CIDEL ARGENTINA 2010

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1 CIDEL ARGENTINA 2010 IMPLEMENTACION DE UN SISTEMA DE TELECONTROL SCADA PARA MEJORAR LA OPERACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN SUBTERRANEO DE ENERGÍA SAN JUAN S.A. Enrique Valladares - Energía San Juan S.A. Jorge Infante - Energía San Juan S.A. ARGENTINA evalladares@energiasanjuan.com.ar, jinfante@energiasanjuan.com.ar Palabras Clave SCADA, Dispositivos Inteligentes de Medición, Sistema de Comunicaciones, Distribución eléctrica subterránea 1. INTRODUCCIÓN La red de distribución eléctrica del microcentro de la ciudad de San Juan, cuenta con 54 cámaras subterráneas con transformadores y una red de distribuidores de 13,2 kv, de aproximadamente 30 km de longitud. Fig. Nº1 Se proyectó incorporar herramientas que permitan telesupervisar y operar esta red desde el sistema SCADA existente en el Centro de Control, con el objeto de mejorar la calidad de servicio en esta zona, y mejorar las condiciones de explotación de la red, al minimizar los tiempos de indisponibilidad del suministro eléctrico y además satisfacer la necesidad de disponer de mediciones continuas de los parámetros eléctricos. Los parámetros a telesupervisar en tiempo real y centralizada, fundamentalmente son los siguientes: Detección de paso de falla. Alarma temperatura en cámara Estado de los interruptores y seccionadores, Alarma presencia de agua en cámara. Mediciones de variables eléctricas (corrientes, tensiones, potencias aparente, activa y reactiva, armónicos) Comandos Interruptor Automático BT Comando Seccionador Bajo Carga Encendido/Apagado extractor de aire. El sistema implementado está orientado fundamentalmente a mejorar la operación de la red y la calidad del servicio eléctrico, sin embargo, aporta un aventaja adicional que es optimizar los recursos de operación, mantenimiento y seguridad en las tareas de del personal en terreno. Además, se logra un mejor control y distribución de la carga, de cada centro de transformación, considerando los picos de demanda, al lograr disponer de oportuna información para cálculos de Ingeniería y planificación de la red. En este trabajo se presenta una descripción del sistema SCADA implementado en Energía San Juan, detallando el sistema de telesupervisión y control de la red subterránea de distribución en forma integrada al sistema eléctrico en su conjunto. La primera etapa del proyecto incluyó 30 cámaras subterráneas, la que actualmente se encuentra funcionando desde hace un año. 2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TELECONTROL SCADA El sistema de telecontrol está basado en Unidades Terminales Remotas (UTRs), Dispositivos Inteligentes de Medición, Sistema de Comunicaciones por radio, una unidad concentradora que realiza la supervisión del conjunto, y el software SCADA que tiene a su cargo la gestión y representación de las variables eléctricas medidos en tiempo real de la red. El sistema SCADA de Energía San Juan S.A. se diseñó contemplando posibilidades de expansión y compatibilidad de sus recursos, logrando una inserción armónica en el ambiente informático corporativo ya existente. Es una arquitectura abierta en entorno UNIX instalado sobre plataforma RISC cumpliendo los estándares de Sistemas Abiertos. Está conformado por una red local dual que conecta los diversos nodos con funciones específicas e integra en su conjunto la plataforma de adquisición de datos y control supervisado en tiempo real. Los distintos segmentos de LAN a la que se conectan los distintos nodos están basados en una arquitectura cliente/servidor de característica abierta y estructurada, operando con protocolos normalizados ISO/OSI y TCP/IP. El sistema posee dos consolas de operación con un par de monitores cada una, integrados a la red conformando una arquitectura distribuida y modular. El archivado de los datos históricos lo realiza un arreglo de discos históricos en configuración de discos espejados conectado a ambos servidores, formando lo que se conoce como clustering.

2 2 Fig. Nº1. Esquema eléctrico de red subterranea y plano ciudad de San Juan. El sistema SCADA telecontrola 33 Estaciones Transformadoras (ETs) de alta tensión - media tensión (AT - MT) a través de Unidades Terminales Remotas (RTUs) que se comunican con el Centro de Control en protocolo DNP 3.0. El sistema de comunicación principal se realiza por radio en el espectro de UHF distribuido en tres frecuencias que comunican con grupos de 10 RTUs cada uno. Dos RTUs son telecontroladas por onda portadora y una por fibra óptica. El sistema de comunicaciones contempla el telecontrol de 63 seccionamientos en la red de distribución (43 seccionalizadores y 20 reconectadores) que se comunican con las RTUs de las ETs concentradoras. La comunicación entre equipos de poste y concentradoras se realiza en protocolo de comunicaciones IEC y con equipos de radio en espectro expandido (MDS). Para las 30 RTUs instaladas en las cámaras subterráneas se optó por un sistema de comunicaciones en VHF ya que el comportamiento de ésta banda de frecuencia se adecua mejor a centros urbanos, donde existen innumerables obstáculos para las ondas de radio frecuencia. El protocolo utilizado es el mismo del resto del sistema, es decir DNP DESCRIPCIÓN SISTEMA DE TELECONTROL DE CAMARAS El telecomando de las cámaras subterraneas se llevó a cabo adoptando una configuración similar a la que se realiza con los equipos de poste, es decir, operando con una remota concentradora ubicada en las proximidades del tendido de la red subterránea. En nuestro caso, la ET elegida para cumplir la función de concentradora de comunicaciones es la ET Centro, a la cual se incorporo una RTU dedicada a tal fin. La Fig. Nº 2 muestra el diagrama en bloques del esquema adoptado. Este, es el que mejor se adapta a la aplicación, debido a que el mayor problema que se enfrenta a la hora de llevar a cabo un telecomando de cámaras subterraneas con un sistema de comunicaciones por radio, es la dificultad de tener un enlace adecuado a las exigencias que propone un sistema de telecontrol fiable. Por ello, el hecho de tener una base de transmisión cercana a los puntos de telemedición, resuelve en gran parte estos problemas. El sistema consta de un Centro de Control en el cual se encuentra el SCADA que interroga a todas las RTUs por diversos medios de comunicación (radio, fibra, onda portadora)

3 3 Fig. Nº 2. Esquema de funcionamiento telecontrol de cámaras subteráneas En la Fig. 3 se muestra la pantalla visualizada por el operador conteniendo el unifilar. Una de estas RTU es la que esta en la ET Centro, que tiene como objetivo llevar a cabo el telecontrol de la Estacion Transformadora. Paralela a la misma y con un equipo de radio similar, tranmitiendo en la banda de UHF pero con una direccion DNP remota diferente, está la RTU concentradora, dedicada a recolectar los datos provenientes de los equipos remotos ubicados en las cámaras subterraneas, almacenar los mismos en un buffer y quedar a la espera de la interrogación por parte del Centro de Control. El vínculo radial entre la RTU concentradora y los equipos remotos ubicados en las cámaras subterraneas es llevado a cabo en la banda de VHF. Después de haber realizado varias pruebas en terreno con distintos equipos de comunicación, se optó por la transmisión en la banda de VHF que brindaba un nivel de señal óptimo en cada extremo del canal de comunicación pese a los obstáculos encontrados en la zona (edificios, arboles, etc). El nivel de potencia con el cual se logro un buen desempeño es cercano a los 20 Watts. Las RTUs utilizadas en las cámaras subterraneas, es un modelo compacto mostrado en la Fig. Nº5. Entre las características que presenta este equipo podemos mencionar: Protocolo de comunicación DNP. 8 Entradas Digitales ópticamente aisladas 2 Salidas Digitales 8 Entradas Analógicas 3 Puertos RS232 Serie El dialogo con el equipo concentrador se realiza en protocolo DNP 3.0. El sistema remoto, se desarrolló en un gabinete de exterior, para contener la RTU, el equipo de radio y demás equipos de telecontrol. Fig Nº MEJORAS INTRODUCIDAS La implementación del sistema permitió mejorar notablemente la calidad de servicio, reduciendo los tiempos de reposición y optimizar recursos en la operación y mantenimiento del sistema, tanto en estado estacionario como en situaciones de contingencias, entre los que se puede citar: Detección, ubicación y aislamiento de fallas. Esta función permite al operador del sistema coordinar las cuadrillas de operación y mantenimiento, disminuyendo los tiempos "fuera de servicio" del sistema, minimizando los tiempos de ubicación y reposición de fallas. Vigilancia y gestión de la red. A través del monitoreo y telemetría permanente del sistema de distribución, el operador tiene una visión de la red en su conjunto, lo que permite el registro, vigilancia de valores dentro de límites, estado de elementos de maniobra, monitoreo de la seguridad de equipos, señales de alarmas etc. Regulación de tensión. El operador puede controlar la tensión en los nodos principales del sistema y actuando sobre el mismo a través del telecontrol de transformadores de potencia, ubicadas en las ETs, manteniendo el sistema dentro de los parámetros de calidad del producto técnico exigidos. Manejo de carga en distribuidores y alimentadores, según límites impuestos por las instalaciones y de acuerdo a valores históricos de

4 4 Fig. Nº3. Diagrama Unifiliar (cuasi-georeferenciado) Telecontrol de cámaras subterráneas. demanda, el operador puede realizar reconfiguraciones de cargas, de modo de optimizar las mismas. Control de potencias reactivas. El operador puede por telemando (en cada ET) incluir o eliminar bancos de capacitores en nodos principales a fin de forzar algunas situaciones especiales de reactivo, según el estado de carga global en el sistema, respeto de los niveles de calidad exigidos. Gestión de la Operación en estado normal del sistema. El sistema SCADA es una herramienta muy importante en las tareas de elaboración de órdenes de corte y consignación de equipos. Planificación del Mantenimiento. Al disponer de una base de datos de operación de cada componente del sistema, permite lograr estadísticas de cada componente, lo cual ayuda significativamente a planificar los mantenimientos preventivos de los equipos eléctricos. Recursos de operación en emergencias Maniobras en Estaciones Transformadoras, Reducción de reclamos de usuarios ante emergencias y menor cantidad de guardias móviles en terreno para este fin. Aumento de la Seguridad del personal. Un factor muy importante, es sin duda el de la seguridad, al poder supervisar y operar equipamiento de potencia en forma remota desde el Centro de Control. Ello implica menor cantidad de personal en terreno, donde deberían disponerse de todas las medidas según las normas de seguridad, implicando mayores tiempos de maniobras. El sistema SCADA permitió además optimizar los recursos asignados a Operación/Mantenimiento, en los siguientes ítems: Fig. Nº4. Gabinete RTU con equipo de radio Mantenimiento preventivo de equipos. Se reducen recursos asociados a campañas de medida en ET y sistema subterráneo. Optimización en la gestión de datos. Disponer de los datos generados en línea de la red eléctrica, tanto en tiempo real como histórica permitió generar informes

5 5 estadísticos y registros estacionales del sistema, particularmente el subterráneo. Los datos se pueden clasificar de la siguiente forma: Datos Estáticos: Son los que se generan fuera de línea, contienen información topológica y otros datos del sistema eléctrico. Datos Dinámicos: Generados durante el proceso de adquisición en tiempo real y contienen la información que se va actualizando constantemente. Estos datos, se utilizan para programar o estudiar maniobras relacionadas a estados del sistema en determinadas configuraciones de red. Datos Históricos: Son los que se van generando durante el proceso de tiempo real y contienen información con períodos de 15 minutos y se almacena para su posterior utilización. Estos datos son muy útiles para programar tanto la operación como la planificación de la red. La variación de Tensión afecta la calidad del producto técnico prestado, la cual debe mantenerse entre ciertos límites. También resulta de interés conocer la relación entre las variaciones de tensión y las variaciones de carga, tanto activa como reactiva, interesan a fin de obtener registros de curvas de carga representativas. Estas curvas resultan imprescindibles en los estudios de planificación de la expansión, de compensación de reactivo y de operación del sistema, como también con propósitos de estudios de pérdidas técnicas y no técnicas, donde se comparan estas mediciones con las obtenidas por los sistemas de tarifación. permitiendo fijar límites de las maniobras de traspasos de carga a otras instalaciones. Este modo de operar el sistema posibilita una gestión razonable de acuerdo a las instalaciones que posee la compañía, y poder afrontar los crecimientos esporádicos o estacionales de la carga, logrando un desarrollo programado de la red. Esto ayuda a lograr una distribución más armónica y programada de las inversiones. 5. CONCLUSIONES Los beneficios mas importantes de esta implementación están vinculados con la mejora notable de los tiempos de detección de fallas y por lo tanto mejora de la operación, los tiempos de restitución y la calidad de servicio. Por otro lado se logra un seguimiento continuo de las variables eléctricas para la operación, mantenimiento y planificación del crecimiento de la red, aumenta la seguridad del personal que realiza maniobras en terreno, mejora la imagen empresarial, como consecuencia de la disminución de los tiempos globales de reposición del servicio en una zona muy sensible y de elevada actividad comercial, como lo es el microcentro de la ciudad de San Juan. La implementación de esta herramienta de telecontrol ha permitido también a Energía San Juan optimizar la gestión de la operación de la red eléctrica subterránea, como también disponer de soluciones estándares y flexibles a futuras incorporaciones de herramientas de gestión integral de la distribución, redundando en un mejor servicio a los usuarios. 6. REFERENCIAS [1] Infante J. Valladares E. "Integración del Sistema de Telecontrol SCADA a la red informática de Energía San Juan"; 2do Congreso Latinoamericano y del Caribe de Gas y Electricidad; P.del Este; 03/2000. Fig. Nº5. RTU de telecontrol de cámaras suterráneas El almacenamiento digital de las variables permite disponer de información global de la calidad de servicio AT/MT/BT, datos actualizados de consumos y demandas para estudios de planificación del sistema. Adicionalmente los recursos de datos e información aportados por el sistema de telecontrol, permite una administración de la red eléctrica en forma óptima, esto permite operar el sistema manejando los recursos de acuerdo a las instalaciones existentes, al disponer de una historia reciente en los perfiles de carga, [2] Nuevas tecnologías aplicadas al sistema de Telecontrol SCADA de Energía San Juan. Enrique Valladares, Jorge Infante. Congreso Internacional de Distribución Eléctrica (CIDEL) [3] P. Vidal E. Valladares. Influencia de la implementación de un sistema SCADA en la mejora de la calidad de servicio 2 Congreso latinoamericano y del Caribe de gas y electricidad. Uruguay. Marzo 2000 [4] Sainco S.A "Manual de Administración del Centro de Control de Energía San Juan [5] OASyS Management Manual Vol 1 Vol II [6] Manual ibox General Electric.