultados del
estimador de estado, el cual proporciona una "película exacta de
la red que servirá de base para los estudios de análisis y toma de
decisiones.
• Se pueden reducir los picos de carga sin violar sustancialmente los
parámetros determinados para una buena calidad del servicio.
• En los casos de falla, se reducen sustancialmente los tiempos de
reconexión, y se minimizan los errores humanos
• Se mejora la calidad del servicio y se reducen las pérdidas técnicas
con un óptimo control de voltaje y de los reactivos.
• Se localizan y corrigen con más eficacia y precisión las pérdidas
no-técnicas.
• Se mejora la operación, el análisis, la planeación y el
mantenimiento con el entrenamiento en simuladores de alcance

e
e
C
total que se alimentan de la integración de las tecnologías de
información descritas en este trabajo.
e
e REFERENCIAS
C - The Electric Advisory Committee "Smart Grid" Enabler of the
e New Energy Economy. Dec 2008
e - Andrew Bennet "GIS as the Foundation for Smart Grid"
Tel ven t.
- Dragan Popovich, et al"Integration with DMS system as a
decision making tool for optimal management of
C distribution networks" Telvent DMS. April 2009
- US Department of Energy "The Smart Grid: An Introduction"
- Jeff Myers "Smart Grid: Bright Future" Telvent. Sep 2010
- M.Ruth, G.Anderson, et al "A New Concept for a Fully
Transparent Distribution Management System" July 2007
- Telvent "Smart Grid Solution" J un 2008
- lEE Power and Energy Society General Meeting "Using AMI to
Realize Smart Grid" July 2008.
- Francisco Romero "Smart Grid Solution: Aportando
Eficiencia Eléctrica a la Utility" Tel ven t Marzo 2010
- Joseph Eto and Kristina Hamachi, et al "Tracking the
Reliability of the US Electric Power System". Oct 2008

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