Sistema de gestión de distribución

La red de distribución suele abarcar una amplia zona y suministrar energía a distintos clientes con diferentes niveles de tensión. Por ello, localizar las fuentes y cargas necesarias en una interfaz GIS/Operador de gran tamaño suele ser muy difícil. Las funciones de desplazamiento y zoom que ofrece la interfaz gráfica de usuario (GUI) de un sistema SCADA convencional no cubren los requisitos operativos exactos. El análisis de conectividad de red (NCA) es una funcionalidad específica del operador que le ayuda a identificar o localizar la red o el componente deseado con gran facilidad. El NCA realiza los análisis necesarios y muestra el punto de alimentación de las distintas cargas de la red. En función del estado de todos los dispositivos de conmutación, como el interruptor automático (CB), la unidad de distribución anular (RMU) y/o los seccionadores que afectan a la topología de la red modelada, se determina la topología de red predominante. El NCA también ayuda al operador a conocer el estado operativo de la red de distribución, indicando el modo radial, los bucles y los paralelismos en la red.

En territorios como el Reino Unido, una función esencial de un DMS siempre ha sido garantizar la seguridad de las maniobras y los trabajos en las redes. Los ingenieros de control preparan programas de maniobras para aislar y asegurar una sección de la red antes de realizar los trabajos, y el DMS valida estos programas mediante su modelo de red. Los programas de maniobras pueden combinar operaciones de maniobras telecontroladas y manuales (in situ). Una vez asegurada la sección requerida, el DMS permite la emisión de un Permiso de Trabajo (PTW). Tras su cancelación al finalizar los trabajos, el programa de maniobras facilita el restablecimiento de la normalidad operativa. Los componentes de maniobra también pueden etiquetarse para reflejar las restricciones operativas vigentes.

El modelo de conectividad/componentes de red y los diagramas asociados deben mantenerse siempre actualizados. Por lo tanto, la función de programación de conmutación permite aplicar parches al modelo de red en la versión en vivo en las etapas correspondientes de las tareas. El término «parche» deriva del método utilizado anteriormente para mantener los diagramas del panel de control.

El estimador de estado es una parte integral de los sistemas generales de monitoreo y control de las redes de transmisión. Su objetivo principal es proporcionar una estimación confiable de los voltajes del sistema. Esta información del estimador de estado fluye hacia los centros de control y servidores de bases de datos en toda la red. ^{[ 1 ]} Las variables de interés son indicativas de parámetros como los márgenes de los límites operativos, el estado de los equipos y las acciones requeridas por el operador. Los estimadores de estado permiten calcular estas variables de interés con alta confianza, a pesar de que las mediciones puedan estar afectadas por ruido, faltar o ser inexactas.

Aunque no podamos observar directamente el estado, este puede inferirse a partir de un análisis de mediciones que se suponen sincronizadas. Los algoritmos deben tener en cuenta que la presencia de ruido puede distorsionar las mediciones. En un sistema eléctrico típico, el estado es cuasiestático. Las constantes de tiempo son suficientemente rápidas como para que la dinámica del sistema decaiga rápidamente (con respecto a la frecuencia de medición). El sistema parece progresar a través de una secuencia de estados estáticos determinados por diversos parámetros, como los cambios en el perfil de carga. Las entradas del estimador de estado pueden utilizarse en diversas aplicaciones, como el análisis de flujo de carga , el análisis de contingencias y otras.

El estudio de flujo de carga es una herramienta importante que implica el análisis numérico aplicado a un sistema eléctrico. Este estudio suele utilizar notaciones simplificadas, como diagramas unifilares, y se centra en diversas formas de potencia alterna en lugar de en la tensión y la corriente. Analiza los sistemas eléctricos en operación normal en estado estacionario. El objetivo de un estudio de flujo de potencia es obtener información completa sobre el ángulo y la magnitud de la tensión para cada barra del sistema eléctrico, considerando las condiciones específicas de carga, potencia real y tensión del generador. Una vez que se dispone de esta información, se puede determinar analíticamente el flujo de potencia real y reactiva en cada rama, así como la potencia reactiva de salida del generador.

Debido a la naturaleza no lineal de este problema, se emplean métodos numéricos para obtener una solución dentro de una tolerancia aceptable. El modelo de carga debe calcular automáticamente las cargas para que coincidan con las corrientes de los alimentadores, ya sean las registradas por telemetría o las pronosticadas. Utiliza el tipo de cliente, los perfiles de carga y otra información para distribuir adecuadamente la carga a cada transformador de distribución . Los estudios de flujo de carga o de flujo de potencia son importantes para planificar la futura expansión de los sistemas eléctricos, así como para determinar el mejor funcionamiento de los sistemas existentes.

El control de voltaje y potencia reactiva (VVC) se refiere al proceso de gestión de los niveles de voltaje y la potencia reactiva (VAR) en los sistemas de distribución eléctrica. Estas dos magnitudes están relacionadas, ya que cuando la potencia reactiva fluye por una línea inductiva (y todas las líneas tienen cierta inductancia), dicha línea experimenta una caída de voltaje. El VVC abarca dispositivos que inyectan potencia reactiva en la red para modificar la magnitud de esa caída de voltaje, además de equipos que controlan el voltaje de forma más directa.

En la red eléctrica tradicional, existen tres herramientas principales para la gestión de voltaje: cambiadores de tomas bajo carga (LTC), reguladores de voltaje y bancos de capacitores. Los LTC y los reguladores de voltaje son transformadores con relaciones de espiras variables ubicados en puntos estratégicos de la red y ajustados para aumentar o disminuir el voltaje según sea necesario. Los bancos de capacitores gestionan el voltaje mediante la generación de potencia reactiva y, hasta ahora, han sido las herramientas principales para el control de voltaje/potencia reactiva (VAR). Estos capacitores de gran tamaño se conectan a la red en configuración de derivación a través de interruptores que, al cerrarse, permiten que los capacitores generen VAR y aumenten el voltaje en el punto de conexión. En el futuro, el control de voltaje variable (VVC) podría implementarse mediante inversores inteligentes y otros recursos de generación distribuida , que también pueden inyectar potencia reactiva en la red de distribución. Una aplicación de VVC ayuda al operador a mitigar condiciones de voltaje peligrosamente bajas o altas, sugiriendo planes de acción para todos los equipos de VVC. El plan indicará la posición de la toma y el estado de conmutación del capacitor necesarios para garantizar que el voltaje se mantenga cerca de su valor nominal y, por lo tanto, optimizar la función de control de voltaje/potencia reactiva para la compañía eléctrica.

Además de mantener un perfil de voltaje estable, el control de voltaje variable (VVC) ofrece beneficios potenciales para la capacidad de corriente de las líneas eléctricas. Existen cargas con componentes reactivos, como condensadores e inductores (por ejemplo, motores eléctricos ), que sobrecargan la red. Esto se debe a que la parte reactiva de estas cargas provoca un mayor consumo de corriente que el que consumiría una carga puramente resistiva comparable. El exceso de corriente puede provocar el calentamiento de equipos como transformadores, conductores, etc., que podrían necesitar un redimensionamiento para soportar la corriente total. Un sistema eléctrico ideal requiere controlar el flujo de corriente mediante una planificación minuciosa de la generación, absorción y distribución de potencia reactiva en todos los niveles del sistema.

Los sistemas de distribución eléctrica cuentan con largas líneas de transmisión , múltiples puntos de inyección y una demanda de consumo fluctuante. Estas características los hacen inherentemente vulnerables a inestabilidades o condiciones imprevistas del sistema que pueden provocar fallas críticas. La inestabilidad suele surgir de oscilaciones en el sistema eléctrico debido a fallas, déficits de pico o fallas en los sistemas de protección. Los planes de reducción y restablecimiento de carga en la distribución desempeñan un papel vital en la operación y el control de emergencia en cualquier empresa de servicios públicos.

Una aplicación automatizada de desconexión de carga detecta condiciones de activación predeterminadas en la red de distribución y ejecuta conjuntos predefinidos de acciones de control, como abrir o cerrar alimentadores no críticos, reconfigurar la distribución aguas abajo o las fuentes de inyección, o realizar un control de derivación en un transformador. Cuando una red de distribución es compleja y abarca un área extensa, las acciones de emergencia tomadas aguas abajo pueden reducir la carga en las partes aguas arriba de la red. En un sistema no automatizado, la concienciación y la intervención manual del operador desempeñan un papel fundamental en la mitigación de problemas. Si los problemas no se abordan con la suficiente rapidez, pueden propagarse exponencialmente y causar fallas catastróficas importantes.

DMS debe proporcionar una aplicación modular y automatizada para la gestión y el restablecimiento de la carga, que automatice los requisitos de operación y control de emergencia para cualquier empresa de servicios públicos. La aplicación debe abarcar diversas actividades, como la gestión de carga por baja frecuencia (UFLS), la detección de infracciones de límites y los esquemas de gestión de carga según la hora del día, que normalmente realiza el operador.

La fiabilidad y la calidad del suministro eléctrico son parámetros clave que toda empresa de servicios públicos debe garantizar. La reducción del tiempo de interrupción del suministro para el cliente mejora todos los índices de fiabilidad de la empresa; por lo tanto, las aplicaciones de conmutación automatizada o FMSR desempeñan un papel importante. Las dos características principales que requiere un FMSR son: gestión de la conmutación y plan de conmutación sugerido.

La aplicación DMS recibe información de fallas del sistema SCADA y la procesa para identificar fallas y ejecutar la aplicación de gestión de conmutación. Los resultados se convierten en planes de acción . El plan de acción incluye la activación/desactivación de los interruptores automáticos de carga, las unidades de gestión de conmutación (RMU) y el seccionador. El plan de acción se puede verificar en el modo de estudio que proporciona la funcionalidad. La gestión de conmutación puede ser manual o automática según la configuración.

El balanceo de carga mediante la reconfiguración de alimentadores es una aplicación esencial para las empresas de servicios públicos que cuentan con múltiples alimentadores que abastecen una zona con alta densidad de carga. Para equilibrar la carga en una red, el operador redirige las cargas a otras partes de la red. Un sistema de gestión de carga de alimentadores (FLM, por sus siglas en inglés) es necesario para gestionar el suministro de energía en el sistema de distribución eléctrica e identificar áreas problemáticas. El sistema de gestión de carga de alimentadores monitoriza los parámetros vitales del sistema de distribución e identifica áreas de riesgo para que el operador de distribución esté prevenido y pueda centrar su atención de forma eficiente donde más se necesita. Esto permite una corrección más rápida de los problemas existentes y ofrece posibilidades para prevenirlos, lo que se traduce en una mayor fiabilidad y un mejor rendimiento en el suministro de energía .

De manera similar, la reconfiguración de alimentadores también se utiliza para minimizar las pérdidas . Debido a diversas restricciones operativas y de red, la red eléctrica puede operar a su máxima capacidad sin conocer las consecuencias de las pérdidas que se produzcan. Las pérdidas totales de energía e ingresos debidas a estas operaciones deben minimizarse para un funcionamiento eficaz. La aplicación DMS utiliza una aplicación de gestión de conmutación para esto; el problema de minimización de pérdidas se resuelve mediante el algoritmo de flujo de potencia óptimo y se crean planes de conmutación similares a la función anterior.

La previsión de carga de distribución (DLF) proporciona una interfaz estructurada para crear, gestionar y analizar previsiones de carga. Los modelos precisos para la previsión de carga eléctrica son esenciales para la operación y planificación de una empresa de servicios públicos . La DLF ayuda a las empresas eléctricas a tomar decisiones importantes, incluidas las relativas a la compra de energía eléctrica, la conmutación de carga y el desarrollo de infraestructuras.

La previsión de carga se clasifica en función de diferentes duraciones de planificación: previsión de carga a corto plazo o STLF (hasta 1 día), previsión de carga a medio plazo o MTLF (de 1 día a 1 año) y previsión de carga a largo plazo o LTLF (de 1 a 10 años). Para prever la carga con precisión a lo largo del año, es necesario considerar diversos factores externos, como el clima, la radiación solar , la población, el producto interior bruto per cápita , las estaciones y los días festivos. Por ejemplo, en invierno, se podría añadir el factor de sensación térmica promedio como variable explicativa, además de las utilizadas en el modelo de verano. En las estaciones de transición, como primavera y otoño, se puede utilizar la técnica de transformación. Para los días festivos, se puede restar una carga por efecto de vacaciones de la carga normal para estimar mejor la carga real durante las vacaciones.

Se han desarrollado diversos modelos predictivos para la previsión de carga basados ​​en varias técnicas, como regresión múltiple , suavizado exponencial , mínimos cuadrados ponderados iterativos, previsión de carga adaptativa, series temporales estocásticas, lógica difusa , redes neuronales y sistemas expertos basados ​​en el conocimiento . Entre estos, los modelos de previsión de carga estocástica más populares fueron los de series temporales estocásticas, como el modelo autorregresivo (AR) , el modelo autorregresivo de media móvil (ARMA), el modelo autorregresivo integrado de media móvil (ARIMA) y otros modelos que utilizan lógica difusa y redes neuronales.

DLF proporciona capacidades de agregación de datos y pronóstico configuradas para satisfacer las necesidades actuales y adaptarse a las futuras, y debería tener la capacidad de producir pronósticos repetibles y precisos.

La norma IEC 61968, desarrollada por el Grupo de Trabajo 14 del Comité Técnico 57 de la IEC , define estándares para el intercambio de información entre aplicaciones de sistemas de distribución eléctrica. Su objetivo es facilitar la integración entre aplicaciones de una empresa de servicios públicos que necesite recopilar datos de diferentes aplicaciones, ya sean nuevas o heredadas.

Según la norma IEC 61968, un DMS encapsula diversas capacidades, como la monitorización y el control de equipos para el suministro de energía, procesos de gestión para garantizar la fiabilidad del sistema, gestión de voltaje, gestión de la demanda, gestión de interrupciones, gestión de trabajos, mapeo automatizado y gestión de instalaciones. El núcleo de la norma IEC 61968 es el Modelo de Referencia de Interfaz (IRM), que define diversas interfaces estándar para cada clase de aplicaciones. Se enumeran componentes abstractos (lógicos) para representar aplicaciones concretas (físicas). Por ejemplo, una función empresarial como la Operación de Red (NO) podría representarse mediante diversas subfunciones empresariales como la Monitorización de la Operación de Red (NMON), que a su vez se representará mediante componentes abstractos como la Supervisión del Estado de la Subestación, la Supervisión del Estado de la Red y la Supervisión de Alarmas.

La norma IEC 61968 recomienda que las interfaces de sistema de una infraestructura de interaplicación de servicios públicos compatible se definan mediante el Lenguaje Unificado de Modelado (UML). UML incluye un conjunto de técnicas de notación gráfica que se pueden utilizar para crear modelos visuales de sistemas intensivos en software orientados a objetos. La serie de normas IEC 61968 extiende el Modelo de Información Común (CIM), que actualmente se mantiene como un modelo UML, para satisfacer las necesidades de la distribución eléctrica. Para el intercambio estructurado de documentos, especialmente en Internet, el formato de datos utilizado puede ser el Lenguaje de Marcado Extensible (XML). Uno de sus usos principales es el intercambio de información entre sistemas informáticos diferentes y potencialmente incompatibles. Por lo tanto, XML es muy adecuado para el ámbito de las interfaces de sistema para la gestión de la distribución. Formatea las cargas útiles de los mensajes para cargarlas en diversos protocolos de mensajería como SOAP ( Protocolo Simple de Acceso a Objetos ), etc.